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。

煤系是含油气盆地重要的烃源岩和储集岩，国内外许多大型天然气田、煤层气田就由煤系烃源岩供气或在煤岩内储集成藏。受页岩油气探索实践的启发，按照“将煤岩作为储层整体勘探”的思路，在保存条件较好的深部煤岩内实现了煤岩气勘探开发突破，开辟了煤岩储层内非常规天然气发展的新领域。基于勘探开发实践资料，开展了煤岩气成藏机理的系统研究，揭示了“三场”控制成藏机理，明确了煤岩气与煤层气成藏作用的主要差异。分析了鄂尔多斯盆地东缘石炭纪—二叠纪海陆过渡相煤系全油气系统和准噶尔盆地侏罗纪陆相煤系全油气系统的特征，指出了进一步构建煤系全油气系统理论的重点研究方向。研究表明：煤岩与泥页岩相比存在强生烃、强吸附能力、双重介质，具备部分或较弱的油气自封闭作用等特征；煤岩气与页岩气、致密气等非常规天然气相比具有更复杂成藏作用等特殊性，成藏需要一定的煤岩组合形成封闭和岩性、构造圈闭，又具有常规裂缝气藏的特征。与以碎屑岩层系为典型建立的全油气系统基本理论和模式相比，煤系在煤岩储层和源储耦合上，具有明显的特点和差异。煤系全油气系统以煤系中煤岩（及暗色泥页岩）为烃源岩和储层，以及与其相邻的致密层为储层或盖层或输导层构成多种类型的煤系油气成藏组合，在源储耦合作用下，在保存条件较好的煤岩储层形成煤岩气，在致密层形成致密油气或在远源形成常规油气，在受后期地质作用破坏的煤岩储层形成煤层气，是一种新类型全油气系统。

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。

陆相页岩烃源岩层系内部滞留烃数量与品质的控制因素除生烃母质类型、丰度、热成熟度与页岩储层储集空间外，烃源岩保存条件作为关键影响因素，在现阶段关注较少；针对该科学问题，以实例解剖为出发点，探讨保存条件在页岩油可动烃富集中的作用。研究表明，良好的保存条件主要有3方面的关键作用：①确保足够多的轻烃（C₁—C₁₃）、中组分烃（C₁₄—C₂₅）和小分子芳香烃（含1~2个苯环）留在地层中以增加页岩油流动性和流动量；②确保地层具有较高的能量场（异常高压），以推动页岩油最大量流出；③确保滞留烃保持多组分烃（轻烃、中质烃、重烃和含杂原子化合物）混相流动条件，使重烃（∑C₂₅₊）和重质组分（非烃和沥青质）有最佳流动度和最大流动量。经实例解剖证实，凡经济可采性较好的陆相页岩油除有机质类型、丰度与热成熟度及储集空间等有利条件外，页岩层系保存条件好，是页岩油经济成藏的关键因素，应纳入页岩油富集区/段评价标准，成为有利勘探靶体选择的必要条件。

基于四川盆地寒武系筇竹寺组页岩岩心、测井、地震和生产等资料，采用矿物扫描、有机与无机地球化学分析、突破压力及三轴力学测试等方法，开展筇竹寺组储层基本地质特征研究，分析筇竹寺组页岩气富集高产条件、页岩气形成机理和富集模式。研究表明：①深水富有机质和浅水低有机质两类粉砂质页岩都具有很好的含气性；②页岩脆性矿物组成具有长石、石英含量相当的特征；③页岩孔隙以无机质孔为主，有机质孔含量低，孔隙发育受长英质矿物与总有机碳含量（TOC）共同控制；④页岩有机质类型为Ⅰ型，成烃生物为藻类和疑源类，成熟度高，生烃潜力高；⑤深水相、浅水相页岩气分别具有原地和混合成气的特点。⑥筇竹寺组页岩气富集基本规律是“TOC控藏、无机质孔控富”，富集模式为以ZY2井为代表的富有机质页岩“三高一超”（高TOC、高长英质矿物含量、高无机质孔、地层超压）原地富集模式和以JS103井为代表的低有机质页岩“两高一中一低”（高长英质、高地层压力、中无机质孔、低TOC）原地+输导层富集模式，是有别于志留系龙马溪组的新类型页岩气。研究成果丰富了深层—超深层页岩气形成机理，部署的多口探井实现页岩气勘探重大突破。

基于钻井、录井、测井、地质实验等基础资料，对四川盆地北部二叠系大隆组海相页岩地质特征及页岩气富集高产因素开展研究。结果表明：①大隆组优质页岩形成于二叠系吴家坪组沉积后，主要发育在四川盆地北部开江—梁平海槽内，深水陆棚沉积相和硅质生物繁盛的深水还原环境形成了富有机质的黑色硅质页岩。②大隆组页岩有机质孔与无机质孔发育，脆塑性矿物交互成层，4 500 m以深的超深层依然发育大量无机质孔，总孔隙度大于5%，显著拓展了页岩气储集空间。③大隆组顶底板灰岩既有助于早期埋藏生烃持续处在封闭系统，又为页岩段持续生烃和富气保存提供有利条件，在后期改造中利于缝网横向延伸，达到最优改造效果，提高井控资源量。综合地质、工程、经济条件，优选出5 500 m以浅的有利区面积为1 800 km²，资源量达5 400×10⁸ m³。④大隆组页岩储层具有“薄而肥”的特征，埋深5 500 m以浅的川东高陡构造区内远离主体断裂的向斜区，是当前工程技术条件下最有利的二叠系页岩气建产区域，主要包括南雅向斜、檀木场向斜和梁平向斜。

系统梳理全球CO₂捕集、利用与封存（CCUS）产业集群的发展现状，通过对比分析国内外CCUS产业模式和成功经验，探讨中国CCUS产业规模化发展的挑战和对策。全球CCUS产业已明显呈现出规模化和集群化发展趋势，北美地区在大规模CO₂捕集、长距离管道输送、管网优化和大规模驱油等方面已形成关键技术体系，集群建设较为成熟，且产业模式逐渐由CO₂-EOR向地质封存转变。中国CCUS产业各环节发展迅速，目前处于集群化发展初期，面临商业模式缺失、政策保障不足、关键技术相对落后等挑战。未来需完善政策支持体系，提升全产业链相关企业合作积极性；加强顶层设计和中长期规划，推动全流程集群示范项目建设；攻关全产业链技术体系，加强低成本捕集技术、管网优化技术、驱油和埋存技术研究；加强人才培养，强化学科建设和校企科研合作等。

