中国海油近海油气勘探实践与思考*

（中国海洋石油集团有限公司 北京 100010）

全球油气勘探领域受地质环境影响正在弱化，逐渐呈现出向深水、深层、非常规、北极等新区、新领域转移的趋势[1]。我国海域是重要的石油天然气生产基地和勘探领域[2]，随着近海海域勘探程度的不断增高，基于目前认识可供选择的勘探目标规模变小、油气丰度降低、隐蔽性增加、油品变差，勘探成效呈下降趋势，而且随着勘探目标向新区新领域、深水深层、高温高压（简称“双新双深双高”）领域拓展[3]，勘探深度加大、目标更为隐蔽、储层物性更差、工程技术难度也逐渐加大。为了破解勘探成效与海洋石油工业高风险、高科技、高投入相矛盾的困境，中国海油在“价值勘探”的指导思想下，从理论认识、勘探技术及管理等3个方面不断攻关创新，取得了显著的成效。基于勘探地质理论认识突破，指导了海洋勘探向深层、深水、高温高压领域拓展；致力于海上勘探关键技术攻关，为勘探向“双新双高双深”领域拓展提供了技术支撑；创新勘探管理模式提高勘探成效，破解了海洋石油勘探的高成本的困局。近年在渤海湾盆地潜山、琼东南盆地深水区、珠江口盆地阳江凹陷等多个领域取得了重要勘探突破，为我国海洋石油可持续发展奠定了基础。本文主要从理论突破、技术创新及管理提效等方面对近3年来中国近海油气勘探实践成果进行了总结，并指出了我国海洋油气勘探的前景和攻关方向。

1 地质理论认识创新是拓展勘探领域的源动力

中国石油工业的实践证明，每一个重大地质理论与认识突破都指引了新的勘探方向[4]，同时不断的勘探实践又为理论认识创新提供了不竭的动力源泉，如陆相生油学说的创立突破了“中国贫油论”，古潜山成藏理论的创立突破了基岩找油禁区，大型岩性油气成藏理论[5]的创立突破了单一“构造圈闭”找油观点。近3年来，中国海油依托国家重大专项与“十三五”科技攻关项目，致力于地质基础理论研究，并结合勘探实践不断完善和地质认识不断提升，逐步形成了中国近海不同盆地的地质理论认识，指导了海上油气勘探向“双新双深双高”领域拓展。

1.1 地质理论认识创新，引领了勘探实践的突破

1.1.1 深埋潜山成藏理论创新，引领了渤中19-6大型凝析气田的发现

渤中19-6大型潜山凝析气藏及其周边潜山勘探实践[6]，就是通过理论认识创新引领勘探突破的实例。基于地球物理资料、构造和沉积研究等，初步认识到该构造区具有“早期聚油-后期聚气-多期成藏”的成藏模式[7]；在BZ19-6-1井钻探后，通过成藏机理的攻关研究，获得了渤海湾深层太古界变质岩潜山大型凝析气田地质理论的突破，并在不断勘探实践中首次提出了渤中凹陷晚期快速沉降控制大面积爆发式生气机理和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[8]（图1），创新提出了晚期构造强活动区超压动力封闭的天然气富集成藏模式，明确了渤中凹陷具有1.9×1012m3的天然气资源潜力，引领了渤中凹陷太古界深埋潜山大型凝析气田的发现，实现了超级油型盆地寻找大气田的历史跨越，奠定了天然气将成为渤海湾盆地新的能源增长极。

图1 渤中19-6太古界潜山三元共控立体网状成储模式（据文献[8]修改）Fig.1 Ternary co-controlled three-dimensional network formation mode of BZ 19-6 Archaeozoic buried hill in Bohai sea（revised after reference[8]）

深埋潜山成藏理论创新推动了中国近海潜山油气勘探进展，在渤海湾盆地旅大25-1、曹妃甸2-2以及南海深水区永乐8-1、惠州26-6等潜山都获得了勘探突破。

1.1.2 岩性圈闭成藏理论与认识创新，促进了岩性油气藏勘探的深入

随着勘探研究工作的不断深入，勘探方向从寻找构造油气藏向寻找岩性圈闭等隐蔽性油气藏转变。渤海湾盆地歧口凹陷[9]、辽河西部凹陷斜坡区岩性油气藏勘探[10-11]实践表明，斜坡区存在大中型岩性油气藏的形成条件，引导了海域勘探向勘探程度低的斜坡区转变。

