超深层碳酸盐岩储层非均质性强，其内部结构受地震资料精度限制，规模储层预测和分布认识存在难度。选取顺北中部北东向断裂体系的顺北4号断裂带为研究对象，开展断裂构造破碎成储物理模拟实验、井震精细标定、模型正演、储集体表征、储集体地质模型研究，提出断裂面附近发育多个由空腔、裂缝带组成的多组缝洞集合体，建立了走滑断裂栅状储集体结构模式，阐明走滑断裂栅状储集体的成因机制与主控因素，构建了断裂带规模储集体 “一体多栅”结构模型，形成了断控储集体空间定位与“一井多控、一井一靶、一井多靶”分类井轨迹设计方案。成果应用指导了顺北4号、顺北8号断裂带钻井轨迹设计，实现了断控缝洞型复杂油气藏的“少井高产”，新增一个百万吨产能新阵地，对我国其他盆地超深层断控型油气藏的勘探具有一定指导与借鉴意义。

胜利油田低渗致密油藏资源丰富，类型多样，以砂砾岩、浊积岩和滩坝砂油藏为主，油藏特征复杂，工程提速提效难度大，急需建立地质工程一体化规模效益建产模式。胜利油田通过工作理念、运行机制和关键技术的创新突破，聚焦各专业的技术瓶颈及交叉融合点，开展地震—地质—油藏—工程一体化的多专业协同攻关，夯实地质综合研究基础，强化多专业的融合，打造一体化协同决策支持平台，通过钻前预测、钻中监测、钻后评价，形成贯穿方案优化设计及实施全过程的地质工程一体化技术，实现了观念、责任、流程、运行、技术和平台6 个方面的一体化整合，达到提高精度、提高时效、提高产能、降低桶油成本的目的。胜利油田地质工程一体化技术实现了不同油藏类型未动储量的有效动用。高精度一体化油藏模型的动态更新和多专业协同决策支持系统的构建是地质工程一体化持续发展的关键。

经济可采储量是石油公司的核心资产。通过对比2005年底和2020年底中国累计探明油气储量，展示了各类储量增长态势。运用储量产量增幅、经济采收率、经济储采比、采出程度、采油（气）速度等指标系统分析探明已开发储量的累计特征，揭示了油气探明储量“四降二升”的趋势，指出原油储采比出现“剪刀差”、气层气储量寿命明显下降和增产乏力，提出了国家天然气能源发展的储采比“红线”。分析探明未开发储量状况，指出油气探明未开发储量存在规模大、占比高、增量大、增幅较快、品质较差、开发所需年限过长、储量资产规模大等特点。基于我国探明储量总体趋于劣质化的认识，提出持续加大油气效益勘探、把好经济可采储量新增入口、加快利用探明未开发储量、强化储量动态管理等建议。加强油气探明经济可采储量序列分析，不断深化特征研究，对建立以经济可采储量为核心的储量资产管理体系、夯实中国石油公司可持续发展基础等有重要作用。

2017年以来，中国石油主动适应国家油气改革新形势，切实加强优质矿权内部勘探开发突破、资源探明和储量动用，为保障国家能源安全贡献力量。基于不同阶段的矿权政策，设定流转目标，制定流转原则和流转方案，创新实施了3批矿权内部流转与优化配置，共35个区块，总面积达11.7×104km2。取得了3项重大突破、3项重要发现和5项重要勘探新进展，有效动用了一批储量，建立并完善了矿权内部流转管理机制，进一步激发了勘探活力，盘活了矿权资源，为加快资源探明、缓解东西部发展不平衡、扶持部分企业扭亏脱困、实现可持续高质量发展奠定了坚实基础。研究表明，矿权内部流转与优化配置是实现勘探快速突破、加快资源探明、保护优质矿权的有效途径之一，4项成功经验与启示可复制推广：一是科学有效的管理体系是矿权流转工作的重要保障；二是积极转变勘探思路是勘探取得快速突破的关键；三是合理调配资源是缓解老油田资源接替困境和扭亏脱困的有效途径；四是落实“油公司管理模式”改革是配置区块高效勘探、效益开发的有效手段。

