页岩油是国内外普遍关注的重大勘探领域，是重要的石油接替资源。经过长期的矿场实践，鄂尔多斯盆地长7页岩油勘探开发和研究认识取得了重大突破和长足进展：（1）夹层型页岩油在前期勘探突破、探明我国首个整装10亿吨级的庆城大油田基础上，进一步实现了规模效益开发，建成了百万吨国家级页岩油开发示范区。（2）纹层型页岩油勘探首次将细粒沉积复合体分为砂质纹层、凝灰质纹层、高TOC泥质纹层、中低TOC泥质纹层4种纹层类型，通过评价其发育规模、储集性能、含油性、可动性和原油性质等，明确砂质纹层与中低TOC泥质纹层组合是纹层型页岩油最优甜点段；针对甜点段，应用M—N交会法等测井评价新方法实现了复杂岩性的精细解释，通过定向射孔和穿层立体压裂技术实现了水平段井筒周围三维甜点立体沟通，形成了纹层型页岩油甜点的有效识别、预测和改造技术，风险勘探获重大突破，首次提交预测储量2.05×10⁸t。（3）页理型页岩油可分为两类，中高成熟度页岩可采用水平井攻关，较高的TOC（4%～14%）和高S₁含量是控制甜点目标的关键参数；中低成熟度有机质页岩是开展原位转化攻关的最有利对象。鄂尔多斯盆地长7陆相页岩油领域的战略性突破，在中国石油勘探开发历史上具有里程碑意义，但仍面临不小挑战。夹层型页岩油已实现规模效益开发，整体形势较好，但在甜点预测、储层提产提效和提高采收率等方面需要进一步攻关；与夹层型页岩油相比，纹层型页岩油具有完全不同的沉积背景、岩性组合、储集空间和工程品质，面临的难题更多，效益动用的难度更大，要以储量品质和可动用性为重点，持续深化成藏富集规律研究，强化配套技术体系攻关；页理型页岩油目前勘探和认识程度均比较低，需要稳步推进基础理论研究和先导性攻关试验。

为贯彻国家能源资源安全保障政策并加快国内油气生产，面对日益复杂的勘探对象，创新储层改造技术是发现资源和增加储量的必经之路。通过回顾中国石油天然气股份有限公司（简称中国石油）储层改造技术的发展历程，并针对目前中国石油所面临的勘探对象特点，厘清了技术难题，系统总结了取得的研究进展，包括缝控压裂优化设计最大限度释放储量、压裂装备作业能力不断提升、井下工具更加成熟、压裂液降低成本与提高个性化、支撑剂向低成本小粒径的趋势明显，明确了储层改造技术对勘探发现的重要支撑作用。全面梳理储层改造技术在压裂核心要素、工艺技术对策、现场实施质量、压裂方案迭代升级4个方面所面临的关键问题。具体而言，针对4个方面提出了以下对策措施：（1）推实基础研究创新工程，为压裂技术进步提供理论支撑；（2）推动五大要素提质工程，支撑储层改造技术高质量发展；（3）推进技术方案精准工程，为油气高效勘探开发提供指引；（4）推升技术管理提效工程，打造工程管理高效实施新模式。

塔里木盆地库车坳陷南部斜坡带温宿—西秋地区托探1井在寒武系潜山白云岩储层获得重大突破，对库车南斜坡迎烃面多目的层潜山勘探具有重要意义。受制于地质条件复杂，该地区的油气富集规律认识不清、地质结构落实及圈闭刻画难度大，制约了潜山油气勘探。基于构造特征、潜山地层分布、生—储—盖组合、油气输导体系及勘探实践的系统分析，探讨了潜山油气成藏新模式。温宿—西秋地区古生界构造为受前冲断裂沙井子—西秋断裂和反冲断裂乌什南断裂控制的背冲式构造，F1和F2两条次级反冲断裂使得背冲构造复杂化，形成3排古生界潜山构造，每排构造自近断层到远断层区古生界潜山地层由老变新。其中寒武系潜山地层分布范围最广、呈北东东向大面积展布，潜山储层以局限台地颗粒滩相白云岩为主，受多期构造活动、长时期暴露溶蚀叠加改造，裂缝—孔洞型白云岩优质储层规模连片发育。潜山油气藏表现为三叠系黄山街组和侏罗系恰克马克组泥岩联合供烃、裂缝—孔洞型白云岩成储、上覆古近系膏盐岩封盖的生—储—盖组合样式；成藏具有“库车油气远源供烃、不整合面输导、迎烃面构造富集”的特征，主要成藏期在喜马拉雅晚期（4—1Ma）。托探1井的成功钻探，证实了温宿—西秋地区多排多类型潜山巨大的勘探潜力，重新刻画潜山圈闭面积近840km²、石油资源量约2.0×10⁸t、天然气资源量约590×10⁸m³，有望成为油气增储上产新的战略接替区。