综合考虑流体分子与孔壁间的相互作用、临界性质变化、毛细管力和吸附相的影响，利用修正后的PR（Peng-Robinson）状态方程和气相-液相-吸附相三相相平衡计算方法，分析CO₂-页岩油体系在纳米孔隙内的相行为。研究发现：受到纳米孔隙限域效应影响，随着孔径的减小页岩孔隙内流体临界温度和临界压力下降，CO₂对体系临界温度的降低起抑制作用、对体系临界压力的降低起促进作用；同时随着CO₂物质的量分数的增大，体系临界点左移，相包络线面积减小。大庆古龙A区块页岩储层具有明显的限域效应，当孔径为10 nm时，储层流体逐渐转变为具有凝析气藏流体特征的流体；10 nm孔隙中液相的CO₂含量比100 nm孔隙中液相的CO₂含量增加了20.0%，而气相中CO₂含量减少了10.8%，表明限域效应增强了纳米孔隙中CO₂的传质，有利于CO₂的埋存和微观驱油。

以江苏油田特低渗透油藏L区块为例，基于CO₂-原油体系长细管驱替实验、注入能力测试和高温高压在线核磁共振驱替等实验，揭示特低渗透油藏CO₂驱油气传质规律和原油动用机理，明确CO₂驱替过程中CO₂埋存孔隙范围和混相程度对原油动用特征及CO₂埋存特征的影响规律。结果表明：CO₂驱油过程划分为CO₂顶替阶段、CO₂突破阶段和CO₂抽提阶段，原油膨胀和黏度降低是CO₂驱顶替阶段提高采收率的主要机制，CO₂突破后通过抽提、萃取原油中轻质组分进一步提高采收率；CO₂驱过程中，大孔内原油对提高采收率的贡献率达46%以上，中孔内原油为增油的接替储备，CO₂突破后小部分抽提的原油被CO₂裹挟进入纳米级孔隙成为较难动用的剩余油；随着混相程度的提高，CO₂前缘推进更稳定，波及范围更广，CO₂埋存范围和埋存量更大。CO₂完全埋存阶段对整体埋存量贡献最大，CO₂逸散阶段埋存机理为部分原油在初始赋存孔隙范围的原位埋存和CO₂裹挟原油进入更小孔隙从而增大埋存量，CO₂泄漏阶段随着原油产出CO₂大量泄漏，埋存率急剧降低。

基于鄂尔多斯盆地西南部三叠系延长组长7₃亚段页岩油勘探实践进展，综合野外露头、钻井、测井、岩心、地球化学等资料，以及水槽实验模拟等技术手段，开展陆相湖盆细粒沉积古环境、岩相组合和分布、沉积成因及页岩油储集特征的系统研究。结果表明：①长7₃亚段沉积期研究区古环境整体表现为温暖湿润、梅雨事件频发、水体深度较大的淡水湖盆特征，古地貌呈现西南陡、东北缓的不对称型，可进一步细分为湖底深洼、古沟道、湖底古脊等微古地貌单元。②长7₃亚段发育一套极细砂岩、粉砂岩、泥页岩、凝灰岩等细粒沉积，垂向多呈薄互层—纹层组合分布，砂岩粒径大多小于62.5 μm，单层厚度为0.05~0.64 m，含完整植物碎片，发育波状层理、逆粒序-正粒序组合、爬升沙纹层理等沉积构造，揭示异重流沉积成因。③环形水槽模拟实验再现了异重流搬运过程及沉积特征，主要表现为初期的密度流速差造成头部较厚且粒径较大，上部较薄且粒径偏小的特征；中期滑水作用促使流体头部抬升并向前快速搬运，由此产生的多个“新前端”促使粉砂岩、泥质粉砂岩等细粒砂岩向湖盆中部长距离搬运。④明确了盆地西南部细粒砂质岩以异重流成因为主，指出频繁发育的洪水事件、西南部陡坡地形是异重流发育的主控因素。⑤长7₃亚段砂岩、泥页岩发育微纳米孔喉系统，不同岩性均含油，但可动油含量差异大，砂岩中可动油含量最大。⑥明确了长7₃亚段多期异重流砂岩与泥页岩形成的细粒沉积复合体具有“整体含油、差异储集”特征，低TOC泥岩与粉砂岩组合为目前最有利的勘探目标。

为明确玛湖致密砾岩储层水力压裂后缝网发育特征，借鉴北美水力压裂试验场的成功经验，在玛131井区三叠系百口泉组二段（T₁b₂）和三段（T₁b₃）建立水力压裂现场实验室，共实施12口水平井和1口大斜度取心井，根据取心井MaJ02岩心裂缝CT扫描、成像测井以及岩心直接观测结果，结合示踪剂监测资料，研究水力压裂缝产状、连通情况、扩展规律和主控因素。研究表明：①水力压裂形成张性和剪切两种性质的裂缝，张性缝近似平行于最大水平主应力方向，自井筒射孔簇最远可延伸50 m；剪切缝分布于张性缝之间，大部分受缝间诱导应力场影响呈走滑剪切模式，部分呈共轭成对出现，整体上压裂缝呈先张后剪、张剪相间、剪切为主的特征。②示踪剂监测结果表明，生产早期井间普遍存在连通，随着生产的进行，缝内静压力逐渐降低，井间连通性下降。③岩性和压裂参数影响水力裂缝密度，泥岩夹层水力裂缝密度低于砾岩，并限制裂缝的扩展；更大的改造规模、更小的簇间距可提高裂缝密度，是提高单井产量的重要方向。

