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。

对标管理，作为一种先进的管理方法被国内外著名企业广泛使用，为企业提供了一种奋斗目标和持续改进的思路。通过对标分析，可以找出不足并加以完善，有利于企业提高整体的竞争实力和管理水平。中国石油天然气集团有限公司针对低油价、低品位、高成本的勘探新形势，强化对标管理创新，通过不同油田企业的对标分析，为提高整体管理水平提供有效方法，为高效勘探部署决策提供依据。分析了勘探对标管理的必要性和意义，重点介绍了对标管理的方法和实施步骤，以16家油气田企业为研究对象，建立了一套系统、完整的勘探对标管理指标体系并设计了对标评价模型，确立了计划、成本、成效、储量4个一级指标体系和16个二级指标体系，创新性地提出了三维地震成效指标和储量评价指标模型。通过在各油田范围内推广和考核，各项指标持续向好，勘探管理水平不断提高，保障了油气勘探不断取得新成果，推动了勘探工作高质量发展迈上新台阶。

秋里塔格构造带是塔里木盆地库车坳陷重要的油气勘探区带之一，勘探前期在东西两侧发现了迪那2大型凝析气田和却勒1油藏、东秋8浅层气藏，之后16年持续勘探始终未获油气发现。秋里塔格构造带地表刀片山体沟壑纵横，地下复合盐岩层变形强烈，二维地震资料品质差，难以准确落实构造。围绕"落实圈闭"这一主要勘探技术瓶颈，强化区域地质综合研究，理清构造分段特征，聚焦秋里塔格构造带中秋段勘探领域；强化二维宽线采集处理攻关，批量发现圈闭显示，锁定突破口；科学决策、超前部署东秋8山地三维，精准落实盐下中秋1构造圈闭，部署上钻中秋1风险探井，在白垩系巴什基奇克组获得高产工业油气流，实现了战略突破，展示了秋里塔格构造带广阔的油气勘探前景。

从玛湖大油区上二叠统成藏特点和油气分布规律入手，明确了3种类型油气藏有序分布规律，建立地层背景下广覆式退积型扇三角洲源上大面积成藏模式。首次统一准噶尔盆地二叠系东西部地层系统，通过石油地质条件类比研究，发现了面积超过2.5×10⁴km²的中央坳陷上二叠统中组合石油重大接替领域。在古地貌控沉控砂交互分析基础上，认为上二叠统受沟槽体系控制，在地层超覆背景下发育八大扇三角洲沉积，为此确定四大勘探领域和十大有利区带成藏条件优越，具备整体勘探条件。沙湾凹陷西斜坡是油气长期汇聚成藏的有利指向区，其上乌尔禾组、百口泉组发育扇三角洲前缘相带有利储层，物性较好，岩性圈闭群数量多、面积广，资源量大且勘探程度低，具有多层系立体成藏的特点，是风险勘探的重大领域。为此2018年优选沙湾凹陷西斜坡地层背景下岩性油藏群作为突破口，部署沙探1井，获重大发现，展现出与玛湖凹陷类似的多层系立体勘探潜力，有望与玛湖大油区连片，形成又一个勘探大场面。

渤海海域渤中凹陷深层具有大型天然气田形成的良好地质条件，渤中19-6大型凝析气田是渤海湾盆地迄今发现的最大的天然气田，储量超千亿立方米。利用大量岩心、薄片、测井及地球化学资料，对渤中19-6构造深层天然气成藏条件进行了系统分析。研究表明，渤中凹陷深层具有巨大的生气潜力，是大型凝析气田形成的物质基础；区域性稳定分布的东营组和沙河街组巨厚超压泥岩为大型凝析气田的保存提供了良好的封盖条件；首次在渤海湾盆地古近系孔店组发现巨厚裂缝-孔隙型砂砾岩储层，突破了在凹陷区深部寻找厚层砂砾岩储层的禁区，大大拓展了古近系油气勘探领域；通过对太古宇深埋变质岩潜山优质储层形成机制进行分析，提出多期次动力破碎作用使潜山内幕发育大规模裂缝体系和动力破碎带，是变质岩优质储层形成的关键。这些认识指导了渤中19-6构造大型凝析气田的发现，实现了渤海海域天然气勘探的突破，对渤海湾盆地深层天然气勘探具有重要指导意义。

距今1800—541Ma时期的中—新元古界是中国最古老的沉积地层。由于一直未确认可靠的早期生命和相应的生物化石，在20世纪50年代之前，国际石油地质学界普遍认为中—新元古界不会含有烃类沉积，也从未考虑将中—新元古界作为油气勘探的目的层。然而最近半个多世纪以来，古生物学家对地球元古宙早期生命演化的基础性研究取得重大进展，石油地质学家和地球化学家也发现中—新元古界古老地层中存在大量油苗、沥青和富含有机质的烃源岩，这些沉积有机质可跨越未成熟—过成熟的不同热演化阶段，部分地区至今仍处于“生油液态窗”的范畴内，以致迄今国内外发现了数十个原生油气田，探明相当规模的油气储量，并获得高产油气流，从而表明中—新元古界完全具备形成与富集规模性油气资源的条件。

河套盆地临河坳陷是中—新生代走滑拉分盆地，早期钻井主要集中在斜坡带，仅见到油气显示，未取得油气实质性发现。近期利用重力、磁法、电法、地震、钻井和地质等新老资料，开展盆地性质、构造特征、资源潜力及储盖组合等研究，认为该坳陷具走滑拉分的性质，呈东西分带、南北分块的构造特征，存在下白垩统和渐新统2套主要烃源岩及3套生储盖油气组合。深化圈—源关系及油气成藏模式综合分析，认为吉兰泰潜山紧邻北部深洼槽生烃区，狼山山前断裂为油气运移的主要通道，侧向供油条件好，是油气聚集的有利区。优选吉兰泰潜山及其围斜的断裂构造带，部署JHZK2井、JHZK7井、吉华2x井3口井，均获得了工业油流，实现了临河坳陷油气勘探的重大发现，展示了该区广阔的勘探前景。临河坳陷的快速勘探发现，中国石油天然气股份有限公司的重视指导和长庆油田分公司的大力支持是基础，创新地质认识、科学部署与决策是前提，转换思维、选准突破口是关键，经济适用技术的选用是保障。

20世纪70年代，国家的能源供给主要是煤炭和石油，作为重要能源的天然气仍被大多数人所忽视，当时盛行的“一元论”油型气理论认为产煤地区是不可能产生天然气的。1978年，中国学者首次提出煤成气概念，此后40年，中国煤成气理论经历了引进、吸收、创新、发展、形成体系、指导天然气工业生产快速发展的全过程，其理论内涵包括气源鉴别指标体系、煤成气成藏机制与分布规律、评价预测技术方法等，应用中国煤成气理论先后准确预测了5个亿级以上大气田，使中国的煤成气占天然气比重从不足10%提高到67%，推动了中国天然气产量和储量的快速增长，为中国天然气工业快速发展做出重大基础性贡献，具有重要战略意义。