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。

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。

油气生产的业务和财务融合是促进精细化管理、提高精益化管理水平的重要手段。为此，以已开发油田成本效益分级分类评价为例，从效益产量评价单元的重构入手，通过效益产量评价方法的融合，开展效益产量评价及效益产量和成本的分级分类评价，形成了已开发油田成本效益业财融合评价方法体系。理论研究和应用实践表明，构建既能体现操作成本和折旧、折耗等必要的财务参数，又能包含储量、产量、独立的油藏类型和开发方式等油田开发信息的评价单元是业财融合的基础；评价方法的精细化和合理化是业财融合评价的关键；基于合理摊分规则的评价单元技术经济指标的准确获取是业财融合评价的重要保障。推进业财融合需要业务部门和财务部门的一体化协同；以此为基础，需要充分利用企业信息化成果，逐渐固化评价单元，规范数据录取和评价方法细则，不断迭代业财融合成果，才能为生产经营决策提供科学依据。

操作成本的准确预测和精细评价是石油企业推动精益化管理和成本控减的重要手段。为此，以西部深层、超深层油气田为例，提出了基于成本构成的操作成本预测方法和操作成本预测的主成分模型预测方法，可为开发方案设计、财务预算编制、生产经营优化部署以及油气发展战略制定提供评价手段和决策依据。研究表明，两类操作成本预测方法是具有较好可操作性和可靠性的适用方法。基于成本构成的操作成本预测方法是从操作成本的构成要素入手，聚焦费用定额，视具体情况选择常用模式、常用备选模式或深层模式进行操作成本预测；基于对标的成本定额辅助决策方法和操作成本与埋深的规律性研究是确保基于成本构成的操作成本预测结果合理性的两类保障机制；定额的合理选取和准确界定是该方法有效运用的关键，在涉及利用历史定额时，一般建议采用历史3年平均值。操作成本预测的主成分模型预测方法是从影响操作成本的地质、开发和经营等技术经济指标要素入手，通过多因素降维处理和基于历史样本的回归，对操作成本进行宏观预测。操作成本历史样本的全面性和代表性是决定操作成本预测的主成分模型精度的关键。

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。

滨里海盆地南缘石炭系孤立碳酸盐台地是哈萨克斯坦里海海域重要勘探目标。选取具有代表性的K油藏作为研究对象，综合岩石薄片、地球化学、测井及地质资料，系统评价了石炭系维宪阶至巴什基尔阶含沥青碳酸盐岩储层特征及其油气地质意义。研究表明，沥青分布受控于高能台缘开放缝洞系统与构造—成岩作用，台内孤立孔隙基本无沥青。针对沥青富集导致测井孔隙度被高估这一问题，创新构建了基于沥青物理相态约束的多矿物定量反演模型，将沥青作为固态有机矿物组分进行定量表征，实现了沥青含量的精确计算，显著提升孔隙度解释精度（平均误差降低20%）。地球化学指标[T_max介于452～461°C，I_H<130mg/g（HC/TOC）]表明沥青为高温热裂解与可能的TSR蚀变共同作用的产物，其形成可能与海西期区域性构造—热事件背景下的局部热异常有关。巴什基尔阶高丰度沥青带是古油藏裂解残留的标志，主要分布于台缘高孔高渗带。沥青赋存底界揭示古油水界面深于现今油水界面，油藏维宪阶储层单元深度以下的储集空间系统指示了深部原生油气藏保存潜力区。本研究阐明了沥青对古油藏位置和储层非均质性的指示意义，为含沥青碳酸盐岩储层精细评价及深层油气勘探提供了新思路。

Uteland Butte段是美国尤因塔盆地绿河组中的典型湖相页岩油层系，2011年以来，Uteland Butte段勘探开发实现了两个转变即目标类型向湖盆中心超压页岩储层的转变和开发方式向水平井和体积压裂的转变，取得了效益开发的重大突破，近10年单井预计最终可采储量（EUR）达到几十万桶级，其高效开发突破了传统认知，成为全球陆相页岩油勘探的重要范例。本研究系统性综述了美国尤因塔盆地绿河组Uteland Butte段陆相页岩油的勘探开发突破，重点剖析了其地质特征、富集控制机制及工程演进路径。研究结果表明，Uteland Butte段的高效富集是沉积、生烃、超压和复合孔隙结构等多要素协同作用的结果，特别是“源—储一体”的复合孔隙结构与异常超压系统的耦合作用至关重要。工程技术方面，Uteland Butte段经历了从早期直井和简单压裂向水平井和“酒架式”立体开发的转型，建立了完善的“甜点评价—井网优化—分段压裂”一体化技术体系，“酒架式开发”模式通过立体井网精准、协同地动用纵向叠置的多个薄层甜点，为中国类似条件的“薄互层、强非均质”的陆相页岩油开发提供了重要借鉴。在此基础上，针对中国典型陆相页岩油盆地，包括准噶尔盆地、渤海湾盆地和松辽盆地等，进行了差异化借鉴分析。研究发现，中国各盆地在岩性、地层压力和地应力等方面与尤因塔盆地存在显著差异。因此，提出“因地制宜，差异化借鉴”的策略，并针对性地提出了适用于不同盆地的技术与地质建议。旨在提炼出多要素协同成藏的核心驱动力，并针对中国各盆地独有的地质难点，提出差异化借鉴的策略，为实现效益开发提供系统性思路。

