^“十一五^”以来，中国石油突出资源战略，大力实施油气储量增长高峰期工程，在鄂尔多斯、塔里木、四川、准噶尔、松辽、柴达木、渤海湾等大型含油气盆地取得了一系列重大成果，形成了中国石油历史上持续时间最长的储量增长高峰期。同时，随着油气勘探的持续突破，海相碳酸盐岩、前陆冲断带、大面积砂岩、火山岩、潜山及其内幕油气藏、致密油气、页岩气等油气地质认识取得重要新进展，进一步丰富和发展了中国石油地质理论。勘探工程技术攻关有效地促进了工程技术的快速发展，物探采集、处理、解释技术、复杂地区和深井的钻井提速，以及复杂储层和油气藏测井评价技术、水平井钻井+ 体积压裂技术等发展迅速，形成了一系列针对不同勘探领域的配套技术。未来油气勘探对象日趋复杂，勘探难度加大，但随着地质认识的深化和勘探技术的进步，油气勘探仍具有良好的发展前景。

玛湖凹陷是准噶尔盆地最富生烃凹陷，凹陷斜坡区处于油气运移优势指向区，三叠纪发育大型古背斜与 鼻凸构造，具备形成大型油气聚集区的有利构造条件，油气沿三叠系与二叠系之间不整合面运移，在鼻凸带聚集成藏。 三叠系百口泉组埋藏浅，发育扇三角洲前缘有利相带，具备大面积成藏的储集、封闭、输导以及聚集等地质条件。在 扇控大面积成藏模式的指导下，通过不断深化成藏主控因素研究，发现扇三角洲前缘相带控制储层物性与含油气性， 相带与物源的远近控制油气的富集与高产。通过重新认识相邻扇体，发现了多个高效优质储量区块。勘探实践表明， 玛湖凹陷斜坡区三叠系百口泉组具备扇控大面积成藏特征，是新疆油田现实油气储量与产量新基地。

通过地质、地震、测井、分析化验资料的综合分析，从沉积作用、成岩作用、断裂作用3 个方面，对柴 达木盆地红柳泉构造下干柴沟组下段（E₃ ¹）岩性油藏成藏的三大控制因素——沉积微相、胶结作用、微断层进行了分析。 研究认为红柳泉构造下干柴沟组下段岩性油藏并非相控，沉积微相只控制砂体的分布。压实作用主要使储层变得致密， 储集性能变差，但对物性或含油气性在横向上的变化影响不大；胶结作用在红柳泉构造上倾方向产生封堵，大致在红 113 井、红22 井、红15 井一线形成封堵带，并使油气主要聚集于斜坡带中部，胶结矿物主要是硬石膏、石膏、方解 石等。微断层发育区是红柳泉构造油气主要分布区，不同微断层封堵条件的差异则是岩性油藏的重要控制因素，造成 了相邻井含油气性的明显差异。

通过吐哈盆地石炭系—下二叠统钻井和露头石灰岩与泥岩有机地球化学特征的对比，探讨了风化作用 对烃源岩有机质特征的影响。分析发现，泥岩的有机质丰度普遍高于石灰岩，作为烃源岩，泥岩好于石灰岩，主要与 沉积环境和物质来源不同有关。野外露头样品的保存条件明显比盆地深部烃源岩样品要差。同一层位同一岩性样品在 钻井和露头上出现的差异与风化作用有关。风化作用对可溶有机质的总体组成、中低分子烃类含量等均有影响，对可 溶有机质的破坏比对固体有机质要强。泥岩与石灰岩相比抵抗风化作用的能力更强。

松辽盆地北部致密油储层为半深湖—深湖相夹三角洲前缘亚相和河流相沉积，具有纵向不集中、横向不 稳定、甜点单体规模小、连片程度差、物性变化大、含油性差异大等非均质特征；非均质性强导致的力学差异易导致 裂缝延伸不均衡、压裂段数多、规模大，对支撑剂、原材料及施工设施都要求高，等裂缝间距压裂设计不适应该地区。 为此展开攻关，形成了增产改造设计优化技术，其中裂缝间距优化、压裂井段划分、射孔优化、裂缝长度与高度优化、 裂缝导流能力优化等方法，解决了非均质储层体积压裂改造裂缝系统优化问题；同时压裂液、支撑剂、地面设施的优 化与配置，满足了松辽盆地北部致密油大规模体积改造的需求。现场试验10 口井97 段，单井压后产量平均达40m³/d， 是周围同物性条件直井的17 倍，实现了陆相非均质致密油的有效改造，对大庆油田致密油增储上产具有重要意义。

波场分离是把全弹性波场分解成纯纵波和纯横波两部分，从而能更精确地研究纵波、横波在介质中的传 播规律。采用分裂算子的方法构造等效的一阶双曲型弹性波动方程实现弹性波波场分离，以等能量震源和纵波震源作 为激发震源项，并按高阶交错网格有限差分格式进行数值模拟。理论模拟试验表明，该方法能成功有效地从混合波场 中分离出纵波和横波分量，并且稳定性好，精度高。这对研究弹性波传播规律、地震资料采集、处理及弹性波偏移成 像等具有重要的意义。

