为了推动碳减排，实现碳中和目标，分析研究了CO2捕集、利用与封存（CCUS）技术进展，提出了存在问题和发展方向。研究表明：全球CCUS产业发展迅速，截至2023年底，全球大型CCUS项目数量达到392个，比2022年增加了一倍，已初步具备商业化运营的技术条件。CO2封存与利用研究应用不断取得新进展：①CO2地质封存体表征和建模采用表征体元（REV）技术，将微观尺度的属性应用于宏观尺度的地质模型，用应变张量数据进行封存体动态表征和监测。综合应用地球化学成像、微地震、地温以及大气监测技术方法进行封存体泄漏监测。建立不同沉积类型储层模拟技术，模拟封存体内不同CO2羽流迁移情景和封存潜力。②大数据和人工智能广泛应用于CCUS。建立了基于深度学习和耦合地质力学的CO2封存风险快速评估代理模型。用机器学习预测或评估剩余油区CO2提高采收率和封存效率。③CO2驱油新技术及应用新领域取得新进展。发展了CO2驱与低矿化度水驱交替注入、CO2微纳米气泡驱油、CO2加增黏剂驱油和CO2泡沫驱油等技术，应用于矿场试验取得良好效果。CO2驱油领域从中-低渗透砂岩油藏、致密砂岩油藏拓展到残余油带、页岩油藏及天然气藏。CCUS也面临长期封存安全性、经济性、技术不确定性等问题和挑战，需要进一步完善法律、法规，开展多学科研究与技术创新，加强国际合作，大力发展CO2地质封存与利用新技术，保障CO2长期封存安全性，提高商业运营经济性。
深层碳酸盐岩缝洞型储层受古地貌、构造及岩溶作用控制，储集体类型多样，尺度差异大，高度离散，非均质性极强，传统建模方法难以直接应用。以塔里木盆地塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层为研究对象，针对此类油藏建模缺乏储集体发育模式指导、真实统计规律约束、缝洞结构模拟及优化算法等关键问题，攻关形成了以“成因分类、多元约束、多点统计”为核心的缝洞结构精细建模技术系列。在储集体结构表征、物性模拟和分类融合等方面构建5大特色技术，包括：①古暗河结构多点统计建模方法；②分区带多元约束断控岩溶建模方法；③成因控制表层岩溶协同模拟方法；④岩溶相控与等效计算相结合的物性模拟方法；⑤基于成因次序的分类模型融合及动态优化方法。缝洞型油藏地质建模实现了4个转变：①建模对象从储集体外部形态轮廓转向缝洞内部成因结构；②井间模拟实现了单一约束到多元控制；③建模方法由以地震雕刻为主发展为多学科协同表征；④建模工具由商业软件发展为与自研模块相结合的方式。结果表明：地质模型与实钻井符合率显著提升，支撑了15个单元的地质建模，覆盖地质储量1.5×108 t。模型应用于细化储量构成、油藏数值模拟和开发方案调整等，效果显著，为此类油藏剩余油挖潜和提高采收率措施制定奠定了地质基础。
细粒沉积环境和岩相时-空分布规律是控制页岩油富集高产的主要因素。在前人细粒沉积环境和岩相研究的基础上，分析研究了松辽、渤海湾、鄂尔多斯和准噶尔等中国典型陆相盆地的细粒沉积环境及主要特征。研究认为：①淡水-微咸水湖盆发育粉砂质纹层、黏土质纹层、有机质纹层的黏土岩、粉砂岩以及二者之间过渡岩性，咸水湖和盐湖多发育具方解石（白云石）纹层及黏土级灰泥纹层的细粒碳酸盐岩和细粒混积岩。②陆相湖盆不同演化阶段发育不同细粒岩相组合。裂陷期细粒沉积岩以富碳酸盐矿物的岩相组合发育为特征，拗陷期形成的富有机质页岩层系则以长英质+黏土质沉积岩相组合为主。③湖盆泥页岩沉积机制主要为悬浮沉降、风成输入、浊流、异重流和泥质碎屑流。④中国陆相页岩油类型多样且资源丰富，松辽、鄂尔多斯、准噶尔、渤海湾等中生代—新生代陆相盆地是中国页岩油勘探开发的重要领域。⑤未来细粒沉积环境和岩相研究重点发展方向：开展天文旋回研究，建立系统有效的沉积古环境判识参数及标准；建立陆相湖盆页岩型、夹层型和混合型细粒沉积岩岩相分类和沉积模式，有效地预测细粒沉积岩岩相时空分布；开展细粒沉积成因过程物理和数值模拟，研究细粒沉积物物理、化学和生物沉积耦合过程和形成发育机理；关注数据集成与深度挖掘、人工智能大数据与计算机辅助技术，研究细粒沉积物分布规律。
中国深层煤层气资源丰富，近年勘探工作取得了积极进展，是非常规天然气的战略接替领域，但效益开发面临复杂的地质-工程挑战。本文研究了中国典型地区深层煤层气地质特征，总结了理论与技术研究进展，提出了深层煤层气的发展前景。研究结果表明：①与浅层对比，深层煤层气具有“非均质性强、游离气-吸附气双富、塑性强”的地质-工程特点。②深层中-低煤阶煤储集空间大，以原生植物组织孔为主，中-高煤阶煤微孔与裂隙发育，孔隙以有机质气孔为主，裂隙以割理和外生裂隙为主。③经过多年攻关，中国石化已经初步形成了深层煤层气选区评价、甜点预测、水平井钻井与有效支撑压裂改造技术系列，为深层煤层气的勘探突破提供了有效支撑。④建议进一步加强深层煤层气富集规律与“甜点”及开发技术政策与排采规律研究，研发薄煤层水平井优快钻完井与压裂改造降本增效技术。
