“十四五”以来，中国石油化工股份有限公司（简称中国石化）深入贯彻能源安全新战略，坚决扛起保障国家能源安全的主责主业，积极践行“七年行动计划”。面对探矿权面积快速萎缩、油气资源接续矛盾依然突出、勘探理论技术能力有待提升、国内上游油气盈亏平衡点依然较高等挑战，中国石化聚焦保拓矿权、勘探突破、规模增储三大核心责任，通过持续加大油气勘探力度、多措并举积极拓展矿权、持续推进关键理论技术攻关等，在海相碳酸盐岩、页岩油、页岩气、致密碎屑岩、深层煤层气、海域等领域取得了重要勘探进展^[1-3]。

在海相碳酸盐岩领域，持续发展超深层断控缝洞油气成藏富集理论，在塔里木盆地顺北中部快速形成超深层大凝析油气区。发展完善页岩油气“二元”富集理论，东部陆相断陷盆地页岩油勘探取得多类型突破，四川页岩气勘探实现“走出志留系”战略构想。攻关深化致密碎屑岩储层甜点发育与油气差异富集机理，在鄂尔多斯盆地、四川盆地、准噶尔盆地等培育多个规模效益增储阵地。创新认识煤层气深层赋存与富集机理，大牛地气田太原组煤层气等取得重大突破。通过近年持续攻关，实现了年度探明石油地质储量重上2×10⁸t大关、天然气储量持续高位增长，支撑了中国石化上游高质量发展。

中国石化探区具有推进高质量发展的资源基础，通过东部成熟探区精细勘探，中西部及海域大盆地整体勘探，页岩油气、致密油气、煤层气攻关探索，有望实现油气勘探大突破、大发现，不断增加规模优质储量。本文全面总结了中国石化“十四五”以来取得的重要勘探成果、理论及工程技术进展，结合当前国内外勘探开发形势下的挑战与机遇，提出了今后上游勘探发展的方向和重点。

“十四五”以来，中国石化大力推进理论、认识、技术创新，发展完善了超深层海相碳酸盐岩、深层页岩气、陆相页岩油和致密碎屑岩等领域成藏富集理论体系，取得了顺北深层—超深层、济阳页岩油和四川页岩气等勘探进展，实现勘探高质量发展^[4-6]。通过加强东部精细勘探，加大西部规模增储，加快页岩油战略接替，实现了石油探明储量快速增长，连续三年迈上2×10⁸t，原油产量逐步回升。聚焦大盆地富气区，大力推进致密气、页岩气、海相气等多类型天然气多元化发展，2021—2024年年均新增天然气探明储量3006×10⁸m³，天然气产量快速上升。

塔里木盆地已知超深油气资源量位居全国各大盆地之首，顺北油气田位于塔里木盆地中西部，勘探潜力巨大。2015年，针对中—下奥陶统碳酸盐岩有利目标，实施顺北1-1H井，测试获高产工业油气流，实现顺北地区的重大油气突破。2016年8月，中国石化对外宣布在顺北地区获得重大商业发现，宣告顺北油气田的诞生。近年来，通过深化超深断控缝洞型油气富集规律研究，立足少井高产，连续9年取得勘探大发现^[7-8]。2021年以来，有序突破了顺北4号、6号、8号、10号、12号主干断裂、次级断裂和内幕，钻获26口初产千吨井，发现了4个亿吨级规模富集区，形成了顺北中部“整体富集、含油气连片”的大场面。目前，顺北油气田钻探深度超过8000m的井达106口，其中大斜度跃进3-3XC井深达9432m。累计上报三级储量石油3.79×10⁸t、天然气6279×10⁸m³，形成十亿吨级油气田。2022年8月正式挂牌“深地工程顺北油气田基地”，成为我国第一个以“深地工程”命名的油气项目。2024年顺北油气田生产原油127×10⁴t、天然气23.1×10⁸m³；累计生产原油715×10⁴t、天然气90.1×10⁸m³。

2016年以来，在顺北油气田勘探过程中，创新提出了走滑断裂带“控储、控藏、控富”的认识，为超深层碳酸盐岩领域的勘探提供了新的思路^[9-11]。近年来，勘探实践揭示走滑断裂具有“控储、控圈、控运、控藏、控富”五位一体特征（图 1）；同时，针对走滑断裂带内部结构复杂、储层非均质性极强的特点，构建了储集空间结构模型，提出了不同分段的规模储层发育模式，建立了“多源供烃、多期充注、断坡输导、断栅控富”断控缝洞型油气成藏模式^[12-13]。顺北断控缝洞型油气藏以下寒武统玉尔吐斯组烃源岩为油源、以走滑断裂为输导路径、以走滑构造运动破裂形成的洞穴带和裂缝带为储集空间，致密碳酸盐岩侧封和上覆巨厚泥岩盖层顶封遮挡形成有利封盖条件。走滑断裂垂向向下断至震旦系，沟通了下寒武统玉尔吐斯组烃源岩，油气沿着走滑断裂带向上运移，在中—下奥陶统一间房组—鹰山组断控缝洞型储层中聚集成藏，形成特殊的断控缝洞型油气藏。

