近年來，隨著常規油氣資源開發難度的增加，全球油氣勘探逐步向深層、深水及非常規領域拓展。據統計，過去十年全球"兩深一非"（深層、深水、非常規）領域累計新增油氣可采儲量168億噸油當量，占總新增儲量的63%，顯示出這一領域巨大的資源潛力。我國作為油氣消費大國，深層超深層油氣資源的勘探開發具有重要戰略意義。我國陸上深層超深層油氣資源量達671億噸油當量，占總資源量的34%，主要分布在塔里木盆地（埋深8000-12000米）和四川盆地（埋深6000-10000米）等區域。

自2018年實施油氣勘探開發七年行動計劃以來，我國深層超深層累計新增探明儲量36億噸油當量，2023年產量達6608萬噸油當量，較2018年增長37%，顯示出良好的發展態勢。中國石化、中國石油、中國海油等企業通過持續的技術創新，在深層常規油氣、頁巖氣、煤巖氣及海域深層勘探中取得系列突破，為保障國家能源安全提供了重要支撐。

石化"深地工程"實現多領域突破

中國石化通過實施"深地工程"，系統推進深層超深層油氣勘探開發，逐步突破常規油氣9000米、非常規油氣5000米的深度下限。該工程自2022年啟動以來，已在順北油氣田、川渝天然氣、濟陽頁巖油三大示范基地取得顯著成效。截至目前，中國石化已發現和建成塔河、順北等8個大型-特大型油氣田，深層超深層領域年產油氣量已占公司油氣總產量的近三分之一，成為重要的產量增長點。
在理論創新方面，中國石化針對不同地質條件提出了多項重要理論。對于海相碳酸鹽巖油氣藏，創新提出"三元復合成儲、多源多期供烴、多場耦合控聚"的成藏理論；對于頁巖油氣，則建立了以良好沉積環境和保存條件為基礎的"二元富集"理論。這些理論突破有效指導了勘探實踐，促成了川南寒武系頁巖氣、準噶爾盆地超深層等多個重大發現。
在開發技術方面，中國石化形成了多項特色技術體系。針對縫洞型碳酸鹽巖油氣藏，建立了以精細描述和高效開發為核心的技術體系，支撐塔河油田保持500萬噸以上年產量穩產20年。在順北油氣田，成功實現8000米以深油氣藏的規模效益開發，建成300萬噸油氣當量年產能陣地。對于礁灘相碳酸鹽巖氣藏，形成的開發技術體系使普光、元壩氣田分別實現14年和9年的安全高效穩產，累計生產凈化氣分別達到943億立方米和329億立方米，采收率分別提高至64.7%和56.3%。
在頁巖油開發方面，創新建立的濟陽陸相斷陷湖盆頁巖油立體開發技術體系取得顯著成效。截至目前累計產油突破100萬噸，2024年產油超50萬噸，提前一年完成勝利濟陽頁巖油國家級示范區產量任務。在致密氣開發領域，攻關形成的深層裂縫型致密氣效益開發技術體系，支撐了四川盆地須家河組氣藏規模建產，累計建成產能15億立方米/年以上。
未來發展規劃方面，中國石化將繼續推進"深地工程"戰略，重點攻關塔里木盆地寒武-奧陶系、四川盆地海相與深層頁巖氣、東部深層超深層和頁巖油等領域。同時將戰略拓展準噶爾盆地超深層碎屑巖、鄂爾多斯盆地深層煤層氣等新領域，并探索中西部山前帶資源潛力。在深部地下空間綜合利用方面，將推動油氣開發與地熱、風光儲等能源的協同開發，實現從傳統油氣田向綜合能源樞紐的轉型升級。

