含油气盆地深层已经成为了油气勘探的现实接替领域。准噶尔盆地演化历史长、构造背景复杂，基于近年来的新发现，对盆地深层油气勘探新领域进行了预测。研究认为，准噶尔盆地深层—超深层具有原型海相盆地、西部坳陷二叠系源内非常规、富烃凹陷大型地层油气藏及南缘前陆侏罗系—白垩系四大勘探新领域。原型海相盆地受石炭系多沉积中心分散展布的烃源岩控制，可以围绕各自的烃源灶形成相对独立的全油气系统。西部坳陷二叠系源内具有常规-非常规油气藏有序聚集的成藏规律，南部盆1井西—沙湾凹陷深层是寻找万亿方大气区的现实领域。富烃凹陷深层受古地貌与湖平面联合控制，形成大型地层圈闭，凹槽区可以形成集群式规模油气藏。南缘深层侏罗系—白垩系发育大型构造圈闭，8000m以下超深层仍发育规模优质储层，具备形成大规模天然气藏的地质条件。对这四大领域的分析认为，准噶尔盆地已经进入深层勘探为主的新阶段，油气资源普遍表现为常规—非常规有序共生的特征，优质的烃源岩和有效的成藏要素为盆地深层油气富集提供了坚实的物质基础和有利的成藏条件。

克拉通盆地早古生代海相碳酸盐岩是超深层 (>6000m) 油气勘探重要发展方向，但古老碳酸盐岩岩溶储层油气藏极为复杂，其勘探成功案例对超深层油气勘探具有重要启示作用。分析塔里木盆地近 40 年岩溶储层油气勘探的艰苦探索历程，剖析超深层碳酸盐岩大油气田重大发现的理论技术与部署思路创新。结果表明，塔里木盆地奥陶系灰岩岩溶储层成因与分布极为复杂，经历岩溶储层的 4 阶段艰辛勘探。通过超深层潜山岩溶、礁滩岩溶、层间岩溶、断控岩溶储层地质理论认识创新，揭示超深层古老碳酸盐岩可能在古隆起—斜坡 —坳陷形成多种规模岩溶储层，在每度勘探受挫后指导了勘探部署思路转变与重大新突破；通过二维—三维—高精度地震勘探、超深层碳酸盐岩储层地震描述技术为主的勘探技术创新，实现了超深层岩溶缝洞储层的有效预测与钻探，支撑了超深层复杂碳酸盐岩油气藏的发现与评价。塔里木盆地勘探实践形成了超深层古老碳酸盐岩岩溶储层的勘探理论技术，突破了克拉通盆地“古隆起控油”与“生油深度死亡线”等传统勘探理论，实现了从古隆起高部位向超深层斜坡—坳陷的潜山岩溶—礁滩岩溶—层间岩溶—断控岩溶储层大油气田的重大发现，理论认识与地震勘探技术创新、勇闯禁区的勘探思路转变与勘探开发一体化是超深层古老碳酸盐岩勘探大发现的成功经验。

为突破中国石油企业海外风险勘探面临的优质资产获取难、存量资产发展受限等瓶颈，提升国际竞争力，系统剖析国际领先石油公司风险勘探决策机制。通过专家访谈、咨询调研等方式获取核心资料，选取埃克森美孚、埃尼、壳牌、艾奎诺、道达尔能源、bp6家具有行业代表性的国际石油公司，并重点解剖艾奎诺、埃尼、壳牌3家战略平衡型企业的决策管理体系。研究表明，国际石油公司构建了四阶段标准化决策流程（初步评估与筛选、深度研究、实施方案研究和执行），并形成三大核心机制：依托专业团队分工体系实现“勘探新项目团队—勘探技术团队—管理团队—质控团队”全流程支撑；通过战略导向型投资组合优化平衡风险与收益；建立技术协同创新机制，整合高性能计算平台与智能决策系统提升决策效率。典型案例研究表明，艾奎诺通过区域整合型组织架构缩短决策链条，埃尼采用“双勘探模式”与“多轨并行”决策实现战略目标，壳牌依托成藏组合分析框架强化勘探目标优选。基于中国石油企业体制机制特点，提出战略—资产组合协同优化、决策流程标准化再造、智能管理平台建设、内控体系完善四维改进路径，为提升我国海外油气勘探决策质量、实现从规模扩张向效益优先转型提供理论依据与实践参考。

