基于对美国页岩革命的历程及中国陆相盆地与美国海相盆地页岩油地质、工程特征差异性的分析,提出了中国陆相页岩油革命值得关注的10个问题,包括美国页岩油与致密油术语的使用及演化、美国页岩油/致密油的发展历程、页岩革命的提出与内涵、美国页岩革命成功可借鉴的体制机制经验、美国页岩油工作模式、页岩油盈利模式与投资渠道的关系、页岩油产量递减关系、中国页岩油突破的具体时间、页岩油的分类原则与标准和中国陆相页岩油革命。研究认为,北美地区页岩油和致密油的概念在某种程度上是相同的;美国"页岩革命"的核心是提高钻完井效率、降低建井成本、提高单井产量,其工作模式发展阶段主要从井型的变化、水平井水平段长的变化和水力压裂的发展来划分;钻完井数是反映页岩油勘探开发活动的重要指标;页岩油开采的盈利模式与投资渠道关系紧密,美国公司追求尽快收回投资获取利润,普遍采用放压生产模式,产量递减快,生产曲线呈"L"型;在体制机制上,运用市场机制、"油公司+精益化管理"项目运营模式、建立共享开放的数据库等经验值得借鉴。从资源基础、工程技术能力和产量预期来看,中国具备陆相页岩油革命成功的基本条件,全力推进页岩油勘探开发的市场化、技术与管理方式变革,突出页岩油"质的发展与量的突破",切实将资源量转变为储量、将储量转化为效益产量,可以确保页岩油革命取得胜利。

中国煤层气资源种类齐全且极为丰富可靠，具有形成年产千亿立方米级新兴大产业的资源基础。在国家的大力支持下，经过30年的艰苦努力，中国煤层气勘探开发取得重大进展，形成了年产百亿立方米级的煤层气产业。但距年产千亿立方米级的大产业目标相距太远，且煤层气连续3个五年计划没有实现预期目标，同时也失去了明确的发展方向，中国煤层气产业发展处于前所未有的困境。在中国亟需大力发展的天然气产业中煤层气贡献微薄，其根本原因是30年来国内外所建立的煤层气勘探开发理论与技术不能完全体现煤层组成、孔隙结构特征与煤层气以吸附态为主的赋存状态，现有技术不完全切合煤层气的产气机理，不具备普适性。在深入分析煤层气产气机理的基础上，提出了将煤矿瓦斯学科与天然气开发学科相融合，建立起科学、实用的煤层气勘探开发理论与技术，并提出4类煤层气资源都可据此建立起科学、实用的理论与技术，以实现高效勘探、有效开发。进一步从煤层气资源状况、油气勘探开发技术进步、煤层甲烷赋存、运移规律研究进展等方面论述了中国建成千亿立方米级煤层气大产业的可能性及实施路径。煤层气大产业需要依靠煤炭和油气两大行业交叉融合，加强基础研究，从源头创立适用于各类煤层气藏实现高效勘探、有效开发的理论与技术体系，产生一个新的学科（方向），形成一个新的生产、技术、行业领域，建成一个大产业的路线，从而实现"由煤层气勘探开发原创理论与技术支撑形成一个煤层气新兴大产业的发展战略"，确保中国年产千亿立方米级煤层气大产业尽快形成，从而大幅度降低中国天然气对外依存度，并力争逐步实现中国天然气自给自足。

渤海湾盆地渤南低凸起西段太古宇潜山带具有良好的油气成藏条件，渤中26-6油田是整装的太古宇油田，原油探明储量超亿吨。利用大量岩心、岩石薄片、测井和地球化学等资料对渤中26-6油田进行系统研究后认为：太古宇潜山储层在垂向上可划分为风化砂砾岩带、风化裂缝带和基岩带，其中，风化裂缝带是最主要的储层发育带；在印支期、燕山期、喜马拉雅期3期构造运动下形成的裂缝是太古宇潜山储层发育的基础，印支期的挤压碰撞与燕山期的走滑逆冲是裂缝形成的主要动力，喜马拉雅期近SN向的伸展作用保持了先期裂缝的有效性；在裂缝沟通下，大气淡水溶蚀形成了面积广泛的潜山优质储层，距不整合面约420 m以浅的范围是优质储层发育段；潜山上覆盖的"弱超压、强稳定"东营组泥岩为大型油藏的保存提供了良好的封盖条件；渤中26-6油田太古宇潜山与其南侧的黄河口凹陷烃源岩直接接触，与北侧的渤中凹陷烃源岩以不整合面相连，形成了多元立体油气运移充注模式。上述认识指导了渤中26-6油田太古宇高丰度油藏的高效勘探，进一步完善了渤海湾盆地深层太古宇潜山的成储、成藏模式，对于渤中凹陷西南环太古宇潜山带的油气勘探具有重要的指导意义。