图 1

图 1 顺北油田断控缝洞型油气藏成藏模式图 Fig. 1 Hydrocarbon accumulation pattern of fault controlled fractured–cavity type oil and reservoirs in Shunbei Oilfield

断控缝洞型储层是由板内中小尺度走滑断裂破裂作用形成的洞穴带和裂缝带按多种结构样式组成，并被相对致密基岩所包围和遮挡，是具有流体存储和输导功能的复杂地质体，内部结构复杂。前期基于顺北1号、顺北5号、顺北7号断裂带储层特征及断储关系的研究，提出了由单一滑动面或雁行式破碎带形成的“一元裂缝系统”结构，以及由中低渗透性断层核和高渗透性破碎带组成的“二元核一带”结构。随着顺北油气勘探持续深入，创新提出了走滑断控缝洞型储层“栅状结构”空间模型的新认识^[14]。栅状储层在走滑断裂带的不同分段、不同部位表现为不同的样式，具体划分出3类“栅状结构”（图 2）。其中，平移段表现为一条断裂面、一组缝洞系统，即单断单栅的特征；单一叠接段，包括叠接拉分段和叠接压隆段，表现为一条断裂面发育两组及以上缝洞系统，即单断多栅的特征；叠接段与桥接段的连接段表现为两条及以上断裂面组合的断裂带，内部发育多组缝洞系统，即多断多栅的特征。

图 2

图 2 走滑断控型栅状储层空间模型图 Fig. 2 Spatial model of strike-slip fault controlled grid reservoir

顺北地区地温场、膏盐岩层厚度、断裂活动期和活动强度存在差异，导致不同地区烃源岩非同步热演化，油气充注时期和充注规模也存在差异。随着顺北油气勘探向东西拓展，揭示已发现油气藏呈现西油东气、北油南气的分布特点，其中北部以轻质油—挥发油藏为主，中东部以凝析气—干气为主。地温梯度具有北低南高、西低东高的特点，温度场控制着顺北超深层储层中油气相态分布^[13]。顺北1号带、5号带及以西长期处于构造稳定沉降阶段，具有持续低地温特征；下寒武统烃源岩晚海西期处于生高成熟油阶段，印支期—喜马拉雅期仍处于生凝析油气和湿气阶段。而顺北4号带及以东下寒武统烃源岩地层温度高，热演化程度高，晚海西期处于生高成熟油—凝析油气阶段，印支期—喜马拉雅期处于生凝析油气—干气阶段。

顺北油气田具有超深（大于8000m）、超高温（209℃）、超高压（176MPa）及地质结构复杂、储层结构复杂“双复杂”特点，断控储层地震成像识别描述、高效钻完井和提产技术是勘探成功的关键^[15]。针对上述问题，在地震勘探技术上，建立了沙漠区超深走滑断裂带“两宽一高一长”三维地震采集、“三层一带”高精度成像、“三元一体”量化描述与目标优选、“五步法”储量雕刻计算等特色地震配套技术，满足复杂地表及地下结构的精细描述。在高效成井集成技术上，建立8000m以深破碎带垮塌防治技术、无固相降漏储层保护技术及高温精准定向技术，实现安全高效成井。在酸压完井设计技术上，紧扣三类“栅状结构”，形成“压得远、压得宽、压得多”3种酸压沟通模式。实现了断层识别分辨率、规模储层钻遇率、风险预警准确率大幅提升。钻井周期持续下降，支撑完钻超深井（> 8000m）106口，其中26口井试获初产千吨油当量，建成了少井高产示范区。

