基于页岩油气源-储耦合思路识别源-储耦合类型及配置是明确页岩油气勘探思路、实现页岩油气高效勘探开发的基础。然而,目前尚无学者将页岩油气纳入统一评价体系进行源-储耦合类型的划分,这在一定程度上制约了页岩油气的勘探开发进程。鉴于此,通过解剖中国典型海相、陆相页岩油气层系的源-储配置特征,将页岩油气的源-储耦合关系划分为3类,明确了不同源-储耦合类型的地质内涵及其控制油气富集的机理,提出了中国页岩油气整体评价的高效勘探思路。研究结果表明:页岩油气的源-储耦合类型可分为源-储分离型、源-储共生型和源-储一体型3类;源-储分离型的烃类运移距离在米级以上,储层近源捕获油气,形成甜点,其代表性层系为四川盆地下寒武统筇竹寺组、鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段1亚段+2亚段和准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组;源-储共生型为多源供烃,源-储共存,烃类就近运移至优势储层内,层系整体含油气,其代表性层系为四川盆地二叠系吴家坪组二段、四川盆地侏罗系凉高山组和渤海湾盆地济阳坳陷古近系沙河街组四段;源-储一体型即烃源岩和储层为同层,烃类在层内发生微运移,其代表性层系为四川盆地奥陶系五峰组—志留系龙马溪组和松辽盆地白垩系青山口组;沉积环境、生物硅、热成熟度和生/排烃效率等是影响页岩油气源-储配置关系的核心要素,而源-储配置关系进一步控制了页岩油气的富集。以中国典型页岩油气层系为例,进一步厘清了不同成熟度下纵向上多类型源-储耦合配置关系的勘探层次和勘探思路。研究成果有利于快速识别和优选页岩油气的有利层段,为中国页岩油气的高效勘探开发提供重要科学依据。

松辽盆地是中国已采出油气最多的大型超级盆地,古龙页岩油勘探评价已取得战略性突破,但资源潜力和规模尚不明确。基于古龙页岩的有机碳、岩石热解、镜质体反射率、保压岩心游离烃含量等大量地球化学分析数据,结合测井资料和生产数据,系统开展了以齐家—古龙凹陷为主的多类型页岩油的资源评价。建立了以有机质成熟度、储集类型等为核心指标的松辽盆地页岩油分类方案,制定了以总有机碳、含油量、有效孔隙度和含油饱和度等为核心参数的页岩油分级标准,形成了以含油量精细评价、游离烃恢复和可采系数标定等为核心技术的页岩油资源评价方法。基于生产动态数据,对页岩油的地质资源量进行了现有工艺技术条件下的技术可采资源潜力评估,实现了页岩油资源可利用性预测分析。综合评价认为:松辽盆地齐家—古龙凹陷中—高成熟页岩油的地质资源量为107.73×10 ⁸t (其中,Ⅰ级地质资源量为42.08×10 ⁸t,Ⅱ级地质资源量为33.67×10 ⁸t),技术可采资源量超过8×10 ⁸t;溶解气的地质资源量为1.75×10 ¹²m ³,技术可采资源量为0.13×10 ¹²m ³。资源评价结果显示,松辽盆地古龙页岩油的有利资源主要分布在齐家—古龙凹陷,是松辽盆地重要的战略接替资源,预计在未来随着开采技术升级,页岩油的可动用潜力将进一步增大。

