“十三五”以来，中国石油认真贯彻落实习近平总书记关于建设“一带一路”“大力提升勘探开发力度”等重要指示批示精神，积极应对中低油价与复杂外部环境，坚持资源战略，立足国内、拓展海外，突出高质量发展，突出高效勘探，推行10项重要举措，大力实施重点盆地集中勘探、重大接替领域风险勘探、高勘探程度老区精细勘探、多种伴生资源综合勘探，稳步推进海外勘探，国内外油气勘探取得了一批重要成果，新增油气探明地质储量保持稳定增长，为增强国家油气安全奠定了扎实的资源基础^[1]。本文在总结近3年国内外重要勘探进展的基础上，基于当前国内外油气勘探开发形势，分析了未来油气发展前景，提出了中国石油上游业务发展战略和重大举措。

近几年，中国石油树立高效勘探理念，大力推行10项重要举措，为勘探工作顺利实施和持续取得重大勘探成果提供保障。①召开国内七大盆地勘探技术座谈会、海外油气勘探与开发研讨会，梳理了制约勘探发展的关键问题，明确了勘探重点领域和方向，形成了重要共识，确定了重大事项。②加大风险勘探投资与部署力度、规范完善海外风险勘探投资及管理制度，突出战略性、规模性风险勘探部署，成立新区勘探项目处（部），投资单列，单独考核激励，努力寻找战略新发现和突破。③加快加大天然气投资和发展力度，突出四川、塔里木、鄂尔多斯三大盆地天然气重大接替领域、区带和目标的综合研究，天然气勘探投资占比达50%以上，助推天然气勘探重大突破，持续落实新的接替资源。④持续加大矿权内部流转力度，在准噶尔盆地、四川盆地、柴达木盆地、鄂尔多斯盆地、巴彦河套等盆地进行矿权流转，实行项目单列、投资单列，市场化运作，进一步提升勘探活力，加快勘探进程。⑤加大国内东西部勘探投资结构优化调整力度，优化资源和人才配置，东部老探区投资和技术力量向西部流转区块调整，实现勘探投资由东部向中西部转移，提升整体勘探开发效率。⑥推进致密油气、页岩气、页岩油等非常规油气资源有效开发，加大技术攻关力度，探索非常规资源有效开发动用技术和方法。⑦加强项目管理，推动“勘探开发、地质工程、地下地面、产学研、甲乙方组织运行”5个“一体化”项目实施，有效降低成本，快速增储建产，提升整体勘探效益。⑧推动“1+N市场化”模式，建设竞争、活跃、多元化的市场交易机制，进一步提质增效，实现高效勘探和甲乙双方共赢。⑨打造高精度三维地震技术、优快钻完井技术、体积压裂改造增产技术“三把利剑”，助推油气发现和开发，为实现高效勘探提供技术保障。⑩编制实施“十三五”后3年勘探开发滚动规划和2019—2025年加快发展方案及海外油气业务优质高效发展战略。

（1）准噶尔盆地玛湖凹陷发现10亿吨级特大型砾岩油藏。近3年，立足玛湖富油气凹陷，坚持立体勘探，强化整体研究、高密度地震采集和储层压裂改造技术攻关，实现玛湖全凹陷多层系含油格局，其中探明石油地质储量超3×10⁸t。已建产能232×10⁴t，发现10亿吨级规模砾岩大油田，成为世界第一大砾岩油田，为新疆油田500×10⁴t产能建设提供了资源基础^[2-3]。该成果荣获2018年国家科技进步一等奖。

（2）页岩油发现10亿吨级庆城大油田，勘探及攻关试验结果坚定了中国页岩油大发展的信心。近3年，持续开展页岩油甜点评价、水平井提产技术攻关试验，在鄂尔多斯长7₁段、准噶尔吉木萨尔芦草沟组、渤海湾沧东孔二段、三塘湖条湖组等探区页岩油实现增储建产^[4-6]。2019年，长庆油田通过直井控藏、水平井提产的思路，在鄂尔多斯长7₁段投产水平井97口，日产油超千吨，新增探明石油地质储量3.58×10⁸t，预测石油地质储量6.93×10⁸t，新发现国内最大的页岩油田——10亿吨级庆城油田，页岩油(致密油)有望成为增储上产的重要接替领域。

