中国海油“十三五”油气勘探重大成果与“十四五”前景展望

谢玉洪

（ 中国海洋石油集团有限公司 ）

0 引言

“十三五”是全球经济面临挑战最为严峻的5 年，国际油价低位震荡，寻找大型优质储量、降低勘探成本是中国海油急需解决的难题。同时，随着海洋油气勘探向深层、深水、高温高压领域拓展，勘探难度成倍增加、勘探效益日趋边际化、油田资源品质劣质化加剧，海上中深层地震勘探、复杂地层高效钻井、海洋勘探装备等技术有待突破。

中国海油认真践行国家能源安全发展的“四个革命、一个合作”战略思想，积极转变思路，强化国内价值勘探、海外经营勘探、非常规勘探开发一体化。中国海油以大中型发现为主线，油气并举，常规和非常规并重，加大新区、新领域的探索；立足国内、发展海外，坚持科学的勘探投资组合[1]，持续加强跨学科、跨领域、多主体的协同自主科技攻关；创新了中国海域深水、深层、高温高压等复杂地质条件烃源岩生烃机理、深层潜山控储机理、原位天然气规模游离成藏等理论认识。通过技术攻关，研发了海上小缆距高密度与犁式缆地震采集、扭矩自适应提速高效钻井、测试模块化工艺等勘探作业技术；创建了多元协同作业方式，实现从“提质增效”向“创新增效”转变[2-3]，有力支撑了大规模优质油气储量的高效发现。在国内渤海活动断裂控藏领域、莺—琼盆地高温高压领域、陆上非常规领域取得突破，在海外的南大西洋两岸、东非裂谷带等区域也取得了一系列勘探突破。中国海油新增油气探明地质储量快速增长，为增强国家油气安全奠定了扎实的资源基础。本文系统总结了“十三五”中国海油油气重要勘探进展及技术突破，基于当前国内外油气勘探开发形势，提出“十四五”发展战略和攻关方向。

1 “十三五”油气勘探成果

中国自2018年以来大力提升海上勘探开发力度，制定了“七年行动计划”。在“规划引领、科学组合、价值勘探、突出探索”的总体部署原则指导下，中国海油坚持寻找大中型油气田勘探理念，立体勘探已证实富生烃凹陷，积极探索深层、深水、高温高压领域，发现了5 个亿吨级油田、4 个超5000×104m3的油田群、2 个千亿立方米级规模气田，油气探明地质储量呈加速增长态势。至2019 年年底国内近海石油探明地质储量为54×108t、天然气探明地质储量为1.5×1012m3。“十三五”期间新增石油地质储量为11×108t、天然气地质储量为4357×108m3，海外累计发现份额经济可采储量14×108bbl 油当量。

1.1 近海深层勘探获得3 个亿吨级规模油气田

中国海油针对油型盆地大规模生气机理、变质岩潜山是否存在规模优质储层、晚期构造活动区天然气规模化富集成藏[4]、深层潜山内幕地震成像及储层预测、深层变质岩高温储层保护和高效钻探等一系列难题，开展了天然气成藏机理研究、深层潜山地球物理关键技术和钻井工程技术攻关。通过技术攻关取得了5 项理论技术重大创新，其中4 项达到国际领先。在技术攻关和理论技术创新基础上，中国海油发现了渤中19-6 亿吨级大型整装凝析气田、渤中13-2 气田和惠州26-6 油气田，实现了海洋油气走向深层的勘探战略。

1.1.1 近海深层大型潜山凝析气田勘探理论和技术形成

（1）研究揭示了晚期快速沉降控制大面积爆发式生气机理，明确了渤中凹陷距今5.1Ma 以来天然气聚集量占其全部油气资源的83.4%，颠覆了“渤海湾盆地天然气资源潜力不足”的传统认识，夯实了在渤中凹陷寻找大型气田的物质基础[5-6]。通过研究，中国海油提出了岩石圈拉伸薄化与深大断裂走滑拉分双控的陆内裂谷成盆机制，建立了晚期烃源岩生气模型，揭示了晚期快速沉降控制烃源岩大面积爆发式生气机理（图1），释疑了中深湖相烃源岩区难以形成规模型天然气田的难题，丰富了湖相烃源岩经典生气模式。

