纹层发育是我国东部断陷湖盆陆相页岩的典型特征之一，黄骅坳陷发育古近系孔二段、沙三段、沙一段3套页岩层系，形成于不同的沉积环境，从而形成了不同的纹层单元，然而不同类型纹层的含油性、储集性、可压性存在差异性，制约了页岩油的勘探开发效果。基于渤海湾盆地黄骅坳陷古近系孔二段、沙三段、沙一段3套页岩层系岩心、测井、录井等资料，在基础地化和岩矿分析基础上，综合AMICSCAN矿物扫描、高分辨率扫描电镜、能谱元素、微米CT扫描以及真三轴水力压裂模拟等技术手段，开展页岩不同类型纹层的多尺度精细刻画，明确了不同纹层型页岩的形成环境、储集能力、渗流能力和可压裂性特征。黄骅坳陷孔二段页岩主要为长英质页岩，兼混合质页岩及少量灰云质页岩；沙三段页岩主要为混合质页岩，兼长英质页岩；而沙一段页岩主要为混合质页岩兼少量灰云质页岩和长英质页岩。孔二段页岩主要发育长英质纹层及少量灰云质纹层、黏土质纹层，沙三段页岩主要发育灰云质纹层、黏土质纹层及少量长英质纹层，沙一段页岩主要发育灰云质纹层及少量长英质纹层、黏土质纹层。黏土质纹层常具有较高的有机质，作为微观源- 储系统中的生烃部分，为页岩油富集奠定资源基础；长英质纹层和灰云质纹层常具有较好的储集物性，作为微观源- 储系统中的储集部分，为页岩油提供储集和赋存空间。相对于层状和块状页岩，发育高频纹层的页岩储层具有更大的比表面积，油气的充注面积也更大，孔隙连通性更好，并且发育高频纹层的地层持续生烃增压，一直处于超压状态，同时生烃过程中产生的有机酸溶蚀长石、灰云质等矿物形成微米级溶蚀孔，可以改善页岩储层物性，提升其渗流能力。物理模拟压裂实验结果表明，纹层状长英质页岩具有最好的压裂效果，其次是纹层状混合质页岩，而块状灰云质页岩压裂效果最差。

2024年新修订的《中华人民共和国矿产资源法》（简称新矿法）对矿产资源管理思路进行了系统性、重构性的修改，通过矿业权、矿产资源勘查开采、矿区生态修复、矿产资源储备和应急及监督管理构建了矿产资源全链条的管理体系。在系统梳理新矿法中与油气相关法律条文的基础上，从战略性矿产资源特殊保护制度、矿业权出让登记和行政许可管理模式、矿业权管理关键制度、勘查开采政策支撑及矿业权人义务履行五大方面解读了条文内容，同时分析了以上五方面制度对油气矿业权人产生的影响。在调查研究和资料分析的基础上提出了新矿法下油气矿业权人落实好作为战略性矿产资源的特殊保护制度，及时转变油气矿业权出让、登记和许可管理思路，准确把握油气管理的关键制度，利用好油气勘查开采支撑政策，履行好油气矿业权人应尽的义务，同时应当及时为矿产资源法条例出台提出对策建议。

