在“双碳”战略引领全球能源变革的当下，作为国家级战略资源富集区的鄂尔多斯盆地，其向综合性碳中和能源系统转型已成为保障国家能源安全与推动绿色发展的关键。立足于“十四五”以来的新发展阶段，从“能源强国”“全能源系统”理论和“能源当量”理念视角，重新认识盆地资源能源、盆地理论技术和盆地战略地位，全面剖析了盆地从化石能源生产基地向世界级“碳中和超级能源盆地”转型的资源基础、技术储备、战略定位与实现路径。研究认为：鄂尔多斯盆地具备化石能源与新能源资源高度富集、CO₂源汇匹配俱佳、基础设施完备等独特优势，是兼具超级化石能源盆地、超级新能源盆地和超级CCUS盆地潜力的“三超盆地”，通过部署实施十亿吨级煤炭清洁生产、亿吨级油气绿色生产、千吨级铀矿等伴生资源生产、亿千瓦级风电光伏、亿平方米级清洁热力、亿吨级CCUS/CCS产业化、国家级能源战略储备和调节枢纽等“七大工程”，有望率先建成集能源安全供给、绿色低碳转型、区域协调发展于一体的世界级碳中和超级能源盆地示范工程，为中国加快新型能源体系建设乃至全球资源型地区转型提供绿色跨越的系统路径与引领示范。

定边、靖边及安边地区（三边地区）位于鄂尔多斯盆地古生界苏里格气田和靖边气田叠合区，但中生界石油勘探程度较低。以往鄂尔多斯盆地中生界烃源岩研究主要集中于湖盆内部及西南、西北等地，湖盆北缘三边地区烃源岩发育情况尚不清楚。通过薄片、扫描电镜、地球化学等分析测试手段，结合岩心、测井等资料，对该地区长7段湖相泥岩发育特征、时空分布、生烃潜力等开展系统分析。揭示了该地区发育1~16 m厚的暗色泥页岩，泥岩富含有机质纹层，主要类型为Ⅰ、Ⅱ型，有机碳含量可达4%~5%，镜质体反射率为0.68%~0.92%，综合评价其可达到好—优质烃源岩，具备较好生烃能力。三边地区长7段湖相泥页岩的发现，使得有效烃源岩的范围向北拓展2 800 km²。同时，成藏分析认为，长6段—长9段储层具有本地烃源岩垂向供烃和湖盆优质侧向供烃双重优势。该地区烃源岩的发育对于重新认识长7段沉积期湖盆范围及演化、延长组资源潜力，以及未来该地区勘探开发具有重要参考价值。

鄂尔多斯盆地三叠系延长组是典型的大型内陆坳陷型湖盆，传统地层方案具有全盆近似平行等厚的分布特征，但最新的地震剖面显示东北部强反射同相轴呈楔状向西南部深湖区变薄，表明现有地层划分方案并非等时地层格架。基于钻井、测井、地震及岩性等资料，对鄂尔多斯盆地延长组地层对应关系及其成因机制开展了系统分析。结果表明：盆内最具代表性的长7段和长9段湖泛面2期强反射同相轴具有等时意义，西南部长7段底部凝缩层的沉积时间与东北部长9段顶至长7段底的沉积时间对应，并首次提出了西南部湖平面快速上升与物源供应不足共同引起的泥页岩厚度极薄或部分地层缺失。结合区域构造及沉积背景分析其成因机制包括：①秦岭造山带构造转换期西南物源初始供应弱，深湖区陆源物质欠补偿；②湖广水深使得可容空间远高于物质供应量，水体阻力强、搬运难度大；③伴随火山频发而发生的湖侵作用非常快速，致使陆源响应不及时。欠补偿事件与湖泛面凝缩层关系紧密，深水区凝灰岩锆石测年数据跨度较大（226~241 Ma），指示了多期叠加和非等时性，验证了地层间断的存在，全盆地尺度的等时地层划分、沉积演化和源储组合等急需重新认识。研究成果对深化陆相沉积理论、指导油气勘探开发具有重要意义。