渤海湾莱北低凸起缓坡带，是从黄河口凹陷南侧中洼到莱北低凸起方向的一个连续抬升的宽缓大斜坡，并被正断层切割成断阶带。研究表明，在古近系构造背景控制下该地区油气可以差异富集，明下段沉积早期存在油气容纳空间背景，具备形成河道集中发育叠合连片的沉积条件，能够形成规模性岩性圈闭，从而突破了以往认为明下段砂体规模小、分布孤立的传统认识。莱北低凸起具备形成亿吨级油田的成藏条件，首钻垦利6-1及垦利10-1北构造获得了勘探成功。

在东海西湖凹陷平湖斜坡带，从沉积层序、地震反演及油气成藏等方面进行持续攻关，认为平湖组沉积期盆地类型是弧后弱伸展作用下的断-拗转换盆地，断拗转换期多种成因形成坡折[12]；通过对平湖组沉积期成盆过程重塑，确认了西湖凹陷为富生烃洼陷且有效烃源岩面积占整个盆地的85%，明确了煤系地层在斜坡带和凹陷中北部具有广覆式分布及富氢煤系早期大量生油、晚期持续生气的特征，提出了在深层寻找优质岩性油气藏的勘探新思路，实现了从构造勘探向岩性勘探的战略转变，指导了N构造岩性圈闭群领域性突破（图2），证实了西湖凹陷西斜坡岩性油气藏的勘探潜力。

图2 西湖凹陷平湖斜坡带宝武区岩性圈闭发育模式及N构造实例Fig.2 Development model of lithologic trap in Baowu area of Pinghu slope belt and example of N structure in Xihu sag，the East China Sea

1.2 基础科学理论突破，推动了勘探理论认识的创新

1.2.1 原位天然气水溶解度实验突破，指导了高温高压领域天然气成藏模式的建立

莺琼盆地是南海重要的天然气探区。20世纪90年代，高分辨率地震勘探技术支撑了底辟构造带的勘探，先后发现了东方1-1、乐东22-1、乐东8-1等一系列气田和含气构造，发现天然气探明地质储量1.6×1011m3，但随着这类构造钻探完毕，勘探再次陷入困境。

通过开展地层温压条件下原位天然气在水中的溶解度实验和古温压演化模拟研究，明确了在5500m以浅、220℃以下条件天然气能够游离成藏[13]，建立了莺歌海盆地“动态生气-裂隙输导-海扇储集-超压封盖”四元耦合成藏、翼部富集的天然气成藏模式。基于高温高压条件下天然气游离成藏的理论认识，指导了莺琼盆地大中型高温高压气田的发现[14]，在底辟翼部发现了东方13等大中型高温高压气田，探明天然气地质储量2.58×1011m3，建成了中国海上第一个高温高压大气田。近年来，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，认为乐东10区水道体具备形成千亿立方米气田的成藏条件，首钻乐东10-1区获得勘探成功。

1.2.2 “盆-源-热”共控、源-断耦合差异成藏机理研究，促进了地质理论认识的创新

基于构造、烃源岩、储层和油气成藏模式研究，促进了南海北部陆缘深水油气地质理论认识的创新[14-15]。高温快速生烃机理及大盆地-广烃源-高热流耦合作用（“盆-源-热”共控），明确了深水区可以形成近百亿吨油当量资源，突破了外国同行“烃源潜力不足”的认识局限，奠定了深水油气勘探物质基础；水道砂岩储集-垂向裂隙输导-晚期充注的轴向峡谷成藏模式，突破了世界深水大型峡谷水道仅局限于垂向发育的认识，发展了深水峡谷水道沉积理论，确定了永乐区、宝岛区、陵水凹陷深水天然气勘探三大领域，在琼东南盆地深水区中央峡谷水道先后发现了陵水17-2、陵水25-1、陵水18-1等气田，探明天然气地质储量近1亿方油当量，开辟了海域深水天然气勘探的新领域。