（3）页岩气形成万亿立方米大气区，深层页岩气勘探取得重要突破，为持续上产提供后备领域。“十三五”以来，中国石油实现了3500m以浅页岩气的规模有效开发，2018年页岩气产量为43×10⁸m³，累计探明页岩气地质储量为3200×10⁸m³，泸203、黄202、足203、足202-H1等4口4000m以深页岩气井取得高产气流，为页岩气持续上产提供了后备领域。2019年长宁—威远、太阳区块龙马溪组新增探明页岩气地质储量7409.7×10⁸m³，川南地区累计探明页岩气地质储量10610×10⁸m³，形成万亿立方米页岩气大气区，预计2020年将建成百亿立方米大气区（图 1）。

图 1

图 1 川南地区页岩气历年及规划产量 Fig. 1 Shale gas production over the years and planning in South Sichuan area

（4）准噶尔盆地南缘下组合高探1井获战略突破。天山北麓准噶尔盆地南缘持续近20年强化中下组合关键地质问题和工程工艺攻关，2018年针对下组合优选高泉背斜上钻风险探井高探1井，2019年获日产油1213m³、日产气32.18×10⁴m³的高产油气流，创国内陆上碎屑岩单井最高产量。目前7mm油嘴，油压81MPa，日产油425t、日产气15.8×10⁴m³、日产轻烃35m³，新发现了一个亿吨级油气藏。天山北麓有望形成新的规模大油气区^[7-8]。

（5）塔里木盆地库车地区中秋段中秋1井获重大发现。天山南麓库车地区油气勘探持续30余年探索秋里塔格构造带，未获突破^[9-10]。近几年，重点针对秋里塔格构造带构造不落实的关键问题，超前部署345km²高密度三维地震，助推落实目标钻探中秋1风险井获重大发现。2018年中秋1井获日产气33×10⁴m³、日产凝析油21.4m³的高产油气流，发现千亿立方米级新的含气构造带，开创库车坳陷天然气勘探新的接替领域。近两年，天山南麓库车大发现和北麓准南大突破，天山南北油气勘探比翼齐飞（图 2）。

图 2

图 2 中国石油天山南北油气勘探重大发现成果分布图 Fig. 2 Distribution map of major discoveries in oil and gas exploration on the north and south of Tianshan Mountains by CNPC

（6）塔里木盆地库车博孜—大北地区获重大发现。博孜—大北区块位于克拉苏构造带西段，历经20年探索，坚定了该区形成大气区的信心。2015年以来，针对博孜—大北段构造空白区、构造转换区、构造叠置区、资料拼接区重新开展地震资料处理解释攻关，深化地质研究，新发现一系列圈闭。通过集中勘探，2018年以来新发现博孜9、大北9等5个含气构造，特别是博孜9井7677~7761m井段获日产气70.5×10⁴m³、日产凝析油167m³的高产油气流，新发现又一个千亿立方米的凝析气藏，实现了中国近8000m超深层勘探重大突破，预计可形成新的万亿立方米天然气规模储量区（图 2）。

（7）四川盆地永探1风险探井开辟了火山岩天然气勘探新领域。针对火山机构和成藏认识不清的关键地质问题，近几年，强化川西南地震攻关和成藏条件研究，2018年针对二叠系火山岩部署钻探的永探1风险探井获日产天然气22.5×10⁴m³高产气流，首次发现二叠系火山碎屑岩油气藏，初步预计该区天然气资源量3000×10⁸m³，开辟了四川盆地全新的战略接替领域（图 3）。

图 3

图 3 四川盆地成都—简阳地区二叠系火山岩有利区带综合评价图[据中国石油西南油气田分公司，2019] Fig. 3 Comprehensive evaluation on favorable zones of Permian volcanic rocks in Chengdu-Jianyang area [from the Southwest Oil and Gas Field Company, 2019]

（8）松辽盆地北部古中央隆起带隆平1井风险勘探取得重要发现。近几年，针对中央隆起带加强地质整体研究，重新认识成藏条件，强化优势岩性与潜山风化壳和内幕研究，2016年部署风险探井隆探2井获2.43×10⁴m³/d的工业气流，2018年进一步探索水平井提产效果，在隆探2井认识基础上实施隆平1井压裂获日产气11.5×10⁴m³的高产气流，实现了古中央隆起带基岩储层天然气勘探历史性突破，有望形成新的千亿立方米规模增储区，对大庆油田实现持续发展具有重要意义。

