近年来，随着常规油气资源开发难度的增加，全球油气勘探逐步向深层、深水及非常规领域拓展。据统计，过去十年全球"两深一非"（深层、深水、非常规）领域累计新增油气可采储量168亿吨油当量，占总新增储量的63%，显示出这一领域巨大的资源潜力。我国作为油气消费大国，深层超深层油气资源的勘探开发具有重要战略意义。我国陆上深层超深层油气资源量达671亿吨油当量，占总资源量的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）等区域。

自2018年实施油气勘探开发七年行动计划以来，我国深层超深层累计新增探明储量36亿吨油当量，2023年产量达6608万吨油当量，较2018年增长37%，显示出良好的发展态势。中国石化、中国石油、中国海油等企业通过持续的技术创新，在深层常规油气、页岩气、煤岩气及海域深层勘探中取得系列突破，为保障国家能源安全提供了重要支撑。

石化"深地工程"实现多领域突破

中国石化通过实施"深地工程"，系统推进深层超深层油气勘探开发，逐步突破常规油气9000米、非常规油气5000米的深度下限。该工程自2022年启动以来，已在顺北油气田、川渝天然气、济阳页岩油三大示范基地取得显著成效。截至目前，中国石化已发现和建成塔河、顺北等8个大型-特大型油气田，深层超深层领域年产油气量已占公司油气总产量的近三分之一，成为重要的产量增长点。
在理论创新方面，中国石化针对不同地质条件提出了多项重要理论。对于海相碳酸盐岩油气藏，创新提出"三元复合成储、多源多期供烃、多场耦合控聚"的成藏理论；对于页岩油气，则建立了以良好沉积环境和保存条件为基础的"二元富集"理论。这些理论突破有效指导了勘探实践，促成了川南寒武系页岩气、准噶尔盆地超深层等多个重大发现。
在开发技术方面，中国石化形成了多项特色技术体系。针对缝洞型碳酸盐岩油气藏，建立了以精细描述和高效开发为核心的技术体系，支撑塔河油田保持500万吨以上年产量稳产20年。在顺北油气田，成功实现8000米以深油气藏的规模效益开发，建成300万吨油气当量年产能阵地。对于礁滩相碳酸盐岩气藏，形成的开发技术体系使普光、元坝气田分别实现14年和9年的安全高效稳产，累计生产净化气分别达到943亿立方米和329亿立方米，采收率分别提高至64.7%和56.3%。
在页岩油开发方面，创新建立的济阳陆相断陷湖盆页岩油立体开发技术体系取得显著成效。截至目前累计产油突破100万吨，2024年产油超50万吨，提前一年完成胜利济阳页岩油国家级示范区产量任务。在致密气开发领域，攻关形成的深层裂缝型致密气效益开发技术体系，支撑了四川盆地须家河组气藏规模建产，累计建成产能15亿立方米/年以上。
未来发展规划方面，中国石化将继续推进"深地工程"战略，重点攻关塔里木盆地寒武-奥陶系、四川盆地海相与深层页岩气、东部深层超深层和页岩油等领域。同时将战略拓展准噶尔盆地超深层碎屑岩、鄂尔多斯盆地深层煤层气等新领域，并探索中西部山前带资源潜力。在深部地下空间综合利用方面，将推动油气开发与地热、风光储等能源的协同开发，实现从传统油气田向综合能源枢纽的转型升级。

