天然气在21世纪中叶将迈入“鼎盛期”，“天然气时代”正在到来。回顾全球天然气工业历程，梳理美国页岩革命启示，总结中国天然气发展历史与成果进展，分析天然气在能源绿色低碳转型中的地位与挑战，提出当前和未来中国天然气工业的发展对策。中国天然气工业经历了起步、增长、跨越3个发展阶段，已成为世界第4大天然气生产国与第3大消费国；天然气勘探开发理论技术取得重大成就，为储量产量规模增长提供了重要支撑。碳中和目标下，推动绿色可持续发展，天然气工业发展挑战与机遇并存。天然气低碳优势显著，“气电调峰”助力新能源发展；同时，开采难度与成本加大等问题更突出。为保障国家能源安全，实现经济社会与生态环境和谐共生，碳中和进程中，立足“统筹布局、科技创新；多能互补、多元融合；灵活高效、优化升级”，完善产供储销体系建设，加速推动天然气工业发展：①加大天然气勘探开发力度，规划部署重点勘探开发领域，突破关键理论，强化技术攻关，持续支撑增储上产；②推进天然气绿色创新发展，突破新技术，拓展新领域，融合新能源；③优化天然气供需转型升级，加大管道气、液化天然气布局和地下储气库建设，建立储备体系，提升应急调节能力和天然气一次能源消费比例，助力能源消费结构转型，实现资源利用低碳化、能源消费清洁化。

阐述了大模型技术的概念，总结了大模型技术的国内外研究现状，综述了大模型在垂直领域的应用现状，梳理了油气行业大模型应用面临的挑战，并对油气行业大模型应用进行了展望。现有大模型可粗略分为3类，即大语言模型、视觉大模型和多模态大模型。油气行业大模型应用刚刚起步，部分油气企业基于开源大语言模型，利用微调、检索增强等方式发布大语言模型产品，部分学者尝试利用视觉/多模态基础模型研发面向油气业务的场景模型，还有少数学者构建地震资料处理解释、岩心分析等领域的预训练基础模型。油气行业大模型应用面临数据量和数据质量难以支撑大模型训练、研发投入成本高、难以实现算法自主可控等挑战。油气行业在应用大模型时应始终聚焦油气主营业务需求，以大模型应用为契机，加强数据全生命周期管理，提升数据治理能力，推动融合算力建设，加强“人工智能+能源”复合团队建设，推动大模型技术自主可控。

通过对鄂尔多斯盆地石炭系本溪组煤岩分布、煤岩储层特征、煤质特征、煤岩气特征以及煤岩气资源和富集规律等方面开展系统研究，评价其勘探潜力。研究表明：①煤岩气是有别于煤层气的优质天然气资源，在埋深、气源、储层、含气性、碳同位素组成等方面具有独特特征；②本溪组煤岩分布面积达16×10⁴ km²，厚度2~25 m，以原生结构的光亮和半亮煤为主，挥发分和灰分含量低，煤质好；③中高阶煤岩TOC值为33.49%~86.11%，平均值为75.16%，演化程度高（R_o为1.2%~2.8%），生气能力强，气体稳定碳同位素值高（δ¹³C₁值为?37.6‰~?16.0‰，δ¹³C₂值为?21.7‰~?14.3‰）；④深层煤岩发育气孔、有机质孔和无机矿物孔等基质孔隙，与割理、裂缝共同构成良好储集空间，储层孔隙度为0.54%~10.67%，平均值为5.42%，渗透率为（0.001~14.600）×10^-3 μm²，平均值为2.32×10^-3 μm²；⑤纵向上发育5种煤岩气聚散组合，其中煤岩-泥岩聚气组合与煤岩-灰岩聚气组合最为重要，封闭条件好，录井全烃气测峰值高；⑥构建了广覆式分布的中高阶煤岩持续生气、煤岩基质孔和割理裂缝规模储集、源-储一体赋存、致密岩盖层密闭封堵的煤岩气富集模式，存在煤岩侧向尖灭体、透镜体、低幅度构造、鼻状构造和岩性自封闭5种高效聚气类型。⑦依据煤岩气地质特征评价划分出8个区带，估算埋深超过2 000 m的煤岩气资源量超过12.33×10¹² m³。上述认识指导风险勘探部署，两口井实施后分别获得工业气流，推动进一步部署预探井和评价井，获得规模突破，提交超万亿方预测储量和超千亿方探明储量，对中国天然气效益增储和高效开发具有重大意义。

基于美国页岩油气勘探开发历程的回顾，对主要页岩盆地的地质演化、主要页岩层系的油气地质特征及勘探开发进展进行系统梳理和总结。美国重要页岩盆地的富烃页岩主要发育于6个地质时期：中奥陶世、中—晚泥盆世、早石炭世（中—晚密西西比世）、早二叠世、晚侏罗世和晚白垩世（塞诺曼期—土伦期），构造沉积环境主要包括克拉通内盆地、前陆盆地和被动大陆边缘盆地。古生界富烃页岩主要分布于以下6个盆地：阿巴拉契亚盆地（尤蒂卡页岩和马塞勒斯页岩）、阿纳达科盆地（伍德福德页岩）、威利斯顿盆地（巴肯页岩）、阿卡马盆地（费耶特维尔页岩）、沃思堡盆地（巴内特页岩）和二叠盆地（狼营组和斯帕瑞组/骨泉组页岩）。中生界富烃页岩主要发育在西墨西哥湾盆地（海恩斯维尔组和鹰滩组）和落基山盆地群（以丹佛和粉河盆地的尼尔布拉勒组页岩为主）。通过对各页岩区带的详细分析发现，页岩的岩相和矿物成分存在差异，“页岩储层”并非只是页岩，很多情况下页岩油气还产自粉砂岩和碳酸盐岩等多种岩石类型。美国的页岩油气资源丰富，页岩油地质资源量超过0.246×10¹² t，页岩气地质资源量超过290×10¹² m³。在开启“页岩革命”的水平井水力压裂技术出现之前，美国经过了长达20年的勘探开发实践和理论技术积累。自2007年至2023年，美国页岩油气产量从约11.2×10⁴ t/d油当量增加到超过300.0×10⁴ t/d油当量，2017年页岩油气产量超过了常规油气，2023年在油气总产量中的占比增加到60%以上。页岩油气的开发主要得益于钻完井技术的改进，“立体开发”的攻关，以及重复压裂、提高原油采收率和“U”形井等技术的应用。基于美国丰富的页岩资源基础和技术的不断进步，页岩油气的产量将继续为全美的油气生产做出更大贡献。

