中国石油勘探

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汪海阁, 黄洪春, 纪国栋, 陈畅畅, 吕泽昊, 陈伟峰, 毕文欣, 刘力
中国石油深井、超深井和水平井钻完井技术进展与挑战
中国石油勘探 2023, 28 (3): 1-11. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.03.001

摘要（2156）

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PDF （2566KB）（8394）

深层、超深层和非常规成为我国油气勘探开发的重要增储上产领域，“十三五”以来，工程技术围绕“五油三气”六大盆地勘探开发重点和高温高压、窄密度窗口等钻井提速难点，通过持续攻关，取得了一大批技术成果。深井、超深井、非常规水平井钻完井关键技术快速发展，形成了以非常用井身结构优化、安全高效优快钻井、抗高温钻井液、精细控压钻完井、膨胀管等为核心的关键技术，成功实施了一批标志性超深井的钻探作业。研制了大功率顶驱、一体化地质导向系统、绿色经济储层改造等装备工具，研发了耐高温高性能井筒工作液、高效防漏堵漏材料等核心助剂，加快了非常规油气资源的低成本、规模效益开发。深井钻深能力突破9000m，水平井水平段长度突破5000m，一趟钻进尺最长3700m，部分指标比肩北美，助推了塔里木富满、四川双鱼石、大庆古龙等大型油气田的发现与开发，为提高油气资源开发力度和效益提供有力的工程技术支撑。随着油气勘探开发不断推进，钻井面临的工程地质风险、新的挑战仍然不断出现，还需进一步开展地层压力精确预测、井身结构优化拓展、井眼轨迹控制、抗高温工作液体系、高效破岩与提速工具、地质工程一体化等攻关研究，以实现钻井关键技术与装备的不断迭代升级，支撑深层、超深层、非常规油气资源高效勘探开发。

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付金华, 王龙, 陈修, 刘江艳, 惠潇, 程党性
鄂尔多斯盆地长7页岩油勘探开发新进展及前景展望
中国石油勘探 2023, 28 (5): 1-14. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.05.001

摘要（2148）

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PDF （9994KB）（1942）

页岩油是国内外普遍关注的重大勘探领域，是重要的石油接替资源。经过长期的矿场实践，鄂尔多斯盆地长7页岩油勘探开发和研究认识取得了重大突破和长足进展：（1）夹层型页岩油在前期勘探突破、探明我国首个整装10亿吨级的庆城大油田基础上，进一步实现了规模效益开发，建成了百万吨国家级页岩油开发示范区。（2）纹层型页岩油勘探首次将细粒沉积复合体分为砂质纹层、凝灰质纹层、高TOC泥质纹层、中低TOC泥质纹层4种纹层类型，通过评价其发育规模、储集性能、含油性、可动性和原油性质等，明确砂质纹层与中低TOC泥质纹层组合是纹层型页岩油最优甜点段；针对甜点段，应用 M— N交会法等测井评价新方法实现了复杂岩性的精细解释，通过定向射孔和穿层立体压裂技术实现了水平段井筒周围三维甜点立体沟通，形成了纹层型页岩油甜点的有效识别、预测和改造技术，风险勘探获重大突破，首次提交预测储量2.05×10 ⁸t。（3）页理型页岩油可分为两类，中高成熟度页岩可采用水平井攻关，较高的TOC（4%～14%）和高 S ₁含量是控制甜点目标的关键参数；中低成熟度有机质页岩是开展原位转化攻关的最有利对象。鄂尔多斯盆地长7陆相页岩油领域的战略性突破，在中国石油勘探开发历史上具有里程碑意义，但仍面临不小挑战。夹层型页岩油已实现规模效益开发，整体形势较好，但在甜点预测、储层提产提效和提高采收率等方面需要进一步攻关；与夹层型页岩油相比，纹层型页岩油具有完全不同的沉积背景、岩性组合、储集空间和工程品质，面临的难题更多，效益动用的难度更大，要以储量品质和可动用性为重点，持续深化成藏富集规律研究，强化配套技术体系攻关；页理型页岩油目前勘探和认识程度均比较低，需要稳步推进基础理论研究和先导性攻关试验。

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郭旭升, 张宇, 刘超英, 李萌, 刘士林, 申宝剑
中国石化“十四五”油气勘探理论技术进展、挑战与发展方向
中国石油勘探 2025, 30 (1): 1-14. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.01.001

摘要（2116）

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PDF （8746KB）（801）

“十四五”以来，面对资源基础相对薄弱、勘探对象日趋复杂等挑战，中国石油化工股份有限公司（简称中国石化）坚定油气能源保障主业，聚焦拓资源、增储量、扩矿权，加大油气资源拓展和增储力度，取得了多项战略性突破发现和理论技术创新。发展超深层海相断控缝洞油气成藏理论认识，发现十亿吨级顺北油气田；攻关陆相断陷盆地页岩油勘探理论与技术体系，推动页岩油持续重大突破；完善海相页岩气“二元富集”理论认识，四川盆地多层系页岩气勘探实现跨越式发展；攻关致密碎屑岩成储成藏理论，培育多个规模效益增储阵地；攻关煤层气赋存与富集机理，深层煤层气取得战略性突破；北部湾盆地等海域新区勘探实现重大突破。展望未来，中国石化面对矿业权缩减、“两深一非”勘探理论技术革新、效益勘探难度大三大发展挑战，同时需要把握国家能源安全保障、中国页岩油气革命、绿色低碳转型、数字化智能化升级四大历史发展机遇。中国石化将以五大工程为发展重点，以“深地工程”引领中西部深层—超深层勘探大突破，以“页岩油示范工程”引领成熟探区资源战略转型快接替，以“页岩气示范工程”引领非常规天然气跨越式发展，以“致密油气增储工程”引领一体化效益发展，以“海域突破工程”引领蓝海战略新发现，为保障国家能源安全、实现“双碳”目标做出更大贡献。

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吴裕根, 门相勇, 娄钰
我国“十四五”煤层气勘探开发新进展与前景展望
中国石油勘探 2024, 29 (1): 1-13. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.01.001

摘要（1980）

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PDF （3647KB）（2709）

煤层气开发有助于推动我国早日实现碳达峰碳中和目标。我国煤层气开发已基本实现产业化，但受理论技术等因素制约，发展规模与丰富的资源条件不匹配。“十四五”以来，我国煤层气勘探开发取得5个方面的新进展：一是我国开始进入深层煤层气规模开发新阶段，煤层气产量增速明显加快；二是深层煤层气勘探开发取得重大突破，极大拓展了产业发展空间；三是老气田低效区、薄煤层等难采资源增产改造效果显著；四是与“十三五”期间相比，攻关领域由中—浅层煤层气为主转为以深层煤层气为主，以水平井大规模分段压裂技术为代表的煤层气理论技术在地质认识、钻完井、压裂、排采四大关键环节均取得重大创新，产气效果明显提升；五是煤层气产业发展政策环境持续优化。初步研判，我国深层煤层气资源丰富，埋深大于1500m的煤层气资源量约是1500m以浅的资源量2倍以上；我国已探明煤层气储量以中—浅层为主，但采出程度仅为7%，剩余资源规模可观，而老气田还发育丰富的薄煤层气，已证实是现实接替资源。因此，深层煤层气的重大突破和老气田增产改造的成功成为引领我国煤层气产业加速发展的主要推动力，发展前景良好。在综合多家机构和专家研究结果的基础上，研究认为我国煤层气产量2025年有望达到100×10 ⁸m ³，2035年达到300×10 ⁸m ³。但我国煤层气快速发展面临着深煤层、薄煤层等新领域煤层气地质理论认识有待深入系统研究，深层煤层气勘探开发工程技术仍处于攻关阶段，产业发展政策支持力度仍有待完善等挑战。因此，建议加强新领域煤层气风险勘探和选区评价、加强高效勘探开发理论技术攻关以及加强煤层气产业政策支持和发展引导。