中国石化页岩油经过早期探索（2010—2013年）和基础研究（2014—2017年）后，2018年以来聚焦页岩油可动性、可压裂性等关键问题，加强基础研究与关键技术攻关，先后在济阳坳陷沙河街组、苏北盆地阜宁组、四川盆地侏罗系、南襄盆地核三段等取得战略突破^[16-18]。2019年以来，济阳坳陷沾化凹陷渤南洼陷页岩油勘探突破后，在民丰、利津、牛庄、博兴、渤南、临南、郭局子等洼陷迅速拓展勘探成果（图 3），23口井峰值日产油超百吨，31口井累计产油过万吨。2022年胜利油田济阳页岩油国家级示范区正式揭牌，2023年落实探明石油地质储量1.3×10⁸t，新建产能30×10⁴t/a；2024年页岩油产量超50×10⁴t。受济阳坳陷页岩油勘探突破的启示，东部其他中小陆相断陷盆地页岩油勘探也相继取得新突破。其中，在溱潼凹陷古近系阜宁组二段实施的风险探井沙垛1斜井，率先取得苏北盆地页岩油勘探重大突破。在泌阳凹陷、南阳凹陷古近系核桃园组三段实施的阳页油1井、张店3井实现了新区页岩油战略突破。此外，在四川盆地川东地区实施的涪页10井、泰页1井等实现了侏罗系自流井组和凉高山组页岩油战略突破。

图 3

图 3 济阳坳陷页岩油勘探成果图 Fig. 3 Exploration results of shale oil in Jiyang Depression

通过系统梳理总结我国页岩油气地质理论，并结合勘探实践，提出页岩油气具有“二元”富集高度统一性；陆相页岩油同样具有“二元”富集特征，即以半深水—深水陆棚相和半深湖—深湖相为主的沉积环境是页岩油气成烃控储的基础；以地层超压为依据，稳定的构造条件、有效的顶底板封盖和页岩自封闭性共同形成良好的保存条件是页岩油气成藏控产的关键^[19]。通过开展东部断陷盆地陆相页岩油基础地质系统研究，攻关突破了页岩岩相、储集性、含油性等多个方面的传统认识^[20]，创建了页岩油四性评价体系，形成了断陷湖盆页岩油富集理论认识。

依据页岩岩石组分、沉积构造、矿物结晶程度和有机质丰度特征，建立了陆相断陷湖盆页岩岩相划分方案，将济阳坳陷古近系沙四上亚段—沙三下亚段页岩岩相划分为富碳酸盐类页岩相、混合类页岩相、富黏土类页岩相和富长英类页岩相四大类，其中前两类占比在85%以上^[21]。创新中低演化页岩油储集空间分布新认识，揭示了济阳坳陷页岩油受控于热演化程度，储集空间以无机质孔隙为主（约占95%以上），构造缝、超压缝、层理缝、晶间缝、粒缘缝等多类型、多尺度复杂裂缝网络系统普遍发育。其中富碳酸盐纹层页岩具有大孔发育优势，储渗条件好。

在“二元”富集理论指导下，揭示了咸化湖盆中低成熟页岩油赋存机理与富集规律。咸化环境页岩古生产力高，具有早生烃、早富集特征，R_o约为0.7%游离油量即达峰值；中成岩B期（R_o > 0.7%）后，普遍发育以连通性较好的大孔径次生孔隙为主的高孔带，与高可动性游离油分布具有良好对应关系。上述成果认识突破了R_o > 0.9%才富集可动的传统认识，表明济阳坳陷页岩油中低成熟度即可达到富集可动条件^[22]。整体上看，济阳坳陷中低成熟页岩油具有“中低演化富烃—无机质孔缝储集—微观源储共生—超压封存控富”富集机理（图 4）。

图 4

图 4 济阳坳陷博兴洼陷页岩油藏剖面图 Fig. 4 Profile of shale oil reservoir in Boxing sub-sag, Jiyang Depression

通过针对性技术攻关，初步形成页岩油地质综合评价、页岩油“甜点”地震预测技术、优快钻井配套技术、差异化压裂配套技术和立体开发技术，有力推动了页岩油勘探开发快速发展^[23]。基于“三类洼陷”和“三类区带”页岩油富集成藏要素及产能特点，形成了针对性的勘探评价思路（图 5）。在地质选区评价方面，初步形成基于岩相及四性分析的陆相页岩油选区评价和目标优选技术体系。通过测井及地震响应特征分析，开展多属性有利岩相预测、多方法裂缝预测等研究，初步实现了页岩油地质工程双甜点预测。在钻井配套技术方面，固化形成了“三开井身结构+旋转导向+控压钻井+井工厂批钻”的济阳坳陷页岩油优快钻井技术。通过多轮次学习曲线迭代提升，钻井速度持续提升，钻井周期最短达24.8天。其中，牛页1-3-501HF完钻井深为6080m，水平段长度为2031m，三开一趟钻完成进尺为2655m、周期仅11.67天，全井钻井周期为24.8天，创济阳坳陷页岩油水平井钻井周期最短纪录。在压裂改造提产方面，形成了差异化压裂配套技术，由1.0版组合缝网压裂升级为“长段多簇+多级暂堵+高效铺置+裂缝实时检测”的2.0版密切割缝网压裂技术。同时，初步建立了不同类型页岩油立体开发模式，苏北盆地溱潼凹陷多井型（水平井、侧钻小井眼水平井、直斜井）的试验效果较好；济阳坳陷民丰洼陷采用纵向6~7层楼、井距为300~500m、层距为40~60m，首批试验井单井EUR达（5~6)×10⁴t，形成了可推广、可复制的立体开发井组设计方案。