中国页岩气勘探开发历经十余年的坚持不懈探索，初步实现了技术迭代与逐年上产，但要实现规模效益开发仍面临相关科学与技术瓶颈。为了进一步推动页岩气效益开发，实现“中国页岩气革命”，通过川南地区与美国页岩气地质特征及开发方式等差异对比分析，明确中国页岩气未来发展方向。研究表明：①川南页岩气藏受多期构造运动叠加影响，具有构造更复杂、应力差异大、储层非均质性强的特点，尽管其有机质丰度（TOC）与成熟度（R_o）具备优势，但孔隙度、渗透率、单井控制储量等关键参数显著低于美国典型页岩气田，导致规模效益开发面临天然瓶颈；②美国成熟的“水平井+ 体积压裂”技术体系虽具借鉴价值，却难以直接复制，中国必须立足复杂地质条件，突破“甜点精准刻画、超长水平井钻井、高效压裂工艺”等技术瓶颈，构建适配本土地质工程条件的技术体系；③美国页岩革命的成功核心在于项目制管理与日费制合同机制，实现了高风险条件下的高效迭代，反观中国传统的“接力棒”管理模式，严重制约开发效率，亟需推行扁平化项目制改革激发管理效能。近年来川南地区页岩气勘探开发实践表明开展“中国页岩气革命”是实现高质量发展的必由之路，需建立一套适配中国页岩气高效组织的特色管理体系，走适合中国页岩气发展的创新道路，同时重点开展地质工程甜点精细刻画、工艺技术迭代与立体开发实验，才能奋力实现中国页岩气产业发展的二次跨越。

鄂尔多斯盆地神府区块本溪组及太原组致密气取得勘探发现，了解其储层特征及主要控制因素，对实现煤系致密砂岩气的高效开发具有重要意义。基于岩石学、铸体薄片、扫描电镜、高压压汞等实验测试手段，对神府区块太原组—本溪组致密砂岩储层岩石类型、储层物性、成岩作用等展开分析，并据此讨论影响储层发育的主控因素。本溪组和太原组砂岩储层岩性主要为石英砂岩、岩屑石英砂岩和长石岩屑砂岩，主要储集空间类型为粒内溶孔、粒间溶孔、晶间孔、基质溶孔及微裂缝，其次为原生残余孔，喉道多呈细—中型喉道；压实作用与部分胶结作用对砂岩储层表现为破坏性作用，而溶蚀、构造作用与绿泥石薄膜具有建设性作用。太原组—本溪组砂岩储层发育受沉积微相控制明显，三角洲水下分流河道与潮汐水道沉积微相有利于优质储层的发育，而岩屑的溶蚀作用、构造作用产生的微裂缝以及绿泥石薄膜对致密砂岩储层物性具有改善作用；优质储集砂体主要分布于解家堡东南部与栏杆堡南部水下分流河道及潮道发育地区。

波斯湾盆地深部古隆起控制巨型低幅背斜的发育，进而控制世界级大型油气田的形成。亟须精细刻画波斯湾盆地深部古隆起和断裂的分布特征、深入分析其对油气分布的控制作用。基于高精度EGM自由空气重力数据小波分析，在中阿拉伯次盆、鲁卜哈里次盆和扎格罗斯次盆精细识别出36个古隆起。根据古隆起形成演化过程，将其划分为3期：前寒武纪古隆起、晚泥盆—早石炭世古隆起、中—上新世古隆起。第1 期和第2 期古隆起控制前寒武系—泥盆系背斜构造圈闭、泥盆系削截不整合—岩性圈闭以及二叠系—白垩系背斜构造圈闭的发育。第3 期古隆起控制中-上新世披覆背斜圈闭的发育。结合波斯湾盆地成藏条件配置关系，预测出16个古生界油气藏有利区、26个侏罗系油气藏有利区和16个白垩系油气藏有利区，为波斯湾及类似盆地的深层油气勘探提供借鉴。