源-断耦合差异控藏理论认识的创新明确了珠江口盆地阳江东凹的勘探潜力。阳江凹陷位于珠江口盆地珠一坳陷北部，北接海南隆起，南邻文昌A洼，东邻恩平凹陷。自20世纪80年代开展勘探以来，经过对外合作、自营勘探等30多年的勘探历程，该地区均未获得规模储量发现。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认识创新，认为阳江东凹陷发育半深湖—深湖相优质烃源岩，并具备一定的资源潜力[16-17]；基于此，确定恩平断裂背斜构造带为突破方向，首选油源断裂在空间上匹配关系好的恩平20断裂背斜构造带钻探获得了成功[18]。经过一年多的勘探评价，该地区发现探明石油地质储量约5 000×104m3。

2 关键瓶颈技术突破是高效勘探的手段

2.1 “本土化”地震采集处理技术体系创立，支撑了勘探新领域的突破

近年来，针对中深层古近系、潜山勘探领域，开展了以宽方位、高密度、富低频为基础的技术攻关，创立了适合中国海域油气勘探的“本土化”地震采集处理技术体系，解决了以往中深层与深水地震资料品质差、复杂构造区地震成像差的问题，提高了构造成像精度，极大地支撑了勘探新领域的突破[19-22]。

2.1.1 三维地震采集观测系统共聚焦定量评价技术

三维地震采集观测系统共聚焦定量评价技术是通过分析目的层的分辨能力、聚焦度、面元尺度、性价比等定量参数和偏移成像效果，实现对面元尺度、覆盖次数的定量评价和优选，为三维地震勘探观测系统及其参数的优选与设计提供了一种新的量化分析法[23]。以潜山裂缝储层优化为目的，提出了以目标成像为核心的高效三维共聚焦点定量分析技术，可针对不同地层进行采集参数优化，并对以往的采集参数进行评价，为高质量的三维采集提供了技术支持（图3）。应用表明，针对深层潜山所设计的最优性价比、宽方位高密度采集方案，最小面元达到了12.5 m×12.5 m，潜山内幕地震信噪比提高了30%。

2.1.2 “犁形”缆宽频深水地震采集技术

针对深水地震资料频带较窄且缺低频、坡折带下方反射能量弱、鬼波陷频效应突出等问题，自主研发了海洋“犁式”宽频地震采集系统[24]，利用不同沉放深度具有不同陷波点这一特征获取宽频信息，地震频带达到5个倍频程，有效提升了中深层成像质量，打破了外国对我国的技术封锁。该项技术已在南海东部、南海西部、东海地区得到广泛应用，其中琼东南盆地深水区应用表明，中央水道顶底界面和内幕成像质量明显改善，复杂断层断面更为清晰。

图3 三维共聚焦定量分析技术流程及聚焦成像效果Fig.3 3D quantitative analysis&image resolution of focal beams

2.1.3 海上中深层潜山地震成像及表征技术

基于海上中深层潜山的地球物理处理与解释技术体系，改善了潜山和断块等复杂构造的地震资料深度域成像效果。针对中深层信噪比低、成像质量差的问题，开展了以联合多次波建模衰减、宽方位各向异性叠前深度偏移为核心的技术攻关，改善了断层、基底成像效果及洼陷内幕沉积充填特征，在中深层潜山、火成岩等复杂地区取得了更好的成像效果。例如，创新提出的各向异性介质波动方程保幅成像技术，突出了裂缝地震响应特征，使目的层地震有效频带拓宽15 Hz，断层识别率提升2倍以上；创新提出的基于方位杨氏模量和泊松比的各向异性储层表征技术[25]，通过对裂缝发育尺度、方向和连通性进行表征，提高了潜山内幕裂缝预测精度，实现了潜山风化带有效储层预测。据统计，该项技术的应用显著改善了渤中29-4、渤中19-6等油气田中深层成像质量，预测裂缝储层发育段与实钻结果符合率达95%（表1）。

2.1.4 海上深水中深层低信噪比区成像处理技术

针对海上深水中深层复杂储层，研发出低信噪比区成像处理系列技术，使得中深层地震资料信噪比显著提升，为井位目标评价研究提供了技术支撑。例如，各向异性深度偏移技术和宽频处理技术，解决了南海西部乐东10区储层信噪比低的问题；针对模糊区的Q吸收补偿偏移成像技术[26]，推动了南海西部宝岛—陵水陆坡带一系列勘探目标评价，有效改善了南海东部流花—白云区中深层地震资料重处理后的资料品质；针对横向速度变化较快、复杂构造地区的断控-地质构造约束的速度建模技术，使得文昌9区中深层、乐东区中深层和流花区中深层等低信噪比区地震资料成像质量得到了显著改善（图4）。