图 5

图 5 济阳坳陷不同洼陷与区带页岩油评价思路与重点示意图 Fig. 5 Approach and main points of shale oil evaluation in various sub-sags and plays in Jiyang Depression

我国页岩气资源丰富，但地质条件复杂，勘探开发难度大。四川盆地涪陵页岩气田发现并商业开发后，为持续扩大勘探成果，中国石化聚焦深水陆棚相页岩沉积和构造保存条件研究^[5]，加强页岩气富集规律和关键技术攻关^[24-25]，提出“拓展志留系、攻关寒武系、探索二叠系”的勘探战略。通过发展完善页岩油气“二元”富集理论，指导勘探发现了涪陵、威荣、綦江等多个页岩气田^[26-28]，并先后在川东和川北二叠系、川西寒武系取得重大突破。中国石化已发现探明涪陵、威荣、永川、綦江4个页岩气田，累计探明五峰组—龙马溪组页岩气地质储量1.3×10¹²m³，展现出志留系、寒武系、二叠系多个万亿立方米资源阵地。2024年页岩气产量为101.5×10⁸m³，页岩气已成为中国石化天然气勘探和可持续增储上产的重要领域。

四川盆地涪陵页岩气田下志留统龙马溪组目前已全面进入立体开发调整阶段。按照“单井评价—井组试验—整体部署—滚动建产”的思路，积极攻关页岩气建模数模一体化技术和剩余气精细刻画技术，创新建立我国首个页岩气三层立体开发模式^[27]，成功指导三层立体开发差异化部署，采收率为44.6%，达国际领先水平，实现了涪陵页岩气田高效立体开发、“焦石坝上再建焦石坝”，推动了涪陵页岩气田稳产上产。目前，立体开发相关理论和技术已全面推广至江东、平桥、白马等复杂构造区，立体调整区阶段提高采收率达5.4%。

前期中国石化探索提出了优质页岩气层“二元富集”理论认识，即深水陆棚优质泥页岩发育是页岩气“成烃控储”的基础；良好的保存条件是页岩气“成藏控产”的关键。“十四五”以来，围绕深层海相页岩关键问题开展攻关，持续深化海相页岩气成烃成储机理、成藏控产规律^[29]，揭示了深层页岩“石英抗压保孔”“流体超压保孔”成储机理，建立了页岩气“超压富气”模式（图 6），明确了流体压力高、微裂缝发育、地应力低的深层页岩压裂品质较好。攻关形成了“密切割、增净压、促缝网、保充填”的深层压裂工艺技术，大大提高了深层页岩气单井产量。2022年，川东南丁山地区丁页7井在埋深4400m的龙马溪组试获日产42.8×10⁴m³高产气流。在完善海相页岩气富集高产理论和攻关提产技术的基础上，开展川东南盆缘构造带整体评价攻关，取得东溪、丁山、新场、林滩场等重大突破，展现出川东南盆缘深层页岩气良好勘探前景，落实有利区资源量1.19×10¹²m³，提交三级储量4466×10⁸m³，实现了“走出涪陵”的战略目标。

图 6

图 6 四川盆地深层页岩气超压富气模式图 Fig. 6 Overpressure enrichment pattern of deep shale gas in Sichuan Basin

四川盆地二叠系是传统的油气富集层系，虽发育多套页岩、有机质丰度高，但厚度薄、相变快、埋深大，页岩气能否规模富集一直存在争议。通过创新建立“薄层富碳”富集模式，明确了“高碳、高生烃强度”是“薄而肥”页岩气富集高产的关键。“甜点”评价由早期的“富碳”向“富碳、高脆”转变，指导靶窗由“地质最富”向“工程最甜”调整。2021年川东石柱复向斜红页1井在上二叠统吴家坪组试获日产气8.9×10⁴m³，2023年普光地区雷页1井在大隆组试获日产气42.66×10⁴m³，实现了二叠系海相新层系页岩气勘探突破，评价中国石化川东北矿权区内资源量达1.2×10¹²m³。