中国陆相页岩油勘探开发取得重要进展，已成为油气增储上产的重要接替领域。为查明陆相页岩岩相与储层孔隙发育特点及影响因素。以济阳坳陷渤南洼陷沙三下亚段与苏北盆地高邮凹陷阜二段混积型页岩、四川盆地复兴地区东岳庙段与凉二段页岩型页岩为主要研究对象，在岩心观察描述基础上，采用全岩矿物X 衍射、薄片、微区XRF、高压压汞- 低温氮气吸附联测、微米CT、氩离子抛光- 扫描电镜及覆压孔隙度等多种实验测试技术，开展了陆相页岩岩相与储层孔隙综合表征及对比研究，探讨了储层孔隙发育影响因素。研究结果表明：陆相页岩发育多成分、多尺度沉积构造，受陆源与内源交替输入控制，混积型页岩沉积构造组合类型、岩相类型较页岩型页岩更为丰富多样。渤南以层状碳酸盐混积页岩、层状长英质混积页岩、纹层状碳酸盐页岩及块状碳酸盐页岩为主，高邮以纹层状长英质混积页岩、纹层状碳酸盐页岩、层状长英页岩及块状黏土混积页岩为主，复兴以块状黏土页岩、纹层状介壳碳酸盐页岩或纹层状长英页岩为主；基于孔隙载体差异，建立了陆相页岩油储层孔隙划分方案，提出陆相页岩中各类无机矿物与有机质组分均可成孔，碳酸盐矿物与黏土矿物是最有利成孔载体。渤南以碳酸盐矿物孔隙为主，高邮以碳酸盐矿物孔隙与长英质矿物孔隙为主，复兴以黏土矿物孔隙与碳酸盐矿物孔隙为主；优质岩相是孔隙发育基础，矿物成分、结构及沉积构造差异均能影响孔隙发育的优劣，块状黏土（混积）页岩、纹层状碳酸盐（混积）页岩孔隙发育较好，纹层（层状）长英质（混积）页岩孔隙发育一般，块状碳酸盐（混积）页岩孔隙发育较差；成岩作用类型及演化序列是控制储层孔隙形成与保存的关键，刚性矿物颗粒呈纹层状或局部混杂堆积形成抗压实支撑结构有利孔隙保存，黏土矿物转化与碳酸盐矿物溶蚀是普遍发育的增孔作用。渤南与高邮混积型页岩无机孔主要受压实作用、重结晶及溶蚀作用控制，基本不发育有机质孔；复兴页岩型页岩无机孔受压实作用、黏土矿物转化及介壳方解石溶蚀作用控制，沥青质体发育有机质孔。

松辽盆地北部古龙凹陷青山口组页岩油（古龙页岩油）存在明显微观运移特征，呈现差异聚集现象，影响着滞留可动烃的分布与富集。本文通过对深湖区关键钻井密闭保压岩心序列洗油产物地球化学特征与孔隙结构联测等系统测试，明确古龙页岩赋存烃类微观分布特征，揭示运聚机理。研究认为深湖区古龙页岩粒度小于63μm，分为层状黏土（质）页岩、纹层状混合质页岩、纹层状长英质页岩、层状钙质页岩4类岩相。按照页岩滞留烃量排序，高TOC（TOC>2%）层状黏土（质）页岩总烃含量高（2.8～13.7mg/g），可动烃（2.8～12.5mg/g）主要赋存于小于32nm的黏土矿物晶间孔；中—高TOC（TOC>1%）纹层状混合质、长英质页岩总烃含量为3.8～7.3mg/g，可动烃（2.7～6.4mg/g）主要赋存于混合质纹层中直径小于8nm 和大于64nm的孔隙；中低TOC（TOC<1%）纹层状长英质页岩，仅含少量可动烃（3.1～4.6mg/g），主要赋存于孔隙直径大于64nm的孔隙，少量赋存小于8nm孔隙。有机质纹层分布和后期成岩作用是形成此差异分布与聚集的关键因素，黏土质纹层有机质富集，生成烃类优先原地滞留有机质孔和黏土晶间孔，部分可动烃运移至源内长英质纹层或碳酸盐矿物纹层，在溶蚀作用较强孔隙发育部位，可动烃运移量大，在黏土和碳酸盐矿物胶结较强孔隙不发育部位，可动烃运移量小。基于古龙页岩油可动烃分布和聚集机理，可以进一步明确高TOC层状黏土（质）页岩含油性好，为资源甜点，但赋存孔径较小；低TOC纹层状长英质页岩可动油含量低；中—高TOC纹层状混合质页岩可动油含量高、赋存孔径较大和可压性较好，可成为资源工程双甜点。