借鉴含油气系统思路及方法，基于典型富氦气田解剖，并利用地球化学成藏方法技术，研究天然气中氦气资源形成的地质条件、成因机理与富集规律。结果表明：①氦气“生-运-聚”机理与天然气有显著差异性，氦气主要为基底富U、Th元素缓慢α衰变或深部壳幔氦释放，沿岩石圈复合输导体系运移至天然气成藏系统，依附适宜载体气聚集成藏。②氦运移输导主要受“岩石圈断裂、基底断裂、沉积层断裂、有效输导层”复合输导体系控制，基于地下流体中“氦-气-水”相平衡及相-势耦合综合分析，提出氦气运聚过程中具有“水溶相、气溶相、游离相”3种主要赋存状态，存在氦气“集流、渗流、扩散”3种运移方式。③富氦气藏形成和氦气富集通常受控于“优质氦源、高效输导、适宜载体”3大主控要素，具有“脱溶汇聚、浮力驱动、压差驱替”3种聚集成藏动力类型，已发现富氦气藏具有相对“近氦源、邻断裂、低势区、高部位”的分布规律和成藏模式。④氦气富集区勘探和评价需要依托天然气兼探/并探，在评价落实氦气“源-运-聚”要素与天然气“生-储-盖”条件耦合匹配性、局部相对低势高部位有利圈闭载体气区的基础上，综合评价优选“通源连圈、低势高位、气氦适配”的有利氦气富集区。

勘探开发大气田是一个国家快速发展天然气工业的重要途径。1991年至2020年，中国新探明大气田68个，促进2020年产气1 925×10⁸ m³，成为世界第4产气大国。基于中国70个大气田的1 696个气样组分和烷烃气碳同位素组成数据，获得中国大气田烷烃气碳同位素组成特征：①δ¹³C₁、δ¹³C₂、δ¹³C₃和δ¹³C₄的最轻值和平均值，随分子中碳数逐增而变重，而δ¹³C₁、δ¹³C₂、δ¹³C₃和δ¹³C₄的最重值，随分子中碳数逐增而变轻。②中国大气田δ¹³C₁值的分布区间为?71.2‰~?11.4‰，其中生物气δ¹³C₁值的分布区间为?71.2‰~?56.4‰；油型气δ¹³C₁值的分布区间为?54.4‰~?21.6‰；煤成气δ¹³C₁值的分布区间为?49.3‰~?18.9‰；无机成因气δ¹³C₁值的分布区间为?35.6‰~?11.4‰；根据这些数据编制了中国大气田的δ¹³C₁值尺图。③中国天然气δ¹³C₁值的分布区间为?107.1‰~?8.9‰，其中生物气δ¹³C₁值为?107.1‰~?55.1‰；油型气δ¹³C₁值为?54.4‰~?21.6‰；煤成气δ¹³C₁值为?49.3‰~?13.3‰；无机成因气δ¹³C₁值为?36.2‰~?8.9‰；根据上述数据编制了中国天然气的δ¹³C₁值尺图。

基于吐哈盆地中下侏罗统近源勘探最新成果，以全油气系统理念和思路重新认识台北凹陷侏罗系水西沟群烃源岩、储层条件和生储盖组合，深入解析煤系全油气系统。结果表明：①水西沟群八道湾组、西山窑组煤系烃源岩和三工河组泥质烃源岩表现为长时间生烃、具有多个生烃高峰和油气兼生的特点，为侏罗系煤系全油气系统提供充足的油气来源；②多期浅水辫状河三角洲—浅湖沉积为斜坡区、洼陷区发育常规砂岩、致密砂岩、煤岩、泥页岩等多类型储层，为油气成藏聚集提供多种储集空间；③3期油气充注与构造演化、多类型储层有效配置，形成常规-非常规油气序次成藏聚集的特点，从构造高部位到洼陷区发育远源常规构造油气藏、构造-岩性油气藏，近源低饱和度构造-岩性油气藏和源内致密砂岩气聚集、煤岩储层气、页岩油等类型油气聚集。其中，源内致密砂岩气、煤岩气是当前勘探拓展的重点领域，洼陷区页岩油气值得未来探索研究。煤系全油气系统新认识将进一步丰富完善全油气系统地质理论，为吐哈盆地油气资源的整体勘探部署提供新思路。

近年来，准噶尔、鄂尔多斯等盆地深层煤岩储层中的天然气勘探开发取得重大突破。针对目前工业界和学术界对这种新类型非常规天然气表述不一致的现状，在前人研究的基础上定义了“煤岩气”概念，并系统对比剖析其赋存状态、运储形式、差异聚集和开发规律。在地质上，煤岩气不同于传统意义上的煤层气，具有游离气与吸附气并存、富含游离气，自生自储-微距运移并可有他源的聚集，煤岩割理裂缝发育、游离气差异富集等特点，埋深超过2 000 m的深层煤岩气具有“高压力、高温度、高含气、高饱和、高游离”的“5高”地质特征；在开发上，与页岩气、致密气特征相似，人工改善储层连通性后，无需排水降压，高势能游离气弹性驱动产出、压降后吸附气解吸接替，可依靠地层自然能量开采，游离气与吸附气连续接力长周期产气。按照埋深、煤阶、压力系数、储量规模、储量丰度和气井产量等，提出了煤岩气的分类标准和资源/储量估算方法。初步估算埋深超过2 000 m的中国煤岩气地质资源量超过30×10¹² m³，是国家重要的战略资源。提出鄂尔多斯、四川、准噶尔和渤海湾等盆地是煤岩气的规模富集有利区，梳理了技术与管理挑战并指出攻关方向，为中国煤岩气管理与勘探开发奠定理论、评价和生产实践基础。