（9）新区勘探发现新的含油气盆地——巴彦河套盆地发现超亿吨级油田。近两年，发挥中国石油整体优势，实行矿权内部流转，不断提升新区勘探活力，华北油田和长庆油田在巴彦河套盆地吉兰泰矿权流转区合力、快速、高效发现亿吨级整装油田，钻探的吉华2X、松5等8口井获工业油流，发现了古近系、白垩系、太古宇潜山等多层系多类型油气藏（图 4）。2018年新增预测地质储量超亿吨，近期吉华16X井、吉华10X井又获高产工业油流，开创了矿权内部流转区块高效勘探的典型范例^[11-12]。

图 4

图 4 吉兰泰潜山—吉华2X井断鼻构造带油藏剖面图 Fig. 4 Reservoir profile of fault nose structural zone of Well Jihua-2X in the Jilantai buried hill

（10）巴西里贝拉项目快速发现与探明16×10⁸t深水整装巨型油田。巴西里贝拉项目是中国石油海外第一个深水油气勘探项目，2013年进入时仅有1口井有发现，近年来创新湖相碳酸盐岩储层和目标评价技术，在西北区东侧实施NW6井和NW13井均获成功，含油面积东扩40km²，部署10口评价井均发现巨厚油层（平均厚度271m）。3年来新增探明石油地质储量5.5×10⁸t，目前西北区累计探明石油地质储量达16.1×10⁸t，NW3井试采单井稳定日产油4.4×10⁴bbl。

（11）阿姆河右岸西召拉麦尔根构造带和东部深洼带获重要突破。近年来创新近断层碳酸盐岩储层裂缝发育认识，强化储层预测和提产工艺技术攻关。在西召拉麦尔根构造带采用大斜度井提产技术，优化部署钻探WJor-21井，成功钻遇多套裂缝储层，2017年测试获日产天然气42.3×10⁴m³、日产原油6.2m³高产油气流；东部深洼带强化有效储层和有利目标落实，2016年部署Drt-21井，酸化后测试获日产天然气103.8×10⁴m³、日产原油41.5m³的高产突破，打开了阿姆河右岸勘探新局面。

（12）乍得邦戈尔盆地基岩潜山复合体获重大突破。国外多家油公司以凹中隆上组合为目标，勘探32年仅发现两个薄层稠油点，无经济价值而放弃。中国石油进入后创新反转构造控藏认识，利用多种地球物理勘探手段在北部斜坡带成功发现6个下组合砂岩与基岩潜山复合体油藏，锁定紧邻生油凹陷的Raphia SE构造带Olax-1目标优先钻探，对基岩潜山段2086~2376m测试获日产原油37.7m³、日产天然气4.9×10⁴m³工业油气流，新增石油地质储量100×10⁴t，实现了低位潜山的勘探突破（图 5）。

图 5

图 5 邦戈尔盆地北部三维区潜山顶面构造立体形态图 Fig. 5 3D structural morphology map of top buried hill in the north of Bongor Basin

（13）苏丹6区Sufyan凹陷南部陡坡带开辟勘探新领域。针对南部陡坡带勘探程度低、尚无钻井，以及构造落实与有利储层预测难等瓶颈问题，2016年以来，通过精细储层研究，结合精细构造解释部署钻探Suf S-1井，在AG组试油6层，3层获油气流，其中3839.6~3842.9m自喷日产原油460bbl，估算新增石油地质储量2000×10⁴t，突破了Sufyan凹陷AG组以往认识的有效储层深度下限（3500m），开辟了勘探新领域。

