中国石油勘探

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李国欣, 何新兴, 赵群, 张君峰, 张国生, 张雷, 徐旺林, 张斌, 杨智
中国煤岩气理论技术、勘探开发进展与前景展望
中国石油勘探 2025, 30 (4): 1-17. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.04.001

摘要（1095）

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PDF （5548KB）（564）

煤岩气作为一种新类型非常规天然气资源，近几年在我国取得了战略性突破，对保障能源安全意义重大。文章系统阐述煤岩气地质理论、关键技术的研究进展及勘探开发现状，基于资源潜力分析结果展望未来发展前景。研究表明：（1）煤岩气内涵在业界已形成普遍共识。煤岩是一种典型的双重介质储层，煤岩气藏富含游离气且组分复杂，存在运移聚集，有效成藏需良好的保存条件。（2）煤岩气成藏机理与煤系全油气系统理论框架已初步构建。形成了煤岩气“三场控藏”成藏机理认识，建立了“源储一体、箱式封存”和“多源共储、高点富集”两种类型的成藏富集模式，初步构建了煤系全油气系统理论。（3）初步形成了煤岩气资源评价、地质—工程甜点评价、实验测试、水平井多段压裂、产能评价与生产优化等技术系列，积极探索储层减水/ 无水改造、煤系多层多气立体开发等技术。支撑全国累计探明煤岩气地质储量5968×10 ⁸m ³，2024 年产量为27×10 ⁸m ³。（4）初步估算全国煤岩气地质资源量超38×10 ¹²m ³，具备2035 年实现年产煤岩气300×10 ⁸m ³ 的资源基础，将成为天然气产业新的增长极。（5）指出了煤岩气勘探开发面临的三大挑战，提出了未来六大理论技术攻关方向，以期推动煤岩气产业高质量发展。

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支东明, 何文军, 谢安, 李梦瑶, 刘寅, 曹剑
准噶尔盆地深层油气勘探新领域认识与启示
中国石油勘探 2025, 30 (3): 1-24. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.03.001

摘要（872）

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PDF （22420KB）（715）

含油气盆地深层已经成为油气勘探的现实接替领域。准噶尔盆地演化历史长、构造背景复杂，基于近年来的新发现，对盆地深层油气勘探新领域进行了预测。研究认为，准噶尔盆地深层—超深层具有原型海相盆地油气、西部坳陷二叠系风城组源内非常规油气藏、富烃凹陷大型地层油气藏及南缘前陆冲断带侏罗系—白垩系构造油气藏四大勘探新领域。原型海相盆地油气受石炭系多沉积中心分散展布的烃源岩控制，可以围绕各自烃源灶形成相对独立的全油气系统。西部坳陷二叠系风城组源内具有常规—非常规油气藏有序聚集的成藏规律，南部盆1井西—沙湾凹陷深层是寻找万亿立方米大气区的现实领域。富烃凹陷深层受古地貌与湖平面联合控制，形成大型地层圈闭，凹槽区可以形成集群式规模油气藏。南缘前陆冲断带侏罗系—白垩系发育大型构造圈闭，8000m以下超深层仍发育规模优质储层，具备形成大规模天然气藏的地质条件。对这四大领域的分析认为，准噶尔盆地已经进入以深层勘探为主的新阶段，油气资源普遍表现为常规—非常规有序共生的特征，优质的烃源岩和有效的成藏要素为盆地深层油气富集提供了坚实的物质基础和有利的成藏条件。

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张丽娟, 苏洲, 刘永福, 张银涛
塔里木盆地超深层海相碳酸盐岩勘探发现与启示
中国石油勘探 2025, 30 (3): 25-39. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.03.002

摘要（791）

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PDF （9597KB）（587）

塔里木盆地海相碳酸盐岩主要分布在克拉通区早古生代的海相地层中，埋深均超过6000m，碳酸盐岩厚度大，分布面积广。但古老碳酸盐岩成储成藏复杂，其勘探案例对超深层（≥6000m)油气勘探具有重要启示作用。本文分析塔里木盆地近40年碳酸盐岩油气勘探的艰苦探索历程，剖析了超深层碳酸盐岩大油气田重大发现的理论技术与部署思路。勘探实践表明，塔里木盆地碳酸盐岩经历了4个阶段的艰辛探索，通过超深层潜山岩溶、礁滩体岩溶、层间岩溶、断控岩溶储层地质理论认识创新，揭示了超深层古老碳酸盐岩岩溶储层在古隆起—斜坡—坳陷规模分布的形成机理，指导了勘探部署思路的转变与重大新突破；通过三维高精度地震勘探，形成了超深层碳酸盐岩储层缝洞量化雕刻、走滑断裂精细表征为主的勘探技术系列，实现了非均质岩溶缝洞储层的有效预测，支撑了超深层复杂碳酸盐岩勘探的持续发现。塔里木盆地勘探实践形成的超深古老碳酸盐岩岩溶储层的勘探理论与技术创新，突破了克拉通区“古隆起控油”与“生油深度死亡线”等传统理论，实现了从古隆起高部位向斜坡—坳陷区重大战略转移，勇闯勘探禁区的思路转变与勘探开发一体化是超深层古老碳酸盐岩勘探大发现的成功经验。

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李成, 张晓辉, 史立川, 王治涛, 蒲磊
鄂尔多斯盆地侏罗系油藏成藏主控因素及勘探潜力
中国石油勘探 2025, 30 (3): 92-108. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.03.007

摘要（786）

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PDF （14277KB）（393）

鄂尔多斯盆地侏罗系勘探50年来持续取得突破，为明确其控藏因素及勘探潜力，基于前期已发现油藏及完钻探评井，利用钻井地质资料、岩心分析及地震资料，系统开展盆地前侏罗纪古地貌、砂体、构造的精细刻画，分析三维区断层发育特征，明确研究区侏罗系油藏类型及控制因素，指出盆地侏罗系勘探方向及潜力。结果表明：（1）前侏罗纪古地貌呈“U+V”形多阶古河结构，发育河间丘、阶地等9类细分单元，控藏特征显著；（2）侏罗系油源主要来自三叠系长7段烃源岩，晚侏罗世—早白垩世幕式充注为油藏广布奠定基础；（3）古河与低幅度鼻隆构造耦合控制油藏集群分布，三期断层接力输导形成立体成藏模式；（4）盆地西缘断裂复杂区、靖边斜坡东北部及成熟区精细勘探仍具亿吨级资源潜力。

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屈珺雅, 李志, 杨紫, 侯平, 王兆明, 李富恒, 许海龙, 康海亮, 商斐
国际石油公司风险勘探项目决策管理机制研究与启示
中国石油勘探 2025, 30 (3): 40-50. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.03.003

