基于地震数据、井筒资料和典型油气田成藏要素解剖，系统研究南海北部的北部湾、珠江口、琼东南和莺歌海4个新生代含油气盆地的构造差异性及其对油气成藏的控制作用。研究表明：①该区构造演化呈现“东西分期、南北分带”的显著差异，主要构造沉降时间自西向东、由北向南逐渐变晚，可划分为被动陆缘型盆地和转换陆缘型盆地两种类型。②构造差异控藏主要表现为“沉降-热演化差异控制烃源岩类型与成熟演化；构造-沉积旋回耦合控制储集体和圈闭类型、储盖组合特征；构造属性控制成藏过程、油气保存及富集模式”三联控制机制：北部陆架适度热流保障古近系湖相烃源岩生油，南部深水区高地温梯度促进煤系烃源岩晚期快速生气，形成“北油南气”的油气分布格局；构造-沉积耦合控制储集体分布与储-盖组合有效性，裂陷期断裂控盆形成孤立湖相三角洲储集体，断拗期沉降南迁发育广覆式海相三角洲砂岩，深水区拆离断层则控制峡谷水道砂体发育，区域性海侵泥岩与超压泥岩构成关键盖层；发育弱改造圈闭与区域盖层组合的原生油藏模式、陆架坡折控砂与高热流促使成气提速的深水气藏模式、构造转换带控储与超压泥岩封盖的复合气藏模式以及走滑应力转换与底辟构造输导油气的晚期快速成藏模式。③典型油气田成藏剖析实证了上述地质认识，揭示了构造演化对烃源岩热演化、储集体分布、圈闭类型及保存条件的综合控制作用。基于上述地质认识，建议深水区主攻高热流背景下构造-岩性复合圈闭，浅水区主攻弱改造原生油藏，分区分层制定勘探策略。

基于美国海湾盆地白垩系鹰滩组下段系统取心井页岩样品分析化验数据、生产井生产动态数据、测井与地震资料，建立有机基质孔隙度、无机基质孔隙度确定方法及原始总有机碳含量恢复方法，分别按原始总有机碳含量、镜质体反射率、黏土矿物含量分区间的参数统计方法开展系统研究。研究表明：基质孔隙度主要受原始总有机碳含量和镜质体反射率控制，有机质孔对其贡献率最高可达68%，单位原始总有机碳含量对有机基质孔隙度贡献参数可有效表征其演化特征；随镜质体反射率增大，基质孔隙度和有效基质孔隙度均呈现出先增大后减小、再增大到趋于稳定的变化规律，从低成熟度到高成熟度情况下有效基质孔隙度在总基质孔隙度中的占比由约53%增至约79%；无机基质孔隙度变化较小，黏土矿物转化造成无机基质孔隙度减小值最大约0.62个百分点；基质渗透率与基质孔隙度、垂直与水平渗透率之间均存在良好的正相关关系，水平渗透率约为垂直渗透率的20倍；裂缝孔隙度主要受构造活动强度控制，含烃基质孔隙度与裂缝孔隙度共同控制最终可采油气量。揭示了页岩储层热演化全过程中的物性动态演化机理：有机质生烃造孔增渗、构造活动造缝增孔增渗、原油裂解焦沥青/沥青充填减孔和黏土矿物转化减孔。在以上认识基础上建立的页岩基质孔隙度、裂缝孔隙度和渗透率定量评价模型，可为页岩储层物性评价提供方法参考。

为提高测井曲线重构任务的准确性和泛化性，提出一种基于人工智能大语言模型的大模型“盖亚”，并开展模型评估实验。该模型通过微调预训练大语言模型，显著增强了对测井曲线序列模式和空间特征的提取能力。借助适配器（Adapter）技术微调，模型仅需训练约1/70的本体参数，大幅提高了训练效率。基于250口井的测井数据设计并开展对比实验、消融实验和泛化性实验：对比实验中，将盖亚模型与领域前沿的深度学习小型模型及常规大模型进行横向对比，结果显示盖亚模型的平均绝对误差（MAE）至少降低了20%；消融实验验证了盖亚模型的多组件协同作用，其MAE较单组件模型至少降低了30%；泛化性实验进一步验证了盖亚模型在盲井预测中的优越性能。盖亚模型在测井曲线重构上相较于传统模型表现出明显的准确性和泛化性优势，充分体现了大语言模型在测井领域的应用潜力，为未来的智能测井数据处理提供了新思路。

针对准噶尔盆地吉木萨尔凹陷页岩油压裂效果预测精度差、参数优化困难等问题，研发页岩油储层压裂参数智能优化技术，并开展现场应用。建立能够自动抓取、存储、调用和分析的自治理数据库，筛选并分析22个地质、工程变量间的相关关系。提出分离式压裂效果预测模型，将压裂学习曲线分解为整体趋势和局部波动两部分：结合卷积神经网络局部连接、参数共享的特点与门控循环单元能够解决梯度消失的优势，构建卷积神经网络-门控循环单元算法，实现整体趋势的预测；利用自适应增强算法集成策略动态调整随机森林权重，实现局部波动的预测。设计策略梯度-遗传-粒子群算法，该算法在迭代过程中能够自适应调整惯性权重和学习因子，显著提升寻优策略的优化能力。将压裂效果预测与寻优策略相结合，实现了压裂参数的智能优化。经现场试验验证，该方法对油井压裂效果提升显著，具有较好的实用性。

系统梳理鄂尔多斯盆地大型气田开发历程与攻关路线，总结低渗碳酸盐岩、低渗砂岩、致密砂岩3类典型气藏开发模式以及深层煤岩气开发进展，分析面临的挑战和发展方向。3类典型气藏已形成成熟开发模式：①以沟槽精细刻画与上、下古生界气藏立体接替为核心的低渗碳酸盐岩气藏开发模式；②以水平井整体部署放压生产与直井控压稳产为核心的低渗砂岩气藏开发模式；③以提升单井产量与井网优化为核心的致密气藏开发模式。深层煤岩气在储层评价与甜点优选、水平井地质导向等方面已取得较大进展。对于进入开发中后期的3类典型气藏，精细表征剩余气、评价次产气层潜力并制定精准挖潜对策是主要挑战，而对于开发早期的深层煤岩气，核心技术升级与成本持续控降是实现规模效益开发的关键，需开展4个方向的持续攻关：①借助裂缝-孔隙双重介质模型模拟技术精细刻画次产层剩余气分布及规模，支撑低渗碳酸盐岩气藏井网完善与老井挖潜；②井震结合精细刻画接替层系储层空间展布规律，提高低渗砂岩气藏产建钻井成功率；③利用水平井横向钻穿有效储层优势，实现致密气藏小尺度单砂体米级量化，借助高精度三维地质模型明确剩余气分布并指导井位优化部署；④进一步强化深层煤岩气资源潜力、井型井网、储层改造、单井指标及经济效益评价论证。