位于塔里木盆地阿瓦提凹陷—满加尔凹陷过渡带的富东1井在奥陶系鹰山组2段台缘高能滩获得重大突破，对碳酸盐岩内幕区成藏具有重要意义。通过对富东1井成藏条件、储层特征、油气来源的深入研究，明确了富满油田东部深层寒武系玉尔吐斯组供烃、台缘高能滩成储、上覆致密碳酸盐岩成盖的生储盖组合，并建立了“寒武系供烃、次级网状断裂沟通油源、纵向输导、断控台缘高能滩复合油气成藏”新模式。富东1井的成功钻探，证实了台缘高能滩叠合次级网状断裂改造具备成储成藏能力，突破了早期认为的8000m以下超深层碳酸盐岩高能滩的勘探禁区，拓展了断控碳酸盐岩油气藏模式。同时，也是以台缘高能滩体+次级网状断裂油气藏为勘探思路的成功实践，打开了轮南—富满台缘带勘探新局面，有望引领塔里木盆地超深层复杂海相碳酸盐岩的勘探。

目前川中古隆起规模性勘探发现主要集中在深部震旦系—寒武系的高能滩相，中部二叠系处于台内斜坡相，以低能环境为主，勘探未受重视。为了进一步落实川中地区中二叠统气藏富集规律，通过岩心描述、薄片分析、U—Pb 测年与印模法古地貌恢复等手段，开展岩相古地理、储层成因及成储模式与气藏特征分析，对全盆地茅口组二段（茅二段）进行了重新认识。结果表明：（1）四川盆地茅二段发育南带、中带与北带3个北西向古地貌高带，川中地区处于南部古地貌高带中南部，发育规模滩体；（2）茅二段古地貌高带控制了沉积期滩体分布以及准同生期的岩溶、白云岩化作用，据此构建了川中地区茅二段白云岩储层发育模式，认为川中地区茅二段发育大面积优质白云岩储层；（3）创新建立茅二段薄层白云岩地震预测技术，古地貌高带控制了茅二段优质白云岩储层分布与气藏的高产富集。新认识带来勘探领域新突破，指导部署的潼深4井等5口井试气获超百万立方米高产，实现了四川盆地茅二段台内天然气勘探的重大突破，提交探明储量超千亿立方米。目前，川中地区茅二段气藏已成为“十四五”期间提交天然气探明储量的重要领域。

四川盆地二叠系吴家坪组的页岩层普遍受沉积相变快、厚度薄、埋深大等地质条件的制约，非常规天然气勘探一直未有大的突破。2020年风险探井HY-1HF井在二叠系吴家坪组试获8.9×104m3/d工业气流，展现了川东红星地区二叠系吴家坪组页岩气良好的勘探潜力。为了厘清二叠系页岩气富集高产的主控因素及其对勘探的启示意义，对钻井、测井、地球化学分析等资料进行研究。结果表明，该地区吴家坪组二段整体发育深水陆棚相沉积，页岩储层具有机碳含量（TOC）高、孔隙度高、含气量高、碳酸盐含量高，以及页岩厚度薄（小于20m）的“四高一薄”特征，结合优良的顶底板封隔条件，是优质的深层海相页岩气勘探层系。通过有利区评价认为，川东龙驹坝、建南及三星区块为红星地区的有利勘探区。

银额盆地是国内勘探程度比较低的大型盆地之一，对盆地深层地震资料处理和解释结果的不同，导致盆地现今结构认识不清，制约了盆地油气勘探方向认识。通过已钻井解剖、地震资料重新处理、解释以及盆地构造变形分析，厘清地层时代归属问题，明确盆地深层现今结构特征和盆地类型，指出盆地油气勘探部署方向。研究认为，银额盆地中生界与前中生界不整合特征明显，表现为连续的较强能量的地震同相轴；前期认为不整合面之下呈水平连续地震反射特征的石炭系—二叠系实为多次波成像，认为石炭系—二叠系在中生界覆盖之下呈水平分布是不合理的；不整合面之上为中生代断陷盆地，主体白垩系各层段反射特征清晰；不整合之下前中生界（主体为石炭系—二叠系）表现为一系列冲断构造、复式褶皱，地震成像不连续，与地层产状有关，信噪比低。总体来看，银额盆地是发育在海西期造山带褶皱基底之上的中生代断陷盆地，前中生界发生强烈的褶皱变形和冲断构造，目前发现的油气主要来自白垩系，是油气勘探的主要层系。地质与地震相结合的分析方法有助于正确认识复杂盆地或盆地复杂区。