“十三五”前3年，中国石油在国内七大盆地和海外巴西里贝拉地区勘探形成了10个超亿吨级规模储量区（表 1）。①准噶尔盆地玛湖地区平面上实现了从西斜坡到全凹陷的扩展，层系上呈现从百口泉组“一枝独秀”到百口泉组、二叠系、石炭系等多层系满凹含油格局，进一步夯实了原油上产的资源基础。②鄂尔多斯盆地石油勘探在延长组6段—延长组9段多层系发现并落实环江、南梁等4个亿吨级规模储量区，助推长庆油田持续6年超5000×104t上产稳产。③鄂尔多斯盆地天然气勘探发现并落实苏里格南一区、盆地西南部等5个千亿立方米规模储量区，助推长庆油田天然气快速上产。④四川盆地高石梯—磨溪地区灯影组台内滩薄储层多口井水平井和大斜度井天然气提产获高产突破，储量规模不断扩大，为西南油气田快速上产奠定了扎实的资源基础。⑤塔里木盆地克拉苏构造带新发现克深10、大北11等8个含气构造，进一步夯实了天然气上产稳产的资源基础。⑥塔里木盆地塔中—塔北勘探开发一体化在富源、跃满、果勒等地区一间房组、鹰山组储量规模不断扩大，助推塔里木油田原油产量稳定增长。⑦松辽盆地中浅层精细勘探，在龙西、齐家等地区落实了7个超千万吨级效益储量区，为松辽盆地持续稳产奠定了资源基础。⑧渤海湾盆地立足富油气凹陷精细勘探、勘探开发一体化和效益评价，在斜坡区、凹陷区、复杂断裂带、潜山内幕不断取得新发现，落实了12个千万吨级效益储量区，累计新增探明石油地质储量超亿吨。⑨柴达木盆地英西—英中地区狮205等9口井日产油千吨，落实了狮38等5个富集区，纵向上发现盐间、盐下6套含油气层组，形成了亿吨级石油增储建产目标区。⑩巴西里贝拉项目在西北区含油面积东扩40km²，进一步提升了海外原油权益份额产量。

表 1

表 1 “十三五”前3年中国石油新增油气规模储量区 Table 1 Areas with large-scale new increased reserves of CNPC in the first three years of the 13th Five-Year Plan 序号 规模储量区 新增石油地质储量/108t 新增天然气地质储量/108m3 探明 控制+预测 探明 控制+预测 1 准噶尔盆地玛湖凹陷 1.6 7.7     2 鄂尔多斯盆地姬塬、环江、南梁—华池、合水 8.4 21.9     3 鄂尔多斯盆地苏里格、神木、米脂、靖边、盆地西南部     6816 18896 4 四川盆地高石梯—磨溪地区     3046 4979 5 塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带     2520 8148 6 塔里木盆地塔中—塔北 0.6 2.4     7 松辽盆地中浅层 1.1 4.3     8 渤海湾盆地 1.2 4.9     9 柴达木盆地英西—英中地区   1.7     10 巴西里贝拉项目 5.47

表 1 “十三五”前3年中国石油新增油气规模储量区 Table 1 Areas with large-scale new increased reserves of CNPC in the first three years of the 13th Five-Year Plan

近3年，中国石油累计新增探明石油地质储量27.5×10⁸t、天然气地质储量1.9×10¹²m³，累计新建原油产能2849×10⁴t、天然气产能183×10⁸m³，助推石油探明地质储量连续13年保持8×10⁸t以上（国内大于6×10⁸t、海外大于2×10⁸t）增长，石油产量保持稳定增长，连续两年突破1.7×10⁸t；天然气探明地质储量连续12年超4000×10⁸m³，天然气产量保持快速增长，连续3年突破1200×10⁸m³。

随着中国经济社会高质量发展，油气需求旺盛，油气对外依存度也逐年攀升，2018年原油对外依存度达70.8%，天然气对外依存度也达43%，中国能源安全面临严峻挑战。同时，中国油气勘探具有较好资源基础和诸多有利条件，国家有关部委积极协调解决油气田企业发展面临的各种现实问题，为国内勘探与生产业务发展创造了良好的外部环境；中国石油高度重视油气勘探开发工作，制定国内勘探开发加快发展的规划方案，在投资、政策等方面给予大力支持，这些举措为国内勘探与生产业务提供了重大战略机遇。

（1）剩余资源仍比较丰富，油气勘探总体处于勘探中期阶段，未来仍有较大勘探潜力。截至2018年底，国内石油资源探明率为37%，其中，松辽盆地、渤海湾盆地陆上和鄂尔多斯盆地石油资源探明率分别为70%、53%和50%，总体进入勘探中期—中后期阶段；天然气资源探明率为17%，其中，鄂尔多斯盆地、四川盆地和塔里木盆地天然气资源探明率分别为25%、22%和13%，总体处于勘探早—中期阶段。目前，国内石油剩余资源量为408×10⁸t，占总资源量的63%；天然气剩余资源量为97×10¹²m³，占总资源量的83%，未来仍有较大勘探潜力。其中，中西部勘探潜力大，石油剩余资源量为245×10⁸t，占60%；天然气剩余资源量为84×10¹²m³，占87%，具备发现大油气田的潜力。