针对部分油气藏钻采过程中的固态烷烃相关混合物受热相变、超压砂体瞬间泄压触发砂体液化流动和孔隙充填物降压气化引发骨架垮塌3个典型的相变岩石力学现象，系统分析了目前在理论认识、实验方法、数学表征方面的研究进展，同时探讨了3个相变岩石力学现象对应的工程应用场景，揭示了其力学规律及工程应用效果，在此基础上，讨论了油气藏相变岩石力学目前所面临的挑战、潜在的发展趋势与亟待探索的方法。研究表明：不同的油气藏相变岩石力学现象需要采用相应的、特殊的实验及数学方法开展研究，确定其独特的多场耦合力学响应机制，以有效指导资源开采控制、致灾程度评价、地层稳定分析等。为满足该学科的发展需要，未来需挖掘更多油气资源开采中的相变岩石力学问题，开发特定的新型实验设备，借助人工智能与数字孪生技术，实现岩石相态变化力学过程的实时仿真与动态可视化。

基于鄂尔多斯盆地中东部探井上古生界岩心的测试化验资料，结合构造、埋深及流体地球化学分析，揭示煤储层流体特征、聚气主控因素及富气模式。研究表明：①1 500~1 800 m深度段为中浅层开放型流体系统和深层封闭型流体系统的转换深度带，1 500 m以浅水侵改造强度大，储层压力梯度分布离散，甲烷气存在不同程度的次生生物成因气混入，整体呈富含水、吸附气欠饱和特征；1 800 m以深呈现出极低渗储层自封闭特征，水动力侧向封堵和致密盖层围限共同作用形成封闭型流体系统，系统内地表径流入渗微弱，流体次生改造程度低，压力梯度相对统一，大部分层段吸附气含气饱和度超过100%，游离气含量主要为1~8 m³/t，个别层段可超过10 m³/t；②在深部地层温压环境约束下，煤储层聚气能力受控于煤岩煤质、储盖组合和构造位置主导的储集性、润湿性和封闭性，高变质程度、低灰分产率煤和灰岩、泥岩盖层等多因素叠合区聚气优势明显，正向构造高点和宽缓负向构造低点是有利的富气场所，两翼陡坡含气量相对较低。研究成果有助于深化煤储层聚气机理认识，可为深部资源精准选区评价和适应性增产技术创新发展提供有效参数依据。

基于塔里木盆地库车坳陷超深层陆相碎屑岩近几年取得的重要勘探进展，开展新一轮油气地质综合研究。形成4点地质认识：①建立多滑脱层复合、多期构造叠加、多层构造变形的“3多”构造模型，多期构造圈闭纵向叠置，下伏超深层发现系列构造圈闭；②三叠系—侏罗系发育3类有机相5套规模优质烃源岩，与3套区域储盖层构成超深层良好生储盖组合；③源岩、储层、盖层、断层等4因素控制大油气田的形成，根据其空间配置关系建立了库车坳陷超深层碎屑岩立体成藏新模式；④库车坳陷超深层碎屑岩下步重点油气勘探领域包括常规和非常规油气两类，常规油气领域包括克拉苏深层多层系立体油气聚集带、北部构造带侏罗系阿合组致密砂岩气、中秋—迪那构造带多目的层岩性油气藏、南斜坡岩性地层+潜山复合型油气藏等有利区；非常规油气领域包括侏罗系克孜勒努尔组、阳霞组和三叠系塔里奇克组深层煤岩气和中下侏罗统、上三叠统深层陆相页岩气。上述认识对于丰富超深层碎屑岩油气勘探理论，指导下步油气勘探部署，具有重要的借鉴意义。

针对低渗透老油田老井侧向深部剩余油气资源动用难度大的问题，形成了柔性侧钻水平井挖潜技术，并开展了现场试验。该技术首先采用柔性侧钻钻具在老井筒中实现低成本侧钻，然后采用水力喷射工艺诱导多条裂缝起裂，最后下入油管柱对侧钻井眼实施笼统多簇暂堵压裂，从而实现井间剩余储量的高效挖潜。该技术包含柔性侧钻水平井钻井和侧钻水平井压裂2项技术，前者主要涉及柔性钻杆结构和材料优化、钻进工艺、密闭取心工具3个方面，后者主要涉及压裂方案优化、压裂工具及实施工艺优化2个方面。该技术在长庆安塞油田开展了多轮现场试验，发现通过改变井型、缩小油水井排距，可以较好地建立压力驱替系统，实现压力的有效传导，从而达到低产低效井提液增产的目的，同时验证了该技术可为低渗透油藏剩余储量精准挖潜、储层精细动用提供有力支撑。

通过对鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段3亚段（简称长7₃亚段）富有机质页岩的纹层（组合）类型、储集特征和页岩油赋存状态等开展系统研究，揭示不同纹层组合约束下页岩油赋存的主控因素；并结合页岩油微运移表征及评价方法，从接力式供烃、阶梯式运移、多级分异的角度深入探讨页岩油差异富集机理和富集模式。研究表明：①长7₃亚段页岩主要发育无纹层型（泥岩）、砂质纹层、凝灰质纹层、混合纹层和富有机质纹层等5类主要纹层组合。②不同纹层组合页岩储集空间存在明显差异，砂质纹层和凝灰质纹层页岩中大量发育的粒间孔、溶蚀孔及生烃增压缝等多尺度孔缝系统构成液态烃赋存的主要场所。③各类纹层组合页岩中页岩油的赋存和分布受有机质丰度、储集性、热演化程度、矿物组成及纹层规模共同控制，砂质、凝灰质纹层等刚性纹层组合页岩的微纳米孔缝中以游离态的轻质组分为主，而有机质、黏土矿物及骨架矿物颗粒表面则以吸附态的重质组分为主。④长7₃亚段不同纹层组合页岩间发生了明显的页岩油微运移，整体呈现出富有机质纹层页岩→凝灰质纹层页岩→混合纹层页岩→砂质纹层页岩→泥岩的阶梯式运移特点。⑤多种类型纹层页岩空间叠置关系控制下有机质的“接力式”供烃、多尺度孔缝网络的“阶梯式运移”及不同纹层组合页岩中“有机-无机相互作用”控制下的“多级分异”是导致页岩油在不同纹层组合页岩间油组分差异性的根本原因。