碳酸盐岩蕴藏着丰富的油气资源，是当前和未来油气勘探开发的重要领域。为明确碳酸盐岩沉积储层研究现状，指出未来发展趋势，通过文献调研，分析了碳酸盐岩研究前沿与未来发展方向，研究了国内外碳酸盐岩沉积、储层研究取得的进展。在碳酸盐岩沉积学领域的进展包括：①完善了碳酸盐工厂分类，明确了5类工厂的生产者、生产环境和产物之间的成生关系，为碳酸盐岩沉积环境恢复、源-储确定以及碳酸盐岩“源-汇”体系研究提供了新思路；②系统阐明了微生物造氧固碳、微生物造岩固碳、微生物诱导形成碳酸盐组构以及微生物参与沉积演化的机理，为重建地质历史时期碳循环、大气氧化和生物演化以及碳封存提供了新的理论依据；③建立了盆地级岩相古地理恢复及个性化沉积模式，推动了油气勘探向碳酸盐台地内部和深层-超深层古老碳酸盐岩领域拓展。在碳酸盐岩储层地质学领域的进展是：①创新白云石形成机理，建立了微生物诱导白云石化、溶蚀-沉淀驱动白云石化和高二氧化硅浓度驱动白云石化3种新模式，为破解“白云石问题”提供了新的理论模型；②阐明了沉积相、白云石化、溶蚀作用和构造改造是储层形成的主控因素，明确了微生物岩储层和断控储层形成与分布规律，推动碳酸盐岩油气勘探取得新突破。在碳酸盐岩实验技术方面的进展是：建立了碳酸盐岩矿物铀-铅（U-Pb）同位素定年技术及碳酸盐团簇同位素和Mg、S同位素测试技术，为储层孔隙演化、储层形成过程和成藏演化恢复提供了新的技术方法。研究认为，物理模拟、数值模拟和智能化是碳酸盐岩沉积储层及实验技术的未来发展方向。
塔河和顺北油气田是中国石化在塔里木盆地塔北台盆区发现的面积最大、富集程度最高、油气连片分布、多层系聚集的两大油气田。分析了塔河和顺北油气田奥陶系油气藏的油气性质、油品多相态、成藏模式与差异成藏富集、油气井油气产出与断裂差异活动性，研究了塔北台盆区奥陶系油气分布有序性。结果表明：①多源多期生排烃、烃源岩差异热演化、长期稳定发育的古隆起和古斜坡背景及储层形成与发育共同控制了塔北台盆区油气性质和油品相态的有序分布。②多期构造调整和多期成藏控制了塔北台盆区气藏-超重质油藏的油气主成藏期、油气藏类型有序分布和油气富集程度。③断裂垂向输导和研究区东部岩性与不整合面侧向输导形成了顺北成藏模式；顺北地区多为原地充注，油柱高度大；坡度控制下侧向调整与通源断裂带规模控制了油气差异富集；烃源岩演化特征控制了本区在海西晚期和燕山期成藏为主的原生油气藏分布；断裂、不整合面和岩溶缝洞体横向输导为主形成了塔河成藏模式；塔河油气田呈现多期立体连片成藏，深大断裂带与古隆起和古斜坡控制了油气差异富集。④在富油气区带整体有序成藏背景下，通源走滑断裂带具有“控储、控藏、控富”有序成藏特性，油气沿深大走滑断裂带运移路径周边圈闭富集。⑤根据塔里木盆地塔北台盆区奥陶系油气有序性分布，提出环满加尔坳陷西缘、环轮台断裂带和环阿瓦提北坡为立体勘探增储上产潜力区。
近年来，在中国多个克拉通盆地腹部识别出成体系发育的走滑断裂系统，这是克拉通盆地内部一种重要的构造样式。针对塔里木盆地北部走滑断裂体系，应用断裂构造解析、断裂发育演化离散元数值模拟、断裂形变有限元数值模拟及断裂核-带结构解剖等技术方法，结合油气井生产动态资料，分析了走滑断裂体系成因与控藏机制，并总结了研究取得的新进展与新认识。研究表明：①塔里木盆地北部走滑断裂体系是盆地中部大型逆冲带向北推挤时形成的伴生调节构造，具有“非共轴挤压、调节区域变形”动力学成因机制；②随着走滑断裂滑移距增大，核部角砾岩类型由裂隙角砾岩、破碎角砾岩演变为杂乱角砾岩和碎裂岩，高阶演化程度的角砾岩可降低断层核部渗透性；③强压扭背景下形成的走滑压脊构造具有“上张下压”纵向应力分布特征，断控储集体主要沿断裂带在深部发育；④走滑断裂相关盐构造耦合-解耦变形特征对油气垂向输导具有重要控制作用；⑤分层变形是小滑移距走滑断裂在深埋条件下的变形特征，可控制油气沿走滑断裂垂向输导后在多个层系分层聚集。
陆相湖盆的湖平面升降导致的盆内沉积充填差异对油气形成与富集具有重要影响，而湖平面波动受气候作用影响明显。选取川中地区中侏罗世早期沙溪庙组一段的湖相连续沉积记录，采用高分辨率自然伽马测井资料作为气候替代指标，开展了中侏罗世早期陆相地层的旋回地层学研究，对长、短偏心率周期进行滤波分析，建立了沙溪庙组一段的浮动天文年代标尺。研究发现：① 沙溪庙组一段陆相湖盆沉积地层中保存了完好的天文旋回响应信号；② 通过川中地区沙溪庙组一段的天文年代标尺计算，认为沙溪庙组一段沉积持续时间约为2.43 Ma；③ 偏心率接近极大值且岁差振幅较大表明气候温暖、潮湿，湖平面相对上升，发育偏泥质沉积，偏心率接近极小值且岁差振幅较小表明气候寒冷、干旱，发育偏砂质沉积，砂质沉积物厚度差异受岁差振幅所调控；④ 中侏罗世早期不同尺度的轨道周期驱动力共同控制了气候的变化，气候变化引起湖平面的波动，湖平面的波动影响了沉积物的分布。
应对气候变化是当前人类命运共同体面临的重大挑战。2030年碳达峰、2060年碳中和的“双碳目标”是中国作为负责任大国对全世界的庄严承诺，也是中国经济社会系统性变革、转型发展的重要战略目标。能源在实现碳中和目标中承担重要使命。针对中国化石能源占比高、能源需求刚性增长快的特殊条件，研究提出“两个轮子驱动，两大领域发力，一个核心抓手”，未来化石能源占比与终端用能电气化占比2个关键指标的中国能源转型路径。应该充分发挥政府引导和市场主导在能源转型和中国实现碳中和方面的作用，大力发展碳减排和碳消纳核心技术。必须处理好经济发展与能源安全和碳中和的关系，国家层面减排目标和各省、市、企业之间减排目标的关系，传统化石能源公司和新能源公司的关系，碳减排短期行动与长期目标的关系，中国与全球协同推进的关系。