（2）大型盆地剩余油气资源丰富，“5油3气”六大盆地是持续增储上产主体。石油剩余资源主要分布在鄂尔多斯、准噶尔、渤海湾、松辽、塔里木等五大盆地，占石油剩余资源的86.2%，剩余资源量均大于30×10⁸t；天然气剩余资源主要分布在鄂尔多斯、四川、塔里木三大盆地，占天然气剩余资源的74.1%，三大盆地剩余资源量均大于8×10¹²m³（图 6）。

图 6

图 6 中国石油重点盆地剩余油气资源量统计图 Fig. 6 Statistical chart of remaining oil and gas resources in key basins of CNPC

（3）四大领域始终是未来油气勘探和增储重点。海相碳酸盐岩、深层、新区新领域和非常规油气等四大领域剩余油气资源丰富，合计石油剩余资源量大于414×10⁸t、天然气剩余资源量大于24×10¹²m^{3 [13-19]}。通过分层次部署，突出重点区带勘探，预计未来5~10年年均新增探明地质储量11×10⁸t油当量以上。

（4）非常规油气是近期及未来增储上产的生力军。目前，国内致密气形成了鄂尔多斯盆地上古生界、四川盆地须家河组两大规模储量区，产量突破300×10⁸m³；页岩气实现从无到有，形成了威远、长宁两大页岩气生产基地，探明天然气地质储量4447×10⁸m³，2018年页岩气产量达43×10⁸m³，目前正在加快建产，新建产能195.3×10⁴t。国内非常规油气勘探程度低，但剩余资源丰富，随着工程技术不断进步，将逐渐成为中国石油近期及未来最现实的接替领域和增储重点，具有较好发展潜力和前景^[20-24]。

（1）勘探开发对象日益复杂，规模增储与持续上产难度加大。油气勘探方面，岩性地层、碳酸盐岩、被动裂谷、深层、深水和非常规成为勘探重点，资源品质更差、目的层更深、地表条件更恶劣，规模增储难度大。石油开发方面，已开发油田处于“双高”阶段后期(综合含水率达89.5%)，新油田以低品位储量(采油速度0.9%)和复杂油藏为主，效益开发难度大。天然气开发方面，克拉2、榆林南等主力老气田进入递减阶段，靖边、涩北等重点气田进入稳产末期，快速上产需弥补老气田产量递减，上产难度大。

（2）受生态环保区和地方政策影响，加快发展面临较大制约。各类保护区与矿权重叠面积超6×10⁴km²，覆压影响的油气储量和产量均较大，受地方政策影响，征地难度加大、环评周期延长、用地赔偿大幅上升，工作节奏受到较大影响，制约加快国内勘探开发进程。

（3）资源国局势动荡、经营环境恶化，如军事政变，经济制裁、货币贬值等因素，影响海外项目的正常运营。此外，部分资源国更改产品分成合同等条款，对项目降本增效提出更高要求，海外资产运营挑战加大。

坚持稳健发展方针和高质量发展根本要求，坚定实施资源战略，国内立足七大盆地，突出高效勘探、低成本开发、加快天然气和绿色安全发展“四大任务”，推动由重产量向产量效益并重、由重地质储量向重经济可采储量、由靠投资拉动向创新驱动、由传统生产向精益生产“四个转变”，抓实技术创新、深化改革和党的建设“三个保障”，打好勘探开发进攻战；海外巩固发展“五大合作区”，优化资产结构和区域布局，扩大“一带一路”油气合作，实现优质高效发展；坚持油气并重、内外并举，推动中国石油建设成为世界一流综合性国际能源公司。

（1）国内：坚持“深化东部、发展西部、拓展海上，油气并举、立足常规、加强非常规”的战略布局，突出“5油3气”六大盆地，即石油以松辽、渤海湾、鄂尔多斯、准噶尔、塔里木五大盆地为重点，天然气以鄂尔多斯、四川、塔里木三大盆地为重点，加大勘探开发力度，努力实现2025年前年均新增探明地质储量11×10⁸t以上。