基于铸体薄片、低温氮气吸附、高压压汞、核磁共振T₂谱、接触角和油水两相界面张力等实验结果，揭示准噶尔盆地玛湖凹陷下二叠统风城组全粒序储层孔喉结构与原油可动性关系。研究表明：①随玛湖凹陷风城组储层粒级变小，较大喉道所连通孔隙体积和较大孔隙体积均呈减小趋势，喉道半径和孔隙半径分布范围和峰值范围均有序向小尺寸偏移；风城组非常规储层喉道半径、孔隙度和渗透率上限值分别约为0.7 μm，8%，0.1×10^-3 μm²；②风城组储层赋存滞留油、可动油的孔隙分布范围和峰值范围均随储层粒级变小而有序向小尺寸偏移；粒级较大储层样品赋存滞留油量、可动油量随驱动压力增大分别呈现更加明显的降低和升高趋势；③风城组各粒级储层中原油驱动压力随喉道半径增大而呈现快速下降、缓慢下降和趋于稳定3个阶段；原油驱动压力和各粒级储层原油驱动压力差异均随温度升高而降低，随喉道半径增大而降低。根据以上实验分析，推断地质条件下玛湖凹陷风城组深部页岩油具有较大的动用潜力。

通过总结世界能源结构与中国能源资源禀赋特点，分析了中国建设“能源强国”的时代背景与历史机遇，提出了中国“能源强国”实现路径与举措。研究表明：中国具有“煤炭较多、油气较少、风光无限”的资源禀赋，以及煤炭消费占比高、油气消费占比低、新能源消费快速增长的消费结构特点。明确提出了“全能源系统”的概念，多能互补、绿色发展、稳定供应、智慧利用与碳中和协同的“全能源系统”是解决能源转型与能源独立的有效途径。中国建设“能源强国”可按照化石能源稳步有序低碳化发展、新能源规模经济安全发展、碳中和“全能源系统”融合发展、“一带一路”能源带共建共享的发展思路推进。中国建设“能源强国”应遵循“三步走”战略路径：2025—2030年，一次能源消费达峰，实现“碳达峰”；2031—2050年，能源产量首次达到与消费量持平，迈向“能源独立”；2051—2060年，力争“碳中和”，建成“能源强国”。中国建设“能源强国”可从根本性上保障国家能源安全，推动实现碳中和目标，为世界能源转型与绿色地球建设贡献中国智慧与中国方案，支撑中国式现代化强国建设和中华民族伟大复兴。

基于露头、岩心、测井、录井、三维地震、地球化学实验和生产测试等资料，利用生产动态分析、流体包裹体测温及碳氧同位素测试等多种方法，系统探讨塔里木盆地的构造和流体作用对超深层断控碳酸盐岩缝洞型储层规模、储层质量及其有效性与连通性的控制机理。研究表明：①走滑断层规模、构造部位与岩石力学层共同控制了缝洞储层的发育规模。断层规模越大，储层规模越大；叠接挤压段的储层规模大于叠接拉分段，纯走滑段的储层规模相对较小；走滑断层的交汇部位、转折部位与端部的储层规模较大；垂向上储层发育的差异性受岩石力学层控制，脆性指数高的岩石力学层更有利于缝洞储层的发育。②多期走滑断层活动及流体改造共同控制了缝洞储层的有效性演化及其非均质性。加里东晚期—海西早期的大气淡水活动期为缝洞储层主要形成期；海西晚期热液活动进一步加剧了有效储集空间分布的非均质性。③走滑断层构造部位和现今地应力控制了缝洞储层连通性。叠接拉分段缝洞储层连通性好于纯走滑段，叠接挤压段较差；与现今地应力方向近平行的走滑断层控制的缝洞储层连通性好。优质缝洞型储层平面上主要分布于走滑断层的叠接拉分段两侧断层交汇区域，叠接挤压段中部区域、纯走滑段交叉部位、转折部位和端部的羽状断层区；剖面上集中于高脆性指数的岩石力学层段。

根据古龙页岩油现场实践，结合CO₂与古龙页岩油储层基质和流体相互作用系列实验，系统评价CO₂前置压裂在古龙页岩油的应用效果及适应性。先导试验表明，相较于常规压裂井，CO₂前置压裂井表现出初产较高但递减快、累产低、气油比偏高且不稳定、产液量不具优势等4个显著特点。出现这些生产特征的原因在于：一方面，CO₂前置压裂抑制了古龙页岩油储层主裂缝穿层扩展、降低了压裂改造体积，弱化了裂缝导流能力，降低了基质渗透率和孔隙度，影响了工程效果；另一方面，受限域效应的影响，前置CO₂加大了裂缝-大孔系统与基质小孔系统饱和压力的差距，造成裂缝-大孔系统持续产气和轻烃挥发、基质小孔原油难以动用，影响了开发稳产效果。在古龙页岩油多种特征的叠加作用下，前置CO₂在储层改造（裂缝扩展及裂缝导流能力）、基质渗流、流体相态与产出方面均会产生一定的负面影响，制约了CO₂前置压裂在古龙页岩油的应用效果。

针对深层—超深层碳酸盐岩孔隙形成演化过程与保持机理不清的难题，研制了超深层高温高压储层可视化模拟实验装置，针对四川盆地和塔里木盆地样品，开展深层—超深层逼近真实地质条件下的碳酸盐岩溶蚀-沉淀模拟实验。该装置包括4个核心模块：超高温超高压三轴应力岩心夹持器模块（温度大于300 ℃、压力大于150 MPa），具温压可调节功能的多时段-连续流模块，超高温度压力蓝宝石视窗池和流体属性高温高压原位测定模块，超高温超高压渗透率实时在线检测模块。应用该实验装置开展模拟实验，取得3项地质认识：①碳酸盐岩储层孔喉结构受控于岩性和初始孔喉结构，流体类型、浓度和溶蚀时长控制溶蚀程度，溶蚀过程存在2种演化模式，溶蚀规模与温度压力呈正相关关系，成孔高峰期与生烃高峰期匹配程度高；②开放-流动体系的白云岩溶蚀潜力大于灰岩，并受酸性流体类型、浓度和初始物性控制，可持续形成次生溶孔，且主要沿先存孔缝带发育和分布；③近封闭成岩体系中，酸性流体与碳酸盐岩持续反应达到饱和及动态平衡后，此时孔隙结构不再变化，先存孔隙得以保持。上述认识对深层—超深层碳酸盐岩储层孔喉结构和发育潜力评价、优质碳酸盐岩储层发育主控因素分析和分布预测具有指导意义。