寒武系筇竹寺组是中国最早进行页岩气勘探和研究的层系之一,早期由于整体地质认识不清,加之受工程技术条件限制,仅在埋深小于3 500 m、构造相对平缓的威远背斜和长宁背斜实施勘探评价工作,但生产情况不佳,未实现大规模的商业开发。近期,资201井和威页1H井取得重大勘探突破,标志着"德阳—安岳"裂陷槽筇竹寺组深层页岩气在地质认识上取得了重大进展。"德阳—安岳"裂陷槽控制了筇竹寺组的沉积环境,槽内深水硅质泥棚相和槽缘斜坡深水含粉砂质泥棚相为优势沉积相带,有利于页岩气富集成藏。筇竹寺组在纵向上发育多套页岩储层,以1小层、3小层、5小层和7小层为主。其中,5小层为主力突破层,其总有机碳含量为2.7% ~3.1%, 孔隙度为4.2% ~4.9%, 脆性矿物含量为69.5% ~76.5%, 含气量为7.8~9.5 m ³/t,成熟度适中,为3.0% ~3.5%; 3小层为潜力勘探层。筇竹寺组有望实现多层段立体开发。裂陷槽 中段寒武系底界构造简单,无明显大断层,筇竹寺组的地层压力系数主体在1.8以上,保存条件良好。裂陷槽的存在提供了充足的沉积空间和物质基础,使得筇竹寺组页岩的烃源丰富,生气量高;乐山—龙女寺古隆起的存在避免了筇竹寺组页岩过高热演化。建立了"槽-隆"页岩气富集模式,明确了筇竹寺组有利勘探面积为4 400 km ²,资源量为2×10 ¹²m ³。筇竹寺组页岩气的勘探突破开辟了又一个万亿立方米储量、百亿立方米产量的页岩气增储上产新阵地。下一步将复制资201井地质—工程一体化高产模式,将其推广应用到整个南方上扬子地区海相深层—超深层页岩气勘探开发领域。

全球已证实存在6套优质烃源岩,发育于前中生界的3套烃源岩构成了古老油气成藏组合的主要烃源岩。已发现的前中生界古老油气成藏组合有5个特点:①盆地类型以前陆盆地、被动陆缘盆地、克拉通盆地为主;②油气资源类型以常规油气为主,页岩油气发展迅速;③油气主要富集于二叠系、泥盆系、石炭系和奥陶系;④储层岩性主要为灰岩、砂岩、页岩和白云岩;⑤埋深以中—浅层为主,深层勘探潜力大。古老油气成藏组合的重大发现也具有在克拉通周缘、碳酸盐岩储层、页岩油气层系和基岩潜山4个领域富集的特征。通过对重点领域的重大发现解剖,指出长期处于低纬度热带辐合带的克拉通周缘易于形成优质生-储-盖组合;全球重大事件对烃源岩发育和页岩油气富集起着重要控制作用,可在全球重大事件时序框架下,通过重建成藏要素古位置超前优选潜在成藏组合。根据已发现油气可采储量和待发现油气资源自主评价结果,明确了常规油气资源应重点关注阿拉伯盆地、扎格罗斯盆地、塔里木盆地等;基岩潜山/残留层系也是值得重点关注的勘探领域;页岩油气应重点关注俄罗斯蒂曼—伯朝拉盆地和伏尔加—乌拉尔盆地泥盆系多玛尼克组页岩、中东地区阿拉伯盆地志留系热页岩、北非地区古达米斯盆地志留系和泥盆系、中国四川盆地和准噶尔盆地的页岩层系等领域。

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。

全油气系统理论建立了统一的常规油气与非常规油气成藏机理、富集规律和地球动力学控制条件,致密油气是全油气系统的重要组成部分。通过回顾致密油气的发展历史,展望致密油气的资源前景,阐述中国典型致密油气藏的地质特征,从全油气系统理论的视角揭示了致密油气的成藏机理与富集规律。研究结果表明:①中国致密油气资源前景广阔、开发潜力巨大,并在勘探开发领域取得了较大成果,但未来仍面临着巨大挑战,包括地质理论、工程技术以及提高采收率技术等。②致密油气的储层物性处在常规油气与页岩油气之间,其成藏过程同样处在常规油气与页岩油气之间;致密储层内由孔喉组成的复杂毛细管网络是致密油气自封闭成藏的核心。③中国不同含油气盆地中的油气资源呈现出鲜明的差异富集的特点,鄂尔多斯盆地是一个超级致密油气富集盆地;4基于源-储耦合关系,可以将致密油气藏分为"远源型"、"近源型"和"源内型"。

