中国石化“十三五”油气勘探进展与“十四五”前景展望

蔡勋育 刘金连 张 宇 赵培荣 刘超英 程 喆 朱 彤 许华明

( 1 中国石化油田勘探开发事业部；2 中国石化石油勘探开发研究院 )

0 引言

“十三五”以来，中国石化积极响应“四个革命、一个合作”的国家能源安全新战略，坚决贯彻落实习近平总书记大力提升勘探开发力度重要指示批示精神，坚持以“七年行动计划”为指导，大力推进资源拓展工程，立足大盆地富油气区，持续推进理论技术创新，创新形成了东部断陷盆地精细勘探理论技术，创新提出了塔里木盆地断溶体油气成藏认识，发展完善了页岩气勘探开发理论技术；探索形成了“坚持加大力度、转变观念、强化基础、科技创新、管理提质”共5 个坚持的高质量勘探新举措，取得了一系列油气勘探成果，夯实了石油稳定发展、天然气快速发展的资源基础。

在总结“十三五”重要勘探成果、理论及工程技术进展的基础上，结合国内外油气勘探开发形势、中国石化矿权区油气资源赋存状况，以及目标准备情况，认识到中国石化探区具有进一步加强勘探的资源基础；通过持续推进东部成熟探区精细勘探，加快推进中西部及海域大盆地整体勘探，积极推进致密油气、页岩油气攻关探索，有望实现油气勘探大突破、大发现，不断增加规模优质储量。

1 “十三五”主要油气勘探进展

“十三五”期间，中国石化在东部成熟探区、海相碳酸盐岩、页岩油气、中西部碎屑岩等领域相继发现培育了塔里木盆地顺北、涪陵2 个10×108t 级规模的大型油气田，形成了渤海湾盆地济阳坳陷、准噶尔盆地西缘、鄂尔多斯盆地北缘、四川盆地多区带（川西海相、川南深层页岩气、川西坳陷陆相）等6 个亿吨级规模效益增储阵地，开拓了渤海湾盆地济阳坳陷内幕潜山、东部断陷盆地“三新”领域、鄂尔多斯盆地古生界、松辽盆地南部断陷层、东海陆架盆地西湖凹陷、四川盆地多层系多类型（海相、常压页岩气、陆相页岩气）、银额盆地、东部断陷盆地陆相页岩油等10 个勘探新领域[1-3]。累计新增探明石油地质储量4.12×108t、天然气地质储量1.02×1012m3，实现了低油价以来石油天然气探明储量稳步回升（图1）。

图1 2016—2020 年新增探明油气地质储量增长图Fig.1 Histogram of annual newly increased proven oil and gas geological reserves during 2016-2020

1.1 创新断溶体油气成藏认识，发现了特超深层大型油气田

1.1.1 发现了塔里木盆地特超深层顺北油气田

塔里木盆地是中国最大的含油气盆地，是中国重要的石油天然气生产基地，也是中国石化油气勘探开发的主战场。继沙参2 井在塔里木盆地海相下古生界取得重大油气发现之后，中国石化一直致力于海相碳酸盐岩的勘探开发工作；继建成中国最大的海相油田——塔河油田之后[4]，持续推进玉北、顺南、顺北等外围新区探索。2014 年，中国石化顺北1 井获得低产油流，由此揭开了顺托果勒低隆起油气勘探的神秘面纱[5]。2015 年，顺北1-1H 井测试获高产工业油气流，日产原油81t、天然气3.8×104m3。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[6]。

1.1.2 创新形成了断溶体油气成藏认识

顺北油田具有储层埋藏深（大于7500m）、温度高（160～207℃）、压力高（86～147MPa）的特点，面临特超深层井下复杂情况多（漏失、易塌、气侵）、断溶体油气藏预测难度大等挑战。在勘探开发实践中，通过加强海相超深层碳酸盐岩勘探理论技术攻关，创新形成了超深层断溶体油气成藏新认识，配套完善了勘探技术系列[7-8]。

研究认为：顺北油气田具有“寒武供烃、垂向输导、晚期成藏、断裂控富”的油气成藏模式，走滑断裂带碳酸盐岩受多期构造破裂及沿断裂溶蚀作用[9]，可发育规模储集体；走滑断裂带具有“平面分段、纵向分层”的空间构造特征，油藏沿走滑断裂呈条带状分布并具有明显的分隔性特征；走滑断裂带不同部位的通源性、纵向输导性及分段性差异是造成油气差异聚集的主要原因（图2）。