中国干热岩资源丰富，但有利区评价方法以定性为主，且评价指标和标准不一，制约了干热岩的评价效率和勘探进程。基于国内外干热岩地质特征和成因机制的认识，综合干热岩形成的主控因素，通过指标量化分级，应用模糊层次综合评价法建立干热岩有利区评价体系和标准。该评价体系以热源、热通道、热储和盖层4类指标为主体，包括莫霍面深度、居里面深度、熔融体或岩浆囊深度、岩浆和火山活动时间、大地热流、地温梯度、地表热异常、地震等级与震源深度、深大断裂分布、热储埋深、盖层类型与厚度共11项评价参数，每项参数分为3个等级，并进一步将该评价体系应用于内蒙古中部地区干热岩评价。结果表明：该地区干热岩Ⅰ类有利区面积约为494 km²，Ⅱ类有利区面积约为5.7×10⁴ km²。其中，二连盆地吉尔嘎朗图凹陷和洪浩尔舒特凹陷，赤峰市克什克腾旗热水塘镇、宁城县热水镇及敖汉旗热水汤村为干热岩资源Ⅰ类有利区。此类地区以地下高温熔融体或岩浆囊为优质热源，热储深度较浅，上覆厚层沉积岩作为盖层。该干热岩有利区评价体系的建立和应用有望为中国干热岩选区和开发实践提供新的途径和科学依据。

通过地质、地球物理和地球化学资料的综合分析，对四川盆地武胜—潼南地区二叠系茅口组二段下亚段（简称茅二段下亚段）白云岩薄储层的特征和形成机制进行研究。结果表明：①茅二段下亚段储集岩以花斑状孔洞型白云岩、灰质白云岩或白云质灰岩为主，具有典型的早成岩期岩溶特征，岩溶系统边缘和充填物中的白云石皆具溶蚀港湾，且白云岩角砾周缘具泥晶套和环边胶结等现象，指示白云石化作用早于早成岩期岩溶。②中等盐度海水渗透回流白云石化作用是滩相薄层状白云岩的主要成因，成储关键因素为生屑滩沉积叠合渗透回流白云石化作用和早成岩期岩溶作用，局部受裂缝和热液作用改造。③白云岩孔洞型储层发育与向上变浅序列密切相关，主要发育于四级旋回的高位晚期，且白云岩规模与地层厚度密切相关，集中分布于地层厚薄转换处，其次为厚度薄值区。④结合三级旋回高位晚期地貌高地可容纳空间不足、颗粒滩向地貌低地迁移的认识，提出滩控白云岩规模储层具有“沿高环坡”的分布规律，建立了沉积期微地貌与海平面升降变化联合控滩-控云-控溶的成储模式。在此基础上，井震结合恢复茅二段下亚段沉积期古地貌并进行了储层分布预测，最新探井和试油结果验证了预测结果的准确性，这为类似地质背景下的白云岩薄储层预测提供了借鉴。

针对现有砂岩岩石结构评价方法依赖于肉眼观察、效率低，且磨圆度等仍处于半定量分析、粒度分析无法分类型统计等问题，提出一种基于视觉大模型（SAM）的砂岩岩石结构智能评价方法。通过设计基于秩-分解矩阵适配器的SAM轻量化微调方法，构建多光谱岩石颗粒分割模型（CoreSAM），实现岩石颗粒边缘提取与类型识别，在此基础上提出一套岩石结构量化评价方法，评价粒度、分选性、磨圆度、颗粒接触关系及胶结类型等指标。实验结果表明，CoreSAM在岩石颗粒分割精度上优于现有方法，且在CT图像、岩心照片等不同类型图像上展现出良好的泛化性，能够实现全样本、分类型的粒度分析以及磨圆度等参数的量化表征，推动储层评价向精准、量化、直观、全面的方向发展。

通过室内实验和测试分析，系统阐述超临界水环境下稠油改质降黏的宏观及微观特征，并分析反应温度、反应时间、油水比3种反应参数对产物及降黏效果的影响。研究表明：经超临界水处理后，稠油流动状态显著改善，平均降黏率达99.4%。反应温度过高，将导致胶质和沥青质含量增加，焦炭产量显著提升，最佳温度为380~420 ℃；反应时间过长，稀油产量持续增加，但胶质与沥青质含量也有所提升，最佳反应时间约为150 min；减小油水比有助于改善反应体系内的扩散环境，降低胶质与沥青质含量，但稠油处理成本增加，油水比为1∶2时可兼顾改质降黏效果与经济性。3种反应参数与油样黏度的相关性由高到低排序为温度、时间、油水比；稠油四组分含量中，黏度受沥青质含量影响最大，芳香烃次之，受胶质和饱和烃含量影响较小。

近年来四川盆地蓬深10、合深9、潼深17和正阳1等井钻探证实深层上二叠统长兴组发育一套孔隙型礁滩复合体灰岩储层，突破了深层碳酸盐岩大油气田主要分布于孔隙型白云岩储层和岩溶缝洞型灰岩储层的传统认识。基于岩心和薄片观察、储层地球化学特征分析、井震联合的储层识别和追踪，开展深层礁滩灰岩孔隙形成机理研究，取得4个方面认识：①深层长兴组孔隙型礁滩复合体灰岩储集空间以粒间孔、格架孔、生物体腔孔、铸模孔和溶孔为主，形成于沉积和早表生环境；②断续分布的多孔礁滩复合体被相对致密的泥晶灰岩包裹，在复合体持续增温条件下导致局部异常高压的形成；③长兴组储层的底板为上二叠统吴家坪组互层的致密泥岩和灰岩，顶板为下三叠统飞仙关组一段致密泥晶灰岩夹泥岩，在致密顶底板的夹持下，导致长兴组区域异常高压的形成；异常高压（超压封存箱）是沉积和早表生环境形成的孔隙在深层得以保持的关键；④在顶底板和礁滩复合体识别基础上，通过井震联合预测有利礁滩灰岩储层分布面积达10.3×10⁴ km²。上述认识奠定了深层孔隙型灰岩储层发育的理论基础，拓展了四川盆地深层灰岩储层勘探新领域。