表1 渤中19-6气田潜山裂缝储层预测吻合度统计Table1 Statistics accuracy for fracture reservoir prediction of BZ19-6 gas field

图4 琼东南盆地乐东区陆坡带地震资料处理对比Fig.4 Comparison of different processing method for slope belt of Ledong area in Qiongdongnan basin

2.2 针对不同地层的钻井及工程作业技术体系形成，促进了勘探领域的拓展

随着海域勘探向“双新双深双高”领域拓展，钻井及地质作业技术也面临着一系列的挑战，极限温压、窄压力窗口、复杂断块及潜山储层等一系列工程技术瓶颈问题制约了勘探进程。近年来，通过科研攻关和生产实践的不断探索，形成了针对不同地层的钻井及工程作业技术体系，很好地促进了勘探领域的拓展。

2.2.1 复杂断块“1+N”钻探模式

建立了成熟区大中型复杂断块油气藏集束作业模式，保持了低成本优势。对于构造砂体叠合性差、成藏规律复杂、断块细碎、单井控制储量小的复杂断块构造，采用“1+N”钻探模式[27]，利用定向井、多底井兼顾多个目标，减少钻井平台的动复员费，节省钻井进尺，解决了评价井数多、作业成本高等难题，大幅提升了评价效率。例如，渤海垦利6-1构造评价采用了“1+N”钻探模式（6侧/16口），平均钻井周期仅6.16 d（图5），作业费用明显低于常规探井，累计节省钻井成本超过1亿元，即节省5～7口井的钻井费用。

2.2.2 超高温高压钻井作业技术

图5 垦利6-1构造当量钻井周期对比图Fig.5 KL 6-1 structure equivalent drilling cycle comparison diagram

创建了超高温高压钻井作业技术体系，为优质安全高效的钻井作业提供了技术支撑。通过技术攻关，研制出高温高压多源多机制地层压力预测技术、井身结构设计技术、井控技术、钻井液技术、固井技术及钻井提速技术等技术体系[28-31]，解决了高温高压井安全钻探和提速问题。其中，多源多机制异常压力预测方法的预测精度从传统方法的70%提高到95%（图6）；微压差定量连续循环控制钻井系统使井下事故率由65%降至5%以下；“五防”“自修复”水泥浆体系，环保型水基双效钻完井液和系列提速工具等，使南海高温高压井工期由175 d降至52 d，费用降低达70%。2019年东方13-2高温高压气田成功开发，所投产的油气当量超千立方米井有3口，其中DF13-2-A2H井水平段长达513 m，创造了海上高温高压水平井段长度的作业纪录。

图6 常规方法与压力成因法预测的地层压力对比图Fig.6 The correlation of formation pressure predicted by conventional method and pressure genetic method

2.2.3 深水探井高效钻井作业技术

针对深水探井钻探成本高、风险大等挑战，从降本、提速等方面探索建立了以深水表层批量钻井和模块化测试等关键技术为核心的深水探井高效钻井作业技术，大幅提升了作业效率，钻探成本也得到了有效控制。例如，采用移位平台拖曳隔水管技术实现了探井表层批钻，创新提出了深水弱成岩地层井壁主动强化技术，安全钻进风险降低了83.3%；研制了以耐温抗压防冲蚀为核心的测试模块化工艺，可承受天然气220×104m3/d的产能考验，创造了中国海上油气井单层测试最高记录。另外，近期琼东南盆地深水区LS15-2-1井的钻探成功，实现了深水高温高压领域的突破（压力系数2.02 sg、静态压力窗口0.11 sg）。

2.2.4 海上多层潜山钻井作业技术

针对渤海深埋潜山探井目的层埋深大、温度高、存在两到三层潜山界面，地层可钻性差，容易出现井漏、作业周期长等工程难题，研发形成了适用于渤海中深层天然气安全环保高效勘探开发的钻完井关键技术体系。例如，海上深部硬地层快速无伤害钻井关键技术采用高强度变质花岗岩异形齿PDC钻头和扭矩自适应高陡防斜钻具组合[32]，机械钻速可提高5倍。应用表明，2019年渤中19-6构造2 500 m当量钻井平均周期已由2018年的45.85 d降至34.26 d，钻井效率提高了25.3%（表2）；所研发的210℃抗高温助排型无固相储层钻井液体系实现了“零伤害”，潜山测试表皮系数由45.8降到0，渗透率提高了13%。