图2 塔里木盆地顺北油气田走滑断裂平面分段模式[3]Fig.2 Plane segmentation model of strike-slip faults in Shunbei oil and gas field， Tarim Basin[3]

1.1.3 攻关形成了超深层断溶体油气藏勘探开发关键技术系列

在复杂储层描述与预测方面，攻关形成了沙漠区超深碳酸盐岩走滑断裂地震采集成像、解释技术及地质—工程一体化井轨迹优化技术。在钻完井方面，攻关形成了井身结构优化、高效安全钻井等重点技术，多次刷新超深井的亚洲及国内纪录，目前完成的顺北53-2H 井完钻井深为8874.4m，再一次刷新了亚洲陆上第一定向超深井钻完井纪录。

1.1.4 顺北特超深层油气田整体评价与逐步探明

顺北1-1H 井突破之后[10]，按照“整体部署、先两翼、后腹部、逐步展开”的思路加快推进顺北油田的勘探评价工作，截至目前分别在1 号、3 号、4 号、5 号、7 号断裂带取得油气突破，到2020 年，累计新增探明石油地质储量1.3×108t、保有三级石油地质储量3.15×108t，累计建成产能105×104t，2020 年产量为100×104t。顺北地区发育18 条走滑断裂带，自东向西由干气区向轻质油区环状过渡，该地区石油地质资源量为7×108t、天然气地质资源量为1×1012m3，有望实现油气资源的战略接替。

顺北断溶体油气成藏理论技术的创新建立，实现了从古隆起、古斜坡向盆地低洼部位的拓展，扩大了勘探领域和范围，证实走滑构造带对油气成藏具有显著控制作用，深化此类地质体油气成藏条件和规律研究有助于开拓勘探领域。

1.2 发展完善了海相页岩气勘探开发理论技术，引领国内页岩气快速发展

中国页岩气资源丰富，在国家政策大力推进下，历经10 余年的艰苦探索，实现了中国海相页岩气的大发展。中国石化探区页岩气地质资源量达38.8×1012m3，主要分布在四川盆地及周缘海相层系，自2006 年启动页岩气早期资源潜力评价与战略选区以来，经历了学习借鉴、探索发现、规模上产三大阶段，建成了北美之外最大的页岩气田——涪陵页岩气田[11]。截至2020 年，累计探明页岩气地质储量9408×108m3，2020 年页岩气产量达84.5×108m3（图3）。

图3 中国石化页岩气田历年产气量曲线图Fig.3 Shale gas production curve of Sinopec during 2013-2020

1.2.1 实现国内首个页岩气田商业开发，建成北美之外最大的页岩气田

2015 年建成涪陵国家级页岩气示范区后，勘探上加快推进涪陵气田规模拓展，相继在涪陵气田周边的江东、平桥、东胜等区块实现规模增储，新增探明页岩气地质储量4120×108m3，又在涪陵气田外围新区的白马、凤来、阳春沟等地区取得勘探突破，初步落实资源规模达2000×108m3以上，有望培育形成万亿立方米储量规模的大气田。开发上按照“管好一期、建成二期、培育三期”的思路，完成了江东、平桥二期产能建设，同时积极开展老区开发调整和提高采收率工艺技术攻关，使涪陵气田主体区采收率由12.6%提高至23.6%，整体上实现了涪陵气田100×108m3的产能建设。

截至2020 年年底，涪陵页岩气田累计探明地质储量7926×108m3，累计建成产能116×108m3，产量由2015 年的31.7×108m3上升到2020 年的71.9×108m3。

1.2.2 深层、常压页岩气勘探取得重大突破，实现跨越式发展

“十三五”期间，在继续扩大涪陵气田的同时，按照“拓展志留系，攻关突破深层、常压页岩气”的勘探思路，加强地质工程一体化、勘探开发一体化，加大关键技术攻关，深层、常压页岩气勘探取得重大突破，探明了国内首个深层页岩气田——威荣页岩气田，落实了深层、常压页岩气5 个千亿立方米资源规模新阵地，实现了“走出涪陵”的战略部署。

