中国石油勘探

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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（1299）

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PDF （8746KB）（254）

“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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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（869）

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PDF （2181KB）（1416）

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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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（718）

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PDF （6473KB）（690）

：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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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（714）

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PDF （2478KB）（126）

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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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（557）

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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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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（549）

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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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汪凯明, 何希鹏, 高玉巧, 刘明, 张培先, 孙伟, 刘娜娜
南川常压页岩气田勘探—储量—矿权一体化管理与实践
中国石油勘探 2024, 29 (5): 35-43. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.05.004

摘要（484）

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近年来，随着中国矿产资源管理改革的不断推进，石油公司原有的勘探程序和矿权维护制度必须随之调整。为此，提出了以全领域一体化研究、全方位一体化部署、全过程一体化运行理念为核心的勘探—储量—矿权一体化，以实现方案从单项优化向整体优化转变，达到“1+1+1＞3”的效果。勘探—储量—矿权一体化主要体现在以下几个方面：（1）勘探发现是基础，储量评价是关键，探转采是目标，三者系统谋划、协同推进，才能保障石油公司综合利益最大化。（2）构建基于技术、经济、政策“三维一体”的大科研体系，用高质量科研夯实高质量油气发现和高效探转采的基础；构建基于“钻、压、试、采、销”5个关键环节的大部署体系，优化顶层设计，动态优化，实时调整，从源头提升部署质量；构建各类资源整合，统一调度运营的大运行体系，优化生产组织运行，确保提速提质提效。（3）践行勘探—储量—矿权一体化，需要树立观念认同、管理趋同、技术协同的“三同”理念。观念上凝聚矿权利益最大化的发展共识；管理上纵向贯通、横向联通，通过资源整合和流程优化，构建全过程关键节点管控机制，加快推动管理变革和效率提升；技术上持续深化基础研究，创新工艺技术迭代升级，实现高质量勘探突破和规模增储。勘探—储量—矿权一体化在川东南南川常压页岩气应用实践并获得显著效果，攻关形成了一批常压页岩气勘探开发关键技术，有效支撑了南川常压页岩气田的发现与建设，共新增页岩气探明地质储量1989.64×10 ⁸m ³，新立采矿权314.5971km ²，累计新建页岩气产能超26× 10 ⁸ m ³，累计生产页岩气超65× 10 ⁸ m ³，建成中国首个大型且投入商业开发的常压页岩气田，实现矿权价值的高效转化，对中国非常规油气勘探和矿权管理具有积极作用。

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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（448）

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：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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段言志, 郭焦锋, 许书平
油气体制机制改革十周年：成效与展望
中国石油勘探 2024, 29 (5): 12-20. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.05.002

摘要（431）

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PDF （2068KB）（576）

2014年6月，习近平总书记在中央财经领导小组第六次会议上，提出了推动能源消费革命、能源供给革命、能源技术革命、能源体制革命和全方位加强国际合作，以及积极推进能源体制改革、抓紧制定电力体制改革和石油天然气体制改革总体方案、启动能源领域法律法规立改废工作的要求，这为中国油气领域深化改革、全面绿色转型和高质量发展提供了根本遵循。为全面把握新时代能源安全新战略的总体要求、油气体制机制改革的重点工作与取得的主要成效，文章系统整理了2014年至今油气体制机制改革的重点法律、政策、标准等文件，定性定量概括总结了主要成效，认为10年来中国坚持推进石油天然气体制机制改革，开展了油气领域法律法规和标准体系建设、加快转变油气行业政府管理职能、引导和构建油气市场体系、推进改革油气价格机制等一系列改革举措，有力支撑了油气增储上产和行业加快发展。展望未来，随着中国迈上全面建设社会主义现代化国家新征程，油气行业将健全石油天然气行业法律法规体系、建立起有为政府和有效监管体系、全面建成“X+1+X”油气市场格局、形成“管住中间、放开两头”的油气价格机制，全面保障油气行业高质量发展。

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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（421）

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PDF （2385KB）（496）

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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马勇新, 张乔良, 鲁瑞彬, 于成超, 阮洪江, 唐蓿, 吴绍伟, 孙胜新
南海西部复杂断块低渗油田开发技术进展及发展方向
中国石油勘探 2024, 29 (3): 1-9. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.03.001

摘要（406）

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PDF （8442KB）（458）

南海西部复杂断块低渗油田整体储量规模大，是南海西部油田下一步产能接替的重点靶区，但断块小、油藏埋深大，储层复杂，高效开发难度大。针对储层非均质性强，平面储层变化快，储层物性主控因素复杂问题，采用精细油藏描述技术精准预测“甜点”储层的展布，为低渗储层开发井的部署指引方向；为解决低渗油藏水敏严重常规注海水开发效果差难题，攻关注气重力辅助驱及纳滤海水驱替技术，建立低渗油田有效驱替技术系列，完善注采井网，提高驱替效果；为应对海上平台井槽资源受限问题，采用少井高产技术，利用复杂结构井，有效提高单井波及范围。同时，研发低渗油田高效开发配套技术，整合资源，盘活内部及周边区域潜力，为南海西部油田上产稳产奠定坚实的技术基础。