深部煤层气是中国未来天然气规模性增储上产的重要领域，回顾深部煤层气地质研究历史与进展，评述面临问题和探索方向，可为发展适应性勘探开发技术提供借鉴。分析表明，中国在20余年的深部煤层气地质研究中主要取得3方面进展。第一，界定了深部煤层气基本概念及其科学内涵，发现深部煤层吸附气含量存在临界深度，这一深度主要取决于地温梯度和地应力梯度两者的耦合关系，其他地质因素对临界深度具有调整作用；吸附气含量降低可能导致游离气含量随之增高，结果是形成煤层气在深度序列上的有序聚集，在深部形成富含游离气的高饱和—超饱和煤层气藏。第二，对深部煤层地质属性的研究进展显著，认识到深部煤层吸附性减弱及游离气含量增高是地层压力正效应与地层温度负效应之间动态平衡的结果；发现在深度剖面上地应力状态转折带附近存在煤层"高渗窗"，与深部煤层可改造性相关的地层温度、压力指标可能具有"门限"性质，温度补偿效应和变孔隙压缩系数效应可能使得深部煤层渗透率衰减速率显著降低。第三，对深部煤层气成藏作用与地质评价的研究逐渐深入，对成藏作用原理的探讨聚焦在由埋深变化引起的煤层含气性、渗透率垂向分布及其地质控制等5个方面，初步揭示了煤层气成藏"深度效应"。对现场案例进行的剖析经历了由盆地到有利区、由有利区到"甜点"、由控藏到控产的认识深化过程。分析认为，基础地质（成藏作用）、勘查地质（评价优选）、开发地质（动态过程）3方面有机衔接和深度耦合，是面向深部煤层气勘探开发地质—工程一体化所需探索的关键方向，建议未来研究应聚焦"深度效应"，包括深部煤层气藏特征的系统描述和气藏工程对地质条件响应的刻画。

2022年，苏北盆地高邮凹陷针对古近系阜宁组二段（阜二段）实施了两口重点页岩油探井——HY1HF井和H2CHF井，压裂后在排采阶段分别获得29.7 t/d和50.5 t/d的工业油流，实现了高邮凹陷阜二段页岩油勘探的重大突破。综合来自HY1井等的岩心和岩石薄片观察以及X射线衍射全岩矿物、氮气吸附、核磁共振、冷冻岩心有机地球化学分析等实验资料，结合HY1HF井、H2CHF井等井的生产动态数据，系统分析了高邮凹陷阜二段页岩的地质特征，进一步揭示了苏北盆地阜二段页岩油的富集规律及控制因素。高邮凹陷阜二段发育半深湖—深湖亚相泥页岩，具有纵向厚度大、平面分布广的特征，是其页岩油富集的基础。页岩的岩相控制着"生油甜点"和"储集甜点"在平面上和纵向上的分布，其中，黏土矿物含量相对较高的岩相具有较好的生烃潜力，长英质矿物、碳酸盐矿物含量较高的岩相表现出具有较好的物性和孔喉结构。根据岩性组合特征，阜二段页岩油藏可划分为"自生自储"型、"泥生灰/云储"型和"泥生砂纹储"型。"泥生灰/云储"型页岩油藏的源-储组合中发育优质孔-缝体系，具有含油性好和流动性高的特点，且已有的生产动态资料表明，这类页岩油藏具有较好的页岩油产能。良好的保存条件和页岩加熟生烃增压是页岩油高产、稳产的关键。高邮凹陷阜二段页岩油的勘探突破表明苏北盆地古近系页岩油具有良好的勘探前景，高邮凹陷是增储上产的重点领域。该研究成果对于中国东部陆相断陷盆地页岩油的勘探开发具有重要的借鉴与指导意义。