表2 渤中19-6构造高陡防斜钻具组合与邻井常规提速钻具组合机械钻速对比Table2 Comparison of mechanical drilling rate between the BZ19-6 structure and the conventional combination of adjacent wells

2.3 地质作业技术不断取得进步，破解了潜山勘探与稠油测试中的难题

2.3.1 “钻-录-岩-流”四维深层潜山界面卡层技术

“钻-录-岩-流”四维深层潜山界面卡层技术是指综合钻井工程参数、元素录井参数[33-34]、岩性鉴别及特征矿物、烃组分流体相指征参数的综合分析技术，即通过对岩性可钻性变化、地层元素迁移及富集规律、特征岩性及指征矿物识别、储层流体相识别等多信息综合分析来确定潜山界面深度。该项技术可预测厚度小于2 m的层界面，实现了精准控制进山深度，在保证钻井施工安全的同时减少了地质循环次数。2019年渤中19-6构造及围区探井平均进山深度绝对误差约为5.05 m，潜山界面卡准率已从2018年的50%提升到100%，平均地质循环次数为2.33次，相比2018年减少了50%，单井节约时间近6 h，为潜山油气藏勘探顺利开展打下坚实基础（表3）。

2.3.2 裂缝性储层多元控制地层取样技术

研制出裂缝性储层多元控制地层取样技术，解决了潜山层段岩性复杂、非均质性极强的孔洞/缝储层空间的流体性质评价难题。该项技术包括潜山裂缝储层测井取样靶向技术和潜山裂缝储层测井取样多元控制提效技术，目前已形成裂缝型电缆地层现场取样作业推荐流程（图7），在渤中19-6、渤中13-2、旅大25-1、垦利25-2等多个潜山构造共计12口井进行了取样作业，作业成功率达83.3%，有效地层流体样品获取成功率66.7%，平均作业时间由原来的12 h减少到6 h，提效显著。

2.3.3 井下控温-控砂稠油测试技术

通过技术攻关、技术引进和设备研制，形成了井下测试管柱控温技术[35]、稠油高压物性（PVT）取样技术和稠油测试配套计量技术，解决了稠油测试中井筒流动、PVT取样、分离计量的三大难题。这些技术成功应用于渤海稠油、南海东部高凝油储层测试中，解放了渤海稠油、南海东部恩平及陆丰区块上部高含蜡原油测试产能问题。2019年针对渤海稠油测试中出砂“防砂即堵、不防即埋”的瓶颈难题，进一步创新做法，转变思路为“由防转控”，在辽东湾探区LD27-1-2d井测试获得了54.8 m3/d的产量，创造了该地区低地温高黏稠油测试产能的最高纪录，成功盘活了旅大27-1构造沉睡近15年的地质储量，其中1井及2d井区探明地质储量约1 600×104t，三级地质储量约2 500×104t。

表3 渤中19-6构造及围区探井潜山层界面卡取情况统计Table3 Interface prediction of buried mountains of exploration wells in BZ 19-6 structure and its surrounding area

图7 裂缝型电缆地层现场取样作业推荐流程Fig.7 Recommended procedure for field sampling of fracture formation

3 勘探管理创新是提高勘探成效的保障

3.1 强化战略引领，保障了高质量发展

在国内近海“价值勘探”的战略引领下，以寻找大中型油气田为主线，制定了以勘探新增储量、勘探成效及提质增效成绩为目标的考核指标，成功引领了如渤中19-6、渤中29-6、乐东10-1、恩平20、垦利6-1等多个大中型优质整装油气田的勘探发现。近年来，国内近海中型规模以上油气田的经济可采储量发现占比持续提升，2019年占比达到82%，为完成勘探储量任务奠定了扎实基础。特别是中国东部最大气田——渤中19-6凝析气田，其凝析油储量占全国的1/3，将为环渤海湾地区的经济发展发挥重要作用。

3.2 实行差异化勘探管理，推进了勘探进程

长期以来，中国海油勘探一直实行“集中决策，分散实施”的管理原则，即全公司一盘棋，统一部署、统一调配。近年来，不断优化管理权限，实行差异化管理，推动了勘探进程。

3.2.1 优化滚动勘探与评价勘探的管理权限

滚动勘探由所属单位负责实施。以开发生产需求为导向，在油气田周边10 km范围内寻找可动用储量，推进勘探开发一体化，确保油田的稳产增产。2019年，渤海、南海东部、南海西部滚动勘探成效显著，新增探明储量近亿立方米油当量。通过渤海高产探井直接转试采和涠西南地区滚动勘探，当年产量贡献数万立方米，有力支撑了从储量到产量的快速转换。