基于胜利油田大量基础研究和实验分析资料，以全油气系统理论为指导，系统剖析渤海湾盆地济阳坳陷古近系沉积体系分布、烃源岩分布及生排烃特征、储层物性变化和断裂系统控藏作用，研究断陷盆地全油气系统地质特征；以东营凹陷为解剖对象，结合已发现常规油气、致密油气和页岩油气分布，总结断陷盆地断控复合全油气系统成藏模式，梳理横向和纵向分布的大型地质体内常规和非常规油气分布规律。研究表明：①古气候和构造旋回控制济阳坳陷古近系沉积体系的有序分布，多期次发育的烃源岩为页岩油气原位聚集及油气运聚成藏提供了充足的物质来源，储层物性变化控制了油气成藏动力门限，不同期次的断裂组合控制了油气运聚成藏和页岩油气原位滞留聚集规模，使得断陷盆地全油气系统具有关联性、分隔性和突变性，上述要素相互配置形成了济阳坳陷古近系断控复合全油气系统。②受成藏动力控制，一个全油气系统可以划分为常规油气子系统和非常规油气子系统，纵横向上从页岩油、致密油到常规油有序分布。上述规律性地质认识对中国东部陆相断陷盆地全油气系统分析具有一定的借鉴意义。

天然气成因的准确判别是天然气地球科学理论研究、油气勘探部署与资源潜力评价的基础。自20世纪70年代以来，戴金星院士围绕天然气地球化学基础理论与应用方法，系统构建了一套以稳定同位素、组分组合、轻烃指纹和地质背景协同分析为核心的天然气成因判别体系。基于相关文献与实际应用成果，重点评述了δ¹³C₁-C₁/(C₂+C₃)、δ¹³C₁-δ¹³C₂-δ¹³C₃、δ¹³C_CO2-CO₂、C₇轻烃三角图等典型图版的构建逻辑与技术路径，分析了其在区分油型气、煤成气、生物成因气与无机气，以及识别多源混合气、多期充注系统中的适用性与创新性。研究表明，该判别体系显著推动了中国天然气成因分析方法从单因子向多参数耦合、从定性判读向系统图版识别的转变，不仅在多个含气盆地获得了广泛应用，也在国际天然气地球化学研究中产生了重要影响。天然气成因判别理论体系发展脉络的归纳评述将为天然气地质理论与实践持续提供技术支撑，并为相关成果的学术评价与工程实践转化提供科学依据。

针对目前非常规储层单井储量控制程度低、初期产量高但产量递减快等问题，梳理分段多簇压裂出现的能量分散、主缝长度和高度受限等问题，提出“聚能压裂开发”理念，并对其技术内涵、理论模型、核心技术进行系统研究，明确聚能压裂开发技术的实现路径。聚能压裂开发通过地质工程一体化设计、射孔优化设计、压裂工艺设计和排采工程控制等技术来实现，将人工裂缝从“多、短、密”变为“少、长、疏”，聚焦压裂能量，提高缝长、缝高、裂缝侧向发育宽度和支撑剂远距离输送能力，提升单井控制储量及开发效果。聚能压裂开发技术在潜山碳酸盐岩储层、浅层煤层气以及煤岩气等领域成功应用，证实聚能压裂开发技术应用前景广阔，可大幅提升单井产量和单井预测最终可采储量，推动中国低渗透及非常规等低品位资源的高效开发。

以四川盆地涪陵页岩气田焦石坝区块页岩为研究对象，采用真三轴系统在深层页岩储层条件下开展页岩水化后的力学实验，获取高温高压真三轴应力下的应力-应变数据和力学参数，揭示水化温度、水化时间和水平应力差对页岩水化后力学强度的影响规律，并利用非线性回归和插值方法构建页岩水化后力学强度预测模型及高应力差下深层页岩的力学强度图版。结果表明：①水化反应温度越高、水化时间越长、水平应力差越大，页岩水化后在压缩过程中越早进入屈服阶段，塑性特征越明显，页岩水化后的峰值强度、峰值应变、残余强度和弹性模量越小，泊松比越大。②水化时间越长，温度对深层页岩力学强度的影响越小；随水平应力差的增大，峰值强度和残余强度弱化程度加剧，峰值应变、弹性模量和泊松比劣化趋势减缓。③水化作用5 d内深层页岩力学强度下降明显，随水化时间进一步增加，深层页岩力学强度趋于稳定。④可视化图谱有助于深层页岩气压裂现场实时掌握储层压后动态，及时调整排采方案。

系统梳理水平井分段压裂技术发展历程及划代特征，确立以极限限流为主导的新一代体积改造技术的内涵与实质。研究指出：经典压裂理论是指导压裂优化设计的根本；以裂缝单元为基础的压裂优化设计是实现“完美压裂”的基础；“加砂强度”是统计意义参数，不能用于评估压裂效果；扩大波及体积是实现最佳改造效果的关键。限流射孔压裂时的截流阻力大于簇间平面地应力差能实现各簇全开启；极限限流则要求在簇全开启后附加在井口施工压力上的截流阻力大于10 MPa，可实现各簇裂缝均匀进液。水力压裂试验场取心“裂缝群”特征表明，建立单缝优势通道是确保裂缝有效延伸的关键。基于滑溜水输砂沉降流变特征和北美水力压裂试验场成果，提出了现代压裂的3个新观点：滑溜水压裂依靠速度携砂，后续注入的支撑剂运移距离最远，“逆序输砂”是未来压裂技术方向；高黏滑溜水难以实现有效携砂；携砂沉降模式决定了压裂施工过程中“动态缝宽等于支撑缝宽”。给出“全域支撑”的技术内涵与实现路径，提出“自主智能压裂（AIF）愿景”的未来发展方向。

