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。

依托中国最新勘探开发成果、7 000余口水平井生产动态数据及非常规油气数智平台（UOG），耦合统计分析与机器学习预测技术，从资源特征、关键技术、开发指标及发展前景等方面，开展中国致密气、页岩气、浅层煤层气、中深层煤岩气4类非常规天然气资源的系统性对比研究。结果表明，中国非常规天然气资源总量雄厚，其中页岩气与中深层煤岩气资源优势显著，呈大面积“连续型”空间分布特征，75%以上优质资源集中于鄂尔多斯、四川两大盆地。已形成类型适配的关键技术体系：致密气依托“井网优化+低成本压裂”规模化开发，页岩气凭借“地质-工程双甜点评价+超级缝网压裂”实现商业化发展，中浅层煤层气通过“精细排水降压”构建稳定产能，中深层煤岩气水平井控压开发与聚能压裂等试验技术获得突破。4类非常规天然气开发指标差异显著：致密气、页岩气、中深层煤岩气见气后10~30 d产量达峰，具有“高初产—快速递减”特征（首年递减率30%~51%），其中页岩气水平井首年平均日产（平均7.28×10⁴ m³）与单井预测最终可采储量（平均8 255×10⁴ m³）最优；浅层煤层气见气后240 d左右产量达峰，呈“慢上升—缓下降”特征，单井指标最低。当前开发面临地质复杂、技术瓶颈、环保约束、政策不完善等4大制约，需从资源、技术、环保、政策等多维度协同破局。

全球深地探索和超深层（6 000 m以深）油气勘探得到越来越多的重视，油气重大发现日益增多。通过系统梳理1937年以来超深层油气勘探历程，划分为陆上超深层探索和局部突破（1937—1982年）、浅水为主超深层探索和零星发现（1983—1997年）、海陆超深层规模发现（1998—2018年）以及陆上8 000 m以深探索和新突破（2019年以来）等4大阶段。截至2025年底，全球已完钻1 348口深度大于6 000 m的探井，在20个国家共29个盆地发现305个超深层油气田，可采储量当量达63.21×10⁸ t，仅占全球总储量的0.9%，仍有很大的勘探潜力。已发现资源高度集中于特提斯含油气域与南冈瓦纳含油气域，以被动陆缘盆地为主（占比71.25%），储层以中—新生界碳酸盐岩和碎屑岩为主。研究表明，克拉通、被动陆缘和前陆等3类优势盆地具有各自独特的成盆-成烃-成储-成藏特征。全球超深层油气勘探程度极低，资源潜力大，可能存在另一个油气聚集的“黄金带”。未来需强化超深层油气成烃成藏机理研究和资源估算，开展地质-工程-智能一体化评价，国际上应聚焦大西洋两岸、中东、中亚-俄罗斯、澳大利亚等富油气区开展超深层新项目评价和油气合作；随着中国国内8 000 m以深油气勘探的加快，将迎来储量增长新高峰。

基于煤系全油气系统具有“双源多储耦合、三场共存控藏、深层煤岩气（页岩气）—近源致密砂岩气（裂缝型致密气）—远源致密气/常规气—浅层煤层气有序成藏”的地质特征，为揭示中国西北地区侏罗系含煤盆地群的煤系全油气系统共性地质规律，通过解剖塔里木盆地库车坳陷和准噶尔盆地南缘冲断带煤系全油气系统结构、油气成藏等地质特征，指出西北地区侏罗系煤系全油气系统与华北地区石炭系—二叠系煤系全油气系统具有显著差异。西北侏罗系主要发育4类源储耦合成藏模式，包括构造型浅层—深层源外常规气、构造型深层—超深层源外致密气、近源/源内致密气、自生自储煤岩气等。研究认为，西北地区侏罗系是新特提斯洋被动大陆边缘巨型陆相沉积区，发育6个沉降带，煤系及煤岩发育具有区域统一性和盆地差异性，形成中国最大的中生界煤系分布区和巨型天然气聚集区。资源评价表明，西北地区侏罗系煤系全油气系统天然气资源量达30×10¹² m³，探明率仅11%，其中煤岩气资源量为17×10¹² m³，具有巨大的勘探潜力。塔里木盆地库车坳陷和西南坳陷、准噶尔盆地南缘、柴达木盆地北缘、吐哈盆地台北凹陷的深层、超深层致密气和煤岩气是未来重点勘探领域。

