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。

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。

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。

通过对2023年全球油气田分布及生产概况、剩余可采储量分布及变化特征、不同区域及国家间油气生产差异对比、未建产与待建产油气田开发潜力4个方面的分析，梳理了全球油气开发现状与特征，总结了全球油气的开发形势。2023年全球油气上游生产版图不断扩大，在产油气田数显著增长；油气可采储量同比提升，新项目发现与储量复算贡献突出；油气产量持续增长，新项目投产和产能建设项目贡献显著；未建产/待建产油气田可采储量丰富，集中于陆上常规大油田与低经济性海域气田。以疫情叠加俄乌冲突重塑全球油气产区、地缘政治危机、油气勘探开发领域资本支出结构、油气伴生资源超前布局等视角为切入点深入分析，为后疫情时代及能源转型趋势下中国石油公司聚焦主营业务领域和明确战略发展方向提出4点启示与建议：全球油气格局深刻调整，把握发展趋势聚焦主营业务；上游业务开发潜力强劲，涉足新兴领域助力接续发展；致密/页岩油气前景可期，探索保障国家能源安全新路；战新产业实现前沿突破，建立综合能源协同保供体系。

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。

针对寒武系筇竹寺组页岩埋深大、成熟度高及页岩气富集规律认识不清的问题，通过德阳—安岳裂陷槽的精细刻画、沉积环境分析、乐山—龙女寺古隆起背景下页岩气成烃富集演化恢复，揭示了“槽-隆”富集规律。研究表明，德阳—安岳裂陷槽控制筇竹寺组沉积环境，裂陷槽内具有沉积相带优和地层厚度大的特点；此外，乐山—龙女寺古隆起控制筇竹寺组的页岩成熟度演化，古隆起位于高部位且热演化程度适中、电阻率高。“槽-隆”叠合区在沉积、生油、生气和油气调整阶段均有利于页岩气富集，共同控制储层发育，叠合区储层品质优、储层套数多、厚度大。根据“槽-隆”富集规律及槽-隆组合关系，优选4类页岩气有利区带，并建立筇竹寺组甜点区评价标准，优选8 200 km²的槽内甜点区勘探面积，进而指导资201井的部署，获得73.88×10⁴ m³/d的高产工业气流。“槽-隆”富集规律的地质新认识，为寒武系深层—超深层页岩气勘探和突破提供了重要理论依据，并揭示该领域具有良好的勘探前景。

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。

基于标普全球、睿咨得等商业数据库及全球油公司的公开信息，对2023年全球油气勘探投资、勘探区块授予、探井、常规油气新发现、油气伴生资源勘探现状等方面进行了系统分析。结果表明：2023年全球油气勘探投资稳中有升、区块授予数量和面积大幅增加；高影响力探井数量和成功率的下降，直接影响了2023年全球油气新发现储量的规模；与近年被动大陆边缘盆地深水领域是常规大—中型油田发现的主战场有所不同，2023年海陆新发现储量平分秋色，成熟探区精细勘探成效显著。各油公司持续布局非常规油气勘探，并加快进入天然氢和氦等油气伴生矿产资源等新兴产业。建议中国油公司跨国勘探业务：①坚持油气上游勘探投资，强化上游业务，坚定油气战略地位；②坚持油气勘探，继续布局深水被动陆缘盆地，深耕成熟盆地，紧跟热点盆地、抢占前沿盆地；③坚持融合发展，常规和非常规油气并举，布局油气伴生资源；④坚持科技创新，研发核心技术，持续推进人工智能。

传统的含油气系统理论强调从“源”到“圈闭”的成藏过程恢复，其概念中的油气资源主体为常规油气资源，难以涵盖非常规油气富集机理的理念和研究。全油气系统理论是从含油气系统理论发展而来，结合页岩油气等非常规油气勘探实践与发现，增加了非常规油气的研究内容。尽管全油气系统研究仍涵盖“地质要素、动态演化、油气分布”三大方面，但其研究思路和研究内容相较含油气系统有很大的不同，主要包括：①地质要素方面，含油气系统主要研究烃源岩特征及生烃演化、常规油气储层物性、圈闭、运移和保存条件等内容，而全油气系统在上述研究的基础上增加了滞留烃定量评价、非常规储层表征、源储配置等研究内容；②动态演化方面，含油气系统主要研究常规油气烃源岩演化与圈闭形成期匹配，而全油气系统增加了非常规储层致密化与油气充注的匹配、非常规油气藏后期改造等研究内容；③油气分布方面，含油气系统以浮力成藏机制为核心研究常规油气的运聚与分布，而全油气系统则通过深入理解非常规油气自封闭成藏机制、查明常规—非常规油气分布序列，从而确定全油气系统的油气分布特征。