超级含油气盆地为推动社会进步和人类发展提供了能源基础，在气候变化与“碳达峰碳中和”背景下，构建兼顾能源生产与碳中和的“超级能源系统”是转型方向。在加快构建以新能源、新电力、新储能、新智能“四新为主”的绿色+智慧能源体系框架下，以巨量地下煤炭/石油/天然气/地热与地上丰富风光能源资源高度叠合、化石能源与新能源融合协同开发利用的区域性智慧用能系统构成的“超级能源系统”与以碳循环为主线的碳中和系统相融合，在传统含油气盆地中研究选择具备建成世界级能源生产与碳中和示范大基地条件的碳中和“超级能源盆地”。鄂尔多斯盆地区位优势明显，化石能源和新能源资源丰富，CO₂源汇匹配优势显著，具备建成世界级能源生产与碳中和盆地的基础条件，以鄂尔多斯盆地为代表的碳中和“超级能源盆地”给出了传统含油气盆地转型方向。“煤炭+石油+天然气+新能源+CCUS（碳捕集、利用与封存）/CCS（碳捕集与封存）”融合发展理念与模式下，盆地区域内基本实现碳中和，进一步夯实能源生产保供能力，助力“双碳”目标实现，建立现代能源产业体系，推动地区绿色可持续发展。在中国率先建成以鄂尔多斯盆地为代表的世界级碳中和“超级能源系统”示范盆地，将重塑超级能源盆地勘探开发新理念与新模式，对全球“碳中和”下的能源革命具有重大意义。

在阐述美国和中国致密砂岩气和页岩气资源潜力和年产量的基础上，系统梳理致密砂岩气藏与页岩气藏展布的研究沿革，分析页岩气藏、致密砂岩气藏展布特征及致密砂岩气成因类型。研究表明：①美国致密砂岩气在天然气总产量中占比由2008年的35%降至2023年的8%左右；美国页岩气2023年产量为8 310×10⁸ m³，在天然气总产量中占比由2000—2008年的5%~17%升至2023年的70%以上。②中国致密砂岩气占天然气总产量比例由2010年的16%升至2023年的28%以上；2012年中国开始生产页岩气，2023年产量达250×10⁸ m³，约占天然气全国总产量的11%。③页岩气藏展布模式为连续型，根据页岩气藏是否有断层切割及断距与气层厚度的关系，连续型页岩气藏可分为连续式和断续式两种。④与以往大部分学者认为致密砂岩气藏展布模式为连续型的认识不同，致密砂岩气藏展布模式不是连续型；根据圈闭类型，致密砂岩气藏可分为岩性型、背斜型和向斜型3种。⑤中国3大克拉通盆地和埃及Obavied次盆的致密砂岩气为煤成气，美国阿巴拉契亚盆地和阿曼迦巴盐盆地的致密砂岩气为油型气。

通过阐释全油气系统基本原理，并阐明全油气系统的结构，进而揭示常规油气—致密油气—页岩油气序列成藏规律以及全油气系统成藏模式与成藏机理；此外，阐述了页岩油气-致密油气储层地质模型、流动模型与开发生产机理，并给出了进一步的研究方向。研究表明：①全油气系统的主要结构包括3类流体动力场、3种油气藏与油气资源，以及两种成藏作用。常规油气—致密油气—页岩油气具有形成时间和空间分布的有序性、基于成因机理的序列合理性，表现出“序列成藏”的地质规律。②全油气系统成藏模式可以分为“碎屑岩盆地成藏模式”与“碳酸盐岩盆地（层系）成藏模式”两类。非常规油气的聚集成藏是一种“自封闭成藏”，油气自封闭作用的微观来源是分子间作用力（范德华力）。③非常规油气生产实践证实，页岩油气-致密油气储层地质模型、流动模型与开发生产机理是一个全新的领域，极为复杂，有待进一步研究。页岩油气一定是中国油气资源中最重要的资源接替。④进一步研究方向包括：碳酸盐岩盆地全油气系统特征及复合盆地演化源储耦合规律；页岩油气与致密油气运移、成藏与开发生产的流动机理；深层超深层页岩油气、致密油气和煤层气油气地质特征与富集规律；全油气系统油气资源评价与新一代盆地模拟技术；地球系统—地球有机岩与化石能源系统—全油气系统研究。

总结近年来油田开发基础研究手段方法方面的进展，以及老油田和陆相页岩油开发提高采收率新方法的研究和试验进展，分析各类方法存在的问题、提出下一步研究方向与建议。阐述了原位获取地下岩石/流体样品与无损检测分析等基础研究手段的进展，综述了“纳米水”驱等改善水驱，低浓度中相微乳液驱等化学驱，微纳米气泡驱等气驱，注空气热辅助混相驱等热采，以及密切割均匀压裂/无水压裂等常规油和页岩油提高采收率新方法的驱油机理、技术路线、关键技术研究与矿场试验进展。油田开发提高采收率新方法研究已取得了显著的进展，有些已在矿场试验中取得了良好的初步效果，但仍然面临机理研究欠深入、方法和配套工艺待完善、产业链不完整等问题，建议持续加强基础研究、加大现场试验规模，进而促进新技术系列的形成和推广应用。

以松辽盆地上白垩统青山口组古龙页岩为解剖实例，通过古湖平面恢复重建、纹层类型与岩相垂向组合、沉积演化阶段及控制因素等方面的探讨，对青山口组沉积期湖盆水体深度旋回变化、古气候、陆源碎屑供应强度进行研究。在此基础上，进一步研究岩相组构对含油性的影响、储集性能与岩相组构的关系、不同岩相类型力学性质的差异、不同岩相类型页岩油的赋存状态及可动性，为页岩油富集层和富集区的评价提供依据。未来陆相页岩沉积学的重要发展方向是在沉积岩石学和石油地质学基础上建立交叉学科，研究内容涉及搬运、沉积、水生、成岩、演化等过程的物理、化学和生物作用方式，以及这些过程中矿物、有机质、孔隙、流体、相态等分布特征和演化规律。需重点关注以下8个研究方向：陆相页岩层系层序格架下的岩相和有机质分布预测、沉积过程正演模拟与页岩层系岩相古地理、陆相页岩纹层的成因及纹层组合的测井响应识别、页岩中有机质来源与富集过程、基于刚性颗粒+塑性组分+孔缝三端元的陆相页岩新划分方案的建立、多场作用下页岩成岩过程中的有机-无机作用机制、页岩储层多尺度表征新方法与智能岩心技术、页岩储层非均质性定量评价与智能分析系统等理论技术发展方向。

