煤层气开发有助于推动我国早日实现碳达峰碳中和目标。我国煤层气开发已基本实现产业化，但受理论技术等因素制约，发展规模与丰富的资源条件不匹配。“十四五”以来，我国煤层气勘探开发取得5个方面的新进展：一是我国开始进入深层煤层气规模开发新阶段，煤层气产量增速明显加快；二是深层煤层气勘探开发取得重大突破，极大拓展了产业发展空间；三是老气田低效区、薄煤层等难采资源增产改造效果显著；四是与“十三五”期间相比，攻关领域由中—浅层煤层气为主转为以深层煤层气为主，以水平井大规模分段压裂技术为代表的煤层气理论技术在地质认识、钻完井、压裂、排采四大关键环节均取得重大创新，产气效果明显提升；五是煤层气产业发展政策环境持续优化。初步研判，我国深层煤层气资源丰富，埋深大于1500m的煤层气资源量约是1500m以浅的资源量2倍以上；我国已探明煤层气储量以中—浅层为主，但采出程度仅为7%，剩余资源规模可观，而老气田还发育丰富的薄煤层气，已证实是现实接替资源。因此，深层煤层气的重大突破和老气田增产改造的成功成为引领我国煤层气产业加速发展的主要推动力，发展前景良好。在综合多家机构和专家研究结果的基础上，研究认为我国煤层气产量2025年有望达到100×10⁸m³，2035年达到300×10⁸m³。但我国煤层气快速发展面临着深煤层、薄煤层等新领域煤层气地质理论认识有待深入系统研究，深层煤层气勘探开发工程技术仍处于攻关阶段，产业发展政策支持力度仍有待完善等挑战。因此，建议加强新领域煤层气风险勘探和选区评价、加强高效勘探开发理论技术攻关以及加强煤层气产业政策支持和发展引导。

在系统梳理中国石油化工股份有限公司（简称中国石化）“十四五”以来高质量勘探举措、理论技术进展及油气勘探成果的基础上，提出了油气勘探发展战略。“十四五”以来，中国石化坚定资源发展信心，大力推动高质量勘探实践，在塔里木、四川、渤海湾、准噶尔、鄂尔多斯等盆地的深层碳酸盐岩、陆相页岩油、深层页岩气、中西部碎屑岩、成熟探区隐蔽油气藏、深层煤层气等领域取得了主要勘探成果，为石油稳增长、天然气快上产夯实了储量基础。同时，发展完善了超深走滑断控缝洞型油气成藏理论、创新形成了页岩油成储成烃富集理论、深化了海相页岩气“二元富集”与致密碎屑岩油气差异富集机理认识等；攻关形成了复杂地质结构与储层结构条件下的以地震勘探、深层—超深层钻完井、超深层测录试井、水平井压裂技术等为代表的关键技术与工程工艺技术。展望未来，中国石化探区具备石油稳定发展、天然气快速发展的资源基础，勘探工作聚焦保拓矿权、勘探突破、规模增储三大核心责任，以深地工程、页岩油气示范工程、致密碎屑岩效益攻坚、常非统筹为统领，加快推进战略突破发现，落实规模增储阵地，进一步夯实上游可持续发展资源基础。

中国海油为快速发展天然气产业，提升天然气产量，逐步加大鄂尔多斯盆地和沁水盆地矿权区块勘探投入，区块内有利于形成致密气、煤层气和常规气等多种天然气类型，天然气资源量可达30000×10⁸m³，在高丰度区和构造简单区已经探明地质储量7500×10⁸m³。基于资源潜力及品质、成藏条件、勘探技术的全面分析，适时提出了陆上万亿立方米天然气增储的发展战略，并明确了致密气—煤层气并举、多气种立体勘探的指导思想，确定了加快鄂尔多斯盆地东缘深层煤层气和致密气勘探、快速推动沁水盆地中浅层煤层气勘探的部署思路。通过加强勘探领域成藏富集规律和勘探技术攻关方向的综合分析，明确了今后一个时期的重点勘探方向。鄂尔多斯盆地东部区块具有煤系地层全油气系统有序共存特征，需开展煤系地层天然气全成藏系统勘探，夯实增储上产基础，聚焦致密气、深层煤层气，攻关薄层煤层气、奥陶系常规天然气和铝土岩气，通过勘探开发一体化、地质工程一体化推进多气种交互接替勘探，实现天然气全成藏系统勘探开发。在沁水盆地南部、北部，重点推进中浅层煤层气水平井体积压裂达产技术试验和推广应用，并与薄层煤层气形成互补式经济有效开发，推动沁水盆地煤层气的整体增储上产。上述重点领域的勘探部署将保障中国海油陆上万亿立方米大气区增储的实现和健康稳定发展。

