中国陆相盆地页岩油资源丰富，是中国油气增储上产的重要战略接替领域。限于陆相盆地特殊复杂的地质条件，陆相页岩油的富集规律与主控因素不够明确，中国陆相页岩油勘探所面临的关键科学问题仍然有待进一步研究。通过充分调研国内外以细粒沉积、烃类赋存以及流体运移为重点研究页岩油的最新进展，结合中国陆相页岩油勘探进展，对比总结了陆相和海相页岩油的基础地质特征及其差异，提出了目前中国陆相页岩油勘探面临的关键科学问题。研究结果表明：中国陆相盆地发育多套页岩油，陆相泥页岩层系具有沉积相变快、沉积厚度大、成熟度较低、黏土矿物含量高的特点；与海相地层相比，沉积构造背景较不稳定，沉积年代较新、非均质性更强，地层能量和地温梯度较低、烃类流体黏度和密度较大。细粒组分形成及地质事件的成因机制不仅是沉积地质学关注的"成源"与地球系统演化的事件信息，也是页岩"成储"及源-储耦合机制研究的关键内容。页岩油的赋存机制与其可动性密切相关，明确赋存机制是优选甜点的关键。微运移机制是页岩油藏开发的基础，随着微流体流动理论、计算机分子模拟与实验技术的发展，其运移机理将会得到进一步揭示。3个关键科学问题为：①细粒沉积岩的形成机理；②陆相页岩油的赋存机制；③陆相页岩油的微运移机制。建议以这3个科学问题为导向，加大地质-工程一体化研究与技术攻关，使其成为中国陆相页岩油革命成功的保障。

“甜点”评价是目前非常规油气勘探开发中的一项重要内容，对非常规油气规模效益开发具有重要意义。"甜点"概念内涵不断扩展，评价参数的选择和取值标准更加多样化和地区性。目前常用的"甜点"评价预测方法包括等值线图半定量平面叠合评价方法、多参数共同约束开展"甜点"定量—半定量评价方法、雷达图示法和基于地质异常理论建立"甜点"定量评价方法，在实际应用过程中，要根据盆地构造沉积背景、岩性组合、资源类型等基础资料，遵循叠加递进判别原则，研发适用性评价预测方法。中国陆相页岩非均质性强，不同类型页岩油的富集规律和主控因素差异明显。夹层型、混积型页岩油均发生过源内运聚，源岩非储集层，储集层主体岩性为砂岩（粉砂岩）、碳酸盐岩（混积岩），储层的储集物性、含油气性和脆性是关键指标。厚层—巨厚层纯页岩油层段整体含油，以源内滞留为主，源岩即储集层，建议综合沉积旋回、纹层结构类型、岩性组合、含油气性、储集性、可压性、可动性、可采性等资料，应用5~8个关键参数，采用三分法划分出Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类富集层。在优选富集层时，要根据不同盆地、不同区带的热演化成熟度具体进行分区考虑，在中—低成熟度区应优选与高TOC含量页岩层段紧邻的中—高TOC含量页岩层段（长英质纹层发育），在中—高成熟度区应优选高TOC含量的页岩层段。Ⅰ类油层作为"黄金靶层"应优先开发动用，根据技术成熟度实行递进开发，以实现中国陆相页岩油资源最大限度开发利用，切实服务于保障国家能源安全。