1.2.2.1 深层页岩气攻关取得重大突破，实现“走出涪陵”战略部署

中国石化探区深层页岩气（埋深大于3500m）资源量为3.6×1012m3。面对埋藏深、钻完井周期长，以及压裂改造难、成本高等制约页岩气勘探开发的关键问题，中国石化坚持以低成本提升劣质化资源价值的理念，加强技术、管理创新，实现了深层页岩气勘探不断向深层拓展。2017 年发现并探明国内首个深层页岩气田——威荣页岩气田，探明地质储量1247×108m3，实现3800m 深层页岩气商业开发的跨越；2019 年东页深1 井试气获日产气31×104m3，实现4200m 深层页岩气勘探的跨越。目前，已落实永川（永页2 井）、丁山（丁页2 井）、东溪（东页深1 井）深层页岩气3 个千亿立方米资源规模新阵地（图4）。

图4 川南—川东南志留系深层页岩气勘探成果图Fig.4 Exploration achievements of deep shale gas in the southern and southeastern Sichuan Basin

1.2.2.2 常压低成本技术取得重大突破，实现国内首个常压页岩气规模商业发现

中国石化探区常压（地层压力系数小于1.2）页岩气有利区资源量为2.8×1012m3。面对构造复杂、保存条件差、单井产量低等难题，通过加大盆缘复杂构造带富集规律研究，持续开展低成本技术攻关，涪陵气田东胜—平桥西区块焦页10-10 井、胜页2 井相继获得工业气流，实现国内首个常压页岩气规模商业发现，新增探明页岩气地质储量1918×108m3。在盆外武隆、道真等残留向斜，通过井身结构优化、全电动压裂等低成本工艺技术攻关，单井成本降低30%，实现了常压页岩气商业发现，初步落实武隆、道真常压页岩气两个千亿立方米资源规模阵地。

1.2.3 发展完善了海相页岩气勘探开发理论技术

1.2.3.1 形成了3500m 以浅海相页岩气“二元富集”地质理论认识

通过涪陵页岩气的商业开发，创新形成了符合中国地质特点的海相页岩气“二元富集”地质理论[12]，形成了“深水陆棚相优质页岩发育是页岩气‘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”的富集规律新认识。揭示了页岩气“早期滞留、晚期改造”的动态保存机理，明确了顶底板封闭性是页岩气保存富集的前提；构造抬升与断裂发育会导致页岩气散失，顶底板致密、改造弱的持续保存型最为有利，为页岩气选区评价与勘探突破提供了理论指导[13-15]。创新形成了页岩气藏综合评价、水平井组优快钻井、长水平井分段压裂试气、试采开发、绿色开发等3500m以浅海相页岩气高效开发五大配套技术体系，具备了3500m以浅海相页岩气规模开发的技术能力[16]。

1.2.3.2 建立了深层和常压页岩气不同富集模式

通过深层、常压页岩气富集机理的研究，明确了深层页岩仍然能够发育“高孔”优质储层，具有“高压、高孔、高含气量”的特征，且以游离气为主[17]；“流体压力高、微裂缝发育、低地应力”是有利目标的关键要素；建立了深层页岩气高陡构造、向斜“超压富气”和盆缘低缓断鼻、斜坡“超压富气”两种超压富集模式；明确了常压页岩气富集受多期构造控制，不同构造样式保存条件存在差异，是影响页岩含气性的关键因素[18]，建立了常压页岩气宽缓向斜构造富集型、逆断层遮挡向斜富集型和复向斜洼中隆富集型3 类富集模式。

1.3 创新形成了精细勘探理论技术，推动东部成熟探区规模效益增储

1.3.1 创新形成了断陷盆地油气精细勘探理论技术

中国石化东部成熟探区主要是指以东营凹陷为代表的16 个富油凹陷，石油地质资源量为139×108t，探明石油地质储量69.6×108t，总体上处于高成熟勘探阶段[19]。新增储量规模下降、有效储备圈闭下降是现阶段的主要勘探特点。“十三五”以来，以胜利油田为代表的东部老油田企业，基于大量勘探开发数据及已有理论认识，全盆地、全层系、多类型、多尺度精细认识剩余资源、有效储层、成藏规律，创新发展勘探技术，形成以“咸化富烃、酸碱控储、有序成藏、精细勘探”为核心的断陷盆地油气精细勘探理论技术，夯实了资源基础，拓展了勘探空间，闯出了一条老油区“可持续发展之路”。