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胡文瑞, 张书通, 徐思源, 王雪
中国油气田开发实践、挑战与展望
中国石油勘探 2024, 29 (5): 1-11. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.05.001

摘要（1940）

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PDF （2181KB）（4280）

随着国内油气资源劣质化程度加剧、增储上产难度加大、技术要求不断攀升、开发成本持续升高，油气企业保障国家能源安全面临更大的风险和挑战。在此背景下，通过系统梳理了百年来中国油气田开发实践，详细分析新中国成立以来油气储量产量趋势与构成，重新划分了油气田开发阶段。按照陆相、海相、低渗、海洋、页岩油气等角度深入总结了油气田开发理论与技术，聚焦当前油气产业发展面临的勘探开发理论创新难度极大、非常规油气勘探开发技术适应性有待进一步提高、油气开发成本居高不下、资源勘探开发与征地环保矛盾进一步凸显等挑战，提出了相应对策和建议。结合新的发展形势，研究提出了向智能化转型是油气企业发展的根本路径、非常规油气开发将在国内油气开发中占据主要地位、绿色低碳转型是油气企业可持续发展的必然趋势等展望。

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雷群, 翁定为, 才博, 何春明, 石阳, 马泽元
中国石油勘探压裂技术进展、关键问题及对策
中国石油勘探 2023, 28 (5): 15-27. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.05.002

摘要（1843）

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PDF （2809KB）（3144）

为贯彻国家能源资源安全保障政策并加快国内油气生产，面对日益复杂的勘探对象，创新储层改造技术是发现资源和增加储量的必经之路。通过回顾中国石油天然气股份有限公司（简称中国石油）储层改造技术的发展历程，并针对目前中国石油所面临的勘探对象特点，厘清了技术难题，系统总结了取得的研究进展，包括缝控压裂优化设计最大限度释放储量、压裂装备作业能力不断提升、井下工具更加成熟、压裂液降低成本与提高个性化、支撑剂向低成本小粒径的趋势明显，明确了储层改造技术对勘探发现的重要支撑作用。全面梳理储层改造技术在压裂核心要素、工艺技术对策、现场实施质量、压裂方案迭代升级4个方面所面临的关键问题。具体而言，针对4个方面提出了以下对策措施：（1）推实基础研究创新工程，为压裂技术进步提供理论支撑；（2）推动五大要素提质工程，支撑储层改造技术高质量发展；（3）推进技术方案精准工程，为油气高效勘探开发提供指引；（4）推升技术管理提效工程，打造工程管理高效实施新模式。

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侯雨庭, 杨兆钰, 张忠义, 程党性, 李继宏, 刘江艳, 张岩
鄂尔多斯盆地延长组长7 ₃页岩油地质认识与勘探前景
中国石油勘探 2024, 29 (6): 17-29. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.06.002

摘要（1746）

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PDF （11194KB）（703）

鄂尔多斯盆地延长组长7 段页岩油资源丰富，其中在长7 _1-2 亚段夹层型页岩油发现规模储量，取得陆相页岩油勘探开发重大突破，然而在长7 ₃ 亚段新类型页岩油系统性研究与评价方面薄弱。通过扫描电镜、二维核磁共振、全视域荧光薄片及红外光谱分析，应用物探、测井等识别与评价技术，从地质认识、富集机理等方面进行了梳理与总结。分析认为：（1）纹层型页岩油由富长英质纹层、富有机质纹层、富凝灰质纹层、富黏土质纹层组成，孔隙类型以粒间孔、溶蚀孔、晶间孔为主，孔隙度介于2%～10%，含油饱和度介于68%～88%；（2）泥纹型页岩油由含黏土质长英质粉砂岩、黏土长英质泥岩、长英黏土质页岩组成，孔隙类型以溶蚀孔、晶间孔、层理缝为主，孔隙度介于2%～6%，含油饱和度介于65%～75%；（3）长7 ₃ 亚段富有机质泥页岩中生成的原油滞留成藏，并在富长英质粉砂岩中微运移成藏，形成了烃类滞留—微运移富集模式。研究表明，长7 ₃ 亚段纹层型页岩油预测有利区面积为5000km ²，泥纹型页岩油预测有利区面积为1600km ²，预测达亿吨级储量规模，勘探潜力巨大。

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赵文智, 朱如凯, 张婧雅, 杨静儒
中国陆相页岩油类型、勘探开发现状与发展趋势
中国石油勘探 2023, 28 (4): 1-13. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.04.001

摘要（1575）

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PDF （17454KB）（1442）

通过对国内外页岩油分类现状的综合分析和中美页岩油勘探开发历程、储产量现状、水平井产量特征的对比，分析了中美页岩油地质条件、资源质量、可开采性、经济性及规模性差异，提出用“地名+页岩油”或“地名+地层单位+页岩油”定义我国陆相页岩油区带，在此基础上，进一步按两个层次划分，首先根据砂地比（源储比）或沉积相带划分为致密油型页岩油、过渡型页岩油、纯正型页岩油，然后针对纯正型页岩油，根据热成熟度或油品性质，划分中高熟、中低熟类型，或者轻质油区、稀油区、重油区、稠油区等。针对中高熟陆相页岩油，在2025年以前，应集中攻关中高熟高压区页岩油富集区/段评价，做好试采工作，攻关最佳开采技术，最大限度降低成本，提高单井初始产量和累计采出量，预计全国页岩油年产量达到(600～1000)×10 ⁴t；2025—2035年，进一步升级和优化技术，降低成本，全国页岩油年产量力争达到(1200～1500)×10 ⁴t，成为我国原油年产2×10 ⁸t的重要补充。针对中低熟页岩油，现阶段做好鄂尔多斯盆地长7 ₃亚段部署页岩油原位转化先导试验，力争2030年前后实现关键装备与核心技术国产化，进入规模商业开发阶段，年产原油能达到千万吨级规模。

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王清华, 杨海军, 李勇, 蔡振忠, 杨宪彰, 谢会文, 陈才, 孙春燕
塔西南山前地区柯克亚周缘叶探1井油气勘探重大突破及意义
中国石油勘探 2024, 29 (4): 1-17. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.04.001

摘要（1400）

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PDF （6473KB）（2079）

：塔西南山前西昆仑冲断带柯东构造带叶探1 井在二叠系普斯格组获得重大突破，标志着塔西南山前地区发现一个重要的勘探接替层系。结合区域地质资料，根据野外露头、钻井、地震等综合研究，对柯克亚周缘二叠系普斯格组的成藏条件进行再认识。研究认为，研究区内二叠系普斯格组发育陆相湖泊—三角洲沉积体系，上段发育半深湖—深湖相烃源岩，面积1.0×10 ⁴km ²，厚度最大达到800m，集中段有机质丰度为0.92%～1.16%，以菌藻类生源为主，有机质类型主要为Ⅱ型，有机质丰度高；普斯格组下段发育三角洲前缘、滨浅湖沙坝优质砂岩储层，砂体厚度为42.5～63m，砂地比为27%～47%，是一套分布较广的区域性储层，与普斯格组上段泥岩组成优质储盖组合；柯克亚周缘发育印支期、喜马拉雅期两期构造变形，古生界叠瓦冲断、强烈逆掩叠置，圈闭成排成带，喜马拉雅期进一步挤压抬升改造，局部复杂化，形成的叠瓦冲断带为勘探有利区。根据普斯格组天然气干燥系数分析，折算 R _o 为
1.31%～1.42%，与下盘烃源岩成熟度相当，表明油气来自下盘逆掩叠置烃源岩，经历早油晚气的成藏过程，成藏具有“逆掩叠置下盘供烃、下生上储、断裂输导”的特点。综合分析认为该地区二叠系普斯格组圈闭成排成带分布，已发现圈闭9 个，面积301km ²，天然气资源量约为2930×10 ⁸m ³，凝析油资源量约为2×10 ⁸t，具有较好的勘探前景。