摘要（677）

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PDF （2455KB）（1024）

为突破中国石油企业海外风险勘探面临的优质资产获取难、存量资产发展受限等瓶颈，提升国际竞争力，系统剖析国际领先石油公司风险勘探决策机制。通过专家访谈、咨询调研等方式获取核心资料，选取埃克森美孚、埃尼、壳牌、艾奎诺、道达尔能源、bp6家具有行业代表性的国际石油公司，并重点解剖艾奎诺、埃尼、壳牌3家战略平衡型企业的决策管理体系。研究表明，国际石油公司构建了四阶段标准化决策流程（初步评估与筛选、深度研究、实施方案研究和执行），并形成三大核心机制：依托专业团队分工体系实现“勘探新项目团队—勘探技术团队—管理团队—质控团队”全流程支撑；通过战略导向型投资组合优化平衡风险与收益；建立技术协同创新机制，整合高性能计算平台与智能决策系统提升决策效率。典型案例研究表明，艾奎诺通过区域整合型组织架构缩短决策链条，埃尼采用“双勘探模式”与“多轨并行”决策实现战略目标，壳牌依托成藏组合分析框架强化勘探目标优选。基于中国石油企业体制机制特点，提出战略—资产组合协同优化、决策流程标准化再造、智能管理平台建设、内控体系完善四维改进路径，为提升我国海外油气勘探决策质量、实现从规模扩张向效益优先转型提供理论依据与实践参考。

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喻健, 史云鹤, 张涛, 戴贤铎, 梁晨, 焦鹏帅, 杜小伟, 高星, 庄一鹏, 张辉, 陈宇航
鄂尔多斯盆地深层煤岩气地质认识进展与关键工程技术
中国石油勘探 2025, 30 (4): 59-77. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.04.005

摘要（589）

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PDF （10813KB）（493）

鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系煤系地层广泛分布，深层煤岩气资源基础雄厚，具备大规模建产的物质条件。为系统认识深层煤岩气的地质特征与勘探规律，本文在梳理勘探历程的基础上，综合钻井、录井及分析测试等资料，从盆地尺度出发，研究了上古生界煤系地层的聚煤环境、煤质特征、储层物性与成藏条件，结合近年来典型井的地质与工程实践成果，总结了资源潜力、富集规律及关键开发技术，明确了下一步勘探方向。研究表明：（1）本溪组8 号煤层与山西组5 号煤层是深层煤岩气的主力勘探层系，煤层厚度大、分布稳定，热演化程度较高，镜质组含量高，具备良好的生气能力；（2）煤岩储层以原生结构煤为主，孔隙结构呈双峰分布，微孔与割理裂缝体系共同发育，游离气占比较高；（3）生烃滞留率普遍较高，盆地中部约为40%，东部可达50% 以上，为气体富集提供了物质基础；（4）煤岩与上覆不同岩性形成了煤泥、煤灰和煤砂3 种储盖组合，控制着游离气富集分布，形成了“持续生烃—源储一体—箱式封存”的有利成藏模式；（5）结合开发实践，形成了适用于深层煤岩气开发的差异化地质导向、二开井身结构优化、高排量压裂与控压排采等关键工程技术体系，显著提升了钻遇率、改造效率与单井产能。研究成果支撑了深部煤岩气“看得准、打得成、产得稳”的开发目标，体现了地质—工程一体化发展推动下盆地资源规模化建产的可行性和实践价值。

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周立宏, 何新兴, 熊先钺, 李曙光, 丁蓉, 严德天, 伏海蛟, 李勇
深层煤岩气突破的科学价值及能源战略影响
中国石油勘探 2025, 30 (4): 18-26. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.04.002

摘要（585）

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PDF （1962KB）（507）

结合大吉深层煤岩气田勘探开发实践，系统梳理煤层（岩）气科学价值及战略定位的演变，明确深层煤岩气突破的战略意义，提出关键技术攻关方向。研究结果表明，煤炭共伴生天然气主体经历了“煤成气—浅层煤层气—深层煤岩气”3 个阶段，深层煤岩气的突破确立了煤层（岩）气的独立资源地位，丰富了非常规天然气理论体系。深层煤岩气突破具有4 重价值：（1）拓展了煤层气勘探深度，重塑非常规资源格局；（2）提出了“二元富集”模式，丰富非常规油气成藏理论认识；（3）构建了大规模体积压裂等核心工程技术体系，实现深层资源效益开发；（4）建成了全球首个深层煤岩气田，实现煤层（岩）气领跑。未来仍须攻关甜点评价与高效建产、高效钻井与体积压裂和精细采气与智能集输技术，构建低成本、智能化、绿色开发路径。深层煤岩气已成为我国非常规天然气新的战略接替资源，助力我国能源结构调整和双碳战略目标实现。

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赵文智, 曹正林, 黄福喜, 林世国, 陈克非, 丁麟
中国深层煤岩气成藏特征与发展前景展望
中国石油勘探 2025, 30 (4): 27-43. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.04.003

摘要（558）

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PDF （9993KB）（815）

我国深层煤岩气一般指1500m 以深，且具备保存条件的煤层中含有的游离气与吸附气的总称，是一类成藏条件与页岩气相似而与浅层煤层气不同的天然气资源。我国深层煤岩气资源潜力大，及早认识这类资源的形成条件与分布特征，对指导推动加快深层煤岩气储量及产量增长具有重要意义。本文在新近探井和试采资料研究基础上，提出我国陆上煤岩气主要发育在潮坪—潟湖、湖滨沼泽和三角洲沼泽环境形成的煤层中，微米—纳米级孔喉和割理裂隙是煤岩气主要储集空间；深层煤岩气以游离态和吸附态并存方式聚集成藏，其中游离气占比较高是深层煤岩气区别于浅层煤层气的重要特征。深层煤岩气按气源供应分为自生自储与他生自储两大类，后者游离气占比更高；有效盖层和较大埋深是深层煤岩气形成的重要条件。研究认为，我国发育中高阶煤（ R _o≥1.3%）和中低阶煤（ R _o＜1.3%）两大类煤岩气。中高阶深层煤岩气富集得益于高阶煤岩的生气潜力大、地层含水少、构造相对稳定、煤岩割理裂缝发育与主力煤层顶底板具备遮挡条件；中低阶煤岩气的富集得益于低生气量累计富集、连续分布的优质煤层、构造—气源耦合控藏。此外，与煤岩共生的致密砂（灰）岩中富集的天然气也是中低阶煤岩气的重要贡献者。我国深层煤岩气资源丰富，勘探尚处于起步阶段，未来煤岩气产量将快速上升，预计在2040 年前后达到峰值。

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谢武仁, 汪泽成, 罗冰, 郑马嘉, 马石玉, 陈娅娜, 辛勇光, 杨荣军
四川盆地源内致密气成藏特征及勘探方向
中国石油勘探 2025, 30 (3): 65-77. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.03.005