寒武系筇竹寺组是四川盆地最古老的烃源岩之一，历经10余年勘探未获战略性突破。“十四五”以来，通过强化源—储配置关系研究，形成“连续型气藏输导储层”新模式，揭示资阳筇二段⑤号层优质页岩段具有“高TOC、高孔隙度、高含气量”特征；井研筇二段⑦号层浅水缓坡相粉砂质页岩TOC低，但具有厚度大、中孔、高压、高含气特征，打破了只在富有机质页岩中寻找页岩气的传统思维，扩大了页岩气的勘探领域。2024年，资阳2井在筇二段⑤号层富有机质页岩段测试日产气125.7×10⁴m³，金页3井在筇二段⑦号层粉砂质页岩段测试日产气82.6×10⁴m³，评价资阳—井研地区寒武系重点层段页岩气有利区面积为1115km²、资源量为2.04×10¹²m³，展示出寒武系页岩气广阔的勘探前景。

中西部碎屑岩层系主要分布在鄂尔多斯、四川、准噶尔、塔里木等四大富油气盆地，中国石化探区多靠近盆地边缘、深坳部位，地质结构复杂、成藏条件相对苛刻。“十四五”以来，聚焦中西部盆地重大领域与富气区带，持续深化大面积岩性连续成藏、盆缘复杂带油气差异成藏理论认识，发展完善了薄储层识别、微裂缝预测和地质甜点评价等技术^[30-33]。在工程技术方面，攻关形成了以“精细分段+超高压+大排量+高强度”为核心的精细分段体积压裂技术，实现个性化PDC钻头优选、精细控压钻井，引进了抗高温、封堵、抑制合成基钻井液。通过物探与地质、地质与工程、技术与经济一体化评价技术，支撑了甜点储层评价及井位目标优选，战略突破准中—准北二叠系—三叠系与川东—川北侏罗系，培育了川西、中江、东胜、川东北等4个千亿立方米增储上产新阵地。2021—2023年，中西部碎屑岩领域累计新增天然气探明地质储量3385×10⁸m³，石油探明地质储量7273×10⁴t，成为油气增储上产的稳定器。

持续攻关四川盆地陆相源内、近源富集成藏体系，在川西、川北三叠系须家河组，川北、川东侏罗系凉高山组取得多区带、多类型重要突破。川西合兴场气田属于深层、高压、特低孔致密砂岩气，效益开发属于世界级难题，长期以来难以实现有效动用^[30-31]。2018年以来，中国石化创新形成超深层致密砂岩气富集规律及效益开发技术体系，使难动用储量的高效动用成为可能。在成藏理论方面，提出了须家河组致密气“相带为基础、断裂控藏、断缝体控富”的富集模式与“断缝体”油气藏新类型（图 7），实现由致密砂岩大面积成藏到断缝体富集带的转变。在储层预测方面，形成了多属性融合的断褶裂缝体刻画技术及分频重构高分辨率反演的储层预测技术，砂组有效裂缝预测符合率从45.9%提升至86.4%，储层预测吻合率从70%提升至86%。在巴中地区，开展致密砂岩地质评价研究和提产工程工艺攻关，发现第3个上三叠统须家河组致密砂岩气田——巴中气田，新增天然气探明地质储量305×10⁸m³。深化四川盆地侏罗系沉积体系与源储配置关系，优选近源富集成藏有利区部署，巴中1HF井在凉高山组试获日产上百立方米高产油流，初步评价全盆地巴中、普光、复兴、綦江4个有利区带，致密油资源量为11.26×10⁸t、致密气为6320×10⁸m³。

图 7

图 7 川西坳陷新场构造带须家河组成藏模式图 Fig. 7 Hydrocarbon accumulation pattern of Xujiahe Formation gas reservoir in Xinchang Structural Belt, Western Sichuan Depression

在鄂尔多斯盆地北部盆缘复杂构造带，深化辫状河道心滩与断裂控富模式认识，提升甜点预测与提产技术水平^[32]，揭示了鄂尔多斯盆地北部“近源优先、断砂输导、调整定型、单砂控富”准连续—非连续差异成藏规律，杭锦旗上古生界勘探实现了由“低产复杂区”到“规模富集区”的转变。在盆缘复杂构造区致密砂岩成藏理论指导下，通过开展大连片资料处理解释，地震—地质一体化探明了新召千亿立方米气区，新增天然气探明地质储量1161×10⁸m³，发现了中国石化在鄂尔多斯盆地继大牛地、东胜气田后的第3个千亿立方米气区。

