中国石油勘探

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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（698）

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PDF （5175KB）（3147）

：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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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（350）

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PDF （1934KB）（2688）

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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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（406）

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PDF （6235KB）（2609）

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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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（1252）

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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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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（313）

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PDF （8357KB）（1408）

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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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（301）

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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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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（296）

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PDF （3736KB）（1164）

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, 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（529）

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PDF （7880KB）（1154）

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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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（313）

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PDF （4090KB）（1146）

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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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（303）

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PDF （9750KB）（1144）

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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蒲秀刚, 董雄英, 柴公权, 李宏军, 李昊东, 吕德胜, 于超, 勐睿, 邵阳, 何川
黄骅坳陷上古生界煤岩气成藏条件与勘探方向
中国石油勘探 2024, 29 (4): 61-72. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.04.005

摘要（259）

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PDF （7117KB）（1024）

黄骅坳陷上古生界太原组—山西组煤层分布广、厚度大、埋藏深，具备煤岩气勘探条件，但勘探亟待明确主力煤层分布、顶板封挡性、煤层含气性与资源规模等地质问题。文章基于坳陷内40 余口煤层钻遇井钻井、测井、录井及地球化学资料，进行了煤层分布、太原组煤岩气形成条件、含气性及资源量等前期评价。研究认为：黄骅坳陷太原组—山西组煤层发育孔店—关家堡、泊头—盐山地区南北两个聚煤区，主体埋深为1500～4500m，“煤薄层多”，单层厚度为0.5～6.2m，大多为1～3m，累计厚度可达32.7m；受深埋和火山活动的热作用，太原组煤岩镜质组反射率 R _o普遍大于0.85%，处于中等热演化阶段；研究区内煤岩与顶板岩层具有煤—泥、煤—灰、煤—砂3种储盖组合类型，其中广泛发育的煤—泥储盖类型，封挡条件较好；利用测井参数多元回归分析等方法，预测太原组Ⅳ、Ⅴ、Ⅵ组煤层含气量分布，初步计算太原组煤岩气资源量超1.1×10 ¹²m ³。优选乌马营地区王官屯斜坡为突破方向，探索煤岩气“常非储层共生、吸附气和游离气共存”成藏模式。

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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（306）

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PDF （2572KB）（1006）

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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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（336）

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PDF （3258KB）（902）

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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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（809）

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PDF （6473KB）（827）

：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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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（490）

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PDF （2068KB）（732）

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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王芷含, 温韬
基于树结构Parzen 估计器优化后两层Stacking模型的岩石脆性指数预测
中国石油勘探 2025, 30 (2): 115-132. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.02.009

摘要（165）

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PDF （4031KB）（722）

目前岩石脆性指数的评价方法众多，主要基于矿物组分或岩石力学性质开展评价，但多数评价指标获取费用高昂、耗时长。采用机器学习的手段，提出一种基于Stacking 集成学习思想的岩石脆性指数预测方法，并行训练梯度提升决策树模型（GBDT）、随机森林模型（RF）、朴素决策树模型（DT）、支持向量回归模型（SVR）以及LightGBM 模型等，并加以树结构Parzen 估计器对各模型进行超参数调优后，串行使用XGBoost 模型对基模型训练结果进行融合，从而实现各参数的快速寻优和岩石脆性指数的预测。结果表明，基于树结构Parzen 估计器优化后的两层Stacking 模型预测结果与使用的基模型预测结果相比具有明显优势，其可释方差得分（EVS）最高达到0.97，决定系数（ R ²）最高达到0.967，在同样的数据集表现中，该模型平均绝对误差（MAE）和均方根误差（RMSE）均最小，表明该模型能够在有监督学习的技术背景下较好地拟合岩石脆性指数的变化规律，验证了其在预测岩石脆性指数方面具有一定的实用价值。

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杨火海, 刘世凡, 李富伟, 陈铭杰, 刘豪, 付玉, 李仁则
基于施工曲线特征识别的深部煤层压裂效果评价
中国石油勘探 2025, 30 (2): 146-158. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.02.011