万米深层是库车坳陷源内天然气勘探的重要领域之一，因其资源量大、保存条件好、油气充注近邻而成为潜在的接替领域；但也存在诸如构造圈闭、规模储层和成藏类型等不明确的关键问题。文章基于深部构造地质结构解剖、生烃潜力评价、储层物理模拟和成藏模式综合研究，开展了万米深层天然气的成藏关键条件分析和领域选区。研究表明：库车坳陷万米深层域发育受煤系地层及巨厚泥岩、古生界不整合双滑脱层控制的大型断背斜、背斜和断块构造，这些构造在克拉苏冲断带万米深层集中发育；万米深层域发育巨厚的三叠系—下侏罗统高—过成熟煤系和湖相泥岩烃源岩，生烃量 （1000~3000）×10⁸m³/km²；大面积广域分布的辫状河三角洲下平原—前缘巨厚砂体和晚期快速深埋、超高温压强构造挤压应力作用下，大规模发育的裂缝—孔隙型储层，在万米深层仍具有5%~10%的孔隙度和1mD以上的渗透率；万米深层领域主要为三叠系—下侏罗统近源 / 源内的区域性生储盖组合，以构造—岩性致密砂岩气藏为主，优选克拉苏冲断带可勘探面积达4200km²，天然气资源量可达1.5×10⁸m³，其中克深气田之下构造圈闭是有利目标区。该研究成果将为国内万米深层碎屑岩领域天然气勘探奠定基础认识，为库车前陆盆地冲断带克拉—克深之下再找大气田夯实地质理论基础。

随着中国含油气盆地油气勘探程度的不断提高，拓展战略接替领域已经成为油气发展的关键问题。最新勘探突破揭示，四川盆地源内致密气具有超万亿立方米的资源潜力，有望成为新的战略性接替领域。基于大量岩心精细描述、测井解释和地球化学数据分析，探讨了四川盆地源内致密气成因类型及层系展布特征，揭示了其油气成藏富集规律，明确了资源潜力及未来勘探方向。结果表明：（1）四川盆地受多旋回构造演化和海—湖平面频繁波动影响，发育多套优质厚层烃源岩，形成了海相和陆相多类型源内致密气；（2）源内致密气具有两种源储配置样式，一是近源成藏，被烃源岩包裹，封盖条件优越，如筇竹寺组致密气和须五段致密气；二是源储一体、高压封存，如雷三²亚段和茅一段海相泥灰岩致密气；（3）筇竹寺组致密砂岩、雷口坡组海相泥灰岩和须家河组五段致密砂岩3套源内致密气资源潜力合计超过4×10¹²m³，是未来勘探重要领域；其中筇竹寺组致密气最有利区为资阳—蓬莱地区，海相泥灰岩有利区集中在蜀南—川中地区，须五段致密气有利区为蓬莱—金华地区。

野外露头和钻井揭示柴达木盆地普遍发育古生界—中生界煤岩，具备一定的生烃潜力和良好储集性能，是盆地全新的勘探领域，但研究认识程度较低。通过对柴达木盆地中生界中侏罗统大煤沟组和古生界上石炭统克鲁克组煤岩沉积环境、煤岩分布、煤质特征、煤岩储层特征及煤岩气资源量和富集规律等方面开展系统研究，评价了柴达木盆地的煤岩气资源潜力，提出了勘探部署方向。研究表明：（1）中侏罗统湖沼相煤岩单层厚度为 2～30m，分布面积达11100km²；上石炭统海陆过渡相煤岩单层厚度为1～6m，分布面积为5689km²。（2）中侏罗统和上石炭统煤岩为半光亮—光亮煤，达到中煤阶演化阶段，均具有生气能力；中侏罗统大煤沟组煤岩TOC为32.22%～79.50%，平均为62.85%，R_o为0.77%～1.38%，平均为0.9% ；上石炭统克鲁克组煤岩TOC为35.67%～98.34%，平均为72.40%，R_o为 0.92%～1.82%，平均为1.57%。（3）煤岩储层孔渗性能好，割理密度高，呈网状分布，连通性好；气孔、铸模孔、溶蚀孔、晶间孔和植物组织孔等基质孔隙发育；煤岩实测孔隙度达5.26%～34.01%，平均为15.65% ；渗透率为5.11～12.60mD，平均为8.91mD。（4）纵向上发育5种煤岩气聚散组合，其中广泛分布的煤岩—泥岩与煤岩—石灰岩聚气组合，封闭条件好，录井全烃气测峰值高，是煤岩气富集的最佳组合。（5）优选柴达木盆地北缘圆顶山—九龙山地区中侏罗统和德令哈地区都兰—乌兰地区上石炭统有利区作为首选勘探战略部署区带。上述认识以期指导柴达木盆地煤岩气战略部署，开辟煤岩气勘探新领域，揭开盆地天然气勘探新篇章。