摘要（554）

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PDF （6852KB）（1145）

随着中国含油气盆地油气勘探程度的不断提高，拓展战略接替领域已经成为油气发展的关键问题。最新勘探突破揭示，四川盆地源内致密气具有超万亿立方米的资源潜力，有望成为新的战略性接替领域。基于大量岩心精细描述、测井解释和地球化学数据分析，探讨了四川盆地源内致密气成因类型及层系展布特征，揭示了其油气成藏富集规律，明确了资源潜力及未来勘探方向。结果表明：（1）四川盆地受多旋回构造演化和海—湖平面频繁波动影响，发育多套优质厚层烃源岩，形成了海相和陆相多类型源内致密气。（2）源内致密气具有两种源储配置样式，一是近源成藏，被烃源岩包裹，封盖条件优越，如筇竹寺组致密气和须五段致密气；二是源储一体、高压封存，如雷三 ²亚段和茅一段海相泥灰岩致密气。（3）筇竹寺组致密砂岩、雷口坡组泥灰岩、茅一段泥灰岩和须家河组五段致密砂岩4套源内致密气资源潜力合计超过4×10 ¹²m ³，是未来勘探的重要领域。其中筇竹寺组致密气最有利区为资阳—蓬莱地区，海相泥灰岩有利区集中在蜀南—川中地区，须五段致密气有利区为蓬莱—金华地区。

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庞雄奇, 李才俊, 贾承造, 陈雨萱, 黎茂稳, 姜林, 肖惠译, 姜福杰, 曹鹏, 陈冬霞, 徐帜, 林会喜, 胡涛, 郑定业, 王雷
基于全油气系统理论预测深层—超深层油气资源最大埋深#br#
中国石油勘探 2025, 30 (3): 126-139. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.03.009

摘要（551）

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PDF （4008KB）（1290）

深层—超深层由于其蕴藏的丰富油气资源成为当前国内外油气勘探和研究的重点领域，揭示深层—超深层油气藏最大埋深对深层油气资源评价、超深钻井部署、勘探风险认识等具有重要的现实意义。本文基于全油气系统理论提出了一种预测深层—超深层油气藏最大埋深的方法和流程，该方法能够对含油气盆地内常规、致密和页岩油气藏的最大埋深进行定量预测。研究以已经发现的油气藏和钻井资料为例，分别对我国塔里木、准噶尔、四川、鄂尔多斯、松辽、渤海湾等含油气盆地油气藏最大埋深进行了预测。结果显示，中国六大含油气盆地常规油气藏、致密油气藏和页岩油气藏对应的最大埋深通常情况下分别介于800～4400m、5050～7990m和5400～9300m。油气藏的最大埋深随着大地热流减小、含有机母质类型变好、储层亲油性增强而增大，随着钻探技术和预测水平提升发现油气资源的领域将不断扩大。此外，构造变动也会改变实际地质条件下油气成藏的最大埋深，研究依据浅—中—深油气实际钻探结果，预测出塔里木盆地寒武系—奥陶系碳酸盐岩超深层油藏的最大埋深超（9500±50)m，气藏最大埋深超(10500±100)m。

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李国欣, 杨雨, 宋永, 张国生, 郭旭光, 闫伟鹏, 黄福喜, 汪少勇, 袁铭
中国石油“十四五”国内油气勘探重大进展与未来发展前景#br#
中国石油勘探 2026, 31 (1): 1-13. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2026.01.001

摘要（547）

PDF （2513KB）（168）

“十四五”期间，中国石油天然气股份有限公司（简称中国石油）锚定油气勘探高质量发展目标，以“七年行动计划”为指引，大力推进高效勘探，国内油气勘探在海相碳酸盐岩、陆相湖盆岩性地层、前陆冲断带、页岩油气、煤岩气五大领域取得30项重要成果，集中勘探形成了9个石油、7个天然气规模储量区。勘探成果特点鲜明，平面上多点开花，纵向上深浅兼顾，资源类型上常非并重，久攻不克的准噶尔南缘、塔西南山前等领域也迎来关键突破。油气地质理论在海相碳酸盐岩领域、陆相湖盆岩性地层领域、煤系全油气系统领域等方面取得突破性进展。攻关形成了以“双高”和“双复杂”区三维地震成像、深层—超深层优快钻完井、深层煤岩气地质工程一体化压裂等为代表的工程技术。“十五五”立足当前油气勘探面临的国内外新形势及国内资源禀赋，未来中国石油将坚持高效勘探，强化五大领域重点区带风险勘探，积极准备战略接替区和重大接替领域，重点布局“10油10气”勘探领域集中勘探，推动常规油气持续规模增储及非常规资源快速发展，夯实高质量发展资源基础。

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张燕明, 蔺小博, 周长静, 马占国, 肖元相, 古永红, 王历历, 惠波, 刘欣佳, 刘晓瑞
鄂尔多斯盆地深层煤岩气储层改造增产关键技术与应用
中国石油勘探 2025, 30 (4): 160-170. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.04.011

摘要（529）

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PDF （9825KB）（781）

鄂尔多斯盆地深层本溪组8号煤岩资源丰富，是我国非常规天然气增储上产的现实接替。与浅层煤层气相比，深层煤岩气具有“基质致密、孤立孔占比高、割理裂隙发育、游离气—吸附气共存”的特征，大规模压裂改造是降低深层煤岩游离气渗流阻力、促进吸附气解吸的有效手段。通过三轴力学压缩、地应力测试、大物理模拟裂缝扩展等实验，明确8号煤岩割理发育、低杨氏模量、高泊松比、纵向应力差大的力学性质，以及高排低黏和低排高黏模式下的裂缝扩展特征。通过多参数地质工程甜点识别方法与差异化精细分段分簇布缝技术，形成以“多段少簇、交替注入、组合加砂”为核心的经济规模压裂技术，其要点为：（1）段内少簇聚能量，实现缝口聚能，开启割理裂隙；（2）交替注入扩带宽，高低黏液体交替注入，提高裂缝的复杂程度；（3）组合加砂提导流，实现多尺度裂缝有效支撑。该技术在矿场累计应用完试19口井，初期日产气4.9×10 ⁴m ³，具有较好的试气效果，为深层煤岩气的效益开发提供了重要的技术支撑。

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徐荣利, 卜向前, 陈文斌, 张彦军, 王广涛, 李昌恒, 贾煦亮, 武安安, 山树民
长庆致密油超短水平井压裂技术探索与实践
中国石油勘探 2025, 30 (3): 154-164. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.03.011

摘要（511）

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PDF （9898KB）（1543）

长庆油田致密油建产时间长、规模大，目前仍是油田产建的重点对象，新建产能占比36.6%。针对致密油地质特征，以实现井网井距与缝网最佳适配为目标，综合应用地质工程一体化研究手段，通过数值模拟、大数据分析、矿场实践等方法开展压裂优化设计，形成短水平井连续油管精准分段压裂技术，集成配套“压裂时机优化、裂缝差异设计、裂缝精准控制、强化渗吸驱油、多级缝内暂堵、定方位射孔”等关键技术。技术模式已经在长庆油田致密油藏开展200余口井，实现了水平井缝控程度与产油量大幅提升，微地震监测结果证明，缝控程度由60%提升至85%以上，百米水平段长初期产量由2.0t/d提升至3.4t/d，单井产量保持稳定，达产年单井产量3.2t/d，整体效果较好。研究成果形成的压裂关键技术，有效支撑了鄂尔多斯盆地致密油高效开发，为其下一步攻关提供了方向，取得认可，为国内其他类似油田规模效益开发提供参考和借鉴。