摘要（242）

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PDF （3863KB）（700）

深煤层储层渗透率极低，微孔发育但连通性差，充分改造难度大，为深化对鄂尔多斯盆地东缘8+9号深煤层增产机理的认识并为后续压裂施工提供指导，提出了一种采用两阶段协同架构的混合模型，系统分析了8+9号深煤层及砂煤叠置层压裂施工曲线形态特征，揭示了加砂规模、段塞数量、射孔工艺等参数对施工压力波动的影响机制，明确了不同压裂工艺参数条件下的直定井产能变化情况，提出了针对性的压裂工艺并应用于现场攻关实践。结果表明，“TSLANet-Kmeans++（DTW）”混合模型在各种分类条件下表现均为最佳，且在将目标区块深煤层压裂特征曲线分为4 种类型区分度最好，可归纳总结为4 类：高破压后压力平稳型、压力平稳上升型、压力平稳下降型和进砂困难型，模型准确率可达到92.7%。段塞工艺和前置液用量对施工压力影响较大，针对破岩压力峰值较高的井，可采用多段塞、高前置液比例和低黏液比例来降低因施工压力过高造成压裂事故的风险。直定井产能主控因素为用液量、加砂量、排量、砂比，采用少水压裂、控制用液量、增大砂液比和排量有利于改善气井产能。提出了以“可重复低伤害压裂液+ 多段塞+ 高排量+ 缝口暂堵”为核心思路的深煤层压裂改造复合工艺，并在A-18 井和B-4H 井成功应用，单井稳定日产气量超过10×10 ⁴m ³，为鄂尔多斯盆地深煤层高效开发提供了理论依据和技术支撑。

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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（339）

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PDF （2148KB）（683）

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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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（601）

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PDF （2385KB）（682）

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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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（325）

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PDF （6868KB）（673）

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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赵文, 孔金平, 文辉, 杨希
潜江凹陷潭口凸起带古近系潜江组三段碳酸盐岩油藏特征及富集高产主控因素
中国石油勘探 2024, 29 (6): 56-67. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.06.005

摘要（260）

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PDF （5239KB）（650）

潜江盐湖盆地碳酸盐岩油藏勘探获突破，但不同试油井试油产量和稳产效果有差异，为明确该类型油藏油气富集高产的主控因素，优选碳酸盐岩油藏资料丰富的潭口凸起带，利用H61X 井200 余米岩心、薄片、热解、孔渗分析测试资料，结合研究区6 口油井试油数据，开展碳酸盐岩油藏特征分析。研究表明，盐湖碳酸盐岩储层孔隙度介于2.2%～12.4%，渗透率介于0.15～3.13mD，表现出低孔、低渗—特低渗特征；结合试油效果分析表明，同一类型碳酸盐岩中高碳酸盐含量可形成更多晶间孔，提高总储集空间、促进油气富集；近源圈闭更有利于油气富集，近洼陷油井试油日产量和后期稳产效果更好；储层厚度和原油物性影响单井稳产效果，储层厚度大于10m、原油黏度小于200mPa·s 的井持续稳产能力好；“复合酸压加砂”改造工艺可达到扩孔、增渗作用，增强碳酸盐岩储层导流能力，是提高碳酸盐岩油藏产量的关键技术。湖相碳酸盐岩展现出良好的出油能力和潜力，是潜江凹陷未来重要的勘探领域。

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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（559）

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PDF （3077KB）（631）

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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韩玲, 徐峰
潜江凹陷不同岩性碳酸盐岩储层可压裂性评价及压裂技术研究应用
中国石油勘探 2024, 29 (6): 170-184. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.06.013