柴达木盆地英雄岭构造带干柴沟地区下干柴沟组上段（E₃²）Ⅳ—Ⅵ油组发育一套咸化湖相页岩，碳酸盐矿物含量高，纹层发育。该层系页岩油勘探取得了重大进展，纹层结构特征、沉积机理、有利岩相组合等急需深入研究。岩心描述、薄片鉴定、扫描电镜、X—射线衍射等分析结果表明：干柴沟地区页岩纹层结构可分为水体分层型纹层结构（Ⅰ型）、季节型纹层结构（Ⅱ型）、洪水阵发型纹层结构（Ⅲ型）3类，其中Ⅰ型纹层结构为典型纹层结构，相对占比为70%，由黏土质纹层与方解石纹层构成偶纹层，单纹层厚度为0.1～0.5mm，为咸水湖水体季节性分层条件下沉积的纹层结构。夏秋季水体分层，上层水体有利于微生物繁衍；冬春季水体分层消失，有利于有机质沉积和保存，同时，Ⅰ型纹层结构沉积速率慢，有利于有机质富集，TOC平均为1.33%。Ⅱ型纹层结构相对占比为20%，由黏土质纹层与粉砂质纹层组成，单纹层厚度为0.5～1mm，沉积与陆源输入物的季节性变化有关，沉积速率快，TOC平均为0.47%。Ⅲ型纹层结构相对占比为10%，由黏土质纹层与粉砂质纹层组成，单纹层厚度为0.5～2mm，发育微冲刷面、透镜状粉砂脉等，反映沉积时具有一定水动力条件，非静水沉积，与重力流、湖流相关，沉积速率快，TOC平均为0.27%。干柴沟地区页岩主要分布于半深湖区，沉积单旋回自下而上为泥岩→页岩→泥质白云岩→白云岩，期间偶发砂质重力流沉积。Ⅰ型纹层结构页岩沉积序列上与白云岩叠置分布，白云岩孔隙度平均为9.8%，微观尺度上形成良好的源储组合，有利于页岩油成藏，为干柴沟地区页岩油有利岩相组合；宏观尺度上该套页岩层系TOC高，物性好，脆性矿物含量高，是柴达木盆地页岩油勘探开发的理想层系。Ⅱ型纹层结构页岩、Ⅲ型纹层结构页岩生烃能力差，对油气成藏贡献小。

塔里木盆地中寒武统发育膏盐岩，其分布及封闭性对深层油气勘探具有重要意义。基于录井和测井资料、地震资料、测试资料，分析了塔里木盆地中寒武统膏盐岩分布特征，并根据岩石类型（如盐岩、膏岩、含膏岩）、埋藏深度和构造变形强度，对膏盐岩盖层品质进行评价。研究结果表明：塔里木盆地中寒武统膏盐岩沉积序列由盐岩、膏岩、含膏岩、白云岩、石灰岩和泥岩组成，主要分布在塔里木盆地中部地区，盐岩分布范围小，位于中心部位，膏岩分布范围稍大，含膏岩分布范围最大，具有牛眼式沉积特点；北部坳陷中西部、中央隆起中西部大部分地区、西南坳陷西部北斜坡发育好膏盐岩盖层，中央隆起中部部分地区和西南坳陷东部西北构造带北部发育中等膏盐岩盖层，塔北隆起中部和西南坳陷东部西北构造带南部发育差膏盐岩盖层。

