近期中国石油风险探井康探1 井在二叠系两层连获百吨高产，实现了准噶尔盆地阜康凹陷斜坡区岩性油 气藏的重大突破。为评价阜康凹陷勘探前景，基于康探1 井钻探认识，系统梳理和总结阜康凹陷大油区有利成藏条件， 指明下一步勘探方向。研究表明，阜康凹陷发育石炭系和二叠系两套规模有效烃源岩；受古地貌控制，在斜坡区和凹 陷区发育中、上二叠统两套规模储集体，分布格局相似，厚度大，具备形成大型岩性地层油气藏的条件；烃源岩演化 与构造演化时空匹配，晚期上倾方向封堵条件的形成造就了两期油气的差异聚集和有序分布，凹陷区为晚期油气规模 勘探领域。阜康凹陷坡下三大凹槽区是有利的勘探方向，展现了斜坡区和凹陷区岩性油藏规模勘探潜力。

潜山已成为中国海域油气勘探的一个重要领域，并且向大于3500m 的深埋潜山拓展。渤中19-6 单层 太古宇变质岩潜山大气田发现之后，多层结构的潜山成藏潜力大小成为急需解决的瓶颈。通过钻井、地震资料和地球 化学数据，开展区域地质构造演化研究及成藏条件分析，结果表明：基于成山成储受控于区域构造活动及其相关的裂 缝作用的认识，获得了渤中13-2 油气田勘探发现（探明地质储量亿吨级油气当量），证实多层结构潜山的太古宇变 质花岗岩具有极好的成藏条件；通过进一步对渤中13-2 油气田的成藏要素分析及其与渤中19-6 大气田的对比表明， 多期立体网状裂缝及其与供烃窗口的连通性是潜山成储—成藏的关键，与断裂伴生的“短轴状不连续反射”可以作为 太古宇潜山优质储层的识别标志；超压宽窗供烃—多元联合输导驱动了双层结构潜山成藏，网状连通的孔—缝体系为 油气在潜山内部的运移聚集提供了有效空间。渤中13-2 双层结构潜山油气发现，再次证实了裂缝为主导的非沉积岩 潜山勘探思路，对中国海域潜山勘探具有重要的指导意义。

2021年1月，在四川盆地涪陵北部拔山寺向斜针对侏罗系凉高山组实施的第一口页岩油气探井——泰 页1井，通过水平井钻井及分段压裂测试，试获日产气7.5×104m3、日产油9.8m3，实现了侏罗系凉高山组湖相页岩 油气新层系勘探重大突破。基于泰页1 井的钻探成果，系统分析了涪陵北部地区凉高山组湖相页岩油气成藏条件 和富集规律。研究表明：泰页1 井突破层系为凉高山组二段（凉二段）半深湖相富有机质泥页岩，其中④小层厚 度约为25.2m，TOC 均值大于1.5%，有机质类型以Ⅱ型为主，R o 为1.25%～1.45%，孔隙度平均为3.52%，以 无机孔（黏土矿物层间孔、粒间孔、粒内孔等）为主，仅局部发育有机质孔，孔隙类型以介孔（孔径为2～50nm） 和大孔（孔径>50nm）为主，含气量约为1.81m3/t，相对于其他小层而言，④小层泥页岩连续厚度最大、TOC 和孔 隙度最高、含气性最好，为自生自储的“纯页岩型”页岩油气藏；涪陵北部地区半深湖相优质页岩分布广泛，有利于 页岩油气富集，其中保存条件好、地层高压、微裂缝发育区有利于页岩油气高产；探索形成了以“少段多簇+ 暂堵 转向+ 大排量+ 中粗砂强加砂”为主要特点的体积压裂关键技术，可实现陆相页岩的有效改造。泰页1 井的突破对 于中国湖相页岩油气的商业开发具有重要意义。

鄂尔多斯盆地奥陶系海相页岩气具有独特的地质特征，客观评价泥页岩生烃能力及储集性能，预测甜 点分布，可为盆地海相页岩气勘探提供指导。基于沉积古底形、构造—沉积演化的研究，提出了盆地西部奥陶系乌拉 力克组为“坡上有洼、西深东浅”的沉积格局，发育深水斜坡相—广海陆棚相—盆地相沉积体系，明确了乌拉力克组页岩 气整体具有“低丰度、低含气量、低孔隙度、低压”“高成熟度、高脆性、高渗透率”“埋深大”的特征，虽然烃源 岩有机碳含量较低，但可有效生烃，并在局部形成富集，有别于四川盆地高丰度页岩气。通过开展测井—地质一体化 研究，形成了盆地西部海相页岩气特有的中子—电阻率综合指数甜点预测技术，指出纵向甜点发育在乌拉力克组底部 20～30m 范围内，厚度为3～5m。明确了盆地西部中北段为勘探重点区，并落实4 个甜点区。在压裂工艺方面开展 气体增能压裂试验，有效提升了地层压力，结合地质甜点优选，解决了“低压、低丰度”的缺陷，实现了海相页岩气 领域的勘探突破，对鄂尔多斯盆地天然气勘探领域接替具有重要意义。

