0 引言

随着中国经济稳步发展，能源需求不断上升，近年来石油和天然气对外依存度不断攀升。中国海域是重要的石油天然气生产基地和勘探领域。中国海油为抑制国家油气对外依存度过快增长积极主动作为，结合海洋石油工业高风险、高科技、高投入的特点，在深入研究海域实际石油地质条件的前提下，加大勘探开发力度，深挖海洋油气资源潜力。以寻找可动用储量为目标践行“价值勘探”，加大风险勘探积极探索新区新领域，为中国海洋石油可持续发展奠定了基础。本文总结了近两年中国海域油气勘探新区新领域重要勘探进展，分析了未来中国海洋油气勘探前景和发展方向。

1 国内海上油气勘探主要进展

海上油气勘探高风险、高科技和高投入的特点^[1]，决定了中国必须走高效可持续勘探开发之路。因此，海上高效勘探开发必须把技术创新、管理创新和认识创新作为发展源动力；必须坚持大中型油气田勘探主线，坚持价值勘探理念，保持科学的勘探投资组合；必须加大新区、新领域的探索力度，确保勘探可持续发展。

随着中国海上成熟领域勘探程度的不断加深，勘探发现的难度越来越大。单个勘探目标规模日趋变小、更加破碎，勘探目的层逐渐转向深层，发现的油藏规模逐渐变小，勘探效益趋于边际化。寻找大中型油气田，必须攻克富生烃凹陷的深层、勘探程度较低的深水、高温高压等领域，以及以往未被看好的新区。而这些领域长期未能取得突破，主要原因是面临着一系列巨大的困难和挑战：第一，地震资料品质难以满足深水、深层、岩性圈闭勘探的高要求，圈闭落实、储层预测和有效烃源岩识别等难度大；第二，高温高压、深水、深层等领域探井作业技术难度高，成本控制难度大；第三，高温高压、深水、深层勘探都面临着一些基础地质认识难题。

中国海油通过近几年不懈攻关，攻克了一些关键技术瓶颈，取得了新的地质认识，提升了勘探管理水平，推动了渤海湾盆地潜山、琼东南盆地松南宝岛凹陷深水区和珠江口盆地阳江凹陷新区等领域的勘探突破。

1.1 渤海湾盆地渤中凹陷潜山勘探突破

渤海湾盆地历经60年勘探已成为高勘探程度区，发现了一系列大型油田^[2-4]，但是一直未发现大气田，呈现“富油贫气”特征。在渤海湾盆地寻找大气田，面临4个方面的认识和技术难题：第一，烃源岩大规模生油之后，是否还能大规模生气？第二，深层变质岩潜山储层形成机理与储层预测问题；第三，构造活动区是否能形成规模性天然气富集成藏？第四，海上深层高温地层储层保护和高效钻探技术问题。

中国海油针对上述科学问题和技术难题持续开展攻关，形成了渤海湾盆地深层大型整装凝析气田的勘探理论技术，针对深层潜山首钻BZ19-6-1井并获重大突破，后续部署的10余口井也全部实施，发现了中国东部最大整装高产凝析气优质矿藏。

1.1.1 渤海湾盆地资源潜力新认识奠定了天然气勘探的资源基础

渤海湾盆地是受控于岩石圈强烈薄化与走滑作用的内陆深陷裂谷盆地（图 1）。渤中凹陷岩石圈强烈伸展薄化与郯庐断裂、兰聊断裂右旋走滑拉分的叠加作用，控制了渤中凹陷的大规模塌陷和大幅度沉降，新生代沉积厚度超12000m。古新世—始新世呈盆岭式断陷湖盆；渐新世为统一深大坳陷，地层厚度超4000m，沉积速率为590m/Ma；新近纪—第四纪地层厚度最大为4000m，最大沉积速率为160m/Ma。渐新世以来的大幅度沉降导致下伏地层快速深埋。