1.3.1.1 创建形成了“咸化富烃、酸碱控储、有序成藏”油气成藏新模式

通过东部断陷盆地咸化环境烃源岩富有机质特征、生排烃机制、生排烃模式创新认识，形成了“咸化富烃”模式，基于该模式开展了资源评价关键参数厘定。济阳坳陷剩余石油地质资源量增加了18×108t，达到46.5×108t，夯实了增储稳产的资源基础。

建立了济阳坳陷深层成岩流体演化序列，揭示了酸碱流体交替控储机制，创建了“酸碱控储”的深层碎屑岩储层发育模式，突破了高地温背景下深层碎屑岩缺乏有效储层的传统认识，使济阳坳陷勘探目的层下延1500m，深层具有形成大规模油气富集的条件。

明确了断陷盆地具有由中心向边缘依次发育岩性、构造—岩性、岩性—构造、构造、地层等类型油藏的有序分布特征，形成了成藏期关键要素的恢复方法，揭示了断陷盆地油气差异富集机理，丰富了陆相油气成藏理论。

1.3.1.2 发展完善了适用于精细勘探的地震勘探技术

单点高密度地震采集技术。发明了陆用压电单点检波器，与世界最先进的MEMS 数字检波器性能指标相当，系统兼容性和环境适应性更好；地震采集由组合式接收改为单点接收，接收方式实现了革命性转变，施工效率提高5 倍。自主研发了面向地质目标的地震采集设计软件，开展了单点高密度采集的观测系统参数论证、复杂地表区的自动优化变观设计及评价。

高分辨率精确成像技术。建立了准则、制定了标准、研发了软件，形成了以保幅保真为核心的高分辨率精确成像技术，地震资料频带拓宽20Hz，主频提升15Hz。

地质—地震精细描述技术。形成了以断层增强、叠前反演等为核心的地质—地震精细描述技术，地质体识别精度和可信度大幅提升，中浅层可识别2m 厚储层、5m 断距断层，深层可识别5m 厚储层、10m断距断层，地质目标钻探成功率提高20%以上。

1.3.2 大力推进精细勘探，推动东部成熟探区规模效益增储

在精细勘探理论技术指导下，东部老油田企业大力推进“基础工作精细化、部署研究精细化、目标评价精细化、标准技术规范化”精细勘探工程[20]，新增探明石油地质储量1.8×108t，实现了持续稳定增储。

1.3.2.1 济阳潜山内幕勘探取得新突破

自1978 年在济阳坳陷垦利油田发现下古生界潜山以来，前期基于“多样性潜山”理论指导，油源条件有利且易识别的潜山基本探明，受技术手段与认识制约，潜山勘探一度中断10 余年。“十三五”以来，通过深化走滑断裂成山、成储及成藏机制研究，提出了“挤—拉—滑—剥”共控成山和“走滑与内幕老断层封堵”的控藏新认识[21-22]，应用叠前高精度三维地震资料，勘探目标由正向构造向负向构造、由风化壳向内幕转变，分别在埕岛、车西、高青等地区取得了多项新发现，潜山勘探沉寂10 余年后重新展现新活力（图5），新增石油探明+控制储量6181×104t。其中，埕岛—桩海地区潜山构造由三排山拓展到八排山，成为海上增储建产新阵地，助推浅海油田年产量由300×104t 递增至346×104t。

图5 济阳坳陷古生界潜山勘探历程图Fig.5 Exploration history of buried hill in the Paleozoic in Jiyang depression

1.3.2.2 新区带取得新发现

在济阳坳陷，通过细分勘探层单元、精细地质建模、精细剖析成藏差异性，攻关完善以高密度三维地震技术为核心的目标评价技术，在东营北带、埕岛周缘等7 个重点增储区带的储量空白区实现效益增储，新增探明石油地质储量1.37×108t。

