塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带克探1井在白垩系亚格列木组下段砂砾岩获得重大突破，实现了“克拉之下找克拉”的构想，对白垩系深层勘探具有重要意义。通过对克探1井成藏条件、储层特征、构造模型的深入研究，明确了克拉苏构造带侏罗系—三叠系供烃、白垩系亚格列木组裂缝型砂砾岩成储、上覆白垩系舒善河组泥岩成盖的生储盖组合，并建立了“下生上储、垂向输导、立体成藏”新模式。克探1井的成功钻探，证实了克拉苏构造带白垩系巴什基奇克组之下仍具备优越的储盖组合，并且越向深层靠近烃源岩，成藏条件越有利。同时亚格列木组断背斜圈闭成排成带，展示出巨大的勘探潜力，可形成新的天然气战略接替区。

渤海湾盆地保定凹陷早期以潜山和古近系深层为主力目的层进行勘探，历经近60年未获实质性发现。以一次三维地震采集和二维重新处理的地震资料为基础，整体认识地质结构，取得如下成果：一是古近纪早—中期（孔店组—沙河组二段沉积期），断陷活动西强东弱，湖盆浅且小；古近纪晚期（沙河组一段—东营组沉积期），断陷活动东强西弱，最大湖泛期为广湖盆沉积。二是沙一下亚段咸化湖富有机质藻源岩早期生烃、多期生烃，形成早熟油、低熟油。三是浅层东营组储盖组合好，是主力勘探层系。优选清苑构造带为突破口，构建“双向供烃、断砂输导、浅层富集”油气成藏模式，钻探G77X、BQ1X等预探井，在东营组获高产工业油流，保定凹陷获油气勘探突破，证实太行山前第一排凹陷浅层油气富集，对渤海湾盆地老油区勘探有借鉴意义。

随着勘探开发程度的日益提高，“深层—超深层能否突破”已成为制约中国东部老油区稳定发展的重要科学问题。矿权面积较小的辽河油田该问题尤其突出，对于湖盆狭长、资料品质较差的辽河坳陷深层难度极大。通过区域构造演化分析及生烃、成藏两大动力学研究，明确了辽河坳陷东部滩海成盆、成烃、成藏机制。原始湖盆为箕状结构，受其控制主力烃源岩具有“深、大、广”分布特征；深层发育干酪根热解、原油裂解两种成因的成熟—高成熟天然气，资源潜力大；沉积充填序列中的多套泥质岩类与早期走滑剪切断层双因素耦合造就深层—超深层为独立的“流体封存箱”，具有自生自储、旁生侧储两种运聚方式的成藏模式，具备大中型天然气田形成的有利地质条件。风险探井葵探1井取得勘探重大突破，对进一步深化辽河坳陷乃至断陷盆地深层—超深层油气勘探具有重大实践和成藏理论指导意义。

圈闭评价与管理是提高勘探决策效率与探井成功率的关键环节，高效规范的管理是连接圈闭评价与勘探部署的桥梁。通过调研国内外多家油公司圈闭分级评价和管理模式，结合中国油公司海外油气勘探圈闭评价实践，提出了一套符合国际惯例的圈闭分级评价与全周期管理模式。（1）根据控制圈闭的资料情况、认识程度、工程条件和经济性，将不同级别的圈闭划分为推测圈闭、潜在圈闭、证实圈闭和待钻圈闭4类，明确了各级圈闭的基本概念、分级界限、评价内容及管理要求；（2）建立了与4级圈闭相对应的圈闭待发现资源量分类体系，实现了不同级别圈闭待发现资源量的分类管理，丰富和发展了SPE—PRMS资源分级体系；（3）提出了圈闭全周期管理的目的、意义和内涵，明确了从推测圈闭到钻后评价全周期闭环管理的关键环节，对年度勘探计划或中长期规划制定具有重要的指导作用。通过圈闭分级评价与全周期管理模式的应用，清晰地展现了实现公司年度勘探增储目标和维持可持续发展所需的不同级别圈闭储备要求及不同勘探环节的工作目标，实现了各级圈闭动态管理和高效决策，具有较高的推广和应用价值。