基于中国华北燕辽盆地中元古界蓟县系洪水庄组页岩样品大视域岩石薄片扫描、高分辨场发射电镜扫描、荧光光谱分析和岩石热解等实验分析，结合沉积正演模拟，对元基2井洪水庄组页岩的储集性、含油性、分布特征和资源潜力进行了系统的岩石学和有机地球化学研究。结果表明：①洪水庄组页岩原始有机碳平均含量高达6.24%，原始生烃潜量为44.09 mg/g，产油能力强；②页岩岩石类型主要为低黏土含量硅质页岩，发育页理缝和有机质收缩缝，可压性和储集性好；③洪水庄组上部洪五段和洪四段为页岩油甜点段，两者以40%的厚度占比贡献了60%以上的页岩油量；④宽城—老庄户地区是燕辽盆地页岩油最有利勘探区，面积约7 200 km²，原始总生烃量约741.1×10⁸ t，现今页岩油残留资源量下限为11.48×10⁸ t，与准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油的地质资源量相当，显示出燕辽盆地洪水庄组良好的页岩油勘探潜力。

基于渤海湾盆地沧东凹陷古近系孔店组二段油气地质基础研究和勘探实践资料，以全油气系统理论的基本原理为指导，开展断陷盆地构造、沉积、成岩等作用对油气成藏控制作用的研究。研究表明：①圈层结构与圈层效应是陆相断陷含油气盆地的显著特征，其控制了断陷盆地全油气系统中常规油气和非常规油气的有序分布；②构造圈层控制沉积圈层，沉积圈层和成岩圈层控制有利储层空间展布进而影响不同圈层油气成藏和油气藏类型有序分布；③构建了陆相断陷盆地全油气系统多圈层结构下的常规—非常规油气一体化有序聚集模式，揭示出盆地的各凹陷都是一个独立的全油气系统和圈层系统，由同一烃源灶控制的常规—非常规油气多圈层有序构成，由外圈向中圈、中圈向内圈依次有序分布着构造、地层油气藏，岩性、构造-岩性油气藏，再到致密油气、页岩油气富集区；④多圈层耦合控制下油气环带分布是陆相断陷盆地全油气系统的重要特征，常规—非常规油气一体化有序分布是全油气系统多圈层相互作用的必然结果。多圈层耦合常规—非常规油气一体化有序成藏观具有很强的预测功能，成功指导了渤海湾盆地沧东凹陷整体部署、立体勘探，推动古近系孔店组二段页岩油勘探获得重大突破，并有望为同类陆相含油气盆地油气高效勘探提供重要参考借鉴。

20世纪70年代末，煤成气理论在中国提出，经过数十年不断发展和完善，最终形成了一套完整的理论体系。煤成气理论揭示，煤系是良好气源岩，成烃以气为主，以油为辅，开拓了以煤系腐殖型有机质为气源岩的新思路，使指导中国天然气勘探的理论由“一元论”（油型气）转变为“二元论”（煤成气和油型气），开辟了天然气勘探新领域。煤成气理论创立以前，中国天然气探明储量和产量均很低，全国天然气探明地质储量仅为2 264.33×10⁸ m³，年产气137.3×10⁸ m³，人均年用气量仅14.37 m³，是贫气国。在煤成气理论的指导下，中国天然气工业快速发展，至2023年底，中国天然气累计探明地质储量为20.90×10¹² m³，年产天然气2 343×10⁸ m³，人均可享用国产气量为167.36 m³；其中，天然气的累计探明地质储量和产量均以煤成气为主，自2020年起中国已经跃升为世界第4产气大国。煤成气理论以及在该理论指导下的中国天然气勘探取得了巨大成就，推动中国从贫气国迈入世界产气大国行列。

针对碳酸盐岩储层非均质性强、内幕结构复杂问题，以中东地区白垩系Main Mishrif组为例，基于储层成因分析，通过岩心薄片量化标定测井，开展多尺度沉积结构刻画，半定量表征非取心段溶蚀强度，在沉积-成岩耦合框架下以沉积-成岩相为桥梁实现储层分类，明确其展布与连通特征。结果表明：①Main Mishrif组油藏发育潮道、生屑滩和潮汐生物碎屑三角洲3类结构单元，分别呈“向上变细”、“向上变粗”及“向上变粗再变细”旋回，构成“包裹型”与“上下型”叠置结构；②基于薄片建立溶蚀强度指数，结合主成分分析与多元回归，构建测井识别模型。明确MB2亚段溶蚀受三级层序界面控制，MC1-1层至MB2-1层普遍遭受强溶蚀，形成跨单元高渗层；MB1亚段溶蚀受高频层序控制，上部溶蚀更强，易发育高渗层；③综合沉积与溶蚀特征，划分出21种沉积-成岩相，系统刻画高渗层、好、中、差储层和隔夹层展布。上述认识可为碳酸盐岩油藏分层开发、井网部署及剩余油挖潜提供地质依据，在中东、中亚巨厚碳酸盐岩油藏描述中应用前景广阔。

针对钻井过程中的地震资料分辨率低导致井筒附近和钻头前方小尺度地质体刻画不精准问题，开展钻井场景下地震资料高分辨率处理技术和方法研究。将钻井场景下的高分辨率地震资料处理分为钻前处理、已钻井修正与随钻更新3个阶段，通过整合不同阶段、不同空间范围和不同频率的地震资料、已钻井和随钻井信息，并利用人工智能建模方法，构建了一种多元信息融合的渐进式高分辨率地震资料处理技术，实现了简单高效的随钻信息更新。实例应用表明，随着多元信息的逐步加入，地震资料的分辨率和成像精度显著提升，薄层弱反射得以更清晰显示。随钻更新的地震信息在钻头前方地质体预测中展现出较高的应用价值，并通过测井、录井和钻井工程的多种数据验证，确保了高分辨率地震处理结果的保真性，为钻井工程提供了更清晰、更准确的地层信息，从而提升了钻井作业的安全性与效率。

