引入智能方法解决钻采过程中参数优化、状态识别等技术中的效率和可靠性等问题是目前的研究热点,并展现了广阔的发展前景。但在油气钻采智能化工程技术的研发过程中,智能优化算法和预测模型尚存在时效性和鲁棒性差、可靠性不足等问题,导致人工智能方法在油气钻采工程中的应用尚不理想。对国内外油气钻采领域内钻完井工程设计与施工参数优化、水力压裂改造效果评价与工艺参数优化、人工举升井故障诊断、油气藏物性和产能预测等方面的人工智能方法及智能化技术的发展现状进行了概述,并对人工智能模型的训练过程对标签数据依赖严重、可解释性不足以及小样本学习能力欠佳、工程适用性与可靠性验证不足,以及智能方法解决优化问题时效性差、多目标优化决策方法灵活性不足等主要问题进行了归纳分析。结合中国石油工业钻采技术研究现状及上述问题提出了油气钻采工程中人工智能方法发展建议:①建立标准化行业共享数据库体系,解决智能模型对比与验证难题;②加强学习范式研究,缓解标签数据依赖问题;③加强智能优化方法研究,提高决策精准性与时效性;④强化物理约束的数据驱动模型研究,增强物理—数据双驱动模型的可靠性;⑤推进样本均衡与增强技术研究,提升少数类识别准确性与模型稳定性;⑥加强多模态数据融合与处理方法研究,提升智能模型预测精度与工程鲁棒性;⑦发挥通用及行业大模型优势,提高油气钻采多场景智能优化决策可解释性与准确性。

南海东部油田多年来的累计油气产量当量近4×10 ⁸t,为中国能源安全和经济建设做出了突出贡献,但历经40余年的勘探开发,其常规层系的油气勘探潜力殆尽,深层已成为储量和产量接替的重大战略领域。针对深层油气勘探面临的成盆、成烃、成储、成藏等关键问题,利用三维地震、钻井、岩心分析化验等资料,从富烃凹陷/洼陷形成机制、有效储层发育机理和油气富集规律等方面对深层—超深层油气的成藏条件开展系统研究,形成了复合陆缘岩浆弧结构控制大型湖盆的形成及演化、富钾流体改造控制高地温碎屑岩的有效储层发育、张扭型断裂体系封堵-运移机制控制油气运聚及富集等新认识,指导了惠州19-6构造的整体评价和集束钻探,在中国海上深层—超深层碎屑岩中发现了亿吨级油田。惠州19-6油田的发现进一步揭示了珠江口盆地深层是未来油气储量和产量增长的重要接替区,也展示了中国近海高地温、强活动型复合陆缘盆地深层的巨大勘探潜力,对相似构造背景下的含油气盆地勘探具有重要借鉴和启示意义。

中国在深层煤岩气勘探领域取得重大突破,实现了从传统浅部煤层气向深层煤岩气的战略性转变。煤岩作为优质烃源岩,具有有机质丰度高、全演化过程持续生气、储集性能强等显著特征,可形成吸附态与游离态共存的煤岩气藏。基于"煤系全油气系统"新理 论,揭示了煤岩气在煤系地层中的成藏机制与资源潜力。初步评价表明,中国埋深大于1 500 m的深层煤岩气资源量超过100× 10 ¹²m ³,约为常规天然气资源的2倍,具备形成超级大气田的资源基础。鄂尔多斯盆地大吉区块通过"水平井+体积压裂"技术实现了规模化开发,单井的平均日产量达12×10 ⁴m ³,累计探明储量达1 452×10 ⁸m ³,展现了良好的开发前景。目前,中国已形成实验测试、优快钻完井、压裂改造和体积开发等关键技术体系,支撑了煤岩气的高效开发。然而,煤岩气的发展仍面临理论体系不完善、沉积演化机制不明、成藏机理研究不足等挑战。为此,建议系统开展全国资源评价,加强重点领域勘探,优化矿业权管理,推动理论技术创新与示范应用,为实现天然气增储上产,提升能源的自主保障能力提供战略支撑。