烃源岩油气演化阶段的细分与资源潜力评价对深层常规和非常规油气勘探、深层基础石油地质学问题的研究具有重要意义。深层烃源岩的油气演化可划分为4个阶段，即轻质油（挥发性油）、凝析油气、湿气和干气，也对应着深层的4种油气类型。烃源岩和储层中的原油体系均可形成这些油气。通过模拟实验评价深层烃源岩的生烃潜力，提出了4个油气演化阶段的划分指标。鉴于深层烃源岩的油气资源潜力评价需要考虑正常原油是否排出和排出量多少等问题，采用先进行生烃高峰排烃、再进行限定体系加热的实验方案，建立了基于排烃作用的深层油气演化模式。该模式可粗略用于深层烃源岩油气资源潜力评价。借鉴基于开采气油比（GORr）划分油气藏类型的经验，利用烃源岩裂解模拟产物的气油比（GORs）和甲烷含量作为实验室热模拟油气演化阶段的划分指标。将GORs快速上升时的值142 m ³/m ³（800标准立方英尺/桶）、890 m ³/m ³（5 000标准立方英尺/桶）、3 562 m ³/m ³（20 000标准立方英尺/桶）以及甲烷含量95%分别作为轻质油、凝析油气、湿气、干气的上部界限值。考虑到无法通过岩心样品直接获取GORs，因此，这些界限值还不能用于实际剖面的油气演化阶段的划分。鉴于勘探家常用镜质体反射率（ R _o）或等效镜质体反射率（ R _oE）划分烃源岩的生烃阶段，因此，采用抑制的 R _o模型将实验室的温度标尺转化为 R _o，求出上述界限值的 R _o范围。值得注意的是，通过限定体系热模拟实验求出的 R _o值比实际地层测定的 R _oE值要高。轻质油和凝析油气按成因可分为4类，其中，A类由Ⅰ—Ⅱ型有机质经排烃后形成，B类由未经排烃的Ⅱ—Ⅲ型有机质形成，C类由原油裂解形成，D类由次生改造形成。目前对原生轻质油、凝析油气（A类、B类和C类油气）的研究还很不够，需要加强。深层轻质油、凝析油气资源除受烃源岩的有机质含量、类型和成熟度影响外，还与下列深层地质因素有关：①正常油（黑油）的排烃效率；②是否存在大规模的油藏裂解；③是否有来自不同烃源层的油气混合。中国发育有多种成因类型的轻质油和凝析油气，具有广阔的轻质油、凝析油气资源勘探前景。

塔里木盆地超深层海相碳酸盐岩油气资源丰富，已发现中国最大的风化壳型油田和最大的凝析气田，但勘探开发长期局限在古隆起及斜坡部位。近年来，随着勘探上突破"古隆起控油、斜坡富集"的传统理论认识以及地震、钻井与开发配套技术进步，在坳陷区发现了超深层（大于7 500 m）走滑断裂断控型油田——富满油田。富满油田的勘探开发实践与研究表明：（1）走滑断裂的发育不仅沟通了深层下寒武统烃源岩，而且控制了中奥陶统碳酸盐岩缝洞体储层的发育，并与上奥陶统巨厚泥岩构成了优越的走滑断裂断控型油气成藏体系；（2）油气沿走滑断裂破碎带呈条带状差异分布，具有圈闭类型特殊、油柱高度大、油品性质好、单井产量高等特点；（3）发现三级石油地质储量达4×10 ⁸t，石油资源量达10×10 ⁸t，开发高效井多，快速建成了原油产量达160×10 ⁴t/a的产能。通过持续攻关，逐步形成了沙漠区超深层高密度宽方位三维地震采集、弱走滑断裂刻画、碳酸盐岩破碎带圈闭评价、高效井位部署、超深层钻完井等配套技术，支撑了超深层复杂断控型碳酸盐岩油藏的规模与效益勘探开发。

2019年中国石油长庆油田公司在鄂尔多斯盆地发现庆城10亿吨级页岩油田，但其石油资源属于致密油还是页岩油尚存争议。基于延长组7段（长7段）烃源岩层系非常规油藏地质特征的系统分析，长7段整体为一套细粒沉积，单期砂体厚度小、砂地比低、源-储一体，认为其内部发育典型的页岩油藏。页岩油富集机理与成藏特征的深化认识带动长庆油田转变了勘探开发方式与管理思路，实行一体化运行、平台化管理、工厂化作业、信息化支持、全生命周期考核等多项措施；开展多学科联合技术攻关，形成"甜点"评价关键技术、水平井优快钻完井技术、水平井细分切割体积压裂技术等特色技术，助推鄂尔多斯盆地长7段页岩油勘探开发取得重要突破，并建成百万吨级页岩油示范区。鄂尔多斯盆地是中国未来石油上产最主要的地区之一，长7段页岩油是最现实领域，规划2030年长7段页岩油产量将达到500×10 ⁴t，对支撑中国原油稳产和保障国家能源安全具有重大战略意义。