松辽盆地北部青山口组优质泥页岩主要发育在古龙凹陷和三肇凹陷，其中古龙凹陷页岩油取得了重大战略性突破，然而针对页岩成熟度相对较低的三肇凹陷是否具备页岩油的富集地质条件、富集主控因素和勘探潜力如何缺乏系统研究。基于风险探井钻探后的突破对三肇凹陷沉积古地貌、沉积古环境、储层岩相、储层评价参数等方面开展综合研究工作，并着重探讨了与古龙凹陷相对比，三肇凹陷的页岩油富集地质特征。研究结果表明：（1）三肇凹陷在海侵背景下，具有咸水、半咸水—咸水环境，且在半湿润—湿润气候和贫氧环境下具备高的古生产力特征；（2）三肇凹陷青山口组发育了高有机质页理型页岩、纹层状页岩和薄层粉砂岩夹层型3种储集类型，均具有较好的储集能力和较高的含油性；（3）3类页岩油的Ⅰ类有利区总面积超过3000km²，其中三肇凹陷具有独特的Ⅰ类页理型页岩油有利区，资源量巨大。研究成果明确了三肇凹陷有望成为继齐家—古龙凹陷后的新的页岩油接替区，同时为实现盆地页岩油甜点区预测与规模勘探提供重要指导和借鉴作用。

河套盆地临河坳陷多口探井在古近系临河组深层—超深层砂岩储层获日产百吨至千吨高产油流，尤其是河探101井在6500m以深测试自喷日产油1285.77m³、日产气1.07×10⁴m³，是国内断陷湖盆超深层碎屑岩领域首口日产千吨油流井，也是国内超深层碎屑岩领域日产油量最高的井，研究揭示其储集空间主要为原生粒间孔，大大突破了传统原生孔隙型砂岩储层的油气勘探深度下限。基于薄片、岩心、钻井、测井和大量岩矿分析化验资料，开展临河组深层—超深层优质原生孔隙型砂岩储层成储模式及有效储层勘探下限综合分析。临河组优质储层主要为高成分成熟度和高结构成熟度的富石英碎屑砂岩，储集空间主要为原生粒间孔，具大孔粗喉特征，储层成储演化受静岩压实动力场、热压实动力场、流体盐度场和流体压力场四场控制。优质储层成储演化可分为早期持续埋藏—快速减孔、中早期长期缓埋—缓慢减孔、中晚期快速深埋弱压实减孔和晚期持续深埋—油气充注增压保孔等4个成岩演化阶段，超深层优质储层油气充注前孔隙度可达20%～30%。建立时温指数TTI与孔隙度幂函数关系模型，预测洼槽区厚层（大于1m）低填隙物砂岩为有效储层，常规有效储层孔隙度下限为8.5%，有效储层埋深下限可达9200m，极大拓展了深层—超深层原生孔隙型砂岩储层油气勘探深度下限。

西湖凹陷中央反转带花港组是东海盆地近年来油气勘探的重要目标，但受多期构造活动与成岩作用影响，储层非均质性强，优质储层成因尚不明确。以“B”构造为例，综合岩心、矿物组分、扫描电镜、高压压汞及成像测井数据，系统分析储层应力分布、裂缝发育特征及构造—成岩控储机制。研究区构造应力呈明显三段式分带：浅层为张应力主控，发育规则裂缝；中层应力扰动强烈，裂缝走向弥散；深层以剪压应力为主，裂缝集中且倾角大。不同构造部位（断裂核部、破碎带、围岩区）在应力集中、裂缝导通与成岩流体活动方面存在显著差异。综合构造应力及成岩作用的影响，将花港组储层划分为6类构造—成岩相，并明确了其平面展布特征。各类成岩相在断裂核部、破碎带与围岩区之间交替分布，其中优质储层多发育于裂缝导通性强、成岩体系开放的强溶蚀相区。总体而言，研究区储层非均质性源于构造应力、裂缝系统与成岩作用的多尺度耦合，构造—成岩相揭示了“应力主导—流体驱动—相带分异”的控储模式。研究结果为走滑断裂带优质储层预测与分带评价提供了地质依据。