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雷启鸿, 马福建, 何右安, 王书宇, 牛利, 罗引, 叶坡, 黄天镜, 黄哲远, 刘原, 冯张斌
鄂尔多斯盆地陆相页岩油藏天然裂缝刻画与储层改造对策
中国石油勘探 2024, 29 (3): 130-145. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.03.012

摘要（361）

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PDF （29535KB）（262）

鄂尔多斯盆地陇东地区三叠系延长组长７段页岩油储层主要为深湖相泥页岩和重力流砂体的交互沉积，储层的分布在纵向和横向上均复杂多变，单砂体厚度薄，同时又受到天然裂缝的影响，对该区科学压裂、生产提出了一系列挑战，压窜、砂堵等工程问题与降本增产成为目前重要攻关方向。文章总结了近两年来针对该区天然裂缝刻画方面的工作和认识，以及在压裂改造方面的最新理念和对策。在综合地质研究的基础上，建立三维精细地质、油藏和地质力学模型，进行合理的压裂设计、施工、压裂后分析和计算机模拟，更好地了解天然裂缝和水力裂缝之间的相互作用和水力缝的扩展规律，达到定制化的压裂设计和施工优化。最终实现施工井与同平台邻井在产量相当的情况下，支撑剂的用量减少20%左右、压裂液用量减少10%左右。这种地质工程一体化工作流程使“一井一策”和“一段一法”真正落到实处，从长远来看，这将成为鄂尔多斯盆地陆相页岩油达到单井和井场EUR最佳效果的基础性技术保障。

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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（359）

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PDF （19277KB）（281）

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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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（344）

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PDF （7183KB）（1141）

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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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（339）

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PDF （6235KB）（1244）

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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谢武仁, 文龙, 汪泽成, 罗冰, 周刚, 李文正, 陈骁, 付小东, 武赛军, 辛勇光, 郝毅, 马石玉
四川盆地深层—超深层碳酸盐岩油气成藏条件与勘探潜力
中国石油勘探 2024, 29 (5): 61-76. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.05.006

摘要（335）

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PDF （11069KB）（340）

四川盆地深层—超深层碳酸盐岩层系分布面积约为10×10 ⁴km ²，源—储叠合有序分布，勘探潜力巨大。通过系统梳理四川盆地深层—超深层基本石油地质条件，分析存在的勘探类型和勘探潜力，指出未来勘探方向。研究认为：(1)“裂陷—坳陷”构造旋回控制深层—超深层碳酸盐岩储层分布，区域上发育4 套厚层白云岩储层，其分布主要受控于沉积相带，最有利储层发育区位于裂陷边缘台缘带；(2) 多期隆—坳相间的构造格局控制了四川盆地海相烃源岩广覆式发育，其中最优质烃源岩包括寒武系麦地坪组—筇竹寺组、志留系龙马溪组和二叠系龙潭组；(3) 常规孔隙型碳酸盐岩储层主要分布于川西北和川中—川东地区，层系以震旦系—寒武系和二叠系为主，埋藏深度在6000～10000m，形成下生上储、旁生侧储和上生下储三种成藏组合，成藏条件优越，扬子克拉通西北缘灯影组台缘带和长兴组礁滩、川东震旦系与二叠系下组合礁滩体是未来规模增储重点区带，资源规模超万亿吨；(4) 泥灰岩非常规储层层系以茅一段和雷三二亚段为主，源储一体成藏，埋深在3000～6000m，资源潜力超3×10 ¹²t，有望成为重大接替领域；其中茅一段有利区主要分布在川东—蜀南地区，雷三二亚段有利区主要分布在川中地区。

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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（333）

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PDF （7880KB）（692）

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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吴建发, 曾波, 黄浩勇, 崔帅, 赵圣贤, 常程, 苟其勇
川南页岩气地质工程一体化实践成效与认识
中国石油勘探 2024, 29 (3): 80-90. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.03.008

摘要（330）

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PDF （14505KB）（331）

川南页岩气地质工程一体化技术不仅成功地解决了复杂地质条件下的工程挑战，还显著提高了单井产量和预估最终可采储量（EUR）。概述了川南页岩气地质工程一体化的基本概念、核心内涵及其技术体系，并提出了适用于不同区块不同条件的高产井培育方法。研究结果表明：(1)所形成的地质工程一体化技术体系为页岩气井全生命周期的方案设计、现场实施提供了重要的决策依据和指导，有效解决了“压窜”“套变”等瓶颈问题，泸州区块套变率降低了19%，压窜率降低了31%；(2)持续迭代更新地质工程特征认识和一体化模型，可以显著提高设计的精准性、可靠性、吻合性、有效性；(3)实施地质工程一体化高产井培育方法，可大幅提高单井产量，其中长宁区块单井平均EUR提高到1.30×10 ⁸m ³，增幅26%；渝西区块单井平均EUR提高到1.53×10 ⁸m ³，增幅36%。高产井培育方法已在川南页岩气的不同区块得到推广应用，并取得了显著的成效，验证了该方法在提升单井产量和经济效益方面的重要性，也可为国内外非常规油气藏的规模效益开发提供借鉴。

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郭刚, 苏圣民
油气沿断层垂向运移特征及主控因素分析——以东海盆地西湖凹陷平湖斜坡为例
中国石油勘探 2024, 29 (3): 117-129. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.03.011