在涪陵页岩气三层立体开发区开展压裂后取心试验，系统设计不同井型取心井6口，基于页岩压后钻井、取心和监测一体化工程技术及裂缝溯源分析，开展页岩气立体开发压裂后缝网评价。压后岩心裂缝数据表明，压裂后形成天然成因、水力成因、机械外力成因3大类裂缝，细分为天然构造缝、天然层理缝、水力压裂缝、压裂激活缝、钻井诱导缝、岩心搬运缝6个小类。压后人工缝网形态丰富，水力压裂缝和压裂激活缝相互交织，呈现8种人工缝网形态，以“一”字形简单裂缝最为常见，约占总裂缝的70%。至压裂井筒距离小于35 m时，人工缝网密度较高；距离为35~100 m时，人工缝网密度较低；距离大于100 m时，密度逐渐增大。取心区裂缝溯源结果证实，目前压裂工艺可基本实现涪陵焦石坝主体区块储层的差异化改造，三层立体开发模式能够高效动用页岩气储量，但在裂缝复杂度及扩展均衡性上仍有提升空间，需进一步优化密切割+缝内/缝口暂堵转向、限流射孔等技术，促进裂缝均衡起裂延伸扩展。

从第一性原理出发，系统梳理气藏开发机制，提出气藏“全生命周期提高采收率”开发理念，在此基础上遵循科学性、实用性及可对比性原则，构建气藏提高采收率技术划代体系。研究表明：①天然气的性质决定了气藏以“压力衰竭发挥气体弹性能量”为主的开发机制与“一次衰竭开发为主、后期有限调整为辅”的开发模式，开发早期以优化部署与风险预控为核心，开发后期则以局部针对性调整与整体协同调控为核心。②一次采气依靠天然能量衰竭开发，采出程度可达25%~55%；二次采气通过排堵注采主动调控气藏压力场开发，采出程度可提高10~15个百分点；三次采气通过多机理协同改变气藏物理化学场开发，采出程度可再提高5~10个百分点。③目前一次采气技术成熟配套，“井网+缝网”协同优化可实现气驱气藏储量有效动用，开发技术政策优化可实现水驱气藏储量有序动用；二次采气技术处于矿场试验阶段，通过主动强排水、堵阻水与注气等压力场调控手段，可有效遏制水侵，释放水封气；三次采气尚处于室内实验或先导试验阶段。④未来应积极发展“一二结合”、“一三结合”跨代技术，实现气藏全生命周期采收率的持续提升。

针对鄂尔多斯盆地奥陶系盐下低丰度烃源岩成藏规模存疑、天然气聚集和保存规律不清等难题，开展含气系统成藏条件评价与近源勘探实践分析。研究表明：①奥陶系马家沟组三段泥质白云岩与泥质膏云岩是盐下主力海相烃源岩，定边次坳及周缘是最有利生气区，源岩累计厚度10~80 m，以Ⅰ型干酪根为主，总有机碳含量为0.58%~1.39%，镜质体反射率为1.62%~2.16%。②储层受古地貌与准同生溶蚀作用控制，发育硬石膏结核溶模孔、粒间孔及晶间孔；膏盐岩区域盖层与局部直接盖层广泛发育；东部密集发育的北北东向走滑断裂与中部稀疏分布的X型走滑断裂有效沟通烃源岩与储层。③南北向断隆-东西向鼻隆构造背景与含膏云坪-盐洼相变带控制天然气汇聚和保存。据此建立了马三段“近源供气、相变遮挡、构造汇聚”成藏新模式，优选出低幅度构造背景下多类型圈闭群发育的有利勘探区带。鄂尔多斯盆地碳酸盐岩-膏盐岩层具有“低丰度烃源岩+强封盖膏盐岩”特征，近源勘探新模式可为奥陶系盐下海相含气系统探索提供新路径。

在全油气系统理论的指导下，基于地震、钻井和化验分析资料，并结合油气勘探实践成果，系统梳理琼东南盆地深水区不同类型天然气分布规律，解析多类型气藏有序共生机制及成藏过程，构建南海北部深水强活动型盆地的复合全油气系统模式。研究表明，琼东南盆地深水区发育始新统、渐新统、中新统上部—第四系3套烃源岩，可相应划分出3套全油气系统。盆地深水区烃源岩具有多层系、多类型、多生烃中心的特征，始新统湖相烃源岩、渐新统海陆双源烃源岩和中新统上部—第四系海相源岩形成的多生烃中心从东至西有序展布；储层具有多地质时代、多岩石类型、多水动力影响的特征，在深水区垂向上构成“基底潜山-下牵引流砂体-上重力流砂体”的储层复合叠置模式；盆地内流体活动受控于自由动力场、局限动力场和束缚动力场。全油气系统内天然气自下而上呈现出“页岩气（推测）—致密气—常规气—超浅层气—水合物”有序分布。上述研究成果验证了全油气系统理论在琼东南盆地深水区的适用性，能够为深水复杂油气资源勘探提供科学理论支撑，并有望对深水区不同类型油气资源分布预测与油气勘探发挥重要指导作用。

针对松辽盆地古龙页岩油储层“千层小薄饼”特征导致的近井裂缝复杂、远井延伸困难及改造规模受限等问题，开展页岩三轴力学实验和页岩断裂可视化实验，联合数字图像相关技术与激光脉冲超快分辨技术，实时捕捉古龙页岩微米级变形和超声速级断裂扩展特征，在此基础上建立反映古龙页岩柔性变形和各向异性的本构模型及考虑应力干扰和流量分配耦合下多射孔孔眼竞争起裂-扩展的力学模型，以揭示孔密、孔数、布孔方式对裂缝扩展的控制机制。结果表明：通过减少孔数、孔密可有效减弱多射孔孔眼间的应力干扰，结合极限限流法促使压裂液均衡分配。相比于8孔/簇的高密度射孔，6孔/簇射孔开孔率提高约45个百分点；相比于螺旋射孔，30°相位角共轭定向射孔兼顾减弱应力干扰效应和提高纵横向沟通储层能力，应力场显示该方式易形成垂向集中能量，促进穿层扩展；“定向射孔+极限限流”压裂模式的现场应用效果表明，将射孔方式从60°~180°相位角螺旋射孔转变为30°相位角共轭定向射孔、孔数从12~16孔/簇降至5~7孔/簇时，储层改造体积增加幅度分别可达17.4%和48.9%。