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何希鹏, 张培先, 高玉巧, 汪凯明, 何贵松, 任建华, 高全芳, 臧素华
中国非常规油气资源效益开发面临的挑战与对策
中国石油勘探 2025, 30 (1): 26-41. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.01.003

摘要（1284）

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PDF （2385KB）（1520）

通过深入调研国内外非常规油气在勘探开发、关键技术及运行模式等方面的差异性，结合国内非常规油气勘探开发现状，提出了中国非常规油气产业主要面临资源战略接替、开发关键技术、管理体制机制、数字化智能化绿色化建设等挑战。借鉴北美“页岩革命”的经验启示，聚焦资源、技术、管理、成本、效益等关键要素，研究提出了推动中国非常规油气效益开发的5项对策建议：（1）全领域战略谋划，加强发展战略的顶层设计，做优国内资源阵地，扩大海外资源市场，进一步夯实非常规油气规模开发的资源基础。（2）全生命周期评价，单井长期试采，摸清生产规律，强化重点试验井组评价，建模数模一体化研究，落实开发技术政策，提高单井产量和油气田采收率。（3）全链条技术迭代，以问题和目标为导向，攻克效益开发关键核心技术，高效推动非常规示范区建设，集成可推广可复制的做法，全面推进非常规效益开发。（4）全要素资源统筹，推进四个一体化、多元合作及市场化运作模式，实现提产提效和互惠共赢，增强非常规油气开发活力。（5）全过程绿色智能，构建大科研体系、大运营体系和大环保体系，打造非常规油气产业发展新格局。5项对策旨在推动中国非常规油气资源早日实现规模效益开发，确保国内油气产业持续高质量发展，践行端牢能源饭碗的重大责任使命。

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杨阳, 郑兴范, 肖毓祥, 雷征东, 邢厚松, 熊铁, 刘明杨, 刘书剑, 侯鸣秋, 张亚丽
中国石油中高成熟度页岩油勘探开发进展
中国石油勘探 2023, 28 (3): 23-33. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.03.003

摘要（1269）

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PDF （2513KB）（4492）

页岩油是保障国家长期稳产和上产的重要战略资源，中国石油在鄂尔多斯、准噶尔、松辽等盆地均已取得重大勘探突破，发现不同岩相组合类型的页岩油。为确保我国原油2×10 ⁸t稳产、提升国家能源安全保障能力，2021年中国石油加大页岩油勘探开发力度，取得了4项进展：（1）规模开发陇东页岩油，建成陇东页岩油百万吨整装示范区；（2）推进新疆吉木萨尔国家级陆相页岩油示范区与大庆古龙陆相页岩油国家级示范区建设，吉木萨尔页岩油产能跃上百万吨、古龙页岩油开启纯页岩型页岩油新篇章；（3）持续加大新区勘探力度，多个盆地勘探取得历史性突破；（4）理论、技术和管理持续创新，提质增效见到明显效果。总体来看，不同类型的页岩油还处于不同的勘探开发阶段，但距离实现规模效益开发目标还有差距。

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张宇, 赵培荣, 高山林, 张华, 申宝剑, 钱恪然, 王鹏威, 李鹏
中国石化页岩油气高质量勘探实践与启示
中国石油勘探 2025, 30 (1): 15-25. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.01.002

摘要（1234）

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PDF （2478KB）（603）

近年来，中国石化实行了“以顶层设计推进规划引领工程，以基础研究推进科技创新工程，以技术迭代推进提质创效工程，以协同攻坚推进规模增储工程”等一系列覆盖规划部署、理论技术、工程管理等全链条的页岩油气高质量勘探措施，打造了四川盆地新区新层系海相页岩气、东部断陷盆地多类型陆相页岩油等一批具有引领意义的示范工程，推动了多领域页岩油气勘探高质量协同发展。系统梳理中国石化在页岩油气勘探方面取得的进展与成果，总结页岩油气高质量勘探的重要举措，提出页岩油气未来攻关方向。展望未来，中国石化将夯实页岩油气资源基础，坚定页岩油气勘探信心，持续深化和完善“二元富集”理论，贯彻价值引领全局理念，坚持6个“一体化”运行模式，高质量推进页岩油气战略突破发现，落实规模增储上产阵地，为保障国家能源安全作出更大贡献。

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林永茂, 雷炜, 缪尉杰
深层致密气地质工程一体化实践——以川西须家河组为例
中国石油勘探 2024, 29 (3): 21-30. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.03.003

摘要（1218）

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PDF （5559KB）（3416）

川西新场—合兴场须家河组天然气资源丰富，中国石化探区保有探明地质储量超1700×10 ⁸m ³，储层具有气藏埋藏深（4500～5500m）、地层压力高（压力系数为1.4～1.7）、地层破裂压力高（110～165MPa）、特低孔隙度（平均孔隙度为3.7%）、特低渗透率（平均渗透率为0.07mD）的“一深两高两低”特点，为天然气成藏地质理论认识及高效开发带来了多重挑战，制约了气藏的勘探开发进程。以地质工程一体化融合实践为攻关思路，深化致密砂岩气输导体成藏认识，明确成藏机理及富集高产规律，以地质甜点发育模式深入解剖为切入点，阐明气藏甜点形成机制，建立甜点地质模式，抓住裂缝和储层地震精细刻画和定量预测技术、优化钻井及储层改造等关键技术，开展地质—地球物理—钻完井关键技术的地质工程一体化协同攻关与技术—经济一体化目标实践，技术序列的成功应用支撑气田规模上产，已累计新建产能超10×10 ⁸m ³，保障合兴场气田新增探明地质储量超1300×10 ⁸m ³，进一步证实了地质工程一体化是低品位气藏有效开发的必经之路，推动了川西须家河组气藏的效益开发进程，为致密难动用储量，特别是深层致密气的勘探开发提供借鉴。

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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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张宇, 赵培荣, 刘士林, 刘超英, 程喆, 陈前, 陈刚, 张飞燕
中国石化“十四五”主要勘探进展与发展战略
中国石油勘探 2024, 29 (1): 14-31. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.01.002

摘要（1093）

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PDF （11116KB）（1143）

在系统梳理中国石油化工股份有限公司（简称中国石化）“十四五”以来高质量勘探举措、理论技术进展及油气勘探成果的基础上，提出了油气勘探发展战略。“十四五”以来，中国石化坚定资源发展信心，大力推动高质量勘探实践，在塔里木、四川、渤海湾、准噶尔、鄂尔多斯等盆地的深层碳酸盐岩、陆相页岩油、深层页岩气、中西部碎屑岩、成熟探区隐蔽油气藏、深层煤层气等领域取得了主要勘探成果，为石油稳增长、天然气快上产夯实了储量基础。同时，发展完善了超深走滑断控缝洞型油气成藏理论、创新形成了页岩油成储成烃富集理论、深化了海相页岩气“二元富集”与致密碎屑岩油气差异富集机理认识等；攻关形成了复杂地质结构与储层结构条件下的以地震勘探、深层—超深层钻完井、超深层测录试井、水平井压裂技术等为代表的关键技术与工程工艺技术。展望未来，中国石化探区具备石油稳定发展、天然气快速发展的资源基础，勘探工作聚焦保拓矿权、勘探突破、规模增储三大核心责任，以深地工程、页岩油气示范工程、致密碎屑岩效益攻坚、常非统筹为统领，加快推进战略突破发现，落实规模增储阵地，进一步夯实上游可持续发展资源基础。

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毛新军, 李艳平, 梁则亮, 朱明, 姚卫江, 李树博, 潘拓, 胡正舟, 汪洋
准噶尔盆地侏罗系煤岩气成藏条件及勘探潜力
中国石油勘探 2024, 29 (4): 32-44. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.04.003