摘要（330）

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PDF （26097KB）（216）

东海盆地西湖凹陷平湖斜坡油气纵向富集差异受断层控制作用明显，但断层活动期与成藏期匹配关系差，油气成藏时断层处于不活跃期（简称静止断层），明确油气沿静止断层垂向运移特征及影响因素，可以为西湖凹陷或相似地区油气勘探提供理论依据。为此，综合测井、录井、地震等资料和包裹体均一温度及盐度、岩石热解等分析测试数据，研究平湖斜坡油气供烃层系与成藏期次，确定油气沿静止断层垂向运移特征及影响因素。结果表明，平湖斜坡供烃层系为宝石组和平湖组好—优质的成熟烃源岩，油气纵向上主要富集于平中段—平上段，具有下生上储的运聚特征。存在玉泉组—柳浪组沉积期和三潭组沉积期至今两期油气充注，断层主要活动时间为宝石组—龙井组沉积期，与成藏期匹配关系差，油气晚期沿静止断裂带发生了垂向运移。油气能够沿静止断层垂向运移的影响因素包括断裂带宽度、烃源岩层压力和断裂带排替压力。研究区断裂带宽度分布在138～288m之间，与油气垂向运移距离呈正相关关系。烃源岩层压力经历了复杂的演化过程，成藏期压力略低于现今，但已发育弱超压或超压，现今和成藏期压力系数越高，油气垂向运移距离越大。断裂带排替压力主要分布在0.2～3.5MPa之间，与油气垂向运移距离呈负相关关系。基于3个影响因素与油气垂向运移距离的相关关系，建立了断层垂向输导能力定量评价公式，评价结果与油气最大运移距离具有明显的正相关性，据此确定了平湖斜坡有利勘探层系为F2和F5断层附近的平湖组和花下段。

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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（315）

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PDF （5559KB）（1184）

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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张锐锋, 王浩宇, 冯广业, 刘静, 陈树光, 彭宇, 王丹玲
河套盆地河探101 井超深层油气重大发现及勘探潜力
中国石油勘探 2024, 29 (5): 77-90. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.05.007

摘要（313）

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PDF （13921KB）（331）

河套盆地作为晚期快速沉降、晚期成藏的含油气盆地，油气资源丰富，为探索临河坳陷洼槽区超深层油气成藏潜力，在光明构造部署钻探河探101井，在6500m以深的古近系临河组获重大突破，获日产油1285.77m ³、天然气1×10 ⁴m ³高产油气流。在洼槽区开展深层—超深层成藏条件综合研究认为，储集砂体具有高刚性颗粒含量（平均为85%）、低地温梯度（2.3℃ /100m）、长期浅埋—晚深埋、低填隙物含量（小于5%）的特点，使得6500m以深大量保存异常高孔储层；生烃增压、泥岩欠压实提供了油气运移动力，但受滑脱断层影响，超压仅在光明构造发育，洼槽区地层压力系数可达2.0～2.3，形成源储共生、自生自储的构造油气藏；源内生烃形成的垂直裂缝，沟通多套烃源岩层系与高渗砂体，可形成超深层储源同聚、孔缝连通的超高压力油气藏。河探101井的成功钻探再次证明陆相断陷盆地深层、超深层油气勘探开发前景广阔，光明构造有望成为新的整装高效规模储量区，展现了一个超深层富集高产油气勘探新领域，为河套盆地百万吨油田建设提供了坚实的资源保障。

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魏兆胜, 覃建华, 李映艳, 李晓, 侯昊东, 赵明珠, 杨威
混积页岩油储层成岩相特征及其成储意义——以吉木萨尔凹陷芦草沟组为例
中国石油勘探 2024, 29 (6): 99-115. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.06.008

摘要（311）

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PDF （15581KB）（200）

混积页岩油储层岩石组构和岩相类型多样，成岩演化进程差异化显著，微观孔隙结构特征非均质性强，复合成因微观孔—缝系统和有效储渗空间的成因机理复杂。以吉木萨尔凹陷芦草沟组混积页岩油储层为研究对象，综合运用铸体薄片、场发射扫描电镜、X 射线衍射、高压压汞和氮气吸附等分析测试手段，明确芦草沟组页岩层系成岩作用类型、判识划分成岩相类型，揭示混积页岩油储层差异化成岩—成储机制。结果表明：（1）芦草沟组混积页岩油储层成岩作用类型多样，涵盖压实作用、胶结作用和溶蚀作用。（2）根据主要经历的关键成岩作用类型和特征组构，可将成岩相划分为凝灰质长石溶蚀相、混合胶结溶蚀相、绿泥石薄膜相、碳酸盐胶结相和混合胶结致密相：凝灰质长石溶蚀相以长石、凝灰质的溶蚀孔为主，孔径主要为50～800nm 范围内的孔隙，总孔隙体积最大，是长石颗粒受部分或被完全溶蚀的结果；混合胶结溶蚀相发育溶蚀孔—残余粒间孔孔隙组合，是碳酸盐、硅质等多种胶结作用与长石溶蚀相互叠加作用下的结果，总孔体积最大；绿泥石薄膜相以孔径偏小的残余粒间孔为主，总孔体积在所有成岩相中居中，是受溶蚀作用以及抗压实作用下的结果；碳酸盐胶结相晶间溶孔发育，是受溶蚀和碳酸盐胶结共同作用的结果；混合胶结致密相各类孔隙均不发育，是在压实作用和胶结作用综合破坏下的结果。（3）凝灰质长石溶蚀相、混合胶结溶蚀相和绿泥石薄膜相为优势成岩相类型，而碳酸盐胶结相和混合胶结致密相不利于形成良好的储集条件。该成果认识有助于深化理解混积页岩油层系差异化成储过程及机制，对吉木萨尔凹陷页岩油有利建产区精准预测和高效勘探开发具有重要意义。