以盆地模拟为核心内容的成因法在勘探生产中得到广泛应用。中国的盆地模拟理论研究走在世界前列,但应用软件研发落后于世界其他国家。中国市场上的39种盆地模拟应用软件或算法中有75 % 来自国外公司,而国际市场上流行的盆地模拟软件,100 % 出自国外公司。盆地模拟研究目前面临的主要挑战是早前普遍应用的经典油气系统理论不能有效适用于非常规油气资源评价。采用全油气系统理论可以应对当前挑战:首先,基于全油气理论阐述了常规和非常规油气资源联合共存的基本特征、成因机制和分布规律,为常规和非常规油气资源预测评价提供了理论和方法指导;其次,通过建立常规和非常规油气藏的联合成因模式,确立了生烃总量与油气资源量之间的物质平衡关系,研发了常规油气、致密油气和页岩油气3类资源的预测评价关键技术;然后,建立了全油气系统生烃总量等与其演化产物之间的5组物质平衡方程,分析了原始烃量比率、运聚系数、可动烃比率、采收率等关键地质参数,提出了研发3类12项盆地模拟关键技术。基于全油气系统理论和现代信息技术来构建新一代盆地模拟系统,有望实现油气资源评价定量化、自动化和智能化,使油气资源总量提高5~8倍,预测评价资源的深度增大3倍以上,预测评价资源结果的可靠性大幅提升,并解决目前面临的卡脖子难题。

中国深部煤层气（埋深>1 500 m）资源丰富，具有吸附气与游离气共存的赋存特征，其赋存状态、成藏特征和开发规律与中—浅部煤层气存在显著差异，成藏演化规律尚不清晰制约了其高效勘探与开发。以鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县区块深部8号煤层为例，通过精细刻画深部煤层气的成藏特征，模拟深部煤层的埋藏演化史、热演化史、生烃演化史，完善了深部煤层气的富集成藏规律和成藏模式，并提出了针对性勘探开发对策。研究结果表明，大宁—吉县区块深部8号煤层全区发育、有机质热演化程度高、干酪根类型为Ⅲ型、生烃潜力大，总生烃强度为（20.2~34.7）×10 ⁸m ³/km ²；深部煤储层发育割理、裂隙、组织孔、胞腔孔、气孔、晶间孔和溶蚀孔等储集空间，为深部游离态煤层气提供了良好的储集条件；构造-岩性-水动力耦合封闭利于深部煤层气保存。研究区深部煤层的成藏演化可以划分为初始生烃阶段（阶段Ⅰ，306~251 Ma）、第1次热成因生烃阶段（阶段Ⅱ，251~203 Ma）、有机质热演化作用减缓阶段（阶段Ⅲ，203~145 Ma）、生烃高峰阶段（阶段Ⅳ，145~130 Ma）和成藏状态定型阶段（阶段Ⅴ，130 Ma至今）5个阶段。研究区深部煤层气表现为游离态与吸附态共存，提出了深部煤层气"广覆式生烃、箱式封闭、微构造调整、自生自储、毯式成藏"的富集成藏规律，建立了微幅褶皱与物性耦合控藏（Ⅰ型）、微幅单斜与水动力耦合控藏（Ⅱ型）、物性与水动力耦合控藏（Ⅲ型）3类深部煤层气成藏模式。研究认识有效指导了大宁—吉县区块深部煤层气勘探有利区的优选，建立了深部煤储层有利区评价指标体系，针对不同成藏模式发育区，提出了差异化开发方案，助力研究区实现了深部煤层气真正意义上的效益开发。研究认识对于中国其他区块开展深部煤层气勘探与开发具有重要参考与借鉴意义。

层序地层学不仅为盆地分析提供了等时地层格架，也为沉积古地理研究和沉积矿产勘探开发提供了地质综合构型，在学术界和工业界受到广泛欢迎。30多年来，层序地层学得到快速发展，特别是在陆相盆地层序形成控制作用，断陷、坳陷和前陆湖盆层序地层构型与砂体分布，陆相湖盆层序地层研究方法等方面取得了显著进展。未来陆相湖盆层序地层学应该重点关注不同类型沉积盆地层序地层构型、陆相湖盆层序地层学研究标准化、研究程序规范化、层序与源-汇系统关系、层序与滨线迁移轨迹关系、不同地层叠加样式与滨线轨迹关系、深水层序地层学、层序构型与数值模拟等发展方向，以更好指导能源勘探开发应用研究。