摘要（183）

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PDF （9807KB）（630）

潜江凹陷碳酸盐岩油藏初步估算资源量为3.7×10 ⁸t，是江汉油田勘探开发重要的接替资源，但由于潜江凹陷油藏岩性多样、纵向夹层发育，前期酸化、压裂工艺效果差，压裂后平均单井日产油仅1.6t，措施有效率低至42.9%，无法实现区块有效动用，结合不同岩性碳酸盐岩的地质—工程特征，需要开展差异化措施工艺研究。通过测井、力学测试、矿物成分等数据的分析和处理，获得有重要影响的相关指标，采用多元线性回归方法建立可压裂性评价模型，优选出可压裂性较好的古近系潜江组潜3 ⁴ 亚段及潜4 ^下亚段为优质甜点层。通过开展不同岩性的力学等基础实验研究，明确了不同碳酸盐岩的裂缝扩展规律，确定了差异化措施改造思路，形成了颗粒碳酸盐岩酸压复合加砂工艺及泥晶碳酸盐岩复杂缝网压裂工艺两套压裂技术。颗粒碳酸盐岩应用4 井次，有效率为100%，平均单井日产油8.4t，形成近两千万吨增储的良好局面；复杂缝网压裂工艺在Z99X 井成功应用，采用4mm 油嘴控制放喷测试，日产油137.6m ³，取得新区新层系重大突破。

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高雁飞, 杨海风, 赵弟江, 康荣, 宿雯, 王傲林
渤海青东凹陷北部断垒带沙河街组近源成藏模式
中国石油勘探 2024, 29 (4): 111-127. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.04.009

摘要（255）

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PDF （7672KB）（606）

青东凹陷为渤海典型的边缘凹陷，面积小、烃源岩埋深浅，烃源岩的生烃演化机制、有利成藏组合及近源成藏模式不清限制了凹陷油气勘探工作的开展。在区域构造背景分析的基础上，结合地球化学分析、岩石热解、岩石薄片、流体包裹体及埋藏热演化分析，重新认识了青东凹陷的油气成藏条件和勘探潜力。研究表明，沙四上亚段和沙三下亚段是青东凹陷主力烃源岩，沙四段咸化湖盆烃源岩具有早熟生烃演化特征；受郯庐走滑断裂带高热流值影响，烃源岩生烃门限变浅，存在正常热解和浅埋未成熟—低成熟两种生烃机制；区域油源对比表明，北部断垒带原油来源于北部洼陷带的成熟原油和中部洼陷带的低成熟原油；沙四段至沙三段沉积期，青东凹陷内的物源供给能力不断增加，滩坝沉积范围扩张，后转为坝砂沉积，沙三段储层质量向上逐渐变好，薄而广的砂体也可以为油气运移提供良好通道；受古近纪末期的构造反转影响，北部断垒带南部由早期洼陷转变为晚期抬升，局部高点由北部转移向南部；受成藏期流体势驱动，油气从南北两个方向沿断层和砂体呈阶梯式向构造高部位运移成藏。青东凹陷北部断垒带呈现的“双洼供烃—断裂控储—阶梯运聚”的近源汇聚成藏模式，具有典型的渤海边缘凹陷成藏特征，展现了极好的油气勘探潜力。

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张忠民, 张发强, 曹喆, 吕雪雁, 周瑜, 程明, 闫建钊, 朱增硕, 苏玉平
韦德迈阿盆地盖尔达耶地区油气成藏与勘探潜力
中国石油勘探 2024, 29 (6): 30-42. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.06.003