四川盆地寒武系頁巖氣勘探取得新進展

我國頁巖氣開發長期集中于志留系龍馬溪組，經過十余年發展，已在四川盆地及其周緣累計提交探明儲量3.07萬億立方米，2024年產量達265億立方米。相比之下，寒武系筇竹寺組頁巖氣勘探進展相對緩慢，截至2021年僅獲得低產氣流，未能實現商業突破。造成這一狀況的主要原因在于筇竹寺組具有時代老、埋深大、熱演化程度高、改造期次多等特點，傳統勘探思路難以適用。
2021年以來，中國石化轉變勘探思路，突破"只在富有機質頁巖中找頁巖氣"的傳統觀念，提出"原地+輸導"連續成藏新模式。通過強化基礎研究，重新認識儲層特征和成藏機理，部署的JS103井首獲高產，實現寒武系新類型頁巖氣勘探重大突破。隨后向更大埋深、更高演化區帶探索，ZY2井試獲日產125.76萬立方米高產氣流，突破4500米以上超深層勘探極限。該井預測EUR（評估的最終可采儲量）達3.5億立方米，頁巖埋深4710米。在探區南部部署的ZY1HF井實現10萬立方米/日穩定試采，證實了開發的可行性。
通過系統研究，科研人員總結了寒武系筇竹寺組頁巖氣的五大特征：一是為近物源的槽相沉積，構造沉積分異作用明顯，頁巖具有典型外源特征；二是儲層具有"高孔、高含氣、高游離吸附比，高長英質"的"四高"特征；三是"無機孔+有機孔+微縫"耦合成儲，孔隙以無機孔為主，具有獨特的孔隙發育機制；四是具有獨特的長英質礦物組構，礦物顆粒均一、混合分散，隱紋層發育，可改造性好；五是具有槽內深水-槽緣淺水氣藏連續分布特征，形成規模疊置連片的氣藏分布格局。
資源評價顯示，凹槽相區筇竹寺組埋深小于5000米區域可勘探面積約8370平方千米，資源量12.4萬億立方米；若按埋深小于6000米估算，可勘探面積約2.2萬平方千米，資源量35萬億立方米。這一突破不僅開辟了以無機孔為主要儲集空間的新類型頁巖氣勘探領域，也為更多老層系、更深層頁巖氣勘探提供了重要借鑒，有望形成多點、多層非常規資源拓展的新格局。

煤巖氣成為非常規天然氣重要接替資源

傳統理論認為煤層氣開發的經濟深度在300-1200米之間，超過1500米被視為開發禁區。然而，中國石油在常規油氣和致密油氣鉆探過程中發現，較大埋深（一般大于1500米）的煤巖層段往往具有較好的氣測顯示?；谶@一發現，科研人員轉變觀念，借鑒致密氣和頁巖氣的生儲成藏機制，將煤巖作為儲層整體勘探，提出了"煤巖氣"新概念。
煤巖氣與傳統煤層氣存在明顯差異：在賦存狀態上，煤巖氣游離態和吸附態并存，游離氣含量相對較高；在開發方式上，通過儲層改造可快速產氣并能實現工業化開采；在氣藏類型上，屬于介于常規氣和煤層氣之間的新類型非常規天然氣。中國石油通過研究提出了Ro（鏡質體反射率）控氣、"三場"（束縛動力場、局限動力場、自由動力場）控藏的理論認識，建立了煤系全油氣系統概念，完善了煤系作為源巖/儲層的油氣成藏序列。
在工程技術方面，針對煤巖儲層特點，中國石油創新提出了聚能壓裂技術。該技術通過單簇、少孔、高排量的密集能量釋放，提高縫內凈壓力造縫，最大限度提高儲量動用程度。現場試驗表明，該技術可使單井總液量降低13%、總砂量降低21%，同時提高EUR。在開采階段，實施水平井分段開采控制技術，將壓后氣水產出過程劃分為8個階段進行精細管控，使返排率提高20個百分點，單井穩定日產量提高1倍，壓力保持水平提高1.5倍，單井EUR提高20%以上。
資源評價顯示，全國煤巖氣地質資源量超過30萬億立方米，其中鄂爾多斯盆地資源量約20萬億立方米，塔里木、四川等盆地資源量均超過2萬億立方米。按照當前勘探開發節奏和技術攻關進度，煤巖氣具備在2035年建成300億立方米/年以上產量的潛力，形成"鄂爾多斯盆地為主、其他盆地補充"的"1+N"生產格局，有望再造一個"蘇里格大氣田"規模的產量基地。

