油气藏研究、管理与决策，是油田企业一项十分重要的日常工作，特别是当前面临勘探开发对象日趋复杂、资源品质劣质化程度加大和低油价的压力，对油气藏精细管理和决策优化提出了更高的要求。对数字化条件下油田企业级油气藏研究与决策一体化信息平台的构建与应用进行了探索研究，将现代信息技术与油气藏研究业务深度融合，开发建设了一体化、协同化、实时化、可视化的油气藏研究与决策支持系统（简称RDMS），其中包括数据整合、地质图元导航与图面作业、专业软件接口等关键技术，在油田勘探开发科研系统得到全面应用，实现了跨学科、跨部门、跨地域的协同研究与决策。

鄂尔多斯盆地延长组长7 油层组中与烃源岩互层或紧邻的致密砂岩储层地面空气渗透率小于0.3mD， 赋存于该致密砂岩储层中的石油资源是典型的致密油。截至2014 年，探明了中国第一个亿吨级大型致密油田——新 安边油田，建成了3 个致密油藏水平井技术示范区和3 个规模开发试验区。研究认为，优质烃源岩广覆式分布、细粒 级砂体大面积展布、储层2～8μm 的小孔隙极发育、充注成藏动力强等有利的成藏条件及四者间的有效组合是形成 鄂尔多斯盆地致密油规模富集的关键；长7 致密砂岩储层工程品质好、原油油质好且溶解气含量高、油层中性—弱亲 水润湿性，有利于致密油的采出；盆地致密油勘探潜力巨大，初步评价长7 致密油资源量达20×10⁸t，是油田可持续 稳产的重要资源保障。

通过对鄂尔多斯盆地中东部地区奥陶纪马家沟期沉积及岩相古地理分析，首次系统厘定了马家沟组三级及四级层序地层格架，将马家沟组划分为3 个三级层序及11 个四级层序。重点针对产气层马五段开展了四级层序的岩相古地理演化研究，进而全面剖析了沉积层序对马五段白云岩储层空间展布的控制作用：（1）海平面升降加上中央古隆起的隔挡作用，造成了白云岩化作用的差异，海退期为蒸发浓缩环境下的准同生白云岩化作用，海侵期为混合水白云岩化作用；（2）白云岩化作用的差异导致了储层类型在纵向上的旋回性分布，海退期主要发育膏溶孔型白云岩储层，海侵期主要发育晶间孔型白云岩储层；（3）层序内部储层平面分布受沉积相控制，海退沉积半旋回中，潮间含膏云坪为有利沉积微相；海侵沉积半旋回中，潮间藻屑滩为有利沉积微相。

岩性是致密油甜点发育的主要控制因素之一，黄骅坳陷沧东凹陷孔二段致密油资源丰富，为了搞清孔二 段细粒相区的岩性发育特征，以数百米系统取心、配套分析化验、测井及录井资料为基础，运用高分辨率层序地层学 及致密油气富集地质理论，开展了孔二段高分辨率层序地层划分及沉积学特征分析。研究表明，沧东凹陷孔二段为一 套完整的三级层序，可进一步划分为4 个四级层序（SQEk₂ ¹—SQEk₂ ⁴）。高位体系域SQEk₂ ¹细粒相区岩矿组成具有 成分复杂、优势矿物不发育、泥级长英质碎屑以及方沸石等脆性矿物普遍存在的特点，主要发育了泥页岩、白云岩、 砂岩及混合沉积岩四大岩石类型，其中混合沉积岩最为发育，致密砂岩与白云岩是主要的致密储层。这些认识打破了 以往对沧东凹陷孔二段细粒相区发育泥页岩烃源岩而不发育储层的旧有认识，有效拓宽了沧东凹陷油气勘探领域。

^“两宽一高^”（宽频带、宽方位、高密度）是高精度地震勘探一体化技术，从野外采集、数据处理到资料解释应有配套的方法理念和技术流程。阐述了^“两宽一高^”（的基本定义和技术指标，通过理论记录与合成记录从分辨率、保真度、反演精度等方面说明该项技术的优势：适用于薄互层发育区的油藏描述、各向异性发育区的裂缝预测、深层目标勘探和特殊岩性体的勘探，也是改善复杂区构造成像的有效手段。3 个地区的应用实例展示了^“两宽一高^” 技术在复杂油气藏勘探评价和开发中的作用，即有效提升地震资料的品质，使之能够细致地描述复杂储层的形态和流体分布，提高信息的保真度。