摘要（324）

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PDF （4845KB）（508）

韦德迈阿盆地盖尔达耶地区是阿尔及利亚北部的一个油气高产地区，油气资源勘探开发潜力大。系统地研究该地区石油地质特征和成藏规律，深入分析勘探潜力，对我国油气企业投资阿尔及利亚油气业务具有重要意义。根据韦德迈阿盆地的地质、地球化学和文献资料的综合分析，从烃源岩展布及生烃潜力、储层分布、成藏期次和富集规律等方面，对成藏主要控制要素进行深度剖析，编制主要源储及油气地质图件，计算生烃潜量，剖析油藏成藏组合和运移规律。研究认为，该盆地志留系底部发育一套高丰度的优质烃源岩，东北部以生油为主，南部以生气为主，主要生烃灶位于研究区的东南部；储层为中三叠统T2 组A 砂组、T1 组B 砂组和奥陶系哈马哈组石英砂岩；油气通过沟源断层垂向运移至三叠系输导层，之后以侧向运移为主。提出了“热页岩供烃、长距离运移、晚期富集”的油气成藏模式。未来勘探目标以三叠系A 砂组内构造圈闭为主，同时需要重点关注三叠系B 砂组、奥陶系致密储层和页岩油气勘探目标。

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胡英杰, 李晓光, 单俊峰, 刘兴周, 谷团, 鞠俊成, 牟春, 王宇斯
鄂尔多斯盆地南缘宁县—正宁地区延长组地层结构重建及页岩油富集模式探讨
中国石油勘探 2024, 29 (5): 91-105. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.05.008

摘要（272）

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PDF （35255KB）（461）

鄂尔多斯盆地延长组页岩油资源丰富，但不同地区勘探研究程度差异大，延长组地层结构及页岩油形成及富集控制因素认识有待深化。利用伊陕斜坡南部宁县—正宁地区新采集的三维地震资料，以及区内的钻井、录井、测井、各类分析测试成果，对延长组地层分布结构和长7段页岩油形成及富集控制因素进行了探讨。综合研究认为，研究区延长组长7段—长2段地层具有逐层向湖盆中心进积的楔状地层结构特征；延长组物源主要来自秦岭造山带，各期楔形地层内顺物源方向以河流—三角洲—半深湖—深湖重力流序列充填，具有“同期异相”特征；长7 段发育砂质碎屑流及浊流沉积，储层横向变化快，非均质性强，总体属于低孔—特低孔、超低渗致密储层；延长组围绕长7段主力烃源岩，具有上生下储、自生自储、下生上储三种成藏组合类型，长7段主要发育自生自储（夹层）型页岩油，具有优质烃源岩—优势相带—断裂—构造共同控藏特征，其中烃源岩控制页岩油有利发育区，优势相带和断裂控制页岩油富集部位。

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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（681）

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PDF （11194KB）（459）

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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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（318）

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PDF （70416KB）（459）

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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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（601）

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PDF （7006KB）（441）

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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何晨毓, 肖玉茹, 黄学斌, 刘丽琼
深地、深海油气藏储量评估中针对不确定性的可靠技术选择与应用
中国石油勘探 2024, 29 (4): 170-178. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.04.013

摘要（245）

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PDF （6602KB）（423）

对于新领域和复杂类型油气藏，储量评估关键参数的确定意义重大，也是勘探开发的难点和重点，建立可靠技术开展储量评估是目前国际主流做法，但国内强调勘探开发主体技术却少有关于储量评估可靠技术的研究。近年来国内石油公司不断在近万米深层和水深超过500m 海域取得重大油气突破，在勘探评价阶段发现的超深层大型碳酸盐岩缝洞型油气藏和深海油气藏储量评估面临资料有限、投资约束和井控程度低等问题，如何选择或建立可靠技术开展储量评估已成为该领域的研究重点。从可靠技术的定义和适用性出发，重点针对深海和深地油气藏勘探投资大、不能大面积部署探井，以及深地和深海油气藏储量评估过程中的复杂性、特殊性及不确定性，开展可靠技术在储量评估关键参数选取中的适用条件和应用范围研究，通过典型案例解剖认为, 深海油气藏地震振幅随偏移距变化（AVO）、直接烃指标（DHI）和压力系统法等可靠技术可识别油气藏的油水界面，4 个区块验证成功率高达92%，应用该技术降低了勘探评价阶段的投资及开发风险。深地缝洞型碳酸盐岩油气藏利用地震敏感属性分析技术确定含油气边界和含油气面积，该技术通过钻井放空漏失、测井解释结果和生产动态等证实储层预测的可靠性较高，地震储层预测与实钻吻合率达84%，从而使储量评估结果更加接近油藏实际，确保了少井情况下储量评估结果的合理性，同时也推动了可靠技术在储量评估领域的应用。