基于天然气中轻烃化合物组成分析和区域性对比，结合组分和甲烷碳同位素组成特征，揭示轻烃地球化学特征对鄂尔多斯盆地东胜气田上古生界天然气运移和水溶及逸散等示踪作用，探讨运移作用对特定轻烃指标的关联效应。研究表明：①东胜气田二叠系下石盒子组天然气C_5?7异构烷烃含量高于正构烷烃，C_6?7轻烃组成呈链烷烃优势分布且芳香烃含量明显偏低（小于4.0%），C₇轻烃主体呈甲基环己烷优势分布，整体表现出煤成气特征且受到了水溶等作用影响；②东胜气田天然气经历了自南向北的游离相运移，并在充注后发生不同程度的水溶作用，其中泊尔江海子断裂以北什股壕地区天然气在聚集后具有明显的散失；③长距离的游离相运移导致天然气C₇轻烃中甲基环己烷相对含量和甲苯/正庚烷值降低、正庚烷/甲基环己烷值和庚烷值增大，水溶作用导致轻烃异庚烷值增大，天然气散失导致什股壕地区天然气中C_5?7正构烷烃相对异构烷烃含量增加。

基于钻井、地震、测井、测试以及实验分析等新资料，针对中西部叠合盆地深层—超深层海相碳酸盐岩层系成储、成藏和油气藏高效开发面临的关键科学问题开展持续攻关。研究表明：①断裂主导形成的储集体和古老层系白云岩储层是深层—超深层海相碳酸盐岩两类重要的储层；以断裂为主导形成的规模储集体，根据成因可进一步分为3种类型：断裂活动过程中构造破裂形成的缝洞储集体、致密碳酸盐岩受断裂和流体双重改造形成的储集体与早期丘滩等高能相带受断裂和流体改造形成的储层；优势丘滩相、早期白云石化和溶蚀、酸性流体环境、膏盐岩封盖和超压是优质白云岩储层形成和保持的关键。②中国中西部叠合盆地海相碳酸盐岩层系富有机质页岩主要发育于被动陆缘深水陆棚、碳酸盐缓坡等环境中，构造-热体制是控制深层—超深层油气藏赋存相态的重要因素，改造型动力场控制中西部叠合盆地深层—超深层海相碳酸盐岩油气成藏与分布。③普光等高含硫酸性气田开发过程中硫析出堵塞井筒，采用井筒溶硫剂配合连续油管解硫堵效果明显；基于沉积模拟的双重介质建模数模一体化技术可以精细刻画水侵前缘空间展布及变化，并据此提出气井全生命周期调、排、堵控水对策。④超深断控缝洞油气藏开发过程中，储层应力敏感，渗透率随压力下降而显著降低，产量递减较快；凝析气藏相态变化快，压降显著影响凝析油采出程度；据此提出“注水+注天然气”重力驱油藏开发方法和“高注低采”天然气驱凝析气藏开发方法；采用分层次约束、逐级地质建模和流-固-热耦合的复合介质数值模拟有效提高了油气藏开发生产动态模拟的预测精度。

基于岩心、钻井和测井等新资料，结合大量岩矿测试分析，对河套盆地临河坳陷古近系渐新统临河组深层—超深层碎屑岩储层特征、成岩作用类型、异常高孔储层成因及发育控制因素开展系统分析。研究表明：①临河组深层—超深层碎屑岩异常高孔储层储集空间以原生孔为主，抗压实能力强的物质组构基础、弱压实成岩动力场和流体弱压实-弱胶结成岩环境等3大有利成岩要素耦合利于原生孔大量保存；②临河组碎屑岩先存物质组构优越，石英、长石和刚性岩屑总含量平均值可达90%，抗压实能力强；③临河坳陷地温梯度低，仅为（2.0~2.6）℃/100 m，与早期长期浅埋—晚期快速深埋的埋藏方式共同形成弱压实成岩动力场环境；④咸化湖盆沉积地层的成岩环境中，成岩流体产生的压实作用弱，同时古盐度具有分异性，低盐度区胶结作用弱，利于原生孔保存；⑤沉积水动力条件、咸化湖盆古水体盐度分异和砂体厚度等3大因素共同控制临河组优质储层分布。

针对传统测井曲线深度校正需要手动调整曲线，而对于多口井的深度校正工作量巨大，需要大量人工参与，且工作效率较低的问题，提出一种多智能体深度强化学习方法（MARL）来实现多条测井曲线自动深度匹配。该方法基于卷积神经网络（CNN）定义多个自上而下的双滑动窗口捕捉测井曲线上相似的特征序列，并设计一个智能体与环境的互动机制来控制深度匹配过程。通过双深度Q学习网络（DDQN）选取一个动作来平移或缩放测井特征序列，并利用反馈的奖励信号来评估每个动作的好坏，以学习到最优的控制策略达到提升深度校正精度的目的。研究表明，MARL方法可以自动完成多口井、不同测井曲线的深度校正任务，减少人工干预。在油田实例应用中，对比分析了动态时间规整（DTW）、深度Q学习网络（DQN）和DDQN等方法的测试结果，DDQN算法采用双网络评估机制有效改进了算法的性能，能够识别和对齐测井曲线特征序列上更多的细节，具有较高的深度匹配精度。

根据模拟原油黏度与横向弛豫时间谱几何平均值的变化关系，建立了模拟原油黏度预测模型，并结合高倍数水驱核磁共振（NMR）实验实现了孔隙介质中模拟原油黏度的时变规律定量表征；基于核磁共振弛豫理论推导出新的NMR润湿性指数计算公式，结合砂岩岩心高倍数水驱实验，定量表征了水驱过程岩石润湿性的时变规律。研究表明：岩心中剩余油黏度与过水倍数正相关，过水倍数较低时剩余油黏度升高速度较快，过水倍数较高时剩余油黏度升高速度趋缓。剩余油黏度的变化与储层非均质性相关，储层均质性越强，剩余油中重质组分含量越高，黏度越高。注水后储层润湿性将发生改变，亲油储层向亲水储层转变，亲水储层则亲水性更强，且改变程度随过水倍数增加而增强。原油黏度的时变性与润湿性的时变性具有很高的关联性，原油的黏度变化不可忽略，考虑模拟原油黏度变化时计算得到NMR润湿性指数与测试Amott（自吸法）润湿性指数更具有一致性，更加符合储层润湿性时变规律。