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刘国勇, 张永庶, 薛建勤, 龙国徽, 马峰, 王波, 王永生, 张长好, 周飞, 田继先, 孙秀建, 吴志雄
柴达木盆地上石炭统和中侏罗统煤岩气地质特征与勘探方向
中国石油勘探 2025, 30 (3): 78-91. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.03.006

摘要（494）

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PDF （6338KB）（699）

野外露头和钻井揭示柴达木盆地普遍发育古生界—中生界煤岩，具备一定的生烃潜力和良好储集性能，是盆地全新的勘探领域，但研究认识程度较低。通过对柴达木盆地中生界中侏罗统大煤沟组和古生界上石炭统克鲁克组煤岩沉积环境、煤岩分布、煤质特征、煤岩储层特征及煤岩气资源量和富集规律等方面开展系统研究，评价了柴达木盆地的煤岩气资源潜力，提出了勘探部署方向。研究表明：（1）中侏罗统湖沼相煤岩单层厚度为2～30m，分布面积达11100km ²；上石炭统海陆过渡相煤岩单层厚度为1～6m，分布面积为5689km ²。（2）中侏罗统和上石炭统煤岩为半光亮—光亮煤，达到中煤阶演化阶段，均具有生气能力；中侏罗统大煤沟组煤岩TOC为32.22%～79.50%，平均为62.85%， R _o为0.77%～1.38%，平均为0.9%；上石炭统克鲁克组煤岩TOC为35.67%～98.34%，平均为72.40%， R _o为0.92%～1.82%，平均为1.57%。（3）煤岩储层孔渗性能好，割理密度高，呈网状分布，连通性好；气孔、铸模孔、溶蚀孔、晶间孔和植物组织孔等基质孔隙发育；煤岩实测孔隙度达5.26%～34.01%，平均为15.65%；渗透率为5.11～12.60mD，平均为8.91mD。（4）纵向上发育5种煤岩气聚散组合，其中广泛分布的煤岩—泥岩与煤岩—石灰岩聚气组合，封闭条件好，录井全烃气测峰值高，是煤岩气富集的最佳组合。（5）优选柴达木盆地北缘圆顶山—九龙山地区中侏罗统和德令哈地区都兰—乌兰地区上石炭统有利区作为首选勘探战略部署区带。上述认识以期指导柴达木盆地煤岩气战略部署，开辟煤岩气勘探新领域，揭开盆地天然气勘探新篇章。

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张荣虎, 金武弟, 曾庆鲁, 杨宪彰, 余朝丰, 宋兵, 王珂, 李东
塔里木盆地库车坳陷万米领域天然气成藏关键条件分析与接替领域优选#br#
中国石油勘探 2025, 30 (3): 51-64. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.03.004

摘要（474）

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PDF （7336KB）（602）

万米深层是库车坳陷源内天然气勘探的重要领域之一，因其资源量大、保存条件好、油气充注近邻而成为潜在的接替领域，但也存在诸如构造圈闭、规模储层和成藏类型等不明确的关键问题。基于深部构造地质结构解剖、生烃潜力评价、储层成岩物理模拟和成藏模式综合研究，开展了万米深层天然气的成藏关键条件分析和领域选区。研究表明：库车坳陷万米深层领域发育受煤系地层及巨厚泥岩、古生界不整合面等三滑脱层控制的大型断背斜、背斜和断块构造，这些构造在克拉苏构造带万米深层集中发育；万米深层领域发育巨厚的三叠系—下侏罗统高—过成熟煤系和湖相泥岩烃源岩，生烃量为（1000～3000)×10 ⁸m ³/km ²；大面积广域分布的辫状河三角洲下平原—前缘巨厚砂体和晚期快速深埋、超高温压强构造挤压应力作用下，大规模发育的裂缝—孔隙型储层，在万米深层仍具有5%～10%的孔隙度和1mD以上的渗透率；万米深层领域主要为三叠系—下侏罗统近源/源内的区域性生储盖组合，以构造—岩性致密砂岩气藏为主，优选克拉苏构造带可勘探面积达4200km ²，天然气资源量可达1.5×10 ¹²m ³，其中克深气田之下构造圈闭是有利目标区。该研究成果将为国内万米深层碎屑岩领域天然气勘探奠定基础认识，为库车前陆盆地冲断带克拉—克深之下再找大气田夯实地质理论基础。

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刘勇, 赵圣贤, 方锐, 李博, 李佳峻, 刘东晨, 刘文平, 聂舟, 周鲁川, 朱怡晖
川南与美国海相页岩气差异对比及对“中国页岩气革命”启示#br#
中国石油勘探 2025, 30 (5): 22-38. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.05.003

摘要（445）

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PDF （3458KB）（460）

中国页岩气勘探开发历经10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，亟须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。

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孙崇浩, 段军茂, 罗新生, 郑剑锋, 石磊, 熊冉, 呼焕, 彭梓俊
塔北西部地区肖尔布拉克露头区上寒武统下丘里塔格组沉积特征与模式#br#
中国石油勘探 2025, 30 (3): 109-125. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.03.008

摘要（439）

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PDF （22066KB）（272）

塔北地区上寒武统下丘里塔格组临近北部坳陷和库车坳陷，具双源供烃条件，油气地质条件良好，雄探1井的突破揭示其巨大的勘探潜力。下丘里塔格组缺乏层序格架下的精细沉积特征、沉积微相分布规律和沉积模式研究，制约了下丘里塔格组下一步勘探。通过肖尔布拉克露头区6条剖面共2334.4m地层实测，两个剖面自然伽马曲线和碳同位素曲线实测，555块样品采集并制作岩石薄片进行分析，系统识别了下丘里塔格组地层与层序特征、沉积特征和沉积模式。基于岩性、自然伽马曲线和碳同位素曲线对比明确研究区下丘里塔格组对应台盆区的SQ7和缺失顶部的SQ8；颗粒白云岩、凝块石云岩、叠层石云岩和层纹石云岩为最主要岩石类型；整体为局限台地相，包括5种亚相、6种微相，组合成7种典型沉积序列。受温宿—牙哈古隆起影响，SQ7沉积时期为多种微相频繁旋回变换的潮坪亚相沉积，横向差异较小，建立了由古隆起往盆地方向依次发育潮上带—潮间带—潮下带的沉积模式；SQ8时期由潮坪亚相过渡至台内滩亚相，横向丘体和滩体占比差别较大，建立了古隆起往盆地方向依次发育潮间带—潮下高能带—台内滩的沉积模式。露头区SQ7内部发育61～74个沉积序列，单个沉积序列可构成优质储—盖组合，上百米地层内沉积序列连续发育具备形成叠置连片分布的岩性油气藏潜力；SQ8丘滩体储层广泛发育，具备形成优质构造油气藏的潜力。塔北西部地区受温宿—牙哈古隆起控制丘滩相储层广泛发育且物性好，当上覆为致密岩性且存在通源断裂时，易形成优质油气藏，为勘探有利区。研究成果为塔北地区下丘里塔格组下一步油气勘探提供了方向。