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刘刚, 杨文敬, 井向辉, 白海峰, 时保宏, 孙亚平, 任军峰, 潘星, 张建伍, 魏嘉怡
鄂尔多斯盆地中元古界长城系地质特征与勘探前景
中国石油勘探 2024, 29 (5): 44-60. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.05.005

摘要（305）

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PDF （12508KB）（278）

中元古代长城系是鄂尔多斯盆地第一套沉积盖层，分布范围广，研究与勘探程度较低。利用野外露头、风险探井PT1 井等钻井成果及三维地震等资料，开展了长城系地层对比与展布、沉积和烃源岩特征等系统分析。鄂尔多斯盆地长城系自下而上主要发育熊耳群、白草坪组、北大尖组、崔庄组和洛峪口组5段层组；在不同裂陷槽具有不同的展布特征，在晋陕裂陷槽，长城系发育熊耳群、白草坪组、北大尖组、崔庄组和洛峪口组；定边裂陷槽发育熊耳群、白草坪组和北大尖组；贺兰裂陷槽仅发育北大尖组。长城系以半深海—浅海—滨岸—三角洲沉积体系为主，期间发育潮坪沉积。熊耳裂谷的中条山、盆地次级裂陷槽的多口探井均在崔庄组发现有效的烃源岩，有机碳含量最高为1.52%， R _o平均为2.32%，具有规模生烃的成藏潜力；盆地热演化模拟表明，崔庄组烃源岩于二叠世中期 R _o达到0.5％时进入成熟阶段，早白垩世晚期 R _o达到2.0％时进入生干气阶段。综合研究认为，鄂尔多斯盆地长城系烃源岩与储层源储配置良好，可以形成自生自储的天然气藏，优选定边裂陷槽、晋陕裂陷槽两个勘探目标，为盆地深层天然气“向源”勘探提供了方向。

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李明宅, 曹毅民, 丁蓉, 邓泽, 蒋轲, 李永洲, 姚晓莉, 侯淞译, 惠卉, 孙晓光, 伊伟, 孙潇逸, 曹昕欣
大宁—吉县区块深层煤岩气赋存产气特征与储量估算方法指标探讨
中国石油勘探 2024, 29 (4): 146-159. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.04.011

摘要（301）

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PDF （1934KB）（1441）

深层煤岩气是煤层气勘探新领域，如何科学地估算深层煤岩气储量成为面临的新问题。从总结大宁—吉县区块深层煤岩气勘探开发成果出发，通过论证深层煤岩气的成藏特征、赋存模式、产气规律和生产特点，分析深层煤岩气独特的吸附气+ 游离气赋存特征、游离气→游离气+ 吸附气→吸附气的产气机制及其与浅—中浅层煤层气的明显差异，进而指出现行储量规范在估算方法、单元划分、估算参数、起算下限、资料录取等方面对估算深层煤岩气储量存在的不适应性。在上述研究的基础上，提出深层煤岩气储量估算建议：采用体积法和容积法两种方法估算储量，并根据游离气占比选择相应的估算方法；游离气需单独划分储量估算单元；夹矸起扣厚度为0.3～0.5m； R _o≤1.0%，煤层净厚度下限大于或等于1.0m； R _o＞1.0%，煤层净厚度下限大于或等于0.8m；按深度段和井型分别确定单井产气量下限；勘探早期阶段，直井采收率为30%～45%，水平井采收率为35%～55%。研究为开展深层煤岩气勘探开发和储量估算提供了技术参考。

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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（298）

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PDF （3094KB）（955）

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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李志, 窦立荣, 商斐, 杨紫, 屈珺雅, 侯平, 李富恒
国外重点油公司风险勘探项目实施成效对标与启示
中国石油勘探 2024, 29 (5): 21-34. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.05.003

摘要（287）

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PDF （2148KB）（498）

在全球前沿领域实施风险勘探获取丰厚的投资回报是国际油公司长期坚持的勘探战略，不同油公司对风险勘探的重视程度和实施成效差异较大。为了研究国外油公司风险勘探战略、风险偏好和实施效果，指导中国油公司海外油气勘探工作，利用油公司年报、公开信息和商业数据库，对2005—2022年间8家国外油公司的风险勘探项目进行分析，构建了一套项目实施成效评价指标体系，包括勘探效益、勘探投入、项目规模和风险控制4个一级指标及19个二级单项指标。通过单项指标和综合指标对标，分析对标公司在风险勘探方面的成效与经验。研究发现，各油公司在单项指标上差异显著，这与油公司的勘探战略和风险偏好有极大的关系。埃克森美孚公司综合成效评价指数最高，而碧辟因作业者风险项目少且缺乏重大商业发现，评价指数较低。基于研究结果，针对我国油公司海外油气风险勘探提出了5点启示，包括注重勘探效益、积极担任风险勘探项目作业者、维持适当风险勘探规模和投入、适当控制项目权益和制定符合公司特点的风险勘探策略。这些建议对于指导我国油公司制定海外油气勘探战略和风险勘探策略具有重要的现实意义和长远的战略价值。