（2）通过研究揭示应力主导的深层古老变质岩“优势矿物+多期应力+双向流体”三元共控成储机理，突破了经典的风化壳储层形成模式，明确了潜山顶部300m 以深仍可发育规模性优质储层[7]。在渤中19-6 潜山发现了顶部风化裂缝带、中部裂缝带及下部溶蚀裂缝带，裂缝带构成总厚度超过千米的立体网状储集体，“净毛比”平均为42%。

（3）通过理论创新建立晚期构造强活动区超压动力封闭的天然气富集成藏模式，建立了断裂强烈活动区“快速沉降爆发式生气、先油后气连续强充注、厚层超压泥岩强封盖”的深层潜山大型凝析气藏成藏模式，突破了缺乏膏岩盖层的断裂强活动区难以形成大气田的传统认识。

（4）通过攻关研发了海上小缆距高密度地震勘探一体化技术。针对储层裂缝精确描述的勘探需求，研发了高密度地震观测系统共聚焦评价、反扭矩源缆定距、各向异性介质波动方程保幅成像和表征技术；以矢量高程函数等手段构建多期次、多尺度裂缝空间模型[8]，精确反映裂缝的发育尺度、方向和连通性；实现了海上拖缆地震面元由12.5m×25m 减少到12.5m×12.5m，潜山内幕地震信噪比提高30%、有效频带拓宽94%，储层预测吻合度由65%提高至95%。

（5）通过技术研发形成软硬交互地层高效钻井关键技术[9-11]。针对深层地层非均质强、潜山卡层不准、储层保护困难、钻井周期长的难题，基于岩石矿物变化与随钻测井、钻井参数的综合响应规律，提出了软硬交互地层及卡层方法，5000m 以深地层卡层误差由40.7‰降低至0.5‰，实现了套管程序由6 层优化为4 层。通过攻关研发了复合型钻头、横向均匀高频冲击扭矩提速工具，形成了210℃抗高温防水锁无固相钻井液体系的储层保护技术，5000m 井深当量平均钻井周期由119 天降至最短45 天，创造了中国海上深探井最短纪录。

1.1.2 3 个亿吨级规模油气田发现

（1）中国东部首个亿吨级大型整装变质岩潜山凝析气田——渤中19-6。2017 年BZ19-6-1 井在孔店组砂砾岩和太古宇潜山获得商业发现，揭示了渤海湾深层天然气的勘探潜力（图2）。3 年来通过整体部署、分期开发、试验先行的策略，成功评价了渤中19-6凝析气田，气柱高度为1650m，截至2019 年年底累计探明三级地质储量5×108m3油当量。先导试验区已于2020 年10 月投产，预计2020 年年底实现高峰日产天然气100×104m3、凝析油910m3，为京津冀协同发展提供更加安全、清洁、低碳的能源保障。

图1 渤中凹陷爆发式生气机理Fig.1 Mechanism of explosive gas generation of source rocks in Bozhong sag

（2）中国海上第一个太古宇亿吨级油气田——渤中13-2。渤中19-6 凝析气田的发现带动了其西翼中生界覆盖下的太古宇潜山构造渤中13-2 的突破。2018 年钻探BZ13-2-2 井，在太古宇潜山发现油层209.6m/21 层，裸眼测试（4382.37～4702.0m）平均产油314.88m3/d，平均产气14.87×104m3/d。勘探成果打开了太古宇勘探的领域，形成亿吨级储量规模区（图3）。

