随着国内油气资源劣质化程度加剧、增储上产难度加大、技术要求不断攀升、开发成本持续升高，油气企业保障国家能源安全面临更大的风险和挑战。在此背景下，通过系统梳理了百年来中国油气田开发实践，详细分析新中国成立以来油气储量产量趋势与构成，重新划分了油气田开发阶段。按照陆相、海相、低渗、海洋、页岩油气等角度深入总结了油气田开发理论与技术，聚焦当前油气产业发展面临的勘探开发理论创新难度极大、非常规油气勘探开发技术适应性有待进一步提高、油气开发成本居高不下、资源勘探开发与征地环保矛盾进一步凸显等挑战，提出了相应对策和建议。结合新的发展形势，研究提出了向智能化转型是油气企业发展的根本路径、非常规油气开发将在国内油气开发中占据主要地位、绿色低碳转型是油气企业可持续发展的必然趋势等展望。

2014年6月，习近平总书记在中央财经领导小组第六次会议上，提出了推动能源消费革命、能源供给革命、能源技术革命、能源体制革命和全方位加强国际合作，以及积极推进能源体制改革、抓紧制定电力体制改革和石油天然气体制改革总体方案、启动能源领域法律法规立改废工作的要求，这为中国油气领域深化改革、全面绿色转型和高质量发展提供了根本遵循。为全面把握新时代能源安全新战略的总体要求、油气体制机制改革的重点工作与取得的主要成效，文章系统整理了2014年至今油气体制机制改革的重点法律、政策、标准等文件，定性定量概括总结了主要成效，认为10年来中国坚持推进石油天然气体制机制改革，开展了油气领域法律法规和标准体系建设、加快转变油气行业政府管理职能、引导和构建油气市场体系、推进改革油气价格机制等一系列改革举措，有力支撑了油气增储上产和行业加快发展。展望未来，随着中国迈上全面建设社会主义现代化国家新征程，油气行业将健全石油天然气行业法律法规体系、建立起有为政府和有效监管体系、全面建成“X+1+X”油气市场格局、形成“管住中间、放开两头”的油气价格机制，全面保障油气行业高质量发展。

在全球前沿领域实施风险勘探获取丰厚的投资回报是国际油公司长期坚持的勘探战略，不同油公司对风险勘探的重视程度和实施成效差异较大。为了研究国外油公司风险勘探战略、风险偏好和实施效果，指导中国油公司海外油气勘探工作，利用油公司年报、公开信息和商业数据库，对2005—2022年间8家国外油公司的风险勘探项目进行分析，构建了一套项目实施成效评价指标体系，包括勘探效益、勘探投入、项目规模和风险控制4个一级指标及19个二级单项指标。通过单项指标和综合指标对标，分析对标公司在风险勘探方面的成效与经验。研究发现，各油公司在单项指标上差异显著，这与油公司的勘探战略和风险偏好有极大的关系。埃克森美孚公司综合成效评价指数最高，而碧辟因作业者风险项目少且缺乏重大商业发现，评价指数较低。基于研究结果，针对我国油公司海外油气风险勘探提出了5点启示，包括注重勘探效益、积极担任风险勘探项目作业者、维持适当风险勘探规模和投入、适当控制项目权益和制定符合公司特点的风险勘探策略。这些建议对于指导我国油公司制定海外油气勘探战略和风险勘探策略具有重要的现实意义和长远的战略价值。

