深层、超深层和非常规成为我国油气勘探开发的重要增储上产领域，“十三五”以来，工程技术围绕“五油三气”六大盆地勘探开发重点和高温高压、窄密度窗口等钻井提速难点，通过持续攻关，取得了一大批技术成果。深井、超深井、非常规水平井钻完井关键技术快速发展，形成了以非常用井身结构优化、安全高效优快钻井、抗高温钻井液、精细控压钻完井、膨胀管等为核心的关键技术，成功实施了一批标志性超深井的钻探作业。研制了大功率顶驱、一体化地质导向系统、绿色经济储层改造等装备工具，研发了耐高温高性能井筒工作液、高效防漏堵漏材料等核心助剂，加快了非常规油气资源的低成本、规模效益开发。深井钻深能力突破9000m，水平井水平段长度突破5000m，一趟钻进尺最长3700m，部分指标比肩北美，助推了塔里木富满、四川双鱼石、大庆古龙等大型油气田的发现与开发，为提高油气资源开发力度和效益提供有力的工程技术支撑。随着油气勘探开发不断推进，钻井面临的工程地质风险、新的挑战仍然不断出现，还需进一步开展地层压力精确预测、井身结构优化拓展、井眼轨迹控制、抗高温工作液体系、高效破岩与提速工具、地质工程一体化等攻关研究，以实现钻井关键技术与装备的不断迭代升级，支撑深层、超深层、非常规油气资源高效勘探开发。

近年来，通过持续深化勘探，在我国东部陆上断陷盆地成熟探区实现了效益增储，并在新区带、新类型、新层系上不断有新的发现与拓展，页岩油正成为战略接替资源，但也面临着具有引领意义的发现少、发现后规模展开难度大、对关键勘探技术支撑的依赖显著增加、资源品质下降、勘探成效下降的高质量勘探压力。通过系统剖析中国石油化工股份有限公司（简称中国石化）所辖东部断陷盆地成熟探区勘探发展形势与勘探潜力，明确了勘探转型发展的主要方向及举措。中国石化东部断陷盆地成熟探区具有石油勘探发展的资源优势、理论技术优势，是持续增储的“压舱石”。勘探工作必须正视勘探的阶段性、长期性、多资源并存的客观特点，树立富油气盆地勘探无禁区的理念，解放思想、创新思路，以实现高质量发展。统筹协调常规与非常规、精细勘探与规模拓展勘探、地震部署与提效勘探、工程技术与突破转化等关系是勘探转型发展的主要方向；持续优化常规与非常规差异化部署、提升高精度高密度地震勘探、突出剩余油气资源潜力评价、优化“三新”领域突破部署和一体化评价是勘探转型发展的主要举措；加强勘探基础工作、勘探技术迭代升级和勘探开发一体化组织运行是实现高质量勘探的主要手段。

页岩油是保障国家长期稳产和上产的重要战略资源，中国石油在鄂尔多斯、准噶尔、松辽等盆地均已取得重大勘探突破，发现不同岩相组合类型的页岩油。为确保我国原油2×10⁸t稳产、提升国家能源安全保障能力，2021年中国石油加大页岩油勘探开发力度，取得了4项进展：（1）规模开发陇东页岩油，建成陇东页岩油百万吨整装示范区；（2）推进新疆吉木萨尔国家级陆相页岩油示范区与大庆古龙陆相页岩油国家级示范区建设，吉木萨尔页岩油产能跃上百万吨、古龙页岩油开启纯页岩型页岩油新篇章；（3）持续加大新区勘探力度，多个盆地勘探取得历史性突破；（4）理论、技术和管理持续创新，提质增效见到明显效果。总体来看，不同类型的页岩油还处于不同的勘探开发阶段，但距离实现规模效益开发目标还有差距。