（3）南海珠江口盆地“双古”领域亿立方米级复式油气藏——惠州26-6。立足富烃洼陷，围绕惠州26 洼转换带寻找古近系规模型储集体、探索古潜山勘探新领域（图4）。利用微断裂（裂缝）融合预测和反演技术，刻画构造裂缝受风化淋滤改造的储层发育带，实现了惠西南地区“双古”领域突破[12]。2019 年钻探风险领域井——a 井，钻遇油气层428.2m/9 层，其中，恩平组油层为21.9m/2 层、凝析气层为33m/1层，文昌组油层为48.9m/5 层，古潜山凝析气层段为324.4m。潜山段（3590～3816.66m）裸眼测试产油321.1m3/d、产气43.5×104m3/d。惠州26-6 发现三级地质储量超1×108m3。估算惠州26 洼“双古”领域总资源量约为3.7×108m3。

图2 渤中19-6 构造区含气面积图Fig.2 Gas bearing area of Bozhong 19-6 structural zone

图3 BZ13-2 油气田油藏剖面示意图Fig.3 Schematic oil reservoir profile of BZ13-2 oil and gas field

图4 惠州26-6 油气田油藏剖面示意图Fig.4 Schematic gas reservoir profile of Huizhou 26-6 oil and gas field

1.2 高温高压领域发现千亿立方米级天然气富集区

“十三五”继续拓展南海天然气勘探，2015—2017 年在乐东10-1 构造先后钻探5 口井，未获得有效储量。2018 年面对乐东10 区气藏规模不清、储层低孔特低渗和高温高压等挑战[13]，从提升乐东10 区地震资料品质、重新认识斜坡区轴向水道砂发育模式、利用高精度波形结构动态分析含气砂岩厚度等方面提高地质认识；同时，强化高温高压作业技术攻关和管理创新，支撑了该领域的勘探及商业气田的落实。

1.2.1 高温高压天然气成藏理论支撑乐东10-1 气田发现

在“十三五”国家重大专项实施期间，中国海油突破莺歌海盆地气藏局限于底辟缘区分布的传统认识，创新发展斜坡深层高温高压天然气成藏理论，建立“走滑破裂控砂、高压活化运移、热流改造成储、动态封闭盖层”的深层高温高压成藏模式。通过系统攻关，明确了海相烃源岩发育的主控因素和模式，建立了3 种不同重力驱动深水砂岩沉积模式和分布预测方法，拓宽了莺琼盆地高温高压领域有效勘探面积，拓展了有效储层埋深下限。利用研究成果建立一套深层高精度地震处理和油气藏预测评价技术，形成高温高压领域储层预测和烃类检测技术体系。

通过重点攻关莺歌海盆地中新统大型重力流储集体发育的必要条件与沉积特征，明确了该区大型储集体发育规律及有利勘探区带，将乐东10-1 水道体作为莺歌海高温高压领域岩性圈闭勘探的首选并获得突破。通过2018—2019 年的钻探，证实了黄流组轴向水道+海底扇领域优越的天然气成藏条件，发现了乐东10 区千亿立方米级天然气富集区。探明天然气地质储量为394.33×108m3、三级天然气地质储量为934.83×108m3。乐东10 区千亿立方米级规模气田的发现，标志着高温高压领域将成为南海天然气勘探重要靶区。

1.2.2 高温高压钻井作业技术体系推动商业气田评价

“十三五”期间，南海天然气勘探转向高温高压领域，压力系数从东方区的1.8～1.9 到乐东区约2.30，钻井难度剧增。通过对这一领域的攻关，研发了抗高温超高密度钻井液技术、锰矿粉高密度固井水泥浆技术、高温高压极窄压力窗口安全应对技术、半潜式平台高温高压钻井取心技术等，解决了高温高压井安全钻探和提速问题[14-15]。通过建立高温高压井精准卡层和压力预监测技术体系，实现了随钻过程中层位标定、深度预测、近钻头高压气层识别、压力精细监测；有力推动了高温高压乐东10 区（最高压力系数为2.30、温度为212.5℃）勘探作业，实现了探井每米成本由9.5 万元/m 降低到4.67 万元/m 的高效钻探，为优质安全高效的钻井作业提供了技术支撑。