中国石化东部探区发育众多小凹陷，受面积、烃源、储层和圈闭等条件制约，以往勘探潜力评价较低。“十三五”期间，通过创新思路，细化有效烃源、沉积微相分析，精细油藏类型评价，在新区带取得了新发现。在溱潼凹陷，通过加强构造沉积研究，认识到外斜坡是构造—岩性控藏的有利区，勘探由内斜坡向外斜坡、由构造油藏向构造—岩性油藏转变，发现了南华、仓吉两个千万吨级整装的增储建产新阵地，新增探明石油地质储量875×104t，在油价为50 美元/bbl 条件下建产能16.5×104t，助推溱潼凹陷产能由33×104t/a 上升到45×104t/a。此外，在苏北盆地、松辽盆地南部、南襄盆地均取得了新突破。

1.3.2.3 深层勘探取得新发现

东部断陷盆地深层受储层、成藏认识和工程技术制约，勘探程度低。其中，济阳坳陷沙河街组四段下亚段—孔店组深层资源丰富，具有陡坡带自源型和斜坡带它源型两种成藏体系，是近年勘探主攻方向。近年来，持续加强基础研究，深化源—断—圈耦合控藏认识，指导东营南坡、渤南洼陷它源型体系以及东营北带沙四下亚段自源型体系勘探，部署实施的丰深斜101 井、罗176 井、盘67 井等取得重要新发现，证实了4200m 以深仍发育物性较好储层（孔隙度约为8%），实现了深层多类型、多区带的拓展，潜在资源量在2×108t 以上。

泌阳凹陷深层已达到热裂解生气阶段，发育致密砂岩圈闭。“十三五”期间，按照“近源运聚、物性控藏”的勘探思路，加强储层精细描述及大型压裂改造攻关，在赵凹—安棚地区浊积扇部署实施的安深2井、泌213 井，以及在东部近岸水下扇部署实施的泌291 井、泌453 井均钻遇凝析气藏，评价资源规模达2500×104t（油当量），成为新的增储产建阵地。

1.4 深化中西部碎屑岩差异成藏认识，实现了规模商业增储

随着层序地层学工业化应用、连片三维地震处理解释及提高单井产能等技术的逐步发展完善，中西部重点盆地碎屑岩领域已经成为中国油气增储上产的高效领域。中国石化探区该领域主要分布在四川盆地侏罗系、三叠系须家河组，鄂尔多斯盆地上古生界、中生界，准噶尔盆地上古生界、中生界，塔里木盆地中生界等层系，石油地质资源量为31.4×108t、天然气地质资源量为7.6×1012m3，具有较雄厚的资源基础。

中国石化探区多靠近盆地边缘、深坳部位，地质结构复杂、成藏条件苛刻。“十三五”以来，针对盆缘复杂构造带、深坳区、斜坡区开展针对性勘探理论技术攻关，深化形成准噶尔盆地西缘“断—毯”油气成藏模式、鄂尔多斯盆地北部盆缘差异成藏运聚、准噶尔盆地深坳区“断—压—盖—储”控藏等新认识，攻关形成了地质—物探—工程甜点识别与预测技术、提高单井产量的高效压裂技术，勘探开发一体化部署实施，实现规模增储，新增探明石油地质储量4826×104t、天然气地质储量2416×108m3。

1.4.1 深化盆缘差异成藏运聚认识，培育形成了东胜千亿立方米整装致密砂岩气田

自1955 年以来，鄂尔多斯盆地油气勘探思路和工作重心经历多次调整，首先是最初的北部初探和随后的南部石油会战，之后重上伊盟隆起并再次进入盆地内部探明了大牛地气田[23]。1999 年，以构造圈闭为目标对盆地北缘开展新一轮的勘探，什股壕构造上锦评1 井在下石盒子组获得低产气流，盆地北缘天然气勘探取得突破。2004 年之后，借鉴大牛地气田成功经验提出“向源勘探”的指导思想，重心转向泊尔江海子断裂以南的煤系烃源岩发育区，部署实施的锦21 井、锦25 井等钻遇工业气流。同时突破原有构造控气认识，在泊尔江海子断裂以北地区发现下石盒子组盒2+3 段发育大中型构造—岩性复合气藏，从此发现了东胜气田，提交天然气探明地质储量163×108m3。相比盆地内部，盆地北缘已发现天然气储量丰度较低、单井产量偏低、气水分布复杂，勘探开发一度停滞。