基于岩心、岩石薄片观察分析，结合阴极发光、激光拉曼、流体包裹体、LA-ICP-MS原位U-Pb测年等技术手段对松辽盆地白垩系青山口组页岩储层中的方解石脉成因机制及油气地质意义进行研究。结果表明：①在宏观上方解石脉以顺层为主，呈透镜状、“S”形、叠锥状、羽状，在微观上分为向生式块状或柱状晶体结构和背生式纤维状晶体结构脉体。②块状方解石脉中的盐水包裹体均一温度为132.5~145.1 ℃，原位U-Pb测年绝对年龄为（69.9±5.2） Ma，表明青山口组烃源岩中成熟期和常规油的形成时期为晚白垩世明水组沉积期。纤维状方解石脉中的盐水包裹体均一温度为141.2~157.4 ℃，对应于烃源岩晚成熟期，U-Pb测年绝对年龄为（44.7±6.9）Ma，指示青山口组烃源岩的中高成熟期和古龙油页岩的形成时间为古近纪依安组沉积期。③向生式块状或柱状晶体结构方解石脉的形成与成岩成烃作用有关，脉体的形成经过了裂缝的开启、成脉流体充填和脉体生长3个阶段，构造挤压活动和流体超压是裂缝形成的诱导因素，成脉流体以短距离的扩散流为主，是一种有竞争的结晶生长模式。背生式纤维状方解石脉主要是在一种无竞争生长环境下由结晶力驱动形成的。研究认为，研究区青山口组富有机质泥页岩中的方解石脉对于松辽盆地构造活动、流体超压、泥页岩生排烃及成岩-成藏年龄具有一定指示意义。

基于渤海湾盆地海域中生界油气勘探取得的地质和地球物理资料，以2019年以来发现的火山岩高产工业油气井为依据，系统总结渤海海域白垩系大中型火山岩油气藏的形成条件。研究表明，渤海海域中生界大型中酸性熔岩火山机构和中酸性熔岩复合火山机构是规模性火山岩储层形成的物质基础，火山口-近源相带中发育的溢流相上部亚相和火山通道相隐爆角砾岩亚相是规模性储层的有利发育部位。高孔-中低渗型和中孔-中低渗型两种类型有效储层是大中型火山岩油气藏形成的关键条件，高孔-中低渗型储层由中酸性气孔熔岩或隐爆角砾岩叠加强烈溶蚀作用形成，中孔-中低渗型储层由强烈构造作用叠加流体溶蚀形成。风化作用和构造改造是该区大中型火山岩油气藏的主要成储机制。源内低位“源-储披覆对接型”是该区大中型火山岩油气藏形成的最佳源-储配置关系。渤中凹陷周缘具备有利火山岩相、有效储层和“源-储披覆对接”等有利因素，靠近走滑断裂及其分支断裂的大型中酸性熔岩和复合火山机构是未来勘探的主要地区。

综合运用渤海湾盆地新采集的高品质地震剖面以及最新的勘探成果资料，通过对各主要层系的地层分布、构造和古地理格局的分析，系统开展渤海湾盆地大地构造演化的动力学研究。结果表明，渤海湾盆地所处的华北克拉通位于古亚洲洋、特提斯洋和太平洋等3大构造体系域的交接地带，经历了不同期次、不同方向、不同性质构造旋回的交替叠加，主要经历5期盆地构造演化与沉积建造阶段，即中新元古代大陆裂陷槽、早古生代克拉通边缘坳陷碳酸盐岩建造、晚古生代海陆过渡相克拉通内坳陷、中生代陆内走滑-伸展构造和新生代陆内裂陷阶段。盆地的多旋回演化，特别是晚古生代以来所经历的海西、印支、燕山和喜马拉雅等多期挤压、走滑和伸展构造活动，控制了多套优质烃源岩发育、改造和保存，尤以上古生界石炭系—二叠系煤系烃源岩以及古近系世界级特优质湖相烃源岩最为重要，为超级富油气盆地的成藏提供了重要的烃源保障。

以南襄盆地泌阳凹陷X-1井为例，将岩心实验测得的带压渗吸规律通过岩心尺度油藏模拟拟合得到表征渗吸过程的毛管压力特征曲线及相对渗透率特征曲线，将其代入宏观油藏模型中模拟压后焖井过程，建立体积压裂用液强度优化方法。研究表明：压裂液用液强度的优化必须考虑造缝要满足预测最终可采储量的需求、满足渗吸驱油的需求、满足补充地层能量的需求，同时将压裂液用液强度控制在临界渗吸强度附近，避免液量过少导致渗吸置换作用不充分，液量过大导致成本增加与潜在储层伤害。模拟发现，压裂液用液强度与单井预测最终可采储量正相关且存在最优值，大于最优值后，单井预测最终可采储量增加的幅度将越来越小，通过适当提高压裂液用液强度补充地层能量提高焖井压力，适当增加焖井时间，可有效增加压后产能。经过X-1井现场试验验证，该优化方法对油井生产效果改善显著，具有较好的实用性。

通过梳理中国页岩气地质理论研究进展与勘探实践，分析和总结不同类型页岩气地质特征、富集规律与资源潜力，取得以下认识：①中国的海相、海陆过渡相、陆相页岩在地质年代上由老到新分布，构造改造和生烃演化过程复杂度逐渐降低。②沉积环境控制源储配置类型，是“成烃控储”的基础，海相和陆相源储配置类型以源储一体型为主，偶见源储分离型，海陆过渡相以源储一体型和源储共生型为主。③刚性矿物抗压保孔和地层超压控制源储一体型页岩气的富集，良好的源储耦合与保存条件控制源储共生型和源储分离型页岩气的富集。④海相依然是中国页岩气增储上产主阵地，过渡相和陆相有望成为重要接替领域。建议按照3个层次开展页岩气勘探部署，加速展开中上扬子地区海相志留系、寒武系和二叠系勘探；重点突破中上扬子地区海相超深层和华北地区奥陶系等海相新层系、石炭系—二叠系海陆过渡相以及四川、鄂尔多斯、松辽等盆地中生界陆相页岩气领域；探索准备华南和西北等新区页岩气领域，为中国页岩气持续发展提供技术与资源储备。

基于近年来新补充的大量深井资料，深入开展中晚三叠世鄂尔多斯盆地沉降作用研究，提出该沉积期鄂尔多斯盆地经历了两期重要沉降事件，并对两期沉降作用下的地层发育特征、岩性组合、汇水区分布、沉积演化等进行系统对比分析。认为两期沉降作用均是印支期秦岭构造活动在其北侧克拉通边缘的响应；延长组10段沉降幅度大，碎屑供给多，沉积速率快，以较粗碎屑充填为主，快速沉降伴随快速堆积，地层自东北向西南呈楔形增厚，沉降中心位于盆地西南环县—镇原—庆阳—正宁一带，地层厚800~1 300 m，沉降中心与沉积中心偏离，发育多个汇水区，此时尚未形成统一湖盆；延长组7段沉积期，在构造沉降与卡尼期暴雨事件共同作用下，形成了大面积深水坳陷，沉积速率慢，沉降中心与沉积中心基本重合，均位于麻黄山—华池—黄陵一带，沉降中心深水沉积厚120~320 m，以细粒沉积为主；两期沉降机制存在差异，早期沉降与秦岭地区中三叠世勉略洋向北俯冲相关，在挤压背景下强烈拗陷，晚期沉降为晚三叠世后碰撞弱伸展动力环境下的结果。