当今世界进入第6次科技革命、第4次工业革命和第3次能源革命"三大革命"叠加发展的新时代。为应对全球气候变化与能源绿色安全转型的新挑战,人类必将抓住突破传统单能源接替发展局限与能源系统间壁垒的新机遇,加快构建煤炭+石油+天然气+新能源+碳中和+人工智能的"煤-油-气-新-碳-智"六位一体的多能协同智慧融合发展新模式。能源科学是立足地球系统演化,从时间和空间尺度研究各类能源的形成分布、评价选区、开发利用、有序替代、发展前景等内容的科学。从中国建设"能源强国"的角度出发,基于全球能源绿色转型、气候变化、碳中和目标、中国能源资源禀赋特征与能源绿色安全转型的研究,提出了"全能源系统"的概念、理论框架、技术路径与发展举措。全能源系统是指地上地下能源形成亲缘有序、叠合共生、协同融合、利用接替的高效安全智慧的大能源系统。倡导树立大能源系统观,其发展思想是构建全油气系统、全煤岩系统、新能源系统、多能源系统、超级能源系统、碳循环系统的"六个子系统";其发展思路是洁煤降碳、稳油增气、强新增储、多能互融、智能经济、绿色安全;其发展技术是聚焦煤炭清洁化、页岩煤岩地下原位转化、风能、光能、氢能、储能、地热、可控核聚变和智慧管控九大关键方向;其发展路径是按照在筑基融合期夯实多能互补基础、在转型加速期突破核心技术、在体系成熟期建成智慧能源生态的"三步走"规划;其发展意义是或将破解化石能源"不可能三角"固有矛盾,驱动构建以新能源为核心的新型能源体系,助力实现碳中和目标,赋能能源强国建设,在全球能源绿色转型、绿色地球建设中贡献"中国方案"。

钻头作为油气钻井的核心装备,其技术性能直接影响钻井效率和成本。通过系统梳理国内外油气钻头技术发展历程,厘清从刮刀钻头、牙轮钻头、金刚石钻头、复合钻头到智能钻头的技术演进路径,为钻头设计研发提供基础理论和方向指引。分析表明,钻头技术创新是钻井技术不断进步的根本保障,同时,钻头技术变革又来源于日益复杂的钻井需求。钻头技术进步主要体现在:设计方法从静态到动态,从单因素到多因素,从经验向数字化发展;钻头品种由以牙轮钻头为主到以PDC钻头为主,钻头产品研发也从牙轮钻头的批量化到PDC钻头的个性化设计制造转型;牙齿材料从普通碳钢升级为高性能硬质合金、金刚石超硬复合材料;齿形由平面齿向新型异形齿突破;水力结构技术从物理实验发展到计算流体动力学精细化模拟;实验评价技术从基础台架实验发展至钻头与配套工具的协同实验乃至模拟原位条件的破岩实验;制造工艺从传统机械制造到自动化、智能化等现代制造技术转变等。针对深层/超深层等复杂油气钻井需求,未来钻头研究将聚焦新方法、新结构、新材料、精准个性化设计、一体化科学使用与智能化技术创新,研制出适应各种钻井条件的高性能钻头,支撑复杂油气钻井提速增效的重大需求。

在全球 能源转型与"碳达峰、碳中和(双碳)"目标背景下,新能源进入规模化与高质量发展阶段,但跨技术、跨系统与跨空间的协同发展仍面临瓶颈。围绕绿电、绿氢、绿储、绿热("四绿")新能源系统,提出了"技术-系统-空间-制度"四维评估框架,系统梳理了风光发电提效与度电成本变化、钠离子/液流电池与长时储能的成本-寿命特征、电解槽效率与绿氢一体化示范以及地热的工程化进展,并以近年 来(2022—2025年)的权威数据与案例加以验证。研究结果表明,陆上大型兆瓦级与深远海风电、隧道氧化物钝化接触电池(TOPCon)/异质结电池(HJT)及叠层光伏加速量产,钠离子/液流电池与压缩空气储能(CAES)在不同时域互补,质子交换膜(PEM)/固体氧化物电解池(SOEC)配合绿氨/绿醇等形成链式价值,增强型地热系统(EGS)在注采效率与微震监测方面取得实证进展。面向"安全-经济-清洁-韧性-协同"的"可持续三角",提出容量电价与辅助服务协同、绿氢全生命周期认证、地热注采与循环寿命认证以及"三线一单(生态保护红线、环境质量底线、资源利用上线和生态环境准入清单)+四水四定(以水定地、以水定城、以水定产业、以水定人口)"的用地、用水协同等落地路径。研究为中国在"十四五"(2021—2025年)至"十五五"(2026—2030年)阶段实现新能源系统价值兑现与可复制扩散提供了结构化方法与政策-工程结合的实施建议。研究认为:"十四五"(2021—2025年)时期新能源发展以探索与攻关为主线,完成技术验证、示范工程与制度打底;"十五五"(2026—2030年)时期新能源进入规模化与高质量发展阶段,实现"成本、性能、认证"三位一体,推动系统价值兑现与复制扩散,为中国在保障能源安全前提下实现新能源高质量跨越提供理论支撑与可操作的制度与工程路径。

