深层油气勘探开发近年来获得了一系列重大突破，但中国陆上深层油气资源勘探开发取得的进展、面临的挑战以及发展趋势尚无系统的分析。通过深入分析，概括了深层油气资源5点基本特征：①气多油少，相态类型复杂；②高温高压普遍，不同盆地或层系差异大；③多元供烃，多源复合；④储层相对致密，但发育规模中高效储层； ⑤成藏过程复杂，多期成藏改造。梳理了深层油气勘探开发的过程，认为中国深层油气勘探开发目前处于“规模发现阶段”，在深层碳酸盐岩、碎屑岩、火山岩三大领域都取得了重大进展，但仍面临4方面挑战，主要表现为：①生烃、成储、成藏过程复杂，制约了勘探方向与目标选择；②钻完井周期长成本高，制约油气发现进程与效益开发；③高温压小井眼测井技术不成熟，制约了油气层识别精度；④开发方式及采油采气技术装备不适应，制约了有效开发和规模动用。在综合分析的基础上，指出中国陆上深层油气资源集中于三大领域六大盆地，勘探潜力巨大，是重要的油气资源战略接替领域，建议集中相关油气公司、石油院校及科研单位研究力量，攻克制约深层发展的重大基础理论和共性技术难题，集成涉及深层领域相关成果，构建深层油气勘探开发理论、技术体系，支撑深层领域快速发展。
近年来中国深层油气勘探开发得到快速发展，而技术发展则起到了非常重要的支撑作用。针对中国深层油气复杂的工程地质环境，梳理了近年来取得长足发展的四大技术体系，主要包括：①深层复杂构造地震成像与储集层预测技术体系，包含针对深层的地震“两宽一小”采集技术、逆时偏移处理技术、复杂构造综合建模技术和变速成图技术，提高了构造解释精度，保证了深层地质体的高精度成像和预测；②深层提速增效钻井工艺技术体系，大幅度提高了钻井速度，降低了钻井成本和钻井风险；③深层高温高压测井评价技术体系，为准确判别储层性质及流体性质提供了保障；④深层高效开发技术体系，特别是深层储层提高改造体积技术的发展和成熟，提高了单井产量和深层油气开发的效益。在分析基础上，针对今后深层油气勘探开发面临的挑战，从①深层地震采集处理及解释技术、②深层安全高效钻完井与控制关键技术、③深层高温高压测井评价技术以及④深层油气藏改造、堵水与举升技术4个方面指出了深层油气勘探开发技术的未来发展方向，并强调发展适用性和经济性的技术体系是实现深层油气高效、低成本勘探开发的关键。
克拉通盆地深层白云岩是中国陆上未来天然气勘探的重要领域。通过统计分析四川、塔里木、鄂尔多斯等中国主要克拉通盆地，明确深层白云岩主要类型为颗粒白云岩、微生物白云岩及结晶白云岩，孔隙类型以裂缝—孔洞型和裂缝—孔隙型为主。指出有利沉积微相是孔隙形成的物质基础，早期溶蚀作用是孔隙形成的必要条件，准同生—浅埋藏期等早期白云石化作用有利于准同生期形成的孔隙保存，表生岩溶及构造破裂作用起到改善储层物性的作用。明确了深层优质白云岩储层仍具有相控性，深层白云岩储层继承性大于改造性，其纵向分布不是受深度控制而是受早期沉积旋回控制，横向分布不是受岩溶作用控制而是受高能沉积相带控制。认为未来深层优质白云岩储层的勘探主要为“台内裂陷两侧”及碳酸盐岩缓坡之内缓坡—中缓坡。
寒武系龙王庙组白云岩已经成为四川盆地非常重要的天然气勘探领域，并在高石梯_磨溪地区发现了万亿方储量规模的大气藏，但对储层成因和分布规律认识不清已经成为制约龙王庙组白云岩勘探的瓶颈。基于露头地质调查、岩心和薄片观察、储层地球化学特征及储层模拟实验，对这套白云岩储层的特征、成因和分布规律做了深入的研究，取得2项认识:一是四川盆地寒武系龙王庙组可划分为上、下2段，编制了以段为单元的岩相古地理图2张，建立了碳酸盐岩缓坡沉积模式，颗粒滩主要分布于上段的浅缓坡；二是颗粒滩是龙王庙组白云岩储层发育的基础，同生溶蚀作用是龙王庙组颗粒滩储层孔隙发育的关键，受暴露面控制，埋藏期溶蚀孔洞不但有规模，而且主要沿同生期的孔隙带发育，具继承性，分布有规律可预测。龙王庙组白云岩储层成因地质认识揭示储层的发育不仅限于高石梯_磨溪构造表生岩溶发育区，全盆地广布的颗粒滩相沉积都是潜在的勘探对象。