四川盆地泸州区块志留系龙马溪组深层页岩气藏（3500～5000m）是中国页岩气开发的重要接替领域，储层岩石力学特性及地应力的变化导致开发过程中存在钻井周期长、单井产量差异大等难题。开展地质力学研究有助于深化对区块内地应力场的认识，为页岩气水平井的井位、钻井工程及压裂设计优化提供依据。基于声波测井、诊断性压裂注入测试（DFIT）、成像测井和实验室应力测量数据，利用Petrel软件构建了高精度地质力学模型，明确了区块储层地质力学特征，并探讨了地质力学成果在工程方面的应用。研究结果表明，泸州区块内随着沉积深度变大，杨氏模量逐渐增大，泊松比逐渐减小。龙马溪组储层为异常高压，孔隙压力梯度范围为16.7～21.7kPa/m。泸州区块应力机制以走滑型为主，上覆岩层压力梯度为25.5kPa/m，最小水平主应力梯度范围为18.8～24.5kPa/m，最大水平主应力与最小水平主应力之比的平均值为1.165，储层水平主应力随着杨氏模量和孔隙压力的增大而增大。利用地质力学研究成果，对井位设计、钻井工程中的钻井液密度优化、压裂设计中的分段分簇和施工参数优化进行了指导，Y65-X井实钻钻井液密度优化至1.85g/cm³，实现了造斜—水平段“一趟钻”完钻，钻井周期较邻井缩短67%；指导了Y2-X井精细分段分簇和压裂施工参数优化，测试日产量达到50.69×10⁴m³。研究认为，高精度的地质力学模型和成果可以有效为提高钻井作业效率、提高单井产量和效益开发服务。

随着渤海油田勘探开发深入，复杂断块构造、火成岩发育区及深层—超深层逐渐成为主要勘探目标区，古近系—新近系井漏概率日趋增大，井漏已成为制约渤海油田增储上产作业的主要钻井地质风险。长期以来，由于对渤海古近系—新近系裂缝性漏失地质规律和力学机制认识不足，导致井漏预防和处理缺乏有效技术支撑。基于此，在系统梳理井漏主控因素和机制基础上，综合钻井、地质、地震及露头资料，运用井—震联合统计分析和地质力学建模方法理清了渤海油田古近系—新近系裂缝性漏失断缝体系特征及力学机理，研究表明：（1）地层裂缝性漏失与郯庐断裂带密切相关，“Y”形断层交叉点及多级“Y”形断层组成的负花状构造的花心、平面“X”形复合断裂、高角度断层等是易漏构造；火成岩区地层产状突变部位、火山通道内部等为井漏高风险区；（2）厚泥薄砂互层，厚层泥岩应变量大，应力多集中于薄层砂岩，一般裂缝较为发育，井漏风险最大；（3）基于应力场有限元模拟理清火山通道周缘应力场分布特征，结合实钻厘定火山通道及周缘100m为井漏高风险区。

准噶尔盆地玛南地区二叠系致密砾岩领域已获突破，为明确其主要特征及形成有利条件，利用已钻井各类资料和数据对储层展开系统研究。结果表明，储层岩性主要为扇三角洲分流河道砾岩，属于低—特低孔、低—特低渗致密砾岩储层，结构成熟度中等；砾石成分主要为凝灰岩，成分成熟度较低，胶结物以浊沸石和方解石为主；孔隙以长石和暗色矿物粒内溶孔及沸石类和碳酸盐胶结物粒间溶孔两类溶孔为主，裂缝较发育，共同形成了有效储集体系；埋深3200～3840m和4200～5200m发育两个次生孔隙带，且均位于异常高压带中。成岩效应、裂缝发育和异常高压是玛南地区二叠系致密砾岩储层形成有效储层的有利条件。

波斯湾扎格罗斯盆地碳酸盐岩含有丰富油气资源，但H₂S成因规律复杂。通过岩石学、流体包裹体测温和同位素地球化学等手段分析，厘清了该盆地北段的H₂S成因和分布规律。分析认为：新生界和白垩系，石膏、硬石膏和重晶石发育，H₂S含量较低（<5%），H₂S与硬石膏间的硫同位素分馏较大。这指示较高程度的细菌硫酸盐还原作用（BSR）。此外，白垩系部分储层发生干酪根热裂解作用，导致其H₂S含量一定程度增高。侏罗系—二叠系埋藏深，硫酸盐矿物发育，且方解石胶结物内可见烃类包裹体。H₂S含量高（最大约40%），且与硫酸盐矿物的硫同位素分馏较小。方解石的碳同位素受烃类等有机质的并入影响，存在明显的负漂（-10‰）。这指示其以热化学硫酸盐还原作用为主（TSR）。多种成因类型也导致H₂S含量在不同区块间的差异。