苏里格气田勘探发现以后效益开发面临极大挑战，为吸收借鉴国际先进的开发技术和管理经验实现开发突破，确立了与法国道达尔公司共同开发、中方担任作业者的国际合作开发模式。10余年的合作开发实践表明，在相同的储层地质条件下国际合作区单井开发指标明显高于自主开发区，系统梳理关键开发技术并进行系统总结对提升自主开发区开发效果具有重要意义。与自主开发区追求规模效益与低成本控制的开发理念不同，国际合作区以经济效益、正现金流策略为目标，以风险控制为核心。经过多年集中攻关与实践检验，形成了三维地震—地质融合储层评价、网格分区棋盘丛式标准化井网部署、批量实施工厂化钻完井作业、TAP Lite分层压裂储层改造、适度放压间歇生产气井管理、速度管柱主导的措施增产6项关键核心特色开发技术，通过与自主开发区技术对比，落实了5项可供借鉴的特色开发技术，并总结了3条重要启示：（1）持续深化地质研究支撑高质量部署；（2）加强顶层优化设计支撑科学有序实施；（3）强化全过程管理与质量控制助推开发效果提升。国际合作区关键核心开发技术与重要经验的吸收借鉴可对致密气新区开发效果的提升提供有力支撑。

渤中34-9油田是截至2022年渤海已发现受火成岩影响最大的新生界砂岩油藏，在我国海上油田开发中尚属首次，火成岩精细识别以及火成岩对砂岩储层侧向封堵性研究对于油田高效实施至关重要。文章充分利用岩心、微观薄片、钻测井及正演模拟资料，精细表征不同火成岩相，建立渤海地区不同火成岩相识别模板。从岩石学特征和测井物性表征等方面开展火成岩封堵性评价，明确研究区主要发育岩性—构造油藏，火成岩对含油圈闭以分割和封堵作用为主，并针对性开展火成岩对砂岩储层封堵性研究，总结火成岩侧向封堵砂岩圈闭模式，提出有利挖潜区。研究表明，研究区主要发育火山通道相、侵入相和溢流相火成岩，明确研究区岩墙侧向封堵、层状火成岩岩体侧向封堵和层状火成岩岩体侧向不封堵3 种火成岩侧向封堵砂岩圈闭模式，其中前两种火成岩侧向封堵模式可作为良好的潜力评价区。油田78口开发井的成功实施，丰富了渤海地区火成岩发育区砂岩油藏勘探开发的技术手段，对渤海乃至国内外类似油田的勘探开发经验具有重要的指导意义。

昭通示范区太阳浅层页岩气田自规模开发以来，一直存在着较大井距、单一靶体的开发方式所带来的低储量动用率和低采收率的问题，同时也给后期井网加密或调整留下严重的工程隐患。为此，在太阳浅层页岩气田部署实施了TYH11井组小井距立体开发试验井组，以地质、钻井、压裂、试采资料为基础，以水力裂缝模拟和生产数值模拟为手段，对该井组开展“部署—钻井—压裂—排采—产能”全过程的评价。研究结果表明：太阳气田上奥陶统五峰组—下志留统龙一1亚段内Ⅰ+Ⅱ类储层均具有高产条件，具备纵向多靶体动用基础；形成了钻井、压裂、返排测试全过程的工程技术序列，可支撑小井距立体开发井组顺利实施；小井距立体开发方式有效提高储量动用率23.0%、提高采收率11.0%；天然裂缝沟通造成井组内部以及与邻井的压窜干扰，对老井产量造成较大负面影响；邻井组已生产老井周边地应力场变化会加剧井间干扰，建议新投井与老井至少保持380～500m井距。该研究成果为昭通示范区太阳气田浅层页岩气立体开发的推广应用、开发方案设计、开发政策制定和规模效益开发奠定了基础。