化石能源导致的碳排放对环境可持续发展构成了巨大挑战，寻找低碳甚至零碳排放的清洁能源，是能源研究领域的重大科学问题和技术难题。天然氢气以其高热值、零排放和低价格的特点被视为未来最理想的清洁能源。通过分析氢气获取方式及发展趋势、天然氢气的形成及富集机理、分布特征、天然氢气形成与示踪、运移与保存理论和技术等的新进展，综合研究全球天然氢气勘探实践采用的新方法、取得的新成果，提出了天然氢气形成、保存与成藏理论、技术的关键科学问题。研究认为： 天然氢气的资源量较大，形成机理多样，聚集过程复杂，勘探与开发风险较大，应加强基础理论研究，积极进行天然氢气勘探开发技术、装备研发；提出天然氢气勘探的“遥感圈方向，物探定来源，化探选目标”的工作方法；政府、行业应该在政策上予以积极支持，加强顶层设计，出台相关政策，推动天然氢气的研究与勘探开发。
多类型构造样式的控油气作用是油气勘探面临的重要科学问题。基于前人研究认识成果、勘探经验的总结，对中国含油气盆地内不同构造样式的演化及成因模式进行了系统梳理，解析了不同构造样式对油气成藏的控制作用。研究认为：①中国含油气盆地主要发育伸展构造、收缩构造、走滑构造和叠加构造4种构造样式。伸展构造主要控制盆地建造过程，收缩构造、走滑构造主要控制盆地改造过程。②不同构造类型的控油气作用差异明显，伸展构造主要控制盆地烃源岩、有利储集体和盖层等油气聚集成藏要素的发育，收缩构造、走滑构造和叠加构造主要控制油气运移与圈闭条件的演化。③在构造与其他要素复合作用下，断裂自身也可以作为一类储集体，成为油气聚集的空间，这一类断裂油气藏是当前油气勘探的新领域。
为了促进中国天然氢气藏的勘探和开发，推动天然氢气分布、富集机制以及成藏条件等方面的研究，基于文献调研剖析了非洲陶德尼盆地马里天然氢气勘探实例，同时介绍了全球天然氢气勘探进展。研究表明：马里氢气田的氢最可能的来源是西非克拉通 Leo-Man地盾2.2 ~ 2.1 Ga岩石的活跃蛇纹石化作用，是岩石中的二价铁与水反应的产物。该氢气田发育两种类型的储层：上部储层为白云质碳酸盐岩，其中氢气主要以游离态存在；下部储层为砂岩，氢气主要以溶解态存在。氢气主要沿着断裂从氢源运移到储层，并在辉绿岩盖层的封闭下成藏。全球从事天然氢气勘探的公司数量已从2020年的3家增加到2023年的40家，多个国家已经开始发放氢气勘探许可证，但总体而言天然氢气的勘探和开发还处于起步阶段，成功案例较少，需要加强科学探索和技术突破。
目前行业内尚未从页岩油气统一性的角度建立甜点段评价参数与标准体系。总有机碳含量（TOC）被认为是必不可少的评价参数，但仅仅利用TOC作为主要参数进行甜点评价而不充分考虑页岩油气储集条件的重要性，会导致评价结果与最优甜点段偏离。在研究中国页岩油气甜点段类型特征的基础上，提出了基于源-储单元的页岩油气甜点段评价新思路，并结合典型地区和典型页岩层系甜点段，提出了该方法的评价流程。源-储分离型页岩油气甜点段的孔隙度与含油/气性正相关，孔隙度是甜点段优选的关键参数；源-储一体型页岩油气甜点段的TOC与含油/气性正相关，无论是TOC还是孔隙度均可作为是甜点段评价的关键参数；源-储共生型页岩油气甜点段的含油/气性受TOC和孔隙度共同控制，只有综合考虑两者才能准确地评价甜点段。页岩油气甜点段评价应聚焦良好的储集层段，而非高有机质丰度层段。今后在页岩油气甜点段评价方法体系中，应对储集条件予以更多考虑，增加孔-缝-纹一体化储集条件评价，并结合地球物理甜点评价技术，提高甜点评价的准确性。
阐述了提高油气采收率技术协同方法的内涵，研究形成了“3+2”（三次采油和二次采油）协同大幅度提高高含水老油田采收率技术，提出了“3+2”提高采收率技术政策。建立了多元热复合技术协同大幅度提高稠油采收率方法，研究提出的提高油气田采收率技术协同方法在矿场应用，难开采稠油采收率提高了21.9 %。多元热复合开发与分支井技术协同应用成功将稠油黏度动用上限扩展到750 000 mPa·s，储层厚度动用下限突破到1.5 m。提出了下一步技术协同发展方向：低渗透油藏压驱-注水协同开发、缝洞型油藏气-水-井网协同提高采收率、老油田油藏-井筒-地面一体化开采以及页岩气复合排水采气。
超临界二氧化碳与页岩相互作用机制及规律对页岩油气开发非常重要。目前缺少对超临界二氧化碳注入页岩储层后页岩润湿性、孔隙度和渗透率变化规律的研究。为了明确在不同条件下经过超临界二氧化碳浸泡处理后页岩矿物成分和微观结构的变化规律，以四川盆地龙马溪地区页岩为研究对象，对其总有机碳含量、矿物成分、表面形貌及低压N2和CO2吸附进行了测试。通过对不同浸泡时间、压力和含水条件下页岩处理前、后的物理性质和微观结构进行定量表征，研究了超临界二氧化碳对页岩孔隙度、渗透率以及润湿性的影响。研究结果表明：①随着浸泡时间和浸泡压力的增加，页岩中的黏土矿物和碳酸盐矿物（方解石和白云石）含量降低，石英含量增加，有机质含量降低明显。②扫描电镜图像显示页岩中微观孔隙结构变化受萃取作用、溶蚀作用和吸附膨胀作用共同影响。页岩中微观孔隙结构的变化导致了页岩孔隙度和渗透率的改变。页岩渗透率变化受到黏土矿物、碳酸盐矿物和有机质含量的影响。③超临界二氧化碳浸泡处理后页岩的润湿性发生改变，随着浸泡时间和压力的增加，页岩-水接触角增大，页岩的润湿性由强水湿转变为弱水湿和中等润湿。