评价勘探由所属单位提出整体评价方案，总部组织专家评估后批准，再由所属单位主导油气田评价，缩短评价周期。在这一政策指导下，2019年渤中19-6、渤中29-6及阳江东凹等油气田实现了高效评价，实现储量规模超亿立方米油当量，进一步夯实了储量基础。

3.2.2 建立风险勘探机制

建立决策、参谋、执行的风险勘探机制，确定了成熟区和领域性风险勘探的管理流程。通过由总部主抓、研究中心牵头，相关成本指标不考核分公司、储量贡献计入分公司的管理方式，激发了研究中心的干劲，放开了分公司的“手脚”，优化了总部的战略决策，三者协同驱动，促进了风险勘探的高效开展。2019年，中国海油的风险勘探商业+潜在商业发现成功率达到了22%。

3.3 建立勘探科技驱动机制，推动了创新发展

通过不断探索，建立了科研驱动、分级管理、阶梯激励、全员创新的勘探科技驱动机制。从国家重大专项到勘探生产性科研攻关，从理论到技术解决勘探难题，同时通过系统激励，提高科研人员的积极性。

3.3.1 建立国家重大专项“顶天立地”、全海域一盘棋的管理方式

“顶天立地”是指国家重大专项的研究既要有国际水准、达到国内领先的水平，同时技术攻关要解决海域面临的问题，落实到井位、井眼和储量上。对于勘探类国家重大专项，要在勘探重大专项管理办公室的统一组织下，统筹协调、分块实施，实现全海域一盘棋。“十三五”期间，国家重大专项完成率高，其科研成果促进了储量的发现。

3.3.2 推进生产性科研攻关

对于勘探实践中关键技术问题的解决，以一般生产性科研项目为抓手，每年按照一定的勘探投资费用比例设立项目，解决生产急需问题，及时服务勘探实践，实现了当年立项、当年完成的目标。同时，通过设立重大生产性科研项目，解决了勘探中遇到的重大战略问题。

3.3.3 打造阶梯激励机制

进一步细化了勘探科研人员激励机制，把个人技术能力的成长和职业通道中阶层的递进结合起来进行综合激励，打造了阶梯激励机制。设立了针对初级技术人员的基层青年小微技术奖和针对中层技术人员的勘探专项技术创新奖，并将小微技术奖和勘探专项技术创新奖与已有的集团公司科技进步奖进行相互衔接，形成了针对不同梯队科技人员的激励阶梯，快速培养了大批的优秀勘探人才，使勘探事业在高质量发展中长盛不衰。

4 未来中国海域勘探思考

中国海油在深水、古近系、岩性勘探、中古生界潜山等领域的突破，为海域油气产量的增长奠定了基础。据最新一轮油气资源评价结果[36]，我国海洋油气资源丰富，还处于勘探阶段，有很大的可勘探空间。但未来勘探突破方向的确定，需要新的地质理论突破、勘探技术创新及管理模式变革。

4.1 我国近海具有可持续发展的油气资源基础

1）未来我国近海主要盆地储量增长潜力仍然很大。

据最新一轮油气资源评价结果，中国近海石油地质资源量244×108t，天然气22×1012m3，主要集中于渤海、珠江口、北部湾等3个盆地，占近海石油地质资源量的86%；天然气地质资源量主要分布于东海、珠江口、琼东南、莺歌海、渤海等5个盆地，占近海天然气地质资源量的96%。截至2018年底，中国近海累计探明石油地质储量53×108t，累计探明天然气地质储量14.37×1011m3，油气资源探明程度相对较低，具备可持续发展的资源基础。

2）深海是我国海上未来油气发展的潜力区。

据文献[37]统计资料（表4），全球常规油气资源总探明率为72%，其中海域探明率为57%；2018年全球常规油气主要发现多数来自深海，其中新发现油当量储量在1亿桶以上的有21个（81.1亿桶），而深水区有11个（41.8亿桶）；在深水、页岩气、致密油等非常规资源的项目中，深水项目的投资回报率最高（平均达15%）。我国深海石油地质资源量为154.19×108t，可采资源量为54.54×108t；天然气地质资源量为31.76×1012m3，可采资源量为23.21×1012m3。可见，我国深海待发现油气资源潜力巨大，未来勘探前景可观，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。因此，走向深海是中国海油长远发展的必然选择。