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赵贤正, 金凤鸣, 陈长伟, 姜文亚, 韩文中, 刘学伟, 汤继周, 许静, 柴公权, 张世林, 盛茂, 阴启武
陆相页岩油固井滑套单簇孔压裂技术与效果评价
中国石油勘探 2024, 29 (5): 136-147. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.05.011

摘要（283）

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PDF （6868KB）（610）

针对渤海湾盆地沧东凹陷孔二段陆相页岩岩性变化大、非均质性强，传统压裂导致页岩油水平井产量差异大的问题，在G108-8井500m岩心精细描述基础上，通过GY5-1-9H井固井滑套压裂工艺试验、多簇孔与单簇孔对比压裂模拟实验，总结了单簇孔压裂在断陷盆地陆相页岩油压裂适应性、机理及压裂施工经验。研究表明，固井滑套单簇孔压裂的裂缝开启均匀度较桥射多簇孔压裂可大幅提升1.65～2.04倍，克服了桥射多簇孔压裂靠竞争起裂导致的有些簇孔压不开，有些簇孔裂缝突进、窜扰导致套管变形的难题。固井滑套单簇孔压裂工艺可减少泵送桥塞和射孔环节，施工流程更加连续，单日最多连续完成11级压裂施工，施工压力低20%～30%，压裂车组也由20台减少到9台。GY5-1-9H井应用该工艺实现单簇孔压裂79级987m，滑套间距（簇孔间距）12.5m，压裂后首年累计产油10128t，预测最终可采储量EUR3.77×10 ⁴t，创造了国内页岩油水平井归一化千米井段首年累计产油和单井EUR最高纪录，是同富集区桥射多簇孔压裂井的1.34～3.15倍；该工艺在冀中坳陷束鹿凹陷应用也实现了页岩油水平井超300天的稳压稳产。固井滑套单簇孔压裂技术可为我国强非均质层系陆相页岩油的发展提供有益借鉴。

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杨敏, 鲍典, 张娟, 罗发强, 罗攀登, 焦保雷
塔里木盆地顺北油气田少井高产地质工程一体化做法与关键技术
中国石油勘探 2024, 29 (3): 45-56. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.03.005

摘要（279）

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PDF （18069KB）（280）

塔里木盆地顺北油气田埋藏深度为7300～9000m，脆性地层破碎形成的缝洞型储层沿高陡走滑断裂带发育，断裂破碎带内部非均质性极强，且流体性质差异大。面对这类超深复杂的断控缝洞型油气藏，高效成井面临世界级挑战，单井费用高，效益开发难度大，没有现成的经验、技术可借鉴。顺北油气田以项目管理为抓手，建立了顺北油气田独有的“五有五提升”地质工程一体化管理模式，创新形成了“少井高产”七要素关键技术。近几年，少井高产地质工程一体化实现了质的飞跃，落实了4号、8号断裂带2个亿吨级资源阵地，新增石油探明储量为1.53×10 ⁸t、天然气探明储量为1620×10 ⁸m ³，4号断裂带共部署井位20口，两年建成了130×10 ⁴t油当量产能阵地。与2016年开发动用的1号断裂带相比，高产井成功率提升了35%、单井产能提升了316%、单井发现探明储量提升了55%，实现了高效勘探，效益开发，其经验对其他同类型油藏开发具有较好的借鉴意义。

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孙立东, 杨亮, 许金双, 刘家军, 李笑梅, 李国政
徐家围子断陷深层煤岩气藏地质特征与勘探方向
中国石油勘探 2024, 29 (4): 73-83. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.04.006

摘要（276）

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PDF （4090KB）（723）

为明确徐家围子断陷深部煤层气勘探有利区，综合地震、岩心和地球化学等多种资料，系统分析了深部煤层气成因、烃源岩类型、储层特征和储盖组合等有利成藏条件。结果表明：①沙河子组1号、2号煤层是形成于三角洲前缘和滨浅湖沼泽环境的稳定煤岩，煤岩厚度约3～10m，TOC平均约29.65%，正处于高- 过成熟阶段；②沙河子组煤层气以甲烷为主，为自生自储的高—过成熟煤型气；③煤岩储集空间类型多样，以张性微裂隙、原生植物组织孔、气孔和矿物质孔为主，孔隙度和渗透率平均为4.74% 和4.42mD，是深层有利储层；④沙河子组顶部发育泥岩、泥质粉砂岩2种盖层和3种储盖组合，顶底泥岩和顶泥底砂型储盖组合封闭性高，与煤层内广泛分布的超压封存箱一起，为深部煤层气的保存创造了有利条件；⑤在煤层气藏地质特征研究基础上，通过生烃模拟估算研究区各生烃洼槽的资源量并进行排队，并结合煤岩厚度、埋藏深度、成熟度等多种参数，优选宋站洼槽1号煤层和徐西洼槽2号煤层等2个有利区，泥质盖层厚度大于5m的区域为近期煤层气勘探突破方向。

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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（271）

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PDF （10806KB）（285）

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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李潮流, 王长胜, 张文静, 王敏, 李高仁, 徐红军
陆相湖盆夹层型页岩油甜点分级测井评价方法研究——以鄂尔多斯盆地陕北吴起地区延长组长7 段为例
中国石油勘探 2024, 29 (4): 160-169. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.04.012