中国陆相页岩层系沉积成因及岩相组合复杂多样，陆相页岩源、储特征及耦合机理研究薄弱。以四川盆地侏罗系页岩层段为研究对象，以岩石学、沉积学及非常规储层地质学等理论为指导，综合运用岩矿、有机球化学及页岩储层表征等多种实验测试技术，开展了基于变尺度岩相组合的陆相页岩源-储耦合机理研究。提出了宏观与微观结合定岩相、变尺度分析定岩相组合的研究思路与方法，识别出陆源泥-砂沉积型、内源泥-灰沉积型和混源泥-砂-灰沉积型3种沉积成因岩相组合类型。研究发现：①页岩夹介壳灰岩或粉砂岩大尺度组合页岩段中可发育较多纹层-薄层状方解石介壳层或粉砂层，同一组合中不同尺度夹层类型具有较好的一致性；②大尺度岩相组合中米级介壳灰岩或粉砂岩层储集物性较差，对油气储集贡献有限，而小尺度岩相组合中毫米级纹层与厘米级薄层状方解石介壳粒内孔较发育，且内部有暗色有机质充填，可为油气提供有效储集空间。建立了3种沉积成因岩相组合的源-储耦合发育模式，提出由陆源型—混源型—内源型沉积岩相组合，源（总有机碳含量TOC）-储（孔隙度）参数相关性依次变好，其相关性主要与热演化程度、有机显微组分及无机矿物差异密切相关。探讨了不同类型、不同尺度岩相组合形成的影响因素，分析了从变尺度岩相组合角度认识陆相页岩油气源、储特征及耦合机理的必要性，旨在探索陆相页岩油气富集机理研究的新思路。
综合分析了国内外细粒沉积的特征、成因及有机质富集模式研究进展。海相细粒沉积主要由黏土矿物、石英、碳酸盐矿物和有机质组成，受风力、异轻流、重力流和底流4大搬运营力作用，发育泥纹层和粉砂纹层2类纹层，单一型、顺序型和交互型3类纹层组（层系），块状层、递变层和交互层3类层（层组）。海相细粒沉积发育浊流沉积、底流沉积及远洋-半远洋沉积3种主要沉积相类型及其过渡类型。海相细粒沉积有机质存在高生产力和强保存2种富集模式，高生产力富集模式下黑色页岩主要通过“上升洋流”、“氧含量最低值区（OMZ）”和“近岸透光带缺氧（PZE）”模式形成高有机质富集，强保存富集模式下黑色页岩主要通过“受限盆地”、“改进的受限盆地”、“不规则底形”、“水洼扩张”、“海侵化变层”和“近岸海侵（TN）”模式形成高有机质富集。目前海相细粒沉积成因机制与相模式研究存在的主要问题包括名词术语不规范、不同矿物成分成因不明确，以及细粒浊流沉积、等深流沉积和半远洋沉积难以区分，需要今后进一步研究解决。
地球化学参数是页岩油富集可动性评价的重要指标。通过矿物/页岩抽提残渣混油/烷烃热解实验，以及产油页岩有机试剂抽提前、后热解参数对比正演模拟，剖析威利斯顿盆地Bakken组和渤海湾盆地济阳坳陷古近系沙河街组产油页岩的实例，分析页岩油富集特征与地球化学参数响应，研究评价页岩油富集可动性的含油饱和度指数（OSI）及烃产率指数（PI）下限值。研究表明：页岩中的油在常规热解过程中，除了热解游离烃量（S1）之外，也对热解裂解烃量（S2）有贡献，影响了S2曲线的峰型及热解烃峰值温度（Tmax）。页岩内由于原油富集，造成页岩热解参数呈现出异常高OSI和PI值、异常低Tmax值，OSI值、PI值及Tmax值之间具有协同变化的关系。富含油的贫有机质页岩的热解参数异常较为明显，富有机质页岩在总有机碳含量（TOC）达到特定值后OSI和PI值趋于稳定。这些页岩由于液-固相互作用影响了烃类可动性下限值。威利斯顿盆地Bakken组1口井和济阳坳陷沙河街组3口井系统解剖结果表明，这些井页岩油富集可动性的OSI下限值为50 ~ 75 mg/g，对应PI下限值为0.12 ~ 0.20，页岩油富集可动性的OSI下限与页岩岩性和原油性质密切相关，富碳酸盐页岩具有较低的OSI下限值。
全球广布的白云岩中蕴含着丰富的油气资源，但是白云岩的成因机理和储集空间保持机制还存在诸多疑问。分析研究了近年来白云岩的成因机理、储集空间控制因素与新型实验技术等方面研究取得的重大进展。①通过溶解-再沉淀方法成功合成出低温有序白云石，白云岩的形成受热力学和动力学屏障共同制约。②研究建立、拓展和完善了多种白云石化模型。新建了有机物（微生物）诱导模型，完善了无机物催化模型，修订了混合水白云石化模型，拓展了蒸发泵和渗透回流白云石化模型，细化了埋藏白云石化类型。③原始沉积环境和后期成岩改造对白云岩储层演化具有重要控制作用。适度的白云石化作用及次生溶蚀作用增加白云岩储层的孔隙空间，过度的胶结作用、大量热液矿物沉淀及轻-中度重结晶作用减少白云岩储层的孔隙空间。④发展了微区元素分析、Mg-Ca同位素、激光原位U-Pb同位素、团簇同位素、激光共聚焦-CT扫描成像解析及核磁共振-频谱激发极化实验新技术。研发了白云岩储层正演模拟技术、多尺度定量表征白云岩孔隙的三维结构和流动性技术，为白云石成因机理、储集空间研究提供重要的技术支持。