近年来，随着中国矿产资源管理改革的不断推进，石油公司原有的勘探程序和矿权维护制度必须随之调整。为此，提出了以全领域一体化研究、全方位一体化部署、全过程一体化运行理念为核心的勘探—储量—矿权一体化，以实现方案从单项优化向整体优化转变，达到“1+1+1＞3”的效果。勘探—储量—矿权一体化主要体现在以下几个方面：（1）勘探发现是基础，储量评价是关键，探转采是目标，三者系统谋划、协同推进，才能保障石油公司综合利益最大化。（2）构建基于技术、经济、政策“三维一体”的大科研体系，用高质量科研夯实高质量油气发现和高效探转采的基础；构建基于“钻、压、试、采、销”5个关键环节的大部署体系，优化顶层设计，动态优化，实时调整，从源头提升部署质量；构建各类资源整合，统一调度运营的大运行体系，优化生产组织运行，确保提速提质提效。（3）践行勘探—储量—矿权一体化，需要树立观念认同、管理趋同、技术协同的“三同”理念。观念上凝聚矿权利益最大化的发展共识；管理上纵向贯通、横向联通，通过资源整合和流程优化，构建全过程关键节点管控机制，加快推动管理变革和效率提升；技术上持续深化基础研究，创新工艺技术迭代升级，实现高质量勘探突破和规模增储。勘探—储量—矿权一体化在川东南南川常压页岩气应用实践并获得显著效果，攻关形成了一批常压页岩气勘探开发关键技术，有效支撑了南川常压页岩气田的发现与建设，共新增页岩气探明地质储量1989.64×10⁸m³，新立采矿权314.5971km²，累计新建页岩气产能超26×10⁸m³，累计生产页岩气超65×10⁸m³，建成中国首个大型且投入商业开发的常压页岩气田，实现矿权价值的高效转化，对中国非常规油气勘探和矿权管理具有积极作用。

中元古代长城系是鄂尔多斯盆地第一套沉积盖层，分布范围广，研究与勘探程度较低。利用野外露头、风险探井PT1 井等钻井成果及三维地震等资料，开展了长城系地层对比与展布、沉积和烃源岩特征等系统分析。鄂尔多斯盆地长城系自下而上主要发育熊耳群、白草坪组、北大尖组、崔庄组和洛峪口组5段层组；在不同裂陷槽具有不同的展布特征，在晋陕裂陷槽，长城系发育熊耳群、白草坪组、北大尖组、崔庄组和洛峪口组；定边裂陷槽发育熊耳群、白草坪组和北大尖组；贺兰裂陷槽仅发育北大尖组。长城系以半深海—浅海—滨岸—三角洲沉积体系为主，期间发育潮坪沉积。熊耳裂谷的中条山、盆地次级裂陷槽的多口探井均在崔庄组发现有效的烃源岩，有机碳含量最高为1.52%，R_o平均为2.32%，具有规模生烃的成藏潜力；盆地热演化模拟表明，崔庄组烃源岩于二叠世中期R_o达到0.5％时进入成熟阶段，早白垩世晚期R_o达到2.0％时进入生干气阶段。综合研究认为，鄂尔多斯盆地长城系烃源岩与储层源储配置良好，可以形成自生自储的天然气藏，优选定边裂陷槽、晋陕裂陷槽两个勘探目标，为盆地深层天然气“向源”勘探提供了方向。

四川盆地深层—超深层碳酸盐岩层系分布面积约为10×10⁴km²，源—储叠合有序分布，勘探潜力巨大。通过系统梳理四川盆地深层—超深层基本石油地质条件，分析存在的勘探类型和勘探潜力，指出未来勘探方向。研究认为：(1)“裂陷—坳陷”构造旋回控制深层—超深层碳酸盐岩储层分布，区域上发育4 套厚层白云岩储层，其分布主要受控于沉积相带，最有利储层发育区位于裂陷边缘台缘带；(2) 多期隆—坳相间的构造格局控制了四川盆地海相烃源岩广覆式发育，其中最优质烃源岩包括寒武系麦地坪组—筇竹寺组、志留系龙马溪组和二叠系龙潭组；(3) 常规孔隙型碳酸盐岩储层主要分布于川西北和川中—川东地区，层系以震旦系—寒武系和二叠系为主，埋藏深度在6000～10000m，形成下生上储、旁生侧储和上生下储三种成藏组合，成藏条件优越，扬子克拉通西北缘灯影组台缘带和长兴组礁滩、川东震旦系与二叠系下组合礁滩体是未来规模增储重点区带，资源规模超万亿吨；(4) 泥灰岩非常规储层层系以茅一段和雷三二亚段为主，源储一体成藏，埋深在3000～6000m，资源潜力超3×10¹²t，有望成为重大接替领域；其中茅一段有利区主要分布在川东—蜀南地区，雷三二亚段有利区主要分布在川中地区。