1.3 南海深水领域商业气田发现

“十三五”以来，深水勘探面临转型难题，急需突破新的勘探领域。通过理论创新，建立琼东南盆地深水区天然气长距离侧向运聚成藏新模式，形成深水中新统海底扇圈闭有效性及规模成藏理论；通过技术攻关，研发国内领先的宽频处理技术及崎岖海底成像技术，创新了深水高温高压安全高效钻井关键技术，推动了永乐8 区中生界花岗岩潜山和陵水25-1W 的商业发现。

1.3.1 宽频三维自适应鬼波压制技术推动深水中新统海底扇领域突破

2018 年中国海油自主研发三维稀疏时间采样+射线坐标系变换自适应鬼波压制技术，充分考虑鬼波随海平面波动、入射角变化、枪缆深度浮动等各种实际影响因素，有效精确压制了拖缆地震采集的鬼波，显著提高地震资料有效频宽和分辨率[16]。该技术改善了深水区陵水25-1W 区地震资料品质。

通过开展基于深水坡折区厚层砂体底水型气藏逆向剥蚀深度预测技术的应用，形成深水中新统海底扇圈闭有效性及规模成藏理论，实现乐东—陵水凹陷中新统梅山组海底扇领域勘探新突破。证实梅山组晚期海底扇发育优质成藏组合（图5），梅山组海底扇天然气资源规模超500×108m3。在LS25-1W-1井发现黄流组气层39.2m/8 层，测试产气73.12×104m3/d、产油200m3/d。LS25-1W-1 井的发现使陵水25-1 气田储量动用率由60%提升至81.2%，动用储量经济性明显改善。同时，经分析研究凝析油具低含蜡、低析蜡点的特点，从而大幅降低了开发工程难度，推动了气田开发进程。该领域总资源量超过7500×108m3。

图5 乐东—陵水凹陷梅山组沉积期沉积相分布图Fig.5 Sedimentary facies map during the depositional period of Meishan Formation in Ledong-Lingshui sag

1.3.2 YL8-1-1 井钻探成功揭示天然气长距离侧向运聚成藏

琼东南盆地深水区具有复杂的海底地貌，且中深层受早期断陷和构造运动影响，发育构造形态复杂的双复杂地质结构，导致地层速度的横纵向快速变化、地震反射的波场复杂，复杂构造成像成为难以突破的难题。通过对复杂构造成像的突破，发展了基于断控构造约束高分辨率、层析反演的深水崎岖海底成像技术，极大提高了复杂速度场刻画的精度，有效恢复基岩潜山顶面构造形态和内幕真实特征，提高了基底、内幕风化裂缝带成像品质。通过成藏条件分析，优选了YL8-1-1 井目标，经钻探在琼东南盆地永乐8 区中生界花岗岩潜山获得超百米的优质天然气藏。

通过对YL8-1-1 井天然气与松南凹陷同位素指纹对比分析，证实了天然气长距离侧向运移成藏，主要具备3 方面地质条件。一是凹陷中崖城组成熟烃源岩供烃；二是凸起区及其周缘崖城组扇三角洲、中生界风化壳，以及大型入洼构造脊形成汇聚型高效输导体系；三是低凸起及缓坡带古近系三角洲砂岩储集，中新统深海—半深海相泥岩封盖，形成良好的储盖组合[17]。由此，确定了永乐区、宝岛区、陵水凹陷深水天然气勘探三大领域，其中永乐8 区中生界潜山突破证实了深水东区中生界花岗岩潜山圈闭成群成带分布，该潜山圈闭总潜力2000×108m3以上，是深水区又一个千亿立方米气田的现实领域。为解决深水高压井易漏、超深水井测试保温难题，研发了安全高效深水高温高压钻井关键技术，包括高风险浅层地质灾害（如浅层气、天然气水合物等）的表层建井技术、超深水窄压力窗口井低密度漂珠钻井液技术、深水弱成岩地层井壁主动强化技术、窄压力窗口精细控制技术[18-19]。安全钻进风险降低了83.3%，攻克深水高压 “禁区”（地层压力系数为2.0），实现了琼东南盆地深水勘探由西向东、由碎屑岩向潜山的成功转型。