渤中凹陷独特的构造演化控制晚期快速高强度生气。渤中凹陷发育4个生烃次凹，形成了沙三段、沙一段和东三段3套中等—优质烃源岩^[3]，分布面积约7000km²（图 2），累计厚度为500~1500m；有机质类型以混合Ⅱ型为主，既可生油也能生气。渤中凹陷是渤海湾盆地新近纪沉降中心，晚期快速大面积、大幅度整体沉降，导致烃源岩的深埋与熟化，主生油期为15—5Ma。5.1Ma以来，其熟化速率达到0.15%/Ma，远高于渤海湾盆地其他凹陷，为渤中凹陷的晚期快速高强度生气创造了有利条件。

高强度生气机理打破了渤中凹陷天然气资源潜力有限的传统认识。基于渤中凹陷烃源岩热模拟实验：当R_o为1.0%生油高峰时，气油比（质量比）为1:4；当R_o为1.3%生凝析气起始点时，气油比为1:1.4；当R_o达到1.5%高成熟阶段，气油比为1.2:1，揭示了该区烃源岩具有较高的生气潜力^[5]。依据该产气率模型，渤中凹陷生气强度高达（50~200）×10⁸m³/km²，生气量达到（30.5~37.2）×10¹²m³。依据渤中凹陷近源充注的特点，取聚集系数5%，计算天然气资源量为（1.5~1.9）×10¹²m³，展示了巨大的天然气资源潜力。

1.1.2 古老变质岩“岩性—应力—流体”三元共控、应力主导，是形成潜山储集体的条件

渤中凹陷太古宇大面积发育易产生裂缝的富长英质变质花岗岩。岩心测年资料揭示变质岩年龄约为2500Ma，薄片和地球化学分析表明是经区域变质作用形成的太古宇变质花岗岩，富含长英质，局部地区其含量高达91%，三轴应力实验证实长英质矿物含量大于68%的岩石在应力作用下易形成网状裂缝^[6]，是潜山优质储层发育的物质基础。

太古宇变质岩潜山受3期3种应力作用形成3组裂缝系统。基于区域应力分析、内幕微裂缝识别等方法判定渤中凹陷潜山发育近NE向、NW向、EW向3组裂缝，经历了印支期、燕山期和喜马拉雅期3期构造应力作用。印支期，近NS向挤压产生大量近EW向裂缝，占总裂缝数的40%~50%，奠定了裂缝体系形成的基础；燕山期，左旋走滑派生出大量NE向裂缝；喜马拉雅期的右旋走滑拉张派生出近EW向裂缝，并促进早期裂缝的活化。多期构造应变叠加导致挤压构造区形成高角度网状裂缝带，走滑区形成宽深垂直裂缝带，拉张区形成单方向裂缝带。

多元流体对风化壳和内幕裂缝储层发育起改造作用。流体包裹体和微区地球化学分析证实存在大气淡水、幔源CO₂和硅质、铁质、碳酸盐、烃类流体。露头与井下对比揭示大气淡水的风化淋滤作用改善了风化壳的储集物性，孔隙度达到10%，幔源流体和烃类流体对内幕裂缝及充填物的溶蚀改造优化了早期缝网系统。基于岩性、应力和流体在古老深层变质岩潜山裂缝型储层形成中发挥的作用，建立了“岩性—应力—流体”三元共控、应力主导的古老变质岩潜山“立体网状”规模性优质储层发育模式，形成了风化裂缝带—内幕裂缝带的垂向分带结构，提升了潜山储层规模，成功指导了深层巨厚潜山规模性储集体的发现，钻井已揭示厚度超过1000m的缝网系统，有效储层厚度占比为42%，仅渤中19-6潜山储集体面积就超过500km²。

1.1.3 渤中凹陷超压动力封闭使晚期构造强活动区的天然气得以富集成藏

渤中凹陷具有早油晚气的持续快速强充注特征。渤中凹陷原油充注期主要为距今15—5Ma，天然气充注期主要为5.1Ma以来^[7]。数值模拟表明，3套主力烃源岩成藏期地层压力系数为1.2~1.6，为油气强充注提供了动力。钻探证实了最大气柱高度超过1500m，含油气包裹体识别与统计的颗粒指数达到84%~95%，反映油气充注强度大。