为进一步厘清准噶尔盆地阜康凹陷及周缘凸起区原油成因及其分布规律，基于最新烃源岩、原油有机地球化学和油气勘探资料，评价了各套烃源岩的地球化学特征，划分出4种成因原油类型，明确了原油与相应烃源岩的亲缘关系，查明了不同成因原油的空间分布。研究结果表明，Ⅰ类原油源自中二叠统芦草沟组烃源岩，主要分布在沙南、北三台、三台等油田和阜康凹陷深层二叠系—三叠系；Ⅱ类原油源自阜康凹陷下侏罗统八道湾组烃源岩，分布于沙北油田、阜北斜坡、阜东斜坡及该凹陷内侏罗系；Ⅲ类原油来自二叠系与侏罗系烃源岩的混合，分布于彩南油田、彩南西区块、北三台凸起西斜坡侏罗系; Ⅳ类原油源自石炭系松喀尔苏组B 段烃源岩，主要以出油点的形式分布于阜康凹陷与相邻凸起。阜康凹陷二叠系生成的油气聚集在自身及下三叠统相对优质储盖组合中，勘探潜力大。

有效预测油气勘探风险对优化油气勘探部署、提高钻探成功率及经济效益具有至关重要的意义。在分析油气勘探风险预测方法发展状况的基础上，提出基于贝叶斯网络的油气勘探风险预测方法，论述了石油地质问题向概率预测模型的转化过程，构建了AODE模型的算法和预测步骤。以准噶尔盆地腹部侏罗系三工河组为例，开展了油气成藏地质条件的定量评价，确定了供烃、储层、圈闭、盖层与保存4项主控地质参数，建立了由203口探井参数组成的数据集。五折交叉验证结果揭示：（1）4种贝叶斯网络（朴素贝叶斯分类器、树增强贝叶斯分类器、平均一阶依赖估计器和k 阶依赖贝叶斯分类器）的训练集判别正确率均大于85%，说明训练集参数分类有效；（2）测试集判别正确率均大于82%，说明预测成功率高。平均一阶依赖估计器模型的预测效果最好，准确率达到85.22%，因此采用该模型预测研究区油气勘探风险。结果揭示：平均一阶依赖估计器模型预测结果不仅在储量区内与勘探结果吻合度较高，而且在储量区外预测了3 类油气资源分布有利区。

针对中国陆相页岩油的岩性复杂、宏观结构类型多样、孔隙结构复杂以及含油特征复杂等基本地质特点与油藏特征，基于电成像、二维核磁共振、三分量感应和阵列声波等测井新技术资料的目标化处理成果所精细揭示的页岩油宏观结构特征与微观结构特征，提出了微观结构与宏观结构相融合的页岩油甜点评价新方法（简称“双结构甜点评价法”）。其技术内涵主要有：（1）基于图像边缘检测方法，建立了电成像测井评价地层宏观结构的处理技术及其处理参数的优选方法，并从测量原理、探测体积和井筒环境适用性等3个方面，系统剖析了电成像边缘检测法、三分量感应电各向异性法和阵列声波刚度法等3种宏观结构评价方法的适应性，进而提出优选应用方法；（2）基于典型区块页岩宏观结构特征的系统对比分析，并在岩心精细描述刻度下，建立了上述3种测井评价方法的宏观结构分类标准；（3）基于储层物性、含油性和脆性三要素的微观结构特征，提出了有利宏观结构优选方法。研究表明，松辽盆地古龙地区白垩系青山口组一段、鄂尔多斯盆地三叠系延长组长73亚段以及柴达木盆地英雄岭地区古近系下干柴沟组（E32）页岩油的甜点分别主要赋存在纹层状黏土质页岩、薄互层状硅质页岩和薄互层状灰云质页岩之中。

我国湖相碳酸盐岩储层分布广泛，具有极大的油气勘探前景。但该类储层陆源碎屑含量高、岩相种类多，导致岩相识别困难且严重制约了该领域勘探拓展和高效开发，这在埋藏深度普遍大于4000m的柴达木盆地英西地区古近系下干柴沟组上段（E₃²）尤为典型。以英西地区为例，充分利用区内大量岩心、薄片和实验分析资料，系统分析湖相碳酸盐岩岩相特征及测井响应特征，并建立了识别方法和图版。分析结果表明，英西地区E₃²发育颗粒灰云岩、泥晶灰云岩、纹层状灰云岩、泥质膏岩和灰云质泥岩等5种类型的岩相。基于测井响应特征分析，确定自然伽马、骨架密度、体积密度为岩相识别敏感参数，进而首次提出岩石结构因子(RFF ) 技术；利用计算得到的RFF参数，结合元素测井资料建立了岩相识别图版，将其应用于研究区48口井，在12口取心井中岩相解释平均符合率达到80.2%，应用效果较好。岩石结构因子技术提高了湖相碳酸盐岩岩相识别符合率，对研究储层分布规律、指导勘探开发具重要意义。