鄂南中生界延长组重力流砂体与烃源岩广泛叠置发育，保有三级石油地质储量4.95×10⁸t，具备规模增储潜力，难点是低产。在彬长探区深化延长组富集规律、甜点预测与提产技术研究，持续完善“断缝体”理论求高产，按照“分类评价、逐个突破、多层立体勘探”的思路，展开评价“断缝体”型油藏、攻关探索裂缝—孔隙型及孔隙型油藏。在旬宜探区深化沉积特征研究，明确了“远源组合”“近源组合”“源内组合”3类成藏模式（图 8），大力推进“一台多井、立体勘探”提效益，2023年东湾1HF井取得长7₁亚段突破，2024年双龙1HF井、东湾1XHF井分别实现长7₂亚段、长7₃亚段突破。

图 8

图 8 鄂南旬宜探区延长组成藏模式图 Fig. 8 Hydrocarbon accumulation pattern of Yanchang Formation oil reservoir in Xunyi exploration area, Southern Ordos Basin

在准噶尔盆地西北缘哈山山前带，新增石油探明地质储量3173×10⁴t，形成了以哈山、春晖、阿拉德等油田组成的亿吨级油田群。通过精细构造建模计算构造变形量，恢复原始地层展布，钻井结合露头恢复原型沉积体系，取得“山下有盆”的新认识，发现玛湖东北次洼——哈山洼陷，井震结合厘定烃源岩分布范围，评价石油资源量11.9×10⁸t。在准中腹部，聚焦深层—超深层碎屑岩储层发育机理研究，提出了“早期油气充注抗压抑胶、长期浅埋晚期快速深埋保孔、多期流体溶蚀改造”的超深层储层发育机理，揭示了凹陷带内部深层—超深层存在优质储层^[31]；深化构造沉积与源储匹配关系，认识到准中凹陷带发育多组继承性走滑断层，特别是海西期—印支期走滑断层规模大、直接沟通二叠系风城组和下乌尔禾组油源，油气输导有利，初步建立了准中深凹带“源—断—储”联控下的油气有序分布模式。2022年，征10井在埋深6700m油层获得工业油气流，实现了准中地区超深层勘探重大发现，展现了以二叠系为源的含油气系统具有“高效成烃、高压优储、近源富气、全域成藏”的勘探潜力。

中国石化矿权内煤层气资源禀赋差异大，煤储层非均质性强。从资源分布来看，煤层气前期发现主要集中在浅层^[34]，而资源主要赋存于埋深大于1500m的煤储层中，资源量达7.6×10¹²m³，分布在鄂尔多斯、四川、沁水等盆地。“十四五”以来，持续开展煤层气基础地质研究攻关^[35]，突破传统认识的深度禁区，实现多项深层煤层气勘探突破。2023年，鄂尔多斯盆地北部的阳煤1HF井获得深层煤层气重大突破，日产气10×10⁴m³，并成功实现连续稳定试采，初步落实大牛地区块太原组8号煤层气资源量5644×10⁸m³，首次提交预测地质储量1226×10⁸m³。在重庆南川，针对二叠系龙潭组1号煤部署实施阳2井，日产气1.2×10⁴m³，率先实现四川盆地深层煤层气勘探重大突破。在山西晋中，针对太原组15号煤层部署实施晋2井，测试日产气1.1×10⁴m³，实现沁水盆地深层煤层气勘探新突破。下一步将加快鄂尔多斯、四川、准噶尔、沁水、川南黔北等深层煤层气资源评价，加强配套工程工艺的技术攻关。

中国石化不断创新完善基础理论和技术体系，持续攻关深层煤层气基础地质研究，发现深层煤层气同样具备“二元”富集特征，即有利聚煤环境是深层煤层气富集的基础，覆水还原环境形成的中低灰光亮—半亮煤品质最好；良好的保存条件是游离气富集的关键，顶底板封闭性强，抬升速率慢、幅度小，压力系数高、游离气量大（图 9）。深层煤层气与浅层对比，具有“非均质性强、游离气—吸附气双富、塑性强”的地质工程特点。中—高煤阶深层煤层气与中—低煤阶对比，具有裂缝发育、吸附能力强、总含气量高的特征。实践表明，富含游离气是深层煤层气富集高产的基础，良好可压裂性是深层煤层气高产稳产的关键。

图 9

图 9 鄂尔多斯盆地东北部深层煤层气富集模式图 Fig. 9 Deep CBM enrichment pattern in the northeastern Ordos Basin

中国石化攻关形成了深层煤层气地质—工程一体化选区评价、多参数测井评价和甜点地球物理预测、水平井钻井与有效支撑压裂改造技术系列，有力支撑了鄂尔多斯盆地大牛地和四川盆地南川的深层煤层气勘探突破，使其成为重要的资源接替领域。

