美国能源独立和中国油气对外依存度的不断攀升形成鲜明对比。国际石油秩序重构和中美大国博弈给中 国油气供应带来较大的不确定性，中国能源安全风险日益凸显。中国页岩油储量位居世界第三，是中国石油重要的战 略性接替资源，加大力度勘探开发页岩油，推动中国“页岩革命”，对保障开放条件下的国家能源安全至关重要。但 是，中国页岩油上游产业发展仍面临勘探质量不高、开采效率较低和政策体系缺失等诸多问题。为了推进页岩油上游 产业高质量发展，中国应借鉴美国“页岩革命”的成功经验，着力推动“三个变革”：开展全国页岩油资源评价工作， 推动勘探质量变革；加强勘探开发关键技术攻关，推动科技创新变革及开采效率变革；加快勘探开发领域市场化改革， 推动体制机制变革。

全球页岩油发展态势对中国页岩油发展具有重要参考意义，在系统收集相关数据、资料和调研的基础上， 通过分析美国页岩油发展历程和关键要点，包括其发展历程、降本增效与相关技术、发展模式、经济效益、扶持政策等， 提出页岩油发展模式不同于传统能源，其更加依赖技术进步、成本下降及金融支持，与新能源发展模式具有一定的相 似性，早期发展需要更多支持。美国页岩油的爆发式增长，根本驱动力在于地质理论的突破和开发技术的进步，关键是 页岩油开发成本的快速下降；不仅得益于技术进步，也得益于商业模式的创新。全球页岩油资源丰富，北美、阿根廷、 俄罗斯、中国等很多国家和地区都呈现了良好的发展势头。未来全球页岩油产量将继续保持增长，有望在2025 年后 超过1000×104bbl 日产能力。结合中国页岩油基本特征，指出中国应将页岩油作为战略接替资源，加大科技研发投入， 给予扶持政策，创造良好条件吸引更多投资，力争在“十四五”期间实现规模性开发。

为了进一步明确中国陆上深层—超深层领域天然气勘探潜力和有利勘探目标区带分布，以及深层—超深 层天然气勘探面临的主要问题和勘探理论需求，对中国陆上深层—超深层天然气勘探资源概况与勘探进展进行梳理分 析，对中国陆上深层—超深层领域的地质特征、成藏关键要素、天然气资源潜力等进行分类评价。分析认为，中西部 叠合盆地山前带发育的库车、川西、准南等十大前陆冲断带及斜坡区是前陆冲断带领域的重点勘探区带，华北、扬子、 塔里木三大克拉通背景上发育的鄂尔多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地古隆起及斜坡区、克拉通内裂陷及台缘带礁滩 等是深层—超深层海相碳酸盐岩领域的重点勘探区带，松辽盆地、渤海湾盆地断陷深层古隆起及斜坡区、基岩潜山是 中—新生代断陷盆地深层—超深层领域的重点勘探区带，深层—超深层火山岩等是重要探索领域。研究认为中国深层— 超深层天然气仍面临一系列问题，需要加强针对性基础攻关研究。

：鄂尔多斯盆地一直是中国油气勘探开发的重点地区之一，发现了一批重要的油气田。随着勘探程度提高， 勘探对象转向致密、深层及盆地周边等成藏条件复杂区，寻找新的整装规模储量难度不断增大。通过系统总结近年来 长庆油田公司在致密砂岩气和海相碳酸盐岩天然气等领域取得新认识和新进展，分析了盆地不同类型气藏的主要地质 特征和控制因素，结合油气资源分布状况和新发现气藏基本特征，科学地提出了油田公司“两步走”的发展战略，并 指出了碳酸盐岩天然气、致密砂岩气以及除致密砂岩气以外的非常规天然气未来的勘探接替领域。同时针对勘探开发 过程中面临的问题，紧密结合生产实践，系统制定了相应的工作对策。通过强化地质研究、积极转变工作思路，加大 技术攻关、推进勘探开发一体化、地质工程一体化进程，以实现天然气的规模有效勘探开发，为其他类似盆地勘探和 开发提供经验和借鉴。