在山前带地震勘探中通常应用叠加速度进行变速成图，但对近地表砾岩如何影响下伏地层叠加速度的研究较少，也缺乏有效的叠加速度校正方法。应用楔状模型模拟近地表砾岩特征，对不同位置处地震波走时—入射角曲线特征进行分析，并以库车山前带YKB地区为例，开展地震正演进行验证，证实了近地表高速砾岩会导致砾岩尖灭点之下形成异常高的叠加速度，使速度由扇根到扇端方向出现“低—高—低—高”的横向变化。基于此认识通过速度趋势线法校正叠加速度，并与井速度约束法进行了成图对比，结果揭示：由速度趋势线法得出的构造图地层产状与实测结果更接近、深度误差更小，证明了该方法在低勘探程度的山前带近地表砾岩发育区的有效性。

CO₂泡沫压裂是提高致密砂岩气藏开发效果的有效手段。苏里格气田苏X区块中部为下一步稳产重要接替区，相对于北部主产区，其储层连续性、物性均较差，可动水饱和度较高，导致常规水基压裂气井水锁伤害现象严重、压裂液返排难度增大。以苏X-A3井为例，基于CO₂泡沫压裂地质工程一体化理念，首先应用建模数模一体化，研究储层物性、含气性与可动水分布等生产特征选井选层，避水布井射孔；其次应用地质压裂一体化，研究储层物性与压裂工艺匹配性，优化压裂液体系与压裂规模、泵注程序；最后应用评估修正一体化，根据返排试气试采资料，评价压裂效果与工艺的适应性，修正压裂前地质模型，完成地质工程一体化技术闭环。研究结果表明：地质工程一体化理念应用于CO₂泡沫压裂优化设计，能够更全面准确地认识储层品质与生产动态，提高CO₂泡沫压裂设计的针对性，为CO₂泡沫压裂效果提供保障。现场实践表明，该方法较以往常规水基压裂设计更符合实际需求。

气井带压作业技术是目前国际上气田开发中一项重要的完井和修井技术，可避免常规压井作业造成的储层伤害，具有保护储层、降本增效等突出的技术优势。针对气井带压作业中环空动密封耐磨件使用寿命短、管柱内密封工具压力等级低、管柱飞出及压弯风险高的突出技术难题，通过开展环空动密封压力控制技术、管柱内密封压力控制技术、防管柱飞出技术及防压弯管柱技术四方面研究，研制了井口压力35MPa下使用寿命超1200m的动密封耐磨件及70MPa管柱内密封工具，建立了管柱受力中和点的计算公式及极限抗弯长度计算模型。研究成果成功突破了环空动密封、管柱内密封等技术瓶颈，形成了气井带压作业关键技术，在中国石油长宁—威远、长庆油田及中国石化涪陵等区块累计应用逾千井次，极大提高了气井带压作业技术能力及作业效率，增产效果明显。研究认为，形成的气井带压作业关键技术为常规气井修井、页岩气井大规模完井提供了有力的技术支撑。

压裂直井和多级压裂水平井是致密油气藏目前研究的主要井型，鲜有研究多层致密油气藏分层压裂井合采时非均匀导流能力裂缝参数解释问题。针对多层致密油气藏分层压裂工艺，摒弃致密储层传统压裂缝导流能力均匀的假设，考虑分层压裂缝扩展差异性引起的压裂缝导流能力不均匀现象，通过Laplace空间变换、Duhamel叠加原理和Stehfest数值反演方法，建立了具有非均匀导流能力压裂缝的多层致密油气藏分层压裂试井分析模型，研制了识别多层致密油气藏分层压裂井流动特征的试井分析图版，分析了井筒储集系数、裂缝表皮系数、压裂缝导流能力分布特征、储层物性等对油气渗流规律的影响。结果表明：多层致密油气藏分层压裂储层的油气渗流可分为5个阶段，早期流动阶段受井筒储集系数和裂缝表皮系数影响，中期流动阶段受压裂缝长度及导流能力控制；在相同生产压差下，增大各层压裂缝长度和导流能力有利于提高油气井产量；忽略压裂缝导流能力和压裂缝扩展的非均匀现象，将低估压裂缝区域压力损耗、高估压裂生产井早期产能。通过实例井试井解释，获取了各层裂缝参数。