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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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（1392）

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PDF （2809KB）（2500）

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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田鸿照, 苑秀发, 李云云, 王玉柱, 雒君, 曹晓莉, 赵国英, 徐传龙, 吴则鑫, 朱会娟
基于地质工程一体化的CO ₂泡沫压裂优化设计与实践——以苏里格气田苏X区块为例
中国石油勘探 2023, 28 (5): 126-134. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.05.011

摘要（497）

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PDF （3146KB）（2304）

CO ₂泡沫压裂是提高致密砂岩气藏开发效果的有效手段。苏里格气田苏X区块中部为下一步稳产重要接替区，相对于北部主产区，其储层连续性、物性均较差，可动水饱和度较高，导致常规水基压裂气井水锁伤害现象严重、压裂液返排难度增大。以苏X-A3井为例，基于CO ₂泡沫压裂地质工程一体化理念，首先应用建模数模一体化，研究储层物性、含气性与可动水分布等生产特征选井选层，避水布井射孔；其次应用地质压裂一体化，研究储层物性与压裂工艺匹配性，优化压裂液体系与压裂规模、泵注程序；最后应用评估修正一体化，根据返排试气试采资料，评价压裂效果与工艺的适应性，修正压裂前地质模型，完成地质工程一体化技术闭环。研究结果表明：地质工程一体化理念应用于CO ₂泡沫压裂优化设计，能够更全面准确地认识储层品质与生产动态，提高CO ₂泡沫压裂设计的针对性，为CO ₂泡沫压裂效果提供保障。现场实践表明，该方法较以往常规水基压裂设计更符合实际需求。

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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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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（1106）

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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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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（410）

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PDF （7183KB）（2017）

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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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（370）

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PDF （5559KB）（1849）

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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王清华, 闵磊, 周鹏, 罗俊成, 杨宪彰, 徐振平, 章学岐, 崔德育
塔里木油田矿权保护理念转变与管理转型升级
中国石油勘探 2023, 28 (6): 55-63. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.06.007

摘要（405）

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PDF （2379KB）（1774）

矿权是油气田企业的“生命线”，国家持续加大矿权管理力度，实行更加严格的区块退出机制，推行竞争性出让，国有油气企业面临更大的竞争压力和改革压力。深入了解油气矿权管理改革动向，深刻剖析存在的问题与挑战，对于国有油气企业改革管理、发挥自身优势、实现企业高质量发展意义重大。在系统梳理塔里木油田的勘探历程及矿权演变历程的基础上，分析油田公司矿权管理面临的挑战与形势，详细论述了塔里木油田主动适应矿权改革，创新管理实践，通过建章立制、矿权与勘探开发联动、精细盆地评价、加大信息化建设等方式，支撑矿权到期延续退减的方案编制及竞争性出让矿权的策略研究，有效激活存量矿权、积极拓展新矿权，形成了“进有据、退有序、管规范”的矿权管理新秩序。并基于企业矿权管理实践，研究提出探矿权到期政策要突出鼓励勘探发现、对探明储量集中区给与政策支持、完善矿权与用地政策的协调管理等3点建议，助力国内油气业务发展，保障国家能源安全。

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胡旭光, 李黔, 罗园, 庞平, 刘贵义, 罗卫华, 卿玉
气井带压作业关键技术与展望
中国石油勘探 2023, 28 (5): 135-144. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.05.012

摘要（449）

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PDF （4614KB）（1737）

气井带压作业技术是目前国际上气田开发中一项重要的完井和修井技术，可避免常规压井作业造成的储层伤害，具有保护储层、降本增效等突出的技术优势。针对气井带压作业中环空动密封耐磨件使用寿命短、管柱内密封工具压力等级低、管柱飞出及压弯风险高的突出技术难题，通过开展环空动密封压力控制技术、管柱内密封压力控制技术、防管柱飞出技术及防压弯管柱技术四方面研究，研制了井口压力35MPa下使用寿命超1200m的动密封耐磨件及70MPa管柱内密封工具，建立了管柱受力中和点的计算公式及极限抗弯长度计算模型。研究成果成功突破了环空动密封、管柱内密封等技术瓶颈，形成了气井带压作业关键技术，在中国石油长宁—威远、长庆油田及中国石化涪陵等区块累计应用逾千井次，极大提高了气井带压作业技术能力及作业效率，增产效果明显。研究认为，形成的气井带压作业关键技术为常规气井修井、页岩气井大规模完井提供了有力的技术支撑。

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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（1568）

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PDF （9994KB）（1617）

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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杨扬, 赖雅庭, 张心怡, 巩肖可, 韩江晨
含水致密气藏特征、开发风险与有效动用对策——以苏里格气田含水区为例
中国石油勘探 2023, 28 (6): 121-133. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.06.014