黄骅坳陷乌马营潜山二叠系砂岩获高产油气流, 展示出上古生界良好的勘探前景。针对黄骅坳陷上古生 界煤系烃源岩、储集层系、圈闭条件、充注特征等方面进行深入分析，明确了二叠系砂岩凝析气藏的优势成藏条件及 其地质意义。研究认为黄骅坳陷石炭系—二叠系煤系地层稳定分布，生烃潜力大，热演化程度高，提供了充足的油气 来源；二叠系下石盒子组发育巨厚的砂岩储层，遭受埋深后依然可保持较高的孔隙度，是油气富集层系；逆冲推覆构 造形成了多个大型背斜、断鼻构造，提供了有利的成藏空间；乌马营潜山新构造运动时期断层活动趋于停止，晚期油 气大规模充注有利于油气藏保存。黄骅坳陷二叠系砂岩凝析气藏的发现，证实了石炭系—二叠系煤系烃源岩巨大的生 烃潜力，指明了二叠系下石盒子组这一重点勘探层系，将古生界砂岩储层的有效勘探深度拓深至5000m，大大拓展 了潜山内幕油气资源的勘探空间。

四川盆地开江—梁平海槽东侧已发现普光、黄龙场等大气田，是礁滩重要的勘探领域。为了进一步明确 海槽东侧长兴组台缘生物礁发育特征，利用钻井、地震资料，以台缘生物礁外部轮廓、内部形态、平面展布为基础， 开展海槽东侧台缘带、台缘生物礁发育特征研究。研究结果表明，开江—梁平海槽东侧台缘依据坡角差异性可划分为 陡坡型和缓坡型，平面上具有分段特征，且发育缓坡退积型和陡坡叠加型两种模式，以缓坡退积型为主；台缘生物礁 发育主要受海平面变化、同沉积多级断裂及区域拉张共同作用；缓坡台缘生物礁发育经历微古地貌形成期（吴家坪晚 期）、缓坡滩发育期（长一期）、弱镶边台缘礁滩发育期（长二早期）、镶边台缘多排礁滩发育期（长二中期—长三 期）4 个演化阶段。开江—梁平海槽东侧长兴组缓坡多排礁分布面积广，油气成藏条件优越，是天然气勘探值得关注 的重要领域。

利用现有的油气运移模拟软件建立的三维地质模型无法反映砂泥岩空间叠置关系，严重影响了油气运移 模拟结果的准确性与有效性。以渤海海域渤中19-6 油气区及围区为例，从单井数据出发，以地震属性为约束，井震 联合刻画砂体分布，建立三维地质模型，计算油源断层断面泥质含量，作为断层输导能力的定量评价标准，并在此基 础上开展了全三维立体油气运移模拟。模拟结果表明，深部油气聚集主要受砂体与地貌造就的低势区的共同控制，中 浅层油气聚集则主要受断层活动性与断面泥质含量高低的影响。高精度油气运移技术成功再现了渤中19-6 构造成藏 过程，显示了良好的应用前景。

珠江口盆地阳江凹陷历经多轮的对外合作勘探，钻井仅见到少量油气显示，始终未取得油气商业发现。近期利用大量钻井、地球化学和地震新资料，对阳江东凹石油地质条件进行了系统分析。研究表明：阳江东凹可划分为阳江24洼、恩平19洼、恩平20洼、恩平21洼4个次级洼陷及复式半地堑、双断地堑和简单半地堑3种洼陷结构；古近系文昌组以盆内中小型物源为主，半深湖相烃源岩广泛发育；其中恩平20洼的控洼断裂活动最早且持续时间最长，发育完整且垂向叠加稳定的文昌组，有利于高丰度半深湖相烃源岩形成而具备潜在富生烃潜力。通过源—断控藏新认识与流体检测技术，优选恩平20断裂背斜构造带，首选部署钻探Y10-1井即获得中型油田发现，测试获日产超1000m3的工业油流，实现了阳江凹陷油气勘探的重要突破，展示了该区广阔的勘探前景。阳江凹陷的勘探发现开辟了珠江口盆地新油区，而重视细节信息、强化基础研究和立足价值勘探，是取得新区大中型油气田突破的关键。