随着鄂尔多斯盆地西南缘彭阳地区三叠系延长组长8段油藏的发现，证实该区具有较大勘探潜力，但整体研究程度薄弱，其油水关系异常复杂、油气充注规律不明确。油气充注过程中形成的流体包裹体可为研究油气充注过程提供依据，通过系统的流体包裹体显微鉴定、均一温度测试和热动力学模拟等包裹体分析手段，结合颗粒荧光定量测试技术，探讨了盆缘长8段油气充注—调整的过程并比较了盆内外成藏差异性。结果表明: 研究区油气包裹体较为发育，原油成熟度不高，含油显示级别和今古含油饱和度均低于湖盆内部，整体充注强度较低。油气较大规模充注主要发生在早白垩世末期和晚白垩世早期，有限源储压差为研究区近源短距离运移提供了动力；但成藏动力不及盆内主体区块，限制了边缘地区油气富集饱满程度。同时，颗粒荧光定量分析（QGF）和颗粒萃取物荧光定量分析（QGF-E）得出的数据变化趋势不一致，指示了研究区古油水界面的位置变化或油藏遭受调整的特征。盆地西南缘断裂附近后期构造运动对油气藏的调整/破坏影响大，由此进一步减弱长8段油藏充注规模。深化研究盆缘油气的充注成藏规律和演化过程，对于认识不同构造背景下的低渗致密砂岩油气勘探潜力具有较强指导意义。

东营凹陷深层是以“红层”为典型特征的沙河街组四段下亚段（沙四下亚段）—孔店组，该套层系沉积厚度大、储量发现少，蕴含着极大的勘探潜力。综合深层烃源岩评价、高成熟油源对比及自源型油气成藏模式的系统分析，明确了深层沙四下亚段和孔店组二段（孔二段）两套烃源岩的基本特征，落实了深层的资源潜力，同时深入剖析关键成藏要素条件，建立了自源型差异油气成藏模式。研究表明，深层孔二段烃源岩有机质类型为Ⅱ₁—Ⅲ型，评价为过成熟中等烃源岩；沙四下亚段烃源岩有机质类型为Ⅰ—Ⅱ₁型，评价为成熟优质烃源岩。利用原型盆地的井—震追踪落实烃源岩展布，进而评价出深层资源量为11.35×10⁸t。同时，建立了两种自源型油气藏的差异成藏模式，一种是陡坡带沙四下亚段烃源岩直接对接深层砂砾岩储层，匹配形成凝析油气—常规油的纵向有序油气藏；另一种是南部斜坡带孔店组源内的“源—断—储—圈”差异油气运聚模式。分析认为，基于东营凹陷深层烃源岩品质与规模的深化认识，以及两种自源型油藏模式的认识可将勘探目的层至少下探1500m，初步估算新增圈闭资源量近2×10⁸t，东营凹陷深层自源型油藏预计在“十四五”期间迎来重大突破。

对毛塞几比盆地南部陆架边缘Z-1井与X-1井白垩系阿尔布阶、塞诺曼阶、土伦阶原油与烃源岩样品进行了系统的有机地球化学特征分析。Z-1井阿尔布阶烃源岩TOC平均为1.9%，I_H平均为283mg/g，R_o平均为0.88%；Z-1井塞诺曼阶烃源岩TOC平均为2.1%，I_H平均为456mg/g，R_o平均为0.81%；Z-1井土伦阶烃源岩TOC平均为3.4%，I_H平均为538mg/g，R_o平均为0.66%。X-1井阿尔布阶烃源岩TOC平均为1.3%，I_H平均为246mg/g，R_o平均为0.67%。根据原油与烃源岩样品的有机地球化学特征及沉积特征共划分出6类有机相，包括前三角洲贫氧腐殖有机相、三角洲前缘贫氧腐殖有机相、浅海贫氧腐泥—腐殖有机相、半深海厌氧腐泥有机相、半深海贫氧腐泥有机相、深海贫氧腐泥—腐殖有机相。通过有机相特征分析，建立了阿尔布阶、塞诺曼阶—土伦阶烃源岩发育模式，重点探讨有机质来源、古海洋生产力、水体氧化还原条件、沉积作用等因素对烃源岩发育的影响，明确了大洋缺氧事件为优质烃源岩发育的关键控制因素。从阿尔布期到土伦期，有机质从以陆源高等植物与海洋藻类混合来源为主向以海洋藻类来源为主过渡，海洋藻类丰度逐渐增加，古海洋生产力逐渐升高，微生物作用对有机质影响增强。阿尔布期到土伦期沉积环境发生明显变化，水体环境整体上还原性增强；在塞诺曼期—土伦期过渡阶段，水体含氧度快速下降，含盐度快速上升，可能与塞诺曼期—土伦期缺氧事件有关。研究成果明确了毛塞几比盆地白垩系海相烃源岩的有机相特征及其发育关键控制因素，对于落实烃源岩层系、圈定烃源岩分布、指导油气勘探具有重要意义。