中國海域深層超深層勘探邁入新階段

我國近海油氣勘探已全面進入深層超深層階段。根據定義，水深超過350米為深水，埋深超過3500米為深層，超過4500米為超深層。"十四五"以來，中國海油國內海上年均勘探投資約152億元，年均鉆井210口，探井工作量占全球海上總探井工作量的37%。在此期間，共發現5個億噸級油田、2個千億方氣田，探明油氣地質儲量18.86億噸油當量，其中深層占比達54%，儲量替代率保持在185%以上，儲采比穩定在10以上。
我國近海盆地深層超深層勘探面臨三大挑戰：一是形成動力學背景復雜，處于三大板塊相互作用交匯處；二是構造活動強烈，油氣保存條件差；三是高熱流背景下優質儲層形成困難。針對這些挑戰，中國海油組織產學研聯合攻關，取得了一系列理論和技術突破。
在理論創新方面，提出了三大認識：我國海域復合陸緣盆地可以形成"深大"斷陷湖盆，湖盆斜坡可以規模成烴；高熱流盆地深層超深層古老堅硬基巖和碎屑巖都可以形成規模性優質儲層；強活動盆地深層超深層走滑增壓帶和潛山內幕斷裂糜棱巖可以封閉規模性油藏。這些認識突破了傳統理論限制，特別是關于高溫條件下儲層形成的認識，為深層勘探提供了理論支撐。
在關鍵技術方面，構建了海上超低頻寬方位深層地震勘探技術體系，大幅提高了深層目標成像精度；集成創新了海上受限空間低滲儲層產能釋放技術體系，解決了深層儲層改造難題。這些技術突破支撐了多項重大發現，包括全球最大變質巖油田渤中26-6（探明2.07億噸油當量）、我國首個深水深層億噸級油田開平11-4、首個超深水深層大氣田寶島21-1等。
海域深層勘探的突破，使我國深水深層勘探技術躋身世界領先行列。未來，中國海油將繼續深化近海盆地勘探，同時加快"深水一號"等深水項目開發，推動我國海洋油氣勘探向更深、更遠海域拓展。
我國深層超深層油氣勘探開發在理論創新與技術應用上取得顯著進展，覆蓋常規油氣、頁巖氣、煤巖氣及海域資源等多個領域。盡管面臨埋深大、溫度高、儲層復雜等挑戰，但通過持續攻關，各領域均實現儲量與產量提升。近年來，隨著常規油氣資源開發難度的增加，全球油氣勘探逐步向深層、深水及非常規領域拓展。據統計，過去十年全球"兩深一非"（深層、深水、非常規）領域累計新增油氣可采儲量168億噸油當量，占總新增儲量的63%，顯示出這一領域巨大的資源潛力。我國作為油氣消費大國，深層超深層油氣資源的勘探開發具有重要戰略意義。我國陸上深層超深層油氣資源量達671億噸油當量，占總資源量的34%，主要分布在塔里木盆地（埋深8000-12000米）和四川盆地（埋深6000-10000米）等區域。
自2018年實施油氣勘探開發七年行動計劃以來，我國深層超深層累計新增探明儲量36億噸油當量，2023年產量達6608萬噸油當量，較2018年增長37%，顯示出良好的發展態勢。中國石化、中國石油、中國海油等企業通過持續的技術創新，在深層常規油氣、頁巖氣、煤巖氣及海域深層勘探中取得系列突破，為保障國家能源安全提供了重要支撐。