震旦纪高石梯构造位于四川盆地绵竹—长宁克拉通内裂陷东侧的台地边缘带，发育藻灰泥丘、砂屑滩及云坪，同时受震旦纪末期桐湾Ⅱ幕构造运动的抬升暴露剥蚀并形成岩溶风化壳。灯四段为溶蚀孔洞型白云岩储层，主要储集空间有溶洞、溶孔及晶间孔。在岩心,成像测井和常规测井对溶蚀孔洞型储层的定量判识基础上，划分洞穴型、孔洞型、孔隙型、裂缝—孔洞型、裂缝—孔隙型和裂缝型6类储集空间。在纵向上，根据储集空间类型及其组合特征提出洞穴—孔洞型、裂缝—孔洞型、孔洞型、裂缝—孔隙型、裂缝型5类储层组合模式。其中洞穴—孔洞型、裂缝—孔洞型为高产长期稳产型，是最好的储层组合类型；孔洞型为中产长期稳产型；裂缝—孔隙型和裂缝型则为高产短期稳产型。
四川盆地高石梯东部地区上震旦统灯影组微生物碳酸盐岩是重要的天然气产层。结合区域地质研究，通过岩心观察、镜下鉴定，对研究区微生物碳酸盐岩岩石学、成岩作用类型及序列展开系统研究，明确了储集空间特征，探讨了储层发育主控因素。上震旦统灯影组微生物碳酸盐岩以白云岩为主，岩石类型主要包括叠层石、球粒岩、凝块石和泡沫绵层白云岩。微生物白云岩储层主要发育于灯四上段、灯四下段和灯二段，储集空间类型以发育窗格孔、空腔溶洞、粒间溶孔、晶间溶孔和铸模孔为特征，优质储层段孔隙度一般在1%~6%之间，渗透率一般小于1×10-3μm2。微生物白云岩储层发育的控制因素主要包括原始岩石类型和成岩作用。原始沉积岩石中的微生物结构决定了储层的储集空间类型和孔隙结构特征；成岩作用是储层是否发育的关键因素，建设性成岩作用包括早期微生物白云石化作用、埋藏溶蚀作用与岩溶作用；破坏性成岩作用主要包括过度白云石化作用和硅化作用。
基于高精度三维地震资料以及相干地震属性，对川中高石梯地区广泛发育的岩溶塌陷体进行识别。塌陷体主要分布在张性走滑断裂附近以及断裂交叉处；在地震剖面上表现为垂向多组同向轴连续下凹，呈类透镜体状，并伴随发育多期同心环形断层，纵向延伸可达前震旦系基底。研究区内广泛发育继承性断裂，特别是兴凯地裂运动产生的张性断裂，为淡水和热液运移提供良好的渗流通道，拉张活动越强烈，热液通道越发育，形成的塌陷体规模越大。结合岩心资料及地球化学分析，认为该区岩溶塌陷储集体的形成主要受构造_热液溶蚀作用影响。该类塌陷体在先存孔隙、裂缝的基础上，后期受到热液作用的改造形成晶间孔、溶孔等储集空间，储集物性得到进一步的改善，可以成为川中地区有较大勘探潜力的目标。
四川盆地磨溪区块龙王庙组储层为一套发育孔、洞、缝3种储集空间的白云岩储层。孔,洞,缝配置的多样性，造成不同滩体部位的储层物性及产能差异大，储层非均质性强，连通性评价难度大。针对这类储层的特点建立了动态,静态相结合的气井连通性评价方法，首先用静态分析法(地质特征、原始地层压力和流体性质对比分析方法)初步评价气藏(井)的连通性，再用动态分析法(试井、类干扰试井和生产动态分析法)进一步评价气藏(井)的连通性。最后，基于连通气井达到拟稳态渗流后，气井的配产与井控动储量成正比的渗流理论，结合动静态分析法的结果综合评价气藏(井)的连通性。通过该方法评价磨溪9井组的连通性，认识到该井组处于滩体的主体部位，气藏性质相同，新投产的井地层压力均下降，试井曲线无明显边界特征，生产动态曲线出现井间干扰现象及气井的配产与井控动储量成正比，证明气藏(井)的连通性好。由于磨溪009-X6井投产时的地层压力高于同一时间相距1.5km的磨溪009-X1井的地层压力，进一步说明该气藏(井)连通具有方向性。