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。

针对传统测井解释高度依赖专家经验、多专业协同难度大的问题，提出一种以大语言模型为核心的多智能体系统，从主体、工具、环境三个维度构建孪生体系。主体层面，建立智能体岗位制架构，将复杂的测井解释流程分解为独立子任务，实现专家经验的结构化传承；工具层面，封装岩石物理公式与机器学习算法形成物理-数据双路径混合推理机制；环境层面，依托模型上下文协议，建立标准化数字孪生空间，进而实现全流程闭环控制。石油工程师通过自然语言指令即可驱动系统完成从数据加载、参数计算到储层划分的整套测井解释流程，实现从原始数据到解释结论的端到端自动化。100口现场井的规模化测试结果显示，该系统生成的测井关键解释参数与专家处理结果高度一致，对复杂储层类型展现出稳定的识别能力。研究表明，人机协同的工作模式能够显著提升测井解释的标准化水平与处理效率，为高专业度工业流程的智能化转型提供技术参考。

通过系统对比全球海陆相页岩油地质特征、资源分布与勘探开发现状，深入剖析制约中国陆相页岩油发展的关键理论技术问题，指出不同岩性组合页岩油类型富集与成藏机理、纳米限域空间内多尺度多相流动机制不明确等基础理论研究领域相对薄弱，甜点预测精度不能有效指导靶层优选和水平井轨迹导向定位，同时地质-工程一体化实践不足，严重制约了资源规模动用。围绕松辽盆地、鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地和渤海湾盆地的陆相页岩油研究进展，从细粒沉积岩成因模式、生烃母质类型分布与生排烃模式及生烃潜力、储集空间类型与储集性、甜点评价参数优选与评价技术、产能规律和提高采收率6个方面的瓶颈问题、理论技术研究进展、例证和攻关方向进行系统论述，指出中国页岩油革命面临的地质理论与工程技术六大挑战：成藏机理、甜点识别、渗流规律、压裂改造、排采技术和采收率提升等。基于此，建议建立以源-储组合关系为核心的页岩油分类方案，推广“地质-工程-地质螺旋式一体化”精细开发模式，构建适用于中国陆相地质条件的页岩油高效开发技术体系，为实现规模效益开发提供理论技术支撑。

根据煤演化过程中的分子结构跃变、生成烃类组成及储层特征变化规律，结合气藏生产特征，对中国煤岩气生成阶段及气藏成因类型进行研究。煤的生气过程可分为5个阶段：低煤阶生物气生成阶段（R_o$＜$0.5%），中煤阶过渡型气生成阶段（0.5%$\le $R_o$＜$0.8%），中煤阶成熟气生成阶段（0.8%$\le $R_o$＜$1.3%），中煤阶高成熟气生成阶段（1.3%$\le $R_o$＜$2.0%），高煤阶过成熟气生成阶段（R_o$\ge $2.0%）。基于气藏埋藏深度和成因来源，将其划分为3种类型，即浅层煤层气、深层煤岩气和他源型煤岩气。其中，深层煤岩气根据煤岩生烃演化阶段，进一步划分为4种类型：中煤阶过渡型煤岩气、中煤阶成熟煤岩气、中煤阶高成熟煤岩气和高煤阶过成熟煤岩气。煤岩从浅到深的动态演化过程中，经历了“生物气→过渡型气→湿气→干气”的成烃演化过程，以及“原生孔→割理发育→有机质孔达峰→致密脆化+裂隙张开”的成储演变序列，赋存状态从“吸附气绝对主导”逐步转变为“游离气占比持续增高”，开发也从“需长期排水降压解吸”转变为“开井即见气、见气即高产”的模式。此外，还有一类来自外源的煤岩气，天然气来自下伏地层，煤岩煤阶低，储层发育，气藏受构造控制，游离气含量高，初期产量高。