天然气水合物作为一种广受关注的清洁能源，因缺乏统一的资源评价方法，且存在资源评价关键参数难以获取的难题，导致全球资源评价结果差异巨大。基于全油气系统理论，通过油气动力场控藏分析，建立天然气水合物资源潜力与常规类油气资源的定量关系和天然气水合物资源评价模型，进而根据蒙特卡洛模拟反演全球天然气水合物原地资源量和可采资源量，并采用钻探结果体积类比法和前人评估结果变化特征趋势分析法进行检验。该评价模型考虑了天然气生物降解和热降解两种成因机制、常规天然气和天然气水合物地表体积转换系数、有利区分布面积和厚度的差异性等对天然气水合物资源潜力评价结果的影响。研究表明：全球天然气水合物原地资源量和可采资源量的众数值分别为99×10¹²，30×10¹² m³，平均值分别为214×10¹²，68×10¹² m³，均不到常规类油气资源总量的5%，一定程度上可以作为全球未来能源的补充。天然气水合物资源评价新模型开辟了评价方法和技术的新途径。经可靠性综合分析检验验证，该模型获得了较为可信的水合物资源量数据，为下一步天然气水合物的勘探开发提供了参数依据。

选取鄂尔多斯盆地石炭系本溪组典型8^#深层煤岩开展静态吸附和动态损害实验，评价压裂液稠化剂羟丙基胍胶和聚丙烯酰胺在深层煤岩表面的吸附量和吸附引起的渗透率损害；采用原子力显微镜定量表征稠化剂的吸附形貌，分析稠化剂吸附的主要控制因素，同时采用Zeta电位、傅里叶红外光谱、X射线光电子能谱等技术揭示稠化剂的吸附机理。研究表明：实验条件下，深层煤岩对羟丙基胍胶、聚丙烯酰胺的吸附量分别为3.86 mg/g和3.29 mg/g，吸附后煤岩渗透率分别下降35.24%~37.01%和14.31%~21.93%；压裂液稠化剂吸附层厚度与稠化剂质量分数正相关，与温度负相关，pH值降低将减小羟丙基胍胶吸附层厚度、使聚丙烯酰胺吸附层厚度分布频率更集中；官能团缩聚、分子间作用力是深层煤岩吸附压裂液稠化剂的化学和物理作用力。通过优化稠化剂质量分数、对稠化剂分子进行化学改性、对聚合物进行氧化生热降解、添加解吸附剂等方法可降低煤岩微纳米级孔隙、裂缝的损害风险。

塔里木盆地台盆区已发现的超深层（深度大于8 000 m）油气主要赋存于北部坳陷F5走滑断裂以东的下古生界储层，而该断裂西侧寒武系超深层的油气来源和勘探潜力尚不明确。通过岩相和分子标志物分析，揭示出塔里木盆地寒武系纽芬兰统至少存在硫化斜坡、深水陆棚和局限海湾3种不同沉积环境的“等时异相”烃源岩。2024年在塔北西端的雄探1井寒武系发现高产凝析油气，原油中检出完整的芳基类异戊二烯烷烃生物标志物，但未检测到三芳甲藻甾烷，这与轮探1、旗探1井为代表的纽芬兰统硫化斜坡相烃源岩地球化学特征十分一致，表明雄探1井寒武系油气主要来源于寒武系纽芬兰统烃源岩。雄探1井寒武系原油还呈现出C₂₉甾烷优势，并且富含长链三环萜烷（最高达C₃₉），这些生物标志物能够成为有效区分硅质泥岩和碳酸盐岩等不同岩相的油气源指标。结合逆冲和走滑断裂输导系统的成藏分析，认为F5走滑断裂以西具备接受满西生烃中心寒武系纽芬兰统烃源岩有效供烃的可能，这预示着除了盆地东部寒武系超深层台缘带相控型油气藏外，该走滑断裂以西有望成为寒武系超深层构造-岩性油气藏勘探的新区域。

针对现有分层采油工艺技术存在的不适应检泵作业、有效工作寿命短、通讯可靠性差等问题，提出了电磁耦合智能分层采油技术，研制了核心工具及配套工具，并开展了现场试验。采用生产和配产管柱分离的丢手管柱结构，当两管柱在井下对接后，利用电磁耦合原理实现管柱间电能与信号的近距离无线传输，为井下多个智能配产器供电，并实现双向通讯。研制了适应井下复杂工况的电磁耦合传能与通讯装置、智能配产器、地面控制器等核心工具，以及大通径丢手锚定器、油井过电缆封隔器等配套工具，实现了技术定型。在大庆油田完成10口井现场试验，两管柱井下对接快捷、可靠，电磁耦合传能与通讯装置工作稳定，实现了井下分层流量、压力、温度的实时监测和分层产液量调控，提高了储层认识程度，取得了增油、降含水的生产实效。

针对油气田地层水样品易受污染而导致水化学性质信息数据失真的问题，开展对中国含油气盆地油气田地层水判别方法对比和数据可信度评价方法研究。结果表明：①地层水判识方法包含物理特征、水化学组成特征、水型特征、特征系数等单因素的基本方法，以及在此基础上提出的主要根据钠氯系数与脱硫酸系数相关性分析、并结合地质背景评价的数据可信度综合评价方法；②地层水判识的基本方法有利于现场对水化学数据的初步判别与数据的初步筛选，综合方法将CaCl₂型水分为A-Ⅰ—A-Ⅵ 6种类型、将NaHCO₃型水分为B-Ⅰ—B-Ⅳ 4种类型进行评估，以便研究人员对水化学数据可信度开展深入评价与影响因素的分析；③采用基本方法判别地层水时，存在CO₃^2-、OH^-、NO₃^-等阴离子的地层水，或钠氯系数和脱硫酸系数与地质环境不符的地层水等都是有地表水侵入或施工液污染；④采用综合方法判别地层水的数据可信度时，虽然认为A-Ⅰ型、A-Ⅱ型、B-Ⅰ型和B-Ⅱ型是可信度较高的地层水，但都必须与地层环境、采样条件、凝析水、酸液、古风化壳淋滤、古大气淡水等影响因素的地质背景分析相结合，才能更有效与更准确地确定其数据可信度。