摘要（269）

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PDF （2572KB）（529）

针对夹层型页岩油甜点测井评价难题，提出了从烃源岩品质参数、储层品质参数和二者的空间距离等多角度定量评价其耦合关系，实现了基于试油井资料刻度的夹层型页岩油产能分级和具有工业产能的“甜点”下限标准的确立，其可靠性得到多口井的验证。根据岩心地球化学实验分析数据建立基于测井资料定量计算烃源岩总有机碳含量的区域模型，并参考相关标准确定鄂尔多斯盆地陕北吴起地区延长组长7段有效烃源岩发育段。基于研究区砂岩储层的孔渗曲线计算储层品质因子，在此基础上确定待试油储层段与有效烃源岩的纵向最短距离，最终综合储层品质因子、平均TOC 及有效烃源岩厚度等，构建能够反映试油层段与邻近主力烃源岩段耦合关系的源储耦合系数计算公式，根据已知井测试结果标定，在一个油田或一个井区确定能够获得工业油流的甜点段源储耦合系数下限，据此可以对新井待试油层段进行评估，避免无效试油，从而为提高非常规油气试油成功率、优化产能建设提供决策依据。

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李斌, 董振国, 罗群
湖南保靖页岩气勘探一体化钻井关键技术与实践
中国石油勘探 2024, 29 (6): 144-156. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.06.011

摘要（267）

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PDF （9652KB）（130）

保靖区块地质条件复杂，下志留统龙马溪组储层薄、埋藏深、热演化程度高，页岩气勘探开发面临巨大的挑战和困难，当前没有成熟的经验可借鉴。为此，遵循“三井合一”的勘探模式，围绕提速增效目标，积极开展一体化钻井研究和实践：（1）井位部署。在地震联合反演基础上，开展地震储层预测和含气性检测研究，首先钻直井获取储层参数，圈定有利区，然后钻水平井评价页岩气产能。（2）建立地质导向模型。根据过井地震、测井等资料，钻前建立地质导向模型，通过A—B 标志层追踪，引导钻头钻进。（3）实施一体化钻井。上部井段使用井下螺杆钻具复合钻进储层，实现井眼轨迹精准控制；下部井段使用旋转导向钻井系统，通过人机交互的测量和控制技术，实时掌握钻头和地层的切割关系，实现对钻头的精确制导。结果表明：通过一体化钻井，能提高作业效率和获取地层参数，有利于储层评价，水平井平均钻速达到3.81m/h，储层钻遇率高达90.68%；实行“三井合一”的勘探模式，加快页岩气勘探开发进程。一体化钻井技术推动了复杂构造区页岩气的勘探进程，实现了页岩气的低成本和高效益开发，为同类地区页岩气勘探开发提供了借鉴。

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舒红林, 章超, 程青松, 苏展鸿, 张涵冰, 郭宁, 孟阳
渝西大安地区上二叠统龙潭组煤岩气地质特征及勘探前景
中国石油勘探 2024, 29 (4): 99-110. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.04.008

摘要（259）

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PDF （8893KB）（847）

上二叠统龙潭组煤系地层是四川盆地重要的烃源岩层系，在钻探过程中普遍见到良好的油气显示，但前期的研究工作仅停留在烃源岩评价层面，未对煤岩气的地质条件开展评价。基于此，通过对渝西大安地区龙潭组煤岩的取心实测数据和相关钻井资料的综合分析，对龙潭组煤岩的分布特征、烃源特征、储层特征、含气性特征和保存条件等方面进行了研究，明确了渝西大安地区龙潭组煤岩气地质条件及勘探前景。研究认为：大安地区位于龙潭组煤岩沉积有利相带，煤岩广泛分布，单层厚度薄，发育较为集中；煤岩结构以原生结构为主，具有中低灰分特征，割理和孔隙发育；煤岩含气性好，游离气含量高，具有高孔隙度、高地层压力和高含气量的特征；煤岩顶底板发育泥岩，保存条件好。综合评价表明，大安地区龙潭组煤岩孔渗性好、含气量高且埋深适中，具有良好的勘探前景。

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杨勇, 张世明, 吕琦, 李伟忠, 蒋龙, 刘祖鹏, 吕晶, 任敏华, 路广
济阳坳陷古近系沙四段—沙三段页岩油立体评价探索与实践
中国石油勘探 2024, 29 (3): 31-44. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.03.004

摘要（256）

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PDF （6238KB）（838）

济阳坳陷为中国东部典型的陆相断陷盆地，古近系沙河街组沙四段—沙三段沉积一套巨厚的中低成熟度页岩油储层，资源量超100×10 ⁸t，目前处于评价试验阶段，勘探开发前景广阔。针对陆相页岩油岩相复杂、储集空间多样、非均质性强、烃源岩厚度大的特点，以地震、测井、录井、取心及实验分析等资料为基础，开展烃源岩有利岩相、储集性、含油性、可动性、可压裂性“四性”评价，通过评价井部署和井组先导试验实施，形成以甜点立体评价、井网立体优化、水平井立体压裂为核心的评价技术，落实资源潜力及技术适应性，为优选建产区带、实现规模化开发产能建设提供重要支撑。通过博兴、牛庄和民丰等地区立体评价试验，落实甜点评价标准可靠性、井距层距合理性和压裂工艺适应性，建成中国石化首个10万吨级页岩油先导试验井组，有力支撑了济阳陆相断陷湖盆页岩油国家级示范区的高效建设。