鄂尔多斯盆地在大牛地气田2 800 m以深的中煤阶深层煤层气勘探开发中取得了重大突破，其中阳煤1HF井单井最高日产气量超10.4×104 m3，稳产时间已超过1年，平均稳产气量6.3×104 m3/d，累计产气量超2 300.0×104 m3。通过对该区深部中煤阶煤及煤层气地质特征的分析，提出了“区带优选、层段控制、规模压裂、精细排采”建产思路并实践应用。根据含气量、煤层厚度与特征、顶板条件和热演化程度对榆阳目标区进行了优选评价，研究表明：研究区以原生结构半亮煤为主，含气量主要分布在16.50 ~ 26.00 m3/t，游离气占总含气量的20 % ~ 25 %，平均孔隙度为4.68 %，平均渗透率为0.24×10-3 μm2，割理/裂隙发育，部分被方解石充填。光亮煤和半亮煤的总厚度大及高含气量是高产的基础，大排量和大规模改造是高产的关键。规模压裂时，要基于“饱和加砂、控近扩远、有效支撑”的工作思路，以“多簇密切割+大排量+高强度加砂”为有效技术手段。合理控制降压速率是深层煤层气井稳产、高产的关键，采用“控砂不控粉”排采理念，在排液和快速上产阶段采用光套管生产，在自喷生产阶段下入生产管柱采用控压连续、稳定排采，阳煤1HF井的控压生产实践已证实这些措施效果良好。
中国低煤阶煤层气在西北和东北地区均有分布，主要赋存于侏罗系、白垩系和古近系，煤层数量多、厚度大但含气量低。埋深2 000 m以浅低煤阶煤层气资源量约14.7×1012 m3，勘探开发潜力巨大。系统分析了中国4个典型盆地低煤阶煤层气资源情况，研究了不同埋深和地质组合条件下低煤阶煤层气的典型成藏特征和勘探开发潜力。结果表明：①中国低煤阶煤层气储层渗透性差（渗透率<1×10-3 μm2），煤层水矿化度相对较高（>5 000 mg/L）；②基于构造、水动力场和温-压场协同驱动下的低阶煤层气成藏要素解剖，提出了“微相控煤、水文控烃、埋深控储、构造控藏”四元控气模式；③基于典型区带解剖，建立了6种低煤阶煤层气富集模式；④结合美国粉河盆地和澳大利亚苏拉特盆地低煤阶煤层气地质特征和开发实践，认为中国存在多薄煤系共聚和深部煤层气多元封存2种富集高产模式；⑤基于对低煤阶煤层气高效开发至关重要的煤岩条件、资源条件、保存条件、产出条件和可改造性等5种因素的分析，构建了煤层气选区评价方法及指标体系。未来勘探领域是盆地边缘山前逆掩断层下盘、盆地斜坡带深部-中部隆起区2大领域。
近年来中国东部陆相盆地页岩油勘探开发取得重大进展，但制约页岩油产能评价的关键因素是油可动性。研究苏北盆地页岩油提出了二维核磁共振法和常规测井法2种测井评价页岩可动油含量的方法。建立了二维核磁共振测量纵向弛豫时间（T1）-横向弛豫时间（T2）可动油识别图版，评价吸附油及束缚水等流体类型，通过游离烃含量（S1）与沉积环境、沉积构造的关系及测井响应的关联性，分析常规测井电阻率及声波时差对游离烃含量、有机质含量响应灵敏度，建立了游离烃含量测井定量评价模型。提出了测井资料评价游离烃含量的方法，计算可动油饱和度及含油量。咸化环境和纹层状构造有利于有机质成烃和运移，游离烃含量高。
通过系统分析钻井取心资料，将四川盆地侏罗系凉高山组页岩细分为纯页岩型组合、介壳型页岩组合和粉砂型页岩组合等3类5种岩性组合，在此基础上，总结不同岩性组合页岩储层宏观、微观特征差异，识别并评价不同岩性组合页岩油储层流体赋存状态特征及可动性，优选有利岩性组合类型。研究表明：①凉高山组页岩油分为游离油和吸附油，游离油具有易流动油和束缚油2种赋存状态，页岩孔隙中，小孔主要赋存吸附油和束缚油，中孔主要赋存束缚油和易流动油，大孔主要为易流动油；二维核磁共振T2≥0.2 ms，1≤T1/T2<10的区域为易流动油以及束缚油信号，T2<0.2 ms，10≤T1/T2<100的区域则为吸附油信号，并建立了凉高山组不同赋存状态流体二维核磁共振T1-T2识别图版；核磁共振孔径转换揭示了凉高山组页岩油游离油孔径下限为60 nm，建立了基于孔径大小和流体赋存状态的页岩油储层孔隙划分方案。②有机质含量、流体流动能力、矿物组成及孔隙结构是凉高山组页岩油赋存及可动性的直接影响因素。③粉砂型页岩组合大孔及微裂缝发育，易流动孔隙占比高，可动油更容易富集；粉砂纹层构造发育不仅能够提供丰富的储集空间，也会提高孔隙连通性，有利于页岩油聚集、赋存及流动，指示了粉砂型页岩组合为凉高山组有利岩性组合类型，其发育层段即为四川盆地凉高山组页岩油勘探开发有利层段。明确粉砂型页岩组合孔-缝配置关系是未来凉高山组页岩油勘探开发取得突破的主要攻关研究方向。
鄂尔多斯盆地长庆油田在盆内煤岩气领域取得了良好的勘探进展，发现CH4多以吸附态和游离态赋存于煤岩中，形成自生自储型煤岩气藏。针对上古生界本溪组8#煤岩为代表的煤岩气藏特征进行了深入研究。结果表明：鄂尔多斯盆地自上而下发育10套煤岩，其中5#和8#煤岩为主力煤岩，分布稳定，厚度大。本溪组煤岩气相较于浅层煤层气表现出“高压力、高温度、高含气、高饱和、高游离”等5高特征。气藏平均地层压力22 ~ 35 MPa，压力高但压力系数为1.0 ~ 1.1，为正常压力系统。气藏平均地层温度为67 ~ 92 ℃，地温梯度为29. 4 ℃/km，属于正常地温梯度。气体组分中CH4含量平均值为96.92 %，C2H6含量平均值为0.61 %，CO2含量平均值为0.85 %，N2含量平均值为1.47 %，为干气气藏。气藏地层水矿化度为41 644 ~ 89 776 mg/L，平均值为62 228 mg/L，为CaCl2型原生地层水，未受浅层水的影响。煤岩气试气产量高，生产阶段控压生产情况下产量稳定、压降速率低、稳产效果好。通过对煤岩气与苏里格气区石盒子组8段与山西组1段内致密砂岩气的系统性对比分析，发现两者在气藏类型、气藏压力和温度、气体成分、地层水性质及产能特征等主要气藏特征方面具有相似性，这个规律对后期煤岩气的大规模开发和建产具有指导意义。
