2000年以来，我国油气勘探开发工作取得了长足进步，天然气获得了快速发展、非常规油气实现了规模开发、陆上西部和海域油气增储上产水平进一步提升，以上4个领域大发展使我国油气勘探开发战略格局发生了显著变化，新时代基本形成了“油气并举”“常非并进”“东西联动”和“陆海统筹”的油气勘探开发战略新格局。基于不同勘探阶段储量发现规律和生命旋回等多种方法获得的储量、产量预测数据的初步判断，2035年以前，中国现有油气勘探开发格局将愈加凸显并有望实现“三大超越”，即天然气产量（油当量）将超过石油、非常规天然气产量增量将超过常规气、陆上西部和海域石油产量将先后超过东部地区。其中，我国石油年产量将在较长时期内稳定在2×10⁸t左右，有望形成东部、西部和海域“三足鼎立”的石油勘探开发格局；天然气年产量继续保持较快增长，可达3100×10⁸m³左右，将进一步确立“西部为主，海域和东部补充”的天然气勘探开发格局。建议强化国家“稳油增气”战略，大力发展天然气，加快向绿色低碳能源转型；加大对页岩油气、煤层气等非常规资源的政策支持力度，促进规模效益开发；加强陆上西部深层和海域深水等新领域风险勘探和技术攻关，为2035年我国基本实现现代化远景目标提供强有力的油气安全保障。

面对丰富的煤层气资源，经过30多年的勘探开发，中国煤层气开发已经走向规模化发展的道路，但总体进展较为缓慢，产销量与资源总量总体不相匹配。文章系统梳理中国煤层气发展历史、政策扶持和产业现状，分析煤层气产业发展面临的问题及原因，并在此基础上提出了中国煤层气业务可持续发展的技术对策及管理措施与建议。研究结果表明：(1)中国煤层气资源研究精细程度不足；(2)基础理论研究及现场先导性试验工作缺乏；(3)企业管理模式不完善，勘探投入不足，缺少足量专业技术人员。针对这些问题提出了三大关键性技术对策：(1)加强资源有效性地质研究；(2)强化技术攻关和综合配套集成；(3)优选适应性的开发模式和现场实施方案。同时，结合近年来的政策法规和企业发展现状，给出了三方面管理措施与建议：(1)做好现有政策的落实和管理；(2)强化企业内部的综合管理；(3)转变对煤层气开发效益的认识，促进煤层气产业真正成为国民经济重要的补充能源。通过采取以上措施，将有可能破解中国煤层气开发的技术难题，推进煤层气业务高质量发展。

鄂尔多斯盆地是我国第二大沉积盆地, 油气资源丰富, 勘探前景广阔, 是我国近20年来石油天然气储量、产量增长最快的盆地，目前已成为我国第一大油气生产盆地和第一大天然气产区。长庆油田通过50多年的攻关研究,创新发展了“陆相淡水湖盆页岩油、内陆坳陷湖盆大型三角洲、侏罗系古地貌油藏群、陆相致密砂岩气、奥陶系岩溶古地貌天然气”等5 项油气地质认识，形成了“黄土塬三维地震勘探、低渗透致密油气层测井识别与评价、低渗—致密储层体积压裂”等三大技术系列，发现了4个10亿吨级大油区和3个万亿立方米大气区，为保障国家能源资源安全做出重要贡献，同时对国内外其他类似盆地的勘探提供了重要经验与借鉴。

顺北地区区域断裂体系具有“东西分区”的特点，作为东西部断裂体系之间起转换作用的顺北1号、顺北5号断裂带，北东向顺北1号断裂带平面以拉分段、平移段为主，单井控制规模大；北西向顺北5号断裂带为南北对接形成，其中北段北西向断裂带平面以挤压为主，单井控制规模相对较小。通过对北东向断裂体系顺北4号、顺北8号、顺北12号断裂带解析，认为其平面具有典型“三段式”分段特征，断裂活动强度大，储集体整体规模可能较大，同时其走向与现今区域主应力方向一致，其分段内部储集体连通性好，且东部发育盆地—中外缓坡相原地优质烃源岩，相比北西向断裂体系，其成储与成藏条件更为优越。基于上述认识优选部署顺北42X井、顺北41X井、顺北8X井，测试均获千吨（油当量）高产油气流，新发现一个4～5亿吨级（油当量）资源阵地，进一步证实北东向走滑断裂体系储集体规模大，成藏条件优越，走滑断裂带具有“控储、控圈、控运、控藏、控富”五位一体特征，对中国海相碳酸盐岩走滑断裂带评价具有借鉴意义。