鄂尔多斯盆地中生界延长组发育多套凝灰岩标志层（K0—K9），是地层划分与对比的重要标志。在岩心、薄片、扫描电镜及全岩X射线衍射分析的基础上，明确了凝灰岩标志层的岩性、矿物组成和微观特征。利用测井数据定量识别了凝灰岩，绘制了盆地范围的K0-K9中6个主要层段的凝灰岩标志层厚度图，明确了延长组主要层位凝灰岩标志层的分布。结果表明：凝灰岩标志层岩性为沉凝灰岩，颜色丰富，沉积粒度细，以火山灰和火山尘为主，多顺层分布，与顶底岩石突变接触。造岩矿物主要由石英和黏土矿物组成。显微镜下观察到，凝灰岩标志层岩石以基底胶结为主，具有典型的凝灰结构，主要为玻屑，晶屑含量少。岩性疏松的凝灰岩标志层，多为火山尘蚀变为黏土矿物的结果。分析认为凝灰岩标志层的形成受物源和湖盆水深双重影响，印支期火山活动在延长组沉积期持续发生，其中在长7段和长1段沉积期最为剧烈，火山活动规模大，频次高。研究成果为延长组区域地层对比、延长期火山活动、湖盆中心迁移与演化研究提供新的手段和证据，同时指明了除长7段以外的次级烃源岩的分布范围，为油气勘探提供新的选区思路。

四川盆地川中地区长兴组位于中部孤立缓坡型台地，发育多排高能礁滩体，局部区域白云化储层发育好，勘探潜力大，但储层非均质性强、一礁一藏特征明显，导致其存在储层内部边界刻画不清、地震响应特征不明确等问题。因此，需要进一步对礁滩体边界进行精细刻画。从地质、测井资料入手，首先明确长兴组礁滩储层岩石学及地震响应特征，然后结合正演模拟结果，建立礁滩储层地震识别模式，再利用古地貌恢复及地震属性分析等技术，提出“三定法”礁滩储层内部边界刻画方法，最后综合地震反演及地震相分析技术等，明确礁滩储层纵横向展布特征。研究表明：纵向上研究区内长兴组礁滩储层发育在长一段和长二段中上部，厚度在10~60 m之间；横向上主要发育在台缘及台内局部古地貌高部位，一礁一藏特征明显。台缘带内地震响应模式好、单个面积稍大的礁滩体具有较大的勘探潜力。

为揭示川西—川中地区须家河组天然气差异富集主控因素，指出下一步有利勘探方向，系统分析了须家河组构造地层演化、烃源条件、储集特征和成藏规律。研究结果表明：①须家河组沉积后经历了印支期、燕山期和喜马拉雅期3期构造运动，形成了北西向、北东向2组断裂体系，发育须一+须二段、须三段和须五段3套烃源岩，具有烃源岩厚度大、有机质丰度高、热演化程度适中、生气强度大等特征，奠定了须家河组致密气大面积分布的物质基础；②须家河组储层岩性主要为岩屑砂岩，发育粒内溶孔、粒间溶孔以及残余粒间孔等储集空间类型，为裂缝—孔隙型和孔隙型储层；③须家河组致密砂岩气藏主要受源—储—断三元耦合控制，其中烃源岩的分布控制致密气的富集区域和气藏边界，在满足自封闭成藏条件时优质储层控制了天然气富集程度，断裂既可以为天然气垂向运移提供通道，其伴生裂缝又可以沟通孤立孔隙提高储层渗流能力控制高产。综合上述成果，以须三段、须四段和须五段为目标层段，优选了致密气有利富集区，对须家河组下步勘探部署具有重要指导意义。