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张芮菡, 熊卓航, 赵传凯, 石磊, 闫利恒, 仇鹏
准噶尔盆地呼图壁地区超深超高压致密气藏压裂扩展模拟及优化设计
中国石油勘探 2025, 30 (3): 165-178. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.03.012

摘要（420）

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PDF （8282KB）（534）

呼图壁地区HT1井区储层埋深较大，低孔低渗透且致密，高温高压和天然裂缝发育条件下的裂缝扩展规律尚不明确，压裂施工存在挑战。针对此问题，首先对目的层岩心在高温高压条件下进行三轴压缩实验，获取弹性模量、泊松比等参数分布特征；然后基于地质工程一体化方法，综合利用相关实验数据、岩心、测井及地震解释等资料，建立三维地质力学模型；最后以地质力学模型为约束，开展考虑天然裂缝的直井压裂扩展模拟、施工参数优化设计以及生产历史拟合及预测。结果表明：（1）目标区块杨氏模量平均值为37.5GPa，泊松比平均值为0.25，最大水平主应力平均值为220MPa，最小水平主应力平均值为180MPa，最大、最小水平主应力值远大于常规气藏（普遍小于100MPa）；（2）基于停泵压降的裂缝参数反演，通过设置小尺度天然裂缝参数长度为70m，间距为150m，拟合了压裂缝长；（3）排量8m ³/min，射孔长度8～10m，加液量910m ³，砂比10%～16%为最优参数；（4）压裂投产下，稳产时间延长8年，累计产气量增加16.13×10 ⁸m ³，压裂效果改善明显，为相关区块开发提供指导意义。

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段金宝, 徐田武, 彭君, 王学军, 袁波, 周凯, 黄蕾, 曾传富
四川盆地东北部铁北1侧HF井二叠系超深层页岩气勘探突破及启示
中国石油勘探 2025, 30 (4): 44-58. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.04.004

摘要（416）

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PDF （12287KB）（305）

四川盆地（东北部）二叠系海相页岩分布广泛，铁北1 侧HF 井首次在川东北地区5000m 以深的二叠系获得日产气超30×10 ⁴m ³ 的高产工业气流，实现了超深层页岩气领域勘探的重大突破。基于铁北1 侧HF 井的最新勘探成果，分析了研究区二叠系大隆组的区域沉积特征，开展了大隆组页岩气地质特征分析，探讨了超深层页岩气富集高产主控因素，明确了川东北地区大隆组下一步的油气勘探方向。综合研究评价认为，川东北地区二叠系大隆组超深层页岩具有“一多三高一中”典型地质特征，主要表现为发育多种页岩岩相类型，具有高TOC、高含气量、高脆性及中孔隙度的特点；大隆组超深层页岩储集空间以纳米级有机质孔和微裂缝为主，“有机质孔+ 微裂缝”耦合交互分布大幅提升了超深层页岩气的储集性及可压性；揭示了超深层页岩气富集高产的主控因素：连片富碳的岩相发育是基础、有机质孔—裂缝耦合控储是关键、较好的保存条件（超高压封存）是富气的外在表征；采用盐下高陡地震成像技术，以及“175MPa 装备提净压、多粒径分级强支撑、高黏高排穿层”的储层改造方式技术，实现了超深层页岩甜点储层100% 钻遇率和大规模有效改造。该突破标志着我国页岩气的勘探已经迈入了超深层领域，进一步证实了四川盆地超深层页岩气资源丰富，将成为我国天然气勘探开发的重要接替领域。

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邓泽, 赵群, 李聪, 马立民, 张雷, 丁蓉, 费世祥, 黄道军, 黄锦袖, 王树慧, 张先敏
煤岩气井主动式控压排采方法及应用研究
中国石油勘探 2025, 30 (6): 185-200. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.06.013

摘要（400）

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PDF （7182KB）（172）

与中浅部煤层相比，深部煤层在气水赋存特征、产出机制及工程响应方面存在显著差异。在深部原位高压条件下，游离气体产出以连续介质渗流为主，储层压力与井底流压的变化直接影响气水赋存状态、运移驱动力及产能演化规律，合理的压力管控有助于增强渗流产气能力。基于压力演化对煤岩气运移机制的控制作用，提出并建立了一种以差异化井底流压调控为核心的主动式降压排采控制方法，该方法构建了压裂液临界压差模型、等流度点与等导压点判据及气水比动态识别模型，揭示了不同生产阶段的流体运移特征与压差控制规律，形成了“安全放喷—稳定排水—协调产气—提产稳产”的分阶段井底流压管控体系，实现了压力系统与渗流机制、解吸动力的全过程动态匹配。基于鄂尔多斯盆地东缘典型煤岩气井的数值模拟验证表明，主动式控压策略能够分级释放与有效利用储层能量，使气井日产气量呈“多峰式”增长，预测采收率较无控压条件提高约8.9个百分点。矿场试验结果进一步表明，该策略通过分阶段、分级降压调控有效延缓压降过程、抑制气水比过快上升，实现气水两相流动平衡，逐步释放产能，显著提升单井产能与稳产时长。研究成果可为鄂尔多斯盆地煤岩气高效开发提供理论依据与工程指导。

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杨晨, 时建超, 陈小东, 景文平, 张宝娟, 谢启超, 石坚
鄂尔多斯盆地西缘中段长8油藏低阻成因及人工智能油水识别方法研究与应用
中国石油勘探 2025, 30 (5): 173-186. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.05.013

摘要（393）

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PDF （4334KB）（112）

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。研究认为鄂尔多斯盆地西缘长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 Q _Rw和 PC ₁两项敏感参数，建立机器学习模型，绘制 Q _Rw与 PC ₁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%。

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陈长伟, 官全胜, 杜志远, 崔宇, 陆永潮, 王华
渤海湾盆地黄骅坳陷纹层型页岩地质特征、形成环境与储油性能差异特征
中国石油勘探 2025, 30 (5): 1-16. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.05.001

摘要（384）

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PDF （5230KB）（277）

纹层发育是中国东部断陷湖盆陆相页岩的典型特征之一，渤海湾盆地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、可压裂性存在差异性，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，在基础地球化学和岩矿分析基础上，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，为页岩油富集奠定了资源基础；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，为页岩油提供了储集和赋存空间。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。

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梁顺军, 窝聿楷, 孙甫, 刁永波, 巫芙蓉, 章雄, 刘定锦, 彭才, 李金芝, 董同武, 白洛飞, 游李伟
井—震深度误差精度主控因素分析及其新量化指标探讨——以四川盆地油气勘探为例#br#
中国石油勘探 2025, 30 (3): 140-153. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.03.010