1.4 新领域2 个亿吨级和1 个超5000 万吨级油田发现

1.4.1 盆缘凹陷“咸化湖盆”烃源岩发育模式指导渤海盆缘凹陷亿吨级油田发现

基于断隆联动盆地分析法，提出地壳减薄与走滑改造联合加速了盆缘凹陷热演化，盆缘凹陷平均地温梯度高达36.9℃/km，地温梯度明显高于主体凹陷，加速了渤海边缘咸化湖盆的烃源岩有机质成熟。由于湖盆封闭、水体咸化造成Ⅰ型干酪根生烃强度大，推断边缘凹陷排烃门限深度最大减少1100m，有效烃源岩面积增加5010km2，资源量提升约5.7 倍，达14.8×108t，从而形成了“湖盆咸化+地壳减薄+走滑改造”三因素联控的“浅盆成烃”新认识。通过构造解释模式创新与精细成藏分析[20]，形成了黄河口东部新的连片含油气区，南部盆缘凹陷资源量为14.8×108t，指导了渤中36-1 油田的勘探。

2017 年在渤中36-1 构造完钻探井12 口（累计完钻探井23 口），明化镇组、馆陶组为主要含油层位，东营组和沙河街组为次要含油层位，揭示油层最大单井累计油层厚度112.5m。渤中36-1 构造三级地质储量为9834×104t 油当量，探明地质储量为5880×104t 油当量。该构造是继2014 年旅大21-2 油田之后，渤海再获得的亿吨级油田，开启了渤海南部边缘洼陷复杂断块区勘探新局面，有望成为渤海油田增储上产的重要区带。

1.4.2 高密度采集处理解释技术体系推动渤海浅层新近系亿吨级岩性油田发现

从考虑单个震源的效果这一思想出发，实现了从传统平面大震源到大震源富低频组合设计，拓展震源激发频带[21]。通过气枪分布能量和距离自适应加权叠加方法，解决了激发时能量方位不一致问题。通过超千次覆盖的高密度小面元地震采集处理，有效进行薄精细目标描述（图6）。

基于沉积相约束的高分辨率复谱分频随机反演技术，实现5m 以上的砂体识别率100%、2～5m 砂体识别率62.5%；转变砂体刻画模式，由孤立单砂体走向叠合连片大砂体刻画。利用叠合连片大砂体刻画模式，建立大型连片河道砂体“枝蔓”式油气运移新模式[5]（图7），明确明下段岩性油气藏成藏规律，成功评价了垦利6-1 油田，其三级石油地质储量为14383.23×104t。在单砂体描述基础上，采用“1+N”复杂断块集束钻探模式，实现了区域资源共享及低成本勘探，支撑了大规模优质油气储量的高效发现。

1.4.3 源—断耦合差异控藏理论的新认识带动阳江东油田群发现

基于洼陷构造—沉积演化差异性及源—断耦合差异控藏理论的新认识，确定了恩平断裂背斜构造带为突破方向，提出阳江—一统走滑断裂（带）控制下的伸展—走滑叠合控洼新认识[22-24]，推动恩平20 洼商业发现。恩平20 洼获6 个商业发现，其中2 个为中型油田，三级石油地质储量均超6500×104m3，石油探明地质储量均超5000×104m3。阳江东油田群初具规模，计划2020—2021 年投产，预计最高年产量为272.93×104m3。