绵阳—广安浅水陆棚是继开江—梁平海槽后,四川盆地在二叠系—三叠系开展天然气勘探的又一个重点区域,目前的勘探主要聚焦于其两侧的遂宁—广安生屑滩发育区,而对陆棚内部集群发育的生物礁未给予足够关注。部署于陆棚内的蓬深10井于2023年在二叠系长兴组试气,取得了206.36×10 ⁴m ³/d的高产工业气流,展示了绵阳—广安浅水陆棚生物礁领域具有巨大的油气勘探前景。基于岩心样品、固体沥青样品以及地震-测井资料,通过岩石学和地球化学分析,对蓬深10井长兴组的地层和沉积特征、油气成藏条件、油气成藏期次和成藏模式进行了系统研究。研究成果表明:1蓬深10井长兴组发育浅水陆棚相塔礁亚相沉积,礁体储层发育大量溶孔和裂缝,与上覆的飞仙关组泥岩形成了良好的储-盖组合。②储层内固体沥青的地球化学特征表明天然气具有来自二叠系龙潭组和寒武系筇竹寺组烃源岩的贡献,蓬深10井区发育了贯穿震旦系灯影组与二叠系长兴组的深大走滑断裂,是油气垂向输导的关键通道;蓬深10井长兴组圈闭主要为岩性封闭,构造运动对圈闭有效性的影响较小。③包裹体均一温度与储层埋藏史-热演化史揭示,油气充注主要发生在早三叠世、中侏罗世和晚侏罗世,结合油气充注时期的断裂及圈闭发育情况,最终建立了多源供烃、断裂沟通、构造-岩性圈闭内聚集调整的油气成藏模式。蓬深10井的勘探突破揭示该井为浅水陆棚生物礁领域有效规模成藏的代表,为四川盆地二叠系—三叠系礁滩领域天然气的勘探部署指明了新方向。

目前非常规储层水力压裂存在压裂缝网空间展布形态与裂缝支撑程度不明确的问题,为此长庆油田率先开辟了庆城页岩油水力压裂试验场(HFTS)项目。对取心流程进行了分析,并根据各类裂缝缝面特征,建立了裂缝性质判识标准,主要分为层理缝、构造缝、人工压裂裂缝、诱导裂缝等。提供了两种识别支撑剂的途径:一是岩屑录井阶段对岩屑中的支撑剂识别;二是岩心观察期间识别裂缝壁面的支撑剂。HFTS共取心661 m,发现裂缝767条,其中人工裂缝326条,岩心壁面的染色支撑剂薄层或嵌痕数量为27条,录井岩屑中支撑剂普遍存在。从裂缝空间展布方面看,水力裂缝半长可达220 m,裂缝高度可达66.6 m,同时在距离压裂井175 m处以及缝高方向49.3 m的范围内的取心井人工裂缝中观察到支撑剂,但整体上铺置浓度较低。裂缝主要呈条带状平行状、集群式分布,裂缝复杂程度不高,对储层覆盖程度不足。

地热能是一种可再生资源,高效、清洁、环保,在世界各国都非常受重视。根据国内外地热资源的分布与利用现状,综述了世界和中国的地热分布特征、中国地热资源的利用及开发技术现状、中国相关地热资源的开发潜力并对中国地热的发展进行了展望,为地热能的开发利用提供参考。全球高温地热资源主要分布在离散板块边界和汇聚板块边界,中—低温地热资源主要分布在板块内的沉积盆地和造山带。中国地热资源的分布具有显著的地域特征和规律性,其形成与宏观分布受中国地质构造特点和地中海—喜马拉雅地热带、环太平洋地热带控制。中国地热资源丰富,占全球的1/6,地热资源的直接利用遥遥领先于世界,而地热发电则远远落后于世界。总体上,由于资源禀赋、市场前景和政策驱动,中国地热资源的开发利用前景广阔,但鉴于目前对全国地热资源量的认识不一和东部地区主要局限于中—低温地热的开发利用,建议组织开展新一轮地热资源评价以明确全国地热资源量,加强中国东部地区高温地热的勘探,进一步明确高温地热的成因机制,深化靶区优选与开发利用研究。