中国石化国内海域油气探明率低、油气突破区少。近年来，通过大力实施“蓝海战略”，在自营区济阳滩海、涠西实现勘探突破，在西湖合作区及招商区块取得发现突破，落实了4个千万吨石油和4个千亿立方米天然气增储阵地。在北部湾海中凹陷，加快新区新层系资源潜力评价，优选生烃主洼之上的海中陡坡带为突破方向，部署实施海3斜井测试获高产工业油气流，折算日产油738m³、天然气28×10⁴m³，油气当量达1010m³，创北部湾海中凹陷油气日产最高纪录。

积极响应国家“走出去”战略，不断优化海上油气合作，海外海上勘探发现安哥拉深水浊积砂岩1个亿吨级油田，在巴西盐下超深水碳酸盐岩和喀麦隆复杂断块取得新突破。在安哥拉下刚果盆地，深化超深水区下中新统发育规模浊积岩新认识，攻关复杂盐构造区浊积砂岩目标评价技术，支撑超深水区挤压带Agogo油田亿吨级勘探重大突破，探明石油地质储量1.33×10⁸t。

“十五五”乃至更长一段时期内，中国石化上游勘探发展将面对矿业权缩减、“两深一非”勘探理论技术革新、经济效益待提升三大发展挑战。

油气矿业权局限一直是制约中国石化上游发展的核心问题。截至2024年底，中国石化拥有勘查矿权区块196个、面积为36.52×10⁴km²，采矿权区块379个，面积为4.16×10⁴km²，矿权面积（块数）分别占全国的14%、16%。2020年《关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见（试行）》实施以来，民营企业、地方国企竞相进入，探矿权竞争获取激烈。同时，优质矿权退减压力大，根据政策测算2025—2027年需退减5.67×10⁴km²，其中陆上大盆地需退减4.59×10⁴km²，可用于同盆地置换抵扣的低潜力矿权面积不足。

深层、深水及非常规“两深一非”勘探理论技术创新能力亟须加强。国内上游油气勘探开发对象越来越复杂，特深层油气藏、隐蔽油气藏、非常规油气藏成为未来增储上产的主要领域，面对的大多是世界级难题，对勘探开发理论认识的要求越来越高，迫切需要在推进高水平科技自立自强上下更大功夫^[36-37]。如超深层海相碳酸盐岩油气分布规律及主控因素认识有待提升，陆相、海陆过渡相和海相深层页岩气富集高产规律认识有待深化，陆相页岩油勘探尚未形成选区与目标评价方法等。

“十三五”以来，中国石化探明储量、油气产量呈现向上趋势，油气单位完全成本上升势头得到有效遏制，但生产经营质量仍需持续提升，如油气盈亏平衡点仍较高等。特别是成本结构性矛盾依然突出，油气完全成本中折旧折耗、人工成本、勘探费用、财务费用等占比达70%。推动生产经营态势持续向好发展，需要在提质降本增效上抓落实抓成效，在降低油气盈亏平衡点、提高投资质量和效益上下功夫。

中国石化上游勘探发展需要把握国家能源安全保障、中国页岩油气革命、绿色低碳转型、数字化智能化升级四大历史发展机遇。

能源保障和安全是“国之大者”，坚决当好保障国家能源安全的主力军，仍需加大勘探开发投入，推进油气勘探突破，提升稳油增气成效，在端牢能源饭碗的职责使命中“再立新功、再创佳绩”。强力推动中国页岩油气革命，需要加强页岩油气勘探开发工程技术及装备攻关应用，抓实技术迭代升级，加快科技成果转化，为端牢能源饭碗提供强大技术支撑。绿色低碳是不可逆转的时代潮流，需要坚定不移推进绿色低碳转型，积极引领能源消费结构调整，加快绿色低碳转型步伐，打造竞争新优势。顺应信息化时代潮流，需要全力抓好信息化项目建设，加快数字化转型、智能化提升，为生产赋智、经营赋值、管理赋能。

“十四五”全国油气资源评价显示，中国石化探区原地资源量石油490.06×10⁸t，天然气68.06×10¹²m³，与“十三五”相比，常规油气原地资源量略有降低，非常规油气（页岩油、致密油和煤层气）大幅增加。常规油资源量142.16×10⁸t，常规气资源量19.91×10¹²m³，其中深层—超深层资源量占比分别为46%和72%，成为中国石化常规油气重大发现的主要阵地。致密油资源量28.41×10⁸t，致密气资源量8.33×10¹²m³，致密油气资源潜力大，已展现良好的勘探前景。页岩油资源量171.89×10⁸t，页岩气资源量22.33×10¹²m³，将成为重要的增储接替领域。煤层气资源量5.03×10¹²m³，可作为天然气增储的补充资源。综合来看，中国石化常规油探明储量将缓慢下降，页岩油作为主要接替领域，石油探明储量仍具有稳定增长的潜力；常规气和页岩气探明储量将进一步增加，煤层气可实现规模增储，中国石化天然气探明储量仍具有快速增长的潜力。