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。

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。

为精准评价页岩油储层地下原位温度压力条件的储集能力，通过建立一种地层条件下的孔隙度计算新模型，研发一套上覆压力70 MPa、孔隙压力40 MPa、测试温度120 ℃模拟地层高温高压条件下页岩孔隙度测量装置，进而构建用于恢复高黏土含量陆相页岩油储层原位孔隙度的工作流程，并将该技术体系应用于松辽盆地上白垩统古龙页岩油储层。研究表明：古龙页岩油储层原位孔隙度普遍高于地面常压测试孔隙度，其中页岩孔隙度增幅为3.17~4.00个百分点，粉砂质页岩为1.58~1.60个百分点，碳酸盐岩为1.12~1.58个百分点。孔隙度恢复幅度随埋藏深度、温度、孔隙压力及压力系数增大呈规律性上升，这一现象反映了古龙页岩黏土矿物及有机质伴生纳米孔隙的弹性扩张以及超压支撑型微裂缝的开度增大。同时发现，岩心卸压会导致这类压力支撑型孔隙发生闭合，使得常规氦气法与地面核磁共振测试会系统性低估储层储集能力，且该偏差在深层、富黏土、超压层段中尤为显著。在储量估算方面，采用常压孔隙度会造成原始石油地质储量大幅低估；针对高黏土含量的古龙页岩，页岩孔隙度的校正系数建议在地面测量的孔隙度（简称地面孔隙度）基础上增加3~4个百分点，粉砂质页岩校正系数建议在地面孔隙度基础上增加约1.6个百分点，碳酸盐岩则仅需小幅校正。因此，原始石油地质储量计算应采用原位孔隙度参数，并将其建模为黏土含量、总有机碳含量、压力系数及埋藏深度的函数。在开发工程上，针对高黏土含量的超压层段，应采用控压开采方式，避免原生微裂缝发生弹性闭合，从而保障储层的长期产能。

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。

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。

全油气系统理论是针对传统含油气系统理论的局限性而提出的重要创新。这一理论的成功实践推动了中国油气勘探向“全层系、全类型、全领域”的新态势发展。在回顾该理论基本原理的基础上，对中国12个盆地25个相关案例进行全面剖析。研究表明：全油气系统存在自由动力场、局限动力场和束缚动力场3种有序分布的流体动力场，油气在局限动力场中主要依靠毛细管力和黏滞力，但若保持长期有效仍依赖盖层与区域边界条件。不同母质类型或不同岩性烃源岩生烃作用的叠加，导致其生烃窗较传统Tissot模式更宽，生烃更早，持续时间更长，表现出全母质类型、全过程生烃特征。储层分布特征和物性差异总体受沉积相和成岩作用控制，从盆缘向凹陷中心，沉积物颗粒总体上呈现出由粗到细的全相带、全粒序成储变化特征。典型全油气系统总体具有“平面3个带，纵向3层楼”的全序列立体成藏规律。在平面上，主力烃源岩层系自盆缘区→斜坡区→凹陷区依次发育常规油气藏、致密油气和页岩油气；在纵向上，除了主力烃源岩层段发育页岩（煤岩）油气以外，还发育源上和源下致密/常规油气藏。在全油气系统成藏框架内，未获得突破的低勘探程度区是未来有望取得油气发现的重要领域。

以四川盆地西南部资阳—井研地区寒武系筇竹寺组为研究对象，综合利用岩心与薄片观察、地球化学测试及生产动态分析等方法，开展新类型页岩气储层特征、富集机理与成藏模式研究。结果表明：①研究区发育富有机质与低有机质两类页岩，低有机质页岩可接受邻区烃源岩裂解气源补给，具备多源生烃与供气基础；②四川盆地南部（简称川南）筇竹寺组中发育多套凝灰质页岩，多期火山热液活动促进无机孔、微裂缝及储集空间发育，储层整体呈现高无机孔、高脆性矿物、高游离气特征，超深层页岩可改造性与含气潜力优越；③突破传统页岩气短距离运移、仅富有机质页岩原地成藏的固有认识，建立低有机质页岩原地自生+异地输导混源富集新模式，明确四川盆地中部（简称川中）天然气遵循“源岩裂解—原位生成—输导补给”复合成藏演化路径，依次形成高石梯—磨溪寒武系龙王庙组早期原地裂解常规气、资阳筇竹寺组中期原地富集页岩气、井研筇竹寺组原地叠加晚期输导补给混源页岩气3类气藏。