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王必金, 包汉勇, 吴世强, 刘爱武, 郭丽彬, 俞映月, 徐毓珠, 赵文
江汉盆地潜江凹陷盐湖碳酸盐岩油藏勘探突破与启示
中国石油勘探 2025, 30 (1): 68-78. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.01.006

摘要（267）

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PDF （2879KB）（419）

潜江凹陷历经60年勘探，资源探明率70%以上，常规砂岩油藏勘探程度高，潜江组盐湖碳酸盐岩发育，研究和勘探程度低，是潜在的重要增储领域。通过加强岩相学、测井解释等基础研究，开展老井资料重新认识，认为潜江组湖相碳酸盐岩在纵向上多个层位发育，累计厚度超百米。识别出颗粒碳酸盐岩、泥晶碳酸盐岩、颗粒混积岩和细粒混积岩四类主要岩石类型，平面上碳酸盐岩有利区呈环带分布；开展成藏条件的再认识，潜江组泥晶碳酸盐岩和颗粒混积岩为潜江组优质烃源岩，以及颗粒碳酸盐岩和颗粒混积岩为优质储层；碳酸盐岩储层具有“岩性岩相控藏，储集物性控富”油气富集特征。研究新认识指导湖相碳酸盐岩油藏油气勘探，在潭口地区和钟市地区连续取得突破，具有超亿吨资源潜力，成为勘探增储的现实接替新领域。通过勘探实践得到四点重要启示，对深化江汉盆地盐湖碳酸盐岩油气勘探，以及东部类似断陷盆地新领域的扩大勘探具有重要指导和借鉴作用。

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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（400）

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PDF （11069KB）（416）

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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刘亚明, 王红军, 田作基, 马中振, 周玉冰
南美圭亚那盆地不同区带油气成藏差异性分析
中国石油勘探 2024, 29 (6): 130-143. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.06.010

摘要（229）

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PDF （3201KB）（400）

近年来，圭亚那盆地在上白垩统浊积砂岩中相继取得系列重大油气发现，增加了继续加大勘探的信心。不同区域不同储集层段油气富集规律差异及下步勘探方向是盆地勘探面临的首要问题。通过开展构造沉积、成藏条件、油气分布、成藏模式及主控因素研究，系统分析了圭亚那盆地不同区带油气成藏的差异性，明确了下步勘探方向。研究表明，圭亚那盆地经历了前裂谷期、早裂谷期、晚裂谷期和被动陆缘期四大构造演化阶段，可划分为沿海平原区、陆架区、陆坡区和深海盆地区4 个区带。盆地发育被动陆缘期塞诺曼阶优质海相烃源岩和早、晚裂谷期上三叠统—下侏罗统湖相烃源岩2 套有效烃源岩。油气分布呈现“纵向分层”和“平面分区”的特征。上白垩统为盆地主力成藏组合，陆坡区为主要成藏区带，发育大规模的浊积砂岩油气藏。盆地总体具有近源成藏、侧向中距离运移成藏、侧向长距离运移成藏三种模式。陆坡区和深海盆地区以近源成藏模式为主，为盆地主要成藏模式，优质规模储层控制油气的富集。陆架区以侧向中距离运移成藏模式为主，封堵和储层为成藏主控因素。沿海平原区为侧向长距离运移成藏模式，烃源岩、运移通道和稠变机制为成藏主控因素。下步勘探应以陆坡区浊积砂岩为主，油气并重，西北和东北地区是两个重要方向。

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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（1474）

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PDF （8746KB）（393）

“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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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): 36-46. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.03.003

摘要（213）

PDF （2210KB）（372）

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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史忠生, 马峰, 庞文珠, 陈彬滔, 薛罗, 代寒松, 徐飞, 马轮
中西非裂谷系油气成藏研究新进展与勘探启示
中国石油勘探 2025, 30 (1): 156-167. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.01.012