针对准噶尔盆地南缘（简称准南）前陆冲断带深层目标区构造变形的控制因素不清、古构造和滑脱层分布争议大、主力烃源岩展布不明等问题，基于最新“两宽一高”三维地震、重磁及钻井资料，结合前期的构造物理模拟与离散元数值模拟实验结果，系统刻画准南深层先存古构造与滑脱层的空间分布，解析构造变形特征和形成机制，厘清多套烃源岩展布特征，重新梳理重点区带的油气成藏特征，进而探寻深层下组合油气勘探突破方向。研究表明：①构造变形受两期古构造与3套滑脱层叠合控制，滑脱层横向展布差异显著，侏罗系滑脱层厚度中等且分布广泛，白垩系滑脱层厚度最大但滑脱能力受限，古近系滑脱层薄但横向推覆距离大，由此划分出4层复式构造变形层序并提出“古凸横向分段控带、多滑脱层垂向控层”的构造成因模式；②烃源岩展布方面，首次通过高精度重磁与时频电磁资料联合刻画出二叠系烃源岩“西段窄槽、中段多凹、东段广盆”的分布模式，并重新厘定侏罗系烃源岩“泥岩西厚、煤岩东富”的展布特征；③基于构造变形强度、圈闭有效性及烃源-圈闭匹配关系，构建准南两套主力油气系统、4层复式油气成藏结构模式，将准南划分为“3段10带”，提出“集中勘探五大现实区、甩开突破三大潜力区、风险引领两大准备区”的准南深层下组合分层次勘探策略。

针对北部湾盆地乌石凹陷古近系流沙港组油气分布分散、剩余勘探目标规模小且埋藏深的问题，基于钻井、实验分析及地球物理资料，系统开展油气成藏条件与富集规律研究。结果表明：①凹陷构造演化历经早期断裂活动、中期滑脱变形及晚期调整3个阶段，“张-滑-扭”复合断裂体系主导了盆地沉降过程、沉降中心迁移及沉积环境演变；②始新统流沙港组3套主力烃源岩受控于7号断裂带，主要分布于东洼南部，具有厚度大、品质优的特点，以流沙港组二段下亚段油页岩品质最优，奠定了凹陷高丰度资源基础；③发育4套储盖组合，具备源储对接单一、断裂-砂体耦合、断裂-构造脊-砂体阶梯状复合等3类输导体系；④建立了“新生古储-油气侧向阶梯式运移”、“自生自储-油气源内富集”及“下生上储-油气垂向运移”3类成藏模式；⑤明确了乌石凹陷东洼中区深层断块圈闭、洼中岩性圈闭及基岩潜山源储对接新领域的油气资源潜力，为下步勘探重点。

针对四川盆地页岩气加密井“多层多期次”的布井特征，建立基于四维地应力演化的立体加密井组水力压裂裂缝扩展及井间干扰模型，提出立体加密井组水力压裂参数优化方法，分析应力演化特征与井间干扰机理。研究表明：老井开采引起的井周水平应力差增大、天然裂缝带/断层发育是造成井间干扰的主要原因，井间干扰易出现在裂缝带附近、加密井与开采时间较长的老井之间；加密井与老井产生沟通通道形成井间干扰，短期内可以提升老井产能，但对加密井和老井的长期稳产会产生滞后性的负面影响；老井开采引起的地应力扰动，其变化趋势与孔隙压力的下降趋势基本一致，开采初期横向波及范围与裂缝长度一致，2.5年后达到峰值，为裂缝长度的1.5~1.6倍；避免井间干扰的关键是做好施工参数的优化，采用M型井网，加密井最优井距为300 m，压裂簇间距为10 m、单段液量为1 800 m³。

基于地震解释和钻井资料分析，以松辽盆地王府断陷为例，通过明确基底断裂分布、厘定含煤地层断裂活动时期、划分断裂系统，并结合煤层厚度和实际气测值，探讨断陷盆地各断裂系统对煤层空间展布和煤岩气赋存规律的控制作用。结果表明：①王府断陷为受基底先存走滑T破裂再活动控制形成的不对称地堑，沉积含煤地层并发育3大类5亚类断裂系统；②基底断裂的水平伸展强度、垂向活动强度和构造-沉积充填差异控制断陷盆地煤层垂向上的发育层系、累计强度和累计频率；③基底断裂分段复活生长过程中形成的构造转换带控制陡坡外源碎屑注入位置，火成岩侵入产生的充填效应加速了断陷湖区的沉积充填过程，构造转换带和火成岩侵入共同限定煤层在平面上优势积聚位置；④基底复活断裂和断陷期新生断裂作为气源贯穿通道影响煤岩气富集程度；⑤应用泥岩涂抹系数（SSF）法评价断裂垂向封闭性，并建立评价标准，主力煤区SSF均低于临界值1.1，表明煤岩气保存条件较好；⑥综合考虑断裂活动性、分段性和封闭性等影响因素，建立了断陷盆地煤岩气成藏模式。

针对青海油田因油藏地质条件复杂而导致的注水效果不理想问题，创新升级第4代缆控式分层注水技术，构建“油藏精细刻画—智能分注精准监测—远程动态调控”三位一体的精细注水开发技术体系。通过耐高温测控电路设计及小流量井下流量测试技术研发，研制适用于高温、高压、高盐复杂工况的小直径缆控配水器，开发分层注水远程监控与管理系统，实现分层注水生产参数的全过程实时监测与注水量动态调控。该技术体系在花土沟和英东示范区开展应用，现场实践表明，智能分层注水能够有效改善注水剖面，提升水驱动用程度，控制井组自然递减，提高分注合格率并减缓含水上升速度。经济评价结果表明，与常规分注工艺相比，该技术在降低作业成本和提升开发效益方面具有明显优势。升级后的第4代缆控式分层注水技术能够显著提升注水开发效果，为复杂断块油藏的精细注水与高效稳产开发提供了可复制、可推广的工程范式。