中國石化"深地工程"實現多領域突破

中國石化通過實施"深地工程"，系統推進深層超深層油氣勘探開發，逐步突破常規油氣9000米、非常規油氣5000米的深度下限。該工程自2022年啟動以來，已在順北油氣田、川渝天然氣、濟陽頁巖油三大示范基地取得顯著成效。截至目前，中國石化已發現和建成塔河、順北等8個大型-特大型油氣田，深層超深層領域年產油氣量已占公司油氣總產量的近三分之一，成為重要的產量增長點。
在理論創新方面，中國石化針對不同地質條件提出了多項重要理論。對于海相碳酸鹽巖油氣藏，創新提出"三元復合成儲、多源多期供烴、多場耦合控聚"的成藏理論；對于頁巖油氣，則建立了以良好沉積環境和保存條件為基礎的"二元富集"理論。這些理論突破有效指導了勘探實踐，促成了川南寒武系頁巖氣、準噶爾盆地超深層等多個重大發現。
在開發技術方面，中國石化形成了多項特色技術體系。針對縫洞型碳酸鹽巖油氣藏，建立了以精細描述和高效開發為核心的技術體系，支撐塔河油田保持500萬噸以上年產量穩產20年。在順北油氣田，成功實現8000米以深油氣藏的規模效益開發，建成300萬噸油氣當量年產能陣地。對于礁灘相碳酸鹽巖氣藏，形成的開發技術體系使普光、元壩氣田分別實現14年和9年的安全高效穩產，累計生產凈化氣分別達到943億立方米和329億立方米，采收率分別提高至64.7%和56.3%。
在頁巖油開發方面，創新建立的濟陽陸相斷陷湖盆頁巖油立體開發技術體系取得顯著成效。截至目前累計產油突破100萬噸，2024年產油超50萬噸，提前一年完成勝利濟陽頁巖油國家級示范區產量任務。在致密氣開發領域，攻關形成的深層裂縫型致密氣效益開發技術體系，支撐了四川盆地須家河組氣藏規模建產，累計建成產能15億立方米/年以上。
未來發展規劃方面，中國石化將繼續推進"深地工程"戰略，重點攻關塔里木盆地寒武-奧陶系、四川盆地海相與深層頁巖氣、東部深層超深層和頁巖油等領域。同時將戰略拓展準噶爾盆地超深層碎屑巖、鄂爾多斯盆地深層煤層氣等新領域，并探索中西部山前帶資源潛力。在深部地下空間綜合利用方面，將推動油氣開發與地熱、風光儲等能源的協同開發，實現從傳統油氣田向綜合能源樞紐的轉型升級。

四川盆地寒武系頁巖氣勘探取得新進展

我國頁巖氣開發長期集中于志留系龍馬溪組，經過十余年發展，已在四川盆地及其周緣累計提交探明儲量3.07萬億立方米，2024年產量達265億立方米。相比之下，寒武系筇竹寺組頁巖氣勘探進展相對緩慢，截至2021年僅獲得低產氣流，未能實現商業突破。造成這一狀況的主要原因在于筇竹寺組具有時代老、埋深大、熱演化程度高、改造期次多等特點，傳統勘探思路難以適用。
2021年以來，中國石化轉變勘探思路，突破"只在富有機質頁巖中找頁巖氣"的傳統觀念，提出"原地+輸導"連續成藏新模式。通過強化基礎研究，重新認識儲層特征和成藏機理，部署的JS103井首獲高產，實現寒武系新類型頁巖氣勘探重大突破。隨后向更大埋深、更高演化區帶探索，ZY2井試獲日產125.76萬立方米高產氣流，突破4500米以上超深層勘探極限。該井預測EUR（評估的最終可采儲量）達3.5億立方米，頁巖埋深4710米。在探區南部部署的ZY1HF井實現10萬立方米/日穩定試采，證實了開發的可行性。
通過系統研究，科研人員總結了寒武系筇竹寺組頁巖氣的五大特征：一是為近物源的槽相沉積，構造沉積分異作用明顯，頁巖具有典型外源特征；二是儲層具有"高孔、高含氣、高游離吸附比，高長英質"的"四高"特征；三是"無機孔+有機孔+微縫"耦合成儲，孔隙以無機孔為主，具有獨特的孔隙發育機制；四是具有獨特的長英質礦物組構，礦物顆粒均一、混合分散，隱紋層發育，可改造性好；五是具有槽內深水-槽緣淺水氣藏連續分布特征，形成規模疊置連片的氣藏分布格局。
資源評價顯示，凹槽相區筇竹寺組埋深小于5000米區域可勘探面積約8370平方千米，資源量12.4萬億立方米；若按埋深小于6000米估算，可勘探面積約2.2萬平方千米，資源量35萬億立方米。這一突破不僅開辟了以無機孔為主要儲集空間的新類型頁巖氣勘探領域，也為更多老層系、更深層頁巖氣勘探提供了重要借鑒，有望形成多點、多層非常規資源拓展的新格局。