鄂尔多斯盆地侏罗系勘探五十年来持续取得突破，为明确其控藏因素及勘探潜力，基于前期已发现油藏及完钻探评井，利用钻井地质资料、岩心分析及地震资料，系统开展盆地前侏罗纪古地貌、砂体、构造的精细刻画，分析三维区断层发育特征，明确研究区侏罗系油藏类型及控制因素，指出盆地侏罗系勘探方向及潜力。结果表明：(1)前侏罗纪古地貌呈现“U+V”形多阶古河结构，发育河间丘、阶地等九类细分单元，控藏特征显著； (2)侏罗系油源主要来自三叠系长 7 烃源岩，晚侏罗世—早白垩世幕式充注为油藏广布奠定基础； (3)古河与低幅度鼻隆构造耦合控制油藏集群分布，三期断层接力输导形成立体成藏模式；(4)盆地西缘断裂复杂区、靖边斜坡东北部及成熟区精细勘探仍具亿吨级资源潜力。研究成果深化了侏罗系成藏理论认识，支撑了勘探新突破。

塔北地区上寒武统下丘里塔格组临近北部坳陷和库车坳陷，具双源供烃条件，油气地质条件良好，雄探1井的突破揭示其巨大的勘探潜力。下丘里塔格组缺乏层序格架下的精细沉积特征、沉积微相分布规律和沉积模式研究，制约了下丘里塔格组下一步勘探。通过肖尔布拉克露头区6条剖面共2334.4m地层实测，两个剖面自然伽马曲线和碳同位素曲线实测，555 块样品采集并制作岩石薄片进行分析，系统识别了下丘里塔格组地层与层序特征、沉积特征和沉积模式。基于岩性、自然伽马曲线和碳同位素曲线对比明确研究区下丘里塔格组对应台盆区的SQ7和缺失顶部的SQ8；颗粒云岩、凝块石云岩、叠层石云岩和层纹石云岩为最主要岩石类型；整体为局限台地相，包括5种亚相、6种微相，组合成7种典型沉积序列。受温宿—牙哈古隆起影响，SQ7沉积时期为多种微相频繁旋回变换的潮坪亚相沉积，横向差异较小，建立了由古隆起往盆地方向依次发育潮上带—潮间带—潮下带的沉积模式；SQ8时期由潮坪亚相过渡至台内滩亚相，横向丘体和滩体占比差别较大，建立了古隆起往盆地方向依次发育潮间带—潮下高能带—台内滩沉积为沉积模式。露头区SQ7内部发育61～74个沉积序列，单个沉积序列可构成优质储—盖组合，上百米地层内沉积序列连续发育具备形成叠置连片分布的岩性油气藏潜力；SQ8丘滩体储层广泛发育，具备形成优质构造油气藏的潜力。塔北西部地区受温宿—牙哈古隆起控制丘滩相储层广泛发育且物性好，当上覆为致密岩性且存在通源断裂时，易形成优质油气藏，为勘探有利区。研究成果为塔北地区下丘里塔格组下一步油气勘探提供了方向。