鄂尔多斯盆地西南缘三维地震剖面上延长组广泛发育前积地震反射特征，综合应用钻井、测井、岩心等地质资料，井震结合开展地层对比划分，分析前积层沉积演化、砂体展布及油气分布规律。获得以下认识：（1）盆地西南缘延长组长7 段—长3段内部发育多期前积反射特征，总体反映了水退砂进的进积特征，沉积单元以切线斜交型特征依次向湖盆中心叠置，通过重建延长组地层格架，改变了“地层等厚”对比传统认识；（2）盆地西南缘发育的两类砂体分布特征主要受湖盆底型控制，依据测井相、地震相及沉积相综合研究表明，延长组前积层的上段、下段分别控制了三角洲前缘及重力流两种不同类型砂体的分布，重力流砂体是形成规模勘探开发的有利储集类型；（3）开展基于“两宽一高”地震信息精细刻画前积层不同期次深水重力流砂体分布，有效落实了优质储层分布区，坡脚富砂带是致密油规模增储的有利区带。上述基于地震前积反射结构解析形成的储层预测方法对于国内具有相似深水相沉积背景的致密油勘探开发具有重要的指导意义。

埃迪卡拉纪是古海洋与古气候演化的关键时期，其广泛分布的纤维状白云石为重建该阶段海洋化学特征提供了重要证据。为此，本文综述了纤维状白云石的成因类型和判别依据，重点探讨了埃迪卡拉纪纤维状白云石在中国的分布、成因机制及其古环境意义。岩石学特征、晶体光学性质及地球化学组成等多维属性可作为识别其成因的重要依据。原生成因纤维状白云石多呈纤维状结构，具正延性光学特征，常发育清晰的生长环带；而次生交代成因则表现为针状、葡萄状形态或方形终端，具负延性光学特征，且生长环带欠发育。此外，微量元素含量在判别白云石成因类型中具有一定的潜力。中国扬子板块埃迪卡拉系底部（陡一段）和顶部（灯二段和灯四段）及塔里木盆地奇格布拉克组顶部发育多种类型的纤维状白云石，包括板状白云石、束状- 负延性白云石、放射状- 负延性白云石、束状-正延性白云石与放射状- 正延性白云石。前三类白云石主要为次生交代文石或高镁方解石后的产物，而束状- 正延性与放射状-正延性白云石则更可能为自古海水或海相孔隙水中直接沉淀形成的原生白云石。埃迪卡拉纪海水具有高Mg/Ca比值、高碱度和低硫酸根浓度的特征，促使文石与高镁方解石母质类纤维状矿物沉淀。蒸发作用进一步提升Mg/Ca比值，缺氧环境下硫酸盐还原菌的代谢活动则释放Mg²⁺、提高pH 与碱度，有效克服沉淀障碍，促进原生纤维状白云石的形成。中国埃迪卡拉纪纤维状白云石普遍记录了同期海水或海相孔隙水的地球化学特征，部分样品亦显示热液流体的介入。其地球化学信号能够有效揭示古海洋氧化还原状态、流体来源及其时空演化过程，为重建前寒武纪海洋化学体系及评估其对早期生命演化的环境约束机制，提供了重要的地质证据。

油气产量预测是优化油气田开发策略、提升采收率的关键技术手段。本文系统梳理了油气产量递减规律的理论体系，对比分析了传统经验模型与解析方法的理论框架、适用条件及局限性，并重点探讨了机器学习在复杂储层产量预测中的创新应用。分析认为：（1）传统方法在常规储层中仍具稳健性，但其在非常规油气田中受限于强非均质性和多相渗流非线性等复杂条件；（2）数据驱动模型通过自动特征提取与时空关联建模，在非常规储层预测中展现出显著优势；（3）物理约束混合模型有效融合数据驱动能力与物理机理，在复杂条件及长期预测中表现出更可靠的预测性能。研究结果表明，人工智能技术显著提升了油气产量预测的精度与可靠性，其中机器学习和深度学习方法为复杂储层开发提供了创新技术支撑。然而，该技术在实时计算和模型可解释性等工程应用层面仍存在挑战，需进一步深化人工智能与油气领域的交叉融合研究，以促进油气行业向智能化、高质量方向发展。