四川盆地普光地区的川宣地1井和川宣2井在三叠系嘉陵江组四段+五段和雷口坡组一段钻遇高浓度钾锂卤水和可溶厚层石盐型杂卤石钾盐矿，实现了四川盆地海相深部锂钾勘探重大突破。通过践行“气钾锂兼探”的勘探理念，基于大量油气钻井、测井、地震和地球化学资料，对富钾锂卤水和石盐型杂卤石的地质特征、富集条件和成矿演化模式开展研究。研究表明：①四川盆地东北部嘉陵江组四段+五段—雷口坡组一段发育膏云坪、盐湖和蒸发坪沉积体系，发育相对较好的卤水储集体，是固液两相钾锂资源沉积的有利层段，形成了普光、通南巴和元坝3个规模成盐聚钾中心；②石盐型杂卤石厚度大、分布广，且具有可溶性特征，储层卤水钾锂离子含量高，钾锂资源形成固液叠置的“三层楼”结构（下层为嘉陵江组四段+五段下部薄层卤水储层，中层为石盐型杂卤石钾盐矿层，上层为雷口坡组一段富钾锂卤水储层）；③钾锂资源具有三元富集成矿规律特征，即杂卤石和绿豆岩纵向叠置是钾锂资源“双源补给、近源释放”的成矿物质基础，原生海水和石膏脱水是深部卤水的主要来源，而多期次构造作用是石盐型杂卤石和锂钾卤水富集的关键；④成矿过程经历了成盐聚钾锂期、水岩反应初期、改造聚集期和富集定型期4个阶段，嘉陵江组四段+五段石盐型杂卤石层为钾盐溶采的主要目标，雷口坡组一段卤水层则是钾锂综合勘探开发的重点。

以四川盆地下志留统龙马溪组页岩为例，采用基于原子力显微镜的红外光谱（AFM-IR）对不同类型和赋存状态有机质开展亚微米尺度分子官能团分析，结合扫描电镜下孔隙发育程度定量统计，探讨海相过成熟页岩中有机质孔隙形成演化机理与有机质化学组成及结构变化之间的关系。研究结果表明，页岩中笔石表皮体和焦沥青AFM-IR光谱在波数约1 600 cm^-1处代表芳香族化合物共轭双键C═C的伸缩振动占主导地位，1 375，1 450，1 720 cm^-1波数附近代表脂肪族和羰基/羧基官能团吸收位出现微弱峰值。整体上，相同成熟度页岩样品中有机质的AFM-IR光谱结构参数与面孔率有很好的对应关系，即A和C因子值越低，有机质孔越发育，与其热演化过程中较多的脂肪链和含氧官能团脱离形成油气有关。焦沥青-黏土矿物复合体孔隙发育普遍较好，这可能与黏土矿物脱水参与生烃反应，导致较多的官能团脱离有关。此外，在高—过成熟阶段有机质-黏土复合体内部有机质热演化生烃可导致体积增大而发生爆裂并释放油气，较高的排烃速率有利于形成孔径较大的孔隙和沿片状黏土矿物呈裂缝形态的孔隙。研究成果显示，亚微米尺度分子官能团的研究可以更为深入诠释过成熟页岩有机质演化路径和有机质孔发育机制，并为页岩油气地质勘探提供储层评价方面的参数依据。

选用Carter模型表征裂缝扩展和压裂液滤失动态行为，同时考虑压裂液在井筒、裂缝和油藏间的流动传热，建立水平井分段多簇压裂过程热-流耦合温度响应正演模型，分析压裂参数、裂缝参数对分布式光纤（DTS）温度响应的影响规律，提出基于模拟退火算法的裂缝参数诊断方法，并通过矿场实例应用验证模型可靠性。研究表明：多簇压裂过程中温度响应曲线具有“V形”典型特征，其位置与压裂裂缝对应；压裂液排量越大、压裂与停泵时间越长，“V形”深度越小；缝面滤失系数越大、压裂时间越长、裂缝宽度越小，“V形”宽度越大；压裂过程中短暂停泵阶段，近井筒周围低温仍向地层扩散，DTS温度不升反降；对DTS数据进行实时解释监测，可了解压裂过程中裂缝的扩展情况，便于及时采取相应措施，提高压裂效果。

综合考虑温度、压力对深水裂缝性地层高温高压井井内流体密度的影响和地层裂缝变形对关井续流作用的影响，耦合关井温度场模型、裂缝变形模型和气体流动模型，建立考虑热流固耦合作用的关井井筒压力计算模型，分析地温梯度、井底压差、钻井液池增量和井涌指数对井口套压的影响规律，并基于耦合模型计算结果建立高温高压井关井求压图版。研究表明：地温梯度、井底压差、钻井液池增量与井口套压呈正相关关系，井涌指数越大压力攀升越快而最大套压保持稳定；与实例井数据对比验证表明，耦合模型计算关井后井筒恢复压力准确率达95%以上，根据关井求压图版求取目标井口套压和目标关井时间的准确率分别为97.2%和98.3%。采用该方法能够在高温高压井关井后准确求取地层压力，为后续井控措施提供依据，保证深水深层油气安全高效开发。

以四川盆地德阳—安岳裂陷槽两侧（裂陷东侧高石梯—磨溪地区和川中古隆起北斜坡；裂陷西侧威远地区和大探1井区）震旦系灯影组天然气藏为研究对象，在充分对比不同地区灯影组天然气地球化学参数（组分、同位素组成）的基础上，明确裂陷槽两侧灯影组天然气地球化学特征差异及其成因。研究表明：①裂陷槽两侧灯影组气藏以原油裂解气为主，成熟度高，为典型的干气；②受较强的硫酸盐热化学还原反应（TSR）改造，裂陷东侧灯影组气藏的H₂S、CO₂含量高，δ¹³C₂偏重（平均值大于?29‰）；威远地区灯影组气藏受TSR影响小，遵循水溶气析出成藏模式，δ¹³C₁较裂陷东侧稍重，部分碳同位素组成发生倒转；大探1井灯影组气藏基本不受TSR影响；③裂陷西侧大探1井区及威远地区基底花岗岩广泛发育且断裂垂向输导高效，灯影组气藏He含量显著高于裂陷东侧；④受烃源岩沉积期的古水介质盐度控制，裂陷西侧灯影组气藏的δ²H_CH4较东侧稍轻；⑤大探1井区灯影组天然气除了来自寒武系筇竹寺组烃源岩外，还有震旦系灯影组三段及陡山沱组烃源岩的贡献。