为了深入认识中国的石油生产形势，需要对其储量—产量系统的各构成单元及其变化进行分析，其着重点应是有效经济可采储量及其剩余储量、产量，特别是要关注其中起主导作用的大盆地大油田的状况。研究认为，中国已基本完成了第二轮油气勘探区域展开的目标，剩余经济可采储量和产量开始出现走低。因此不仅需要在老油区挖潜增储上产和降本增效，更重要的是开展新区新领域的战略接替，以确保其生产的持续发展。战略接替的现实指向为：各大盆地的深层、海上的前新生界海相地层、西藏高原、中国北部“中亚陆间区南带”的上古生界。目前除面临油气工作本身的难度外，投资不足和体制改革进展迟滞也带来重大影响。

针对冀中坳陷潜山内幕成藏研究中存在的问题，综合钻井、地震、试油、分析化验等技术方法，对潜山内幕寒武系府君山组的构造、岩相古地理、储层、盖层、供烃方式及圈闭类型展开研究。研究认为，冀中坳陷潜山内幕寒武系发育府君山组优质白云岩储层，存在寒武系馒头组—徐庄组盖层和青白口系隔层两套稳定有效的盖（隔）层，组成区内最有利的储—盖—隔组合，具备深源断层纵向输导、近源断层横向输导、源内不整合面输导、断层—不整合面复合输导和断层—高效储层复合阶梯状输导5种供烃方式，形成断块型层状、不整合顺坡、不整合逆坡和断层—不整合复合4种潜山内幕圈闭类型；明确了储层—输导—盖（隔）层是潜山内幕成藏的关键因素。据此评价优选了Ⅰ类勘探区3个、Ⅱ类勘探区2个，指出河西务潜山带、文安斜坡西潜山带—南马庄潜山带和长洋淀潜山带是勘探的有利方向。

近年的勘探实践表明，断陷盆地早期不但沉积有氧化环境下的相类型，而且还存在半还原和还原环境沉积相。为搞清断陷盆地早期较为完整的沉积序列及其石油地质意义，以渤南洼陷沙四下亚段为例，综合应用钻井、测井及分析化验资料开展研究。结果表明：断陷盆地早期除沉积有传统认识下的冲积扇、辫状河沉积相外，还沉积有辫状河三角洲、扇三角洲及湖泊等相类型；原始沉积边界恢复和沉积中心分析表明渤南洼陷沙四下亚段冲积扇和辫状河的主要冲积方向为北北东向，辫状河入湖形成的辫状河三角洲展布于北西向带状的湖盆之中，“源—汇”体系控制下，断陷盆地早期可形成冲积扇—辫状河—辫状河三角洲—湖泊这一较为完整的沉积序列；冲积—湖泊沉积体系的再认识不但使原本“贫瘠”的“红层”具有了一定的生油气潜力，而且新认识的辫状河三角洲沉积可形成有利储集体和圈闭，从而“红层”勘探空间得到拓展。

敦煌盆地整体叠置于塔里木板块东部的敦煌地块上，其油气勘探与研究程度很低，研究敦煌盆地的盆地结构，包括断裂展布、构造格局及基底埋深等，可为进一步勘探综合研究提供地质依据。在对研究区野外露头岩石物性资料、钻测井测试结果统计分析的基础上，结合其他地质资料，总结了岩石、地层密度与电性变化规律。采用层状模型延拓技术消除地形引起的电性畸变效应，使大地电磁反演结果更为精确。采用水平总梯度技术对敦煌盆地的重力资料提取了重力线性梯级带，以此强化盆内断层的线性特征。采用Parker反演法对基底深度进行反演分析。研究结果表明，敦煌盆地发育3套密度层和电性层，盆内区域断裂控制了凹凸相间的构造格局，五墩凹陷基底埋深最大，为最有利的沉积中心。