1.4.4 跨专业联合攻关推动平湖斜坡带岩性油气藏勘探突破

通过海上宽频宽方位地震应用关键技术体系创新，采用岩性体发育模式+反演砂体精细刻画+成藏过程分析一体化评价方法[25]，认为平湖组沉积时期盆地类型是弧后弱伸展作用下的断—坳转换盆地，断—坳转换期多种成因的坡折成带分布。利用上述评价方法，确认了西湖凹陷平湖斜坡带为富生烃洼陷，其有效烃源岩占西湖凹陷的85%；明确了煤系地层在平湖斜坡带和凹陷中北部广覆式分布，以及富氢煤系早期大量生油、晚期持续生气的特征。该技术体系指导了宁波19-6 岩性圈闭领域的突破，发现宁波19-6中型优质气田，评价五大岩性及复合圈闭群，合计天然气资源量约为2500×108m3，证实了西湖凹陷平湖斜坡带岩性油气藏的勘探潜力。

图6 高密度地震技术薄储层预测效果Fig.6 Prediction result of thin reservoir by high density seismic technology

图7 垦利6-1 油田河道“枝蔓”式砂体展布特征Fig.7 Dendritic sand body distribution map of Kenli 6-1 oilfield

1.5 成熟区精细勘探获3 个超5000 万吨级油田群

成熟区及老油田周边已经全面进入了精细勘探阶段。新形势下，在成熟区勘探主要是不断利用新的物探技术，精雕细刻[26]。一是把过去难以识别的构造（如隐性走滑断裂圈闭）识别出来；二是按照断层成因、期次和对圈闭的控制作用等方面对断层进行分类，刻画出主控因素相同、多断块构成的大中型目标；三是在油田周边开展立体勘探，寻找新的储量接替区。

1.5.1 大中型复杂断块油气藏集束作业模式推动渤中29-6 油田发现

2017 年 钻 探BZ29-6-1 和BZ29-6S-1 井 获 得商业发现，但构造面积较小、储量规模不大。2018年通过三维大连片+复杂断裂带断层识别技术，使小断块连片成大型断块构造群，极大地增加了勘探的潜力，明化镇组、馆陶组总圈闭面积增大10 倍（由11.2km2增加到110.7km2）。针对构造成藏特点，采用“1+N”钻井模式（如一次就位多井眼侧钻）进行钻探，利用定向井、多底井兼顾多个目标，减少钻井平台的动员费、复员费，节省钻井进尺，解决了评价井数多、作业成本高等难题。全年钻探17 口评价井，2500m井深当量钻井周期由28天降到提效后11.2天，大幅提升评价效率，保持了低成本优势。渤中29-6油田三级石油地质储量共计6643.27×104t。渤中29-6 油田的成功发现与评价，将形成渤海南部多环带成片新含油气区，支撑了渤海南部区域持续稳产。

1.5.2 复杂断裂带勘探开发一体化评价北部湾盆地油田群

基于复杂断裂带精细刻画技术攻关，解析复杂断裂结构控藏机理，落实批量有利圈闭群；建立大斜度探井随钻常规+高端仪器随钻取资料技术系列，突破常规技术限制，兼顾储层评价和作业安全高效，新增石油探明地质储量近5000×104t，助力北部湾盆地油田的高效实施和勘探发现。

1.5.3 立体勘探拓展陆丰地区油田群

为支撑老油田稳产、增产，打开在油田下部层系找油藏的思路，基于宽频叠前深度偏移资料，采用多相耦合优质储层综合预测技术，揭示了陆丰地区古近系高石英含量的母岩类型、高能远距离的搬运过程、广泛分布的辫状河三角洲体系。通过储层预测技术，识别出深部高能、大型辫状河三角洲优质储层发育带。近两年，陆丰地区石油探明+控制地质储量超7000×104m3，产能约为480m3/d。勘探成果支撑了老油田的稳产，开辟了新层系、新区带，助力高产油田群建设，为珠江口盆地油气增储上产做出突出贡献。