近年来，通过创新地质认识，突出风险勘探、强化规模勘探、精细效益勘探，鄂尔多斯盆地油气勘探取得丰硕成果；2020—2022年，年产量均超过6000×10⁴t油当量，其中风险勘探在“四新”领域的探索过程中发挥了重要作用。在前期研究工作的基础上，通过深化奥陶系盐下、二叠系太原组石灰岩、三叠系延长组长7段页岩油等领域油气成藏条件分析，创新形成“盐下源内白云岩丘滩体含气新系统”“太原组石灰岩‘三明治’成藏模式”“长7₃纹层型页岩油甜点标准和特有工艺改造技术”等成藏认识和技术成果，成为“十五五”及中长期油气勘探的接替领域。同时，突出“向源、向新、向深”的勘探理念，按重点攻关和区带准备两个层次，重新认识盆地低勘探程度区带油气成藏特征与勘探潜力，指出了今后一个时期风险勘探领域的前景与方向。其中重点攻关方向为已经发现勘探苗头且资源潜力较大的领域，优选出奥陶系海相页岩气、延长组下组合、煤系致密气及元古宇长城系等主要方向；区带准备则针对具备基本油气成藏条件，但研究程度较低且勘探难度较大的领域，提出中央古隆起周缘寒武系、西缘复杂构造区及盆地东部盐下马家沟组马三段—马二段新层系等具有较大勘探潜力目标。通过风险勘探领域的地质认识、成果总结和潜力分析，将实现盆地后备油气勘探区带的有序接替，以及起到对长庆油田二次加快发展战略需求重要的指导作用。

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。

近年来，滩坝砂体作为陆相滨浅湖重要的岩性油气藏勘探评价目标，增储作用愈发突出。针对渤海湾盆地歧口凹陷歧北斜坡古近系沙河街组二段（沙二段）分析滩坝砂体的形成机制和空间分布规律，指导油田滩坝砂体勘探。基于沉积古背景分析，认为沙二段滩坝砂体主要发育在基准面上升半旋回早期阶段，滨Ⅳ^上、滨Ⅲ^下油组沉积时期规模最大；在邻近物源供给充足、往复动荡的水动力及湖盆底形的影响下，水下古隆起控制厚层坝砂的沉积分布。利用地震模型正演技术，明确了厚层坝砂地震响应特征；根据频谱分析法，确定了厚层坝砂低频率—强振幅门槛值，采用低频率—强振幅属性融合技术，预测了厚层坝砂的有利发育区。通过滩坝砂体勘探实践研究，建立了构造宽缓浅水区圈定滩坝范围、水下古隆起锁定厚层坝砂、低频率—强振幅属性融合确定厚层坝砂有利发育区的勘探评价方法。优选出歧北斜坡沙二段3 个坝砂有利发育区，钻探4口井获工业油气流，钻井成功率达到100%。勘探实践表明，歧北斜坡滩坝砂体发育，尤其是厚层坝砂产量高、油藏富集，是老油区增储建产的重要接替领域和方向。

近年来，国际大油公司持续在深水领域取得勘探突破。其中埃克森美孚公司领导的勘探联合体在圭亚那的斯塔布鲁克区块获得31个深水油气田发现，使圭亚那成为南美地区石油行业的重要国家之一，同时也带动了周边海域的勘探热潮。圭亚那盆地横跨圭亚那和苏里南海域，埃克森美孚公司在圭亚那盆地的油气勘探主要经历了3个阶段，分别是1957—1982年超前布局圭亚那盆地苏里南海域1999—2015年再进圭亚那盆地并长期坚守圭亚那海域；2015年至今地质认识和地震技术助推获得一系列勘探发现。国际大油公司，尤其是埃克森美孚公司领导的勘探联合体在圭亚那的勘探实践表明，开展区域地质综合研究并结合新资料坚定勘探信心，通过引进合作伙伴共担风险、共享收益，是风险勘探的典型做法，可为中国油公司实现从“走出去”迈向“走上去”开展海外油气勘探业务提供借鉴和参考。

中非走滑裂谷盆地群是在中非剪切带影响下形成的中、新生代陆相裂谷盆地，构造复杂多样且勘探程度较低，成藏规律认识不清制约了该区的油气勘探发现。基于盆地构造、沉积、成藏组合特征和已发现油气田解剖，总结盆地油气富集规律和主控因素，并分析了勘探潜力和方向。研究认为，中非走滑裂谷盆地群在早白垩世以来经历了多期伸展、走滑和反转等构造活动，对沉积地层、构造特征和油气成藏具有较强的控制作用；受储盖组合和构造演化的影响，中非走滑裂谷盆地群不同盆地的油气发现和成藏组合有较大差异，总体表现为“西富东贫、下稀上 稠”的特点；油气富集的主控因素是有效生烃灶、构造活动和断层；西部Doba盆地油气最为富集，发育多套成藏组合，上、下白垩统均已经获得规模发现，未来主要勘探方向包括下白垩统岩性圈闭和基岩圈闭；中部Doseo盆地上白垩统缺乏有效盖层，主要勘探目标为下白垩统砂泥岩组合，圈闭类型为走滑形成的断背斜、断块圈闭，基岩潜山是潜在的勘探目的层；东部的Salamat盆地尚未证实有效的成藏组合，勘探潜力有限。