随着火山岩油气藏勘探开发的持续推进，已证实在距离火山岩风化壳较深的“内幕”同样具有形成大规模油气藏的潜力，但由于其成储机理与风化壳储层截然不同，目前对火山岩内幕型储层特征、主控因素及分布规律的相关研究仍处于起步阶段。文章以准噶尔盆地滴南凸起滴水泉西断裂下盘为例，基于岩心薄片、物性、测井及地震资料，开展火山岩内幕型储层识别与深度划分、岩性岩相及物性特征分析，明确火山岩内幕型储层发育的主控因素。研究结果表明：（1）内幕型储层主要分布在不整合面以下250～600m的范围内。（2）有利岩相（岩性）主要为爆发相热基浪亚相（含角砾凝灰岩）、爆发相空落相亚相（凝灰岩质角砾岩）。（3）储集空间以溶蚀孔为主，其次为构造缝。（4）有利储层主要控制因素为古地貌、断裂分布、火山口分布、火山喷发期次等，具体表现为：火山口附近相对低洼的凹槽带是内幕型储层发育的有利场所；近火山口处及断裂附近内幕型储层相对发育；内幕型储层纵向分布受火山活动旋回的影响，上覆烃源岩层的火山岩内幕岩体更容易被改造为内幕型储层。

针对苏里格气田纵向多层系含气、横向储层非均质性强等地质特征，为充分挖潜老区剩余储量，确保气田高效稳产，2011年起，在苏里格气田开展侧钻水平井技术攻关和现场实践，剩余气刻画、地质选井、钻完井、储层改造、排水采气等配套技术逐步完善和提升，形成了一套成熟的苏里格致密砂岩气藏侧钻水平井开发技术。截止到2022年6月底，完钻57口井，平均水平段长度由初期的614.2m增加到753m，钻井周期由初期的63.7天缩短到35天，缩短45.1%，完井周期由91.5天缩短到52.6天，缩短42.5%，2021年首次实现套管完井和φ88.9mm套管桥塞分段压裂，成功率达100%；投产42口井，平均井口压力由9.4MPa增加到13.3MPa，首月平均单井日产量由2.0×10⁴m³增长到4.0×10⁴m³，内部收益率保持在8%以上，经济效益显著。下一步将针对降成本和提产量目标，围绕多元化设计、智能化发展、一体化协作、全生命周期管理等方向开展技术攻关。小井眼侧钻水平井技术为后期苏里格致密砂岩气效益开发提供了技术保障，也可为其他油气田高效动用剩余油气提供技术参考和解决思路。

潜山型油气藏是中国化石能源勘探的持续增长点，其极强的非均质性给优势储层空间展布规律研究带来较大困难。为统一表征不同类型潜山纵向分带，实现优势储层预测，从岩石物理角度出发，依据储层受地质作用改造程度，潜山型储层纵向上可以划分为强改造带、改造带和未改造带三大相带。在此基础上，基于潜山发育模式及沉积演化过程，进一步细分为风化破碎带、垂向连通带、过渡带、水平连通带和原生带5个亚带。在提炼归纳潜山型储层电性和孔隙特征差异的基础上，利用测井信息计算得到孔隙度谱峰表征系数、声法裂缝表征系数及综合表征系数，构建了潜山型储层纵向分带的测井表征方法。利用上述方法在新疆、南海等地区潜山型储层中建立了纵向分带测井划分标准，应用结果表明，风化破碎带、垂向连通带和水平连通带为优势储层发育区带，塔北地区优势储层发育区带的平面展布规律为自东北向西南方向风化破碎带厚度先增大后减小、垂向连通带厚度逐渐减小、水平连通带厚度逐渐增大。