含油气盆地深层—超深层是全球油气勘探的"三新"领域之一，整体低渗-致密背景下相对高孔/高渗的优质储层是深层—超深层勘探的甜点。勘探实践和研究表明，含油气盆地深层—超深层（深度为4~8 km）碎屑岩仍可发育原生孔隙主导型、次生孔隙主导型、孔-缝复合型和裂缝主导型优质储层；在深层—超深层碎屑岩优质储层中，古生界储层以次生孔隙型为主、原生孔隙型为辅，中生界侏罗系—白垩系储层以原生孔隙型为主、次生孔隙型为辅，新生界储层原生孔隙型和次生孔隙型均可大量发育，且中生界勘探突破深度整体深于古生界和新生界。浅层—深层多成因溶解成孔作用控制了深层—超深层储层中次生孔隙的发育，构造作用控制了裂缝的发育，早期胶结作用（绿泥石包壳、碳酸盐胶结壳）、浅层流体超压、烃类早期充注和低时间—温度指数（TTI）型埋藏史—热演化史控制了不同地质背景下储层中孔、缝向深层—超深层的有效保存。深层—超深层优质油气储层的发育是有利的沉积作用、埋藏史—热演化史、流体压力史、成岩史—孔隙演化史—油气充注史等相互耦合的结果，其发育存在：①中—浅层流体超压、中—浅层油气充注主控的原生孔隙主导型，②浅层绿泥石包壳主控、中—浅/深层油气充注的原生孔隙主导型，③早期长期浅埋—晚期快速深埋超压主控、中—深层油气充注的原生孔隙主导型，④地表淋滤成孔、中—浅层油气充注主控的次生孔隙型，⑤多成因溶解主控—晚期烃类充注的次生孔隙型5种典型模式。缺少大规模断裂系统沟通时，埋藏溶解作用增孔量有限，多种类型的"浅成-深保"是深层—超深层优质油气储层发育的关键。碎屑岩油气储层孔隙的保存极限决定了深层—超深层油气勘探下限，深层—超深层油气储层中"烃-水-岩"有机-无机相互作用持续影响储层质量和油气质量演化，高温高压条件下有机-无机相互作用机理及其约束的储层孔隙保存极限深度是下一步研究重点。

油气资源评价是基于对油气成藏地质条件的掌握和判断来预测未来油气资源潜力,对油公司实施国际化战略具有重要意义。根据评价方法、油气地质理论、勘探技术、发现的圈闭类型等要素,将全球油气资源评价发展历史划分成4个阶段:早期起步阶段(1900-1957年)、快速发展阶段(1958-1985年)、稳定发展阶段(1986-2007年)和中国参与阶段(2008-现今)。全球油气资源评价结果受不同阶段所采用的评价方法、资源评价范围、油气地质理论、地球物理和钻井等勘探技术以及油价和油气产量等因素的影响。通过对比分析中国石油天然气集团有限公司(中国石油)2020年、美国地质调查局(USGS)2012年和国际能源署(IEA)2019年的全球油气资源评价或统计结果,认为中国石油(2020)评价结果更加全面,但待发现可采资源量评价结果较IEA(2019)偏低。随着油气地质理论的发展和科技的进步,未来将不断有油气资源转化为油气储量和产量,全球油气资源评价方法将逐步实现以烃源岩为核心的"整体"评价为主,评价结果将实现"立体"呈现,评价对象将持续向"两深一非"(深水、深层和非常规)拓展,评价过程将突出"经济性"和"低碳"要求,大数据和人工智能技术在未来全球油气资源评价中也将发挥重要作用。

四川盆地下侏罗统发育陆相湖盆页岩，烃源岩品质好、有机质丰度高、页岩油资源丰富，以往研究主要关注自流井组大安寨段，其他层位研究较少。通过分析侏罗系页岩沉积环境、有机质丰度、类型、成熟度等地球化学特征，以及页岩储集性能、储集空间类型等地质条件，明确了下侏罗统湖相页岩油的地质特征及资源潜力。结果表明：四川盆地发育自流井组东岳庙段、大安寨段和凉高山组3套湖相页岩，页岩TOC含量一般大于1.0%；有机质类型为Ⅱ ₁—Ⅱ ₂型，3套页岩均具有较好的生烃潜力； R _o值为1.00%~1.82%，热演化程度为中等偏高。页岩厚度大、分布面积广，页岩平均孔隙度为4%~9%，页理缝发育。东岳庙段为平缓的广盆静水沉积环境；大安寨段为侏罗系最大湖泛期沉积，表现为深盆深水环境；凉高山组为广盆浅水环境。页岩发育纯页岩型、页岩-碳酸盐岩互层型、页岩-砂岩互层型3种组合样式。通过对页岩油富集层段进行评价，明确纵向上划分5个甜点段，平面上划分稀油区、轻质油区和凝析油气区3个区带。特别是平安1井等的重大发现，证实了四川盆地侏罗系具备良好的页岩油勘探开发潜力。