摘要（438）

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PDF （2490KB）（1575）

苏里格气田是我国致密气成功开发的典范，随着气田开发逐渐深入，气藏产水问题逐渐凸显，气田西部、东北部及西南部属含水致密气藏，此类气藏探明储量规模达万亿立方米，规模效益开发面临较大风险。分析表明，产出地层水主体为CaCl ₂型，以变质的古沉积水为主，可划分为自由水、毛细管水与束缚水3种类型。含水致密气藏的形成与分布受生烃强度、微构造、储层非均质性及断裂系统等因素影响，含水致密气藏主体位于低生烃强度区，局部正向微构造单元发育富气区。评价表明，含水致密气藏的开发存在地层水侵入、气井产量低、投资回收难度大、开采成本上升、安全环保及管理等多种风险。需加强以微构造为核心的甜点区预测、气水层测井解释识判、有效储层空间精细描述、直井/定向井+水平井混合式井网开发、优化排采措施与攻关低成本排采技术、产出水集中处理与安全环保预防、全过程水侵防控与风险管理等攻关研究，从而为含水致密气藏的效益动用提供有效技术支撑和对策保障。

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徐振平, 陈书平, 杨宪彰, 杨果, 徐世东, 胡方杰, 娄洪, 吕惠贤
塔里木盆地中寒武统膏盐岩分布及封闭性评价
中国石油勘探 2023, 28 (5): 54-67. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.05.005

摘要（325）

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PDF （9918KB）（1482）

塔里木盆地中寒武统发育膏盐岩，其分布及封闭性对深层油气勘探具有重要意义。基于录井和测井资料、地震资料、测试资料，分析了塔里木盆地中寒武统膏盐岩分布特征，并根据岩石类型（如盐岩、膏岩、含膏岩）、埋藏深度和构造变形强度，对膏盐岩盖层品质进行评价。研究结果表明：塔里木盆地中寒武统膏盐岩沉积序列由盐岩、膏岩、含膏岩、白云岩、石灰岩和泥岩组成，主要分布在塔里木盆地中部地区，盐岩分布范围小，位于中心部位，膏岩分布范围稍大，含膏岩分布范围最大，具有牛眼式沉积特点；北部坳陷中西部、中央隆起中西部大部分地区、西南坳陷西部北斜坡发育好膏盐岩盖层，中央隆起中部部分地区和西南坳陷东部西北构造带北部发育中等膏盐岩盖层，塔北隆起中部和西南坳陷东部西北构造带南部发育差膏盐岩盖层。

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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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曹炜, 齐银, 马兵, 拜杰, 徐荣利
鄂尔多斯盆地页岩油水平井扇形井网地质工程一体化开发实践
中国石油勘探 2024, 29 (3): 91-102. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.03.009

摘要（255）

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PDF （6499KB）（1382）

多平台大范围规模布井是非常规资源高效动用的关键。由于黄土塬地貌特征和林缘区、水源区的限制，鄂尔多斯盆地庆城三叠系延长组长7页岩油的布井模式存在局限性。为进一步实现平台动用储量最大化，创新提出扇形井网布井方式。文章采用地质工程一体化方法，探究扇形井网不同布井方位对裂缝扩展和产能的影响，对扇形井网开展相应的裂缝间距和压裂次序优化，同时结合实际案例分析扇形井网下的压裂特征并对产能效果进行对比。研究结果表明，斜交水平井（水平段井轨迹与最小水平主应力夹角大于或等于15°）与常规水平井（水平段井轨迹与最小水平主应力夹角小于15°）相比，预测产能随偏转角度（布井方向与最小水平主应力方向的夹角）的增大而减小，当偏转角度大于45°时，产能差异进一步放大，同时模拟结果下的经济评价情况表明，当偏转角度为90°时，经济可行性最差，不建议布井；扇形井网模式下通过扩大裂缝间距和采用“从外到内”的压裂次序可以提高预测产能；斜交水平井裂缝首先沿垂直井筒方向延伸且震级较大，但在远场尺度下最大水平主应力方向仍然是裂缝扩展的主导因素；与常规水平井相比，斜交水平井储层改造体积小，但裂缝复杂程度高，缝网改造更充分；对比实际投产效果来看，斜交水平井累计产量低于常规水平井，但液面高度高且目前日产油量接近，存在一定开发潜力。

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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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PDF （8893KB）（1319）

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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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（641）

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PDF （6558KB）（1307）

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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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（624）

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PDF （4631KB）（1209）

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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韩亚琴, 毛俊莉, 司芗, 文雅萍, 姚星
我国油气探采合一制度改革与实践
中国石油勘探 2023, 28 (6): 8-14. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.06.002