尽管全油气系统理论已受到广泛关注,但目前仍缺乏有效的评价表征体系。以"要素-演化-分布"为核心研究思路,构建了全油气系统的研究框架,并以松辽盆地齐家—古龙凹陷青山口组全油气系统为研究对象,系统揭示了其演化过程与分布规律,创建了"六图一表"(静态要素综合柱状图、埋藏史图、成藏事件图、重点层系油气有序分布图、剖面分布图、平面分布图和油气汇总表)表征体系。取得的主要成果包括:①系统提出"要素-演化-分布"一体化研究思路,以齐家—古龙凹陷青山口组为典型实例,建立了适用于陆相盆地的全油气系统研究框架,为同类地质背景下的全油气系统研究提供了范式。②阐明了青山口组全油气系统内部常规—非常规油藏动态演化过程,明确了青山口组烃源岩在嫩江组沉积末期进入排烃高峰阶段,此时储层尚未致密,常规油率先成藏;在嫩江组沉积末期—明水组沉积末期,源-储协同演化,储层逐渐致密化并捕获高成熟度原油形成致密油藏;页岩油滞留关键期在嫩江组沉积期—古近纪早期。③从层系内部分布与系统整体分布2个层次揭示了齐家—古龙凹陷青山口组全油气系统的空间分布特征,在青山口组内部,从湖盆中心向边缘依次发育页岩油藏、致密油藏和常规油藏,呈现出有序分布的格局。④首次构建了"六图一表"表征体系,从地质要素组合、地质演化过程、成藏时空耦合和空间分布特征等多维度实现了对全油气系统的全面刻画。该研究深化发展了全油气系统理论,为陆相盆地的油气勘探提供了理论与技术支撑。

准噶尔盆地沙湾凹陷北部超削带二叠系发育盆地级不整合面,上乌尔禾组与下伏地层呈削蚀不整合接触,在风城组、夏子街组和下乌尔禾组中均见良好的油气显示。近期,TT1井在上乌尔禾组低位域砾岩取得勘探新突破。为进一步总结沙湾凹陷二叠系油气的成藏规律,通过系统研究储层特征、沉积相带和控藏要素,获得以下认识:①沙湾凹陷上乌尔禾组底部的角度不整合面控制了油气富集,上乌尔禾组具备大面积成藏条件,是规模效益勘探的主力层系。②中拐扇体物源充足且规模大,其远端仍发育有效储层;在上乌尔禾组的退覆式扇三角洲沉积体系中,上乌尔禾组二段薄砂层和上乌尔禾组零段砂体构成了主要储集体。③建立了沙湾凹陷北部超削带二叠系"不整合控运-鼻隆控富-超压封存"的成藏模式,其中,上油下气分布格局是油气运聚与超压封存系统动态耦合的结果。TT1井在上乌尔禾组低位域发现砾岩油藏,这不仅实现了"泥下找砂"勘探思路的突破,更为沙湾凹陷未来勘探领域的拓展和勘探思路的优化提供了参考。

页岩的自封闭性是页岩油气富集成藏的关键因素,然而目前对页岩油气自封闭成藏机制的认识仍不够深入,这严重制约了中国非常规油气地质理论的发展和勘探工作的推进。深入研究典型海相页岩气的自封闭机理及差异,有助于完善非常规油气成藏理论,指导非常规油气勘探开发。以四川盆地龙马溪组页岩为研究对象,综合运用石油地质理论、纳米水膜理论和吸附热力学理论,通过气藏解剖、储层精细表征和理论计算等方法,取得了3方面的研究成果:①明确了四川盆地龙马溪组页岩气自封闭体系的地质特征,揭示了页岩纵向总有机碳(TOC)含量、孔隙结构和流体特征的变化规律及其差异性。这些因素是形成页岩气自封闭体系的重要地质基础。②揭示了页岩气自封闭的微观机理。页岩储层具有致密性和孔隙连通性差的特征,这有利于形成物性自封闭作用。页岩复杂的有机-无机孔隙系统及其气-水分布特征共同构成了毛细管力自封闭作用,该作用受孔隙结构和含水饱和度双重控制。同时,页岩本身具有一定的吸附能力,可形成吸附力自封闭作用,该作用主要与页岩的比表面积和TOC含量相关,在富有机质页岩中表现得尤为显著。③分析了页岩气自封闭作用在纵向上的差异性。上部气藏以毛细管力自封闭作用为主导,物性自封闭作用次之;而下部气藏则呈现出物性自封闭作用、毛细管力自封闭作用和吸附力自封闭作用三者并存的复合特征。研究成果以期为完善非常规油气成藏理论体系和指导勘探开发实践提供借鉴。