页岩油气是自生自储、源储一体的非常规油气资源,根据热演化成熟度将页岩油划分为中—高成熟页岩油与中—低成熟页岩油,根据页岩沉积环境将页岩气划分为海相、海陆过渡相和陆相页岩气。中国是目前世界上实现陆相页岩油商业规模开发最成功的国家之一,相继在鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、松辽盆地、渤海湾盆地等获得陆相页岩油重大发现。在四川盆地及其周缘实现了海相页岩气工业突破和快速规模发展,截至2021年底,在中国南方累计探明页岩气田8个、探明地质储量2.74×10 ¹²m ³,2021年页岩气产量达230×10 ⁸m ³,累计生产页岩气924×10 ⁸m ³。中国页岩油气资源潜力大,但规模勘探与效益开发仍面临诸多挑战。借鉴国外页岩油气发展经验与启示,建议由国家牵头评价落实黑色页岩转化油气、高碳煤岩转化油气的技术与经济资源量,制定发展规划;设立国家级黑色页岩、高碳煤岩油气原位转化先导试验区,继续执行并出台页岩转化、煤岩油气转化的财政激励和税收扶持政策,推动实现地下页岩油熟化转化革命、地下煤炭加热转化油气革命;国家顶层设计,统筹投资,以鄂尔多斯、四川等盆地为代表,打造地上可再生能源与地下油气煤、热锂铀、碳捕获和储存(CCS)、碳捕获与利用及封存(CCUS)等协同融合发展的"世界超级能源盆地"基地,实现地上与地下多种能源的协同融合发展。

鄂尔多斯盆地为典型的克拉通内盆地，油、气、煤、盐、铀等矿产资源丰富。研究构造运动的期次、序列与性质将为揭示克拉通盆地的成因与演化过程奠定基础，同时也将为探讨多种能源、矿产资源赋存的内在机制提供依据。基于近年来的高精度区域反射地震剖面和深井资料，结合周缘地质露头分析，通过厘定鄂尔多斯盆地的关键构造变革时期，建立了盆地演化的时-空框架。研究表明，鄂尔多斯盆地由下至上发育10个区域不整合面，分别为长城系、蓟县系、震旦系、寒武系、奥陶系、石炭系、三叠系、侏罗系、白垩系和第四系底界不整合面；盆地发育中元古界、寒武系-奥陶系、上石炭统-三叠系、侏罗系、下白垩统和新生界6个构造-地层层序。鄂尔多斯盆地的形成与演化受控于周缘板块构造作用，经历了中元古代早-中期大陆裂解、寒武纪-中奥陶世被动大陆边缘、晚奥陶世主动大陆边缘形成与碰撞造山、晚石炭世-二叠纪末期周缘裂解、中生代早期大型陆内坳陷、中生代中-晚期陆内前陆盆地和新生代周缘断陷等演化过程。鄂尔多斯盆地岩石圈深部的构造作用相对活跃，盆地内部发育中奥陶世、中-晚三叠世、早白垩世与晚中新世4期中酸性、中基性火山活动，其中，早白垩世晚期的火山活动强烈。结合周缘板块构造事件、盆内岩浆活动和盆地沉降-隆升过程分析，鄂尔多斯盆地经历了新元古代、晚奥陶世、中-晚三叠世、晚侏罗世-早白垩世、新生代5个关键构造变革期，这些构造变革期控制了盆地的构造演化和地质结构，对鄂尔多斯盆地的油气分布产生了深远影响。