摘要（404）

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PDF （1952KB）（1166）

为促进油气探矿权和采矿权的有序衔接，针对多年存在的问题，自然资源部于2019年12月印发《自然资源部关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见（试行）》，首次提出了油气探采合一的理念。油气探采合一制度结合油气资源勘探开发特点，能够初步解决油气资源勘查阶段获取油气的合法性问题，符合油气勘探开发规律，有助于激发活力，促进上游油气勘探开发，但仍有诸多问题待明确。在梳理报告可供开采区块数据信息基础上，结合调查研究，总结油气探采合一制度执行情况，分析认为油气探采合一制度在执行层面上存在管理需要进一步规范、与当前制度不衔接和监管责任未落实等问题。针对存在的问题，建议从发现可供开采资源的报告期、报告可供开采的油气资源回执两方面规范油气探采合一制度，从矿业权审批、两证管理方面做好探采合一制度与相关行政许可制度的衔接，进一步完善探采合一的监管制度并加快修改法律法规条款，并结合当前油气行业发展形势，提出了油气探采合一“一证式”管理设想。

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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）（1146）

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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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（317）

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PDF （6238KB）（1106）

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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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（355）

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PDF （3094KB）（1094）

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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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（658）

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PDF （11053KB）（1084）

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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周立宏, 陈长伟, 孙统, 宋舜尧, 董晓伟, 吴雪松, 杨朋, 王帅, 段润梅, 刘会纺, 李晓静, 郭秋霞
渤海湾盆地沧东深凹区沧探1井古近系孔二段重大突破与勘探意义
中国石油勘探 2024, 29 (2): 16-29. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.02.002

摘要（423）

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PDF （10067KB）（1044）

近期中国石油风险探井沧探1井在古近系孔店组孔二段试油获高产油气流，实现了渤海湾盆地沧东凹陷深层岩性油气藏勘探的重大突破。为评价沧东深凹区勘探前景，基于沧探1井钻探认识，系统梳理沧东深凹区有利成藏条件，指明下一步勘探方向。研究表明，孔二段沉积期深凹区为沧东断层控制的沉降中心，为半深湖—深湖相烃源岩发育提供可容纳空间，湖扩期烃源岩分布广泛，有机质类型以Ⅱ型为主，有机质丰度高， R _o平均为1.3%，处于成熟—高成熟演化阶段；深凹区位于湖盆边缘，盆山间发育完整的源—渠—汇系统，湖盆内形成多个扇三角洲规模储集体，具备形成大型岩性油气藏的条件；油气早生早排、持续充注，伴生的酸性流体与生烃增压作用促使粒间溶孔、粒内溶孔等次生孔隙发育，烃源岩成熟与储层发育时空匹配，深凹区内常规砂岩油藏与页岩油藏连续成藏。综合分析认为，沧东深凹区孔二段具有良好的勘探前景，盆缘发育的多个扇三角洲砂体具备近源成藏优势，可成为规模增储的重要接替领域。

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陈星州, 郭强, 张斌, 韩宏伟, 孙新宇, 刘岩, 杜新军
辽河坳陷东部凹陷煤系成因生物气特征及勘探突破
中国石油勘探 2024, 29 (1): 76-91. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2024.01.006

摘要（352）

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PDF （3253KB）（1043）

辽河坳陷东部凹陷是我国最早发现生物气的地区之一，勘探早期由于中深层勘探效果较好，对浅层生物气一直未重视，缺乏对浅层生物气源岩和分布规律的正确认识。在对已钻井发现浅层气（藏）地球化学特征开展系统分析基础上，以碳同位素值等为重要指标，将东部凹陷浅层气划分为原生生物气、生物—过渡带气、改造型生物气和混合气4种类型；进一步探讨了浅层气成因，认为研究区内浅层生物气主要为煤系地层成因；深化研究形成了浅层生物气分布明显受煤系地层、碎屑岩优质储层、沙河街组沙三上亚段和沙一段两套区域性封盖层等因素控制，构造晚定型、油气晚期充注成藏有利于形成浅层气的规模富集等地质认识。以此为指导，发现了高产工业气流井与规模储量，开辟了辽河坳陷煤系成因生物气勘探新局面。

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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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倪新锋, 刘军平, 向峰云, 张颖, 郭沫贞, 王晓星, 王霞
我国油气探矿权竞争性出让改革与油气企业创新实践研究
中国石油勘探 2023, 28 (6): 25-36. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.06.004