富油煤作为中国重要的非常规油气资源,研究其形成机制与开发潜力对国家能源结构转型具有重要意义。通过梳理中国主要富油煤盆地的地质特征与形成机制,揭示了多因素耦合控制下富油煤的焦油产率。中国富油煤主要分布在鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、吐哈盆地和三塘湖盆地等,形成时代贯穿古生代—中生代,主要在侏罗纪。研究结果表明,中国富油煤整体呈现出以镜质组为主,具有特低—中等水分含量、特低—中等灰分含量、特低—中等硫含量、中高—高挥发分以及焦油产率差异显著的特征。富油煤的煤岩特征表现为:镜质组含量为30.10%~82.99%,惰质组含量为15.38%~66.53%,壳质组含量为0.77%~4.20%,焦油产率为4.39%~14.58%(局部最高可达22.80%)。富油煤的煤质特征表现为:水分含量为2.82%~11.47%,灰分含量为8.59%~22.40%,全硫含量为0.33%~1.31%,挥发分含量为33.12%~46.14%。中国富油煤的干酪根类型多为Ⅲ ₁型,成煤植物多以木本—草本植物为主,水生植物与低等藻类次之。富油煤的焦油产率受控于富氢镜质体含量、成煤植物类型、煤分子结构、有机质热演化程度以及沉积环境等因素。在相近的煤阶条件下,控制富油煤焦油产率的核心实质上是有机质分子结构跟随热演化程度的动态响应过程,在分子结构上具体表现为富氢基团与含氧基团的动态演化。在沉积环境方面,中国富油煤多发育在三角洲平原亚相与滨/浅湖亚相,浅覆水、微流动、低盐度的水体环境最利于高焦油的产出。三塘湖盆地、吐哈盆地、鄂尔多斯盆地2 000 m以浅富油煤的总资源量预测超过2 500×10 ⁸t,其中,鄂尔多斯盆地陕北地区侏罗系(其焦油资源量为124.26×10 ⁸t)与三塘湖盆地为两大富油煤核心富集区。针对目前富油煤的开发瓶颈,建议构建地质—工程一体化模型,整合多指标含油性评价与多场耦合热解模拟,实现原位热解靶区的精准定位。研究结果为富油煤资源的低碳开发提供了理论框架与技术路径,对推动煤炭从燃料向原料转型具有一定的战略价值。

致密砂岩储层受埋深大和成岩作用复杂的影响,具有低孔低渗和非均质性极强的特征,准确识别及预测优质储层是实现致密气高效开发的重要基础。现有的基于地质理论模式和地球物理理论等预测优质储层的方法,其预测精度、效果和适用性不能满足勘探开发需求。以东海陆架盆地西湖凹陷H区块渐新统花港组致密砂岩储层为例,基于岩心、测井和地震资料,提出一种基于沉积微相-岩石相-成岩相耦合的优质储层地震预测方法,实现了致密砂岩优质储层的精准预测。研究结果表明:①岩心-测井-地震联合表征明确了沉积微相的展布,测井交会图解与逐步判别分析结合使得岩性的识别与解释精度显著提升,西湖凹陷H区块花港组优质储层发育于水下分流河道的中砂岩相带。②基于 流动分层指数定量划分成岩相,机器学习实现了成岩相的智能测井解释与宏观预测,在沉积微相与岩石相双重约束条件下精准定位优质储层。③三相耦合模式表明,优质储层分布于"水下分流河道沉积微相-中砂岩岩石相-强溶蚀成岩相"叠合区。分析结果有效降低了多解性,显著提高了预测精度,为致密砂岩优质储层预测提供了新思路。