近年来，持续深化盆缘转换带天然气差异聚集规律研究，在泊尔江海子断裂—三眼井断裂带南、北分别建立了“源储共生、近源成藏”和“双源供气、圈闭控藏”的成藏模式，形成了“源储配置最优化”的选区思路，勘探开发一体化加快评价，在泊尔江海子断裂以南发现大型岩性气藏，培育形成了纵向多层、横向连片的6000×108m3规模储量阵地，逐步探明了独贵加汗区带，新增探明天然气地质储量1392×108m3，新建产能18×108m3，预计2020 年产量可达13.5×108m3，成功实现了鄂尔多斯盆地致密气勘探由盆内大型生烃中心向盆缘复杂区的拓展。

东胜气田的发现与千亿立方米大气田的培育形成进一步证实了该区的资源潜力。平面上，以独贵加汗区带千亿立方米探明储量区为中心，向西持续评价致密岩性气藏，近期有望再探明千亿立方米储量；向东持续攻关十里加汗区带、什股壕区带不同类型气藏，实现控制储量逐步升级，不断提升含水气藏的商业价值。纵向上，紧邻石炭系—二叠系主力含气层系之下的奥陶系马家沟组四段石灰岩经历了加里东期1.5 亿年强烈的溶蚀作用，在残丘及断裂发育区形成了溶蚀孔、洞、缝有利储集空间，紧邻山西组—太原组煤系烃源岩，形成了上生下储式缝洞型气藏，有利勘探面积为750km2，是近期重点展开层系；在石炭系—二叠系主力含气层系之上，上石盒子组与石千峰组发育大面积河道砂岩储层，有利勘探面积为400km2，值得进一步探索。

1.4.2 加快推进多层系多类型立体勘探，实现了准噶尔盆地中西部规模效益接替

在准噶尔盆地西缘，针对超剥带远离油源的地质特点，进一步深化砂体发育机制与成藏规律认识，完善了盆缘超剥带“断—毯”输导成藏理论及评价技术系列，在石炭系火山岩、白垩系—沙湾组地层—岩性油藏等领域持续实现规模商业增储，新增探明石油地质储量4826×104t。其中，针对石炭系，深化断壳体储集性研究，加强微生物驱产能攻关，探明含油面积15.8km2，新增探明储量2194×104t，逐步实现保有储量升级与可动储量西扩。

准噶尔盆地准中地区侏罗系源储分离、埋藏深，目标隐蔽复杂，长期未能形成规模建产阵地。“十三五”以来，通过精细刻画圈闭与储层预测，深化成藏认识，建立了压扭断裂体系控制下的“断—压—盖—储”控藏模式，受海西、印支、燕山、喜马拉雅等多期构造活动的影响，发育形成了众多压扭走滑断裂，尤其是二叠系凹陷边缘发育的压扭性深大油源断裂，沟通了深部烃源岩和浅部砂体；二叠系—侏罗系广泛发育超压系统，断层与异常高压相配合，形成了高效的垂向输导通道。发育了三叠系白碱滩组、白垩系清水河组两套区域性泥岩盖层，对油气纵向分布具有分割作用，从而形成了二叠系—三叠系、侏罗系—白垩系两套成藏组合。在此认识指导下，勘探开发联合开展油藏、钻井、工艺攻关，部署实施的永301 井于西山窑组测试日产油47m3（图6）、日产气1.25×104m3，证实5500m 以深仍然发育高产油藏，新增控制地质储量1500×104t，锁定永进、莫西庄—征沙村、中部4 区块共3 个千万吨级规模增储区。

1.4.3 加强甜点攻关，形成了四川盆地陆相致密气规模增储

在四川盆地川西坳陷，针对致密孔隙、裂缝型储层，深化了叠覆型致密砂岩气区成藏地质理论，建立了侏罗系河道砂体动态成藏评价技术、须家河组地质—物探—工程—经济一体化综合预测与评价方法，攻关形成了全通径无级滑套一体化建井和精细分段压裂技术，通过地质—物探—工程一体化推进，致密气勘探实现了效益增储，探明了中江、大邑两个大中型气田，“十三五”期间新增探明储量616×108m3，为持续稳产夯实了资源基础，提供了储量保障（图7）。