渤中凹陷东营组泥岩在凹陷区广泛分布，厚度超过200m，但晚期断裂活动强烈，传统观点认为保存条件差，难以形成大气田。基于东营组泥岩超压历史的恢复研究，发现5.1Ma以前超压泥岩不发育，利于深层油气向浅层运移；5.1Ma以来，凹陷区大面积快速沉降导致泥岩欠压实，泥岩超压快速形成并加大，现今压力系数普遍超过1.6，将大部分油气封盖在深层。该套区域性泥岩盖层为潜山天然气保存提供了超压动力封闭。

渤中凹陷深层太古宇变质岩潜山圈闭发育^[8-9]，被4个生烃次凹包围，油气近源充注；晚期快速生烃并强充注、东营组厚层区域性泥岩超压动力封闭，共同形成了断裂强烈活动区天然气富集—保存的有利条件，建立了断裂强烈活动区凝析气田成藏模式（图 3）。已发现的渤中19-6大型凝析气田，具有整体连片含气的特征，已探明含气面积118km²，气柱高度高达1569m，有力证实了油型盆地可以形成大型天然气田。

1.1.4 海上深层潜山油气勘探钻井工程和地球物理关键技术获得突破，实现了高效勘探

（1）研发海上深部硬地层快速无伤害钻井关键技术，并加以应用，实现了高效钻井。

海上深层探井目的层埋深大、温度高，地层可钻性差，容易出现井漏等事故，作业周期长。2017年之前，在渤中凹陷以深层潜山为目的层钻探的探井建井周期平均为119天。高额的作业成本使潜山勘探开发经济性差，难以持续。为了解决这一问题，技术人员从优化井身结构入手，降低事故率，从钻头与地层配伍性着手进行攻关，提高钻速。

井身结构科学合理是目的层能够准确预测的基础。渤中凹陷潜山储层埋藏深且非均质性强，导致地层深度预测误差大，难以通过岩性组合方式或单一预测模型对深层潜山层位进行精确预测。研发了海上深层潜山裂缝性复杂地层界面卡层综合方法，基于硅、铁、镁、钙和钠5种元素及黏土矿物、长石和石英3种矿物的变化规律，形成了针对砂砾岩进潜山和泥岩进潜山两种不同进山模型的卡层技术。通过攻关研究，海上深层潜山裂缝性复杂地层界面卡层方法可预测小于2m的卡层，实现了界面精准卡取，保障了钻井作业安全和油气的发现。

针对渤中凹陷变质花岗岩抗压强度高达276MPa、岩石可钻性差及钻井周期长、成本高的难题，通过钻头与地层配伍性研究，研发了高强度变质花岗岩异形齿PDC钻头和扭矩自适应钻具组合，机械钻速提高5倍。渤中凹陷5000m井深钻井周期由原来的119天降至平均45天，取得历史性突破。

针对深层潜山储层保护难、油气返排阻力大和商业产能获取难等技术瓶颈，研发了210℃抗高温助排型无固相储层保护钻井液体系，实现了储层零伤害。潜山测试表皮系数由45.8降为零，渗透率恢复值比之前世界上唯一的同类型体系提高了13%。

（2）发展了海上深层潜山高密度地震勘探一体化技术。

研发了针对裂缝成像的采集观测系统定量评价技术。形成了基于图形学的潜山裂缝三维建模技术，以矢量高程函数等手段构建多期次、多尺度裂缝空间模型，精确反映裂缝的发育尺度、方向和连通性，为确定采集参数奠定了基础。研发了采集观测系统共聚焦评价技术，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，实现了对面元尺度、覆盖次数的定量评价和优选。

制定针对深层潜山的最优性价比高密度采集方案，改善了渤海深层潜山的内幕成像。首次在中国海上采用拖缆高密度地震采集，最小面元首次达到6.25m×12.5m，潜山内幕地震信噪比提高30%。创新了各向异性介质波动方程保幅成像技术，突出裂缝地震响应特征，使目的层地震有效频带拓宽15Hz，断层识别率提升两倍以上。研发了裂缝型储层叠前各向异性表征技术，实现潜山风化带有效储层预测。创新了基于方位杨氏模量和泊松比的各向异性储层表征技术，提高了潜山内幕裂缝预测精度，实现裂缝发育尺度、方向和连通性表征。该技术预测裂缝储层发育段与实钻结果符合率达95%（图 4）。