准噶尔盆地进入富烃凹陷勘探新阶段，面临勘探目标越来越深、越来越散、越来越隐蔽，储层孔渗条件越来越差，已发现储量升级率低、储量动用率低等新挑战，如何提高勘探成效、实现油田效益发展是迫切需要回答的问题。通过新一轮盆地整体研究和再认识，认为准噶尔盆地多源灶空间分布具有互补性，“既富油，也多气”，突破了盆地“油多气少”传统认识；富烃凹陷发育4类规模有效储集体，空间分布侧向有序、纵向叠置；存在源内常规-非常规有序聚集、源上退覆式扇三角洲砂砾岩大面积成藏、中浅层断—砂耦合立体成藏3种成藏体系。文章结合准噶尔盆地资源特点、地质新认识、勘探开发技术适应性及可持续效益发展目标等，提出“油气并举、常非并重、深浅兼顾、多域增储”高效勘探策略，指出三大勘探方向及九大勘探领域，有望助力油田实现效益可持续发展。

四川盆地二叠系页岩气具有良好的成藏条件和勘探潜力，继二叠系吴家坪组获得勘探突破后，将低勘探程度层系——茅口组“高灰”页岩气作为重要的勘探接替方向。利用HYM-1等井的岩心、测录井和分析化验资料，系统开展茅口组页岩气藏条件与富集特征的研究，认为茅口组四段一亚段页岩具有高碳、高灰、高孔隙度、高含气性、高杨氏模量、薄储层、多夹层的“五高一薄一多”的典型地质特征；与五峰组—龙马溪组等页岩相比，茅四段页岩碳酸盐矿物含量更高、黏土矿物含量更低，储集空间类型以有机质孔为主，无机孔较少，孔隙度平均4.27%，整体表现为高孔隙度；茅四段一亚段平均含气量为4.96m³/t，具备较高的含气量。综合分析认为，富藻高碳页岩的发育、良好的储集能力和保存条件，以及页岩储层的可压裂性，是茅四段页岩气富集高产的主控因素。

辽河坳陷东部凹陷是我国最早发现生物气的地区之一，勘探早期由于中深层勘探效果较好，对浅层生物气一直未重视，缺乏对浅层生物气源岩和分布规律的正确认识。在对已钻井发现浅层气（藏）地球化学特征开展系统分析基础上，以碳同位素值等为重要指标，将东部凹陷浅层气划分为原生生物气、生物—过渡带气、改造型生物气和混合气4种类型；进一步探讨了浅层气成因，认为研究区内浅层生物气主要为煤系地层成因；深化研究形成了浅层生物气分布明显受煤系地层、碎屑岩优质储层、沙河街组沙三上亚段和沙一段两套区域性封盖层等因素控制，构造晚定型、油气晚期充注成藏有利于形成浅层气的规模富集等地质认识。以此为指导，发现了高产工业气流井与规模储量，开辟了辽河坳陷煤系成因生物气勘探新局面。

浅层新近系馆陶组—明化镇组为渤海的主力含油气层系。新构造运动是渤海新生代晚期发生的对油气成藏影响最为深刻的构造事件，对浅层油气成藏的影响远大于深层，控制了渤海浅层油气最终成藏。研究表明，新构造运动导致的凹陷晚期快速生排烃、多种类型圈闭发育、油气运移活跃等，整体上调整、控制了浅层油气藏的定型和分布，但对不同构造带浅层油气成藏的控制作用存在差异。根据构造位置和油气成藏特点，可将渤海浅层油气藏归为两大类：凸起区浅层油气藏、斜坡—洼陷区浅层油气藏。通过系统分析两类构造带浅层油气的成藏特点，明确新构造运动对两类构造带油气最终成藏的控制作用与富集模式差异，并构建了相应成藏模式。凸起区的浅层具有“晚期油源断层+浅层稳定储盖组合”的“台阶”型油气成藏模式；斜坡—洼陷区的浅层具有“洼中隆+晚期断层”“深层运移脊+晚期断层”两种“倒漏斗”型油气成藏模式。渤海浅层已进入了以岩性油气藏为主的勘探阶段，应加强新构造运动控制下的“晚期运移断层+岩性圈闭”组合勘探。