鄂尔多斯盆地是中国最重要的石炭系-二叠系煤层发育区。近年来，盆地东缘2 000 m深度以深煤层气勘探的持续突破，促使深部煤层气勘探开发成为煤层气增储上产的最重要方向。盆地北部大牛地气田阳煤1HF井在2 800 m深度获得高产工业气流，再次实现深部煤层气勘探的重大突破，极大地提升了业界对释放深部煤层气资源潜力的信心。依托阳煤1HF井测试结果，结合大牛地气田上古生界气藏地质研究，分析石炭系太原组煤岩煤质特征、含气性及物性特征。基于此，进一步探讨深部煤层气高产潜力的地质控因，并明确了“饱和加砂、有效支撑”压裂建立区域缝网是关键。研究结果表明，上古生界太原组8#煤层和山西组5#煤层分布稳定、厚度较大、热演化程度较高和游离气丰富，开发地质条件优越，与浅层煤层气赋存及生产特征明显不同。高热演化程度、灰岩和泥岩顶板的良好封盖条件是大牛地气田深部煤层气富集的主控因素。结合国内最新进展，指出中国2 000 m深度以深的煤层气资源丰富，勘探开发潜力巨大，是中国天然气资源“增储上产”的新兴领域。
鄂尔多斯盆地石炭系本溪组8#煤储层厚度大、分布范围广、发育稳定，是该区深层煤岩气有利勘探层段。通过对盆地中、东部重点井煤岩样品开展宏观煤岩特征、煤岩性质、储层特征以及煤岩含气性等方面的测试分析，研究了本溪组8#煤储层非均质性特征及成因。研究表明：①煤岩性质纵向发育存在明显的非均质性特征，下段主要发育半亮煤，灰分产率高，惰质组相对较发育，表明该段煤储层形成于偏氧化的成煤环境。中、上段发育光亮煤和半亮煤，灰分产率低，镜质组含量较高，反映了陆源输入较少的还原性成煤环境；②本溪组8#煤储层煤岩沉积环境变化控制了煤岩性质和储层发育特征。储层非均质性受到陆源矿物输入充填原生孔隙以及高含量镜质组生烃阶段产生大量气孔的双重影响。③上段由于沉积环境稳定，成煤条件好，灰分产率较低，煤储层孔隙和裂隙受碎屑矿物充填影响较小，煤岩储集物性更好，有利于气体的吸附和保存。中、上段镜质组含量高、生气能力强，具有更好的煤岩气物质条件，使得煤岩含气量更高，是鄂尔多斯盆地本溪组8#煤储层天然气勘探开发的有利层段。
构造裂缝是碳酸盐岩的主要储集空间之一，局部应力导致的构造破裂是影响裂缝发育的重要因素。基于有限元方法的构造应力场模拟已成为构造裂缝预测的重要方法，但尚未能解决模型设置与实际地质情况相差较大、最优边界条件获取效率低以及构造裂缝发育的主控因素不清晰等问题。①引入非均质岩石力学模型构建方法和自适应边界条件约束算法以提升应力场模拟的精度，根据储层破裂率和断裂活动性等参数定量表征储层裂缝发育特征；②定量探讨走滑断裂变形特征的差异和应力扰动对构造裂缝发育的影响，优选控制构造裂缝发育的最强因素构建碳酸盐岩裂缝型储集体发育指数并定量研究其主控因素；③以储集体发育规模预测为基础，结合单井裂缝测井和岩心解释成果，建立不同级别碳酸盐岩裂缝型储集体的地质模式。将该方法在中国塔里木盆地顺北地区18号断裂带及邻区奥陶系碳酸盐岩储层中应用。结果表明，张扭段、平移段与压扭段的裂缝发育程度依次降低。地层变形幅度越大，裂缝发育程度越高。储层岩石力学参数、距断裂的距离、水平两向应力差、应力非均质性系数和综合破裂率被用于构建裂缝型储集体发育指数，其分级结果与实际地质情况匹配度较高。
研究特提斯域在白垩纪的古构造格局、原型盆地及岩相古地理特征，对于深化特提斯域油气富集规律认识具有重要作用。在聚焦早白垩世（125 Ma±）和晚白垩世（90 Ma±）特提斯域原型盆地和岩相古地理发育特征的基础上，重点讨论了白垩纪构造、沉积演化对特提斯域油气成藏条件及富集的控制作用。研究结果表明：①早白垩世（125 Ma±），新特提洋处于快速张开阶段，在特提斯域近劳亚大陆一侧的欧洲—北非段、中东—中亚段主要发育被动陆缘盆地、裂谷盆地和弧后盆地，在中国西部—印度段主要发育被动陆缘盆地和弧后盆地，中国东部—东南亚段主要发育克拉通内盆地。在特提斯域近冈瓦纳大陆一侧广泛发育被动陆缘盆地。②晚白垩世（90 Ma±），新特提洋处于萎缩早期阶段，特提斯域近冈瓦纳大陆一侧被动陆缘盆地及近劳亚大陆一侧裂谷盆地与弧后盆地继承发展。③特提斯域北缘与南缘在早、晚白垩世均广泛发育厚层以砂岩+泥岩+碳酸盐岩为主的岩相组合，纵向上形成多套有利生-储-盖组合，在冈瓦纳大陆北缘的北非、中东及澳大利亚板块北部地区，油气成藏条件更为优越。④中东波斯湾地区白垩纪在相对稳定的板块构造背景下发育了被动陆缘原型盆地及滨浅海-半深海沉积，加之阿拉伯板块持续位于低纬度环境，由此形成和保存了白垩系富有机质烃源岩和多套优质储-盖组合，为大规模油气富集提供了优越的成藏条件。