四川盆地寒武系页岩气勘探取得新进展

我国页岩气开发长期集中于志留系龙马溪组，经过十余年发展，已在四川盆地及其周缘累计提交探明储量3.07万亿立方米，2024年产量达265亿立方米。相比之下，寒武系筇竹寺组页岩气勘探进展相对缓慢，截至2021年仅获得低产气流，未能实现商业突破。造成这一状况的主要原因在于筇竹寺组具有时代老、埋深大、热演化程度高、改造期次多等特点，传统勘探思路难以适用。
2021年以来，中国石化转变勘探思路，突破"只在富有机质页岩中找页岩气"的传统观念，提出"原地+输导"连续成藏新模式。通过强化基础研究，重新认识储层特征和成藏机理，部署的JS103井首获高产，实现寒武系新类型页岩气勘探重大突破。随后向更大埋深、更高演化区带探索，ZY2井试获日产125.76万立方米高产气流，突破4500米以上超深层勘探极限。该井预测EUR（评估的最终可采储量）达3.5亿立方米，页岩埋深4710米。在探区南部部署的ZY1HF井实现10万立方米/日稳定试采，证实了开发的可行性。
通过系统研究，科研人员总结了寒武系筇竹寺组页岩气的五大特征：一是为近物源的槽相沉积，构造沉积分异作用明显，页岩具有典型外源特征；二是储层具有"高孔、高含气、高游离吸附比，高长英质"的"四高"特征；三是"无机孔+有机孔+微缝"耦合成储，孔隙以无机孔为主，具有独特的孔隙发育机制；四是具有独特的长英质矿物组构，矿物颗粒均一、混合分散，隐纹层发育，可改造性好；五是具有槽内深水-槽缘浅水气藏连续分布特征，形成规模叠置连片的气藏分布格局。
资源评价显示，凹槽相区筇竹寺组埋深小于5000米区域可勘探面积约8370平方千米，资源量12.4万亿立方米；若按埋深小于6000米估算，可勘探面积约2.2万平方千米，资源量35万亿立方米。这一突破不仅开辟了以无机孔为主要储集空间的新类型页岩气勘探领域，也为更多老层系、更深层页岩气勘探提供了重要借鉴，有望形成多点、多层非常规资源拓展的新格局。

煤岩气成为非常规天然气重要接替资源

传统理论认为煤层气开发的经济深度在300-1200米之间，超过1500米被视为开发禁区。然而，中国石油在常规油气和致密油气钻探过程中发现，较大埋深（一般大于1500米）的煤岩层段往往具有较好的气测显示。基于这一发现，科研人员转变观念，借鉴致密气和页岩气的生储成藏机制，将煤岩作为储层整体勘探，提出了"煤岩气"新概念。
煤岩气与传统煤层气存在明显差异：在赋存状态上，煤岩气游离态和吸附态并存，游离气含量相对较高；在开发方式上，通过储层改造可快速产气并能实现工业化开采；在气藏类型上，属于介于常规气和煤层气之间的新类型非常规天然气。中国石油通过研究提出了Ro（镜质体反射率）控气、"三场"（束缚动力场、局限动力场、自由动力场）控藏的理论认识，建立了煤系全油气系统概念，完善了煤系作为源岩/储层的油气成藏序列。
在工程技术方面，针对煤岩储层特点，中国石油创新提出了聚能压裂技术。该技术通过单簇、少孔、高排量的密集能量释放，提高缝内净压力造缝，最大限度提高储量动用程度。现场试验表明，该技术可使单井总液量降低13%、总砂量降低21%，同时提高EUR。在开采阶段，实施水平井分段开采控制技术，将压后气水产出过程划分为8个阶段进行精细管控，使返排率提高20个百分点，单井稳定日产量提高1倍，压力保持水平提高1.5倍，单井EUR提高20%以上。
资源评价显示，全国煤岩气地质资源量超过30万亿立方米，其中鄂尔多斯盆地资源量约20万亿立方米，塔里木、四川等盆地资源量均超过2万亿立方米。按照当前勘探开发节奏和技术攻关进度，煤岩气具备在2035年建成300亿立方米/年以上产量的潜力，形成"鄂尔多斯盆地为主、其他盆地补充"的"1+N"生产格局，有望再造一个"苏里格大气田"规模的产量基地。