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。

通过系统梳理煤成气地质理论的研究进展，分析煤成气对中国天然气储量和产量以及对主要产气盆地天然气勘探的贡献，并综合评价中国煤成气重点的有利勘探区带。取得的主要地质认识如下：①煤系是良好气源岩，生烃以气为主，以油为辅；②建立了基于稳定同位素、轻烃组分、生物标志物为基础的天然气成因鉴别指标体系；③提出了以“生气强度大于20×10⁸ m³/km²”指标为代表的大气田形成的定量/半定量主控因素，为大气田发现指明了方向；④煤成气是中国当前天然气储量和产量的主体，占比均超过55%，支撑塔里木盆地、四川盆地和鄂尔多斯盆地成为中国天然气主力产区；⑤煤岩气是煤成气未来勘探的重大领域，重点区带包括鄂尔多斯盆地乌审旗—米脂地区石炭系本溪组、四川盆地川中—蜀南地区二叠系龙潭组、准噶尔盆地陆梁隆起及南缘侏罗系西山窑组等；⑥煤系致密气是主要的增储上产领域，有利勘探区（带）包括：鄂尔多斯盆地南部和渤海湾盆地石炭系—二叠系致密气、四川盆地川中—川西过渡带三叠系须家河组致密气；⑦准噶尔盆地南缘侏罗系是下一步重要的常规煤成气有利勘探区带。上述研究认识对于进一步发展和完善中国煤成气理论，指导煤成气田勘探具有重要理论和实际意义。

基于三维地震、钻井、井壁取心、薄片和分析化验资料，通过渤海湾盆地海域中—新生界大地构造动力学分析、潜山储层研究和潜山油气差异富集规律分析，结合典型油气藏解剖，系统总结深层—超深层复合潜山大型油气田成山、成储和成藏的必要条件，并建立复合潜山油气差异富集模式。研究表明：①华北克拉通经历的燕山期和喜马拉雅期双幕破坏是渤海湾盆地海域深层—超深层复合潜山发育的主要构造动力，受华北克拉通破坏和郯庐断裂活动的联合控制，破坏中心由渤海湾盆地周缘向渤中凹陷幕式迁移、收敛，渤海湾盆地海域有序成山，进而形成了渤中凹陷中环带和内环带两个复合潜山的发育区带；②受华北克拉通双幕破坏的控制，渤中凹陷中环带和内环带是风化壳下伏流体溶-缝带储层形成的有利区域；③克拉通破坏Ⅱ幕，中环带和内环带剧烈沉降，巨量生烃产生超压，并向复合潜山充注成藏，复合潜山低部位和内幕仍具较好的成藏条件。研究成果推动潜山勘探转向复合潜山立体勘探，同时指出渤中凹陷中环带深层—超深层复合潜山内幕勘探和凹陷内环带复合潜山多期火山机构勘探是渤海下步勘探的重要接替领域。

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。

以鄂尔多斯盆地为例，提出建设能源超级盆地应遵循“量增碳减结构优”的基本原则，形成了能源超级盆地建模流程，基于鄂尔多斯盆地资源储量、开发现状及基础设施建设情况，评估盆地未来的发展潜力，分析建设能源超级盆地过程中存在的不确定性，提出鄂尔多斯能源超级盆地的目标愿景和实现路径。研究表明：①鄂尔多斯盆地具有能源丰富、基础设施完善、碳源汇匹配好、地广人稀、距离能源消纳地近的优点，具备建成能源超级盆地的有利条件。②预计2050年盆地能源供给量达到23×10⁸ t标准煤，化石能源占能源供给比例下降至41%，与2023年相比，碳排放量下降20×10⁸ t。③盆地未来建设应重点保障新能源发电装机和配储，集中攻关碳捕集、利用和埋存技术。