摘要（1078）

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PDF （6235KB）（4729）

准噶尔盆地侏罗系西山窑组、八道湾组两套煤层广覆式分布，煤系地层气资源十分丰富。但作为一个全新的天然气领域，盆地煤岩气基础研究薄弱、成藏特征、富集规律及资源规模不清。为探索深部煤岩的含气性，2020年钻探风险探井CT1H井，测试获最高日产气5.7×10 ⁴m ³，试采日产气量稳定在2×10 ⁴m ³，证实煤岩气领域具备高产稳产能力。通过对深部煤岩岩石学特征、煤岩储集性能、演化特征、煤岩气成藏控制因素等系统研究，明确了盆地煤岩演化程度低，属于中—低阶煤，西山窑组煤岩以中—大孔为主，八道湾组煤岩以微—小孔为主；构建了盆地煤岩气古生中储与自生自储两类成藏模式；结合烃源岩、构造、煤岩储层特征及气测异常响应等多种控藏因素对盆地煤岩气潜在领域进行了分类评价，优选了滴南—白家海、齐古两大煤岩气勘探有利区，计算二者2000～4000m埋深煤岩气资源量超万亿立方米。

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白雪峰, 杨雨, 李军辉, 王有智
四川盆地仪陇—平昌地区上三叠统须家河组五段致密气成藏条件及勘探前景
中国石油勘探 2025, 30 (1): 42-55. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.01.004

摘要（1062）

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PDF （70416KB）（1151）

四川盆地仪陇—平昌地区LG163井上三叠统须家河组五段超压致密砂岩气获得勘探突破，标志着须五段有望成为陆相致密油气效益规模增储的重要领域。基于LG163井须家河组致密砂岩气发现及前须家河组油气勘探成果，结合分析化验资料，围绕须五段生烃中心，对仪陇—平昌地区须家河组储层特征及其成藏演化展开系统研究。研究认为，仪陇—平昌地区须五段发育厚层暗色页岩，页岩平均TOC 普遍大于1%，有机质类型为Ⅱ ₂—Ⅲ型，处于高—过成熟阶段，整体属于好烃源岩；东南部发育曲流河三角洲前缘砂岩储层，砂岩横向分布稳定，孔隙度为 1.5%～7.7%，平均为 4.8%，微裂缝发育，储层物性较好。须五 ₂亚段致密砂岩储层包裹在须五段烃源岩内部，垂向上形成“源包砂”优质成藏组合。须五段普遍发育地层超压，由斜坡向湖盆中心地层压力系数逐渐加大，致密砂岩气超压充注保存。综合烃源岩条件和储层物性特征，认为研究区须五段优质烃源岩分布面积为5600km ²，富砂带面积为3553km ²，预测勘探有利区致密气资源量达到5600×10 ⁸m ³，具有良好的勘探前景，可成为规模天然气勘探发现的重要接替领域。

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石玉江, 何羽飞, 万金彬, 郭笑锴, 于红果, 杨仁杰
深层煤岩气地质品质及含气量测井评价方法研究
中国石油勘探 2024, 29 (4): 128-145. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.04.010

摘要（1038）

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PDF （5175KB）（6203）

：深层煤岩气作为非常规油气开采领域的重点勘探开采目标之一，已逐渐成为我国天然气资源供给的重要来源。相较于中浅层煤层气储层，深层煤岩气储层气体赋存特征及地质特征更为复杂。以鄂尔多斯盆地B 区块为例，与中浅层煤层气相比，深层煤岩气在地质特征上呈现出含气量更高、煤体结构更优、储层物性更差，以及储层温度、压力、地层水矿化度更高的特征。通过系统分析深层煤岩气地质特征，总结出煤层具有典型的低密度、低自然伽马、高中子、高声波时差、高电阻率的测井响应特征，并基于此实现煤储层识别；分析不同煤体结构对应测井响应特征差异，优选测井参数建立适用于靶区的煤体结构因子并完成煤体结构划分；依据实验结果并结合目标层测井相响应特征，创建了煤岩变骨架参数条件下的孔隙度测井解释模型；基于实验数据，对比分析测井响应与组分及组分间相关性，构建了靶区工业组分测井评价模型。在完成煤层识别、煤岩组分计算、煤体结构划分等地质品质参数评价的基础上，形成了常规和核磁—等温吸附联测含气量评价技术，以实现针对深煤岩储层游离气和吸附气的联合计算，为深层煤岩气储量和资源量计算提供保障；同时以进一步提升深层煤岩气勘探效率和开发效益为目的，提出了针对深煤岩储层评价的测井建议及技术攻关方向展望，以满足深层煤岩气产业高质量发展的目标。

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石玉江, 蔡文渊, 刘国强, 袁超, 张伟, 衹淑华, 李思, 王少卿
页岩油储层孔隙流体的全直径岩心二维核磁共振谱特征及评价方法
中国石油勘探 2023, 28 (3): 132-144. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.03.011

摘要（988）

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PDF （4857KB）（3379）

如何客观评价页岩油层中的孔隙流体，准确测量和定量表征页岩油及致密油储层含油饱和度与可动油含量等参数，已经成为当前急需解决的重要技术难题。通过率先在国内引入车载移动式全直径岩心核磁共振测量仪，开展了页岩油岩心现场测试分析和评价研究工作，实现了现场对钻井取心进行连续、高精度、无损的快速核磁共振扫描，弥补了核磁共振测井和室内岩心实验的不足，填补了国内页岩油全直径岩心现场测量技术空白。结合现场岩心描述、其他配套实验数据及试油验证，系统总结出不同流体组分的二维核磁共振 T ₁— T ₂图谱特征，明确了不同孔径中油、水信号的 T ₁/ T ₂比值变化规律，建立了基于全直径岩心二维核磁共振谱特征的孔隙流体组分分析方法及识别标准，实现页岩油、致密油及复杂碎屑岩等储层孔隙流体组分准确识别与流体饱和度定量解释。车载移动式全直径岩心二维核磁共振测量技术方法在松辽盆地古龙页岩油、鄂尔多斯盆地长7 ₃页岩油、河套盆地勘探评价中发挥了重要作用，在大庆、长庆、西南、华北、新疆等致密油气田已规模应用，取得良好效果。

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王清华, 杨海军, 蔡振忠, 杨宪彰, 张亮, 蒋俊, 周露
塔里木盆地库车南斜坡托探1井油气勘探重大突破及意义
中国石油勘探 2023, 28 (5): 28-42. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.05.003

摘要（971）

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PDF （14084KB）（691）

塔里木盆地库车坳陷南部斜坡带温宿—西秋地区托探1井在寒武系潜山白云岩储层获得重大突破，对库车南斜坡迎烃面多目的层潜山勘探具有重要意义。受制于地质条件复杂，该地区的油气富集规律认识不清、地质结构落实及圈闭刻画难度大，制约了潜山油气勘探。基于构造特征、潜山地层分布、生—储—盖组合、油气输导体系及勘探实践的系统分析，探讨了潜山油气成藏新模式。温宿—西秋地区古生界构造为受前冲断裂沙井子—西秋断裂和反冲断裂乌什南断裂控制的背冲式构造，F1和F2两条次级反冲断裂使得背冲构造复杂化，形成3排古生界潜山构造，每排构造自近断层到远断层区古生界潜山地层由老变新。其中寒武系潜山地层分布范围最广、呈北东东向大面积展布，潜山储层以局限台地颗粒滩相白云岩为主，受多期构造活动、长时期暴露溶蚀叠加改造，裂缝—孔洞型白云岩优质储层规模连片发育。潜山油气藏表现为三叠系黄山街组和侏罗系恰克马克组泥岩联合供烃、裂缝—孔洞型白云岩成储、上覆古近系膏盐岩封盖的生—储—盖组合样式；成藏具有“库车油气远源供烃、不整合面输导、迎烃面构造富集”的特征，主要成藏期在喜马拉雅晚期（4—1Ma）。托探1井的成功钻探，证实了温宿—西秋地区多排多类型潜山巨大的勘探潜力，重新刻画潜山圈闭面积近840km ²、石油资源量约2.0×10 ⁸t、天然气资源量约590×10 ⁸m ³，有望成为油气增储上产新的战略接替区。