四川盆地天府气田于2019年和2021年分别在沙溪庙组二段（沙二段）和沙溪庙组一段（沙一段）发现大型致密砂岩气藏；2022年，气藏探明储量为1 349×10 ⁸m ³，产量为15.7×10 ⁸m ³。基于岩心和地球化学分析等资料，对天府气田沙溪庙组的沉积储层特征、天然气地球化学特征、气藏类型及气藏形成条件开展了研究。研究结果认为：天府气田沙一段为浅水三角洲—湖泊相沉积，沙二段为河流相沉积；储层的岩性以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主，储集空间主要为残余粒间孔，其次为长石溶孔；天然气的气源主要来自三叠系须家河组；沙一段和沙二段1亚段6砂组、8砂组、9砂组的天然气以煤型气为主，少量为混合气，而沙二段1亚段7砂组具有混合气和油型气的特征；天府气田沙溪庙组气藏整体为大型岩性气藏，具有"双源多期充注、断砂复合输导、环源规模聚集、河道差异富集"的成藏规律。通过研究天府气田沙溪庙组大型致密砂岩气藏，配套形成了一系列勘探开发关键技术：①高精度等时地层格架约束下的精准选层技术；②以三维地震为核心的砂体精细刻画及靶体精准预测技术；③以水平井＋体积压裂为核心的提速提产配套技术；④以快建快投、优化简化为目的的地面配套集输处理；⑤以规模效益开发为核心的一体化技术经济模板。天府气田的发现提升了中国致密砂岩气的勘探开发水平，丰富了致密砂岩气的勘探方法，有效推动了四川盆地致密砂岩气的勘探开发进程。

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。

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。

在全球气候变化、碳中和共识和能源转型的背景下,新一轮科技革命和产业变革加速推进,新能源新兴产业已成为各个国家发展的重点方向。新兴产业代表着未来科技和产业发展方向,新兴产业在主导产业下创新发展,同时孕育未来产业,是发展新质生产力的重要产业。新能源是重要的新兴产业,在中国“洁煤、稳油、增气、强新,多能互补、智慧协同”的能源战略中起着举足轻重的作用。能源体系在制造能力、基建能力和智慧化能力的推动下,正在由基于地下资源禀赋的现行能源体系走向基于技术创新的新型能源体系。新质生产力促进新能源新兴产业高质量发展,在“技术创新＋双碳目标”前轮牵引、“能源经济＋能源安全”后轮驱动的“四轮驱动”下,向着新能源引领下箭头向前的新能源“可实现三角”转变,将成功破解一直困扰化石能源领域的“不可能三角”矛盾,丰富和发展了“能源三角”理论。创新平台建设、科技创新驱动、创新联合组建、人才队伍发展和产业链条建设等系列举措,涌现一批科技领袖,可促进新能源新兴产业加快形成新质生产力,有望使煤炭、石油等化石能源更多回归化工材料属性,奋力实现新能源“技术独立”,助推中国力争“能源独立”。

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。

2024年,按照"断裂改造碳酸盐岩形成缝洞体气藏"的勘探思路,针对鄂尔多斯盆地奥陶系盐下勘探层系部署实施了3口探井,试气获得高产工业气流,揭示了盐下缝洞体气藏具有良好的勘探潜力。然而,目前对于缝洞体气藏的高产富集规律及综合预测模式尚不明确,难以落实有利区带与钻探目标。基于岩心、岩石薄片、地震、测井和生产动态等资料,对鄂尔多斯盆地奥陶系盐下缝洞体气藏的基本地质条件及高产富集机理进行了分析。研究结果表明:①鄂尔多斯盆地奥陶系盐下缝洞体气藏具备上古生界煤系与下古生界海相烃源岩双源供烃条件,其中,下古生界海相烃源岩为主要烃源岩,最大生烃强度为12×10 ⁸m ³/km ²,具有充足的供烃能力;②盐下缝洞体的储集空间以裂缝及沿裂缝带发育的溶蚀孔洞为主,含少量基质晶间孔,平均孔隙度可达10%以上,平均渗透率最高可达10 mD,具有良好的储集性能;③盐下断裂及伴生裂缝系统不仅能够改善白云岩储层的物性,形成储集性能良好的缝洞体,还可以沟通源岩与储层,为油气向缝洞体储层聚集提供有效的运移通道;④马家沟组五段6亚段发育的厚层膏盐岩为缝洞体气藏的区域盖层,马家沟组五段10亚段和马家沟组三段等层系中发育的膏盐岩为气藏的直接盖层,缝洞体周围的致密碳酸盐岩构成侧向遮挡,这些好的保存条件有利于天然气富集并形成缝洞体气藏。通过综合评价,初步落实鄂尔多斯盆地奥陶系盐下缝洞体气藏的有利勘探面积约为2.5×10 ⁴km ²,预计天然气储量规模可达5000×10 ⁸m ³,勘探潜力大,是奥陶系盐下天然气勘探的重要方向与现实目标。