中国海域深层超深层勘探迈入新阶段

我国近海油气勘探已全面进入深层超深层阶段。根据定义，水深超过350米为深水，埋深超过3500米为深层，超过4500米为超深层。"十四五"以来，中国海油国内海上年均勘探投资约152亿元，年均钻井210口，探井工作量占全球海上总探井工作量的37%。在此期间，共发现5个亿吨级油田、2个千亿方气田，探明油气地质储量18.86亿吨油当量，其中深层占比达54%，储量替代率保持在185%以上，储采比稳定在10以上。
我国近海盆地深层超深层勘探面临三大挑战：一是形成动力学背景复杂，处于三大板块相互作用交汇处；二是构造活动强烈，油气保存条件差；三是高热流背景下优质储层形成困难。针对这些挑战，中国海油组织产学研联合攻关，取得了一系列理论和技术突破。
在理论创新方面，提出了三大认识：我国海域复合陆缘盆地可以形成"深大"断陷湖盆，湖盆斜坡可以规模成烃；高热流盆地深层超深层古老坚硬基岩和碎屑岩都可以形成规模性优质储层；强活动盆地深层超深层走滑增压带和潜山内幕断裂糜棱岩可以封闭规模性油藏。这些认识突破了传统理论限制，特别是关于高温条件下储层形成的认识，为深层勘探提供了理论支撑。
在关键技术方面，构建了海上超低频宽方位深层地震勘探技术体系，大幅提高了深层目标成像精度；集成创新了海上受限空间低渗储层产能释放技术体系，解决了深层储层改造难题。这些技术突破支撑了多项重大发现，包括全球最大变质岩油田渤中26-6（探明2.07亿吨油当量）、我国首个深水深层亿吨级油田开平11-4、首个超深水深层大气田宝岛21-1等。
海域深层勘探的突破，使我国深水深层勘探技术跻身世界领先行列。未来，中国海油将继续深化近海盆地勘探，同时加快"深水一号"等深水项目开发，推动我国海洋油气勘探向更深、更远海域拓展。
我国深层超深层油气勘探开发在理论创新与技术应用上取得显著进展，覆盖常规油气、页岩气、煤岩气及海域资源等多个领域。尽管面临埋深大、温度高、储层复杂等挑战，但通过持续攻关，各领域均实现储量与产量提升。近年来，随着常规油气资源开发难度的增加，全球油气勘探逐步向深层、深水及非常规领域拓展。据统计，过去十年全球"两深一非"（深层、深水、非常规）领域累计新增油气可采储量168亿吨油当量，占总新增储量的63%，显示出这一领域巨大的资源潜力。我国作为油气消费大国，深层超深层油气资源的勘探开发具有重要战略意义。我国陆上深层超深层油气资源量达671亿吨油当量，占总资源量的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）等区域。
自2018年实施油气勘探开发七年行动计划以来，我国深层超深层累计新增探明储量36亿吨油当量，2023年产量达6608万吨油当量，较2018年增长37%，显示出良好的发展态势。中国石化、中国石油、中国海油等企业通过持续的技术创新，在深层常规油气、页岩气、煤岩气及海域深层勘探中取得系列突破，为保障国家能源安全提供了重要支撑。