渤海湾盆地黄骅坳陷具有形成纹层型页岩油的有利条件，其古近系发育孔二段、沙三段和沙一段3套湖相纹层状页岩，叠合面积约为2400km²，累计最大厚度超过1200m，计算纹层型页岩油资源量是常规油资源量的1.2倍，勘探开发潜力巨大，但如何实现效益开发仍面临一系列难题。基于5口井701m页岩岩心开展的52项22640块次的分析联测，结合116口直井测井、录井资料，提出断陷盆地纹层型页岩油富集，平面主要分布于前（扇）三角洲—半深湖亚相，纵向主要形成于中等热演化阶段并以滞留油形式富集于基准面上升/下降（T/R）旋回转换带，建立了3类8因素的页岩油有利区与富集层的定量评价标准，有效指导了纹层型页岩油“甜点”评价优选；通过37 口页岩油水平井不同开发方案、不同类型压裂方式、不同排采工艺等现场试验，提出水平井井距300m、水平段段长2000m为效益最优水平井布井方式，单点密切割缝网体积压裂可大幅提升单井产量和最终采收量（EUR），优化形成了小油嘴控压降水、大油嘴提液防堵、中油嘴稳定自喷、小泵深抽长期生产的“四步法”排采方式，实现了页岩油的高产稳产。以纹层型页岩油富集认识和关键提产提效技术为指导，实现了单井首年最高累计产油超1×10⁴t、EUR超3.5×10⁴t，达到了油价50美元/bbl下的效益开发，展现了我国东部断陷盆地页岩油的良好发展前景。

一直以来，四川盆地上三叠统须家河组致密气勘探主要集中在川西、川中和川北地区，川东地区因处于川东隔档式褶皱构造带，致密气勘探一直未引起重视，勘探程度低。近年来，川东北地区须家河组致密气勘探不断取得新突破，测试的两口井均获高产工业气流，展示出川东向斜区须家河组具有一定的勘探潜力。从烃源、储集与构造等地质条件入手，分析川东北地区须家河组致密气成藏地质特征，以期揭开川东地区致密气勘探新局面，研究认为：（1）川东北地区须家河组气藏烃源主要来自上三叠统须家河组和上二叠统吴家坪组，生烃强度大，具有“双源供烃”的特点，具备致密气成藏的烃源基础；（2）川东北地区须家河组基质孔隙欠发育，优质储层主要表现为“缝砂体”，须家河组五段（须五段）大面积分布的储集砂体与准连续分布的裂缝为形成规模性“缝砂体”创造了有利的地质条件，储集条件优越；（3）川东北地区须五段气藏具有“双源供烃、两期成藏、准连续性分布”的特点，成藏条件优越。因此，川东北地区须家河组具备形成大面积“准连续性”气藏的条件，具有较大的勘探潜力，对推动川东隔档式褶皱构造带向斜区致密气勘探具有重要意义。

如何客观评价页岩油层中的孔隙流体，准确测量和定量表征页岩油及致密油储层含油饱和度与可动油含量等参数，已经成为当前急需解决的重要技术难题。通过率先在国内引入车载移动式全直径岩心核磁共振测量仪，开展了页岩油岩心现场测试分析和评价研究工作，实现了现场对钻井取心进行连续、高精度、无损的快速核磁共振扫描，弥补了核磁共振测井和室内岩心实验的不足，填补了国内页岩油全直径岩心现场测量技术空白。结合现场岩心描述、其他配套实验数据及试油验证，系统总结出不同流体组分的二维核磁共振T₁—T₂图谱特征，明确了不同孔径中油、水信号的T₁/T₂比值变化规律，建立了基于全直径岩心二维核磁共振谱特征的孔隙流体组分分析方法及识别标准，实现页岩油、致密油及复杂碎屑岩等储层孔隙流体组分准确识别与流体饱和度定量解释。车载移动式全直径岩心二维核磁共振测量技术方法在松辽盆地古龙页岩油、鄂尔多斯盆地长7₃页岩油、河套盆地勘探评价中发挥了重要作用，在大庆、长庆、西南、华北、新疆等致密油气田已规模应用，取得良好效果。