煤巖氣成為非常規天然氣重要接替資源

傳統理論認為煤層氣開發的經濟深度在300-1200米之間，超過1500米被視為開發禁區。然而，中國石油在常規油氣和致密油氣鉆探過程中發現，較大埋深（一般大于1500米）的煤巖層段往往具有較好的氣測顯示?；谶@一發現，科研人員轉變觀念，借鑒致密氣和頁巖氣的生儲成藏機制，將煤巖作為儲層整體勘探，提出了"煤巖氣"新概念。
煤巖氣與傳統煤層氣存在明顯差異：在賦存狀態上，煤巖氣游離態和吸附態并存，游離氣含量相對較高；在開發方式上，通過儲層改造可快速產氣并能實現工業化開采；在氣藏類型上，屬于介于常規氣和煤層氣之間的新類型非常規天然氣。中國石油通過研究提出了Ro（鏡質體反射率）控氣、"三場"（束縛動力場、局限動力場、自由動力場）控藏的理論認識，建立了煤系全油氣系統概念，完善了煤系作為源巖/儲層的油氣成藏序列。
在工程技術方面，針對煤巖儲層特點，中國石油創新提出了聚能壓裂技術。該技術通過單簇、少孔、高排量的密集能量釋放，提高縫內凈壓力造縫，最大限度提高儲量動用程度。現場試驗表明，該技術可使單井總液量降低13%、總砂量降低21%，同時提高EUR。在開采階段，實施水平井分段開采控制技術，將壓后氣水產出過程劃分為8個階段進行精細管控，使返排率提高20個百分點，單井穩定日產量提高1倍，壓力保持水平提高1.5倍，單井EUR提高20%以上。
資源評價顯示，全國煤巖氣地質資源量超過30萬億立方米，其中鄂爾多斯盆地資源量約20萬億立方米，塔里木、四川等盆地資源量均超過2萬億立方米。按照當前勘探開發節奏和技術攻關進度，煤巖氣具備在2035年建成300億立方米/年以上產量的潛力，形成"鄂爾多斯盆地為主、其他盆地補充"的"1+N"生產格局，有望再造一個"蘇里格大氣田"規模的產量基地。

中國海域深層超深層勘探邁入新階段

我國近海油氣勘探已全面進入深層超深層階段。根據定義，水深超過350米為深水，埋深超過3500米為深層，超過4500米為超深層。"十四五"以來，中國海油國內海上年均勘探投資約152億元，年均鉆井210口，探井工作量占全球海上總探井工作量的37%。在此期間，共發現5個億噸級油田、2個千億方氣田，探明油氣地質儲量18.86億噸油當量，其中深層占比達54%，儲量替代率保持在185%以上，儲采比穩定在10以上。
我國近海盆地深層超深層勘探面臨三大挑戰：一是形成動力學背景復雜，處于三大板塊相互作用交匯處；二是構造活動強烈，油氣保存條件差；三是高熱流背景下優質儲層形成困難。針對這些挑戰，中國海油組織產學研聯合攻關，取得了一系列理論和技術突破。
在理論創新方面，提出了三大認識：我國海域復合陸緣盆地可以形成"深大"斷陷湖盆，湖盆斜坡可以規模成烴；高熱流盆地深層超深層古老堅硬基巖和碎屑巖都可以形成規模性優質儲層；強活動盆地深層超深層走滑增壓帶和潛山內幕斷裂糜棱巖可以封閉規模性油藏。這些認識突破了傳統理論限制，特別是關于高溫條件下儲層形成的認識，為深層勘探提供了理論支撐。
在關鍵技術方面，構建了海上超低頻寬方位深層地震勘探技術體系，大幅提高了深層目標成像精度；集成創新了海上受限空間低滲儲層產能釋放技術體系，解決了深層儲層改造難題。這些技術突破支撐了多項重大發現，包括全球最大變質巖油田渤中26-6（探明2.07億噸油當量）、我國首個深水深層億噸級油田開平11-4、首個超深水深層大氣田寶島21-1等。
海域深層勘探的突破，使我國深水深層勘探技術躋身世界領先行列。未來，中國海油將繼續深化近海盆地勘探，同時加快"深水一號"等深水項目開發，推動我國海洋油氣勘探向更深、更遠海域拓展。
我國深層超深層油氣勘探開發在理論創新與技術應用上取得顯著進展，覆蓋常規油氣、頁巖氣、煤巖氣及海域資源等多個領域。盡管面臨埋深大、溫度高、儲層復雜等挑戰，但通過持續攻關，各領域均實現儲量與產量提升。