鄂尔多斯盆地东缘晋西挠褶带一直以煤层气勘探为主，由于成藏特征认识不清，致密气勘探鲜有重大突破。2013年，中国海油大胆由煤层气勘探转向致密气勘探，通过系统总结晋西挠褶带北段致密气成藏条件及气藏特征，揭示了其选择性差异富集成藏规律，指出了有利区并获得储量发现。研究结果表明（1）临兴—神府气田产层为石炭系本溪组、二叠系太原组、石盒子组，为典型致密砂岩气藏；（2）煤系地层是主要烃源岩，CH₄平均含量为95%，不含H₂S；（3）气藏埋深为1300～2200m，压力系数为0.85～1.01；（4）储层为大面积分布的三角洲砂岩和障壁沙坝砂岩，前者平均孔隙度为8.8%、渗透率为1.10mD，孔喉半径多小于1.5μm，后者平均孔隙度为7.6%、渗透率为0.59mD，孔喉半径多小于1.1μm；（5）受东部离石走滑断裂带和南部紫金山火山热活动影响，断裂发育具东强西弱、南强北弱的特征，且南部受火山热活动影响，生烃强度高，向北逐渐降低；（6）晚侏罗世生烃后经历3 期构造活动，天然以垂向运聚成藏为主，南部临兴区块以源内、近源、远源立体成藏为主，北部神府区块以源内成藏为主，近源成藏为辅，气藏规模相对较小；（7）创新形成3套勘探关键技术，为致密气的勘探开发提供了技术保障。在以上认识和技术指导下，2021年中国海油在临兴—神府区块探明天然气地质储量1010×10⁸m³，随着自南向北滚动，该区域有可能再次新增千亿立方米储量。

鄂尔多斯盆地西南缘彬长区块构造特征相对复杂，2020年中国石化在该区块部署的风险探井长探1井在上古生界上石盒子组试获工业气流，标志着盆地南缘上古生界天然气取得新层系突破，随后又有多口井在上石盒子组、下石盒子组、山西组多层试获工业气流或钻遇良好显示，表明盆地南部物源体系中构造复杂带与盆地内部陇东地区不同，上古生界呈现出多层含气。为查明盆地南缘上古生界天然气成藏模式，完善和丰富盆地南部上古生界物源体系成藏认识，通过岩性录井及地层测试、色谱—质谱分析、测井解释、地震解释及属性分析、区域地质类比等技术手段，系统开展了盆地南部彬长区块构造演化及断裂活动、上古生界煤系烃源岩特征、沉积相及储层分布、区域保存条件及天然气输导特征等成藏条件研究。研究结果表明，盆地南部上古生界具备天然气富集成藏的有利地质条件，天然气成藏表现为“多层叠置、断裂输导、下生上储、立体成藏”模式，优质储层分布及高角度断层输导两个关键因素共同决定了盆地南缘天然气富集；大型三角洲砂体厚度大、物性较好，高角度断层输导成藏的区域是下步有利的天然气勘探方向。

位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西南缘的宁古3井在二叠系太原组含铝岩系天然气勘探中获得重大突破，发现了新的气藏类型，改变了长期以来对含铝岩系不能形成有效储层的传统地质认识。为进一步评价含铝岩系勘探潜力，寻求规模资源发现，开展了含铝岩系储集性、含气性及天然气成藏特征研究。通过区域地质背景分析，利用钻井、录井、测井和分析测试资料，对宁古3井太原组含铝岩系成藏条件进行研究，探讨天然气成藏模式。研究结果表明，太原组含铝岩系由铝土岩、铝土质泥岩、砂岩、凝灰岩薄互层构成，受沉积作用和构造作用双重控制，发育孔隙—裂缝型储层，储集空间主要为残余粒间孔、粒间溶孔、晶间孔和微裂缝；其与二叠系煤系烃源岩互层共生或直接接触，形成源内自生自储式成藏组合；受印支期—燕山期构造活动影响，断层—裂缝发育，有效改善储层输导油气能力，“源、储、缝”耦合关系是成藏的关键。宁古3井的成功勘探，拓展了鄂尔多斯盆地天然气勘探领域，展示了含铝岩系具备规模储量发现的潜力及广阔的勘探前景。

为了有效解决传统油气发现成本评价方法无法确切反映石油预探、天然气勘探等不同类别油气勘探成效的问题，基于不同勘探类别的油气发现成本评价方法被提出。该方法提出了基于不同勘探类别的共有6类12项参数的勘探成效权衡指标体系。通过升级系数回归分析，建立了石油天然气控制储量、预测储量与探明储量的关系模型，构建了勘探权衡储量序列。基于勘探权衡储量序列及投资历史数据，建立勘探权衡发现成本序列。该方法可消除勘探节奏的随机波动和勘探发现的间隔性、滞后性影响，为合理评价各勘探类别油气发现成本提供解决方案。不同勘探类别油气发现成本评价方法可应用于勘探计划的精细编制，按照勘探类别进行从储量任务到投资的快速部署，实现不同类别勘探投资的合理优化配置，为石油公司应对低油价环境提供勘探决策技术支持。