水驱开发油田由于注采关系复杂、驱替场动态变化频繁以及长期注水,导致层间矛盾加剧,已进入到深度精细注水开发的新阶段。结合静态与动态生产数据进行注水开发方案调整,有利于掌握油藏的动态变化与实现有效剩余油挖潜。为保证优化的注水方案和先进的分注工艺相结合,系统综述了油藏动态分析技术发展现状,重点阐述了人工智能方法与油藏工程交叉融合辅助注水开发方案调整的核心问题,同时结合前沿智能化理论与方法对未来注水开发方案智能精细化调整趋势进行了探讨和展望,即充分利用精细智能分层注水工艺实时监测的大量动态生产数据。未来注水开发方案优化的研究重点将聚焦于"动态数据+物理约束+人工智能算法"的深度融合,进一步推动水驱开发油田监测数据实时采集、油藏动态实时预测和注水方案实时优化的智能优化应用落地,最终实现注水方案设计与优化和井下分层注水实时调整同步的油藏和采油工程一体化。

构造动力控制储层性质是陆内冲断带的重要特征，为了明确天山陆内冲断带在喜马拉雅期的构造逆冲推覆作用对超深层砂岩储层的成岩响应特征，开展了基于大量实验分析和多尺度成岩物理模拟的构造动力推覆岩石响应和规模储层成因模式研究。结果表明，天山冲断带在喜马拉雅期的逆冲推覆构造活动强烈，构造活动自盆缘向盆内逐渐减弱，在构造逆冲推覆挤压作用下砂岩主要有3种响应：压实减孔加深储层基质致密性、破裂造缝增渗加剧储层非均质性、异常增压加大流体—岩石作用的有效性。大尺度构造推覆挤压效应的模拟表明：含膏盐地层在构造推覆作用下的岩石应力、应变集中区主要位于盐下冲断叠瓦带，向冲断前展带方向岩石受力明显减弱；含煤地层在构造推覆作用下的岩石应力、应变集中区主要位于叠瓦带的巨厚砂岩中，向推覆前展带应变明显减弱，其中，煤层及砂泥岩互层中的岩石应力、应变较弱，但褶皱构造发育明显；在高温超压条件下，有机酸沿裂缝网络的溶蚀作用增强，裂缝-孔隙-喉道的连通性明显增强。天山冲断带的超深层主要发育2种成因模式的规模储层。在万米埋深以内，强构造挤压区裂缝-孔隙型储层的孔隙度可达5%~8%，弱构造挤压区孔隙型储层的孔隙度可达7%~12%，有利勘探面积达3.76×10 ⁴km ²，是近期超深层效益勘探值得重视的有利领域。

中国石油工业上游取得了举世瞩目的成就，在资源困难的条件下原油年产量保持在2×10 ⁸t水平，天然气产量实现了快速增长，2022年的天然气产量达2 200×10 ⁸m ³。中国已成为世界第四大产气国。通过探讨中国石油天然气的勘探开发形势，分析中国石油工业上游面临的理论技术挑战，展望了未来中国石油工业的发展前景。中国油气勘探开发已全面进入深层、深水、非常规领域。预测直到2035年中国的原油产量将在2×10 ⁸t稳产，天然气产量将在3 000×10 ⁸m ³稳产。中国石油工业上游的发展面临着来自深层、深水、非常规、老油气田提高采收率以及碳捕集与封存（CCS）/碳捕集、利用与封存（CCUS）五大领域的理论与技术挑战。未来石油工业的发展将更多地依靠深层、深水、非常规领域的油气地质理论和技术创新。形成新一代适应深层、深水、非常规油气勘探开发的理论、技术、装备与高效施工作业队伍是目前实现油气高效益、低成本开发的关键。先进的适应深层、深水、非常规油气勘探开发，以及老油田提高采收率和CCS/CCUS业务的技术与装备是未来一段时期发展的关键。