摘要（380）

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PDF （11166KB）（591）

油田公司依据《地震勘探资料解释技术规程》（GB/T 33684—2017），考核地震构造成果精度的重要指标是井—震深度误差精度。在执行过程中出现了两个问题，一是国标中绝对误差及相对误差精度只是人为规定的，缺少一定的理论依据和技术支撑，在实际生产中可操作性不强;二是油田公司制定相应的企业标准，不断提高的井—震深度误差精度远远超过地震纵向分辨率。笔者结合四川盆地油气勘探实践，深入分析影响井—震深度误差的4个主控因素：（1）偏移成像方法；（2）变速时深转换速度误差；（3）层位标定；（4）地震勘探纵向分辨率。井—震深度绝对误差，与地震勘探纵向分辨率波长λ的大小相关联。因此，可应用地震勘探纵向分辨率的波长理论，针对油田的勘探、评价、开发和精细开发等不同阶段，取地震波长的不同分数值 λ _n和 K_λn，分别作为井—震深度绝对误差及相对误差的重要参考指标，在实际工作中具有可操作性，可供油田管理者在考核地震构造成果精度时作为参考指标。

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黄红星, 石军太, 陈国辉, 王峰, 陶自强, 刘莹, 朱文涛, 李小刚, 赵浩阳, 常益行, 林海鲲, 何睿
鄂尔多斯盆地大宁—吉县区块深层8号煤夹矸特征及其与产能关系分析
中国石油勘探 2025, 30 (4): 108-119. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.04.008

摘要（365）

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PDF （13740KB）（219）

鄂尔多斯盆地东部大宁—吉县区块深层8 号煤具有良好的勘探潜力，但煤层夹矸发育，其分布特征及对产能的影响机制尚不清楚。通过对本区8 口井的全直径螺旋CT 扫描，并结合煤岩的工业分析、孔隙结构、矿物成分等测试资料，对8 号煤层夹矸进行高精度识别和表征，进而对夹矸发育特征及其与含气量、储层敏感性和产能的关系进行了综合评价。结果表明：大宁—吉县区块8 号煤夹矸广泛发育，单井夹矸厚度占比约25.16%，发育密度约2.3 层/m，单层厚度为0.02～1.57m，一般厚度小于1m，夹矸累计厚度为0.20～2.66m ；夹矸含碳量低、微孔占比少、吸附性差，导致其生气能力及吸附能力均弱于煤层；夹矸中黏土矿物含量平均为61.61%，且以伊/ 蒙混层、
高岭石及伊利石为主，容易发生水敏及速敏，对压裂后渗流通道的稳定性与有效性产生不利影响；夹矸含量、平均厚度、单层最大厚度与日产气量呈较好的负相关关系，分析认为夹矸的发育不仅降低了煤层总体的有机质含量，同时增强了煤层非均质性和敏感性，并影响了单井产能。研究成果可以为大宁—吉县区块深层煤层气压裂方案设计及合理排采措施制定提供科学依据。

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刘畅, 朱如凯, 李斌会, 张金友, 张婧雅, 白斌
松辽盆地青山口组深湖区古龙页岩油微观差异分布特征与聚集机理#br#
中国石油勘探 2025, 30 (5): 87-100. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.05.007

摘要（360）

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PDF （4007KB）（162）

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的孔隙。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。

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刘忠宝, 沈臻欢, 李鹏, 申宝剑, 刘雅利, 马晓潇, 陶佳, 李沛, 钱门辉, 张文涛, 葛小瞳, 吴舟凡
陆相页岩油岩相与储层孔隙特征及影响因素
中国石油勘探 2025, 30 (5): 68-86. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.05.006

摘要（349）

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PDF （9232KB）（212）

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基质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射线衍射、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、岩相类型较基质型页岩更为丰富多样。渤南洼陷以层状碳酸盐质混积页岩、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，高邮凹陷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质混积页岩为主，复兴地区以块状黏土页岩、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。渤南洼陷以碳酸盐矿物孔隙为主，高邮凹陷以碳酸盐矿物孔隙与长英质矿物孔隙为主，复兴地区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（质混积）页岩、纹层状碳酸盐（质混积）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（质混积）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。渤南洼陷与高邮凹陷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；复兴地区基质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。

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聂志宏, 王得志, 熊先钺, 季亮, 周昌辉, 邓永洪, 王伟, 宋一男, 黄扬扬, 高锡成, 许成超, 邢雪杰
深层煤岩气直丛井高效开发技术对策与实践——以大宁—吉县区块宜川井区为例
中国石油勘探 2025, 30 (4): 120-140. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.04.009

摘要（348）

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PDF （3616KB）（590）

深层煤岩气直丛井开发过程中存在产能主控因素不明确、单井产量差异大等问题，制约了多套薄煤岩发育区煤岩气资源的高效动用。为提升单井产量，以大宁—吉县区块105 口直丛井为研究对象，系统开展产能主控因素识别。通过单因素分析明确了11 项地质与工程因素的产能控制规律，其中资源丰度与储层可改造潜力构成气井高产的地质基础。进一步结合多元线性回归分析与决策树模型，从工程因素中识别出施工总砂量、施工压力、关井时长与压裂后辅助排液量4 项工程主控因素。在此基础上，构建了“优部署—强改造—控伤害—提能效”的高产井培育路径，形成了以地质—工程甜点区协同优选、大规模体积压裂改造、压裂后快速返排控滤失、多源能量耦合助排降压为核心的高效开发技术体系，并配套提出人工举升工艺前移、地面工程分段实施、多工序协同推进等工程组织策略，建立了覆盖直丛井全生命周期的高效开发模式。该技术体系在宜川井区现场应用效果显著，平均单井日产气量由0.8×10 ⁴m ³ 提升至1.8×10 ⁴m ³，EUR 达到2000×10 ⁴m ³，储层降压效率显著提升，稳产能力持续增强。研究成果不仅支撑了宜川井区深层煤岩气资源的高效开发，也为该技术体系在同类区块的规模化推广应用提供了路径参考与实践支撑。

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李明瑞, 肖冬生, 马强, 康积伦, 李士林, 张伟, 王力龙
准噶尔盆地阜康凹陷东部二叠系—三叠系复式油气成藏特征及勘探方向
中国石油勘探 2025, 30 (6): 1-12. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.06.001

摘要（344）

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PDF （8402KB）（310）

准噶尔盆地阜康凹陷东部近年来在二叠系—三叠系油气勘探中连续取得重要突破，但深层油气分布规律尚不明确，成藏机制复杂，仍面临系统性勘探挑战。基于最新勘探成果，结合地震解释、钻井资料及地质实验分析，对研究区烃源岩特征、构造演化过程、油气类型与分布规律以及成藏机制进行了系统研究。研究表明，阜康凹陷东部二叠系—三叠系具有“一源多储、多层系纵向叠置、多圈闭与多类型油气藏平面连片”的复式成藏特征。纵向上，以二叠系芦草沟组优质烃源岩为核心，在源内芦草沟组、近源上乌尔禾组和远源韭菜园组优质储层中形成了多类型油气聚集体系。平面上，这3套层系的油气藏类型分布特征相似，在凸起区以构造—岩性圈闭为主，发育常规油气藏；斜坡至凹陷区以岩性圈闭为主，发育致密油气藏。典型油气藏解剖进一步揭示，不同层系的输导体系、油藏类型及运聚模式存在显著差异。基于新建立的油气成藏模式，进一步优选出阜中洼陷二叠系上乌尔禾组与三叠系韭菜园组作为近期重点勘探目标，并在实际钻探中取得显著突破，展现出该区作为准噶尔盆地新的亿吨级规模储量增长区的广阔前景。