松辽盆地古龙地区青山口组一段—青山口组二段页岩油资源丰富，实现了具有战略意义的勘探突破，开发先导试验取得初步成果，展现了广阔的页岩油勘探开发前景。古龙页岩油为典型的原生源储原位油藏，其源储关系、运移特征、聚集动力、边界条件等成藏特征和流体相态相变机理、微米—纳米级缝孔体系梯次输运机制等渗流特征与致密油、夹层型、混积型页岩油具有明显区别，为实现高效开发，形成了以"箱式开发"为核心的关键技术系列，并初见成效。页岩中与黏土矿物共生的层状藻类体生烃后，形成以有机孔为主的孔缝体系，受毛细管力、黏滞力等作用的综合影响，油气分子未发生运移而原地超压保存，形成规模分布、相对独立、具有不同压力系统及流体性质的微米—纳米级含油孔隙集合体，构成原生源储原位油藏。增加人工裂缝复杂程度，使不同压力系统的含油孔隙逐步达到流体启动压力、孔隙内赋存的原油梯次流向裂缝网络，是实现古龙页岩原位油藏开发、油井保持长期稳产的核心。勘探开发实践推动形成了以"有机相+应力级差"为核心的箱体划分技术、以"可动油含量"为核心的黄金靶体优化技术和箱体内"一次布井、多靶叠置、立体交错、整体动用"一体优化技术，应用成效明显。古龙页岩油原位成藏理论认识丰富了传统石油地质理论，必将引领世界原位型页岩油理论发展，将页岩油革命推向新的高度。古龙页岩油的规模效益开发，对保障国家能源战略安全、促进区域经济社会发展具有重要战略意义。

在"双碳"目标下绿色无污染、高能量密度的氢能已成为能源产业未来发展的重要趋势,地下储氢是一项很有前景的大规模氢能储存技术。通过综述地下储氢概念的提出和矿场实践研究现状,深入剖析了盐穴储氢、含水层储氢、枯竭油气藏储氢及废弃矿井储氢的储存模式及特征,从多角度对比分析了各自优缺点。天然气的地下储存可为储氢提供技术经验,但二者又存在明显区别。通过系统研究地下储氢的可行性,详细阐述了地下储氢在盖层密封性、井筒密封完整性及储层化学反应等方面存在的难点和挑战。基于以上研究和分析,指出了地下储氢发展存在的难题,展望了地下储氢的未来发展前景,提出了加强盖层地质力学完整性、井筒完整性研究以及加快储层岩石、流体与氢气的地球化学和微生物反应评估等对策建议,以期为中国氢能地下储存提供参考。

综合高精度岩石物理实验、数字岩心以及测井新技术资料，系统描述了鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段3亚段陆相页岩油的页岩岩相特征及其识别方法，根据每类页岩岩相的内幕特征确定了"油气甜点"有利岩相分布层段与平面展布规律。研究认为，高TOC含量页岩岩相是陆相页岩油的源岩基础，但不是产量的主控因素；孔隙结构良好和储集空间发育的页岩岩相是"油气甜点"的有利岩相；有利页岩岩相的可压性与脆性矿物的粒度、分布形式及其与柔性矿物间的接触关系密切相关；有利岩相以及良好的源-储配置关系是陆相页岩油产量的主控因素；基于储层品质、源岩品质和完井品质（"三品质"）的评价结果可优化压裂分级与射孔簇布置。研究成果与认识有效地支持了鄂尔多斯盆地C80井区2口水平井的风险勘探部署，并为其获得重大突破提供了有效的技术支撑。

基于对美国页岩革命的历程及中国陆相盆地与美国海相盆地页岩油地质、工程特征差异性的分析,提出了中国陆相页岩油革命值得关注的10个问题,包括美国页岩油与致密油术语的使用及演化、美国页岩油/致密油的发展历程、页岩革命的提出与内涵、美国页岩革命成功可借鉴的体制机制经验、美国页岩油工作模式、页岩油盈利模式与投资渠道的关系、页岩油产量递减关系、中国页岩油突破的具体时间、页岩油的分类原则与标准和中国陆相页岩油革命。研究认为,北美地区页岩油和致密油的概念在某种程度上是相同的;美国"页岩革命"的核心是提高钻完井效率、降低建井成本、提高单井产量,其工作模式发展阶段主要从井型的变化、水平井水平段长的变化和水力压裂的发展来划分;钻完井数是反映页岩油勘探开发活动的重要指标;页岩油开采的盈利模式与投资渠道关系紧密,美国公司追求尽快收回投资获取利润,普遍采用放压生产模式,产量递减快,生产曲线呈"L"型;在体制机制上,运用市场机制、"油公司+精益化管理"项目运营模式、建立共享开放的数据库等经验值得借鉴。从资源基础、工程技术能力和产量预期来看,中国具备陆相页岩油革命成功的基本条件,全力推进页岩油勘探开发的市场化、技术与管理方式变革,突出页岩油"质的发展与量的突破",切实将资源量转变为储量、将储量转化为效益产量,可以确保页岩油革命取得胜利。