钻井和地球物理技术的进步，为渤海潜山勘探突破提供了技术支撑。

1.2 琼东南盆地松南宝岛凹陷深水区勘探突破

20世纪80年代，多家国际石油公司先后进入南海北部展开规模勘探，对超过300m水深的陆架区大型目标做过探索，但大多失利，在退出的同时对深水区烃源岩质量和储层规模提出了质疑。为解决这两个关键地质问题，中国海油开展了扎实的基础研究工作^[10]。

通过基于洋陆转换带模型的三维高精度重磁震联合反演技术，建立了南海北部深水盆地形成新模式，提出了南海北部大陆边缘发育大型拆离深水盆地^[11]，改变了以往仅发育小型断陷盆地的认识。研究表明，受幕式伸展拆离作用控制，除深湖相烃源岩之外，南海北部深水区还发育规模更大的海陆过渡相和海相两套烃源岩^[12]，面积超过8×10⁴km²，最大厚度达3000m。大型拆离作用导致地壳强烈薄化，软流圈抬升，形成深水区高热流背景，烃源岩成熟面积大幅增加，地温梯度由3℃/100m增加到5℃/100m，湖相烃源岩成熟面积增加1×10⁴km²，海陆过渡相面积增加2.8×10⁴km²，海相面积增加2.1×10⁴km²。“盆—源—热”共控，大盆地—广烃源—高热流的耦合作用形成了深水区近百亿吨油当量资源，突破外国同行“深水区烃源岩潜力不足”的认识局限，奠定了深水区油气勘探的物质基础^[1]。

另外，南海深水区古近系目的层埋深大、物性差；新近系埋深大、物源匮乏，盆地周缘无大江、大河，难以形成三角洲等大型优质储集体。勘探研究团队从全球深水勘探实践出发，认识到南海北部的地壳强烈薄化影响了琼东南盆地中央坳陷的古地貌与沉积环境，控制了长度达425km、宽度9~35km的大型轴向峡谷水道的形成与展布。应用宏观与微观结合物源分析技术、三维可视化储层沉积相研究技术综合分析，建立了大型轴向峡谷水道多期次块体流—碎屑流—浊积流复合充填样式，发展了深水峡谷水道沉积理论^[13-14]。

在上述认识的指导下，先后获得了以荔湾3-1气田为代表的珠江口盆地白云凹陷天然气发现、以流花油田群为代表的珠江口盆地白云凹陷原油发现和以陵水气田群为代表的琼东南盆地陵水凹陷天然气发现。

“十三五”以来，深水区油气勘探面临转型难题，急需突破新的勘探领域。研究认为以琼东南盆地东部松南—宝岛凹陷深水区为代表的新区有较大勘探潜力，是重要的勘探方向。近期松南—宝岛凹陷及其周缘获得勘探突破，特别是YL8-1-1井钻探成功，实现了琼东南盆地深水区勘探由西向东、由碎屑岩向潜山的成功转型。

1.2.1 松南—宝岛凹陷天然气勘探获得新突破，证实凹陷的勘探潜力

研究表明，琼东南盆地松南—宝岛凹陷天然气资源量达9170×10⁸km³，石油资源量达1.87×10⁸t，仅次于乐东凹陷。

为探索松南—宝岛凹陷勘探潜力，近期在松南—宝岛凹陷钻探了ST36-2-1井，在凹陷南部的松南低凸起钻探了YL8-1-1井，均获得了较好的发现。ST36-2-1井在三亚组发现气层19.1m，证实了松南—宝岛凹陷的生烃能力。YL8-1-1井在崖城组发现气层88.4m, 气体样品烃类气含量为99%，证实为优质天然气藏。这两口井的钻探成功，证实了松南—宝岛凹陷的勘探潜力。

1.2.2 首次在深水区中生界花岗岩潜山实现突破，拓展了深水区勘探层系

YL8-1-1井基底锆石测年为250Ma（三叠纪），证实陵南、松南低凸起基底主要为印支期花岗岩。中生界花岗岩经历印支末期挤压、燕山期走滑和新生代拉张3期构造事件，造成基岩潜山裂缝发育，且经过长时间的溶蚀、淋滤，储集性能有效改善。另外，部分已钻井内幕裂缝带见深部热流体溶蚀，纵向上扩大了有效储层发育规模。中生界花岗岩具备形成有效储层的地质条件，可以成为未来深水区勘探的重要勘探层系之一。