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。

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。

为了解决复杂油藏注采系统连通表征困难、动态预测效率低和优化实时性不足等问题，提出一种融合物理机理与深度学习的图连接元智能注采建模方法。该方法以连接元法为物理基础，通过建立注采井间的非欧几里得物理连通网络，实现井网系统的物理拓扑构建与动态特征表征；通过引入自适应注意力机制的图卷积网络和节点动态属性特征，建立具备物理一致性的油藏动态预测模型；结合差分进化与粒子群混合算法，构建以经济净现值为目标的智能优化框架，在快速预测注采动态的基础上，实现注采制度的优化与油藏开发经济效益的最大化。实际应用表明，图连接元智能注采模型能够准确再现生产井含水率动态并量化预测不确定性，实现复杂注采系统的快速拟合与动态响应预测，具有较高的预测精度和稳定性，可实现以经济为约束条件的生产制度全局优化，具有较好的工程实用性和推广价值。

基于中国陆相沉积油藏大幅度提高采收率与CO₂长期封存的技术需求，系统梳理近年来CO₂驱油与埋存技术进展及实践认识，针对CO₂驱油与埋存向已开发老油田规模化推广应用过程中面临的关键技术需求与挑战，分析未来发展方向。先导试验阶段（2006—2019年）经过持续发展完善和应用实践，形成了第1代陆相沉积油藏CO₂驱油与埋存技术体系；工业化发展阶段（2020年开始）在限域相态、油藏埋存机理、油藏工程、波及调控、工程工艺、封存监测等方面取得重要进展和认识，第2代CO₂驱油与埋存理论技术趋于完善，支撑CO₂捕集、利用与埋存（CCUS）示范工程见效。为了破解CO₂驱油与埋存中混相程度低、气窜防控难、工艺要求高、应用场景少、协同难度大等关键技术问题，支撑CCUS实现规模化应用，需要持续加强关键技术攻关，打造促混转混、综合调控扩大波及、全流程工程工艺技术及装备、长期安全封存和监测、驱油封存协同优化调控等第3代CO₂驱油与埋存技术。

在系统梳理注采工程、人工举升、储层改造、修井作业等多个采油工程领域的发展阶段、发展现状基础上，总结采油工程目前面临的4大主要挑战，即智能化终端和工艺集成、极端环境、协同作业挑战，人工智能融合中的数据和模型挑战，先进结构和功能材料挑战，以及油藏认识、工程提效、绿色发展的地质工程一体化挑战。以多学科交叉为核心，提出“采油工程智能体”的概念，即面向油气井筒极端环境与复杂工况，高度集成供电、通讯、传感、计算、执行等模块，具备环境感知、自主决策、自适应控制能力的微型化、智能化、一体化软硬件系统；分析注采、举升、压裂、修井等不同智能体的特点，提出微型化自主供能与能源管理、强干扰环境中的可靠通信、高集成多参数传感与长期漂移自校准、高可靠微系统集成制造等重点攻关方向。人工智能决策优化是智能体的本质特点，数据方面应聚焦数据采集体系、数据治理体系、数据融合体系等3个方向，算法模型方面应聚焦模型自身性能突破与模型部署应用适配两个方面，同时通过先进结构与功能工程材料支撑智能体构建与极端环境适应性，通过地质-工程-地面一体化不断拓展采油工程的功能作用。

系统总结干热岩地热资源开发数值模型的构建方法，重点阐释多物理场耦合机制在干热岩开发各环节的影响规律及表征差异，详细梳理代表性数值模拟方法的技术特征、适用场景以及智能算法等新兴技术在干热岩地热资源开发数值模拟领域的应用潜力与优势，总结国内外主流地热数值模拟软件的功能特性与工程应用案例，在此基础上，深入剖析当前技术发展面临的核心挑战，展望其未来发展方向。目前干热岩地热资源开发数值模拟存在复杂储层结构表征精度不足、多场耦合机制不完善、跨尺度模拟能力有限、软件场景适配性不足、现场监测与基础数据支撑均显欠缺等问题。未来干热岩地热资源开发数值模拟技术需从全链条一体化建模、多场耦合精细化表征、智能算法与数值模拟深度融合、自主可控软件生态构建等方面开展理论与技术攻关，为中国干热岩地热资源的可持续、高效开发提供理论和技术支撑。