碳酸盐岩大油气田是以碳酸盐岩为主要储层的一类油气田。据不完全统计，截至2012 年底，世界上共 发现了1021 个大型油气田，其中碳酸盐岩大油气田321 个。运用统计分析、资源评价、沉积学等方法理论分析了其 中226 个主要碳酸盐岩大油气田的地理位置、层系分布、储层规模与埋深及圈闭类型等。分析表明，碳酸盐岩储层主 要分布于波斯湾盆地、墨西哥湾盆地、锡尔特盆地、滨里海盆地、美国阿拉斯加北坡、二叠盆地、四川盆地和塔里木 盆地等；其中的油气资源主要集中在上古生界、侏罗系、白垩系、古近系和新近系。碳酸盐岩大油气田类型主要为生 物礁类、颗粒滩类、白云岩类和不整合与风化壳类，通常规模较大，埋深一般小于3000m，埋深较大的主要为白云 岩和超压石灰岩。通过对碳酸盐岩大油气田的分布特征和成藏研究，发现碳酸盐岩大油气田的现今地理位置与垂向分 布受控于碳酸盐岩的平面与地层分布，古气候、古纬度控制了烃源岩的生成和碳酸盐岩的发育，古构造及其演化控制 了碳酸盐岩的储层规模及油气富集程度，沉积成岩作用控制了碳酸盐岩大油气田的储集性能，有利的生储盖配置是碳 酸盐岩大油气田形成的关键。

南大西洋两岸盆地盐下深水区已成为油气勘探的热点区域，这些盆地经历了相似的构造演化和沉积充填， 含油气地质条件也颇为相似。近年来在巴西沿岸盆地不断有重大发现，而在西非沿岸盆地盐下勘探一直未有突破。选 取桑托斯、坎普斯和宽扎3 个重要盆地，开展盐下地质特征对比研究，分析了盆地结构、沉积储层、烃源岩特征的差 异性，认为盆地构造对沉积储层起控制作用，并进一步控制了油气成藏和聚集。巴西桑托斯盆地、坎普斯盆地分别呈 现出^“两隆一凹^”和^“三隆两凹^”的构造格局，凹陷带为有利生烃凹陷，隆起区为主要油气聚集带，其规模大而且分 布比较集中；而西非宽扎盆地略呈^“三隆两凹^”的格局，与坎普斯盆地构成共轭关系，但其盐下构造格局多为垒—堑 相间的翘倾断块，规模小而分散，呈狭窄条带状展布。桑托斯、坎普斯和宽扎3 个盆地盐下均发育极好湖相页岩烃源 岩，沉积于微咸水—盐湖环境，为Ⅰ—Ⅱ型干酪根，并均已被钻井所证实。巴西桑托斯和坎普斯盆地盐下主要发育两 套储层，即同裂谷晚期生物介壳灰岩和坳陷期微生物岩；西非宽扎盆地近期的油气发现表明，其盐下亦存在此类储层。

通过对北非地区典型含油气盆地的烃源岩分布、储层特征、盖层特征、圈闭类型等进行综合性讨论分析， 总结了成藏组合的基本特征。研究认为，北非地区成藏组合烃源岩较为单一，主要为下志留统和中—上泥盆统的“热” 页岩，分布面积广、生烃潜力巨大；各含油气盆地古生界所有砂岩均为储层，主要为奥陶系和泥盆系储层，具有层位多、 品质好的特点，而古达米斯盆地存在大面积分布的三叠系储层；主要盖层为下志留 统、上泥盆统页岩，次要盖层为石炭系、下泥盆统页岩和碳酸盐岩；主要发育构造圈闭、地层圈闭及构造—地层复合 圈闭，不同类型的圈闭形成不同的油气藏；研究区域内油气运移方式主要有3 种，以横向长距离或短距离运移为主。 综合分析北非地区古生界含油气盆地主要成藏组合特征后认为，古达米斯盆地剩余油气储量最为丰富，并且生储盖匹 配良好，圈闭类型多样，保存条件优越，勘探开发程度较低，是北非地区古生界含油气盆地中勘探潜力最大的盆地。

鄂尔多斯盆地长7 油层组在湖盆中心大面积连续分布，孔隙度主要分布在4%～12%，渗透率一般小于 0.3mD，属于典型的致密砂岩储层。而划分致密油含油边界关键技术之一是确定有效储层的物性下限。在测井解释、 试油数据、储层物性分析等地质资料的基础上，根据统计学原理和超低渗透油藏流体渗流机理，分别采用经验统计法、 物性试油法、孔隙度—渗透率交会法、油气驱替模拟实验法以及最小流动孔喉半径法5 种方法，对该区有效储层物性 下限展开研究。经过研究和综合对比，确定了长7 油层组有效储层物性下限值为孔隙度5.7%、渗透率0.0276mD。

综合运用地震、岩心、薄片、地球化学分析资料，分析歧口凹陷歧北斜坡沙一下亚段致密油形成地质要素， 明确了勘探潜力。研究认为，歧北斜坡沙一下亚段稳定平缓的构造背景、大面积分布的优质烃源岩、大面积分布的非 均质致密砂岩储层、源储共生及近距离运移聚集有利于形成较大规模的致密油。歧北斜坡沙一下亚段发育多期远岸水下扇沉积，其中中扇 亚相及断裂发育区储层物性相对较好，形成常规油藏；外扇亚相薄层致密砂岩发育，致密油大面积分 布，形成典型的常规油与致密砂岩油纵向相互叠置、横向叠合连片的油藏分布序列。通过储层预测圈定致密油分布范 围163km² ，板2^上 薄层浊积席状砂甜点区是致密油钻探的首选区。