采用球-棍标准孔道和孔隙结构两种刻蚀模型开展水气分散体系驱替实验，观察微气泡形态变化和运动特点，并结合数值模拟方法对实验现象及驱油机理进行定量分析。实验中观察发现：微气泡群可以打破横向孔隙内流体的压力平衡状态，增强流体整体的流动性；气泡在渗流过程中呈现特有的膨胀-收缩的振动现象，该现象在水驱和气驱过程中几乎观察不到，气泡振动可加速油滴吸附、加快油滴膨胀和促进原油乳化，进而提高微观驱油效率。结合实验数据进行气泡振动作用的数值模拟分析发现：微气泡振动具有正弦函数特点，能量释放过程满足指数衰减规律；与气驱前缘界面相比较，微气泡表现出明显的“刚性”特点；微气泡振动所释放的能量改变渗流流场的稳定性，使流线显著变化；在驱油过程中，数量巨大的微气泡能充分发挥振动作用，促使剩余油运移，验证了水气分散体系提高微观驱油效率的机理。

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。

基于全球气候变化、碳中和目标与能源转型需求、现状及发展趋势，总结了世界能源绿色转型进程与中国新能源革命取得的成就及意义，提出了“能源三角”理论。研究表明：能源技术革命引领全球能源正历经北美黑色“页岩油气革命”和中国绿色“新能源革命”。中国风光氢储绿色新能源革命取得历史性成就，光伏风电技术水平全球领先，建成全球最大、最完整和最具竞争力的新能源创新链、产业链、价值链，建成了世界上最大的清洁电力供应体系。新质生产力代表绿色生产力，中国绿色新能源革命，加速了中国能源结构转型和全球清洁能源转型的步伐，构建了世界绿色低碳转型共赢新模式。新质生产力下的“能源三角”理论诠释了碳中和目标驱动能源绿色转型背景下，能源安全性、经济性、绿色性三要素在由化石能源到新型能源体系再到能源革命演变过程中的关联与发展。与世界能源资源禀赋比，中国能源资源特征是“煤炭较多、油气较少、风光无限”，未来中国能源发展思路要坚持科技驱动、洁煤降碳、稳油增气、强新增绿、智能互融。大力发展新能源是解决中国能源安全的必然趋势，建设碳中和“超级能源系统”是必然选择，要持续提升中国新能源发展的国际领先优势，发展能源新质生产力，支撑中国建设“能源强国”，奋力“能源独立”。

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。

采用差示扫描量热法测试了相变流体热通量曲线，以此建立反映相变转化率与温度、时间关系的反应动力学模型，进而构建了考虑相变热的裂缝和岩体温度场模型，采用前人建立的温度场模型验证了本模型的可靠性，利用新模型研究了不同注入参数、相变压裂液性能参数对裂缝和岩体温度变化的影响规律。研究表明：缝内温度在不同位置、不同时间受注入冷流体的冷却效应和相变过程中的放热效应交替主导；压裂液注入初期，缝内温度较高、相变速度较快，相变放热对储层岩石温度影响较大；注入后期，缝内温度降低，相变放热速度减慢、压裂液对储层岩石的冷却效应增强。相变热对裂缝温度的影响较大，与不考虑相变热相比，当考虑相变热时，注液结束时缝内温度均有不同程度上升，当相变热由20 J/g上升至60 J/g时，缝内温度上升最大值由2.1 ℃升至6.2 ℃。相变热和相变流体（PF）体积分数与裂缝温度变化呈正相关，比热容则与温度变化呈负相关。随着注入时间的增加，缝口温度、相变速度逐渐降低，最大相变速度和最大温度差值位置逐渐从缝口转移到距缝口约10 m处。

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。

考虑岩石热孔隙弹性效应、循环载荷下岩石强度疲劳劣化本构关系、弹脆性破坏准则和井筒应力叠加效应，建立并验证了热流固-疲劳损伤耦合的干热岩柔性水力压裂裂缝扩展数值模型，在此基础上开展数值模拟研究，探究不同温度和循环载荷共同作用下干热岩裂缝起裂及扩展特征。研究表明：①周期注入、流体渗透、孔隙压力累积与岩石强度劣化共同引发柔性压裂岩石疲劳破坏；②干热岩柔性压裂裂缝扩展模式由温差和循环载荷共同控制，温差越大，热应力越强，利于形成复杂缝网；循环载荷降低，热应力波及范围增大，循环载荷为90%p_b和80%p_b（p_b为常规水力压裂时岩石破裂压力）时，改造面积相较于常规水力压裂分别提升88.33%和120%（注入温度为25 ℃）；③随着循环载荷的进一步降低，储层改造效果减弱，循环载荷降低至70%p_b时，距离井筒较远处流体压力无法达到岩石最低破裂压力，不会产生宏观水力裂缝。