川东北通南巴地区（包括通南巴背斜与通江凹陷）须家河组已经建成千亿方储量阵地，而以往倾向于将其作为整体研究，从而忽略了背斜与凹陷区成藏特征的差异。源储条件与天然气组成的对比表明，通南巴背斜和通江凹陷区须家河组烃源岩均为中—高有机质丰度，Ⅱ₂—Ⅲ型，过成熟烃源岩，但凹陷区烃源岩厚度相对大。背斜与凹陷区须家河组致密砂岩储层均为“超低孔、超低渗”储层，而背斜区砂岩相对较厚，在断裂和褶皱的叠加影响下，更易于形成有利于天然气聚集的缝孔储渗体（“断缝体”）。通南巴背斜和通江凹陷须家河组天然气均为来源于须家河组煤系烃源岩和上二叠统海相烃源岩的高成熟—过成熟混合气。背斜区天然气的乙烷和丙烷碳同位素组成偏轻，且普遍发生倒转，表明海相气混入的比例更高。综合流体包裹体显微测温，构造埋藏史、热史与烃源岩生烃史的研究显示，通南巴背斜须家河组存在2期成藏，分别为中—晚侏罗世和古近纪—新近纪，其中晚期是主要的成藏期。古近纪—新近纪（喜马拉雅期）形成的具有“双源”供气的“断缝体”可能是有利勘探目标。通江凹陷须家河组存在3期成藏，分别发生在晚侏罗世、晚白垩世和新近纪，其中晚白垩世为主要成藏期。以须家河组烃源岩为主要气源的致密储层“甜点”及晚白垩世（晚燕山期）形成的“断缝体”可能是更为有利的目标。

近年来，深层煤岩气成为研究热点，四川盆地中部地区龙潭组煤系地层具备良好的煤岩气勘探开发潜力，然而针对该地区龙潭组煤岩气储层的评价方法及其分布规律，相关研究较为薄弱。以川中地区NT1H导眼井和水平井为对象，利用地质、地震、测井等资料，结合扫描电镜、矿物组分分析等方法综合评价煤岩气储集性能，采用叠前AVO反演、近入射角叠加资料的方差—蚂蚁体属性等技术对煤层开展精细表征。通过上述研究得出如下认识：①NT1H井煤层储气能力较强，热演化程度高，发育高密度网状割理系统且连通性好，孔隙类型涵盖矿物质孔、后生孔与原生孔，整体连通性良好，具备优质的生气、储气潜力及开采基础；②叠前AVO反演波阻抗低值区可有效指示厚煤层或薄互层组的分布，川中地区煤层纵向上以薄互层为主要特征，其中12^#~17^#煤层较薄，18^#~19^#煤层较厚，平均厚度为1.51~3.2 m；平面上受微古地貌控制，12^#~19^#煤层厚度介于0.5~6.37 m之间。研究明确了该地区龙潭组煤岩气储层的评价方法及分布规律，为后续复杂区水平井轨迹优化、多井联合评价及深层煤岩气勘探开发提供了可靠的实践经验与技术支撑。

通过对鄂尔多斯盆地本溪组8^#煤的生烃潜力、储层特征、含气性分布、生烃演化特征以及顶板封闭能力等开展研究，以揭示鄂尔多斯盆地煤岩气的富集控制因素，指出下一步有利勘探方向。研究结果表明：①鄂尔多斯盆地本溪组8^#煤有机质丰度高、显微组分以镜质组为主、热演化程度高、产气率高及生烃周期长，为煤岩气的富集奠定了丰富的物质基础；②煤岩储层储集性能好，平均孔隙度为6.3%，平均渗透率为2.21×10^-3 μm²，储集空间以有机质微孔为主，占比约为70%，宏孔和割理裂缝大量发育，为游离气提供了大量富集场所；③鄂尔多斯盆地本溪组8^#煤含气性好，含气量平均为18.34 m³/t，以吸附气为主，同时含有较高比例的游离气，不同地区的含气性差异受岩性组合模式控制；④定量评价了不同岩性顶板的封闭能力，煤—灰组合和煤—泥组合封闭性能最好，利于煤岩气富集，煤—砂组合封闭性能最差，部分煤岩气运移至源外砂岩成藏。综合建立了煤岩气“源—储—保”三要素耦合的成藏富集模式，指出鄂尔多斯盆地南部榆林—子洲地区、中部纳林河—横山地区是8^#煤煤岩气的有利勘探区带。研究成果为中国煤岩气地质甜点预测提供了指导。