海洋油气勘探开发在中国正处于蓬勃发展阶段,在渤海湾浅水海域和中国南海深水及超深水海域积累了大量的油气钻井作业经验,形成了一系列适用于中国海洋油气钻井作业的关键技术,为中国海洋油气工程技术发展奠定了良好的基础。浅水钻井以丛式井、水平井、大位移井、高温高压井、多分支井等钻井技术为主,深水钻井则主要集中在深水浅层建井技术、深水深层钻井技术等领域。渤海"优快钻井"发展历程及南海荔湾22-1-1井的深水钻井作业实践,充分体现了中国海洋油气钻井技术的飞速发展,其中,浅水钻井技术与国外同步,特别在隔水导管设计与安装等技术领域已经处于国际领先地位。深水钻井技术由于起步较晚,在水下井口、水下防喷器、隔水管等关键装备方面仍存在一定差距,面对深水钻井关键技术装备领域的"卡脖子"挑战,需要加大技术攻关和创新力度,才能应对未来深水、超深水油气钻井技术发展需求。

四川盆地天然气资源量居中国首位,目前探明率仅为18.8 %,勘探开发潜力巨大。近几年,四川盆地油气勘探相继在深层—超深层海相碳酸盐岩、海相非常规天然气、陆相致密气及陆相页岩油等新领域、新层系、新类型取得重大突破,展示出巨大的资源前景。川西—川中地区深层—超深层海相碳酸盐岩气藏多层系立体成藏,优质烃源岩供烃,多层系高能丘滩相储层垂向叠置、横向连片,源-储配置好,断裂输导体系发育,但勘探程度低,有望形成新的万亿立方米级规模增储区。川西—川中前陆坳陷—斜坡带为陆相致密气富集有利区,以须家河组为主力烃源岩,形成须家河组、侏罗系沙溪庙组两套成藏体系,已发现千亿立方米级大气田,累计提交地质储量超过1×10 ¹²m ³,成为四川盆地天然气产量新的增长极。二叠系和侏罗系页岩、泥灰岩、煤岩等非常规含油气层系均连续稳定分布,油气大面积富集成藏,以川中—川东地区最为富集,已取得勘探突破。二叠系非常规天然气有利勘探区资源规模近8×10 ¹²m ³,侏罗系页岩油有利勘探区资源量为16.96×10 ⁸t。川西—川中地区深层—超深层海相碳酸盐岩天然气以及陆相致密气已形成四川盆地新的规模增储主阵地,非常规天然气及陆相页岩油是重要的资源接替领域。

中国历经10余年的页岩气压裂理论创新与工程实践，已形成中浅层（<3 500 m）海相页岩气压裂理论与技术体系，支撑了海相页岩气规模效益开发。中国深层（3 500~4 500 m）—超深层（>4 500 m）页岩气技术可采资源量占页岩气总可采资源量的56.63%，实现高效开发是页岩气产业发展和保障油气安全的主战场；四川盆地及其周缘深层—超深层页岩气可采资源量占其总可采资源量的65.8%，是高效开发页岩气和建设"气大庆"的主阵地。基于中国深层—超深层页岩气压裂的前期探索与实践认识，根据深层—超深层页岩气压裂的10大特征，分析了由此衍生并亟待解决的6个基础问题或面临的挑战，提出了亟需创新的5个关键理论和方法，指出了深层—超深层页岩气压裂的10个发展方向，并强调：中国页岩气开发要"深浅并重"，中浅层要继续规模建产和提高采收率；深层—超深层要实现高效开发，进军深层—超深层机遇和挑战并存，尚需不断"砺剑"，加快建立中国深层—超深层页岩气压裂理论与技术体系。

中国叠合盆地超深层油气资源丰富,是重要的战略接替领域。勘探研究与实践揭示,超深层油气成藏条件具有两分性:有利成藏条件只存在于特定的盆地环境,具有地域性;不利成藏条件是超深层固有属性,具有普遍性。烃源灶有效且有规模、储集层至今保持有效储集性能且有规模、生-储-盖要素存在空间组合且至今保持有效性是超深层是否具有勘探价值的决定性要素。有利于超深层具备勘探潜力的盆地具有以下特征:①存在克拉通差异沉降演化,且在漫长地质历史时期未被深埋,烃源灶发育且至今仍在有效生烃窗口;②发育碳酸盐岩为主的沉积层系,存在颗粒型台缘和台内滩并经过建设性成岩作用改造,或者在地质历史时期曾经历地下 水溶蚀淋滤,使超深层孔隙(含裂缝、溶洞)发育的储层至今依然有效;③碎屑岩、基岩或火山岩储层发育需要满足长期浅埋+ 后期深埋且深埋时间不长、存在构造桥的托举作用、较少压实作用影响、构造作用产生裂缝或长期风化作用建设性改造结晶岩类等单一要素或多种要素组合作用;④盆地总体呈中—低地温场,或烃源岩发育阶段环境中无过量放射性物质存在,规模生烃过程不被速化。不利于超深层成藏的原因有:①机械压实和高温高压导致超深层成岩作用强、岩石颗粒塑性增加,不利于储层孔隙空间的保存;②超深层因埋藏深、埋藏历史长,多数烃源岩已经失去生烃能力,烃源灶有效性受限;③形成生-储-盖-圈有效组合的机会偏少,且有经济性的资源成矿几率降低。中国超深层油气资源丰富,勘探潜力大,但规模勘探面临着成藏理论有待完善、工程技术有待提高等挑战,亟待开展攻关研究。