准噶尔盆地南缘（简称准南）是该盆地油气勘探的战略接替区，高探1井下组合的战略突破，进一步证实了准南下组合油气勘探前景广阔。通过分段构造建模、分带落实下组合构造与圈闭特征，结合关键成藏要素匹配关系研究，深化了下组合大构造成藏条件认识。研究认为，①准南中-下侏罗统为主力烃源岩，资源潜力大；发育白垩系清水河组、侏罗系头屯河组和喀拉扎组等多套规模有效储层；白垩系吐谷鲁群区域性巨厚泥岩盖层普遍发育异常高压，具备良好的封盖能力。②准南下组合烃源岩、储层、盖层、圈闭静态成藏要素空间配置关系好；动态成藏要素时间配置关系好，圈闭形成早，构造形成期与主力烃源岩生排烃高峰期匹配，后期改造弱、保存条件好，具备形成大油气田的成藏条件。综合关键成藏要素分析，优选下组合近源背斜型圈闭吐谷鲁背斜、呼图壁背斜及东湾背斜作为准南天然气勘探的突破口。

地质工程一体化作为非常规油气藏勘探开发一种有效工作流程已成为行业广泛共识，其涵盖了地质、油藏、物探、钻井、录井、测井、试油、试采、油气生产和井下作业等专业领域，涉及海量不同类型的数据。由于不同专业人员和部门对特定数据理解与需求存在差异，导致各专业间数据系统难以形成高效连接和互动，容易形成"数据孤岛"。通过构建油气藏全生命周期的数据湖和知识库系统平台，基于平台规则来甄选地质工程核心数据，认证油气藏勘探开发的核心"金数据"，实现专业数据便捷高效连通和参数交互优化，促进地质工程一体化数据融合，大幅提升数据利用效率与准确性。为了实施好地质工程一体化项目，提出了一体化的项目组织和管理框架，建立高效的研究决策、协调协同和信息反馈机制，深入推进精益化技术管理，实现建产部署及实施中关键环节的优化把控，最终获得最佳经济效益。

随着地质认识的逐步加深和勘探技术手段的进步，东海陆架盆地西湖凹陷平北斜坡带的勘探领域逐步从构造油气藏转向岩性油气藏。通过系统分析平北斜坡带海陆过渡型沉积体系的层序构成样式、砂体展布特征和油气藏发育模式，指出平北斜坡带存在断裂陡坡型、对向断阶型、反向断阶型和同向断阶型4种层序地层发育样式，对应发育断裂陡坡型潮控三角洲潮道砂岩油气藏、对向断阶型潮控三角洲前缘潮滩砂岩油气藏、反向断阶型河控三角洲前缘水道砂岩油气藏和同向断阶型河控三角洲前缘水道砂岩油气藏4种类型。结合砂体展布规律和油气藏成藏模式预测，对平北斜坡带不同区带岩性油气藏的形成条件和分布规律进行总结，并指出团结亭区断裂陡坡型潮控三角洲潮道砂岩油气藏和孔雀亭区同向断阶型河控三角洲前缘水道砂岩油气藏是该区岩性油气藏勘探重点领域。在该岩性油气藏发育模式指导下，近期针对宝云亭低隆与反向断阶带控制下的宁波19区岩性圈闭钻探取得重大突破。

克拉苏构造带天然气总资源量丰富，是塔里木盆地天然气增储上产的主力区块。受强烈造山运动的影响，克拉苏构造带地质工程条件极为复杂，呈现出"一深（垂深7000~8000m）、三高（高温130~190℃、高压116~136MPa、高地应力130~180MPa）、两低（孔隙度4%~8%、渗透率0.01~0.1mD）、两厚（巨厚砾石层5500m、巨厚盐膏层4500m）、一陡（地层倾角87°）"的特征，导致安全、效益勘探开发难度巨大。为了实现克拉苏构造带的优快钻井与改造上产，立足于实践地质工程一体化，建设多学科一体化研究团队，创新一体化工作模式，开展了超深复杂气田提速、提产、提质攻关研究。采用关键层段精准预测、个性化钻头设计、油基钻井液体系研发等手段相结合的方法，实现了全井段安全快速钻井；根据甜点预测、裂缝评价与分类，建立了基于天然裂缝可压裂性的改造提产优选策略；结合地层特点、流体性质、工况条件等因素进行系统屏障设计，确保了井筒质量。经过地质工程一体化实践的不断发展完善，超深井钻井周期从"十二五"期间的336天降至2017年的277天，单井平均增产4~5倍、井完整性完好率不断提升，为克拉苏超深复杂气田井安全效益开发提供了有力的技术保障。