（2）海外：按照立足常规、油气并举、拓展海洋、前沿储备的发展思路，优化发展中亚—俄罗斯、中东、非洲、美洲、亚太五大合作区，扩大“一带一路”合作规模，努力实现优质高效发展。

（1）打好国内勘探开发进攻战，推动油气持续增储上产。油气勘探层面，突出七大盆地集中勘探，加大重点领域风险勘探，风险投资增加了4倍，实施高勘探程度区精细勘探、多种伴生资源综合勘探，勘探总投资增长25%左右。油田开发层面，老油田实施控递减和提高采收率两大工程，努力实现稳产；新油田转变开发理念和方式，抓住提高单井产量、降低钻完井成本、降低地面工程投资3个关键点，新老并举，实现效益建产。天然气开发层面，立足鄂尔多斯、四川、塔里木三大盆地，加快克深、高石梯等重点地区常规气开发，强化苏里格致密气、川南页岩气等非常规天然气开发，常非并重，实现快速上产。

（2）做好海外优质高效发展大文章，推动油气权益产量持续增长。油气勘探围绕五大合作区七大领域（中西非裂谷系下组合、中亚裂谷岩性地层、中亚含盐盆地深层、中东碳酸盐岩礁滩体、南美前陆斜坡带、巴西深水盐下碳酸盐岩和缅甸深水生物气藏），加大勘探新项目获取，强化自主勘探，确保勘探面积维持稳定，实现SEC储量接替率大于1。油气开发实施“强化新井措施、注水优化、突破瓶颈和降本增效”4项工程，每年实现原油权益产量上亿吨。进一步加大资产获取与优化力度，立足“一带一路”沿线国家，瞄准重点领域和热点地区，加大天然气项目获取，优化项目和区域布局，实现资产进出常态化，提升资产质量和效益。

（3）大力推进科技创新，支撑油气上游业务稳健发展。一是打造并推广复杂山地高精度三维地震技术、深井和长水平段水平井钻完井技术、压裂改造提产技术“三把利剑”，延缓东部递减、加快西部上产。二是强化攻关深井钻井提速、大井丛平台式建产、大规模体积改造、智能分层注水、三次采油等关键技术，助力深层、非常规和老油田开发^[25-26]。三是超前组织海域深水、页岩油勘探开发技术自主研发与试验，推动战略接替领域形成^[27-30]。四是以“梦想云”为抓手，大力推进数字化、可视化、自动化、智能化发展，强化信息化技术应用，提升勘探开发效率。

（4）深化改革和管理创新，推动上游业务高质量发展。一是深化经营管理改革，持续推进矿权内部有序流转，扩大油田经营自主权，推进“油公司”体制改革，强化海外上游业务“集中统一管理”，健全海外资产优化机制。二是深化市场化改革，建立以市场化价格为基础的工程技术服务价格机制，降低作业成本、提升作业效率。三是推进劳动、收入和分配3项制度改革，完善增储上产激励政策。

（5）弘扬石油精神，建设高素质勘探开发队伍。打造高素质专业化人才队伍，激发和保护勘探家创新激情，高标准严要求，加大年轻专业技术人才选拔培养力度，继续实施重点人才工程。

（1）“十三五”以来，中国石油积极应对低油价，坚持资源战略，突出高效勘探，推行10项勘探开发重要举措，国内外油气勘探取得13项重大突破和战略新发现，形成10个超亿吨级规模储量区，继续保持良好发展势头。

（2）国内外油气发展形势要求加大加快勘探开发力度，中国石油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，领域方向明确，未来“5油3气”六大盆地是保持持续增储主体，四大领域始终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。

（3）中国石油国内上游业务发展主要面临勘探开发对象日益复杂，规模增储与持续上产难度加大，生态环保区和地方政策影响加快发展实施等挑战。海外上游业务面临资源国局势动荡、经营环境恶化、资产运营挑战加大等三方面挑战。

（4）中国石油持续坚持资源战略，立足国内七大盆地，打好勘探开发进攻战，发展海外“五大合作区”，优化资产结构和区域布局，扩大“一带一路”油气合作，努力寻找新的战略新发现和规模经济可采储量，为中国石油实现稳健发展和高质量发展奠定良好的资源基础。