近年来，绵阳—广安浅水陆棚及周缘地区长兴组勘探获得重大突破，但不同礁滩体天然气地球化学特征及含气性差异大，天然气成因来源及主力烃源不清,油气富集规律及成藏模式不明，制约了有利圈闭评价及勘探部署。基于天然气组成、碳同位素、氢同位素、氮同位素、储层沥青与烃源岩等分析实验数据，系统研究了天然气成因、混源气的混源比例，结合地质研究成果，建立了长兴组气藏成藏模式。研究结果表明：（1）长兴组天然气是以烃类气体为主且干燥系数大于0.98的干气，主要属于原油裂解气，部分为中—高含H₂S气藏。（2）研究区主要发育上二叠统龙潭组/吴家坪组Ⅱ₁—Ⅲ型和下古生界筇竹寺组Ⅰ型、龙马溪组Ⅰ—Ⅱ₁型3套烃源岩，长兴组天然气地球化学特征差异与主力烃源岩发育程度及通源断裂断开层位相关。源于上二叠统烃源岩的天然气碳同位素重，δ¹³C₂值主要重于-28.0‰；有下古生界烃源混入时，混合气的碳同位素变轻，采用端元气δ¹³C₂值估算的下古生界烃源岩贡献比例为53.9%～77.0%。（3）长兴组气藏具有单源供烃、双源供烃和三源供烃3类聚集模式，明确了不同聚集模式的主力烃源岩。研究认为，以上二叠统龙潭组/吴家坪组为烃源的区域，规模滩相储层叠加现今构造是有利勘探区；存在下古生界混源的区域，通源断裂与规模滩相储层的有效匹配，使油气富集程度整体较高，可为四川盆地下步勘探部署决策提供地质依据。

双鱼石构造栖霞组气藏作为龙门山山前带上发现的大型海相碳酸盐岩气藏，气藏内断层极为发育，构造样式复杂，构造特征是影响气藏开发的重要因素。鉴于该区构造受多期构造运动与多滑脱层共同控制，而现有研究对多滑脱体系对构造变形的控制作用探讨不足，采用“物理模拟—数值模拟—地质验证”的递进式技术路线，通过设计不同滑脱层性质与厚度的模型，揭示多滑脱层对构造变形的控制机制，并结合实钻资料验证模拟结果的准确性，分析不同构造样式的地质特征，进而指导气藏开发部署。结果表明：（1）双鱼石地区发育寒武系（深部主滑脱层）、三叠系（浅部主滑脱层）及志留系（次滑脱层）3套滑脱体系，“上下双滑脱”滑脱层组合是形成该区逆冲叠瓦—高陡褶皱构造的关键；（2）滑脱层性质显著影响构造样式，弱滑脱层易形成连续叠瓦逆冲构造，强滑脱层则增强上覆地层变形复杂性，削弱叠瓦构造连续性；（3）滑脱层厚度控制构造演化，薄滑脱层以“褶皱主导、断层次生”为特征，中厚层滑脱层形成隔挡式箱状褶皱—叠瓦扇构造，厚滑脱层发育“滑脱层主导”巨型褶皱—冲断系统，且厚层塑性滑脱层封盖性能更优；（4）基于构造样式差异，提出冲起构造区“稀井网+大斜度井”、单背斜区“长水平段水平井（高点部署）”、断背斜区“大斜度井+水平井组合”的开发模式。研究成果厘清了多滑脱层控制下的构造形成机制，为龙门山山前带类似气藏的勘探开发提供理论支撑与技术参考。

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。

东濮凹陷葛岗集地区沙河街组优质烃源岩分布非均质性极强，传统测井方法难以精确识别和预测，严重制约了洼陷区油气勘探成效。据此，结合地球化学数据与测井响应特征，基于随机森林算法构建了高精度TOC预测模型，实现了强非均质地质条件下烃源岩总有机碳（TOC）的有效预测，揭示了薄层优质烃源岩的分布规律及其对油气成藏的控制作用。结果表明，研究区优质烃源岩以灰黑色页岩为主，有机质丰度高、类型好，但单层厚度薄、纵横向分布变化快、测井响应复杂，导致传统方法识别精度不足。随机森林算法通过融合多类测井参数，显著提升了对复杂岩性组合中有机质非均质分布的预测能力。预测结果显示，研究区优质烃源岩主要分布于沙河街组三段下亚段（Es₃^下）底部和沙河街组四段上亚段（Es₄^上）中上部，且在近洼—深洼区呈现自西向东、自南向北厚度逐渐增大的趋势。优质烃源岩的分布对油气成藏具有明显控制作用，表现出典型的“近源成藏”特征，高产油气层及油气显示层段均分布于优质烃源岩附近，且油气富集程度与优质烃源岩厚度密切相关。该研究成果为东濮凹陷洼陷带的油气勘探部署提供了重要的地质依据。