以叠覆型致密砂岩气区成藏理论为指导，在“低渗致密砂岩气藏二级（圈闭级和目标级）三元（源、相、位）动态评价技术、致密砂岩储层精细评价方法、河道砂体精细刻画致密砂岩储层定量预测”三大技术的支撑下，川西坳陷东坡侏罗系勘探开发一体化效果显著，向外甩开不断取得突破，形成了纵向上多层叠加的复式油气聚集带。“十三五”期间，新增探明天然气地质储量502.04×108m3、探明储量规模达到768.85×108m3，建成了川西坳陷第二大气田，新建产能12×108m3，2020 年预计产量为12×108m3，实现了高效勘探、效益开发。

大邑地区须家河组三段处于三角洲平原—前缘有利相带，砂体发育、油气显示良好。为加快储量升级，通过地质工程一体化，强化工程工艺攻关，大型分段加砂压裂工程工艺试验取得较好增产效果，2019 年新增探明地质储量114.49×108m3，落实了致密气增储上产的新阵地，为须家河组储量升级及效益动用走出了先行先试的关键一步。

1.5 持续加强四川盆地海相领域攻关探索，拓展了常规天然气勘探新领域

四川盆地天然气资源丰富，天然气勘探开发进入快车道。继普光、龙岗、元坝等海相上组合大型气田发现之后，近年来在川中古隆起下组合发现了高石梯、磨溪等特大型气田[25-26]，展示了四川盆地海相碳酸盐岩领域良好的勘探前景。

中国石化探区海相碳酸盐岩领域剩余天然气地质资源量达3.71×1012m3，勘探领域广阔。“十三五”期间持续加强震旦系—寒武系台缘相带、二叠系及三叠系台缘高能相带[27]、雷口坡组大型不整合面三大重点勘探领域攻关探索，在川西山前带探明了川西气田，在多地区、多层系、多类型取得了11 个重要发现（表1），培育了新的增储上产阵地，拓展了勘探空间。

图6 准噶尔盆地中部勘探成果图Fig.6 Exploration achievements in central Junggar Basin

图7 四川盆地川西坳陷致密碎屑岩勘探成果图[24]Fig.7 Exploration achievements of tight clastic rocks in western Sichuan depression， Sichuan Basin[24]

表1 四川盆地海相碳酸盐岩领域“十三五”期间重要发现一览表Table 1 Summary table of important discoveries of marine carbonate rock in Sichuan Basin during the 13th Five-Year Plan period

2 “十四五”前景展望

2.1 发展机遇、挑战

2.1.1 发展机遇

油气对外依存度持续走高影响中国能源安全，提高国内油气供给是保障国家能源安全的关键。2018年7 月，习近平总书记做出了“今后若干年要大力提升勘探开发力度，保障我国能源安全”的重要批示，国家制定了2019—2025 年“七年行动计划”，为中国石化上游发展指明了发展方向、注入了强大的发展动力。随着中国矿产资源管理体制改革深入推进，逐步形成以大型国有油气公司为主导、多种经济成分共同参与的勘查开采体系，主要富油气盆地探矿权逐步释放，中国石化油气矿业权结构有望得到优化，油气资源基础将进一步巩固。中国石化集团公司制定的“两个三年、两个十年”战略部署和打造“一基两翼三新”发展新格局将给上游发展提供新的动力。

2.1.2 发展挑战

资源基础薄弱是制约中国石化上游发展的最大短板，也是大力提升油气勘探开发力度的最大挑战。中国石化目前保有探矿权区块面积为47.2×104km2，仅占全国设置探矿权的16%。其中，在中国富油气的渤海湾、塔里木、四川、准噶尔、鄂尔多斯、东海等六大盆地中，探矿权面积仅占盆地总矿权面积的28.8%，其余大多数分布在盆地的边缘与深度较大的腹部，勘探开发回旋余地小。

重点勘探领域存在理论技术制约。东部成熟探区勘探对象复杂隐蔽，勘探类型由常规向“常规+非常规”转换，剩余油气分布预测与不同类型油藏控藏因素研究亟待加强；海相碳酸盐岩领域超高温、超高压地层条件下的物探—地质储层预测技术，安全优快钻井及配套技术还需攻关；致密碎屑岩领域高产富集主控因素认识需要深化，有效薄储层识别、甜点预测技术及储层改造与效益提产技术亟待攻关完善；四川盆地及周缘志留系深层、常压页岩气低成本适应性工程技术还未成熟，新层系、新区页岩气资源潜力有待进一步评价；东部陆相中低成熟度页岩油的可流动性、工程技术适应性、经济有效性仍然处在探索之中。