二叠系风城组是玛湖凹陷主力烃源岩和勘探层系，落实深层—超深层页岩油气潜力对玛湖凹陷勘探具有重要指导意义。基于风云1井风城组页岩气发现及前风城组油气勘探成果，系统分析该井的岩性发育特征、烃源岩成烃条件和储层条件，明确玛湖凹陷风城组页岩油气系统中页岩油、气分布序列特征及油气地质意义。研究表明，风云1井风城组岩性主要为盐岩、页岩与粉—细砂岩等；风城组烃源岩有机质丰度总体较低，其中风一段烃源岩最为发育，平均有机碳含量达1.06%；储层整体致密，孔隙度平均为4.65%，其中云质页岩和灰质砂岩储集性能较好。此外，随深度增大玛湖凹陷风城组具有完整的由页岩油、页岩油气到页岩气的演化规律。前风城组油气来源于超深层的另一油气系统，应是下一步勘探的重要领域。

近年来，通过加大深层超深层碎屑岩晚期油气成藏地质认识研究，在河套盆地临河坳陷实现了超深层碎屑岩油气勘探的重大发现。基于对古近系烃源岩热模拟、钻录试资料及成储成藏演化分析，主要形成3点地质认识：（1）临河坳陷北部古近系发育富含树脂体（陆源）和藻类体（水生）的优质烃源岩，该烃源岩在低演化阶段开始大量生排烃，具有生烃强度大，生烃窗口宽的特点，洼槽区超深层热演化程度相对较高，油气资源潜力大；（2）发育远源水浅坡缓大型辫状河三角洲沉积，砂体广覆式分布，受低地温、晚深埋、高石英含量、弱压实、弱胶结等弱成岩作用影响，提出了以弱成岩保孔主导、叠加后生超高压改造扩缝的成储新机制，储层物性好，极大拓展了超深层油气勘探空间；（3）提出了生烃期早充注、持续沉降深埋热演化、加速生排烃和持续充注形成过饱和与超高压油气藏，超高压对储源交互体天然压裂，形成缝孔连通、源储同聚、连续型大面积展布的常规油气成藏新认识，有力提高了超深层常规油气藏勘探潜力。临河坳陷北部古近系临河组超深层油气成藏条件优越，有利勘探区规模大，展现了良好的勘探前景，同时进一步丰富了超深层碎屑岩晚期油气成藏理论认识，对类似盆地尤其万米超深层的源内勘探具有重要指导意义。

松辽盆地徐家围子断陷沙河子组砂砾岩埋深大、岩性致密，目前对其成藏控制因素认识不足，且受投资成本和勘探开发技术的制约，沙河子组一直未能实现储量和产量的突破。使用地震、岩心、测井、录井及地质分析化验资料，从煤系烃源岩生烃潜力、致密砂砾岩展布、储集物性、地层超压等方面分析了沙河子组致密气成藏控制因素，力图寻找富气甜点、指导井位部署。结果表明，沙河子组储层与烃源岩叠置，致密非浮力成藏动力过程致使异常高压的出现，并造就了满盆含气的格局。沙河子组致密砂砾岩储层在纵横向上叠置发育，储层内部发育的多层高孔渗带成为致密砂砾岩气藏的“甜点”。在致密气成藏理论的指导下，精准刻画了优质富气“甜点”的分布并设计了最优气井轨迹，充分发挥地质工程一体化优势，以优快钻井和最优改造体积为目标，部署了宋深9-平5井，测试产量达106×10⁴m³/d，取得了沙河子组致密气藏的重大突破，为后期松辽盆地沙河子组致密气藏勘探开发带来了广阔的前景。