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吴欣松, 郭元岭, 李萌
基于钻探成效时间序列的油气储量增长预测新方法
中国石油勘探 2024, 29 (5): 148-155. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.05.012

摘要（254）

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PDF （2334KB）（278）

油气储量增长潜力的科学预测是油公司开展油气勘探规划与部署的重要前提和基础，但是目前常用的油气储量增长预测方法均存在一定的缺陷。基于储量升级的预测方法，对于勘探程度较低的探区往往不具备应用的条件；基于勘探成效外推的预测方法则缺乏时间系列的概念，难以揭示储量发现随时间的变化规律；基于生命旋回的预测方法与勘探工作量投入之间没有建立任何联系，因此其结果也难以在油气勘探规划与部署中发挥有效的指导作用。本研究将勘探成效与时间序列二者有机地结合，提出了基于钻探成效时间序列的油气储量增长预测新方法，建立了操作性强的建模与预测流程，提出了不同增储阶段针对性强的模型选用策略。实际应用表明，基于钻探成效时间序列的油气储量增长预测方法对于揭示探区的油气储量发现规律，评价其增储潜力，以及指导勘探规划部署等均具有重要意义。

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陈旋, 张华, 林霖, 刘俊田, 苟红光, 李新宁, 程祎, 尤帆
吐哈盆地台北凹陷中侏罗统西山窑组深层煤岩气地质特征与勘探潜力
中国石油勘探 2024, 29 (4): 45-60. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.04.004

摘要（251）

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PDF （3736KB）（596）

深层煤岩气是吐哈盆地油气勘探的新领域，但研究程度相对较低。基于煤岩测试与基础资料，系统研究了吐哈盆地台北凹陷中侏罗统西山窑组煤层分布、煤岩煤质、储层物性、宏微观煤岩、煤储层气源及煤岩等温吸附特征，揭示了煤岩储层含气性及其影响因素，提出了深层煤岩气形成富集条件，建立了深层煤岩气富集成藏模式，预测了台北凹陷煤岩气勘探潜力。结果表明：（1）台北凹陷深层侏罗系西山窑组煤层分布广、厚度大，为中低阶、原生结构、割理发育的低灰、低水、富镜质组煤层；（2）煤储层孔渗较高且受埋深影响不明显，煤层段气测异常普遍且储层吸附性能中等—好，具有游离气与吸附气共存、试采快速见气、气组分齐全等特征；（3）台北凹陷煤岩气的油气供给充注，可以形成正向构造带“调整型”和斜坡及洼陷区“自生自储型”两种成藏模式；（4）台北凹陷煤岩气资源丰富，西山窑组主煤层煤岩气资源量近3×10 ¹²m ³。根据煤岩气资源丰度、煤层厚度、含气量、保存条件等综合评价优选出温吉桑构造带、小草湖南斜坡为深层煤岩气勘探有利目标区。

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杨延辉, 张鹏豹, 刘忠, 张永平, 肖宇航, 韩峰, 赵良言, 王小玄, 杨洲鹏, 白晓斌, 刘振兴, 胡家华
沁水盆地南部深层高阶煤层气成藏特征
中国石油勘探 2024, 29 (5): 106-119. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.05.009

摘要（250）

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PDF （9750KB）（660）

沁水盆地南部中浅层已经建成年产能力达26× 10 ⁸ m ³的煤层气田，但深层煤层气勘探程度较低，地质认识不足。为了深化区域深层煤层气成藏特征研究，根据研究区探井钻探、分析化验及试采资料，从煤储层特征、热演化及含气特征、保存条件、温压特征等4个方面开展了深层煤层气成藏特征研究。结果表明：（1）3号煤沉积稳定，总厚度为4.0～7.3m，具有镜质组含量高、灰分低、裂隙发育的有利条件；（2）3号煤 R o为2.41%～3.03%，为高煤阶，吸附能力强，吸附含气量大于20m ³/t；（3）3号煤排采水矿化度大于4000mg/L，水型为NaHCO ₃，处于弱径流环境。煤层气藏具有偏低温低压的特征，表明深层煤层气藏遭受一定的破坏，未明显影响深层吸附气，但是对游离气成藏不利。研究区深层煤层气相对于已评价建产的斜坡带中浅层煤层气成藏条件更加有利，深层3号煤资源量估算1200×10 ⁸m ³，勘探开发潜力好。

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石玉江, 甘仁忠, 蔺敬旗, 曹志锋, 王先虎, 张浩, 张凯, 袁龙, 周炬锋, 段庆庆, 赵泓一, 徐睿
准噶尔盆地南缘超深层致密碎屑岩储层油气高产机理与潜力
中国石油勘探 2025, 30 (1): 79-94. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.01.007