石英颗粒表面的黏土包壳是决定砂岩储层孔隙度和渗透率大小的关键因素，直接影响碎屑岩储层质量。基于共轴石英胶结的多相场模型，通过数值模拟实验研究黏土包壳参数对砂岩储层中石英胶结量、孔隙度、渗透率及其相互关系的影响。研究主要取得5项进展：①为了在三维数字砂岩模型的石英颗粒上模拟出逼近实际的各种黏土包壳形态，研发了一套新的预处理工作流程。②分别对发育石英单颗粒和多颗粒的砂岩开展共轴生长胶结的数值模拟实验，揭示出控制石英胶结量的主要包壳参数，即暴露锥面的生长方向、包壳覆盖率和包壳形态等。③黏土包壳形态对胶结具有显著影响，其中层状包壳形态的胶结速度较快；包壳覆盖率与砂岩孔隙度和渗透率呈正相关关系。④石英颗粒结晶垂直方向上胶结物生长速度最小，演化中后期斜角方向生长速度较水平方向更快。⑤动态演化过程模拟结果与实际对比验证显示，20，40 d后的包壳形态模拟结果与天然样品中观察到的形态高度相似，证实了包壳三维数值建模新方法的有效性。该套黏土包壳数值模拟方法和研究成果有助于改进砂岩储层表征结果和预测模型。

传统的成像测井解释方法对圆柱展开投影中呈正弦形态的火山岩线性裂缝识别较为成熟有效，然而对非线性火山岩岩石构造及复杂岩相几何形态的解释则比较困难。为表征与南美大陆形成相关的古火山复杂环境，本研究基于成像测井、岩相学和地震资料分析，提出了一种新的表征方法。该方法使用全球范围典型火成岩的地质露头照片来创建伪图像，模拟直径约31 cm（12.25 in）井眼的井壁二维平面图像；在此基础上，根据这些伪图像和标准露头照片来确定火成岩结构和岩相的形态模式，并与地下火山和次火山岩地质单元的电缆井眼成像测井图像进行对比，进而为火山岩相的地质评价提供了“可视化标尺”，提升了复杂地质结构的识别效率与可信度。应用该新方法，重点分析了巴西坎波斯、桑托斯和帕纳伊巴等盆地不同尺度的柱状节理和枕状熔岩，并辅以绳状熔岩、熔结凝灰岩、火山碎屑岩和各种侵入特征等实例分析，结果显示，该方法提高了次火山、陆上和水下沉积体解释的准确度。通过成像测井解释结果与区域地质认识相结合，并把古环境研究纳入冈瓦纳大陆裂解相关的裂谷岩浆作用体系研究，对油气勘探开发具有重要意义。

针对传统井筒检测技术存在检测效率低、精度差、非常规油气井压裂作业难以应用且无法实现井筒整体全范围检测的问题，提出相控阵列电磁井筒检测技术，系统阐述该技术的理论原理、仪器结构与技术内涵，同时结合新疆油田老井套管损伤和腐蚀检测、西南油气田深层页岩气和大港油田深层页岩油平台井压裂套变检测的现场应用实例，对比分析该技术在金属管柱检测中的实际应用效果。现场应用结果表明，相控阵列电磁检测技术作为一种新型井筒检测技术，具有测量精度高、适用范围广、操作简便、易于推广的优势。该技术对于非穿透损伤检测分辨率可达10 mm、油套管内径分辨率可达0.5 mm、油套管壁厚分辨率可达0.3 mm。该技术在高温（不超过175 ℃）高压（不超过140 MPa）环境下性能稳定，能够有效满足当前勘探开发形势需求，为井下作业提供全面、准确的井筒整体信息。

渤海湾盆地渤东低凸起中生界火山岩历经多年研究攻关和油气勘探实践，2024年钻探的LK7-A井在火山岩风化壳获得高产油气流，但火山岩分布规律、优质储层形成条件和油气成藏主控因素亟需进一步攻关。利用近年来渤海中生界火山岩新钻探井录井、测井、地球化学及岩矿分析数据，结合高精度三维地震资料对该区展开综合研究。分析表明：①LK7-A构造的火山岩为源于深部的埃达克岩，深大断裂为中酸性火山岩就位提供了通道。②火山岩储层主要分布于构造角砾岩及中酸性熔岩之中，孔隙类型以裂缝-孔隙型储层为主，储层物性以高孔-低渗和中孔-低渗为主；③优势岩性岩相是火山岩形成规模型储层的基本条件，构造裂缝和晚期强风化作用是中生界火山岩连片成储的重要机制；④渤东低凸起具备双洼油气强充注，超压泥岩强封盖的有利条件，能够形成高丰度油气藏。研究区中生界火山岩潜山具备良好的圈闭形态和规模成储条件，且运聚条件优越；构造活跃的中酸性火山岩长期暴露区是下步勘探的重点区域。

针对川中蓬莱气区震旦系—二叠系气藏气水关系复杂、天然气分布规律不清、勘探拓展难度大等问题，基于气藏解剖、天然气地球化学分析、储层测试、测井-地震资料分析及盆地模拟与动力学分析，开展天然气来源、充注过程以及富集规律等研究。结果表明：①三叠系嘉陵江组盐下发育4套高效烃源岩，以寒武系烃源岩为主；储层非均质性强、6套有效储集体相互分隔但动态连通，多期走滑断裂相关的断-缝-洞-面构成油气输导网络。②寒武系烃源岩生烃增压产生的高过剩压力造成超压，驱动源灶上下双向排烃，古油藏裂解气、烃源岩内残留烃裂解气等多元供烃；震旦系—二叠系经历多期次动态成藏过程，在多层系非均质储层中形成大面积“甜点”式气藏，经晚期调整至今定型。③建立“多元供烃、立体输导、多期运聚、动态调整、岩性控藏”的深层海相天然气立体成藏模式，提出具正向构造背景的规模储集体、晚期构造稳定区、斜坡构造区等天然气勘探有利区带。