多年来下寒武统筇竹寺组页岩气勘探开发进展缓慢，资201井获高产气流大大增加了该套页岩气规模商业化开发的信心，不同区域及层段富集规律差异及下一步勘探开发方向是筇竹寺组页岩开发面临的首要问题。以四川盆地57口钻井资料为基础，对多口重点井的古生物、沉积、储层等特征进行分析，详细剖析资201井的部署理论依据、筇竹寺组页岩气富集条件及下一步勘探开发方向。从地层研究入手，建立了筇竹寺组地层划分标准，明确筇竹寺组主体发育4套深水陆棚相的富有机质页岩（①至④号层段），其分布受裂陷槽发育控制，裂陷槽内厚度最大。分析了页岩储层发育特征，指出储层压力、孔隙度、含气饱和度从下向上、从裂陷槽外到内呈现增大趋势，储层超压对页岩孔隙保存起到重要作用；基于此结合保存条件等建立了“多层异相、超压保孔”的页岩气超压差异富集模式，指出远离散失通道的超压孔隙发育区（层段）是页岩气富集有利区（层段）。文章指出资201井及周边是未来筇竹寺组页岩气增储上产的主要区域，资源量为8.06×10¹²m³；川西地区具有相当的开发潜力，资源量为0.72×10¹²m³；川南长宁及黔北一带受石墨化及构造活动影响，以寻找远离风化壳及地表露头的超压孔隙发育区为主。

地震勘探是一项以地震采集技术为基础的系统工程。变革地震采集技术既是采集装备升级、波场理论创新的发力点，也是解决地震处理、解释技术问题的源头。地震勘探发展历程体现了采集装备能力提升、地质需求驱动、波场理论拉动的作用，其中，地震采集技术既充满活力，也面临着深刻的挑战。面对小尺度、非层状、非均匀介质成像问题，以及大数据与人工智能高速发展的时代背景，以共中心点叠加为特征，采用稀疏、规则、单一观测系统的反射波地震采集技术越来越显示出不适应性，为适应小尺度、非层状、隐蔽性目标成像要求，以共中心点离散化为特征，采用随机、遍历性、多观测系统的散射波地震采集技术势在必行。作为散射波地震采集技术的理论基础，随机理论及概率波的研究逐渐得到重视。

页岩油是保障国家长期稳产和上产的重要战略资源，含油性及可动性评价在页岩油勘探甜点预测中具有重要指导意义。采用液氮冷冻取制样和岩石热解实验方法，对川东北地区侏罗系凉高山组页岩油层系开展含油性及可动性评价实验研究和含油性影响因素分析，取得以下4点认识：（1）液氮冷冻取制样技术可有效避免样品中的轻烃损失，所获含油性参数可更为真实地反映储层含油性；（2）分段岩石热解方法可通过游离油、束缚油及固态烃含量表征储层含油性，并通过最大可动油量占比（游离油含量/总含油量）表征原油可动性；（3）凉高山组页岩油储层含油性和可动性受有机质丰度、成熟度、岩性和烃源体系的运移排烃及烃类运聚作用的共同影响，有机质丰度越大储层含油性越好，成熟度越高原油可动性越强，但储层含油性越好和可动性越强，原油越容易在储层中发生短距离运聚现象，从而改变储层含油性；（4）综合分析凉一段、凉三段的含油性、可动性、地球化学特征、物性和页岩油井的开发需求，发现凉一段为优质页岩油勘探层段。岩石热解实验手段为页岩油含油性及可动性评价提供了新思路和新方法，可有效支撑页岩油甜点区预测和开发方案设计。

压裂施工曲线中隐含了人工裂缝和储层信息，是压裂效果评价的基础，目前主要采用理论及统计的方法进行评价，对压裂工艺的改进和优化指导作用有限。为了充分挖掘施工曲线中隐含的信息，对压裂施工曲线的图像按照压裂无阻流量分类构建样本库，采用人工智能中的卷积神经网络（CNN）进行训练，建立基于产能分类的施工曲线效果评价模型，然后应用Grad-CAM进行可解释性研究，找出人工智能进行识别的主要参考位置，进而指导压裂工艺优化和改进。研究表明：采用CNN进行压裂曲线分类准确率能够达到85%以上，影响压裂效果的关键在压裂施工的初期和后期两个阶段，主要包括压裂初期的排量及对应的压力上升速度、停泵压力、段塞持续时间等，可以通过改变施工参数提高压裂产能。因此采用该方法能针对性地进行压裂施工优化和改进。