摘要（201）

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PDF （4702KB）（371）

中西非裂谷系发育众多含油气盆地，具有丰富的油气资源。通过对中西非裂谷系盆地走向与区域应力场方向对成盆控制作用、中西非裂谷系构造演化与烃源岩发育关系及不同方向裂谷盆地沉积充填与成藏模式的研究，展示了中西非裂谷系成盆、成烃、成藏最新研究进展，并通过对不同类型盆地成藏模式的研究与典型盆地勘探实践分析，明确了中西非裂谷系高效勘探的做法及未来勘探领域与方向。研究表明：盆地走向与区域应力场方向控制了中西非裂谷系发育多期叠置裂谷与单一裂谷两类盆地，其中NW—SE向盆地发育早白垩世、晚白垩世、古近纪多期裂谷作用，形成“源下储上、源上成藏”主要成藏模式，NE—SW 向盆地发育和保留早白垩世一期裂谷作用，形成下白垩统“源储一体、源内成藏”及下白垩统与基岩潜山构成的“源上储下、源下成藏”模式；中西非裂谷系不同的构造背景与地质演化过程决定了西非裂谷系发育上白垩统陆源海相烃源岩，中非裂谷系发育下白垩统陆相烃源岩，其厚层、优质、成熟烃源岩的发育，为中西非裂谷系油气富集提供了物质基础。Melut盆地勘探实践表明，快速锁定富油凹陷，围绕富油凹陷部署连片三维地震是海外油气项目实现高效勘探的关键，Termit、Melut等NW—SE向多期叠置裂谷盆地的源内成藏组合，以及Bongor、Doseo等NE—SW向单一裂谷盆地的源内岩性油藏及富油凹陷源外圈闭是中西非裂谷系未来勘探的重要领域与方向。

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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（353）

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PDF （13921KB）（369）

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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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): 1-22. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.03.001

摘要（369）

PDF （30728KB）（351）

含油气盆地深层已经成为了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、西部坳陷二叠系源内非常规、富烃凹陷大型地层油气藏及南缘前陆侏罗系 —白垩系四大勘探新领域。原型海相盆地受石炭系多沉积中心分散展布的烃源岩控制，可以围绕各自的烃源灶形成相对独立的全油气系统。西部坳陷二叠系源内具有常规-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方大气区的现实领域。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。南缘深层侏罗系 —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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张飞, 张浪, 张连进, 刘微, 欧成华, 毛正林, 徐睿, 黄润峰
蓬莱气田db1区震旦系灯影组四段深层碳酸盐岩储层分类预测
中国石油勘探 2025, 30 (2): 84-97. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2025.02.007

摘要（144）

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PDF （11500KB）（338）

四川盆地蓬莱气田灯四段碳酸盐岩储层是中国陆上石油“十四五”增储上产的重点目标之一，年代古老，埋藏深，非均质性强，空间分布难以预测。为此，围绕蓬莱气田db1 区的地质、钻井、测井和地震特征，建立深层碳酸盐岩储层井震一体化分类预测技术，解析深层碳酸盐岩成储特征及储层分布模式，实施储层非均质分布的反演及预测，精细刻画储层空间分布的非均质性。结果表明：（1）蓬莱气田灯影组四段储层集中分布在上亚段，呈现出上下两套储层，上储层局部分布、下储层发育，仅一套储层发育等3 种构型模式；（2）储层分类预测成果显示，研究区好储层和中等储层厚度较小、分布零散，差储层厚度大、纵横向分布连片性较好，平面分布在ps106 井、db1 井、ps11 井及其邻近区域；（3）深层碳酸盐岩储层分类及分布预测的成功，在验证所建技术适用性与可靠性的同时，也为蓬莱及类似气田储层分布预测提供了有益借鉴。

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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（310）

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PDF （2334KB）（336）

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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