1.6 陆上油气勘探开发生产一体化进展

中国海油在山西、陕西、江西、安徽等10 个省份共有36 个区块，主要分布于鄂尔多斯盆地及沁水盆地，以非常规油气为核心业务，发展煤层气、强攻致密气、探索页岩气[27-29]，实现三气并举，形成陆上油气板块。通过发展，创建致密气勘探开发一体化管理模式，即推行勘探开发一体化、生产销售一体化、自营合作一体化、致密气—煤层气一体化，实现当年探井+当年建管线+当年投产，快速回收投资，推动非常规储量向产量的转化。“十三五”期间非常规储量快速增长，新增天然气探明地质储量约为1000×108m3；建成晋南作业区、晋中作业区、晋西作业区三大作业区，建成年产量约30×108m3的临兴气田。

1.7 海外勘探重大发现

自2014 年以来，低油价显著影响了全球油气勘探活跃程度，商业发现成本高，商业成功率从20%降到6%。“十三五”期间，践行“经营勘探”理念，初步形成“一带一路”核心区勘探战略布局，不断优化海外勘探资产。累计发现份额经济可采储量14×108bbl 油当量，近五年桶油发现成本约为2.1 美元/bbl。圭亚那深水浊积砂岩勘探获得世界级大型油气发现，每年均有3～4 个发现上榜全球十大发现之列，已发现18 个大中型油气田，可采储量为80×108bbl 油当量（中国海油拥有份额为20×108bbl），桶油发现成本为0.32 美元/bbl。英国Glengorm 获北海近10 年来最大油气发现，中值可采储量为1.6×108bbl。加蓬Leopard 气田是西非最大的气田，天然气探明地质储量为3000×108m3。

2 “十四五”前景展望

2.1 挑战及目标

展望“十四五”，地缘政治博弈加剧，中国能源的供给安全依然面临严峻挑战，同时安全环保要求向能源需求低碳化、开发过程绿色化和产品清洁化发展。海洋油气工业面临勘探环境复杂化和安全环保严格化的挑战。在新的历史时期，中国海油需要不断提升自主创新能力和科研转化创效能力，进一步实现从浅水与深水向超深水、从中深层向深层/超深层、从常规向非常规的技术突破和跨越；形成满足未来油气勘探需求的中国海洋勘探技术体系，突破现有产业链各领域关键、核心技术，实现核心技术体系迭代升级及数字化转型升级。

加快推进智能勘探建设，持续推进油气藏智能识别及储量和产能预测技术、人工智能地震解释技术[30]、智能钻机技术等智能勘探开发技术的研究应用，不断提高储层识别与产能预测精度。实现研究协同化、作业可视化、管理精益化、决策科学化，助力实现勘探业务“两高两低”的目标，即提高工作效率、提高勘探成效、降低勘探成本、降低勘探风险，为高效勘探提供技术保障。

2.2 国内近海勘探

中国近海发育91 个凹陷，原油探明率为22%，天然气探明率为6%，主要集中在已证实的18 个富烃凹陷中，未来油气储量增长潜力较大，具有广阔的勘探前景。中国海油将全面落实增储上产“七年行动计划”，持续保持勘探投入力度，继续坚持寻找大中型油气田的勘探理念；并逐步加强深水、深层及高温高压的工作量和风险勘探的投入，勘探地质理论和配套技术面临复杂地质条件的诸多新挑战。

“十四五”中国海域油气勘探提出“立足近海、加快深水、以近养远、远近结合”的战略，分4 个层次实施：①战略拓展已证实富烃凹陷中浅层。借鉴垦利6-1 油田经验，进一步完善地质与地球物理一体化浅层勘探技术系列，加大浅层规模型砂体的再认识与成藏整体研究，实现浅部层系规模性勘探。拓展高温高压底辟波及区海底扇岩性勘探，包括莺—琼盆地、白云凹陷等深水区天然气勘探领域，攻关复杂结构井高效钻完井技术、低成本储层改造技术等。②战略突破已证实富烃凹陷深层和潜山。重点攻关有效储层的成因、成藏机理等地质理论及关键技术，探索地震+地质一体化智能预测技术，优化复杂岩性和多孔介质储层测井、录井定量评价技术、高效环保的作业技术等。③战略发现新富烃凹陷。以少井高产、低成本配套技术为攻关方向，如优质储层形成机理及成藏条件研究、“甜点”储层展布“概率”大数据分析技术等。④战略准备南海中南部的中生界、古生界残余盆地富烃凹陷。