2.2 前景展望

2.2.1 资源基础

截至2019 年年底，中国石化探区常规石油（含致密油）资源探明率为31%，其中东部成熟探区石油资源探明率为50%，主力凹陷多数超过55%，处于油气发现中后期，储量保持稳定增长；西部地区的塔里木盆地、准噶尔盆地资源探明率约为16%，处在油气发现早中期阶段，储量呈现快速增长。天然气资源探明程度为11%，其中四川盆地、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地天然气资源探明程度分别为18%、20%、3%，处于油气发现的早期及储量快速增长期。页岩油气处于起步发展阶段。

中国石化探区内常规石油剩余资源量为201×108t，主要分布在渤海湾、塔里木、准噶尔、鄂尔多斯等盆地，占剩余石油地质资源量的70%；剩余天然气地质资源量为19.6×1012m3，主要分布在四川、鄂尔多斯、塔里木、东海等盆地，共占剩余资源的73%；剩余页岩气地质资源量为27.94×1012m3，主要分布在四川盆地及周缘；剩余页岩油地质资源量为84.9×108t，主要分布在济阳坳陷。截至2019 年年底，中国石化探区保有石油控制地质储量15.1×108t、预测地质储量为19.8×108t、潜在地质资源量为22.2×108t；天然气控制地质储量为2.34×1012m3、预测地质储量为2.94×1012m3、潜在地质资源量为5.75×1012m3，具有较好资源序列和较大升级潜力。

2.2.2 发展重点

石油方面，持续深化东部成熟探区精细评价，加大潜山内幕等新类型勘探，确保持续稳定增储；加快推进顺北、准西缘、塔河深层、准中深层，积极攻关准南山前带、塔中隆起、玉北地区，确保实现规模增储；攻关突破鄂南、准东、东部陆相致密油/页岩油，实现有效接替。预期新增探明石油地质储量9.6×108t，夯实石油稳定发展的储量基础。

天然气方面，持续推进四川盆地及周缘、鄂尔多斯盆地，实现天然气规模增储；攻关突破塔里木盆地超深层、山前带，形成增储新阵地；深化评价松南断陷、渤海湾盆地等东部深层气，实现效益增储；积极拓展西湖深层、琼东南，培育增储新领域。预计新增探明地质储量1.16×1012m3，为天然气快速发展提供优质储量。

2.2.3 保障措施

加大勘探投入。充分发挥国有企业集中力量做大事的优势，持续加大勘探投入，确保勘探投资的正确投向，确保向重点领域、重点勘探工程、重点勘探项目倾斜。

加强风险勘探。立足战略引领，围绕塔里木、四川、准噶尔、鄂尔多斯等盆地富油气区持续加大风险勘探，力争实现3～5 个战略性突破，形成2～3 个新的资源接替阵地。

加强科技创新。聚焦油气富集规律与分布、页岩油气低成本勘探开发，持续攻关，发展完善、攻关培育九大技术系列，支撑上游勘探发展。

加强工程技术保障能力。聚焦重点项目，加强一体化协同，破解关键技术难题，以新思路、新办法、新技术，加快推进勘探开发，实现高质量、高速度、高效益发展。

3 结语

（1）“十三五”以来，中国石化保持战略定力，强化创新，大力推进高质量勘探，在东部成熟探区、海相碳酸盐岩、页岩气、中西部碎屑岩等四大领域取得了一批重要成果，新增探明石油地质储量4.12×108t、天然气地质储量1.02×1012m3，实现了低油价以来石油天然气探明储量稳步回升，为“十四五”油气勘探发展奠定了良好的基础。

（2）“十四五”期间，中国石化将持续推进东部成熟探区精细勘探，加快推进中西部及海域大盆地整体勘探，持续推进致密油气、页岩油气攻关探索，力争实现油气勘探大突破、大发现，不断增加规模优质储量，夯实可持续发展的资源基础。