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。

油气是由沉积盆地内岩石中的有机质生成的。通过对全球含油气盆地进行深入、系统研究，认识到全球油气田的分布很不均匀，油气只在少数沉积岩层段内富集成藏。油气分布具有明显的"源控"性，寻找新的含油气盆地必须首先寻找烃源岩。沉积盆地内生物生长所需的营养物质主要来源于河流，河流注入沉积盆地的营养物质控制了生物繁衍程度，进而控制了烃源岩的有机质丰度，而烃源岩有机质丰度控制了沉积盆地的油气生成量和油气资源富集程度。地球上油气主要分布于河流—湖泊体系、河流—海湾体系和河流—三角洲体系，其中，河流—湖泊体系是地球上重要的含油领域。湖相石油主要是由湖泊中的藻类死亡后形成的沉积有机质生成，藻类生长主要取决于河流注入湖水中的营养物质，这些营养物质可以促进裂谷期藻类生长，为优质烃源岩的形成提供保障。河流—海湾体系是全球海相石油分布的主要场所。海湾是河流的入海口，河流带来丰富的矿物质促进了藻类等水生生物生长并大量繁殖，且海湾相对闭塞，均有利于有机质保存。世界上分布最广、储量最多的天然气是由煤系烃源岩生成的煤型气，河流—三角洲体系是煤型气的主要分布场所。河流带来的泥沙是高等植物生长的肥沃土壤，河流—三角洲平原上的原生高等植物为煤系气源岩的形成提供了雄厚的物质基础；三角洲储层发育，储-盖配置好，有利于天然气富集成藏。

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。

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。

中国稠油资源量较为丰富，目前中国国内稠油的开发方式以蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油（SAGD）和火驱等热采方式为主。通过梳理中国稠油4种热采技术现状认为：占稠油产量规模50%以上的蒸汽吞吐方式普遍进入开发中、后期，亟需转换开发方式；蒸汽驱、SAGD和火驱技术近年来取得显著进步，但仍需进一步完善和升级。通过测算稠油不同开发方式下的吨油碳排放量结果显示，在国家"双碳"目标背景下，以"高能耗、高碳排"为主要特征的稠油热采技术面临着"提质增效和节能减排"双重挑战；通过分析中国国内主产区稠油的主要特点及其下游产业链、价值链认为，中国国内环烷基稠油更多地体现了其化工原料属性，其中间产品在下游产业链中具有重要地位和不可替代性，因此在"十四五"（2021—2025年）及今后相当长一段时间内保持中国国内稠油产量稳定十分必要。为贯彻国家及油公司的"双碳"目标、应对双重挑战，给出了今后稠油开发的对策建议。在政策层面，建议推动稠油加工产业升级，加大稠油产品开发力度，并适当调整稠油定价机制，以使其更多体现稠油的化工原料属性。在技术层面的对策包括：持续改进现有的热采方式，并优化调整各种热采方式的产量构成；有针对性地研发有限热采技术和低碳蒸汽发生技术；大力研发稠油聚合物驱、促乳化水驱等稠油高效冷采技术等。

珠江口盆地开平凹陷经过近40年的勘探，近期在深水区开平11-4构造的古近系中获得了大—中型轻质油油田的重大发现。为进一步指导开平凹陷的油气勘探，对开平11-4构造内的烃源、储层、圈闭、保存和运移等石油地质条件开展了深入研究，总结了油气成藏模式。研究表明：开平凹陷的地质结构为一个北断南超的拆离型复式半地堑；其文昌组发育优质半深湖—深湖亚相烃源岩，生烃潜力大；恩平组的浅水辫状河三角洲前缘沉积发育有利储-盖组合；早期的构造活动形成了断块、断背斜、断鼻等多种圈闭类型，而晚期构造活动弱，有利于油气保存；继承性的通源断裂为油气提供了垂向运移通道，油气通过"源-断-储"体系输导成藏；油藏自17 Ma以来经历了多期持续充注，具有"湖相优质烃源供烃、近源断层强充注、多期多层成藏"的成藏模式。开平11-4构造内大—中型轻质油油田的发现实现了开平凹陷新区勘探的突破，同时也是南海东部海域深水区古近系原油勘探的突破，展示出珠江口盆地深水区油气勘探前景广阔，对南海北部深水区的含油气盆地勘探具有重要借鉴意义。

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。