深层—超深层由于其蕴藏的丰富油气资源成为了当前国内外油气勘探和研究的重点领域，揭示深层—超深层油气藏最大埋深对深层油气资源评价、超深钻井部署、勘探风险认识等具有重要的现实意义。本文基于全油气系统理论提出了一种预测深层—超深层油气藏最大埋深的方法和流程，该方法能够对含油气盆地内常规、致密和页岩油气藏的最大埋深进行定量预测。研究以已经发现的油气藏和钻井资料为例，分别对我国塔里木、准噶尔、四川、鄂尔多斯、松辽、渤海湾等含油气盆地油气藏最大埋深进行了预测。结果显示，中国六大含油气盆地常规油气藏、致密油气藏和页岩油气藏对应的最大埋深通常情况下分别介于800～4400m、5050～7990m和5400～9300m。油气藏的最大埋深随着大地热流减小、含有机母质类型变好、储层亲油性增强而增大，随着钻探技术和预测水平提升发现油气资源的领域将不断扩大。此外，构造变动也会改变实际地质条件下油气成藏的最大埋深，研究依据浅—中—深油气实际钻探结果，预测出塔里木盆地寒武系—奥陶系碳酸盐岩超深层油藏的最大埋深（9500±50)m，气藏最大埋深超(10500±100)m。

油田公司依据《地震勘探资料解释技术规程》（GB/T 33684—2017），考核地震构造成果精度的重要指标是井—震深度误差精度。在执行过程中出现了两个问题，一是国标中绝对误差及相对误差精度只是人为规定的，缺少一定的理论依据和技术支撑，在实际生产中可操作性不强 ; 二是油田公司制定相应的企业标准，不断提高的井—震深度误差精度远远超过地震纵向分辨率。笔者结合四川盆地油气勘探实践，深入分析影响井—震深度误差的4个主控因素：（1）偏移成像方法；（2）变速深转换速度误差；（3）层位标定；（4）地震勘探纵向分辨率。井—震深度绝对误差，与地震勘探纵向分辨率波长λ的大小相关联。因此，可应用地震勘探纵向分辨率的波长理论，针对油田的勘探、评价、开发和精细开发等不同阶段，取地震波长的不同分数值λ_n和K_λn，分别作为井—震深度绝对误差及相对误差的重要参考指标，在实际工作中具有可操作性，可供油田管理者在考核地震构造成果精度时做为参考指标。

长庆油田致密油建产时间长、规模大，目前仍是油田产建的重点对象，新建产能占比36.6%。针对致密油地质特征，以实现井网井距与缝网最佳适配为目标，综合应用地质工程一体化研究手段，通过数值模拟、大数据分析、矿场实践等方法开展压裂优化设计，形成短水平井连续油管精准分段压裂技术，集成配套“压裂时机优化、裂缝差异设计、裂缝精准控制、强化渗吸驱油、多级缝内暂堵、定方位射孔”等关键技术。技术模式已经在长庆油田致密油藏开展200余口井，实现了水平井缝控程度与产油量大幅提升，微地震监测结果证明，缝控程度由60%提升至85%以上，百米水平段长初期产量由2.0t/d提升至3.4t/d，单井产量保持稳定，达产年单井产量3.2t/d，整体效果较好。研究成果形成的压裂关键技术，有效支撑了鄂尔多斯致密油高效开发，为其下一步攻关提供了方向，取得认识可为国内其他类似油田规模效益开发提供参考和借鉴。

呼图壁地区HT1井区储层埋深较大，低孔低渗透且致密，高温高压和天然裂缝发育条件下的裂缝扩展规律尚不明确，压裂施工存在挑战。针对此问题，首先对目的层岩心在高温高压条件下进行三轴压缩实验，获取弹性模量、泊松比等参数分布特征；然后基于地质工程一体化方法，综合利用相关实验数据、岩心、测井及地震解释等资料，建立三维地质力学模型；最后以地质力学模型为约束，开展考虑天然裂缝的直井压裂扩展模拟、施工参数优化设计以及生产历史拟合及预测。结果表明：（1）目标区块杨氏模量平均值为37.5GPa，泊松比平均值为0.25，最大水平主应力平均值为220MPa，最小水平主应力平均值为180MPa，最大、最小水平主应力值远大于常规气藏（普遍小于100MPa）；（2）基于停泵压降的裂缝参数反演，通过设置小尺度天然裂缝参数长度为70m，间距为150m，拟合了压裂缝长；（3）排量8m³/min，射孔长度8~10m，加液量910m³，砂比10%~16%为最优参数；（4）压裂投产下，稳产时间延长8年、累计产气量增加16.13×10⁸m³，压裂效果改善明显，为相关区块开发提供指导意义。