对比分析了国内外致密油藏开发的主要差异,并重点围绕CO ₂提高采收率(CO ₂-EOR)的作用机理、技术进展与面临局限展开探讨。研究表明,相较于北美地区典型储层,中国致密储层普遍具有低压、高黏、强非均质性及微米/纳米孔隙发育等特征,在开发过程中面临"注不进"与"采不出"的双重挑战。CO ₂注入虽然可以通过溶蚀岩石矿物提升渗透率,但其反应生成的含铁矿物、碳酸盐及沥青质等产物易堵塞孔喉,影响实际效果。在微米/纳米尺度下,传统Peng-Robinson状态方程(PR-EOS)与达西定律难以准确刻画多相流体的相变与流动行为,需结合纳米芯片实验与流固耦合的分子模拟等方法深化机理认知。CO ₂气驱主要作用于中孔和大孔中的致密油,但气窜问题突出;CO ₂泡沫驱可改善气窜,但对发泡与稳泡表面活性剂的需求量较大。CO ₂纳米气泡因兼具稳定性好、防窜能力强和驱油效果显著等优点,被认为是CO ₂驱技术未来最具前景的研究方向之一。此外,CO ₂响应性封堵体系在封堵强度、可制备性与注入能力等方面仍需进一步优化,以提升其在致密储层中的适应性与实际应用效果。

中国海陆过渡相页岩气的赋存相态(吸附气、游离气的占比)存在较大争议,制约了海陆过渡相页岩气原位含气量评估与开发方案优化。以鄂尔多斯盆地大宁—吉县区块山西组二段海陆过渡相页岩为例,通过扫描电镜观察以及氮气、二氧化碳吸附实验分析了页岩的孔隙结构特征,并通过甲烷等温吸附实验表征了气体的赋存特征,最后采用保压取心+同位素测定法以及孔隙结构+分子模拟法两种方法对海陆过渡相页岩中所含的吸附气、游离气占比进行了验证。研究发现,海陆过渡相页岩中的有机质组分以镜质组和惰质组为主,页岩在扫描电镜下致密且少有纳米级有机质孔发育,但发育孔径小于2 nm的微孔;微孔对甲烷的吸附能力强,储层中的吸附气赋存在有机质微孔中,而介孔与宏孔主要为无机质所贡献,是游离气的主要赋存场所。在保压取气过程中,页岩气中的甲烷碳同位素呈现出明显的两阶段变化:保压阶段,甲烷的碳同位素值保持稳定,主要反映赋存于介孔、宏孔中的游离气产出;解吸阶段,甲烷的碳同位素值逐渐变重,反映赋存于微孔中的吸附气的产出。根据保压取心+同位素测定法,计算获得页岩样品的吸附气占比为84.5%,游离气占比为15.5%。此外,根据海陆过渡相页岩的孔隙结构数据,采用分子模拟法计算了页岩样品中的吸附气、游离气的理论占比,其结果与保压取心+同位素测定法的计算结果基本一致,分别为85.2%和14.8%。保压取心+同位素测定法以及孔隙结构+分子模拟法的分析结果均揭示了海陆过渡相页岩气中吸附气占比高的特性,这种特性使得相关页岩气井的产能曲线呈现出生产初期产量低、衰减较慢、稳产时间较长的特点。研究结果以期指导海陆过渡相页岩气的勘探开发,分析方法也可用于海相页岩气、深部煤层气中吸附气、游离气占比的计算。

CO ₂在油气开采过程中的利用与封存是CO ₂捕集、利用与封存技术的重要组成部分,也是中国能源转型的关键布局方向。中国致密/页岩等非常规油气资源丰富,为CO ₂利用与封存技术应用带来前所未有的机遇,也为平衡能源安全与碳减排找到突破口。系统梳理了10年来国内外致密/页岩油气储层CO ₂利用(压裂、驱油及驱气)与封存方向的基础研究进展,深化了机理方面的认识。总结了矿场实践案例,针对性地提出未来主要研究方向:①CO ₂压裂可以降低破裂压力,增加裂缝复杂程度,但封存机理尚不完全清楚;增黏携砂、缝网形成与扩展控制、工艺设计是CO ₂压裂与封存面临的主要问题。②CO ₂驱油主要利用CO ₂—水—原油—岩石相互作用机制及混相效应,CO ₂扩散作用在致密基质-裂缝结构储层发挥重要作用;封存机制主要包括构造、束缚、溶解和矿化4种;限域空间相行为、混相机制、气窜治理及波及控制方法等是未来主要研究方向。③CO ₂驱气可通过竞争吸附、维持压力、抑制水侵等主要机理提高页岩气采收率,同时通过游离、吸附、溶解和矿化4种机制实现封存;多相间相互作用机制、复杂相态特征及长期封存演化规律仍需深化。CO ₂利用与封存一体化设计及多目标优化方法目前尚不成熟,无法准确指导矿场应用,亟须深化近混相/混相与多次接触传质机理研究,发展优势通道控制与波及体积调控方法,构建CO ₂长期封存演化定量评价与监测体系,以切实推动CO ₂利用与封存技术在致密/页岩油气资源开采过程中的应用。