针对传统有限元模拟方法无法完整考虑半无限大地层、求解精度较低的问题，从半无限大地层视角出发，推导建立油气藏开发诱导变形的等效力模型，开发体积边界元数值求解方法，并进行验证与测试。将油藏内部渗流与渗流边界对地层变形的影响分别等效于油藏内部和油藏边界处受到外力作用时对地层变形产生的影响，给出了渗流等效力和边界等效力的计算方法，地层任意点的变形解可通过渗流等效力、边界等效力与格林函数的卷积得到；离散化后，地层任意点的变形解可通过将网格边界等效力与对应的网格边界源相乘、网格渗流等效力与对应的网格体积源相乘再累加得到。该数值求解方法称为体积边界元法，与传统商业模拟器相比，该方法完整考虑了油藏渗流边界、油藏内孔隙压力梯度场、孔隙内流体质量变化对地层变形的影响，无需对油藏外地层进行网格划分，求解精度大幅提高，为油气藏开发诱导变形模拟提供了技术方案。

基于岩矿学、测井、地震、古生物、地球化学等资料的综合分析，开展珠江口盆地西南部边缘凹陷顺德北凹始新统文昌组二段烃源岩的古环境、古气候条件精细研究和烃源岩模式构建。研究表明：①文昌组二段发育厚层优质湖相烃源岩，纵向非均质强，平均总有机碳含量（TOC）为4.9%，从下到上可划分为3个地层单元：Ⅰ单元发育Ⅰ型有机质为主的优质烃源岩，有机质主要来自湖泊生物贡献，TOC值平均为5.9%；Ⅱ单元发育Ⅱ₂型有机质为主的烃源岩，以陆源输入为主的混源成因，TOC值平均为2.2%；Ⅲ单元发育Ⅱ₁型有机质为主的好—优质烃源岩，以湖泊生物贡献为主，部分为陆源有机质，TOC值平均为4.9%。②始新世强断陷期快速沉降、有限物源供给背景下，暖湿气候-火山活动-深水还原条件协同控制了顺德北凹文二段优质烃源岩的发育。Ⅰ单元沉积期，暖湿气候及火山活动促进了以粒面球藻为主的湖泊藻类勃发，初始生产力高，同时深水还原条件为有机质提供了良好的保存条件，共同控制优质烃源岩的发育和赋存；Ⅱ单元沉积期为暖—凉过渡、半干旱古气候，湖泊藻类数量降低，初始生产力降低，同时陆源输入增加、浅水弱氧化的水体条件使有机质被稀释、分解，烃源岩品质下降；Ⅲ单元沉积期为凉湿的古气候条件，盘星藻和葡萄藻类开始生长，生产力再提升，同时在半深水的还原环境保存条件下，形成了稍次于Ⅰ单元的优质烃源岩。研究结果明确了顺德凹陷不同类型烃源岩的差异成因及发育模式，对边缘凹陷烃源岩精细评价及有利勘探方向选择具有重要的借鉴和指导意义。

针对压回法压井过程中气液逆向两相流动规律复杂、气泡运移速度难以预测的问题，开展不同工况下环空中气液逆向流动气泡运移实验，揭示井筒倾角、液相性质及逆流液速对气泡变形、气泡运移轨迹及速度的影响规律，建立气泡运移速度预测模型。研究表明，气泡在逆流中主要表现出孤立气泡自由上升及多气泡相互作用上升两种运移方式；气泡在逆流下的运移轨迹为“S”形，随着逆流液速增大气泡横向摆动加剧，井筒倾角、液相密度、液相黏度增大都会使气泡运移轨迹逐渐趋向于直线；气泡上升过程中整体呈现为椭球形，井筒倾角对气泡变形程度的影响不大，随着液相黏度及密度增大气泡纵横比减小；随着井筒倾角增大气泡运移速度逐渐减小，随着液相黏度增大气泡运移速度减小，随着液相密度增大气泡运移速度略微增大。建立的气泡运移速度预测模型预测误差在±15%以内，适用条件较为宽泛。

基于四川盆地东南部（简称川东南）南川地区钻井、测井、录井、实验和试气等资料，通过对二叠系茅口组一段（简称茅一段）生烃潜力、天然气成因、赋存状态、运移特征、保存条件、孔缝特征和成藏演化等方面开展系统研究，探讨茅一段泥灰岩组合非常规天然气富集高产主控因素和成藏模式。研究表明：①茅一段非常规天然气富集高产主要受控于3个因素：富碳组构控制生烃潜力、良好保存条件控制富集、天然裂缝控制产量规模；②茅一段富碳组构碳酸盐岩生气潜力大，具有自生自储特征，奠定了天然气成藏的物质基础；③天然气赋存状态以游离气为主，易发生横向运移，因此良好的保存条件是天然气富集的关键；正向构造更利于天然气汇聚成藏，单斜区茅一段自封闭及其顶底板封隔共同构筑良好的封存箱，也可滞留成藏；④天然裂缝为天然气主要储集空间和渗流通道，是控制产量的核心要素，裂缝越发育，越利于优质孔隙-裂缝型储层的形成以及天然气的富集成藏；⑤茅一段非常规天然气成藏模式为“自生自储、保存条件控富、裂缝控产”；⑥找准保存条件较好的裂缝发育区是勘探成功的关键，实施水平井分段酸化压裂是增产提效的重要手段。研究成果对深化川东南地区茅一段天然气富集规律认识、指导新类型非常规天然气高效勘探开发具有重要参考借鉴意义。