塔里木盆地震旦系齐格布拉克组发育一套以碳酸盐岩为主的古老地层，它的形成时代老，埋藏深度大，后期改造强烈，储层成因控制因素复杂。露头剖面、岩心观察和150个薄片分析表明，齐格布拉克组发育微生物白云岩、颗粒白云岩、晶粒白云岩和混积岩4种类型，比例分别占30%、25%、30%和15%。齐格布拉克组储集空间包括孔隙（原生孔、次生孔和微生物岩相关孔）、溶洞和裂缝（构造溶蚀缝和缝合线）3种类型。68个露头和岩心样品测试揭示，微生物白云岩孔隙度集中分布在2.5%～3.5%之间；晶粒白云岩中晶间孔隙和溶蚀孔洞发育，孔隙度分布在2%～4%之间，最大的可达9%，且晶体越粗，孔隙度和渗透率越好；颗粒白云岩中溶蚀孔洞发育，孔隙度分布在2%～3.5%之间，部分可达7%。在此基础上，综合碳氧同位素和包裹体数据，认为大气淡水溶蚀作用是储层的主要贡献者，埋藏阶段构造—热液溶蚀作用对储层保存和再改造起重要作用。
下二叠统茅口组是四川盆地天然气勘探开发的重要层系之一。缝洞型储层埋藏深且存在着较强的非均质性，测井评价、叠前处理、储层预测难度大。为此，开展地球物理技术攻关研究并形成了配套技术，主要包括:①通过对录井、常规测井、电成像和斯通利波测井资料进行深入地分析，建立储层测井响应特征，掌握缝洞纵向分布规律;②据此，在静校正、信噪比、一致性和提高分辨率等方面提出保幅处理技术，获得了高精度的地震资料;③通过模型正演建立了茅口组储层地震响应模式，指导优选地震属性开展缝洞定性预测;④通过叠前随机反演来进行储层的定量预测，采用三维可视化雕刻技术实现碳酸盐岩缝洞单元的空间刻画;⑤在进行缝洞自动追踪基础上，建立离散模型，实现缝洞连通性分析。预测结果经验证与实钻吻合较好，可以为下一步井位部署提供依据，提出“走出构造找岩溶”、“走出浅层找深层”的新思路，对茅口组复杂碳酸盐岩气藏的深化勘探开发和扩展勘探新领域都具有重要的指导意义。
准确识别气水是气藏测井评价的一个关键问题，提出了利用不同观测模式下T2谱中心位置差异来识别气水的方法。理论分析发现，改变核磁共振测量模式会使得到的T2谱中心位置发生变化，而天然气对这种变化比地层水更为敏感，可以利用这一性质进行气水识别。编制了利用不同等待时间或不同回波间隔T2谱进行气水识别的软件，并对四川盆地某地区碳酸盐岩储层气藏进行了测试，气水识别结果与试油结果一致，证明了所提方法的有效性。将该方法应用于多口井，结果显示具有较好的识别效果，同时发现利用不同回波间隔的2组T2谱对数均值差异进行气水识别的准确性要高于不同等待时间的2组T2谱。
碳酸岩复杂的孔隙结构和强烈的非均质性，导致传统的阿尔奇模型存在一定不适用性，主要体现在，m,n值的变化范围大。从岩石体积物理模型出发，设定n为常数，扩展m的含义并重新定义为孔隙结构指数，用它代替原Archie公式中胶结指数和饱和度指数对含水饱和度计算的影响。鉴于碳酸盐岩孔隙成因的复杂性和孔隙结构的复杂性，特别是裂缝型和溶蚀孔洞型碳酸盐岩储层取心困难，采用数值模拟手段考察碳酸盐岩孔隙结构指数m的影响因素及变化规律, 主要包括孔隙结构特征参数孔喉比、孔隙度、泥质含量等因素对表征岩石导电性的F和岩石孔隙结构指数m的影响，又通过引入孔隙结构组分建立了变m的饱和度模型。应用效果表明新模型成功解决了四川磨溪溶蚀孔洞型碳酸岩储层水层段自由烃饱和度计算偏高的难题。
四川盆地高磨地区龙王庙组储层溶洞、溶孔发育，且多含有沥青侵染暗色斑块。在核磁实验中，样品周表面发育的大量溶孔无法被饱和，从而导致这部分孔洞的核磁信号无法被测量到。在测量烘干岩样时发现岩石干样也会产生一定的核磁信号。因此，针对样品周表溶孔发育和干样信号的问题，设计了一系列对比实验来验证影响的大小及其校正的方法。通过包裹样品周表、包裹样品两端以及裸样测量3种状态下的孔隙度和含水饱和度以及与常规孔隙度、饱和度测量方案值对比表明，包裹对测量准确度有明显的提升。经干样核磁信号与纯沥青核磁信号、沥青_泥砂混合核磁信号对比实验证明该地区碳酸盐岩储层干样的信号为沥青质所产生。扣除干岩样核磁信号后所求得的孔隙度、饱和度与常规测量方案有更好的吻合度。进一步对比不同实验状态下同一样品的T2截止值变化表明，T2截止值不受周表孔洞影响，但受沥青质信号的影响。