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周立宏, 陈长伟, 杨飞, 崔宇, 宋舜尧, 官全胜, 周凤春
渤海湾盆地沧东凹陷页岩油效益开发探索与突破
中国石油勘探 2023, 28 (4): 24-33. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.04.003

摘要（963）

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PDF （3642KB）（4467）

渤海湾盆地黄骅坳陷沧东凹陷孔二段页岩油规模效益开发面临中低成熟页岩油主力产层评价优选、纵向多甜点层立体开发动用、复杂断块2000m长水平段优快钻完井、纹层型页岩储层高效体积压裂改造和高凝—高含蜡页岩油高效举升等难题。沧东凹陷孔二段页岩油勘探开发经历研究探索、水平井突破、产能评价和先导试验4个阶段，仍有60%的已投产水平井单井EUR小于2.0×10 ⁴t，单井产量偏低成为制约湖相页岩油效益开发的瓶颈问题。通过综合分析沧东凹陷孔二段47口已投产井测井、录井、压裂参数和生产数据资料，针对复杂断块湖相页岩油效益甜点评价和箱体优选、井网部署、随钻导向、压裂改造和排采制度等方面进行了系统攻关，落实官东地区C1、C3和C5共3个效益开发甜点层，有利面积为42～53.3km ²，估算Ⅰ类资源量1.54×108t。优选沧东凹陷5号平台孔二段C1③和C3⑧ 2个10m级甜点层开展页岩油效益开发先导试验，攻克复杂断块水基钻井液长水平段钻探难题，创新形成纹层型页岩油高效压裂技术，实现纹层型页岩储层渗透率提高、溶胀增能、混相降黏，5口试验井测试单井峰值产量39.6～122.3t，截至2023年6月22日已投产174～201天，累计产油3.34×10 ⁴t，预测首年累计产油6.5×10 ⁴t，平均单井EUR为4.11×10 ⁴t，建立了复杂断块湖相页岩油规模效益开发模式。

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刘小兵, 窦立荣
国际大油公司深水油气勘探实践及启示——以圭亚那斯塔布鲁克区块为例
中国石油勘探 2023, 28 (3): 78-89. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.03.007

摘要（961）

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PDF （3164KB）（2303）

近年来，国际大油公司持续在深水领域取得勘探突破。其中埃克森美孚公司领导的勘探联合体在圭亚那的斯塔布鲁克区块获得31个深水油气田发现，使圭亚那成为南美地区石油行业的重要国家之一，同时也带动了周边海域的勘探热潮。圭亚那盆地横跨圭亚那和苏里南海域，埃克森美孚公司在圭亚那盆地的油气勘探主要经历了3个阶段，分别是1957—1982年超前布局圭亚那盆地苏里南海域1999—2015年再进圭亚那盆地并长期坚守圭亚那海域；2015年至今地质认识和地震技术助推获得一系列勘探发现。国际大油公司，尤其是埃克森美孚公司领导的勘探联合体在圭亚那的勘探实践表明，开展区域地质综合研究并结合新资料坚定勘探信心，通过引进合作伙伴共担风险、共享收益，是风险勘探的典型做法，可为中国油公司实现从“走出去”迈向“走上去”开展海外油气勘探业务提供借鉴和参考。

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刘国勇, 宋永, 毛新军, 唐勇, 郭旭光, 卫延召, 龚德瑜
准噶尔盆地高效勘探主要策略与方向
中国石油勘探 2024, 29 (1): 47-64. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.01.004

摘要（961）

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PDF （6558KB）（2416）

准噶尔盆地进入富烃凹陷勘探新阶段，面临勘探目标越来越深、越来越散、越来越隐蔽，储层孔渗条件越来越差，已发现储量升级率低、储量动用率低等新挑战，如何提高勘探成效、实现油田效益发展是迫切需要回答的问题。通过新一轮盆地整体研究和再认识，认为准噶尔盆地多源灶空间分布具有互补性，“既富油，也多气”，突破了盆地“油多气少”传统认识；富烃凹陷发育4类规模有效储集体，空间分布侧向有序、纵向叠置；存在源内常规-非常规有序聚集、源上退覆式扇三角洲砂砾岩大面积成藏、中浅层断—砂耦合立体成藏3种成藏体系。文章结合准噶尔盆地资源特点、地质新认识、勘探开发技术适应性及可持续效益发展目标等，提出“油气并举、常非并重、深浅兼顾、多域增储”高效勘探策略，指出三大勘探方向及九大勘探领域，有望助力油田实现效益可持续发展。

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王清华, 杨海军, 蔡振忠, 李勇, 杨宪彰, 陈才, 陈常超
塔里木盆地麦盖提斜坡罗探1井奥陶系断控岩溶新类型油气藏勘探突破及意义
中国石油勘探 2024, 29 (2): 1-15. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.02.001

摘要（959）

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PDF （11053KB）（1229）

塔里木盆地麦盖提斜坡罗探1井在奥陶系碳酸盐岩获得勘探新突破，是麦盖提斜坡奥陶系断控岩溶新类型油气藏的首次勘探突破，标志着斜坡区发现一个重要的战略接替领域。结合区域钻井、测井、地震等资料，开展罗探1等井分析化验资料的综合分析，对麦盖提斜坡奥陶系碳酸盐岩的成藏条件进行再认识。麦盖提斜坡奥陶系碳酸盐岩断控岩溶储层的形成主要与走滑断裂活动相关，是麦盖提斜坡三类主要成储模式之一；麦盖提斜坡目前已发现油气均来自于寒武系玉尔吐斯组烃源岩，基底古构造控制了下寒武统的沉积和烃源岩的分布；斜坡区存在加里东期、海西-印支期和喜山期三期油气充注成藏过程，烃源岩、古构造演化及通源断裂控制油气复式聚集成藏，断裂活动期次、断穿层系决定了油气富集层系与油气藏性质。麦盖提斜坡奥陶系走滑断裂十分发育，延伸距离累计可达1000km以上，控制了断控岩溶储层和油气藏的分布，平面上具有明显的分区特征，资源规模大、可部署性强，展示出巨大的勘探潜力，是塔西南地区规模油气勘探发现和战略接替的重要现实领域。

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席胜利, 刘新社, 任军峰, 刘刚, 张才利, 惠潇, 赵伟波, 王红伟, 井向辉, 董国栋, 魏嘉怡, 李涵
鄂尔多斯盆地风险勘探领域油气成藏认识新进展与勘探潜力
中国石油勘探 2023, 28 (3): 34-48. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.03.004

摘要（945）

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PDF （4728KB）（3777）

近年来，通过创新地质认识，突出风险勘探、强化规模勘探、精细效益勘探，鄂尔多斯盆地油气勘探取得丰硕成果；2020—2022年，年产量均超过6000×10 ⁴t油当量，其中风险勘探在“四新”领域的探索过程中发挥了重要作用。在前期研究工作的基础上，通过深化奥陶系盐下、二叠系太原组石灰岩、三叠系延长组长7段页岩油等领域油气成藏条件分析，创新形成“盐下源内白云岩丘滩体含气新系统”“太原组石灰岩‘三明治’成藏模式”“长7 ₃纹层型页岩油甜点标准和特有工艺改造技术”等成藏认识和技术成果，成为“十五五”及中长期油气勘探的接替领域。同时，突出“向源、向新、向深”的勘探理念，按重点攻关和区带准备两个层次，重新认识盆地低勘探程度区带油气成藏特征与勘探潜力，指出了今后一个时期风险勘探领域的前景与方向。其中重点攻关方向为已经发现勘探苗头且资源潜力较大的领域，优选出奥陶系海相页岩气、延长组下组合、煤系致密气及元古宇长城系等主要方向；区带准备则针对具备基本油气成藏条件，但研究程度较低且勘探难度较大的领域，提出中央古隆起周缘寒武系、西缘复杂构造区及盆地东部盐下马家沟组马三段—马二段新层系等具有较大勘探潜力目标。通过风险勘探领域的地质认识、成果总结和潜力分析，将实现盆地后备油气勘探区带的有序接替，以及起到对长庆油田二次加快发展战略需求重要的指导作用。