采用铸模工艺对岩石露头粗糙劈裂裂缝面进行立体重建，搭建大型可视化粗糙裂缝实验装置并开展支撑剂运移实验，研究粗糙壁面裂缝内支撑剂运移铺置的典型特征及其内在机制，分析裂缝倾斜程度、裂缝宽度以及压裂液黏度对支撑剂在粗糙裂缝内运移铺置的影响规律。研究表明：裂缝的粗糙特征会引起流道形状和流体流动模式的改变，导致支撑剂运移时易发生桥接堆积并形成未充填区，携砂液出现窜流、反向流和绕流等多种复杂流动形式，并影响砂丘堆积的稳定性；支撑剂在倾斜粗糙裂缝内具有更高的铺置率，实验中相较于垂直裂缝其铺置率最大增加了22.16个百分点，但砂丘的稳定性差；缝宽减小会加剧支撑剂的桥接堆积并导致更高的泵注压力；增大压裂液黏度能够减轻裂缝面粗糙特征引起的支撑剂桥接堆积。

基于中东碳酸盐岩油藏注水开发实践，以两伊地区（伊拉克和伊朗）白垩系巨厚生物碎屑灰岩油藏为例，针对笼统注采导致开发效果差的难题，提出以隐蔽隔夹层为格架精细划分开发层系、多类型多井型井网有机组合、构建均衡注采体系为核心的巨厚复杂碳酸盐岩油藏均衡注水开发技术。两伊地区巨厚碳酸盐岩油藏具有垂向非均质性强、多成因超高渗透层发育、隔夹层隐蔽性强等特征，基于隐蔽隔夹层识别与刻画技术、封隔能力评估技术，提出均衡注水开发技术，形成常规层系架构、精细层系架构、深化层系架构3种均衡注水开发模式和技术。数值模拟表明，均衡注水开发技术可实现两伊地区巨厚复杂碳酸盐岩油藏精细高效注水开发、均衡动用不同类型储量，并为同类油藏的开发优化提供借鉴。

为了分析钻井液与压裂液复合作用导致的储层损害，考虑油基钻井液侵蚀页岩矿物诱发的裂缝延伸，建立钻井液动态侵入深度预测方法，评价页岩裂缝面力学性质弱化、裂缝闭合与岩粉堵塞导致的天然/水力裂缝损害，提出钻井液-压裂液复合作用储层损害模式，揭示页岩油气层钻完井损害机理并提出保护对策。研究表明，钻开储层过程中，钻井液通过页岩诱导裂缝和天然裂缝深度侵入储层，侵蚀页岩矿物并导致侵入带页岩力学性质普遍弱化；水力压裂过程中，钻井液-压裂液复合作用进一步弱化页岩力学性质，导致生产过程裂缝更易闭合并发生岩粉脱落，诱发天然/水力裂缝应力敏感损害和固相堵塞损害，造成钻井液-压裂液复合作用带裂缝导流能力大幅降低，制约页岩油气井高产稳产。提出了防塌防漏加速储层段钻进、化学成膜防止页岩裂缝面力学性质弱化、强化页岩裂缝封堵减少钻井液侵入范围、优化压裂液体系保护裂缝导流能力的页岩储层保护对策。

以准噶尔盆地南缘下白垩统清水河组为例，综合利用岩石薄片、扫描电镜、电子探针、稳定同位素组成及流体包裹体等技术手段，开展前陆盆地埋藏过程对深层—超深层碎屑岩成岩作用及优质储层发育影响的研究。研究表明，清水河组依次经历了“缓慢浅埋”、“构造抬升”、“渐进深埋”与“快速深埋”4个埋藏阶段。“缓慢浅埋”与“构造抬升”不仅能够缓解储层颗粒间的机械压实作用，还有利于长期保持开放型的成岩体系；既能够促进大气淡水对储层易溶组分的充分溶解，还能够抑制溶蚀产物的沉淀。晚期“快速深埋”过程促成流体超压的发育，一方面有效地抑制压实、胶结作用对原生孔隙的破坏，另一方面也促进储层微裂缝的大量发育，提高了晚期有机酸充注产生的溶蚀效果。基于孔隙度演化史的定量恢复，证实长期“缓慢浅埋”与“构造抬升”过程对深层—超深层优质碎屑岩储层发育的贡献最大，其次为晚期“快速深埋”过程，“渐进深埋”过程则几乎没有贡献。

基于核磁共振和CT扫描技术建立了动态驱渗结合的物理模拟实验方法，分析了致密油/页岩油动态渗吸微观孔喉动用机制及影响动态渗吸开发效果的因素，模拟了致密油/页岩油压裂—焖井—返排—开采一体化的动态渗流过程，明确了不同开发阶段的生产动态特征及对采出程度的贡献。研究表明：致密油/页岩油储层的渗流可分为大孔隙与裂缝间驱替快速产出的强驱替弱渗吸、小孔隙逆向渗吸缓慢采出的弱驱替强渗吸、动态平衡时的弱驱替弱渗吸3个阶段。驱替压力越大，驱替采出程度越高，渗吸采出程度越低，但驱替压力过大注入水易突破前缘，降低采出程度。渗透率越高，渗吸、驱替采出程度越大，渗吸平衡时间越短，最终采出率越高。裂缝可有效加大基质与水的渗吸接触面积，降低油水渗流阻力，促进基质、裂缝间的油水置换，提高基质排油速度和采收率。压裂后进行焖井有利于流体的渗吸置换与增能蓄能，有效利用返排液的携带、开采阶段的排驱置换作用是提高采收率的关键。