地下原位加热转化是陆相中低熟页岩油最具现实性的开采方式，但原位转化的能量产出与投入比须大于经济门限方能实现商业开发。从提高能量产出与降低能量投入两方面，对陆相页岩有机质超量富集机理与甜点评价、最佳加热窗口与合理井型井网进行系统研究。 结果表明：①陆相有机质超量富集段主要受外物质注入强度、频度和保持度控制，与适度的火山、热液活动和海侵事件有关，一般有机碳含量大于等于6%；②有机质超量富集段品质与生源母质类型和产烃潜力有关，建立了原位转化产烃品质指数并提出该指数大于450的区域为资源甜点有利区；③结合有机质转化物质场、渗流场特征，推荐300~370 ℃作为鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段长7₃亚段最佳加热温度窗口；④原位加热过程中热导率、渗透率及排烃效率在平行层理方向有明显优势，据此提出“水平井加热+直井开发”方案，可大幅提高采收率和能量产出投入比，是当前原位转化的最佳开发方式。研究结果为中低熟页岩油经济高效开发提供了理论与技术依据。

为进行万米特深层地球科学探索和油气勘探，实现特深钻井工程技术的迭代升级，中国石油天然气集团有限公司2023年在塔里木盆地部署了万米特深井深地塔科1井。通过该井的成功钻探，地质认识方面取得突破性进展，首次获取了万米深层岩心、测井、录井、流体、温度及压力资料，认识到万米特深层仍发育有效烃源岩、碳酸盐岩储层及可动常规油气，打破了传统的油气地质理论认识，明确了塔里木盆地万米特深层油气勘探的巨大潜力并指出了有利勘探领域。工程技术方面形成了特深井复杂压力系统安全钻井、特深井复杂难钻地层优快钻井、特深井苛刻工况井筒质量控制、特深超高温复杂地层资料录取4大关键技术体系。同时铸就了特深钻完井工程技术十大利器，顺利成功完钻了亚洲第1、全球第2垂直深井，极大促进了对万米特深层地质条件的认识，助力中国成为具备特深井钻探核心技术的少数国家。

以四川盆地中部—南部地区中上寒武统洗象池群为例，基于露头、岩心、薄片和测井资料，对洗象池群风暴沉积特征和演化历史进行精细研究，探讨风暴作用对碳酸盐台地颗粒滩的改造方式及过程，进而明确有利储层发育区。研究表明：①洗象池群发育大量风暴沉积，完整的风暴沉积序列包含5个层段；洗象池群发育6种典型的风暴沉积序列，并在混积潮坪、台内洼陷和台洼边缘等沉积环境形成风暴颗粒滩。②洗象池群沉积期风暴活动主要集中在四川盆地东南部、中部和西南部3个区域，风暴作用具有先增强、后减弱的特征。③风暴事件对颗粒滩储层的改造方式在不同相区有所差异。受风暴中心控制的台洼边缘表现为强改造，改造而成的风暴颗粒滩与正常颗粒滩垂向叠置，扩大了滩体规模；此外，风暴作用还能增强准同生期的溶蚀作用，有利于形成规模优质储层。受风暴中心控制的台洼内部和混积潮坪表现为弱改造，可在低能背景下形成散布的风暴颗粒滩，岩溶改造程度总体上相对较低，局部具备储层发育条件。④大足—合川—广安一带受风暴强改造显著，风暴颗粒滩规模大，物性较佳，优质颗粒滩储层连片发育，可作为洗象池群下一步优先勘探的重点领域。

以典型难采稠油单元为研究对象，建立多尺度稠油热采物理模拟实验装置及相似准则，明确蒸汽吞吐温度场、饱和度场变化特征和开发指标变化规律，评价多元热复合体系的汽窜调控能力。蒸汽吞吐过程中，平面上以沿最大压差方向的主流线汽窜为主，纵向上则主要为蒸汽超覆导致储层上部形成汽窜。高温蒸汽促使稠油轻组分和重组分分离，轻组分被优先采出。高温蒸汽与储层相互作用，导致颗粒运移和矿物溶蚀，加速汽窜通道形成，高吞吐周期开发效果变差。蒸汽温度升高，大孔隙内的稠油持续被采出，驱油效率增加明显。氮气泡沫、高温调驱和热固调驱3种多元热复合驱体系均能有效调控汽窜，大幅提高采收率，按照压差增加幅度和采收率增加幅度从高到低排序为热固调驱体系、高温调驱体系、氮气泡沫体系。

以四川盆地东部（简称川东）地区二叠系茅口组白云岩为研究对象，综合岩相学观察、地球化学分析与激光原位U-Pb定年，厘定研究区茅口组白云石化作用期次，示踪白云石化流体来源，分析古—新特提斯洋构造转换期地质事件、走滑断裂活动与白云石化作用的内在联系，以揭示茅口组白云岩储层形成机制。研究表明：①川东地区茅口组发育3类基质白云岩，其U-Pb年龄指示3期白云石化作用，时间分别为距今（260.6±6.8）~（265.1±2.4），（244.0±11.0）~（247.7±6.0），（220.6±8.5）~（221.4±7.8）Ma。②地球化学特征指示3期白云石化流体来源各异，古—新特提斯洋构造转换期的3次地质事件及其引发的3期重要断裂活动，是3期白云石化作用的核心控制因素：中二叠世，峨眉岩浆活动导致厚坝—蓬安—丰都走滑断裂带活化并产生热异常，促使同时期海水与下志留统粉砂岩含水层之间的热对流加速循环，触发第1期白云石化；中三叠世，勉略洋斜向闭合导致张扭性断裂活动，密度差促使中—下三叠统残余蒸发海水和蒸发岩卤水下渗，形成第2期白云岩；晚三叠世，华南—华北板块碰撞引发压扭性断裂活动，驱动下志留统中的卤水向上运移，混入中—下三叠统残余蒸发海水，为第3期白云石化提供镁源。研究建立了走滑断控白云石化成因模式，深化了对特提斯域白云岩储层形成机制的认识。