润湿性影响储层页岩油的赋存状态和渗流规律，是评价页岩储层的重要内容。对渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷古近系沙河街组页岩开展接触角测定和自发渗吸实验，定量表征储层的润湿性特征，分析研究润湿性的主控因素，从而对储层进行优选评价。研究结果表明：沙河街组页岩储层孔隙连通性中等，具有斑状润湿特征，总体为水湿-弱水湿。储层润湿性受有机质特征、矿物组成、孔隙孔径大小和页岩油组分控制。有机质和矿物组成对润湿性的影响由固体颗粒本身的界面张力决定。有机质丰度越高，矿物组成中钙质含量越高，储层的水湿性越差，油湿性越好。含油性和页岩油组分改变了液体的表面张力，从而影响储层润湿性。储层含油性越好，原油中极性组分越多，油湿性越好。孔隙结构通过毛细管力作用影响固、液表面的界面张力，进而影响润湿性。储层孔隙孔径越大，水湿性越差，油湿性越好。从润湿性特征评价，纹层状富有机质富钙质页岩的亲油性最好，且在弱水湿条件下页岩油较易富集成藏，相对容易开采，是页岩油勘探开发的有利选择。
为揭示页岩力学性质和微观破裂机理，对川南地区志留系龙马溪组页岩开展了X射线衍射、三轴压缩、微米CT扫描和扫描电镜测试。研究发现：页岩矿物成分和围压对其力学性质和储层物性具有显著影响。随着脆性矿物含量的增加，页岩弹性模量和峰值应力增大，指示两者具有正相关关系。随着黏土矿物含量的增加，页岩塑性增强，岩石强度降低。随着围压的增加，页岩中的裂缝逐渐闭合、孔隙变形收缩、孔隙度减小，围压越大，压缩越严重。页岩在破坏过程中主要发育矿物颗粒边界裂缝和矿物颗粒内部裂缝两种裂缝。对于力学性质相近的页岩，随着围压的增大，页岩从矿物颗粒边界裂缝占主导演变为矿物颗粒内部裂缝占主导。围压增大导致矿物颗粒内部和颗粒边界裂缝向破碎带演变，页岩发育更多的裂缝。
四川盆地开江-梁平海槽内上二叠统大隆组发育海相黑色页岩。近期LY1，DY1和HY1井在大隆组勘探发现高产页岩气，显示川北大隆组海相页岩气勘探潜力巨大，研究其页岩储层特征与控制因素具有非常重要的意义。以DY1井为研究对象，开展了大隆组页岩有机地球化学、脆性矿物含量、孔隙类型和孔隙结构等方面研究，探讨其储层特征与控制因素。结果表明：①大隆组黑色页岩为深水陆棚沉积，主要发育硅质页岩和混合质页岩岩相，脆性矿物含量高；②黑色页岩有机质丰度高，总有机碳含量（TOC）平均可达7.84 %，有机质类型为Ⅱ1-Ⅱ2型，孔隙度较高，平均可达5.78 %，储集空间以有机质孔为主，微孔峰值高；③热演化程度、有机质类型和丰度控制黑色页岩孔隙发育程度，碳酸盐矿物对孔隙发育起破坏作用。
塔里木盆地北部超深层走滑断裂体系海相碳酸盐岩油气勘探开发近年来取得了重大突破，但富满油田油气分布与富集特征差异显著，走滑断裂控制下的超深层油气差异成藏机理尚不清楚。研究了富满地区走滑断裂几何结构及其演化过程，探讨其在油气运聚成藏中的作用，分析油气成藏富集机理，提出了油气富集主控因素。研究结果表明：①研究区走滑断裂经历了早期伸展或弱挤压，中期压扭、伸展或平移走滑，晚期定型、继承发育或张扭反转的动力学演化过程。FI5断裂带和FI17断裂带挤压、剪切和拉张应力交替发育，不同部位演化差异明显，FI7断裂带和FI16断裂带以剪切应力和拉张应力为主，演化过程相对简单。②演化过程不同的断裂形成了不同的几何结构，造成通源性、输导性与储集性强弱差异配置不同，从而形成了3种不同的油气充注方式。FI5断裂带和FI16断裂带油气以垂向充注为主，FI7断裂带油气以侧向运移调整为主，FI17断裂带为垂向充注-侧向运移复合型。③断裂演化过程差异控制了油气充注过程。东部断裂晚期活动性强，喜马拉雅期高成熟裂解气大量充注成藏，形成了“西油东气”的格局。断裂带内不同部位演化过程差异加剧了断裂内油气性质变化的复杂性。④垂向充注型油气藏中通源性、输导性和储集性的耦合配置关系控制了油气富集程度，充注期次差异控制了油气性质变化，油气侧向运移为主的油气藏中储集性及侧向连通程度控制了油气富集程度及油气性质的变化。
渤海湾盆地沧东凹陷古近系孔店组二段（孔二段）页岩有机质丰度高，具有良好的页岩油勘探潜力，但由于缺乏精细的地球化学研究，有机质富集机理尚不清晰。通过开展全岩X射线衍射、全岩光片显微组分、岩石热解、总有机碳含量（TOC）、饱和烃色谱-质谱、单体烃碳同位素、主量元素与微量元素分析测试，研究了沧东凹陷孔二段页岩有机质富集的影响因素与模式。研究结果表明：孔二段页岩有机质富集受陆源碎屑输入、古生产力、古气候、古水深和古盐度多种因素影响，这些影响因素通过控制湖盆中菌藻类生物的生长、发育，在五级层序T-R旋回转换期形成高丰度有机质富集段。陆源碎屑输入为湖盆带来的丰富营养物质提高了湖盆生产力；古气候、古水深与古盐度主导了湖盆中水生/陆源有机质贡献比例的变化；细菌活动对有机质的改造提高了页岩H/C原子量比与“腐泥化”程度。以C3开发层系T-R旋回转换期为主的⑧号小层页岩形成于温湿气候、低盐度和水体较深的沉积古环境， TOC平均为2.7 %，游离烃含量（S1）为3.7 mg/g，可动油指数（OSI）为215 mg/g，有机质丰度高、有机质类型较好，是页岩油有利靶窗。