基于野外露头、岩心、录井、测井、试气及分析化验等资料，采用天然气成藏与铝土岩成矿一体化研究方法，分析鄂尔多斯盆地含铝岩系有效储层发育控制因素、煤系烃源岩与含铝岩系的源储配置关系，构建天然气成藏模式，对煤下含铝岩系天然气勘探潜力进行评价。研究表明：①鄂尔多斯盆地含铝岩系的有效储层主要为一水硬铝石含量超过75%，具有多孔状残余豆鲕、碎屑结构的蜂窝状铝土岩，溶蚀孔为主要储集空间；②铝土岩储层形成模式为夷平化作用提供含铝岩系发育的物质基础、岩溶古地貌控制含铝岩系发育、陆表淋滤作用改善储集性能；③晚石炭世—早二叠世，受湿热气候环境和海平面变化控制，古陆或古岛边缘的相对低洼带发育典型的煤-铝-铁三段式地层结构；④煤系烃源岩广覆式生烃，天然气在煤下含铝岩系储层富集，为源下成藏；⑤中国华北陆块的上石炭统—下二叠统含铝岩系气藏呈透镜状点群式聚集，勘探潜力大，有望成为华北克拉通上古生界重要的天然气勘探新领域。

基于琼东南盆地三维地震资料及钻井获取的岩性、电性、薄片及测年等分析测试数据，开展宝岛凹陷南部断阶带渐新统陵水组三段（简称陵三段）源-汇体系特征及源-汇耦合定量分析等研究。研究表明：①陵三段沉积期YL10剥蚀区发育东、西2大物源水系，在宝岛凹陷南部形成了2大优势输砂通道及2个三角洲朵叶体，整体具有西大东小的特征，可划分为初始期、昌盛期、间歇期和回春期4个演变阶段；②综合三角洲砂体发育期次、展布面积、碾平厚度及不同类型母岩区面积、成砂系数等参数进行源-汇耦合定量计算，结果显示研究区具备形成规模储集体的物质基础；③钻井揭示陵三段三角洲沉积以细砂岩为主，砂岩总厚度为109~138 m，最大单层厚度为15.5~30.0 m，砂地比为43.7%~73.0%，不同断阶间储层物性差异明显；④断阶带多期隆升背景下小物源区规模三角洲发育模式揭示幕式隆升提供充足的物源供给，物源水系及流域面积控制砂体的规模，多级活动断阶控制砂体的输送通道，局部断槽控制砂体的侧向推进方向。陵三段三角洲砂体与断块耦合形成多类型圈闭，成为凹陷南部重要的勘探突破口和新领域，有望为盆地内其他构造背景相似区域油气勘探及储层研究提供借鉴。

基于地球化学参数及分析数据，应用热守恒方程、质量平衡定律及瑞利分馏模型等方法，通过对莺歌海盆地乐东底辟区的壳源氦气原位产率和外部通量、幔源初始氦浓度及热驱动机制等定量分析，探讨深部热流体活动背景下氦气的成因来源及运聚机制。研究结果表明：①乐东底辟区氦气的来源以壳源氦为主，幔源为辅。其中，研究区幔源³He/⁴He值为（0.002~2.190）×10^?6，R/R_a值为0.01~1.52，测算幔源He贡献占比为0.09%~19.84%，占比较小；而壳源贡献占比则高达80%以上。②壳源氦的原位⁴He产量仅为（4.10~4.25）×10^?4 cm³/g，外部⁴He通量则显著高值，为（5.84~9.06）×10^?2 cm³/g，表明壳源氦气以外部输入为主，推测与地层流体受大气补给以及深部岩石-水相互作用有关。③底辟区深部热流体活动显著影响地温场，³He初始质量体积与对应焓的比值（W）为（0.004~0.018）× 10^?11 cm³/J，来自深部地幔的热贡献（X_M）为7.63%~36.18%，揭示底辟热流体对幔源³He迁移具有一定的热驱动作用。④研究区氦气的初次运移方式以平流为主，二次运移受控于水热脱气和气液分离过程；氦气从深部至浅部的运移过程中，CO₂/³He值由1.34×10⁹升至486×10⁹，指示受到壳幔混合和脱气效应影响，存在CO₂规模性析出和³He的明显逸散。在深部热流体影响下，氦气运移聚集机制包括：深部热驱动扩散、平流释放、垂向水热脱气，浅部横向迁移、远离断裂的圈闭聚集，分压平衡、完整密闭的盖层封存等方面。

针对深煤层渗透性差、弹性模量较低、泊松比较高、塑性强、破裂压力高、裂缝扩展难度大、加砂困难等特点，提出缝网改造规模化、缝网扩展均衡化、缝网支撑有效化的压裂设计理念，形成以高排量大规模注入、高强度加砂、等孔径限流射孔、暂堵转向、一体化可变黏滑溜水、多粒径组合支撑剂为核心的深煤层水平井大规模极限体积压裂技术。将该技术应用于鄂尔多斯盆地东缘临兴区块首口深煤层多级压裂水平井先导性试验，施工排量18 m³/min、加砂强度2.1 m³/m、用液强度16.5 m³/m，压裂后形成了复杂裂缝网络，平均缝长为205 m，储层改造体积为1 987×10⁴ m³，最高产气量达6×10⁴ m³/d，实现了深部煤层气的高效开发。

以渤海湾盆地南堡凹陷古近系沙河街组为例，综合利用地震、录井、测井、物性分析和岩心薄片等资料，开展火成岩侵入接触变质岩储层研究。①提出火成岩侵入接触变质系统地质模式，该系统纵向上可划分为侵入体、上变质带、下变质带、顶板和底板正常沉积层5层结构；②侵入体特征主要表现为：顶部发育有指相意义的捕虏体，微观上岩石结构与矿物结晶由中心向边缘有规律变化，宏观上侵入体多以低角度斜穿沉积地层等；变质带特征主要为：原岩为沉积岩，发育典型的变余结构，出现多种中低温热变质矿物及岩性为中低级热变质岩等；③接触变质带储层发育基质孔隙和裂缝两种储集空间类型，基质孔隙为变质砂岩烘烤变质改造后围绕变质矿物分布的次生“粒间孔隙”，裂缝主要为变质泥岩中的构造缝和侵入挤压缝，具有层状、斑状和沿裂缝浸染状3种分布方式；④变质带储层分布主要受热烘烤强度的控制，优质储层分布是有利岩相与热接触变质、侵入挤压和热液溶蚀等作用互相耦合共同控制的结果。侵入接触变质系统地质模式的提出和应用，有望推动南堡凹陷接触变质岩勘探目标的发现，为渤海湾盆地深层接触变质岩储层研究和勘探提供参考依据。