选用山西沁水盆地柿庄南区块露头煤样，开展室内真三轴水力压裂裂缝扩展物理模拟，结合CT扫描和裂缝三维重构技术，探索煤岩变排量压裂时裂缝扩展形态及层理开启特征。研究表明：变排量压裂技术能够有效突破煤岩层理的强捕获作用，压裂液在层理面附近多个薄弱点处诱发微破裂，形成多点起裂，促进多裂缝向远井区域竞争扩展，从而形成更为立体复杂的人工缝网。变排量压裂时，缝网形态及宽度主要取决于排量提升速率，慢速提升排量能形成更为复杂的缝网，但破裂压力较低，起裂不充分，缝宽较窄；快速提升排量则能形成整体较宽的裂缝，有利于提高支撑缝长，但缝宽波动显著；岩石强度较高的煤岩储层，可适当提高排量提升速率，避免裂缝过窄而引起砂堵。不同煤体结构，需采用差异化的排量提升策略，以优化裂缝扩展形态及改造效果。

设计并研制抗超高温高盐聚合物降滤失剂和抗超高温微纳米封堵剂两种抗超高温水基钻井液核心处理剂，构建能够满足特深井钻探要求的抗超高温水基钻井液体系，并开展室内性能评价和现场应用。研究表明，抗超高温高盐聚合物降滤失剂呈现出大量具有交叉点的网膜结构，220 ℃、饱和盐条件下老化后高温高压滤失量为28.2 mL；抗超高温微纳米封堵剂通过形变作用对泥饼孔缝进行自适应充填，降低体系的滤失量，并在高温下转变为黏弹态对井壁岩石进行有效胶结，提高井壁稳定性；构建的密度为1.6 g/cm³的抗超高温水基钻井液体系高温高压流变性能良好，220 ℃下老化16 h后高温高压滤失量仅为9.6 mL，在高温高盐条件下性能稳定，高温静置7 d沉降因子小于0.52，老化后无H₂S气体产生，具有良好的润滑性和安全性。该钻井液体系已在塔里木万米特深井深地塔科1井现场成功应用，保障了该井成功钻达10 910 m。

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%。

针对陆相页岩油赋存环境复杂且组分构成变化大、可动性与可流出数量存在不确定性等问题，基于地球化学分析和生产监测等手段，研究准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油在生产过程中发生的“组分流动”现象，明确不同烃组分与非烃物质通过组分混相，改善多组分烃与非烃的流动性，可有效提高页岩油产量。研究表明，与芦草沟组上甜点段相比，下甜点段轻、中质烃组分含量较高、地层能量较强，致使其中采出原油的密度和黏度偏大，可视为滞留烃发生“组分流动”的佐证。上甜点段存在两种情形：①远离断层且保存条件较好区，因滞留烃中轻、中质组分含量较高，地层压力系数较大，更容易形成组分流动，因而产出原油密度偏大，单井预测最终可采储量（EUR）也较高；②邻近断层且保存条件较差区，虽然产出原油密度较轻，但EUR偏小，说明地下滞留烃发生组分流动的条件变差。经研究论证揭示，保存条件（避免轻烃逸散、保持地层能量）和生产制度（控制生产压差、保持制度稳定）是调控“组分流动”发生和连续性、实现EUR最大化的重要因素。新认识可用于经济达产有利甜点区/段评价，并可为页岩油单井获最佳EUR产出效果提供指导建议。

聚焦CO₂捕集利用与封存技术（CCUS）研究进展与发展趋势，研判北美、欧洲、中东和中国CCUS相关政策导向、技术现状和重点项目。阐明碳捕集、碳利用和碳封存的技术内涵，从技术性、经济性、安全性、系统性等多个角度提出了目前存在的问题及挑战：CO₂捕集技术相对成熟，直接捕集法等新工艺和金属有机框架材料等新材料的出现为高效捕集提供了更多选择，但高能耗、高成本的问题仍有待解决；CO₂地质利用实践起步较早，匹配气源、增强混相能力、扩大波及体积是技术突破重点；CO₂化学利用市场前景广阔，可实现高附加值产品转化，研发高转化效率、低成本的催化体系是核心问题；CO₂封存地质体类型多样，全球陆上及海洋理论封存容量巨大，但需通过碳市场调控和补贴性政策弥补封存技术本身经济效益的欠缺。指出加强关注低浓度CO₂捕集、CO₂强化采油、CO₂绿色燃料合成、CO₂微生物转化、CO₂矿化产氢协同、地下储气库CO₂垫气置换等前沿重点技术，通过低成本技术创新、局域化管网建设、灵活技术组合、宏观政策调控与跨领域创新协同，支撑CCUS从百万吨级、千万吨级到亿吨级规模的跨越式发展，助力中国碳中和目标实现。