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谢贵琪, 林海, 刘世铎, 刘永, 万有余, 张成娟, 李亚锋, 崔荣龙, 雷丰宇, 隋国杰, 邓立本, 张涛, 刘欢, 刘云翼, 蒲永霞
柴达木盆地西部英雄岭页岩油地质工程一体化压裂技术创新与实践
中国石油勘探 2023, 28 (4): 105-116. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.04.010

摘要（945）

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PDF （7974KB）（5911）

柴达木盆地英雄岭下干柴沟组页岩层系灰云岩、泥页岩发育良好，灰云坪有利储层与优质烃源岩叠置互层分布，页岩油资源勘探开发潜力巨大，但具有高应力、高应力差、高频沉积旋回、纵向层理发育、强非均质性等储层改造难点，亟须建立适用性强的高效压裂技术体系，支撑效益勘探与高效开发。通过开展地质力学实验，明确了页岩破裂与裂缝延伸规律，制定了“控近扩远”的改造思路；发展了一维地质力学与可压裂性新算法，建立三维精细地质力学模型；采用模型模拟优化与数据驱动优化相结合的方式，形成了直井缝网压裂参数模板；对标国内陆相页岩油体积压裂主流做法与关键参数，在段簇设置、压裂参数优化等方面践行地质工程一体化理念，实现了以“加密切割、极限限流射孔、大排量、大规模、滑溜水高强度连续加砂、逆复合控近扩远、高石英砂占比”为核心的体积压裂技术的升级换代。实施直井压裂37井次，日产油2.1～44.9m ³，获工业油流占比达97.2%；水平井压裂6井次，最高日产油113.5m ³，在下干柴沟组上段落实页岩油地质储量5×10 ⁸t。

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方锐, 蒋裕强, 杨长城, 王占磊, 孙莎莎, 朱讯, 李顺, 谷一凡, 周亚东, 刘冬玺, 罗垚, 宇卓
四川盆地侏罗系凉高山组页岩油地质特征
中国石油勘探 2023, 28 (4): 66-78. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.04.007

摘要（921）

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PDF （5088KB）（3330）

近年来，四川盆地侏罗系湖相页岩油勘探取得了重大突破，展现出巨大勘探潜力。为了进一步支撑深化勘探，基于野外露头、测井、钻井取心和系统取样分析资料，开展了四川盆地侏罗系凉高山组不同岩性组合条件下页岩地球化学特征、岩石脆性、孔隙结构及含油气性等研究，明确了优势页岩岩性组合类型。结果表明：凉高山组页岩发育层段可细分为纯页岩组合、介壳型页岩组合、粉砂型页岩组合3类5种岩性组合；5种岩性组合中页岩均处于热成熟阶段，但有机质含量、类型、脆性矿物含量存在差异，纯页岩组合中页岩TOC平均值大于1%，有机质类型为Ⅱ ₁型，脆性矿物含量大于52%；介壳型页岩组合中页岩有机质特征与纯页岩组合相似，但脆性矿物含量大于65%；粉砂型页岩组合中页岩TOC平均值小于1%，有机质类型为Ⅱ ₂型，脆性矿物含量大于65%。不同组合储集空间主要为微裂缝及无机孔（孔径10～500nm），但粉砂型页岩组合喉道较宽，孔隙连通性优于纯页岩组合及介壳型页岩组合。纯页岩组合游离烃含量大于1mg/g，含油性好，纯页岩组合和粉砂型页岩组合部分OSI大于100mg/g，可动性较强。综合分析认为，纯页岩组合与粉砂型页岩组合为页岩油勘探有利岩性组合。粉砂型页岩组合因具有良好的可压裂性，可成为凉高山组页岩油下步勘探的主要甜点层段。

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杨晋玉, 陈晓平, 李超, 郑奎, 张宝娟, 陈春恒
基于经济效益评价的页岩油水平井加密调整参数优化——以鄂尔多斯盆地XAB油田长7页岩油藏为例
中国石油勘探 2023, 28 (4): 129-138. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.04.012

摘要（919）

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PDF （5061KB）（1321）

鄂尔多斯盆地XAB油田位于陕西省定边县境内，主要目的层为上三叠统延长组长7段，长7页岩油藏储层致密，且广泛发育高角度天然裂缝。该页岩油藏自2011年以来采用水平井滚动建产和开发，存在采出程度低和采油速度低的问题。近年来，为探索页岩油高效开发方式，在水平井开发区开展井间加密调整试验，取得较好的增油效果。根据前期加密调整试验认识，在充分考虑研究区天然裂缝特征的基础上，建立“基质—裂缝”双重介质数值模型，对不同生产年限的水平井开发区开展加密调整参数优化研究，研究的主要参数为加密时机、布缝方式、水平井井距和水力裂缝半长。共设计76套加密调整方案，模拟计算评价期内各方案累计产油量，利用财务现金流方法，计算不同方案的财务净现值率并排序优选出具有经济效益的方案。研究结果表明：（1）随着水平井区生产年限的延长，在水平井井间进行加密的效果会减弱。（2）水平井交错布缝方式要优于对称布缝方式。（3）不同加密时机条件下，最优加密调整参数也不相同：加密时机为2～10年时，最优加密井距为260m，最优水力裂缝半长为140～180m。以此为依据，对XAB油田长7页岩油藏水平井开发区开展水平井加密调整设计，加密调整后，采收率和净现值率预计分别提升1.05%和0.013，在有效改善页岩油开发效果的同时获得了良好经济效益。

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王清华, 杨海军, 李勇, 蔡振忠, 杨宪彰, 徐振平, 陈才, 孙春燕
塔西南山前地区恰探1井石炭系—二叠系重大突破与勘探前景
中国石油勘探 2023, 28 (4): 34-45. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.04.004

摘要（910）

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PDF （12613KB）（860）

塔西南山前地区西天山冲断带乌恰构造带恰探1井在石炭系—二叠系碳酸盐岩获得重大突破，标志着塔西南山前地区发现一个重要的勘探接替层系。结合区域地质资料，根据野外露头、钻井、地震等研究，以及恰探1井、昆探1井等分析化验资料的综合分析，对塔西南山前地区石炭系—二叠系的成藏条件进行再认识。研究认为，塔西南山前地区晚石炭世—早二叠世发育宽缓的“马蹄形”台缘带，形成了呈带分布的高能滩有利沉积相带，区内二叠系棋盘组发育海湾潟湖相烃源岩，厚度最大达到500m，有机质类型为Ⅰ—Ⅱ型，有机质丰度高；受沉积相带和岩溶作用双重控制，在晚石炭世—早二叠世形成裂缝—孔洞型碳酸盐岩储层，与上覆二叠系棋盘组厚层泥岩构成有利生储盖组合，进而建立了“下生上储、断裂输导、近源成藏”的油气成藏新模式。综合分析认为，该地区石炭系—二叠系断背斜圈闭成排成带分布，具有近源成藏优势，评价优选出了叶探1井、阿北1JS井等多个有利勘探目标方向，具有良好的勘探前景，可成为规模天然气勘探发现的重要接替领域。

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徐长贵, 朱光辉, 季洪泉, 祝彦贺, 孙强
中国海油陆上天然气勘探进展及增储发展战略
中国石油勘探 2024, 29 (1): 32-46. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.01.003