河套盆地作为晚期快速沉降、晚期成藏的含油气盆地，油气资源丰富，为探索临河坳陷洼槽区超深层油气成藏潜力，在光明构造部署钻探河探101井，在6500m以深的古近系临河组获重大突破，获日产油1285.77m³、天然气1×10⁴m³高产油气流。在洼槽区开展深层—超深层成藏条件综合研究认为，储集砂体具有高刚性颗粒含量（平均为85%）、低地温梯度（2.3℃ /100m）、长期浅埋—晚深埋、低填隙物含量（小于5%）的特点，使得6500m以深大量保存异常高孔储层；生烃增压、泥岩欠压实提供了油气运移动力，但受滑脱断层影响，超压仅在光明构造发育，洼槽区地层压力系数可达2.0～2.3，形成源储共生、自生自储的构造油气藏；源内生烃形成的垂直裂缝，沟通多套烃源岩层系与高渗砂体，可形成超深层储源同聚、孔缝连通的超高压力油气藏。河探101井的成功钻探再次证明陆相断陷盆地深层、超深层油气勘探开发前景广阔，光明构造有望成为新的整装高效规模储量区，展现了一个超深层富集高产油气勘探新领域，为河套盆地百万吨油田建设提供了坚实的资源保障。

鄂尔多斯盆地延长组页岩油资源丰富，但不同地区勘探研究程度差异大，延长组地层结构及页岩油形成及富集控制因素认识有待深化。利用伊陕斜坡南部宁县—正宁地区新采集的三维地震资料，以及区内的钻井、录井、测井、各类分析测试成果，对延长组地层分布结构和长7段页岩油形成及富集控制因素进行了探讨。综合研究认为，研究区延长组长7段—长2段地层具有逐层向湖盆中心进积的楔状地层结构特征；延长组物源主要来自秦岭造山带，各期楔形地层内顺物源方向以河流—三角洲—半深湖—深湖重力流序列充填，具有“同期异相”特征；长7 段发育砂质碎屑流及浊流沉积，储层横向变化快，非均质性强，总体属于低孔—特低孔、超低渗致密储层；延长组围绕长7段主力烃源岩，具有上生下储、自生自储、下生上储三种成藏组合类型，长7段主要发育自生自储（夹层）型页岩油，具有优质烃源岩—优势相带—断裂—构造共同控藏特征，其中烃源岩控制页岩油有利发育区，优势相带和断裂控制页岩油富集部位。

沁水盆地南部中浅层已经建成年产能力达26×10⁸m³的煤层气田，但深层煤层气勘探程度较低，地质认识不足。为了深化区域深层煤层气成藏特征研究，根据研究区探井钻探、分析化验及试采资料，从煤储层特征、热演化及含气特征、保存条件、温压特征等4个方面开展了深层煤层气成藏特征研究。结果表明：（1）3号煤沉积稳定，总厚度为4.0～7.3m，具有镜质组含量高、灰分低、裂隙发育的有利条件；（2）3号煤Ro为2.41%～3.03%，为高煤阶，吸附能力强，吸附含气量大于20m³/t；（3）3号煤排采水矿化度大于4000mg/L，水型为NaHCO₃，处于弱径流环境。煤层气藏具有偏低温低压的特征，表明深层煤层气藏遭受一定的破坏，未明显影响深层吸附气，但是对游离气成藏不利。研究区深层煤层气相对于已评价建产的斜坡带中浅层煤层气成藏条件更加有利，深层3号煤资源量估算1200×10⁸m³，勘探开发潜力好。

准噶尔盆地深层—超深层二叠系碎屑岩储层近年来连续获得发现和突破，已成为盆地勘探开发的重点领域之一，但其整体发育特征和控制因素尚不明确。利用关键井取心、录井、薄片及分析化验等各项数据和资料，对其储集特征和主要控制因素进行系统分析。研究认为，深层—超深层二叠系碎屑岩储层以三角洲分流河道型砾岩为主，其次为砂岩；砾石成分以凝灰岩为主，胶结物主要为浊沸石和方解石，泥质杂基发育。储集空间以孔隙和裂缝为主，形成了孔隙型、裂缝型和孔隙—裂缝复合型等3种组合；孔隙以次生溶蚀孔隙为主，垂向上形成了3个次生孔隙发育带，裂缝以压实微裂缝为主。岩石成分、成岩作用和地层超压是形成有效储层的主要控制因素，共同控制了深层—超深层二叠系相对有效储层的形成、演化和分布。