深部煤层气勘探与开发先导试验取得的重要突破展示了良好的勘探开发前景。但深部煤层气埋藏较深、非均质强，影响开发效果的地质、工程因素众多，合理的开发对策尚不明确。通过分析鄂尔多斯盆地8号煤层的成藏规律与开发地质特征表明：8号煤层有机质成熟度高，全盆地稳定分布，生烃潜力巨大；深部煤岩储层微孔、介孔、宏孔和微裂缝体积平均占比分别为78.0%、6.8%、2.1%和13.1%，为典型的多重孔-裂隙系统，储集条件复杂；深部煤层气通常位于临界深度以下，构造抬升幅度更小，埋藏深，储层相对致密，断裂不发育，水动力较弱，保存条件更好；深部煤层气含气量高且吸附气与游离气共存，煤体结构发育相对完整，更有利于压裂改造，气井排采早期产气量便快速提升，具有早期产量高、递减快的特征，按照解吸规律可划分为游离气采出、稳产和递减3个开发阶段。针对深部煤层气的开发难点，结合致密气与页岩气的开发经验，提出坚持三维地震先行、建立储层地质力学模型、工厂化大井丛建产模式、坚持先导试验4点针对性建议。以大宁—吉县区块为例，总结了先导试验取得的规律认识，以期为深部煤层气进一步开发提供借鉴。

中国页岩油气资源丰富,已成为现实接替能源。但目前页岩油气分类体系、资源起评标准及评价方法存在分歧,造成其评价结果差异较大。在深入分析页岩油气内涵、分类及地质特征的基础上,通过系统总结前人的研究成果,明确了页岩油气的分类方案,并提出与之相适应且规范的资源评价方法,进而评价和分析了中国页岩油气资源潜力。评价结果表明:中国10大盆地页岩油地质资源量为318.99×10 ⁸t,技术可采资源量为22.78×10 ⁸t;中国重点盆地/地区的页岩气地质资源量为65.48×10 ¹²m ³,技术可采资源量为13.23×10 ¹²m ³。页岩油资源以鄂尔多斯盆地、松辽盆地和渤海湾盆地最为富集,油藏分别集中在上三叠统、白垩系和古近系,埋深主要在4 500 m以浅;页岩气资源主要赋存在四川盆地,以下古生界气藏资源最为丰富,埋深主要在2 000 m以深。结合页岩油气资源评价结果和勘探实践认为:鄂尔多斯盆地陇东 地区、姬塬地区、志靖—安塞地区三叠系延长组7段,松辽盆地古龙凹陷与三肇凹陷白垩系青山口组,渤海湾盆地东营凹陷与沾化凹陷古近系沙河街组、沧东凹陷古近系孔店组二段,准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组和玛湖凹陷风城组是中国页岩油资源富集区;四川盆地南部长宁、威远、泸州及渝西地区为页岩气资源富集区。