“水平井+水力压裂”技术已成为深部煤层气开发的重要手段，但深部煤层层理发育，层理的开启对支撑剂在水力主裂缝和层理中运移和铺置的影响尚不明确。建立了深部煤层层理发育复杂裂缝，采用欧拉—欧拉支撑剂运移模型，探究了地质因素（层理开度、层理数）和工程因素（施工排量、压裂液黏度、砂比和支撑剂粒径）对层理发育复杂裂缝中支撑剂运移和铺置的影响。模拟结果表明：①层理的开启对水力主裂缝中稳定砂堤的高度有显著影响；与垂直单缝相比，层理开启条件下，稳定砂堤特征长度最大减小幅度为24.67%，特征面积最大减小幅度为50.37%。②层理数对水力主裂缝中稳定砂堤的影响主要体现在下层理距水力主裂缝底部的高度（H _LB），上层理中几乎没有支撑剂分布。③随着施工排量、砂比、支撑剂粒径的增大，水力主裂缝中稳定砂堤达到H _LB所用的时间缩短，而随着层理开度、层理数、压裂液黏度的增大，砂堤高度达到H _LB所用的时间延长；与垂直单缝相比，层理开启条件下，水力主裂缝稳定砂堤特征长度最大减小幅度为34.67%，特征面积最大减小幅度为49.06%。④仅在窄层理中，支撑剂会以稳定砂堤在层理入口附近形成，其他情况下，支撑剂则以悬浮形式存在于层理中。上述研究成果可为深部煤岩压裂设计提供理论依据。

苏里格气田为中国最大的天然气田，天然气中普遍含氦，但含氦天然气地球化学特征与氦气富集机理研究仍需深入。采用天然气和稀有气体组分与同位素分析、岩石主量与微量元素分析与盆地数值模拟，对苏里格气田上古生界含氦气藏进行静态要素分析与动态过程解剖，构建氦气富集模式。结果表明：苏里格气田含氦天然气甲烷含量为83.12%~93.61%，以高成熟干气为主并混有成熟阶段的湿气；氦气平均含量为0.047%，与N₂正相关，具有西高东低的分布特征，分2个含氦区，西部氦气一类区含量为0.05%~0.10%，东部氦气二类区含量为0.03%~0.05%；苏里格气田为多源供氦，包括基底型和沉积型氦源岩，其中基底型源岩发育规模大但缺乏有效通源断裂导致氦气含量总体不高；靠近盆地基底古隆起且烃源岩生烃强度弱的区域利于氦气聚集，同时，地层压力通过影响溶解度间接控制氦气富集。苏里格气田氦气富集过程分成3个阶段：早侏罗世前以逸散为主；早侏罗世—早白垩世受地下其他流体分布控制；早白垩世后地层重构、流体再分配且压力下降，形成地下水脱氦聚集模式。基于苏里格气田含氦气藏形成的3个阶段并建立相应的氦气聚集模式，对国内氦气资源的勘探开发意义重大。

氦气作为战略资源，其高效开发对国家资源安全至关重要。页岩气藏中氦气赋存和扩散特征是氦气勘探开发的理论基础。构建了页岩干酪根基质及狭缝纳米孔隙模型，分别采用巨正则蒙特卡洛方法和分子动力学方法模拟了氦气及氦气和甲烷混合气体的吸附和扩散行为，分析了压力和孔径的影响规律。通过量化氦气不同赋存状态，从微观角度揭示了页岩纳米孔隙中氦气赋存机理，明确了氦气扩散特征。研究结果表明：干酪根中氦气吸附能力远弱于甲烷，压力和干酪根非均质性对氦气吸附的影响程度弱于孔径；1 nm孔隙中氦气以吸附态为主，2 nm和4 nm孔隙中则以游离态为主；氦气的单原子结构使其扩散和穿透能力强，可从干酪根基质扩散至狭缝孔中。研究成果丰富了页岩气藏中氦气赋存和扩散的基础理论。