综合现场测试、古热流恢复、超压演化、地球化学等分析，重建松辽盆地北部白垩系青山口组富有机质页岩温压演化史，以恢复古龙页岩油形成演化过程并揭示其富集规律。研究表明：①受白垩系明水组沉积末期构造热事件和构造运动影响，青山口组一段（简称青一段）有机质成熟演化呈明显阶段性，可划分为白垩纪快速演化期和古近纪—新近纪缓慢演化定型期。②较高古地温促进青一段滞留油二次裂解，形成古龙轻质页岩油。古龙凹陷在白垩系嫩江组沉积末期、明水组沉积末期和新近纪存在3期超压，前两期超压分别与生油高峰和二次裂解有关，第3期超压为继承性超压并叠加烃类持续裂解与流体体积热膨胀。③松辽盆地北部原油有序分布，萨尔图、葡萄花等常规油层非烃化合物含量高，充注成藏与第1期超压有关；扶余、高台子油层致密油成分和物性与青一段页岩油最相似，饱和烃含量高，充注成藏与第2期超压有关。④构造热事件形成的强古热流是青山口组有机质阶段生烃的驱动因素，青一段页岩高热导率和白垩系嫩江组页岩低热导率的“下导上封”的热结构延长了烃类二次裂解时间、拓宽了液态烃窗口，并通过第3期超压造成古龙轻质页岩油自封闭富集。

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。

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。

融合室内物模实验与机器学习主控因素分析，探索深层煤岩脉冲水力压裂可行性，揭示脉冲压裂煤岩裂缝扩展规律及脉冲载荷的作用机制。研究表明：脉冲水力压裂通过诱发煤体疲劳破坏，可有效降低破裂压力，提升裂缝网络体积。低垂向应力差异系数（小于0.31）、低峰值压力比（小于0.9）与高水平应力差异系数（大于0.13）、高脉冲幅度比（大于等于0.5）、高脉冲频率（大于等于3 Hz）利于降低破裂压力；高垂向应力差异系数（大于等于0.31）、高脉冲幅度比（大于等于0.5）与低水平应力差异系数（小于等于0.13）、低峰值压力比（小于0.9）、低脉冲频率（小于3 Hz）利于促进复杂缝网形成。垂向应力和峰值压力是影响脉冲水力压裂改造效果最主要的地质和工程参数。煤阶不同，其地质力学特征和天然裂缝发育情况也不同，脉冲水力压裂的主控机制也不同，低阶煤主要表现为基质强度的劣化，高阶煤以激活天然裂缝和层理面为主，中阶煤则基质强度劣化与微裂缝连通并存。脉冲水力压裂通过“劣化基质强度+提升缝网连通度”双机制形成复杂缝网。

基于全油气系统理论，对准噶尔盆地侏罗系煤系烃源岩、储盖条件及多类型油气聚集关系进行系统研究，以揭示侏罗系煤系全油气系统的成藏特征与勘探突破方向。研究表明：①侏罗系八道湾组、西山窑组煤岩及三工河组泥岩共同构成供烃源灶，具有厚度大、演化程度高、持续生气能力强的特征，为常规油气、煤岩气及致密砂岩气的有序成藏提供了充足气源；②多期河流—三角洲沉积使盆地发育厚层常规砂岩、致密砂岩和煤岩等多类型储层，为油气成藏聚集提供多种储集空间，区域性巨厚泥岩则能够为深层气藏提供有效封闭；③在统一成藏体系下，多期滑脱叠置构造调节油气运聚方向与聚集单元，形成了从构造高部位至深洼区的有序成藏格局：南缘中段发育深层常规天然气和深层煤岩气，东西两端以油气共生为特征；盆地腹部滴南—白家海地区形成古生新储型煤岩气，齐古地区形成自生自储型煤岩气；斜坡区及构造复杂区发育八道湾组致密砂岩气。