2.3 海外勘探

在“一带一路”倡议区合理匹配资产的风险与收益，围绕热点盆地和地区，做大中东、做强非洲、拓展拉美、做稳欧美、做实亚太、开拓中亚—俄罗斯，加大风险勘探区块获取，提升低成本油气储量占比。近年来，全球深水发现储量占总储量47%，深水勘探是今后海外重要的领域。深耕深水浊积岩领域，推进圭亚那深水勘探的广度和深度；拓展深水盐下中深层，如加蓬、巴西、墨西哥等区域；探索深水碳酸盐岩勘探。同时油气藏评价技术对获取优质区块至关重要，加强深水浊积岩、盐下复杂岩性及碳酸盐岩等领域储层评价及预测技术攻关，形成具有知识产权的勘探技术系列。

2.4 非常规勘探

“十三五”期间，陆上致密气勘探取得成效，煤层气勘探整体效益差的问题没有彻底解决，页岩气勘探还处于起步阶段。“十四五”非常规勘探的发展战略为深化煤层气、发展陆上页岩气、探索近海页岩气（油）勘探，加快推进天然气水合物和常规油气一体化勘探开发，天然气水合物成为国内天然气产量的重要接替资源。重点攻关煤层气储层精细描述及甜点评价技术、含水薄互层叠置致密气勘探开发生产一体化关键技术，集成陆上页岩气勘探开发关键技术。

3 结语

（1）“十三五”以来，中国海油坚持贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略，围绕国内价值勘探、海外经营勘探、发展非常规勘探的战略部署。通过科研攻关、目标优选、多元作业方式协同、环保施工等全过程的集约化勘探管理，获得了29 个大中型油气田的发现，为中国新增探明地质储量17×108t油当量，成为国内油气增储上产的主力军，为保障国家能源安全做出重大贡献。放眼全球，陆续取得巴西深水、圭亚那、英国北海3 个世界级勘探大发现，新增7.6×108t 权益地质储量，加速了中国海油优质资产全球配置。

（2）中国海洋石油勘探处于高峰前期阶段、天然气勘探处于早期阶段，剩余油气资源比较丰富，具备加大勘探开发力度的资源基础。中国海油将持续向复杂的地层—岩性油气藏、中深层储层、潜山储层、深水浊积砂岩储层等领域拓展。富油气凹陷浅层是保障增储上产的压舱石，深层和潜山是储量大幅增长点，潜在富烃凹陷和中生界、古生界残余盆地富烃凹陷是未来油气勘探和增储重点，非常规油气是近期及未来增储上产的生力军。南海远海区待发现油气资源潜力巨大，尚有多个盆地未进行实质性勘探开发，是未来油气勘探开发的潜力区。

（3）海洋油气工业面临勘探环境复杂化和安全环保严格化的挑战，通过对渤中19-6 大型整装变质岩潜山凝析气田、惠州26-6“双古”领域亿立方米级复式油气田成藏机理研究、深层潜山微断裂（裂缝）融合预测和反演技术、钻井工程技术等攻关，为中国海油在深层、古潜山发现大型油气田奠定了技术基础。“十四五”将扎实推动发展特色油气勘探开发理论和技术，突破未来勘探领域的关键、核心技术；实现海洋油气勘探从“高风险、高投入、高科技、低回报”向“低风险、低投入、高科技、高回报”转型；推动海洋油气勘探低碳环保，高质量绿色发展，为保障国家能源安全作出更大贡献。