在全球能源低碳转型背景下，天然氢气的勘探与开发已成为国际能源战略竞争热点。系统梳理了深层地质系统中氢气的成因机制及其与烃类气体的相互作用。研究表明：①无机成因主导氢气生成，其中蛇纹石化反应因高效产氢与广泛分布成为关键来源；幔源脱气与基底水岩反应为克拉通区域提供稳定氢源。②高温高压环境下，氢—烃相互作用呈现动态平衡，外源氢介入可激活高成熟烃源岩二次生烃，而费托合成驱动CO₂/H₂向CH₄转化，形成氢消耗与烃富集的动态平衡机制。③构造—流体耦合系统对气藏形成具有双重效应：深大断裂系统为深源氢气和烷烃气提供优势运移通道，但伴随的热液流体活动和储层、盖层完整性破坏会导致气体逸散。膏盐岩等塑性盖层通过物理吸附与封堵效应显著提升氢气封存效率。中国松辽盆地、柴达木盆地等已发现高含氢天然气藏，证实前寒武纪基底周缘与断裂带具备氢—烃复合成藏优势。当前研究面临三重瓶颈：①氢同位素分馏的温压耦合机制不明；②深部原位反应模拟技术缺失；③生物与非生物氢的生成—消耗模型缺乏定量约束。未来需聚焦于氢源示踪技术、构建氢—烃相互作用数值模型，并建立适应中国陆相盆地的成藏动态评价体系，为清洁能源开发提供理论技术支撑。

随着人工智能技术的快速发展，其在地质勘探领域的应用也逐渐展现出巨大潜力。传统的断裂识别方法主要依赖于地质学家的经验和人工判读。这种方法不仅效率低下，而且容易受到主观因素的影响，难以实现大规模数据的高效处理。为解决这一问题，以塔里木盆地哈拉哈塘地区走滑断裂识别为例，探索了人工智能在走滑断裂识别中的应用效果及可行性。结果表明：哈拉哈塘地区主要发育2组高角度走滑断裂系统，北北东和北北西向，两者在平面上呈X型相互交切关系。基于区内高精度三维地震资料的预处理成果，并利用卷积神经网络（CNN）深度学习算法及U⁃Net架构模型对研究区断裂进行自动化识别与分类实验。在明显消除随机噪声影响的背景下，上述算法对主干断裂、分支断裂及其组合关系识别清晰。通过对实验结果的分析，验证了深度学习模型在提升走滑断裂识别精度与效率上的显著优势，为地质勘探工作提供了新的技术手段。

页岩储层岩性分类是油气勘探开发中的关键环节，直接影响储层评价、压裂方案设计与产能预测的准确性。传统机器学习方法在岩性识别任务中常存在精度不足与泛化能力弱等问题。以鄂尔多斯盆地L井区延长组7段为研究对象，基于8口井共3 053个采样点的测井数据，利用皮尔逊相关系数法优选出自然伽马、声波时差、自然电位、井径、深侧向电阻率和浅侧向电阻率等6个响应特征显著的测井参数，构建了具有注意力机制的双向长短期记忆网络模型（BiLSTM⁃Attention），用于对三叠系延长组陆相页岩储层岩性的智能识别。通过与传统有监督学习模型（BiLSTM、CNN、SVM、LSTM）的对比实验，结果显示：BiLSTM⁃Attention模型在强非均质性页岩储层中的岩性分类表现最优，其识别准确率达到96.9%，损失值为0.09；该模型尤其在薄夹层与过渡岩性带中识别效果优异，其平均相对误差与损失值均低于其他对比模型，在岩性识别方面展现出了更好的稳定性和可靠性。该方法为复杂页岩层系的岩性识别提供了新思路，在强非均质性的非常规储层岩性识别方面具备较好的推广与应用前景。