衬管完井具有泄流面积大、完井成本低等优势，目前成为水平井完井的主要方式之一。衬管完井水平井酸化改造的关键是如何实现水平井段上的均匀布酸，但由于割缝衬管与岩石壁面之间环形空间未真正封隔，常规分段工艺的应用受到限制，致使衬管完井水平井均匀布酸困难。为此，通过理论研究和室内实验评价，形成了衬管完井水平井新型均匀布酸技术：①预测水平井段上初始表皮系数分布剖面，明确不同井段损害分布特征；②建立水平井段上酸液流量数学模型，模拟计算不同井段暂堵转向净压力值；③优化设计不同井段衬管割缝参数，优选转向剂加量，实现井底不同转向净压力；④采用数值刻画方法定量表征酸蚀蚓孔形态，优选适合的酸液体系。在安岳气田现场应用8口井，井均增产倍比达1.95，井均增加测试产量67.3×104m3/d，相比射孔完井，单井节约完井成本900万元，对同类型气藏衬管完井水平井均匀布酸技术具有借鉴意义。
在四川盆地高磨地区碳酸盐岩储层改造过程中存在施工井段长、储层非均质性强、酸液均匀铺置难等问题。为更好地解决这类碳酸盐岩储层改造酸液铺置问题，通过室内研究与现场应用，形成一种新的适用于气井的可溶球+转向酸多级暂堵转向技术。室内实验结果表明可溶球降解率高，能满足天然气井现场施工需求，同时从现场实施效果来看，多级暂堵转向后酸液转向效果显著。多级暂堵转向技术为长施工段、非均质性高温储层酸化改造提供了新的技术方法，具有重要应用价值。
针对深层产水气井温度高(110～150℃)、矿化度高的特点，通过在普通液相泡排剂中引入合适尺寸、疏水程度的纳米粒子充当固态稳泡剂，使其吸附在气水界面形成稳定的空间壁垒，阻止气泡的聚并和歧化，从而极大地提高了普通液相泡排剂的起泡性与稳定性。为了给现场施工提供指导，利用高温高压泡沫评价仪实时评价研究了添加纳米粒子的泡排剂随浓度变化的性能，同时还考察了矿化度、温度、压力这3种外界因素对添加纳米粒子的泡排剂性能的影响。添加纳米粒子的泡排剂在矿化度为250 000mg/L下，其初始起泡体积V0和泡沫半衰期t1/2分别高达2 180mL和760s；在150℃高温下其初始起泡体积V0与泡沫半衰期t1/2分别高达1 925mL和700s；这些数据证明纳米粒子对泡排剂性能具有显著增强作用。该添加纳米粒子的泡排剂在重庆气矿现场应用效果良好。
针对塔里木油田超深裂缝性厚层改造效果不理想问题，分析确定了影响储层改造效果的主要因素及其影响规律，提出了储层高效改造对策。地质力学研究结果认为影响裂缝开启的因素主要有储层天然裂缝产状、储层地应力、改造时引起的孔隙压力增量、天然裂缝走向与最大主应力方向夹角、裂缝内聚力等。高角度天然裂缝容易发生剪切破坏开启;改造时孔隙压力增量越大、最大最小主地应力差越大，天然裂缝就越易剪切破坏开启;天然裂缝走向与最大主应力方向夹角越小，天然裂缝就越易剪切破坏开启;裂缝内聚力对裂缝开启率的影响较大，降低裂缝内聚力可大幅度增加裂缝开启率，裂缝内聚力从14MPa降低到0MPa，天然裂缝开启率从11.5%增加到71.2%，裂缝开启率增加59.7%。油藏数模研究表明提高储层纵向动用程度比提高储层横向动用程度更有利于提高单井产能。现场通过暂堵和大排量泵注提高井底压力，前置酸酸化降低裂缝内聚力，利于增加天然裂缝的开启率、加入可降解暂堵材料提高储层动用程度、改善增产改造效果，实现了储层高效改造的目的。
我国陆上深层油气资源丰富，但探明率低，储量动用程度低、采出程度极不均衡，规模勘探和效益开发面临诸多重大科技难题。针对深层勘探开发面临的理论技术难题，中国石油天然气股份有限公司于2014年7月批准设立了“深层油气勘探开发关键技术研究”（编号：2014E-32）重大科技专项进行专题攻关研究。通过3年的攻关，专项取得了8项重要创新成果。
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