摘要（900）

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PDF （4631KB）（1867）

中国海油为快速发展天然气产业，提升天然气产量，逐步加大鄂尔多斯盆地和沁水盆地矿权区块勘探投入，区块内有利于形成致密气、煤层气和常规气等多种天然气类型，天然气资源量可达30000×10 ⁸m ³，在高丰度区和构造简单区已经探明地质储量7500×10 ⁸m ³。基于资源潜力及品质、成藏条件、勘探技术的全面分析，适时提出了陆上万亿立方米天然气增储的发展战略，并明确了致密气—煤层气并举、多气种立体勘探的指导思想，确定了加快鄂尔多斯盆地东缘深层煤层气和致密气勘探、快速推动沁水盆地中浅层煤层气勘探的部署思路。通过加强勘探领域成藏富集规律和勘探技术攻关方向的综合分析，明确了今后一个时期的重点勘探方向。鄂尔多斯盆地东部区块具有煤系地层全油气系统有序共存特征，需开展煤系地层天然气全成藏系统勘探，夯实增储上产基础，聚焦致密气、深层煤层气，攻关薄层煤层气、奥陶系常规天然气和铝土岩气，通过勘探开发一体化、地质工程一体化推进多气种交互接替勘探，实现天然气全成藏系统勘探开发。在沁水盆地南部、北部，重点推进中浅层煤层气水平井体积压裂达产技术试验和推广应用，并与薄层煤层气形成互补式经济有效开发，推动沁水盆地煤层气的整体增储上产。上述重点领域的勘探部署将保障中国海油陆上万亿立方米大气区增储的实现和健康稳定发展。

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古永红, 周长静, 马占国, 肖元相, 何平, 曹庾杰, 杨尚儒
致密灰岩水平井复合缝网加砂压裂技术研究与矿场实践
中国石油勘探 2024, 29 (3): 159-169. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.03.014

摘要（877）

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PDF （4703KB）（1460）

鄂尔多斯盆地太原组石灰岩资源丰富，是长庆油田天然气勘探开发的重要接替领域。但由于储层致密、厚度薄、酸岩反应速率快等因素，以往多种酸压工艺均未能获得产量突破。为此，转变增产技术思路，强化裂缝扩展规律实验研究、压裂液及关键材料研发配套、体积压裂模式精细刻画，形成“多段少簇密集造缝、酸压—加砂双元复合”为一体的水平井复合缝网加砂压裂技术。通过开展大露头压裂物理模拟实验，结合储层地质特点及岩石力学特征，明确储层高脆性、低两向水平主应力差、微裂缝发育特征，采用体积压裂工艺能够实现复杂缝网改造；集“深度酸压+大规模加砂”双重技术优势，构建“水力缝网+ 酸蚀裂缝”相结合的高导流裂缝流动通道，结合水平井密切割压裂大幅提高裂缝改造体积；针对石灰岩高杨氏模量、高破裂压力、高裂缝延伸压力、低裂缝宽度的三高一低特征，通过提高套管承压等级、差异化裂缝铺砂设计，形成多尺度小粒径连续加砂模式，解决了高杨氏模量储层加砂难问题；基于基质、壁面、裂缝三级伤害评价，研发低伤害变黏滑溜水体系，实现高杨氏模量储层造缝、成网、携砂需求。现场试验4口井，平均单井产量为59.7×10 ⁴m ³/d，较酸压直井提高5～20倍以上，增产效果显著。目前，水平井复合缝网加砂压裂技术已成为太原组石灰岩水平井储层改造的主体技术，为该类气藏的勘探突破及有效开发提供了有力的技术保障。

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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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杨延辉, 王玉婷, 刘忠, 陈必武, 吴春升, 张学英, 董晴
沁水盆地南部高煤阶煤层气高效开发对策与实践
中国石油勘探 2024, 29 (4): 18-31. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.04.002

摘要（868）

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PDF （7880KB）（2269）

我国高煤阶煤层气资源丰富，其高效开发利用的能源、安全、生态意义十分突出。以沁水盆地南部高煤阶煤层气开发实践为例，系统分析了早期开发过程中面临的5 个主要问题及挑战: 高煤阶煤层气开发理论不完善；有利区选择精度低；储层改造技术适应性不强；排采控制制度效率低、效益差；集输系统呈现“三难”“三高”。中国石油华北油田公司坚持问题导向、目标引领，室内研究与现场实践相结合，形成了高煤阶煤层气高效开发的新理念及关键技术对策：提出高煤阶煤层气疏导开发理念，构建套管单支水平井+ 分段压裂的煤层气开发方式；建立高产有利区优选技术，实现建产模式由大面积整体建设向精准建产选区转变；完善升级煤层气压裂改造技术，实现储层改造向构建多级有效缝网转变；创新疏导排采控制技术，实现排采控制向优快高效转变；建立低压环状地面集输技术，实现地面集输建设模式向高效益转变。经实践，平均新建产能到位率由37%提升至84%以上，平均单井日产气提高为原来的1.6倍，达产时间缩短20%以上，新建项目地面建设投资降低20%。沁水盆地不同储层类型煤层气开发均取得产量突破，沁水盆地南部煤层气田年生产能力突破21×10 ⁸m ³，建成我国最大的煤层气田，有力助推了我国煤层气的战略性发展。

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路智勇, 刘莉, 姜宇玲, 张谦, 湛小红, 肖佳林
涪陵气田立体开发地质工程一体化实践
中国石油勘探 2024, 29 (3): 10-20. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.03.002

摘要（860）

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PDF （3094KB）（1885）

针对涪陵页岩气田一次井网开发后剩余气储量动用不充分的问题，立体开发地质工程一体化技术是提高气藏采收率，实现对剩余储量精准动用的核心手段。通过建立页岩气地质工程一体化高效开发新模式，创新形成页岩气建模数模一体化技术进行剩余气精细研究，明确页岩剩余气分布情况；通过地质工程双甜点耦合，明确穿行黄金靶窗，建立“资源+应力+天然裂缝”三位一体分层效益组合体划分标准体系；基于剩余气差异化分布形态，建立“地质—钻井—压裂—地面协同优化”钻井与压裂优化设计流程；通过实时监测进行钻井轨迹与压裂施工的动态调整，建立一体化数据共享平台及实时决策系统。立体开发地质工程一体化技术指导焦石坝区块预期采收率从12.6%提高到23.3%，立体开发区采收率达39.2%。该技术的应用使页岩气钻采投资、10×10 ⁸m ³产能建设投资及开发成本逐年缩减，有效指导了涪陵页岩气田提高采收率与高效开发。

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郑马嘉, 郭兴午, 伍亚, 赵文韬, 邓琪, 谢维扬, 欧志鹏
四川盆地德阳—安岳裂陷槽寒武系筇竹寺组超深层页岩气地质工程一体化高产井培育实践与勘探突破
中国石油勘探 2024, 29 (3): 57-67. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.03.006

摘要（852）

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四川盆地德阳—安岳裂陷槽寒武系筇竹寺组超深层页岩储层地层时代老、埋藏深度大、热演化程度高，勘探开发难度大，国内外尚无可直接借鉴的经验。为此，基于地质工程一体化理念，探索建立筇竹寺组“部—钻—压—采”一体化高产井培育关键技术体系：（1）一体化井位部署，深化筇竹寺组“裂陷槽控藏”认识，明确优质储层分布模式，明确高产井实施技术界限，支撑井位优化部署；（2）一体化钻录定导，基于地质工程参数综合评价，优中选优确定靶体，优化井轨迹，强化地质钻井一体化精细管理，保障优质储层钻遇率；（3）一体化压裂增产，基于一体化压裂模型优化压裂设计，形成“促复杂+扩体积+强支撑+防套变”压裂工艺，有效实现裂缝均匀开启、高效扩展、全域支撑及储层改造体积最大化；（4）一体化精细返排，形成“四因子”返排增产技术，结合精细排采分析平台，实现降低储层伤害与气井增产“双突破”。基于上述技术体系，资201井首次在国内寒武系4500m以深的页岩储层测试获得高产工业气流，威页1H井成功实现高产井复制，初步落实埋深5000m以浅有利区面积近3000km ²，资源量近2×10 ¹²m ³。所形成的高产井培育技术和方法，为破解寒武系超深层页岩气规模效益开发难题奠定了坚实基础。

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何骁, 梁峰, 李海, 郑马嘉, 赵群, 刘勇, 刘文平
四川盆地下寒武统筇竹寺组海相页岩气高产井突破与富集模式
中国石油勘探 2024, 29 (1): 142-155. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.01.011