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刘保磊, 张心怡
油气产量预测方法与技术研究进展
中国石油勘探 2025, 30 (5): 128-144. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.05.010

摘要（340）

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PDF （4403KB）（333）

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。

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高敏, 张忠民, 王桐, 吴高奎, 曹喆, 史丹妮
波斯湾盆地深部构造特征、古隆起识别及其勘探意义
中国石油勘探 2025, 30 (5): 56-67. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.05.005

摘要（337）

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PDF （3880KB）（186）

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、晚泥盆世—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—上新统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。

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秦雁群, 肖坤叶, 陈忠民, 袁圣强, 王利, 欧亚菲, 杨屿, 周鸿璞
埃尼集团“双勘探模式”执行情况、实施要领与启示
中国石油勘探 2025, 30 (6): 58-69. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.06.005

摘要（316）

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PDF （2761KB）（300）

在全球能源转型与低油价周期的双重压力下，国内外大油气公司均面临勘探投资萎缩、现金流紧张等生存挑战。意大利埃尼集团通过创新“双勘探模式”，结合深水技术优势在勘探发现后通过权益出售实现早期价值变现，成功构建了“发现—货币化—再发现”的闭环体系。通过系统梳理该模式的内涵、执行情况及实施要领，结合莫桑比克、埃及和科特迪瓦典型案例分析，揭示其通过技术驱动、资本优化和战略协同实现低成本发现与高效开发的路径。研究表明，“双勘探模式”具有低成本、大发现是基础，高权益、快变现是精髓，保留作业者身份和分散风险是保障等特点；主体实施过程包括区块购入、自主勘探和自循环三大阶段10个细分步骤；适用于低油价时期且同时满足特定的资源、管输、政策、资本和技术条件；现阶段仍面临资源稀缺、外部市场环境和内部技术能力等诸多挑战。基于中国石油海外油气资产经营现状，提出现有项目应构建全生命周期评估体系和权益管理矩阵、新项目获取应形成“能否持续变现”的新经营观等建议。

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韩亚琴, 毛俊莉, 王峤泓, 杜晋都, 高阳, 王伟铭, 李文博
新矿法对油气矿业权人的影响分析
中国石油勘探 2025, 30 (5): 17-21. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.05.002

摘要（315）

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PDF （1989KB）（207）

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。

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郑懿琼, 阮聪慧, 刘斌, 郑斌, 刘海英
中美非常规油气政策比较研究及启示建议
中国石油勘探 2025, 30 (6): 13-28. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.06.002

摘要（307）

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PDF （2503KB）（236）

当前，在全球油气开发已进入非常规时代背景下，美国非常规油气财税和产业政策助力非常规油气快速发展的实践和启示，备受产业界和学术界关注。为此，进行中国和美国非常规油气政策对比研究，剖析中美非常规油气政策的相似点和差异点，进而提出中国非常规油气开发的政策建议。研究表明，美国对非常规油气实施较大幅度、较长时间的系列优惠政策，具有超前性、持续性、效果显著，以及政策和技术进步的相辅相成等特点，是美国页岩油气革命成功乃至能源独立的重要驱动力。对比中美非常规油气政策，在政策背景和目标、政策支持路径和市场化机制作为政策前提等方面具有相似性；但是，中国非常规油气政策没有形成系统性配套，非常规油气产业发展与政策衔接不够顺畅。在非常规气方面，尽管补贴政策已实施多年，也取得了显著成效，但是政策持续性不够。在非常规油方面，目前页岩油开发对象进一步变差，开发难度加大，成本控减难度进一步加大。但是，页岩油政策基本属于空白。实际上，非常规油气政策支持是一项系统工程，政策设计与实施需要国家政策支持，地方政府培育，油气田公司所属集团公司扶植，油气田公司自身提质增效；通过 “四位一体”政策联动发展模式，促进和完善中国非常规油气财税政策体系建设。

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刘洪林, 王怀厂, 黄道军, 赵群, 李晓波
鄂尔多斯盆地深部煤岩气储层气孔成因及成藏富集特征
中国石油勘探 2025, 30 (4): 92-107. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.04.007

摘要（306）

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PDF （8990KB）（1572）

鄂尔多斯盆地深部煤岩广泛分布，是天然气勘探开发的重要接替领域；但是随着埋深增加，深部地层温度、地应力和水文地质条件发生较大变化，导致深部煤岩气富集成藏规律与浅部存在较大差异，深部煤岩气成藏具有特殊性，孔隙结构特征及成因、成藏类型与富集特征等方面研究不足。开展了煤岩显微组分、扫描电镜等实验分析，研究认为，本溪组8号煤岩沉积环境主要为潟湖—潮坪相沉积，东北部厚度为8～22m，向西南减薄为2～6m，煤岩镜质组含量高，平均为78.5%，成熟度从东北向西南增加；深部煤储层孔隙度为3.65%～5.84%，成煤沼泽类型对气孔形成有控制作用，气孔与地层水汽化、煤岩快速生烃有关；盆地深部煤岩气成藏类型常见微构造气藏、背斜构造气藏等多种类型；煤岩含气量由东北向西南增加，深部煤岩含气量转折点约2000m，沉积环境通过控制成煤沼泽相影响煤岩含气量分布，煤岩顶板为粉砂质泥岩，含气性好于石灰岩和砂岩顶板。提出了针对深部煤岩气应建立以储层孔隙发育为核心的地质评价体系、以孔隙发育带和含气富集区为核心的地球物理预测技术、以水平井煤储层气孔发育为核心的储层压裂设计和针对性生产技术，可加快实现深部煤岩气效益开发。

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张洪
中国埃迪卡拉纪纤维状白云石研究进展
中国石油勘探 2025, 30 (5): 112-127. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.05.009

摘要（304）

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PDF （8240KB）（477）

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，文章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白云石成因的重要依据。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；而次生交代成因纤维状白云石则表现为针状、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指示意义。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3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—正延性白云石与放射状—正延性白云石则更可能为由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释放Mg ²⁺、提高pH值与碱度，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，部分样品也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。

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柏桐, 陈国文, 刘康, 何燕, 李想, 杨庆宁, 姜凯月
鄂尔多斯盆地西南缘延长组前积特征及油气勘探意义
中国石油勘探 2025, 30 (5): 101-111. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.05.008