川西坳陷东部斜坡的侏罗系油气藏总体表现出上三叠统须家河组五段和下侏罗统优质烃源岩"双源"供烃、多期多套叠置河道规模砂岩储集体发育、烃源断层持续活动供烃以及古今断裂-砂体配置条件有利的特征，具备形成致密砂岩大气田的成藏地质条件与源-储时空组合。通过总结分析中江气田的成藏地质条件，提出了中江气田中侏罗统沙溪庙组油气藏为"河道控砂、断裂-砂体输导、叠合-复合控藏"的成藏新认识，建立了"断层持续活动、烃类多期充注、岩性气藏发育、油气远离断层富集"的富集模式。基于中江气田的勘探开发实践，形成了致密砂岩气"甜点"精细刻画技术、复杂窄河道致密砂岩气藏高效开发技术以及水平井密切割强支撑体积压裂技术等关键配套技术。通过地质-工程一体化运行，中江气田作为沙溪庙组窄河道致密砂岩气田，累计提交天然气探明储量超过千亿立方米，建成产气量超过20×10 ⁸m ³/a。

对地下储层和流体的认识程度严重制约油气田开发的生产举措,而油气藏描述在油气田开发中占有重要地位,构建油气藏系统的数字孪生体是油气藏描述的最高境界。在对油气田开发研究现状与发展趋势和数字化转型生产需求分析的基础上,提出了数字孪生油气藏理论,将数字孪生油气藏定义为"构建油气藏的数字孪生仿真模型,最大限度地量化逼近真实油气藏,及时准确地表征油气藏全生命周期动态变化,模拟物理世界油气藏实体在真实环境下的开发行为",为油气藏描述与油气藏工程一体化研究指明了方向。论述了基于数字孪生油气藏的智慧油气田建设重点方向与建设内容,指出通过建立油气藏开发系统的数字化副本——油气藏数字孪生体,以此为基础在云端优化开发与科学管理油气田,将带来油气田开发领域的一场新的技术革命,数字孪生油气藏将为智慧油气田建设赋予新的内涵。

稠油是重要的石油资源类型,实现稠油资源持续、高效开发,对保障国家能源安全具有重要的现实意义。针对中国热采稠油的主要特征进行了分析和总结:在地质和油藏特征方面,中国稠油油藏类型多、埋藏深、油层薄、储层非均质严重、油水系统复杂;在组成特征方面,胶质和沥青质分子之间相互作用形成空间网状结构导致稠油黏度大;在流变特性方面,稠油存在临界温度,当温度大于临界温度时,稠油流变行为呈现牛顿流体流变特性,当温度小于临界温度时,稠油流变行为呈现具有屈服值的宾汉流体特征;在渗流特征方面,稠油在地下渗流呈现非达西渗流特征,存在启动压力梯度,其受温度、储层渗透率、地层原油黏度及沥青质含量影响。综述了国内外稠油开发技术现状,详细阐述了蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油(SAGD)、火烧油层、热复合开发等技术的主要机理、适用条件、应用实例、存在问题和发展方向,蒸汽吞吐仍是稠油热采的主要方式,蒸汽驱是蒸汽吞吐后有效接替技术之一,SAGD技术在引进吸收中取得重要进展,火烧油层成为大幅度提高采收率的重要技术,热复合开发技术实现难采稠油高效开发。研究结果表明,未来稠油开发需要发展高质高效的热力开发技术,协同采收率和油汽比"双目标"最大化,持续加强油藏描述、动态监测和注采调控,积极探索产热方式转变,从而实现稠油效益开发和绿色低碳发展。