显生宙特提斯洋和古亚洲洋2大构造域演化历史对塔里木盆地产生了巨大的影响，其效应包括原型盆地的形成与沉积充填过程及油气成藏与调整改造等。原特提斯洋和古亚洲洋分别经历了扩张、俯冲-消减和关闭-碰撞造山过程。特提斯域经历了原特提斯、古特提斯和新特提斯3个阶段，具有此消彼长的关系。古亚洲洋在新元古代—古生代多陆-岛-洋的格架下经历了复杂的伸展—聚敛过程。受特提斯洋（昆仑-阿尔金分支洋）和古亚洲洋（南天山洋分支）协同演化控制，塔里木盆地经历了新元古代—早古生代和晚古生代—新生代2个从伸展—聚敛的巨型盆地旋回，与海平面升降和气候旋回匹配，形成了优质烃源岩、多类型规模性储层和盖层，构成了油气形成的优越物质基础。特提斯洋和古亚洲洋多圈层协同演化控制的油气富集效应体现在：①多类型盆地原型与后期构造改造决定了塔里木台盆区不同部位油气成藏与富集的差异性；②北部坳陷广泛分布的优质烃源岩，是塔北—顺托—塔中地区大型油气富集区形成的基础；③多期构造运动伴随的构造破裂与古岩溶作用造就了断控缝洞型和岩溶缝洞型2类各具特点且规模发育的储集体；④区内构造与地温场差异演化决定了油气聚集区内油气相态与次生改造的规律性变化。台盆区大型古隆起和不整合面、走滑断裂带、高能相带及其叠加区是油气有利目标区。
柴达木盆地柴西坳陷古近系-新近系石油资源丰富，常规石油与页岩油分别占全盆地常规石油资源的82.4 %和非常规页岩油资源的100 %。通过研究沉积储层与石油地质特征，剖析柴西坳陷古近系-新近系沉积相和油气成藏特征，提出了油气环带状分布模式。研究认为：①柴西坳陷古近系-新近系沉积相带呈“环带状”分布。外环带为三角洲与滩坝相，以碎屑岩沉积为主，碳酸盐岩沉积较少，发育砾岩、含砾粗砂岩和中-粗砂岩储层。中环带以滨浅湖灰云坪、灰泥坪相沉积为主，发育细砂岩、粉砂岩、灰云岩及藻灰岩，藻灰岩是中环带最具特色且孔隙度最高的岩相类型。内环带以半深湖-深湖相细粒混积岩沉积为主，发育深灰、暗灰色细粒沉积岩，是古近系-新近系最主要的烃源岩发育区。②不同沉积相环带内油藏类型不同。外环带距离生烃灶较远，油气经断层输导在砾岩、粗砂岩等碎屑岩中聚集，形成构造油气藏。中环带紧邻主力生烃灶，油气经断层输导在藻灰岩等碳酸盐岩储层中储集，形成构造-岩性油气藏。内环带油气短距离运移或原位滞留在细粒混积岩中源-储一体，形成页岩油。柴西坳陷从源外到源内，构造-岩性油气藏与页岩油纵向上相互叠置，平面上构造油气藏、构造-岩性油气藏与页岩油呈环带状分布。
细粒沉积岩是致密油气、页岩油气的烃源岩层和储集层，是石油地质研究的重点和前沿领域，测井评价细粒沉积岩在非常规油气勘探开发中具有非常重要的意义。通过系统分析国内外细粒沉积岩测井评价技术进展，研究认为：细粒沉积岩在常规测井基础上结合新技术测井开展了岩性、物性、电性、含油性、可动性、润湿性、脆性、烃源岩特性和地应力各向异性等“七性+”特性评价。进一步发展为细粒沉积岩储集性、含油性、可动性和可压性“新四性”评价方法。依据岩性、岩相、孔隙类型和微观孔隙结构、页理、总孔隙度和有效孔隙度等参数评价细粒沉积岩储集性。根据黏土矿物分布、TOC、游离烃含量、含油饱和度、赋存状态及可动油量等参数评价细粒沉积岩含油性。通过成熟度、地层压力、原油密度、原油黏度及气/油比等参数评价细粒沉积岩油可动性。依据黏土矿物成分和含量、脆性矿物成分和含量、杨氏模量、泊松比及最大和最小主应力等参数评价细粒沉积岩可压性。通过成像测井切片技术实现细粒沉积岩米级、毫米级甚至微米级纹层的人工识别与评价。用测井资料开展细粒沉积岩岩相识别与评价。细粒沉积岩测井从常规测井法、新技术测井法向基于数学统计的人工智能法发展。
研究川北山前寒武系筇竹寺组富有机质页岩分布、主控因素及沉积模式，对该地区页岩气勘探具有重要意义。利用野外地质调查、钻井和岩心资料，结合岩石薄片鉴定、全岩X射线衍射分析、总有机碳含量（TOC）测定等分析测试资料，研究川北山前带筇竹寺组富有机质页岩的沉积模式、分布及主控因素。研究表明：①筇竹寺组页岩主要为强脆性硅质页岩和中等脆性硅/黏土混合质页岩，根据总有机碳含量（TOC）—沉积构造—矿物组分将其划分为16种岩相类型川北山前带寒武系筇竹寺组页岩主要为富有机质纹层状强脆性硅质页岩相、富有机质层状强脆性硅质页岩相和含有机质层状强脆性硅质页岩相。其中前两类岩相为页岩气主要勘探开发岩相；②富有机质页岩TOC普遍高于2 %，富有机质页岩具南厚北薄、西厚东薄分布的特征，有机质丰度具南高北低、西高东低的特点；③拉张槽及区域内隆-凹相间的古地理格局是筇竹寺组富有机质页岩差异分布的主要原因，区内不均衡构造演化加剧了页岩的非均质性展布；繁盛发育的低等浮游生物及细菌等提供了丰富的有机质来源，早期快速海侵下缺氧的深水环境利于有机质的保存，晚期摩天岭古陆和汉南古陆的持续隆升对有机质富集起抑制作用；④海平面升降和古气候演变控制了富有机质页岩在纵向上呈旋回性分布。
显微组分和微裂缝是煤储层重要的微观特征，影响煤储层产气能力和力学性质。采集鄂尔多斯盆地深部煤层气井石炭系本溪组8#煤层样品，运用ResNet残差神经网络识别方法，研究了显微组分和微裂缝发育特征。在煤样305个显微组分和65个微裂缝图样本研究的基础上，建立了基于残差神经网络识别的煤岩显微组分和微裂缝识别方法，并利用残差神经网络技术对镜下数据进行反演，构建了深部煤储层显微组分和微裂缝的识别和分类模型。结合地质特征和聚类算法结果联合验证，模型具有可靠性。显微组分预测准确率为0.90，微裂缝预测准确率为0.80，可以有效预测煤岩显微组分和微裂缝类型。模型识别与预测表明裂缝形态与显微组分具有相关关系。裂缝的发育与显微组分中的镜质组关系最大，裂缝类别和数量的预测结果与显微组分发育的相吻合。