针对水平井产量受水平井井筒射孔密度分布影响的问题，建立两种水平井射孔密度分布模式（即分别增大井筒入口段和出口段射孔密度）下的数值模型对水平井两相流动进行模拟；将模拟结果与实验结果进行对比，验证本研究数值模拟方法的可靠性，在此基础上采用数值模拟研究两种射孔密度分布模式下井筒各流型阶段总压降、气水两相流体表观速度、空隙率、液膜厚度和产气量、产液量的变化规律。研究表明，当水相流量保持不变时，随着空气流量的增加，总压降、气水两相流体表观速度增大，空隙率增加，液膜厚度减小；相较于增大出口段射孔密度，当入口段射孔密度增大时，产液量和产气量均增加，且产气量随着气体流量增加而增大；产液量在泡状流阶段增加，而达到弹状流—分层流过渡点后开始降低，进入分层波状流阶段后产液量开始增加；无因次产液量在增大井筒入口段射孔密度的模式下更大，且随着径向气相流量的增加而增大。

针对纤维在常规滑溜水中逸出量较高，难以与支撑剂形成纤维-支撑剂簇、作用效果有限等问题，开发出一种结构稳定剂，基于微观结构观察和性能评价室内实验，分析结构稳定剂作用下支撑剂的铺置机理及结构稳定剂对支撑剂铺置规模、裂缝导流能力等的影响。研究表明：结构稳定剂与聚合物、纤维、石英砂之间可形成稳定的纤维-支撑剂团簇，与单纯支撑剂相比，密度降低，体积增大，沉降过程中与液体的接触面积增大，浮力与曳力增加，沉降速度变缓，更易被流体携带进裂缝深处。将纤维及结构稳定剂随支撑剂一起泵入储层可降低纤维逸出率、增加支撑剂在滑溜水中占据的体积，大幅提高支撑剂铺置高度、输送距离及裂缝导流能力，降低支撑剂返排率。实验结果表明，结构稳定剂最佳质量分数为0.3%。致密气、页岩油、页岩气80井次的应用效果证实，结构稳定剂具有较好的适应性，基本能满足该类油气井的提产、降本和防砂需求。

系统梳理了不同空间信息技术在CO₂封存监测中的应用现状，分析了空间信息技术在CO₂封存监测中面临的挑战，并对空间信息技术在CO₂封存监测中的发展前景进行了展望。目前在CO₂封存监测领域应用的空间信息技术主要有涡度相关法、遥感技术、地理信息系统、物联网技术和全球导航卫星系统等5类，涉及监测数据获取、定位与数据传输、数据管理与决策支持等3个环节。空间信息技术在CO₂封存监测中面临的挑战主要包括：针对不同监测目的、不同搭载平台以及不同监测场地，需选取与其相匹配的空间信息技术；针对空间信息监测数据来源广、数据量大的特点，需建立有效的数据存储与计算能力；空间信息技术需要与目前成熟的监测技术进行交互验证，促进协同作业。未来需建立空间信息技术监测方案设计方法与标准，建立跨尺度监测技术的协同应用方法，形成空间信息技术与人工智能和高性能计算技术协同应用，加快空间信息技术在中国碳封存项目中的应用。

基于位移不连续法和离散裂缝统一管网模型，采用顺序迭代数值模拟方法，构建了考虑气水两相流动的页岩气井压裂-生产一体化数值模型。模型考虑了天然裂缝、基质物性对压裂过程的影响，且直接将压裂后地层压力及含水饱和度分布用于后续焖井、生产模拟，可以更准确地实现压裂-生产一体化模拟。模拟结果表明：储层物性参数对裂缝扩展有较大影响，合理预测压裂结束后地层压力及储层流体分布是准确预测页岩气井产气量、产液量的关键；相较于常规方法，提出的模型同时考虑压裂对基质压力及含水饱和度的影响，可以更准确地模拟产水量、产气量。将建立的模型应用于实际页岩气压裂水平井的压裂-生产一体化模拟，模拟结果与实际生产数据吻合程度较好，验证了模型的准确性。

基于琼东南盆地油气勘探实践与油气地质研究新进展，综合地震、测井、钻井、岩心、井壁取心及地球化学等新资料，以陵水36-1气田为例，对超深水超浅层天然气田的气源、储-盖条件、圈闭类型、运聚特征、富集机理与成藏模式开展系统研究。研究表明：①琼东南盆地超深水超浅层天然气成因类型包括热成因气和生物气，以热成因气为主；②储层主要为第四系深水海底扇砂岩；③盖层类型有深海泥岩、块体流泥岩及含水合物地层；④圈闭类型以岩性圈闭为主，也发育构造-岩性圈闭；⑤运移通道包括断层、气烟囱、裂隙带等垂向输导通道及大型砂体、不整合面等侧向输导层，构成单一或者复合输导格架。提出超深水超浅层天然气“深浅双源供烃、气烟囱-海底扇复合输导、深海泥岩-块体流泥岩-含水合物地层三元封盖、晚期动态成藏、脊线规模富集”的天然气成藏新模式。研究取得的新认识对下步深水超浅层及相关领域或地区的油气勘探具有借鉴和启示意义。

以松辽盆地白垩系青山口组页岩TOC、R_o和X射线扫描等分析为基础，利用氩离子抛光-场发射扫描电镜分析，结合能谱、聚焦离子束三维重构等技术，首次发现一种新的孔隙类型——纳米级有机黏土复合孔缝。孔隙特征及演化研究结果表明：①有机黏土复合孔缝多呈海绵状、缝网状集合体存在于页岩基质中，单个孔隙呈方形、长方形、菱形、板状，直径一般小于200 nm，不同于国内外页岩中已发现的呈圆形或椭圆形的有机质孔；②随页岩成熟度增加，有机黏土复合物的C、Si、Al、O、Mg、Fe等元素发生规律性变化，反映有机质生烃体积收缩、黏土矿物转化共同影响纳米级有机黏土复合孔缝的形成；③青山口组页岩高成熟阶段，纳米级有机黏土复合孔缝是主要储集空间，最高占总孔隙的70%以上，三维空间内孔隙连通性明显优于有机质孔，反映高演化阶段这类孔隙是泥纹型页岩的主力孔缝类型，也是陆相页岩油核心区主要油气储集空间。纳米级有机黏土复合孔缝的发现，改变了陆相页岩无机质孔隙是油气主要储集空间的传统认识，对于泥纹型页岩油的形成机理、富集规律研究具有重要的科学意义。