鄂尔多斯盆地油气资源富集,是中国目前最大的油气生产基地。随着国家能源需求持续增长,鄂尔多斯盆地成为增储上产的主力。近年来,通过地质理论创新和关键技术攻关,鄂尔多斯盆地在石油勘探新领域、新类型方面取得了重大突破和重要进展。通过梳理页岩油、天环坳陷—西缘冲断带、三边地区(靖边—定边—安边)以及延长组下组合4大领域,分析其地质条件、勘探进展和资源潜力,取得了以下主要认识:①页岩油有望成为长庆油田6 000×10 ⁴t以上产量可持续发展的主力贡献者。鄂尔多斯盆地发育中生界延长组7段、延长组9段陆相页岩油和古生界乌拉力克海相页岩油,其中,延长组7段夹层型页岩油已落实规模储量40.5×10 ⁸t,是目前勘探开发的主要对象;纹层型页岩油实现了战略突破,预计资源潜力为20×10 ⁸t;页理型页岩油的攻关试验正稳步推进,攻关如获突破将会产生革命性影响。陕北地区延长组9段发育"李家畔页岩",页岩油风险勘探进展顺利。盆地西缘南段乌拉力克组的勘探露出苗头,开辟了古生界海相页岩油勘探新层系。②天环坳陷—西缘冲断带复杂构造区落实了新的含油富集区,形成了于家梁、环县西、平凉北3大接替领域,资源潜力超过5×10 ⁸t。③三边地区多层系立体勘探取得新进展,快速建成了郝滩一体化示范区,初步评价三边地区的资源潜力为3×10 ⁸t。④延长组下组合展现出较好的勘探前景,延长组9段和延长组10段甩开勘探发现了多个有利区,落实规模储量近3×10 ⁸t。鄂尔多斯盆地总体处于勘探中期,仍具有较大的增储潜力,石油勘探的新领域、新类型将为油田公司的高质量发展提供接替资源。

浙江油田自2021年6月获得渝西地区大安流转区块以来,全力加大、加快深层页岩气勘探评价及实施,地质认识和工程技术不断深化,多口井产量测试实现工业突破,发现了渝西地区大安深层页岩气田。通过系统介绍四川盆地渝西地区大安区块近两年的勘探发现历程,从区域地质特征、沉积岩相、有机地球化学、孔隙-裂缝、物性、含气性、断裂特征、地质岩石力学性质和优质储层分布特征等对地质成藏条件进行了综合分析,归纳了通过实践创新形成的大安深层页岩气勘探开发关键技术。大安区块五峰组-龙马溪组一段1亚段沉积期整体处于江南-雪峰加里东期造山带北麓上扬子前陆盆地沉积中心,下部优质页岩层为深水陆棚相,强还原缺氧环境为其提供了良好的源储条件,有机生物富碳硅质页岩相发育、有机地球化学指标优良、微观储集空间发育、物性好、页岩自封闭性好、含气性高,表现为过成熟度干气的超压连续型页岩气藏。基于良好的页岩顶、底板条件和隔档式褶皱构造形变的特点,建立了基于"窄陡背斜断层遮挡-宽缓向斜连续分布,构造转折带与低幅背斜构造富集高产"的渝西地区大安深层页岩气富集成藏模式(埋深为3 500~4 500 m),体现了"多场协同、多元耦合、多素叠置"的山地页岩气富集成藏赋存理论内涵。通过实践探索形成了适用于大安深层页岩气勘探开发的5项综合评价方法与技术,包括多尺度天然裂缝精细识别与稳定性评价技术、井平台全生命周期一体化评价与设计技术、高温安全优快钻井配套技术、密切压碎缝控增储提产兼顾套变防治的水平井分段体积压裂2.0工艺技术、基于高频压力连续监测和人造气藏动态评估优化的深层页岩气精细控压返排技术。渝西地区大安深层页岩气田的勘探发现,进一步推动了中国海相深层-超深层页岩气的快速发展。

页岩油气资源作为国内外非常规油气资源勘探开发的热门领域,需要通过压裂改造才能获得工业开采价值。结合页岩储层物性特征和流体渗流规律,系统总结了美国页岩油气储层改造在裂缝控藏认识、压裂监测技术、重复压裂技术、数据平台建设和矿场实验室建设5个方面的技术进展以及中国页岩油气储层改造取得的缝控压裂优化技术、新型压裂配套装备、分段压裂核心工具、低成本压裂材料、水力裂缝监测技术、井筒重构压裂技术和压裂优化设计软件7项关键技术,全面剖析了中国页岩油气储层改造在甜点有效甄别、压裂参数优化、储量立体动用和剩余储量挖潜4个方面面临的技术挑战。在此基础上,为有效提高压裂缝网对页岩油气资源的动用程度,实现页岩储层的大规模建产与高效益开发,提出了4个方面的发展建议:①加强基础研究,筑牢页岩油气规模发展基石;②完善技术配套,构建有中国特色压裂技术体系;③提高储量动用率,构建全生命周期技术体系;④推进数字化转型,构建物联网智能发展格局。