中国石化"深地工程"实现多领域突破

中国石化通过实施"深地工程"，系统推进深层超深层油气勘探开发，逐步突破常规油气9000米、非常规油气5000米的深度下限。该工程自2022年启动以来，已在顺北油气田、川渝天然气、济阳页岩油三大示范基地取得显著成效。截至目前，中国石化已发现和建成塔河、顺北等8个大型-特大型油气田，深层超深层领域年产油气量已占公司油气总产量的近三分之一，成为重要的产量增长点。
在理论创新方面，中国石化针对不同地质条件提出了多项重要理论。对于海相碳酸盐岩油气藏，创新提出"三元复合成储、多源多期供烃、多场耦合控聚"的成藏理论；对于页岩油气，则建立了以良好沉积环境和保存条件为基础的"二元富集"理论。这些理论突破有效指导了勘探实践，促成了川南寒武系页岩气、准噶尔盆地超深层等多个重大发现。
在开发技术方面，中国石化形成了多项特色技术体系。针对缝洞型碳酸盐岩油气藏，建立了以精细描述和高效开发为核心的技术体系，支撑塔河油田保持500万吨以上年产量稳产20年。在顺北油气田，成功实现8000米以深油气藏的规模效益开发，建成300万吨油气当量年产能阵地。对于礁滩相碳酸盐岩气藏，形成的开发技术体系使普光、元坝气田分别实现14年和9年的安全高效稳产，累计生产净化气分别达到943亿立方米和329亿立方米，采收率分别提高至64.7%和56.3%。
在页岩油开发方面，创新建立的济阳陆相断陷湖盆页岩油立体开发技术体系取得显著成效。截至目前累计产油突破100万吨，2024年产油超50万吨，提前一年完成胜利济阳页岩油国家级示范区产量任务。在致密气开发领域，攻关形成的深层裂缝型致密气效益开发技术体系，支撑了四川盆地须家河组气藏规模建产，累计建成产能15亿立方米/年以上。
未来发展规划方面，中国石化将继续推进"深地工程"战略，重点攻关塔里木盆地寒武-奥陶系、四川盆地海相与深层页岩气、东部深层超深层和页岩油等领域。同时将战略拓展准噶尔盆地超深层碎屑岩、鄂尔多斯盆地深层煤层气等新领域，并探索中西部山前带资源潜力。在深部地下空间综合利用方面，将推动油气开发与地热、风光储等能源的协同开发，实现从传统油气田向综合能源枢纽的转型升级。

四川盆地寒武系页岩气勘探取得新进展

我国页岩气开发长期集中于志留系龙马溪组，经过十余年发展，已在四川盆地及其周缘累计提交探明储量3.07万亿立方米，2024年产量达265亿立方米。相比之下，寒武系筇竹寺组页岩气勘探进展相对缓慢，截至2021年仅获得低产气流，未能实现商业突破。造成这一状况的主要原因在于筇竹寺组具有时代老、埋深大、热演化程度高、改造期次多等特点，传统勘探思路难以适用。
2021年以来，中国石化转变勘探思路，突破"只在富有机质页岩中找页岩气"的传统观念，提出"原地+输导"连续成藏新模式。通过强化基础研究，重新认识储层特征和成藏机理，部署的JS103井首获高产，实现寒武系新类型页岩气勘探重大突破。随后向更大埋深、更高演化区带探索，ZY2井试获日产125.76万立方米高产气流，突破4500米以上超深层勘探极限。该井预测EUR（评估的最终可采储量）达3.5亿立方米，页岩埋深4710米。在探区南部部署的ZY1HF井实现10万立方米/日稳定试采，证实了开发的可行性。
通过系统研究，科研人员总结了寒武系筇竹寺组页岩气的五大特征：一是为近物源的槽相沉积，构造沉积分异作用明显，页岩具有典型外源特征；二是储层具有"高孔、高含气、高游离吸附比，高长英质"的"四高"特征；三是"无机孔+有机孔+微缝"耦合成储，孔隙以无机孔为主，具有独特的孔隙发育机制；四是具有独特的长英质矿物组构，矿物颗粒均一、混合分散，隐纹层发育，可改造性好；五是具有槽内深水-槽缘浅水气藏连续分布特征，形成规模叠置连片的气藏分布格局。
资源评价显示，凹槽相区筇竹寺组埋深小于5000米区域可勘探面积约8370平方千米，资源量12.4万亿立方米；若按埋深小于6000米估算，可勘探面积约2.2万平方千米，资源量35万亿立方米。这一突破不仅开辟了以无机孔为主要储集空间的新类型页岩气勘探领域，也为更多老层系、更深层页岩气勘探提供了重要借鉴，有望形成多点、多层非常规资源拓展的新格局。