表4 2018年全球大型油气深水勘探新发现[37]Table4 New discoveries of large-scale deepwater oil and gas exploration in the world in 2018[37]

4.2 基于价值勘探理念的风险领域探索

中国海油的海域油气勘探领域逐渐走向多元化[38]，初步形成了深浅层兼顾、油气并举、常规和非常规并重的局面。今后的勘探将从寻找储油气层到生油气层，从寻找局部构造到大面积圈闭，从寻找构造油藏、岩性油气藏到非常规“连续型”油气聚集区，应加大基于价值勘探理念的风险领域探索。

未来几年，应继续大力提升原油勘探力度及坚定天然气勘探战略。对于中国近海，将继续探索潜在富生烃凹陷新区，如渤海边缘凹陷、西湖凹陷西斜坡高带等；对于南海深水区，将在永乐区、宝岛区、陵水凹陷等3个千亿立方米气区展开勘探。另外，要加快远海油气领域（礼乐、万安、南薇西等盆地）的勘探进程，同时积极推进天然气水合物勘探。

4.3 勘探领域突破需要夯实基础科学理论研究

立足于实践的科学理论不仅对既有实践规律的把握，也有对未来发展的科学判断。基础科学理论的研究尤为重要。例如，在沉积学方面，应加强沉积地球化学在大时空尺度的应用与探索，深化对关键地质时期地球环境—生物协同演化以及沉积矿产和化石能源的形成与演化等研究[39]；在构造学方面，应加强岩石圈—地幔动力学模式和“板块”运动模式等研究[40]。更重要的是，在基础科学理论突破的基础上，创新地质认识并应用于勘探实践，将为勘探思路的转变指明方向。

4.4 聚焦“双深双高”勘探关键技术的创新方向

对于深层、超深水、盐下及水合物等储层，应加强储层预测技术、潜山裂缝性储层流体评价技术、低孔渗油气藏储层改造技术[41]、高温高压油气藏固井技术、水合物勘探等关键核心技术攻关。

对于超深水领域，中国海油还在探索之中，昂贵的勘探成本需要更高的勘探成功率来保障投资回报率，因此地质研究仍是重中之重。近年来，借助“十三五”课题，开展了远海深水区油气资源潜力与大中型油气田勘探方向、大中型油气田成藏理论及地震勘探配套技术等一系列研究，为中国海油走向远海超深水勘探提供了技术保障。“十四五”期间，将重点开展超深水地震采集处理、高效安全低成本钻井作业等技术攻关以及配套的深水生产平台、水下生产系统等海洋深水超深水油气开发高端海洋装备研发。

4.5 探索勘探开发一体化的管理体系

美国页岩油的成功，展现了一种综合的创新模式[42]，包括油气公司、服务及装备、资本市场等，是一个依靠完善市场化体系支撑的系统。未来我国海洋勘探将面临更高风险、更高成本的挑战，因此，在今后进一步推进中国海油勘探高质量发展的过程中，需要加快推动体制机制改革，创新更加具有针对性的差异化勘探管理策略，在加大领域勘探同时，推动高效评价及勘探开发一体化的进程，提升区域勘探开发的整体价值。

4.6 智能勘探是勘探高质量发展的助力

未来我国海洋油气勘探高质量发展，需要借助IT技术，减少简单的、重复性工作。因此，以数字化、智能化为基础，创新地质研究、工程作业及全过程管理的智能勘探模式，是中国海油未来勘探经济高效发展的方向，也是中国海油建立全面感知、整体协同、科学决策、自主优化的海上智能油田的必须选择。

5 结束语

中国海油近海油气勘探实践证明，地质理论认识创新、关键瓶颈技术突破及勘探管理创新是勘探高质量发展的必要条件。今后几年，中国海油将在大力提升勘探开发力度的指示精神下，加强海洋油气勘探技术攻关，创新勘探管理模式，推动海洋油气勘探经济高效发展；继续践行价值勘探理念，加大国内海上风险领域勘探力度，积极探索新区新领域，拓展南海深水区勘探，为保障国家能源安全贡献力量。