摘要（248）

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PDF （8357KB）（399）

准噶尔盆地南缘冲断带下组合深层—超深层致密碎屑岩储层连续发现高产油气层，其有效储层及产能与地层超压强度密切相关。为明确地层超压对优质储层及其产能的作用机理，在前人研究的基础上，通过地质、测井、钻井、试油、岩石物理实验等资料，研究了地层超压对储层孔隙结构、渗透率、含油气饱和度、储层渗流能力及生产压差的影响，并进行了模拟地层动态孔隙压力下岩石物理实验验证。结果表明，研究区广泛发育强—极强超压地层，地层超压保留了储层粒间孔隙并发育了超压裂缝，使地层“存储孔”与“连通孔”相互连通，形成了基质孔与裂缝的双重孔隙结构的优质储层，有利于油气层形成高含油气饱和度；储层的孔隙结构受岩性和超压强度控制，超压对储层的孔隙度绝对值影响较小，但对渗透率的影响大，当孔隙压力达到某临界值时渗透率异常升高，有利于裂缝的开启，增强储层流体流动能力，有利于高产油气层的形成。因此，地层超压具有“保孔、增渗、提饱”的作用机制，超压强度是形成优质储层和富集高产油气的关键因素，也是实现油气高产、稳产基础。研究结果表明，准噶尔盆地南缘深层—超深层储层的重要勘探区域是地层压力系数在2.0以上的有效圈闭。

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张伟, 邹剑, 张华, 毕培栋, 王秋霞, 张洪, 韩晓冬
渤海稠油蒸汽吞吐井扩容降压增注机理研究与矿场实践
中国石油勘探 2024, 29 (5): 156-162. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.05.013

摘要（246）

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PDF （4925KB）（266）

在渤海油田稠油的热采过程中，由于物性较差或者井周堵塞，蒸汽吞吐井通常面临蒸汽注入困难的问题。岩石力学扩容作为一项新技术，能够有效解决常规增产措施存在的有效期短和作业成本高等问题。然而，目前针对储层水力扩容特性的实验研究仍然很少，特别是在考虑蒸汽吞吐开发初期或实际地层所处的真三轴应力环境下的实验。本文针对渤海L 稠油油田，对注蒸汽开发前的稠油油层岩心进行了粒径分析，以及电镜扫描与能谱分析等微观物理性质观测，并研究了真三轴应力条件下岩心的力学与高温水力扩容特性。实验结果表明，岩心粒径平均为225μm，属于细—中粒径；岩心微观结构较为松散，颗粒之间存在沥青胶结物，疏松程度高；岩心元素中Si含量与C含量最高。岩心在单轴应力下会迅速出现剪切膨胀现象，但在真三轴应力条件下由于水平应力的限制岩心体积持续被压缩，未出现扩容现象，且强度较低。真三轴高温水力扩容实验中岩心流体压力波动较大，说明在水力扩容阶段内部裂缝不断产生、发育及扩展，导致岩心体积膨胀，在到达破裂压力后岩心仍具有较强的承载能力。CT 扫描表明，岩心在水力扩容后体积膨胀明显，在水平方向表现出了较大变形，内部出现了次生复杂缝网，扩容效果良好。最后，通过现场扩容施工实例展示了渤海稠油吞吐井扩容作业的效果。以期为水力扩容与安全连通高效开采稠油提供可行性分析。

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苏东旭, 朱永才, 刘龙松, 钱海涛, 陈海龙, 蒋中发, 张天环
准噶尔盆地盆1井西凹陷及周缘石炭系—二叠系天然气成藏条件及勘探方向
中国石油勘探 2024, 29 (4): 84-98. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.04.007

摘要（244）

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PDF （16910KB）（256）

近期，准噶尔盆地盆1 井西凹陷周缘SX16、SX18等井在近源下组合石炭系—二叠系取得了天然气重大发现，认为其具有成为大型天然气区的前景。然而，针对研究区石炭系—二叠系天然气分布规律以及勘探有利区缺少系统的研究，制约了天然气成藏规律的认识和下一步勘探部署。为此，综合地震、测井、岩心、薄片和地球化学分析等多种资料，系统研究了烃源岩、储层、输导体系等天然气成藏条件，建立石炭系—二叠系三大含油层组的成藏模式，并对下一步的勘探方向进行分析。研究表明：（1）风城组和下乌尔禾组是最重要的两套优质烃源岩，厚度为80～200m，埋藏深度大于7000m，演化程度高， R _o大于1.72%，已经达到了规模生气阶段，具备形成大中型气田的气源条件。（2）3套规模储层为天然气高产提供了基础，石炭系以火山岩为主，发育高孔气孔状溢流相火山岩和爆发相火山角砾岩，经风化作用和裂缝改造物性好，最高孔隙度可达20%以上；风城组常规砂砾岩—非常规云质致密砂岩—非常规云质页岩有序分布，孔隙度平均小于8%，但分布面积超2600km ²；凹陷区上乌尔禾组一段砂体叠置连片，可形成岩性圈闭群；（3）海西期深大断裂体系与不整合面相匹配形成了立体输导体系，有利于下组合天然气大面积成藏；（4）三大含油层系具有不同的成藏模式，石炭系为新生古储、源储大跨度对接成藏模式，风城组为源内非常规与常规并存成藏模式，上乌尔禾组为大型地层—岩性圈闭大面积成藏模式。分析认为，盆1 井西凹陷及周缘石炭系—二叠系天然气成藏条件良好，天然气勘探潜力大，鼻隆带靠近烃源岩区一侧的石炭系构造气藏，风城组常规砂砾岩气藏和非常规致密气、页岩气，以及凹陷区上乌尔禾组一段是今后勘探的有利方向。

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