针对渤海湾盆地沧东凹陷孔二段陆相页岩岩性变化大、非均质性强，传统压裂导致页岩油水平井产量差异大的问题，在G108-8井500m岩心精细描述基础上，通过GY5-1-9H井固井滑套压裂工艺试验、多簇孔与单簇孔对比压裂模拟实验，总结了单簇孔压裂在断陷盆地陆相页岩油压裂适应性、机理及压裂施工经验。研究表明，固井滑套单簇孔压裂的裂缝开启均匀度较桥射多簇孔压裂可大幅提升1.65～2.04倍，克服了桥射多簇孔压裂靠竞争起裂导致的有些簇孔压不开，有些簇孔裂缝突进、窜扰导致套管变形的难题。固井滑套单簇孔压裂工艺可减少泵送桥塞和射孔环节，施工流程更加连续，单日最多连续完成11级压裂施工，施工压力低20%～30%，压裂车组也由20台减少到9台。GY5-1-9H井应用该工艺实现单簇孔压裂79级987m，滑套间距（簇孔间距）12.5m，压裂后首年累计产油10128t，预测最终可采储量EUR3.77×10⁴t，创造了国内页岩油水平井归一化千米井段首年累计产油和单井EUR最高纪录，是同富集区桥射多簇孔压裂井的1.34～3.15倍；该工艺在冀中坳陷束鹿凹陷应用也实现了页岩油水平井超300天的稳压稳产。固井滑套单簇孔压裂技术可为我国强非均质层系陆相页岩油的发展提供有益借鉴。

油气储量增长潜力的科学预测是油公司开展油气勘探规划与部署的重要前提和基础，但是目前常用的油气储量增长预测方法均存在一定的缺陷。基于储量升级的预测方法，对于勘探程度较低的探区往往不具备应用的条件；基于勘探成效外推的预测方法则缺乏时间系列的概念，难以揭示储量发现随时间的变化规律；基于生命旋回的预测方法与勘探工作量投入之间没有建立任何联系，因此其结果也难以在油气勘探规划与部署中发挥有效的指导作用。本研究将勘探成效与时间序列二者有机地结合，提出了基于钻探成效时间序列的油气储量增长预测新方法，建立了操作性强的建模与预测流程，提出了不同增储阶段针对性强的模型选用策略。实际应用表明，基于钻探成效时间序列的油气储量增长预测方法对于揭示探区的油气储量发现规律，评价其增储潜力，以及指导勘探规划部署等均具有重要意义。

在渤海油田稠油的热采过程中，由于物性较差或者井周堵塞，蒸汽吞吐井通常面临蒸汽注入困难的问题。岩石力学扩容作为一项新技术，能够有效解决常规增产措施存在的有效期短和作业成本高等问题。然而，目前针对储层水力扩容特性的实验研究仍然很少，特别是在考虑蒸汽吞吐开发初期或实际地层所处的真三轴应力环境下的实验。本文针对渤海L 稠油油田，对注蒸汽开发前的稠油油层岩心进行了粒径分析，以及电镜扫描与能谱分析等微观物理性质观测，并研究了真三轴应力条件下岩心的力学与高温水力扩容特性。实验结果表明，岩心粒径平均为225μm，属于细—中粒径；岩心微观结构较为松散，颗粒之间存在沥青胶结物，疏松程度高；岩心元素中Si含量与C含量最高。岩心在单轴应力下会迅速出现剪切膨胀现象，但在真三轴应力条件下由于水平应力的限制岩心体积持续被压缩，未出现扩容现象，且强度较低。真三轴高温水力扩容实验中岩心流体压力波动较大，说明在水力扩容阶段内部裂缝不断产生、发育及扩展，导致岩心体积膨胀，在到达破裂压力后岩心仍具有较强的承载能力。CT 扫描表明，岩心在水力扩容后体积膨胀明显，在水平方向表现出了较大变形，内部出现了次生复杂缝网，扩容效果良好。最后，通过现场扩容施工实例展示了渤海稠油吞吐井扩容作业的效果。以期为水力扩容与安全连通高效开采稠油提供可行性分析。