海洋油气勘探是一项高投入、高风险的活动，对海域下伏勘探目的层进行有效的含油气性检测，并与地 球物理等常规勘探技术相结合，能够显著提高海域特别是深水油气勘探的成功率，降低油气勘探的风险及成本。微生 物地球化学勘探技术基于轻烃微渗漏原理，通过直接检测油气藏微渗漏的轻烃及烃氧化微生物，从而判断油气藏的存 在。该技术是一种直接的烃类检测技术，由于轻烃微渗漏的普遍存在，所以该技术在海域中应用适用范围较广。微生 物地球化学勘探技术近年来应用于中国南海北部的琼东南盆地、珠江口盆地等深水圈闭含油气性评价中，均取得了较 好的效果，与钻探成果认识相符，证明该技术在南海油气勘探中的适用性。微生物地球化学勘探技术在南海中南部的 低勘探程度区、高成本风险区，是一项值得推广的、灵敏快捷有效的烃检测技术，其大规模应用有望加速南海深水勘 探的进程。

基于国际商业数据库油气田数据和盆地地质与地球物理资料，分析了巴西东部海域深水盐上碎屑岩油气 成藏条件和勘探方向。巴西东部海域盆地群经历了早白垩世凡兰吟期—早阿普特期陆内裂谷、中阿普特期—早阿尔布 期陆间裂谷、中阿尔布期以来的被动大陆边缘3 个演化阶段，横向上可划分为伸展带、底辟带和挤压带。深水盐上碎 屑岩油气来源于巴雷姆阶湖相页岩和赛诺曼阶—三冬阶海相页岩，烃源岩厚度大、品质优，储层物性良好，储盖条件 普遍优越。盐上碎屑岩储层沉积模式显示，其动力学过程为宽缓陆架上驻留的沉积物受触发条件二次搬运、在多点位 置滑塌，在陆架边缘形成平面土豆状定向排列、纵向透镜状分布的浊积体。深水沉积构型主要为无根浊积水道和朵叶 体，储层沉积受盐岩变形限制和改造。深水盐上碎屑岩油气聚集受烃源灶位置、储层沉积相分布和盐岩变形联合控制。 下一步勘探应重点关注陆架边缘内斜坡小盆地，勘探层位向圣埃斯皮里图盆地始新统、渐新统—中新统以及桑托斯盆 地渐新统—中新统横向拓展。

中国煤层气，特别是煤矿排采煤层气及其利用率统计数字较混乱。将含甲烷量较低且变化范围大的煤矿 排采量以体积数简单地与地面钻井产量相加而得到全国煤层气产量的做法是不可取的，应以标准计量的商品量核实煤 层气的产量和利用量。近年煤层气的产量和利用量一直未达到预定指标，应慎重务实地对待^“十三五^”煤层气的预定 指标。煤层气发展缓慢的首要原因是矿权管理上的问题，造成少数^“国家油企对矿权的垄断和专业公司与煤炭企业 的矿权重叠。由于煤层气成本明显偏高，企业投入趋低也严重制约了其发展。为了促进煤层气健康发展，应深化体制 改革，放开矿权准入，理顺煤层气专业公司与煤矿的关系，以法规促进和保障不同类型油气间的综合开发利用，针对 中国特点深化对煤层气的跨部门联合攻关，以求逐步降低开发成本。

准噶尔盆地煤层气资源丰富，富集地区和有利勘探目标主要位于盆地南缘东部乌鲁木齐—白杨河一带； 工程技术适应性研究表明，应优选适合准噶尔盆地煤层气排采制度和主体压裂改造工艺；煤层气单井极限产量研究确 定，在目前气价下，钻探深度应小于1000m，单井固定资产投资小于800 万元。对煤层气产业发展环境、风险及对 策进行分析研究，认为目前中国煤层气开发利用政策框架初步形成，陆续出台了打破专营权、税收优惠、财政补贴等 多项扶持政策，且已形成规模开发的态势。新疆出台了一系列煤层气产业发展的利好政策，并在白杨河地区成功建成 ^“煤层气开发试验区^”。中国石油也将非常规油气作为上游开放的重要领域，并出台了针对新疆的具体指导意见。这 些有利的政策环境为准噶尔盆地煤层气产业发展提供了有力支持。针对煤层气地质选区和开发效益的风险，提出采取 合资合作方式进行煤层气勘探开发是当前煤层气产业发展最现实的选择。