针对新疆中低煤阶煤岩（层）气富集要素不清、勘探方向不明与领域优选难度大等问题，基于煤系全油气系统理论指导，通过大量煤岩煤质分析、含气量测定与井-震数据解析等，研究该区中低煤阶煤岩（层）气富集主控因素，探讨煤岩（层）气勘探方向和战略选区。研究表明：煤岩热演化程度偏低、镜质体反射率R_o值普遍小于0.8%，是制约准噶尔等盆地实际含气量显著低于生烃量的核心原因，煤岩形成时代以及显微组分特征也是影响含气性与储集能力的关键因素。据此提出了“低中找高”（相对高煤阶、高地温场）与“新下找老”（上古生界煤系）勘探思路，并凝练出5大战略勘探方向：①成煤期后高地温梯度区；②早深埋-晚抬升型构造带；③上古生界高演化程度煤系；④高镜质组含量煤层；⑤煤系全油气系统协同开发区。结合新疆地区各盆地煤系展布、构造特征与煤岩特征，进一步优选出准噶尔盆地南缘山前带与腹部稳定区、吐哈盆地温吉桑构造带与红台斜坡、塔里木盆地库车坳陷北部构造带3大现实勘探领域，以及和什托洛盖、伊犁、焉耆、三塘湖、库普、福津等6大外围盆地战略接替领域。研究成果有望为推动新疆煤岩（层）气规模勘探与效益开发提供战略选区依据。

通过对鄂尔多斯盆地深层煤岩气开展系统研究，落实盆地上古生界全煤层段煤岩厚度分布特征和典型地区（盆地东部以榆林为中心的面积12 000 km²的矩形区块）煤岩气资源量、赋存规律与气井关键开发指标，明确关键开发技术迭代优化方向。研究表明：①资源量评估区块内上古生界1^#—10^#煤层煤岩气总资源量为5.66×10¹² m³，其中8^#煤层资源量为3.08×10¹² m³，约占总资源量的54%，是目前开发动用的主要层段；②深层煤岩气具有游离气占比高的特点，取煤岩埋深2 000 m、孔隙度6.35%、游离气含气饱和度95%、总含气量22.13 m³/t，评价认为煤岩气游离气含量约占40%；③构建了煤岩气水平井三角、上凸、下凹3种产能评价模型，其中三角模型可作为气井全生命周期最终累计产气量（EUR）预测的基础评价模型，取煤岩厚度7 m、水平井有效水平段长1 500 m、井距400 m，三角模型评价单井EUR值为4 621.28×10⁴ m³；④8^#煤层宜采用水平井、控压生产方式开发，同时要充分借鉴苏里格气田低成本开发路径；⑤提高一次采收率，实现效益开发，须紧密围绕钻井提速、有效水平段长提升、储层高强度改造、优化井网部署等进行关键技术不断迭代升级。

系统梳理当前页岩油气钻井液技术的研究进展，深入剖析各技术存在的关键瓶颈，并展望各技术未来发展方向。页岩油气已形成以封堵、抑制及润滑功能为核心的水基钻井液技术，以井壁强化、低油水比及合成基体系为核心的油基钻井液技术，以无土相、欠平衡及界面修饰作用为核心的储层保护钻井液技术，以及以桥接、凝胶、响应及复合型为核心的防漏堵漏技术。综合分析表明，现有技术仍存在抗高温抗污染性能欠佳、成本高昂、地层自适应能力薄弱等瓶颈，导致钻井作业仍面临井壁易失稳、储层损害及钻井液漏失严重等工程难题。提出未来页岩油气钻井液技术的攻关方向：①水基钻井液技术需聚焦纳米封堵及化学抑制的协同增效，研发智能响应型润滑材料，提升体系抗高温及抗酸性气污染能力。②油基钻井液技术应突破新型乳化剂的研发以实现低成本和抗高温，同时加大绿色环保钻井液技术的攻关力度。③储层保护钻井液技术需开发储层损害实时预测-诊断专家系统，同时加强抗高温处理剂及智能联动控压设备的开发与应用。④防漏堵漏技术应致力于智能响应型堵漏材料的研发，强化材料与漏失通道的适配性。