近年来，国家放宽油气勘查开采限制，实行更加严格的区块退出机制，推行竞争性出让，培育多元市场 主体，国有油企面临更大的外部竞争压力和内部改革压力。深入了解油气资源改革动向，深刻剖析存在问题与挑战， 对于国有油企改革管理，发挥自身优势，实现高质量发展意义重大。在系统梳理新中国成立以来我国油气资源管理历 程、明确改革方向的基础上，详细论述了中国石油主动适应改革，创新管理实践，探索形成的矿储与部署联动、矿储 内部动态配置、新区评价与竞争获取、有效增储、储量价值评估和对外合作等六大机制，并基于国有油企实践，研究 提出矿权退减需突出鼓励勘探发现原则、完善出让区块选区划设机制、完善储量动态管理与探采合一管理、构建油气 资源储量市场服务体系、给予国有油企制度性安排等5 点建议，以更好地助力国内油气业务发展，保障国家能源安全。

地震检波器是获取大地振动信号的传感器, 也是油气地震勘探关键设备之一, 直接关系到地震资料品质 的优劣。因受装备制造技术和地表条件的限制, 自模拟地震到数字地震以来, 地球物理工作者为了追求高信噪比的地 震资料, 一直采取多检波器组合的理念和方法获取可连续追踪的地震同相轴, 以解决构造勘探问题。然而，随着油气 勘探目标由构造圈闭向地层—岩性圈闭、碳酸盐岩、致密油气等隐蔽性目标转移，对地震资料保真度和分辨率提出更 高要求。如何确保所采集的地震信号具有高保真性和较高分辨率及信噪比，地震检波器的选择是不可回避的话题。单 点检波器地震采集技术因其有利于提高保真度、分辨率和成像精度而备受关注，但单点接收的单炮资料信噪比低、能 量较弱，该项技术并未被大面积应用。中国石油天然气股份有限公司（简称中国石油）自2010 年开始，在平原、沙漠、 山地、黄土山地等不同地表开展了先导性试验，采用高灵敏度宽频单点检波器和提高检波器耦合质量等措施，单炮能 量已基本上达到了堆放的组合检波器水平，记录的数据信息更加丰富，在静校正、提高分辨率和成像精度等地震处理 过程中显现出明显的优势，已成为高精度勘探和降低野外劳动强度的关键技术。推广应用单点高密度地震技术的条件 已经成熟，该技术具有广泛的适应性，应优选检波器和加强野外质量管理，全面推广应用单点检波器地震技术应用， 迎接全波地震勘探时代的到来。

断—砂配置输导体系作为油气运移的主要通道，控制着油气的分布。为厘清留楚地区东二段、东三段油 气分布规律，基于三维地震资料及钻井资料，刻画断裂优势输导通道和连通砂体分布，通过东二段、东三段断—砂配 置输导体系与下伏沙一段烃源岩之间关系，结合东二段、东三段油气分布，研究留楚地区东二段、东三段断—砂配置 输导油气能力及其与油气聚集关系。研究结果表明：留楚地区东二段、东三段输导断裂两侧发育大量砂体，只有输导断 裂与连通砂体配置合适，才可形成沙一段烃源岩向东二段、东三段储层运移的断—砂配置输导体系。留楚地区东二段、 东三段强输导油气能力断—砂配置输导体系发育，主要分布在其北部地区；其次为弱输导油气能力断—砂配置输导体系， 主要分布在其东南部地区；中等输导油气能力断—砂配置输导体系最不发育，仅分布在其中部及东、西边部地区。

针对羊塔11井区白垩系亚格列木组物源问题，结合岩石学、阴极发光矿物学，以及地震资料属性分析技术， 综合分析明确了物源方向，完成了沉积相划分。对羊塔11井区白垩系岩石组分及阴极发光特征分析发现，羊塔11井亚 格列木组岩屑存在大量花岗结构，石英阴极发光以紫色为主，钾长石阴极发光以亮蓝色为主，与齐满1井变质花岗岩 阴极发光特征一致，有别于温参1井变质岩、英买35-1井玄武岩阴极发光特征。综合分析认为，羊塔11井区亚格 列木组物源主要来自塔北隆起轮台凸起古元古界变质花岗岩地层。对羊塔11井区进行地震属性分析，进一步明确了 砂体东西向的空间展布特征，最终完成该区辫状河三角洲沉积相划分。