长宁国家级页岩气示范区的建设和上产历程，从早期以工程探索和实践为主，到第三阶段依托主体技术、全面推进地质工程一体化，在中国页岩气开发探索中具有很强的代表性。围绕"单井提产、整体增效"的核心要求，需要充分运用各种地质工程数据，系统性地研究水平井箱体、压裂改造、生产制度和开发技术政策这四大最优化关键要素，不断提升从单井到全气田的产量、最终可采储量（EUR）和经济指标。基于地质工程一体化研究形成的三维共享地学模型，运用多学科多参数数据分析、应力敏感页岩多场耦合模拟（包括地质力学、水力压裂缝网建模和气藏数值模拟），以及全气田数值模拟等技术和方法，系统分析和评价工程实施效果，通过在目前主体技术条件下的多方案对比，确定了最优化箱体位置和优化的生产制度，明确了压裂参数及工艺、井距参数及布井的进一步优化方向。为了实现整体优化，提出地质工程一体化需从以单井为主的钻井、完井压裂和生产工程，拓展到全气田开发工程。为此，在国内外首次开展了考虑应力敏感性的页岩气全气田数值模拟研究。

大庆油田致密油储层分布广泛，资源潜力巨大，为促进大庆油田致密油藏的有效开发，探索了地质工程一体化的压裂施工模式。以提质增效为核心，通过平台井压裂方案的整体优化，将地质、钻井、压裂、作业施工紧密结合，实现了致密油储层改造规模最大化。采用集约型的工厂化施工方式，现场用工人数缩至26人，占地面积节约77%，利用一套车组完成芳198-133区块9口水平井154段压裂施工，用时仅32天，大幅提升了施工时效；通过该区块的探索应用，形成了一套具有大庆特色的工厂化压裂施工标准。芳198-133区块经过改造后，生产158天，累计产油1.55×10⁴m³，单井平均日产油38.1m³，相比同区直井措施产量提升14倍，达到了预期的增产效果。通过增能提效，使综合施工成本降低36%，实现了试验区致密油藏整体动用和经济有效开发，对大庆油田其他致密油区块增产改造具有重要的指导和借鉴意义。

与成功进行页岩气开发的北美地区及四川盆地内勘探开发区块不同，昭通国家级页岩气示范区具有微幅度构造及裂缝发育、应力条件差、箱体厚度薄等特点，水平井钻井中轨迹控制难度大，页岩气高效开发难度高。综合地质工程因素，统筹考虑，进行轨迹优化控制，以经济效益为前提建立钻井提速提效模式。其核心在于通过钻前分析、钻中优化、钻后评价，不断探索优质页岩储层空间展布规律、优选技术方案，采用元素录井+随钻伽马控制技术、地震逐点引导技术、蚂蚁体+视极性工程预警技术和导向工具优化组合，实现箱体的准确着陆及水平段的精准穿行，有效保障了水平段优质储层钻遇率和轨迹平滑，钻井品质不断提升，为实现单井高产打下坚实基础，地质工程一体化导向技术现场应用效果显著。

中国海相页岩气在四川盆地及周缘地区实现了工业性开发，成为未来天然气产量增长的重要来源之一。页岩气主要产自南方海相奥陶纪到志留纪地层中，因为埋藏深、地层古老、地层压力大、热演化程度高和地质构造复杂，给页岩气勘探开发带来了挑战。四川盆地产天然气的黑色页岩含有丰富多样的笔石化石，古生物学家运用笔石生物地层学的方法，对中国南方奥陶纪到志留纪地层开展了笔石生物地层学研究，建立了高分辨率的笔石生物带，为黑色笔石页岩的精确地层划分和对比提供了关键工具，并据此厘定了四川盆地页岩气产出的主要烃源岩层及储层，为中国页岩气有利含气层段的圈选和勘探开发发挥了指导作用。