鄂尔多斯盆地致密砂岩储层存在物性差、埋深大、粘土矿物含量高、压后返排难度大等一系列问题。CO₂压裂具有降破岩、降滤失、促返排等优势，对于物性差、粘土含量高、压力系数低的储层具有针对性。因此，基于真三轴模拟致密砂岩在CO₂前置、CO₂泡沫、CO₂伴注三种不同注入方式下的压裂改造问题，通过相似准则分析致密砂岩储层在不同注入方式下岩心破裂压力变化规律及裂缝展布特征，对比不同条件下岩心压裂结果的差异性分析，并基于petrel地质压裂一体化平台模拟不同CO2压裂模式下的储层裂缝扩展数值模拟研究。通过实验定量分析可知，水力压裂破压>CO₂泡沫>CO₂伴注>CO₂前置，相比于水力压裂缝，其CO2前置压裂缝网最复杂，其次为CO₂泡沫，最后为CO₂伴注，其数值模拟结果与其相匹配，明确了不同注入方式下储层裂缝网络参数随压裂施工参数变化规律，并建立了压裂参数优化图版，其认识为致密砂岩的效益开发提供可操作的指导建议。

渤海海域浅部弱胶结地层因沉积年代新、成岩性差，取心样品松散不成形，导致常规岩石力学测试困难，不利于浅部层段钻井针对性设计。通过矿物综合表征、物理模拟实验及数字岩心建模，系统研究浅部地层的力学特征与破坏机制。采用XRD测试、铸体薄片分析及纳米压痕技术，揭示地层黏土矿物中蒙脱石占比达48.57%，具强水敏性，岩样胶结程度差、孔隙发育显著。物理模拟实验表明，随含水率从20%升至30%，岩样抗压强度由1.68MPa降至0.41MPa，弹性模量从22.1MPa 缩减至4.81MPa，破坏模式由脆性剪切破坏转为塑性变形，剪切带数量与宽度显著增加，剪胀效应增强。基于PFC6.0构建的数字岩心模型与物理实验结果高度吻合，不仅能还原试样从弹性变形到塑性破坏的动态过程，还通过细观损伤分析揭示了水分渗透导致颗粒间胶结力削弱的机制。首次建立渤海浅部弱胶结地层的数字岩心仿真模型，定量阐明含水率对地层力学特性的劣化规律，从“宏观力学响应—细观损伤演化”双尺度揭示水敏性致灾机理，为钻井液体系优化、井壁稳定性控制及防砂工艺设计提供了理论支撑，为海上弱胶结地层力学研究探索了新思路。

位于鄂尔多斯盆地西缘的环江—洪德—演武地区普遍发育着中生界延长组长8油藏，该油藏储量巨大，是围绕该区域勘探增储较好的后备潜力资源。但该区长8油层电阻率普遍分布在3～15Ω·m之间、油水层电阻率比小于2，对比度低、识别难度较大，常规测井解释方法识别准确度较低，无法满足高效增储建产的需求。本文结合大量钻井、岩心、三维地震和测井曲线对比分析等资料，从构造演化、矿化特征等，对研究区长8油藏低阻成因进行研究。研究认为鄂尔多斯西缘盆地长8 储层低阻成因主要是高地层水矿化度和高束缚水饱和度。通过采用以人工神经网络模型为基础，以6类关键测井参数为变量，构建了QRw和PC1两项敏感参数，建立机器学习模型，绘制QRw与PC1交会图版，油层、油水同层、水层呈现出良好的分区性，储层流体类型识别精度提高至88.9%。