中国石化油气勘探高质量发展的思路：常非并举、海陆并进，资源与技术并行，强化创新驱动，大力推进高质量勘探攻坚，夯实石油稳定发展、天然气快速发展的储量基础。石油勘探方面，精细评价东部、加快拓展西部、攻关推进页岩油。天然气勘探方面，做大海相常规气、做强深层页岩气、做优陆相致密气、培育深层煤岩气。

以“深地工程”为载体，持续打造深层—超深层理论技术高地，实现中西部超深层海相、碎屑岩战略新突破。勘探重点包括塔里木盆地寒武系盐下、四川盆地震旦系—寒武系礁滩、准噶尔盆地二叠系—三叠系碎屑岩等新领域。攻关完善8000~9000m超深层油气高效开发钻完井技术体系，突破10000m特深井钻完井工程关键技术。力争2035年形成12000m特深井钻完井及改造技术，具备15000m钻完井能力。

一体化推进济阳、苏北、四川复兴等地区页岩油建设，创新管理模式，巩固老区可持续发展基础。勘探重点包括济阳坳陷牛庄、博兴等洼陷沙四段上亚段—沙三段下亚段，苏北盆地溱潼、高邮凹陷等阜二段，四川盆地复兴下侏罗统东岳庙段、凉高山组，南襄盆地泌阳凹陷核桃园组三段等。力争“十四五”落实页岩油规模资源10×10⁸t，探明地质储量1×10⁸t油当量，新建产能100×10⁴t/a，2025年产量50×10⁴t，实现45美元/bbl效益开发。

持续推动页岩气、煤层气压裂与低成本技术攻关，实现非常规气“走出志留系、走出四川盆地”战略部署。勘探重点包括涪陵、川南志留系，四川盆地及周缘新层系，中扬子新区页岩气，大牛地、延川南、川东南、晋中煤层气。力争建成涪陵万亿立方米大气田，培育綦江、川南两个万亿立方米大气田；拓展普光、红星两个千亿立方米阵地；准备南川、鄂尔多斯煤层气，培育一个千亿立方米阵地，拓展1~2个新阵地。

持续攻关致密碎屑岩地质—工程—经济“甜点”一体化评价技术，实现效益规模增储上产。部署重点包括准中下组合、川西坳陷带侏罗系—须家河组、川东北陆相、东部富油凹陷深层、鄂北上古生界、鄂南致密油等。攻关突破准噶尔、塔里木、四川盆地陆相深层、山前带，形成1~2个亿吨/千亿立方米级战略接替；精细评价准西缘、鄂尔多斯上古生界—中生界、四川盆地侏罗系—须家河组，实现规模效益增储。

以能源安全新战略为引领，立足国内、着眼海外，深化海洋油气合作，全力推进海洋油气勘探开发。部署重点包括国内济阳滩海、东海合作区、招商区块、琼东南自营区、南黄海等外围新区；国外依托现有支点国家扩大合作，择机、择优寻求海域大型项目合作机会。攻关提升济阳滩海和东海两个油气生产基地油气增储能力，培育建成南海生产基地；择机进入深水，打造海域油气资源保障新高地；海外海洋勘探力争打造千万吨规模海域油气供应基地。

（1）“十四五”以来，中国石化突出战略引领与科技创新，发展完善了深层海相碳酸盐岩、陆相页岩油、深层页岩气、致密碎屑岩等领域成藏富集理论，持续提升工程保障能力，在深层—超深层海相碳酸盐岩、页岩油、页岩气、致密碎屑岩、深层煤层气、海域和新能源等领域取得了重要进展，形成了石油稳定发展、天然气快速增长的良好态势。

（2）展望未来，中国石化上游勘探发展将面对矿业权缩减、“两深一非”勘探理论技术革新、效益勘探难度大等挑战，并需牢牢把握国家能源安全保障、中国页岩油气革命、绿色低碳转型、数字化智能化升级等历史发展机遇。结合“十四五”全国油气资源评价结果，中国石化上游勘探仍具有石油探明储量稳定增长、天然气探明储量快速增长的资源潜力。

（3）中国石化将围绕保拓矿权、勘探突破、规模增储三大核心责任，以“深地工程”“页岩油示范工程”“页岩气示范工程”“致密油气增储工程”“海域突破工程”等五大工程为发展重点，加快油气勘探开发理论和技术创新，加强勘探开发一体化、地质工程一体化，努力实现油气大突破新发现，推进上游勘探高质量可持续发展，为保障国家能源安全贡献力量。