基于鄂尔多斯盆地大吉气田上古生界致密砂岩气天然气组分、稳定碳同位素数据，与中国及世界典型过成熟煤成气地球化学特征开展对比分析，厘清该气田过成熟煤成气地球化学特征和稳定碳同位素异常成因，揭示过成熟煤成气组分和稳定碳同位素分馏机制及其地质意义。研究表明：①大吉气田上古生界致密气以甲烷为主，稳定碳同位素序列表现为规模性倒序分布，综合分析主要源自煤系烃源岩过成熟阶段干酪根、原油及湿气裂解气的混合气；②纵向上以二叠系太原组厚层灰岩为界，形成了分别以二叠系山西组2段和石炭系本溪组烃源岩为气源的上、下两个主力含气系统，二者天然气运移成藏规律和勘探方向存在明显差异。③提出了过成熟煤成气稳定碳同位素序列3阶段演化路径。④煤成气稳定碳同位素序列倒序分布除了受过成熟阶段的混源成因效应控制外，形成于该阶段的天然气扩散优势运移相引发的运移分馏效应亦不可忽视，两者均在一定程度上提高了该地区的煤成气资源丰度，但不同含气系统天然气富集效应存在差异。

针对鄂西—渝东复杂构造区二叠系大隆组页岩气富集主控因素与成藏机理不清的问题，通过典型钻井分析、地球化学测试、扫描电镜观察、甲烷等温吸附实验及数值模拟等方法，结合构造演化与保存条件研究，系统揭示其富集规律与成藏模式。结果表明：①大隆组页岩气富集受“海槽控页岩沉积、物源控储层非均质性、温压控赋存状态、构造控差异富集”四因素协同作用：裂陷海槽（城口—鄂西、开江—梁平）的形态与规模决定了富有机质页岩的发育程度（TOC平均值大于6%，厚度15~50 m）；多物源导致储层的非均质性强，内源矿物为主（占74.31%），孔隙发育以有机质孔为主（微、中孔占比93.4%）；地层温压条件控制页岩气的赋存状态，埋深500~2 750 m的温压环境有利于吸附气赋存（占比大于50%），埋深大于2 750 m的温压条件下游离气更为富集（占比大于50%）；燕山期构造活动的抬升剥蚀与断裂系统联合造成页岩气的差异富集，其中宽缓背斜、残留向斜、低缓斜坡3类构造样式中页岩气较为富集。②鄂西—渝东复杂构造区以中浅层页岩为主，其页岩气的自封闭机理：大隆组页岩含水层通过水膜与毛细管力对下倾方向页岩气形成侧向封堵，与上覆大冶组灰岩与下伏下窑组致密层组合，形成向斜/单斜自封闭成藏模式。“四因素协同控制”及自封闭成藏模式等地质认识为复杂构造区页岩气提供动态耦合评价框架，推动页岩气勘探评价由静态描述向储层-构造-流体协同动态分析的转变。

以松辽盆地古龙凹陷GY8HC井白垩系青山口组古龙页岩油为例，运用高精度火山灰锆石U-Pb年龄和AstroBayes方法进行沉积速率估算，通过高分辨率的总有机碳含量（TOC）、游离烃含量（S₁）、热解烃含量（S₂）以及矿物含量的频谱分析，对过成熟区页岩油的富集特征和主控因素进行研究。结果表明：①与页岩油富集相关的TOC、S₁、S₂都具有显著的斜率振幅调制周期（173×10³ a）；②与岩石矿物组成有关的石英和伊蒙混层含量则具有显著的长偏心率周期（405×10³ a）；③与高成熟区GY3HC井和中成熟区ZY1井的对比研究表明，过成熟区青山口组页岩油原位富集特征明显，且与TOC具有显著正相关性，说明高TOC是过成熟区页岩油富集的关键要素；④173×10³ a周期对应的12~13 m沉积厚度可作为研究区页岩油开发的箱体高度，处于青山口组页岩压裂所生成的最优缝高范围（10~15 m）。轨道强迫的气候变化不仅控制松辽盆地有机碳埋藏和岩性组成的沉积韵律，也影响现今古龙页岩油的富集特征和甜点层系。

基于鄂尔多斯盆地中生界沉积充填特征和油气成藏要素研究，开展中生界全油气系统划分，分析常规—非常规油气运聚特征及成藏主控因素，建立全油气系统模式。研究表明：①中生界发育以三叠系延长组7段优质烃源岩为核心的、以低渗透油藏—非常规油气为主的全油气系统，可划分出源内滞留油气聚集域、近源致密油气聚集域、远源常规油气聚集域及过渡型油气聚集域4类油气聚集域，它们共同构成了一个连续共生、有序成藏的油气聚集整体，其中非常规油气资源占比显著高于常规油气资源；②沉积充填体系空间上的核心区即全油气系统核心富油区，由核心区向外围页岩油→致密油→常规油依次渐变，成藏动力变化趋势为超压驱动→浮力或超压+毛管压力主导，油气聚集规模变化特征为大面积连片的亿吨级→离散的十万吨—百万吨级，气油比和甲烷含量呈明显降低趋势；③沉积充填体系为全油气系统提供物质基础和空间格架，由叠置砂体、断裂和不整合面构成的输导体系成为远源常规油气聚集域和过渡型油气聚集域的油气运移优势路径，优质烃源岩奠定了页岩油雄厚的资源基础，微纳米孔喉—裂隙网络构成非常规聚集空间，油气运移聚集的过程主要受成藏期超压强排烃和后成藏期负压再富集所控制，油气富集与长期保存依赖于“稳定构造+多旋回沉积+双重自封闭”三元协同控制机制；④全油气系统模式可概括为“四域一体、双压驱动、双重自封闭”。

针对万米特深井S-1上部大尺寸井眼钻头方案优选问题，建立综合考虑钻柱振动和钻头破岩的全井动力学模型，采用四川盆地北部地区HT-1井钻具振动实测数据和实际钻速证明该模型的有效性，利用该模型计算并分析S-1井大尺寸井眼钻进侏罗系蓬莱镇组的钻柱动力学特性，并进行钻头优选。研究表明：在S-1井蓬莱镇组钻进过程中，综合考虑6种钻头的机械钻速以及井下钻具的横向、轴向、扭转振动特性，优选机械钻速最快且均值达7.12 m/h的六刀翼双排布齿结构钻头，采用该钻头钻进时井下钻具振动均值处于中低水平。钻头入井实际钻速数据与动力学模型计算结果吻合度达90%以上，证明该模型可以用于钻头方案筛选。