综合利用野外露头剖面、钻井岩心、二维地震大剖面及重点区三维地震资料，建立库车前陆盆地三叠系构造-层序地层序列，探讨幕式冲断构造对沉积充填演化和烃源岩分布的控制作用。研究表明：①库车前陆盆地三叠纪的形成与发展经历了完整的强烈—减弱—松弛—宁静幕式冲断活动，与之对应可以划分4个二级层序（对应三叠系俄霍布拉克组、克拉玛依组、黄山街组、塔里奇克组）和11个三级层序（SQ1—SQ11），每个层序或层序内幕受次级幕式冲断构造活动影响，形成“下粗上细”的“二元”结构。②幕式冲断作用与区域层序序列、沉积充填以及烃源岩发育与分布具有明显的响应，幕式冲断作用初始强烈至宁静过程中，三叠纪自下而上的沉积演化呈扇三角洲—辫状河三角洲—湖泊—辫状河三角洲—曲流河三角洲沉积演化的特点，幕式冲断活动初始强烈—减弱期对应于厚层粗粒砂砾岩储层发育期，幕式冲断活动松弛—宁静期对应于烃源岩发育期。③受幕式冲断活动期次与强度控制，近东西走向逆冲断层下盘烃源岩不仅在黄山街组沉积时期明显沉积增厚，成为三叠系烃源岩发育中心，而且烃源岩软地层经历多期次的逆掩推覆，呈“叠垛式”堆积。④库车前陆盆地深层具备形成规模气藏的基础与条件，可以形成自生自储型岩性、下生上储型断块-岩性、地层不整合等多种类型的气藏，是未来天然气勘探规模增储建产的重要领域。

通过对鄂尔多斯盆地三叠系延长组开展研究，首次在中三叠统长7段泥页岩发现黑炭，提出中三叠世东特提斯地区氧气含量超过15%且植物已经从二叠纪末大灭绝后复苏的观点。研究表明：①长7段黑炭的分布具有较强的区域差异性，盆地东南部泥页岩的黑炭含量最高、可超过6%，占总有机碳含量的比例最高为20%，而西北和东北部则低于10%。②传统上以TOC为关键参数的烃源岩评价技术和页岩油气选区方法面临考验：TOC值达标的泥页岩不一定是有效的烃源岩和非常规页岩油气有利目标，而低TOC也可能成为有效、甚至优质烃源岩。③将泥页岩总有机碳含量进一步精细划分为黑炭（w_b）、活性碳（w_a）、残留碳（w_r）和成熟页岩油中的碳（w_o）等质量分数，对于烃源岩评价推荐采用总有机碳含量减去黑炭含量作为指标，对于中低成熟度页岩油原位开采选区宜重点采用活性碳含量指标，对于中高成熟度页岩油的有利区选择则使用成熟页岩油中的碳。研究结果可以定量评价泥页岩有机质组成、烃源岩生烃潜力、烃源岩演化阶段以及页岩油生成、排出与滞留，并对烃源岩发育期的气候环境重建以及页岩油气甜点优选具有重要意义。

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。

针对咸化湖相混积岩岩性复杂、沉积机制不明确等问题，综合岩心、铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射、测井、碳氧同位素组成等多种资料，采用岩心与测井、岩石学与地球化学交叉结合研究手段，对柴达木盆地风西地区新近系上干柴沟组至下油砂山组（N₁—N₂¹）混积岩进行了综合分析。结果表明，风西地区混积岩包括陆源碎屑岩和湖相碳酸盐岩，沉积于远离物源的浅湖环境，偶尔出现半深湖环境，发育5种典型岩相及6种微相类型。稳定碳氧同位素组成揭示，沉积旋回的形成是受气候驱动的补偿-欠补偿循环机制所控制。提出一种干旱咸化背景下的混积岩沉积旋回模式：补偿期湖平面急剧上升，发育泥坪、砂泥坪、滩等微相，沉积机制以物理沉降为主；欠补偿期湖平面缓慢下降，发育灰泥坪、灰云坪、藻丘/席微相，以化学-生物沉积机制为主导。在咸化湖盆混积体系中，湖相碳酸盐岩主要形成于湖退期；相变并非根据传统认为的可容纳空间来解释，而是受控于气候变化导致的湖水化学性质短期波动。研究结果为咸化湖盆混积岩高分辨率层序模式及成因提供了新解释，对指导咸化湖相非常规油气勘探具有重要意义。

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。

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。

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。

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。