煤岩气成为非常规天然气重要接替资源

传统理论认为煤层气开发的经济深度在300-1200米之间，超过1500米被视为开发禁区。然而，中国石油在常规油气和致密油气钻探过程中发现，较大埋深（一般大于1500米）的煤岩层段往往具有较好的气测显示。基于这一发现，科研人员转变观念，借鉴致密气和页岩气的生储成藏机制，将煤岩作为储层整体勘探，提出了"煤岩气"新概念。
煤岩气与传统煤层气存在明显差异：在赋存状态上，煤岩气游离态和吸附态并存，游离气含量相对较高；在开发方式上，通过储层改造可快速产气并能实现工业化开采；在气藏类型上，属于介于常规气和煤层气之间的新类型非常规天然气。中国石油通过研究提出了Ro（镜质体反射率）控气、"三场"（束缚动力场、局限动力场、自由动力场）控藏的理论认识，建立了煤系全油气系统概念，完善了煤系作为源岩/储层的油气成藏序列。
在工程技术方面，针对煤岩储层特点，中国石油创新提出了聚能压裂技术。该技术通过单簇、少孔、高排量的密集能量释放，提高缝内净压力造缝，最大限度提高储量动用程度。现场试验表明，该技术可使单井总液量降低13%、总砂量降低21%，同时提高EUR。在开采阶段，实施水平井分段开采控制技术，将压后气水产出过程划分为8个阶段进行精细管控，使返排率提高20个百分点，单井稳定日产量提高1倍，压力保持水平提高1.5倍，单井EUR提高20%以上。
资源评价显示，全国煤岩气地质资源量超过30万亿立方米，其中鄂尔多斯盆地资源量约20万亿立方米，塔里木、四川等盆地资源量均超过2万亿立方米。按照当前勘探开发节奏和技术攻关进度，煤岩气具备在2035年建成300亿立方米/年以上产量的潜力，形成"鄂尔多斯盆地为主、其他盆地补充"的"1+N"生产格局，有望再造一个"苏里格大气田"规模的产量基地。

中国海域深层超深层勘探迈入新阶段

我国近海油气勘探已全面进入深层超深层阶段。根据定义，水深超过350米为深水，埋深超过3500米为深层，超过4500米为超深层。"十四五"以来，中国海油国内海上年均勘探投资约152亿元，年均钻井210口，探井工作量占全球海上总探井工作量的37%。在此期间，共发现5个亿吨级油田、2个千亿方气田，探明油气地质储量18.86亿吨油当量，其中深层占比达54%，储量替代率保持在185%以上，储采比稳定在10以上。
我国近海盆地深层超深层勘探面临三大挑战：一是形成动力学背景复杂，处于三大板块相互作用交汇处；二是构造活动强烈，油气保存条件差；三是高热流背景下优质储层形成困难。针对这些挑战，中国海油组织产学研联合攻关，取得了一系列理论和技术突破。
在理论创新方面，提出了三大认识：我国海域复合陆缘盆地可以形成"深大"断陷湖盆，湖盆斜坡可以规模成烃；高热流盆地深层超深层古老坚硬基岩和碎屑岩都可以形成规模性优质储层；强活动盆地深层超深层走滑增压带和潜山内幕断裂糜棱岩可以封闭规模性油藏。这些认识突破了传统理论限制，特别是关于高温条件下储层形成的认识，为深层勘探提供了理论支撑。
在关键技术方面，构建了海上超低频宽方位深层地震勘探技术体系，大幅提高了深层目标成像精度；集成创新了海上受限空间低渗储层产能释放技术体系，解决了深层储层改造难题。这些技术突破支撑了多项重大发现，包括全球最大变质岩油田渤中26-6（探明2.07亿吨油当量）、我国首个深水深层亿吨级油田开平11-4、首个超深水深层大气田宝岛21-1等。
海域深层勘探的突破，使我国深水深层勘探技术跻身世界领先行列。未来，中国海油将继续深化近海盆地勘探，同时加快"深水一号"等深水项目开发，推动我国海洋油气勘探向更深、更远海域拓展。
我国深层超深层油气勘探开发在理论创新与技术应用上取得显著进展，覆盖常规油气、页岩气、煤岩气及海域资源等多个领域。尽管面临埋深大、温度高、储层复杂等挑战，但通过持续攻关，各领域均实现储量与产量提升。