摘要（829）

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PDF （9834KB）（2269）

多年来下寒武统筇竹寺组页岩气勘探开发进展缓慢，资201井获高产气流大大增加了该套页岩气规模商业化开发的信心，不同区域及层段富集规律差异及下一步勘探开发方向是筇竹寺组页岩开发面临的首要问题。以四川盆地57口钻井资料为基础，对多口重点井的古生物、沉积、储层等特征进行分析，详细剖析资201井的部署理论依据、筇竹寺组页岩气富集条件及下一步勘探开发方向。从地层研究入手，建立了筇竹寺组地层划分标准，明确筇竹寺组主体发育4套深水陆棚相的富有机质页岩（①至④号层段），其分布受裂陷槽发育控制，裂陷槽内厚度最大。分析了页岩储层发育特征，指出储层压力、孔隙度、含气饱和度从下向上、从裂陷槽外到内呈现增大趋势，储层超压对页岩孔隙保存起到重要作用；基于此结合保存条件等建立了“多层异相、超压保孔”的页岩气超压差异富集模式，指出远离散失通道的超压孔隙发育区（层段）是页岩气富集有利区（层段）。文章指出资201井及周边是未来筇竹寺组页岩气增储上产的主要区域，资源量为8.06×10 ¹²m ³；川西地区具有相当的开发潜力，资源量为0.72×10 ¹²m ³；川南长宁及黔北一带受石墨化及构造活动影响，以寻找远离风化壳及地表露头的超压孔隙发育区为主。

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杨雨然, 石学文, 李彦佑, 何一凡, 朱逸青, 张入化, 徐亮, 杨雪, 杨一茗, 张亦弛
四川盆地德阳—安岳裂陷槽筇竹寺组古地貌、沉积模式与勘探方向
中国石油勘探 2024, 29 (6): 68-81. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.06.006

摘要（816）

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PDF （19277KB）（462）

德阳—安岳裂陷槽内筇竹寺组页岩气勘探潜力巨大，筇竹寺组沉积关键时期裂陷槽形态及对页岩气的影响尚无系统认识。通过层序地层搭建筇竹寺组沉积格架，结合页岩储层厚度、页岩储层品质等分析沉积地貌对页岩气地质意义, 结果表明：（1）基于地震追踪关键层序界面，结合沉积相、页岩厚度等将已取得勘探突破的筇一段二亚段古地貌划分为槽内、斜坡、槽外3 个单元；（2）古地貌与物源控制了筇一段二亚段页岩地质特征，包括页岩厚度与页岩储集特征；（3）古地貌、微相与储层厚度具有良好耦合关系，槽内单元发育富长石的硅质泥岩陆棚微相，页岩储层厚度大于20m；斜坡单元发育（含）粉砂质泥岩陆棚微相，页岩储层厚度为5～20m；槽外单元发育泥质粉砂岩陆棚微相，页岩储层厚度小于5m。综合认为，筇一段二亚段古地貌对页岩有明显控制作用，槽内和斜坡单元页岩厚度大、埋深5000m 以浅的区域，是筇竹寺组页岩气勘探开发的主要目标，已有井实施效果好，勘探开发潜力巨大；槽外单元以近源粉砂质页岩为主要勘探目标。

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陈旋, 刘俊田, 张华, 林潼, 苟红光, 程祎, 郭森
吐哈盆地台北凹陷深层致密砂岩气成藏特征及跃探1H井勘探发现的意义
中国石油勘探 2024, 29 (6): 1-16. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.06.001

摘要（815）

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PDF （7006KB）（1029）

吐哈盆地台北凹陷跃探1H 井首次在小草湖洼陷下侏罗统八道湾组获得勘探发现，从而实现了台北凹陷次级洼陷区勘探的全面突破，揭示了整个台北凹陷区致密砂岩气良好的勘探前景。立足台北凹陷，从深层致密砂岩气形成的地质条件开展综合分析认为：（1）台北凹陷水西沟群发育的八道湾组、三工河组和中侏罗统西山窑组3 套烃源岩为致密砂岩气提供了充足的物质基础；（2）发育三角洲前缘规模砂体以及近煤层砂岩溶蚀孔，是深层致密气聚集的有利储集体；（3）位于走滑冲断带下部的地层保存条件好，是致密砂岩气富集的有利区。同时，基于跃探1H井勘探发现，明确了小草湖洼陷的优势成藏条件，进而重新认识整个台北凹陷致密气发育的有利地质条件：（1）洼陷中心区发育有效砂体；（2）南物源砂体储层物性更优；（3）更高成熟度的烃源岩发育区是天然气有利富集带。重新评价台北凹陷致密砂岩气资源量，预测致密砂岩气资源量为7070×10 ⁸m ³，较前期有了明显提升。综合评价优选出小草湖洼陷东北部和胜北洼陷北部两个致密砂岩气有利勘探领域。

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薛永安, 杨海风, 黄志, 徐春强, 许鹏, 李龙
渤海湾盆地渤海海域油气成藏富集新认识与大型油气田发现
中国石油勘探 2025, 30 (1): 56-67. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.01.005

摘要（811）

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PDF （3258KB）（1940）

针对渤海湾盆地渤海海域规模性构造圈闭钻探殆尽、在产油田资源接替不足的挑战，近20年间利用丰富的地质、钻井、化验和地震资料，在浅层新近系和深层潜山勘探领域进行持续攻关，分别形成了“汇聚脊”控藏和“湖盆成气”地质新认识。“汇聚脊”控藏认识核心包括：（1）“汇聚脊”与断层配置控制源外油气差异富集；（2）浅层疏松砂岩发育“枝蔓式”大型岩性圈闭；（3）构造弱活动控制的隐性断裂形成大规模“隐性”圈闭。“湖盆成气”认识内涵为：（1）渤中凹陷晚期快速沉降控制沙河街组烃源岩爆发式生气；（2）构造应力主导太古界花岗岩潜山双层立体成储；（3）超压动力封闭背景下早油晚气快速强充注动态成藏。上述认识指导发现了垦利10-2、渤中19-6等18个大中型优质高产油气田，实现了渤海海域原油向隐蔽型油藏勘探方向的战略转移，同时在油型盆地实现了大气田的战略突破。

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罗迪, 李黎, 马逢源, 谢明英, 冯沙沙, 文恒, 高阳, 张士诚
基于地质工程一体化的海上低渗油田压裂实践与认识——以珠江口盆地陆丰凹陷为例
中国石油勘探 2024, 29 (3): 103-116. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.03.010

摘要（811）

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珠江口盆地作为中国海上低渗油气的重要成藏区，低渗油气资源量巨大。陆丰凹陷L44油田是南海东部首个整装压裂开发的低渗油田，为提升开发效益，采用压裂等储层改造方式，但压裂后存在改造规模未达预期、裂缝起裂机理认识不清等问题。建立了一种基于地震解释、测井、地质相结合的海上低渗油田地质工程一体化建模方法，使裂缝扩展延伸更加准确。对研究区开展了三维地质力学建模和地质工程双甜点优选，提出了适用于海上低渗油田压裂设计的储层射孔段长度上限，对C3 井重新进行了压裂方案设计和产能模拟，经二次压裂投产后产量水平与设计预期基本相符。研究结果表明：（1）低排量条件下，射孔段长度由4m增至16m，单段裂缝长度平均减少30m，前5年单井累计产能减小88%；（2）射孔段长度的增大对改造规模起到抑制作用，射孔段长度大于6m时，改造范围大幅减小，射孔段长度小于6m时，改造范围减小幅度不大，最优射孔段长度不应大于6m；（3）射孔段长度小于6m时，施工排量每提升1m ³/min，储层改造体积平均增幅为10.97%，提高施工排量可实现进一步增大压裂改造体积的目标。建立的海上低渗油田地质工程一体化建模方法为南海东部低渗油田的开发方案和压裂方案设计提供了全新认识，有利于提升油田开发效益。

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