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。

河套盆地临河坳陷勘探程度低，早期未取得油气实质性发现，近期石油勘探取得重大突破，S5井、Jh2X井在古近系渐新统临河组试油分别获得62.6m³/d和10.26m³/d的高产工业油流。为了剖析S5井、Jh2X井原油的油源关系，确定今后的勘探目标，对原油与烃源岩开展系统的有机地球化学分析。S5井、Jh2X井原油为低成熟—成熟原油，总体反映出高盐、厌氧的咸水湖泊沉积环境。下白垩统固阳组与渐新统临河组烃源岩为咸水湖相烃源岩，部分烃源岩处于低成熟—成熟阶段，有机质丰度高、母质类型好、生烃潜力大。油源对比结果显示S5井原油来自临河组烃源岩，Jh2X井原油可能来自于固阳组成熟烃源岩。临河坳陷油气资源丰富，具备良好的勘探潜力，固阳组与临河组是主要勘探目的层。

海外油气勘探项目风险性极高，建立一套科学完善的风险评估方法在勘探决策中至关重要。利用蒙特卡洛概率法创造性地构建了一套风险评估工具，并通过具体实例验证了该方法的可靠性和实用性。在面对多个勘探机会时，首先，利用该工具测算多个圈闭的成功概率、含风险概率资源量、期望价值；其次，分析成功概率的相关性、钻井顺序和钻井数量等3个关键因素对含风险概率资源量、成功概率、经济成功概率及期望价值的影响；最后，基于以上研究，进一步深入探讨最终投标决策的策略。研究结果表明，合理评估项目的期望价值是勘探投标环节中中标的关键，期望价值是成功价值和失败价值的综合体现，在最终决策点选择上，要综合考虑成功概率及失败价值的承受能力的影响，而不能一味寻求期望价值的最大化。

准噶尔盆地玛湖凹陷侏罗系多口井新获突破，基于已钻探井，利用钻井地质、岩心、实验分析及地震资料，系统研究玛湖凹陷侏罗系油气成藏特征及有利条件，并结合成藏主控因素预测成藏有利区，指出了玛湖凹陷侏罗系下步勘探方向与部署建议。研究认为玛湖凹陷侏罗系油气藏发育原生与次生两种油气藏，以次生断块、断层—岩性油气藏为主；油藏埋藏浅、厚度适中，物性中等；凹陷内断裂控运移、鼻凸控聚集，物源充足、储层发育，侏罗系成藏有利。综合评价认为玛湖凹陷侏罗系油气藏有利区主要分布在环凹陷斜坡发育的鼻状凸起区，与该凹陷二叠系、三叠系主力产层有利区重叠，建议将侏罗系作为浅层高效领域进行兼探。

辽河坳陷西部凹陷高升地区沙四段碳酸盐岩储层的形成和发育主要受沉积相、埋藏溶蚀作用及构造破裂作用的共同控制，储层在微观和宏观上具有强烈的非均质性，储层影响因素较多且孔渗关系复杂。为了避免仅靠某一单因素、少数有限的钻井资料及物性测试资料进行区域性碳酸盐岩储层评价容易出现偏差的问题，运用特征选择中的Relief F算法对碳酸盐岩厚度、粒屑灰（云）岩厚度、孔隙度、渗透率、脆性指数及裂缝密度6项参数进行权重分析，并确定各参数权重值，然后使用叠合概率法将不同特征平面图加权叠合形成一张多因素概率图，通过划分概率区间最终形成储层评价图。同时综合考虑西部凹陷高升地区的构造特征及沉积相特征，对研究区沙四段碳酸盐岩储层进行研究评价，评价结果与研究区已勘探油气分布具有较好的一致性，并预测出有利勘探区带。

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。

中国西部山地复杂构造的倒转背斜是重要的含油气构造类型之一。高陡复杂构造区许多失利井，与倒转背斜的地质特点及其地震剖面反射特征认识不足有关。依据地面地质、钻井和测井资料建立倒转背斜模式，采用模型正演和偏移技术分析不同类型倒转背斜的地震响应特征，建立在地震剖面上识别倒转背斜的模式和方法，有助于在地震剖面上查明倒转背斜形态。具有较高信噪比的山地复杂构造，叠前深度偏移剖面能很好地反映出倒转背斜形态。倒转背斜正常翼地层剥蚀程度低，埋藏深度适中，可成为良好的油气圈闭；倒转翼地层陡倾，断块发育，油气成藏条件差；倒转翼下方潜伏背斜保存条件好，是油气聚集有利场所，油气勘探效果良好。

阿克纠宾项目所属北特鲁瓦和让纳诺尔两油田位于滨里海盆地东缘，目前主要采用水平井开发低孔低渗透储层，为提高单井产量，水平段从400m左右延伸至1000m以上，由于地质构造复杂、目的层边界和厚度变化大，采用带探边功能的旋转导向工具，平均钻速仅2.36m/h，平均进尺仅335m。为了提高钻井效率，针对已钻井出井钻头的破损特征，结合井下振动特性分析，优化了钻具组合和转盘转速，形成了以高性能PDC钻头、带螺杆旋转导向、近钻头单扶正器或双扶正器钻具组合为主体技术的提速技术。现场应用5口井，4口井转盘转速为60r/min，井下黏滑指数控制在80%以内，出井钻头以磨损为主，仅出现少数崩齿；1口井转盘转速为70～80r/min，井下黏滑指数在80%以上，芯部崩齿较多；与H814井钻井指标相比，水平段钻进周期从原来的22.5天缩短至9.6天，缩短57.7%，平均机械钻速提高266.1%，平均进尺提高195.5%。

煤层气开发主要通过水力压裂改造储层，但该技术沟通煤岩原生裂缝系统的能力有限，导致煤层气直井产能普遍偏低。重复脉冲强冲击波技术是将高能量短脉冲施加于液体—固体界面，由于固体介质表面比液体更容易发生击穿，从而可实现对岩石的破坏和碎裂，如何利用该技术疏通煤岩缝网系统是值得关注的问题。将重复脉冲强冲击波应用于煤储层改造，结合试井解释方法进行效果评价，研究其在增加煤岩基质渗透性、沟通煤岩裂缝系统及辅助压裂增产效果方面的作用。现场试验表明，重复脉冲强冲击波作业对增加煤岩渗透性、沟通压裂裂缝具有积极作用，可为煤储层改造技术改进提供新思路。