伊陕斜坡东南部延长油区的探明地质储量虽然平面动用程度总体较高，但仍有2.7×108t 探明地质储量 未得到有效动用，主要分布在延长组长2 和长6 两个主力油层，分别占34.4% 和41.4%。为合理有序建产、提高探 明地质储量动用率，以延长油区探明未动用地质储量为研究对象，分析探明未动用地质储量的平面和纵向分布规律及 未动用原因，厘清地质条件、落实地面条件或环保允许的探明地质储量分布和规模，并针对性提出探明未动用地质储 量高效开发对策、动用程序和技术攻关方向。研究表明，延长油区探明未动用地质储量可分为近期已规划动用储量、 暂时不可动用储量和长期不可动用储量三大类，通过实施相应的技术对策和进一步研究攻关，预计可增加探明动用地 质储量20237.59×104t，新建原油产能（107～155）×104t/a，将为应对低油价、实现油田高效开发、保持长期稳产 做出积极贡献。

珠江口盆地惠州凹陷珠江组和珠海组沉积时期，由于母岩类型和沉积环境等因素的影响，目的层发育多 种类型中低渗砂岩储层，不同类型砂岩储层的孔隙结构、渗流性能和岩电规律差异显著，传统分区分层位建模的方法 存在模型选择针对性不强、解释精度偏低等生产难题。为提高储层参数解释精度，文章从岩石物理相分类入手，基于 岩心资料优选粒度均值、矿物含量、孔隙度、渗透率和孔隙结构特征参数表征储层的岩石物理特征，将储层分为长石 石英中—细砂岩相、含黏土长石石英细砂岩相、含黏土长石石英粉砂岩相及钙质石英中—细砂岩相4 类岩石物理相。 进一步根据不同岩石物理相的测井响应特征提取敏感曲线，用判别分析方法建立不同类型岩石物理相的测井识别标准。 在此基础上，利用实验数据刻度建立每一类岩石物理相的储层参数精细解释模型。实际应用效果表明，基于岩石物理 相分类的方法，孔隙度、渗透率及含水饱和度的计算精度较传统方法得到明显提高，满足储量计算的要求，新井的测 井解释结论与DST 测试结果吻合良好。

平台井组式开发已成为页岩气开发的主要模式，依托科技攻关与现场试验，川南地区实现了埋深3500m 以浅资源的规模开发。为提高整体开发效益，开展了缩短水平井巷道间距、提高压裂改造强度等开发技术政策调整， 实施期间压裂井间干扰频繁发生。通过建立同平台压裂生产同步作业压力传导模型，厘清了井间干扰影响因素：①天 然裂缝发育程度；②水平井巷道间距；③分段簇间距；④压裂施工参数；⑤水力裂缝形态。基于地质工程一体化开发 理念，提出了压裂井间干扰防控技术措施，取得了较为显著的效果，为后期的深化研究与开发技术政策调整提供了 支撑。

人工智能技术在测井解释中的应用由来已久，但单方法应用研究多，系统集成应用少。当今云计算、大 数据和人工智能技术的规模应用，再次推动了测井解释智能化发展。以多学科数据融合的数据湖为基础，在专业软件 的基础上进行智能解释模块开发，将测井智能解释引入到传统的解释流程中，辅助测井分析人员快速挖掘隐藏的高价 值信息。利用大数据治理工具将数据湖连接到智能模型，实现大数据与智能算法融合。通过系统开发实现基于大数据 的智能解释模型和传统专业软件的集成，搭建基于地质图件导航的测井智能解释环境，形成地质、油藏背景下的智能 化测井解释工作模式，增强测井评价复杂储层的能力，提高工作效率。

渤中34-9 油田裂缝性地层井漏频次高、漏失规模大，严重影响油田开发进度和成本。基于渤中34-9 油田井漏特征、漏失通道类型、成因和井漏动力学机制分析了渤中34-9 油田裂缝性地层井漏机理，提出了地层弱面 结构发育是井漏的必要条件、正压差是井漏的主要动力、井漏是过平衡钻井条件下井筒压力—应力—应变再平衡的结 果，并针对性配套相应的防漏措施。实践表明，控制井底压差是预防裂缝性地层井漏的有效措施之一，建议在工程施 工过程中将存在弱面结构的地层视为非均质模型处理，以实际弱面结构的承压能力和应力敏感性为约束，优化井身结 构、钻井液参数和钻井参数，提前避漏、防漏。