摘要（460）

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PDF （2130KB）（1023）

近年来，国家不断深化石油天然气市场体系改革，竞争性出让已成为获取新探矿权的主要方式。《关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见（试行）》（自然资规〔2019〕7号）实施4年以来，国家共挂牌出让14轮66个油气探矿权，面积为4.19×10 ⁴km ²，总成交价达93.16亿元。在系统梳理国家矿产资源管理改革进程的基础上，对矿业权出让制度改革不同阶段特征、油气企业积极参与改革的创新举措及出让区块勘探实践开展了系统研究，结果表明：（1）矿业权出让制度改革可划分为油气改革试点、出让政策落地、竞争性出让全面实施3个阶段，各具特点。（2）为积极应对激烈的竞争形势，中国石油等企业创新管理举措，建立了竞争性出让快速响应机制及管理制度，形成了一套区块价值评估方法和技术流程。（3）出让区块勘探实践取得一定成效，但除中曼石油天然气集团股份有限公司温宿区块建产外，总体油气发现较少，大部分区块已退减。油气探矿权竞争性出让在促进企业勘查投入、保障国家能源安全方面起到了重要作用，多元化油气市场已具雏形；为促进资源的高效利用，真正实现保障国家能源安全、有效培植油气矿业权市场良性竞争的双赢局面，提出了进一步完善竞争性出让管理体系、建立国家能源保障基地、开展出让区块后评估等建议。

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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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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（624）

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PDF （11116KB）（974）

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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张丽娟, 阳建平, 吉云刚, 郑龙, 刘应飞, 罗海宁, 孙侃
矿权新政下塔里木油田矿权储量融合管理实践
中国石油勘探 2023, 28 (6): 64-69. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.06.008

摘要（316）

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PDF （2199KB）（961）

近年来，随着国家油气矿产资源体制改革的深入，矿权的外部竞争和内部流转压力逐步增大，油田生存和发展的根基面临巨大挑战。深入学习新的矿权储量政策，深刻剖析矿权储量管理中存在的问题，对油田加快发现建产及探矿权转采意义重大。中国石油塔里木油田公司主动适应改革，针对矿权储量管理存在的问题，创新管理实践，形成矿储联动部署、“两最一诺”办要件管理机制，加快了油气探明建产、规范了矿权储量管理、提升了要件办理质量及速度，高质高效完成了探矿权转采，保障油气能源供给能力，减轻政务部门负担。

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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（504）

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PDF （9834KB）（910）

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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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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周瑞扈永杰张洪胡俊峰卢福长刘子煊郑逸娴张红霖
波斯湾扎格罗斯盆地北段二叠系—新生界H ₂S成因及分布规律
中国石油勘探 2023, 28 (5): 109-116. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.05.009

摘要（269）

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PDF （4637KB）（870）

波斯湾扎格罗斯盆地碳酸盐岩含有丰富油气资源，但H ₂S成因规律复杂。通过岩石学、流体包裹体测温和同位素地球化学等手段分析，厘清了该盆地北段的H ₂S成因和分布规律。分析认为：新生界和白垩系，石膏、硬石膏和重晶石发育，H ₂S含量较低（<5%），H ₂S与硬石膏间的硫同位素分馏较大。这指示较高程度的细菌硫酸盐还原作用（BSR）。此外，白垩系部分储层发生干酪根热裂解作用，导致其H ₂S含量一定程度增高。侏罗系—二叠系埋藏深，硫酸盐矿物发育，且方解石胶结物内可见烃类包裹体。H ₂S含量高（最大约40%），且与硫酸盐矿物的硫同位素分馏较小。方解石的碳同位素受烃类等有机质的并入影响，存在明显的负漂（-10‰）。这指示其以热化学硫酸盐还原作用为主（TSR）。多种成因类型也导致H ₂S含量在不同区块间的差异。

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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（494）

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PDF （8442KB）（831）

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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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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：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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许华明, 丛海月, 侯平舒, 王惠勇
我国深层—超深层油气资源探矿权管理存在的问题及政策建议
中国石油勘探 2023, 28 (6): 70-77. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2023.06.009

摘要（375）

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PDF （2122KB）（821）

随着我国浅层—中浅层油气资源的探明程度逐年升高，勘探增储潜力逐年递减，加大深层—超深层油气勘探对于缓解年度新增油气探明储量的压力、保障国家能源安全具有重要战略意义。为保障资源充分利用、促进深层—超深层油气资源发现、有效统筹资源，从而保障国家能源安全，对深层—超深层矿业权管理提出了优化建议。深层—超深层矿权管理过程中存在探采合一期限过短不足以完成转采、新出让深层—超深层探矿权范围较小不利于油气勘查、探矿权相互穿插导致科研资金重复投入等问题。通过系统梳理深层—超深层油气勘探开发现状及资源潜力，深入分析深层—超深层矿业权管理中存在的问题并提出针对性解决方案。建议探采合一期满再延续一次至8～10年，保障油田企业有足够的转采时间；合理设置出让矿权规模及延续退减方式，鼓励矿业权人在新区块内加强投入，促进油气资源发现；加强组建专项联合研究团队，贯通深层—超深层油气勘探开发装备材料器件、制造、应用产业链条，优化资源投入，提升中国战略资源整体效率。加强资源统筹、优化矿权管理政策，为中国深层—超深层油气勘探开发高质量可持续发展提供有力保障。

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