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。

结合碳捕集、利用与封存技术规模化应用及降低气源成本的发展契机，针对CO₂多元气与原油体系相间传质机理尚不明确的关键问题，综合采用非平衡/平衡相态实验、流体状态方程计算、分子动力学模拟与油藏数值模拟手段，系统探索CO₂多元气-原油体系的相行为特征与相间传质规律。研究表明：注入气-原油体系的非平衡传质过程呈现不均匀的局部传质特征；CO₂动态传质能力最强，相同条件下N₂动态传质作用极弱。CO₂多元气对原油烃类组分的抽提效应呈现出非线性“临界响应”特征，当CO₂摩尔分数达到约70%的抽提临界阈值后，体系整体抽提能力显著提升，且重烃组分对CO₂浓度变化更为敏感。原油轻质化程度越高，驱油效率对多元气抽提重组分的依赖程度越低。研究结果可为多元气驱介质配比优化、低成本气源选配提供理论依据，对CO₂多元气驱技术现场应用具有参考价值。

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”。

基于全球94个主要含煤盆地的区域地质、地震、钻井、测井、录井和生产动态等资料，在煤资源筛选和统计的基础上，参考国内煤岩气界定方法和评价标准，类比中国沉积盆地煤岩的构造沉积和埋藏热演化条件，以体积法为主，部分地区采用容积法，估算全球煤岩气资源潜力，明确资源分布；基于5类共14项参数指标体系及赋分标准，对盆地排队优选，指出未来重点攻关方向。研究表明：①全球煤岩主要发育在4类原型盆地的4类沼泽环境，分布于五大成煤期和八大聚煤带，煤地质资源量约为42×10¹² t，其中1 500 m以深煤岩的地质资源量为22×10¹² t。②全球深层煤岩中赋存的煤岩气地质资源量约为232×10¹² m³，其中俄罗斯、加拿大、美国、中国和澳大利亚5个国家煤岩气地质资源量之和占比超过90%，中国占比为24%。③全球煤岩气资源量前10大盆地为阿尔伯塔、库兹涅茨克、鄂尔多斯、东西伯利亚、博文、西西伯利亚、四川、南图尔盖、勒拿—维柳伊、塔里木，占比75%；二叠系、白垩系、石炭系、侏罗系、古近系—新近系的煤岩气资源量占比分别为32%，30%，18%，10%，7%。④综合评价全球煤岩气勘探开发最为现实的前10大重点盆地为阿尔伯塔、鄂尔多斯、库兹涅茨克、圣胡安、四川、东西伯利亚、落基山、博文、准噶尔、沁水。在中国成功开发实践的推动下，煤岩气目前正处于理论突破、技术创新和产量增长期，或将引领新一轮全球非常规油气革命。

基于储层微观及地球化学分析实验资料，系统研究酒泉盆地青西、营尔、花海、石大4个主要生烃凹陷的成藏特征与白垩系页岩油类型，重点分析青西凹陷的热液改造成储模式及其控藏作用，评价4个凹陷的页岩油勘探潜力。研究表明：①青西凹陷白垩系广泛发育泥页岩、白云质页岩和具有纹层特征的泥质白云岩，可整体定义为混积型页岩；该区烃源岩品质好、成熟度高，形成于咸水沉积环境，白云石含量丰富，具备较强的生烃能力和良好的生油条件；储集空间受热液改造影响显著，溶蚀孔、微裂缝发育，储集条件好，利于页岩油富集；其厚度大、资源量大，相比盆地其他生烃凹陷是最现实的页岩油勘探有利区，但是面临埋深大（大于4 500 m）、构造应力强的挑战。②营尔、花海和石大3个凹陷的白垩系均发育扇三角洲前缘亚相薄砂体与湖相泥页岩组成的砂泥互层，夹层型页岩油成藏条件好；烃源岩品质也较好，但烃源岩热演化程度不足、分布不均，有利的页岩油资源主要位于凹陷中心附近；储层为薄层粉—细砂岩，储集条件较好，总体埋深浅（3 000~4 000 m），局部有望形成甜点；其中营尔凹陷已采出低成熟—成熟原油，也是近期现实的页岩油勘探区域。