摘要（299）

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PDF （4305KB）（166）

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。

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蔺小博, 张燕明, 马占国, 肖元相, 苏煜彬, 古永红, 王历历, 刘欣佳, 赵博超, 闫治辰
致密砂岩储层CO ₂体积压裂及工艺参数优化
中国石油勘探 2025, 30 (5): 145-160. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.05.011

摘要（294）

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PDF （4823KB）（728）

鄂尔多斯盆地致密砂岩储层存在物性差、埋深大、黏土矿物含量高、压裂后返排难度大等一系列问题。CO ₂压裂具有降破岩、降滤失、促返排等优势，对于物性差、黏土矿物含量高、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CO ₂前置、CO ₂泡沫、CO ₂伴注3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CO ₂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>CO ₂泡沫>CO ₂伴注>CO ₂前置，相比于水力压裂缝，CO ₂前置压裂缝网最复杂，其次为CO ₂泡沫，最后为CO ₂伴注，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。

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范志利, 石军太, 王春琦, 郝鹏灵, 王宇川, 王涛, 王小东, 戴昊祥, 杨博, 曹敬添
鄂尔多斯盆地临兴—神府区块深部煤层渗透率应力敏感和速敏实验研究
中国石油勘探 2025, 30 (4): 141-159. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.04.010

摘要（289）

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PDF （4209KB）（725）

近几年深部煤层气开发取得重大突破，但不同区块甚至同一区块不同井区深部煤层气井产量差异较大，其原因之一在于不同区块深部煤储层的渗透率动态变化特征存在差异，应力敏感和速敏特性仍不明确。本研究基于临兴—神府区块取自全直径深部煤样的柱塞煤心，开展了孔渗测量、应力敏感实验和速敏实验，获取不同有效应力和流速下的渗透率；基于实测应力敏感数据，对比评价了指数式、幂函数式和对数式应力敏感模型的适用性，优选最佳的渗透率应力敏感模型，于此建立了新的应力敏感程度评价标准；基于实测速敏数据，确定渗透率速敏模型的参数，揭示临兴—神府区块深部煤层渗透率的速敏特性。研究表明，临兴—神府区块深部煤层：（1）具有典型的低孔低渗特征，孔隙度介于3.9%～9.1%，平均为6.5%，低压下气测渗透率介于0.9～2.1mD，平均为1.63mD ；（2）渗透率随压力的动态变化具有指数式特征，应力敏感指数介于0.33～0.52MPa ^-1，按照新型应力敏感程度评价标准（以应力敏感指数0.01MPa ^-1、0.08MPa ^-1、0.15MPa ^-1、0.23MPa ^-1、0.45MPa ^-1 为界限，将应力敏感程度分为无、弱、中偏弱、中偏强、强和极强6 个等级），应力敏感程度为强或极强，在排采制度优化设计时需要重点考虑应力敏感效应；（3）渗透率随着流体流速的增加呈现出先急剧降低后缓慢降低的变化特征，拟合确定的临界堵塞流速 v _cr2 介于0.01～0.11m/d，最大伤害程度 D _v,max 介于0.81～0.96，伤害率指数 n 介于0.40～1.05，煤层原始渗透率越低，临界堵塞流速越低，最大伤害程度越大，伤害率指数越小。研究成果可为深部煤层气井产能评价和排采制度设计提供理论依据。

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何文军, 潘进, 刘超威, 王秋玉, 李辉, 陈梦娜, 李鹏, 王宁
准噶尔盆地侏罗系深层煤岩气地质特征与成藏模式
中国石油勘探 2025, 30 (4): 78-91. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.04.006

摘要（279）

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PDF （10991KB）（717）

准噶尔盆地侏罗系煤系地层发育，可作为良好的生储层系。于盆地白家海凸起钻探的CT1H井在侏罗系西山窑组煤岩储层获高产气流，打破了2000m 以深的传统煤层气勘探开发深度禁区，预示着深层煤岩气有望成为规模增储上产的新型天然气资源类型。基于准噶尔盆地侏罗系煤岩气勘探成果，结合铸体薄片、扫描电镜、核磁共振等实验方法对深层煤岩气地质特征、成藏模式展开系统研究，进一步明确煤岩气勘探方向。准噶尔盆地发育西山窑组②号和八道湾组⑤号两套主力煤岩，腹部地区西山窑组为低阶原生结构煤，煤岩储层孔隙度平均为17.25%，生气能力差，南缘西山窑组为中阶煤，储层孔隙连通性好，游离态煤岩气占比高；八道湾组为中阶原生结构煤，煤岩孔隙度平均为3.12%，吸附态煤岩气占比达89.75%。盆地内侏罗系深层煤岩气主要发育他源构造型、自源地层型和自源构造型3 类成藏模式。结合地质条件及控藏要素进行综合分析认为，准噶尔盆地侏罗系深层煤岩气有利面积合计2385km ²，预测煤岩气资源量为4260×10 ⁸m ³；盆腹区滴南—白家海地区西山窑组、八道湾组和南缘地区西山窑组是准噶尔盆地煤岩气重要的有利勘探方向。

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赵喆, 范立勇, 黄正良, 程党性, 虎建玲, 楚美娟, 闫伟, 胡新友, 毛志奇, 曹晶晶, 田连杰
鄂尔多斯盆地“十四五”油气勘探进展及未来勘探方向
中国石油勘探 2026, 31 (1): 64-79. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2026.01.006

摘要（264）

PDF （4307KB）（18）

鄂尔多斯盆地长期以常规油气资源勘探开发为主，随着勘探程度的提高，油气勘探逐步转入源内，但面对盆地油气稳产的长期需求，勘探面临极大挑战。系统梳理了鄂尔多斯盆地“十四五”以来主要勘探进展、成效及取得的关键成藏地质认识：（1）鄂尔多斯盆地中生界、上古生界、深层均发育有效烃源岩，其中中生界及上古生界烃源岩落实程度高，是油气勘探开发的主力烃源层；奥陶系发育两套低丰度烃源岩，乌拉力克组烃源岩厚度大、连续分布，奥陶系盐间虽单层厚度薄，但是累计厚度较大，均具有较强的规模生烃能力；（2）三大层系烃源岩不仅具有较强的生烃能力，同时也具有较好的储集性能，实现了由单一烃源岩向源储一体的认识转变，源内成藏或近源成藏更具油气富集条件；（3）依据勘探程度及烃源岩落实程度，下一步勘探分两个层次展开：第一个层次为中生界页岩油、上古生界煤岩气以及西缘青石峁致密气等现实勘探领域；第二个层次为中生界延长组下组合、上古生界海陆过渡相页岩气、奥陶系盐间、西部奥陶系、寒武系—中元古界—新元古界等接替勘探领域。下一步勘探需深化新领域基础地质及油气成藏理论创新，同时要加强三维地震部署、配套勘探技术提升及储层改造技术优化工作，推动现实勘探领域规模增储，新层系、新领域取得新突破，为鄂尔多斯盆地油气长期稳产提供资源保障。

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