页岩油储层的孔隙度和含油率是储量评价和甜点选区的关键参数。系统梳理了页岩孔隙度、含油率评价方法的现状与研究进展,从方法的基本原理、样品条件、实验关键参数和影响因素等方面进行分析,对不同方法的评价结果开展了对比分析,提出了页岩油储层孔隙度、含油率评价面临的主要问题和研究方向。研究结果表明:气测法和液测法是孔隙度评价常用方法,前者受样品预处理方式与测试参数影响较大,后者受饱和流体性质影响较大,两者均受洗油溶剂和洗油时长影响;核磁共振法评价页岩油储层孔隙度时可以避免气测法和液测法存在的问题,具有无需洗油、样品无损、快速且准确度高的优势;岩石热解法是页岩含油率的常用评价方法,但受样品存放条件和仪器条件影响,烃类容易发生挥发损失,因而轻烃损失校正图版是利用该方法开展有效性评价的关键。核磁共振同样是页岩含油率评价的较好方法,其核心是建立含氢流体的核磁信号识别图版和确立流体核磁共振信号与流体质量的转换关系。另外,对地层原位条件的模拟是页岩油储层孔隙度、含油率评价的重要研究方向。

在中国构建新型能源体系的时代背景下,中国石油天然气集团有限公司(中国石油)上游业务以"双碳"目标为引领,统筹稳油增气和低碳转型,深入探索融合发展的突破口和着力点,逐步明确转型定位并形成了具有中国石油特色的融合发展理论认识。坚持对内清洁替代及对外清洁供能"双轮驱动",成功打造了一批低碳、零碳示范工程,在增供油气的同时有效降碳,形成了油气与新能源相互促进、协同发展的有效模式,在低成本绿电开发、油气生产用能清洁替代与负碳产业等方面取得显著成效。证明了油气与新能源的"双向奔赴"是实现高质量可持续发展的必然选择,这种互促双赢必将为现代能源体系建设贡献至关重要的力量。未来随着融合发展的深入,从初期的技术叠加迈向深层次的生态重构,油气田企业应立足优势挖掘潜力、促进源-网-荷-储融合,进一步强化技术创新、场景融合、产业协同和管理重构,构建"油气热电氢碳"能源生态圈,规模打造低碳,试点试验零碳,储备探索负碳,积极融入国家新型能源体系建设,纵深推进油气田低碳转型。

当今世界发展形势错综复杂,全球能源治理碎片化现象严重,油气行业能源转型与可持续发展的不确定性增加。同时,世界范围内的科技革命和产业变革方兴未艾,数字化赋能、智能化发展及其趋势给油气行业和油气企业的发展和转型带来了机遇。通过系统梳理全球主要经济体和国际石油公司的能源转型现状与发展趋势,探讨了中国油气行业可持续发展战略与实现路径。当前世界正进入以清洁化、科技化、电气化和智能化为特征的第3次能源转型期,政策激励与技术创新成为能源转型的主要驱动因素,但地缘政治、能源安全与关键矿产资源供应的挑战使得油气行业的转型呈现出"稳中有变"的特征。中国主要油气企业虽然在可再生能源、储能、氢能和碳捕集、利用与封存(CCUS)等方面取得了显著进展,但也面临着保障供应与碳减排的双重压力。中国油气行业和油气企业应制定以分阶段实施、供给侧改革、数智化融合、原料结构转型、清洁替代有序化为核心的可持续发展战略。研究认识对于中国油气行业推进能源转型,重塑产业格局,实现高质量可持续发展具有重要的理论与现实意义。