储层非均质性对应用蒸汽辅助重力泄油技术（SAGD）的井对开发效果影响很大，在复杂的储层条件下难以确保蒸汽腔的均匀发育，单井对开发效果受限。针对加拿大麦凯河区块油砂项目SAGD开发过程中存在的储层非均质性强、地质条件复杂、泥披层遮挡导致的蒸汽腔发育受阻、发育不均匀，从而造成单井峰值产量降低、采收率降低的问题，提出了不同井型上倾多分支井技术，采用数值模拟和现场动态分析方法，探索了蒸汽腔穿过泥披层发育、加热后冷凝油穿过泥披层遮挡进入生产井井筒的方法，准确认识了不同井型多分支井的蒸汽腔发育情况并评价了其开发效果。通过构建机理模型，设计了4种注汽井与生产井组合方案，采用现场实际操作参数进行模拟，对生产动态、剩余油分布、蒸汽腔发育、水平段动用等情况进行了分析，总结出多分支水平井在复杂储层条件下的生产规律；通过对现场投产井开展生产动态分析，评价了多分支井SAGD开发效果，对比了不同井型开发效果差异。结果显示：采用多分支井设计可明显增加有效进尺，促成了注汽和泄油的优势通道，提高井对注汽能力，增大蒸汽腔的波及体积，井对峰值日产油水平提高，在一定程度上解决了泥披层的遮挡问题；在实际现场生产中，多分支生产井可提高生产井水平段动用程度，提高单井开发效果，但在一定程度上会加剧井间干扰与调控难度，导致储层下部剩余油增加。

孔隙度下限（L_φ）是划分有效储层厚度继而使用容积法估算油气藏地质储量的必要参数之一，有效储层需具有产工业油气流的能力，渗透率相比孔隙度与产能的关系更直接，渗透率下限（L_k）划分有效储层比L_φ更准，目前由于技术水平限制，生产上多使用L_φ而非L_k划分有效储层。四川盆地碳酸盐岩储层具有孔隙类型多样、孔喉结构复杂和裂缝发育不均的强非均质性特征。为探索强非均质性储层L_φ的确定方法，以安岳气田震旦系灯影组为例，通过岩心、薄片、扫描电镜和压汞研究储层特征，将储层划分为基质孔型和裂缝型两类，对这两类储层进行同等条件下产能模拟对比实验。结果表明，渗透率下限（L_k）可确定为0.008mD，L_φ为一变量，无论L_φ取哪个值，在使用L_φ划分有效储层时，均会漏掉一部分低孔高渗有效储层，也会多出一部分高孔低渗无效储层，若确定一个L_φ使这两部分储层储集空间体积一致，可在现有技术条件下逼近真实的储集空间总体积。在这种等量代换思想指导下，结合产能模拟，利用200个岩样的物性实验，换算得到安岳气田灯影组孔隙度下限为1.56%。

传统的哈伯特模型、翁氏模型等预测方法主要采用一元多项式拟合储量增长趋势，无法解决多变量对储量预测的影响，使得预测结果与客观实际存在较大差距。文章基于随机森林机器学习模型，建立了一种预测累计探明储量增长趋势的新方法。该方法通过相关性分析找出影响探明储量增长的可量化指标，从而确定模型训练中的输入属性，以同类盆地油田年度累计探明储量为评价单元，建立随机森林机器学习样本数据集，通过调整决策树个数和单个决策树的最大特征数，对模型进行优化训练，从而建立累计探明储量预测模型，成功解决了多因素叠加下储量非线性增长预测的难题。该方法在东部断陷盆地油田年度累计探明储量预测中应用成效显著，预测模型拟合的准确率达到88.19%，具有巨大的推广应用价值。