页岩储层的孔隙尺寸主体是纳米级，在纳米尺度下流体的流动机理和相态特征受到尺度效应和壁面效应的显著影响而偏离经典理论描述，致使常规油气藏中的流体特征认知不完全适用于页岩油气藏，从根源上制约着页岩油气的高效开发。因此，明确页岩储层在纳米孔隙尺度下的微观流体特征具有显著的科学意义和工程价值。纳米流控技术具备纳米级孔隙精准制备和原位可视化检测的特点，为页岩油气微观渗流与相态特征的研究提供了全新的实验视角，也为纳米尺度下流体特征的理论研究提供了实验依据。对纳米流控实验技术进行了介绍，并回顾了基于该技术在纳米尺度下油气水的单相及两相流动规律、单组分烃及多组分烃相态特征、扩散与混相过程，以及页岩储层微观物理模型的最新研究进展，重点梳理了页岩储层微观流体特征的纳米流控实验研究方法、实验结果以及与理论研究间的对照情况。同时指出了当前纳米流控技术在研究页岩储层微观流体特征中存在的不足，展望了今后的发展方向。

中国煤层气资源种类齐全且极为丰富可靠，具有形成年产千亿立方米级新兴大产业的资源基础。在国家的大力支持下，经过30年的艰苦努力，中国煤层气勘探开发取得重大进展，形成了年产百亿立方米级的煤层气产业。但距年产千亿立方米级的大产业目标相距太远，且煤层气连续3个五年计划没有实现预期目标，同时也失去了明确的发展方向，中国煤层气产业发展处于前所未有的困境。在中国亟需大力发展的天然气产业中煤层气贡献微薄，其根本原因是30年来国内外所建立的煤层气勘探开发理论与技术不能完全体现煤层组成、孔隙结构特征与煤层气以吸附态为主的赋存状态，现有技术不完全切合煤层气的产气机理，不具备普适性。在深入分析煤层气产气机理的基础上，提出了将煤矿瓦斯学科与天然气开发学科相融合，建立起科学、实用的煤层气勘探开发理论与技术，并提出4类煤层气资源都可据此建立起科学、实用的理论与技术，以实现高效勘探、有效开发。进一步从煤层气资源状况、油气勘探开发技术进步、煤层甲烷赋存、运移规律研究进展等方面论述了中国建成千亿立方米级煤层气大产业的可能性及实施路径。煤层气大产业需要依靠煤炭和油气两大行业交叉融合，加强基础研究，从源头创立适用于各类煤层气藏实现高效勘探、有效开发的理论与技术体系，产生一个新的学科（方向），形成一个新的生产、技术、行业领域，建成一个大产业的路线，从而实现"由煤层气勘探开发原创理论与技术支撑形成一个煤层气新兴大产业的发展战略"，确保中国年产千亿立方米级煤层气大产业尽快形成，从而大幅度降低中国天然气对外依存度，并力争逐步实现中国天然气自给自足。

近3年,四川盆地相继在川中古隆起北斜坡上震旦统灯影组二段和四段、下寒武统沧浪铺组一段、二叠系茅口组二段取得勘探突破,继安岳气区发现之后形成了新的万亿立方米级大气区——蓬莱气区。受大型张性走滑断裂、古裂陷槽、台缘带联合控制,蓬莱气区纵向上发育多层系规模化烃源岩、储集层及断控岩性圈闭;良好的"源-储"配置和垂向输导通道促进了多层系油气高效充注;"古隆今斜"的构造演化保证了油气高效汇聚;多层系直接盖层和区域盖层的发育为油气提供了良好的保存条件。得益于成藏要素在时间和空间上的良好配置,蓬莱气区震旦系—二叠系形成了特有的斜坡区深层—超深层、多层系、海相碳酸盐岩立体成藏模式——"立体供烃、立体成储、立体输导、早油晚气、立体成藏"。蓬莱气区多层系天然气勘探突破不仅大大拓宽了四川盆地深层—超深层天然气勘探领域,也证实了在历经多期构造运动后,古隆起斜坡部位的超深、超老地层仍具有形成规模性天然气聚集的潜力,对进一步深化四川盆地超深层天然气勘探具有重要指导意义。