渤海油田隐蔽油气藏勘探集中于辽中凹陷东营组湖底扇，不同构造区带湖底扇勘探成效差异很大。通过对辽中凹陷构造格架、沉积体系特征的对比研究，结合已钻湖底扇油气藏分布规律，认为深层汇聚能力、区域泥岩盖层厚度和烃源超压三大主控因素决定了湖底扇油气富集的程度，特别是深部结构特征形成的汇聚脊对他源型湖底扇高丰度油气藏形成具有至关重要的作用。据此将辽中凹陷东营组湖底扇成藏分为“汇聚脊—断层”“输导脊—断层”“烃源岩—断层”3种运移模式。辽中凹陷南洼凹陷区发育反转型汇聚脊，中洼西斜坡带发育断隆型汇聚脊，是寻找高丰度湖底扇油气藏的有利区带。上述运移模式的建立对他源成藏层系勘探具有一定的借鉴意义。

东地中海油气资源丰富、勘探程度低，是近年全球深水油气勘探热点地区之一。东地中海深水油气富集条件研究对该地区油气勘探选区选带具有指导意义。基于国际油气商业数据库和地质地球物理资料，应用石油地质综合研究方法，对东地中海构造沉积演化、油气地质条件、储盖组合及成藏特征进行分析，进而探讨深水油气富集条件及未来勘探方向。研究结果表明，东地中海发育中新统生物礁灰岩+盐岩、中新统浊积砂岩+盐岩主力储盖组合及白垩系浊积砂岩+泥页岩、侏罗系生物礁灰岩+泥灰岩推测储盖组合。厚层渐新统—中新统海相烃源岩、优质中新统盆底扇浊积砂岩和生物礁灰岩储层、区域性盐岩盖层及构造反转期发育的大型构造圈闭控制了东地中海深水油气富集。未来应重点关注黎凡特盆地深水区中新统浊积砂岩领域和埃拉托色尼台地周缘中新统生物礁灰岩领域，深入探索希罗多德盆地深水区中新统浊积砂岩领域和黎凡特盆地中生界深层领域。

水平井分段压裂已经成为致密气储层开发的重要方式，但由于致密气储层非均质性强，各段产能贡献差异大，有效识别水平段甜点位置，针对性优化压裂规模，成为提高压裂产能的关键。根据6口水平井57个压裂段微地震向量扫描监测结果，识别出压裂期间72处有效破裂位置。将这些点的测井、录井参数进行关联度分析，结果表明全烃和钻时对破裂位置的表征最为显著。因此利用全烃和钻时建立了水平井甜点段位置（易破裂位置）表征参数K tr的计算公式。应用结果表明：在S-13H井的K tr值异常段监测到的微地震事件明显多于其他段，表明起裂裂缝多；识别出的3个甜点发育段的产能贡献占90%以上；在其他未监测的5口水平井的产能与通过K tr值识别出的甜点段呈现较好的对应关系。通过验证，K tr法能准确识别出水平段甜点位置，对水平井选择性分段压裂和工艺优化具有指导意义。

塔里木盆地台盆区下寒武统肖尔布拉克组、震旦系奇格布拉克组白云岩储层发育，靠近下寒武统玉尔吐斯组烃源岩，有利勘探面积为27500km²，勘探前景广阔。该区域从上到下地层岩性差别大，部分地层断裂发育、压力系统复杂，火成岩发育、地层可钻性差。复杂的地质条件及超高压超高温等难题给钻井工程带来巨大挑战。通过开展基于地质工程一体化的井身结构设计方法研究，形成了适合于超深井钻探的井身结构系列；开展特殊岩性地层岩石力学特征研究，结合地层破岩特征形成了个性化钻头设计及优选技术；基于钻井工程参数最优破岩规律，形成了水力参数和机械参数优化设计技术，同时基于地层岩性特征和井壁稳定分析结果，配套完善了钻井技术。目前，塔里木油田已经形成超8000m超深井钻探配套技术，同时具备9000m的钻探能力，完成了轮探1井的钻探，为有效推进塔里木盆地深部层系勘探进程、寻找油气增储上产接替区提供有力支撑。

微生物油气检测技术通过采集地表土壤或海底表层沉积物样品，使用微生物学方法和地球化学方法检测样品中专属微生物的数量和群落结构，预测地下油气藏的存在、分布，具有多解性小、快捷、经济等特点。近年来通过持续研发，微生物现场快速检测技术、环境校正技术等关键技术取得重要进展，提高了技术的预测精度、可靠性和工作效率。新技术在准噶尔盆地深层构造、火山岩、岩性油气藏等多个领域得到应用，成功预测了GT1井、CT1井等多口风险探井的含油气性，为复杂地质和地表条件下的新区含油气性快速评价提供了新的方法和模式，在准噶尔盆地南缘下组合构造、西北缘石炭系火山岩、东部侏罗系和二叠系岩性油气藏勘探中具有广阔的应用前景，但技术的运用应避开基岩出露区、流沙区、轻烃缺失的稠油油藏等区域，在判断油气藏深度和层位方面也存在不足。