1.2.3 证实了松南—宝岛凹陷天然气具备高效输导体系和长距离运移成藏条件

同位素指纹对比认为，YL8-1-1井天然气与松南凹陷比较一致，侧向运移距离约40km。永乐8-1区能够长距离成藏主要具备3个地质条件：一是凹陷中崖城组成熟烃源岩供烃；二是凸起及其周缘崖城组扇三角洲、中生界风化壳以及大型入洼构造脊形成汇聚型高效输导体系；三是低凸起及缓坡带古近系三角洲砂岩储层和中新统深海—半深海相泥岩封盖形成良好的储盖组合（图 5）。

1.2.4 持续攻关地震资料品质和探井作业技术，支撑深水区、超深水区再获突破

深水区地震资料频带较窄、缺低频，坡折带下方反射能量弱，鬼波陷频效应突出。这些问题极大地影响了深水区勘探研究。为解决深水区地震资料品质问题，在“十二五”攻关的基础上，进一步分析了影响深水区地震资料品质的主控因素及其影响地震资料品质的机理。通过研究认为，影响因素主要有3个方面：一是深水区的水体影响地震波速度，导致速度不均匀；二是淤泥影响地震波振幅和频率的衰减，与浅水区相比，深水区地震波的动力学特征受影响更大；三是海底复杂地形影响地震照明均衡性，从而产生地震假象，影响地质体判别。

针对上述问题，研发了三维等浮拖缆地震数据拓频处理技术，资料频带得到大幅拓宽。常规资料带宽为62Hz（范围13~75Hz），而宽频处理资料带宽为111Hz (范围3~115Hz），拓宽近一倍，且低频信息丰富。

此外，“十二五”期间，形成了以深水区表层批量钻井和模块化测试等关键技术为核心的深水区探井高效钻井技术，作业效率大幅度提升，成本得以有效控制。在此基础上，“十三五”期间，为解决深水区高压井易漏、超深水井区测试保温难题，进一步研发并建立了深水区高压井强化防漏堵漏技术和超深水井测试保温技术体系，保障了重点深水区探井的成功钻探。

1.3 珠江口盆地阳江凹陷新区勘探突破

阳江凹陷位于珠江口盆地珠一坳陷北部，向北与海南隆起相接，南邻文昌A洼，东邻恩平凹陷^[15-16]。阳江凹陷的勘探始于20世纪80年代，先后经历了地震普查阶段（1979—1992年）、对外合作阶段（1992—2011年）和自营勘探阶段（2012年至今）。在对外合作勘探阶段，外方公司陆续在阳江凹陷外缘阳春低凸起、阳江低凸起钻探的3口井均落空；之后，尝试探索阳江凹陷内的构造圈闭，钻探5口探井，均见到少量油气显示，但未获得规模储量发现。因此，外方公司认为阳江凹陷勘探潜力有限，退出阳江凹陷合作^[15]。

回归自营勘探后，研究人员对凹陷内已钻井进行系统的分析。经过分析认为，凹陷内多口钻井见到油气显示，部分井珠江组油层段的砂岩岩屑抽提烃与恩平凹陷所发现的原油生物标志化合物和碳同位素特征存在一定的相似性，两个样品均含有丰富的C₃₀4-甲基甾烷，反映其烃源岩有机质组成及形成环境存在一定的相似性，间接证明阳江东凹同样发育一套半深湖—深湖相优质烃源岩，可能具备一定的资源潜力^[15], 未获得规模储量发现的主要原因在于油气运聚规模和效率。针对上述认识，勘探人员及时调整勘探思路，围绕烃源岩、以近凹勘探的思路进行勘探研究^[17-19]，寻找油气运聚条件好的勘探目标进行钻探。

1.3.1 改善资料基础，分析阳江东凹烃源条件，明确凹陷资源潜力

阳江凹陷早期采集的地震资料信噪比偏低，断面及基底成像不清，导致洼陷结构不清晰，烃源岩分布范围和厚度难以识别，输导体系研究困难，洼陷评价和成藏研究难以深入开展。

为解决基础资料问题，2018年在阳江东凹采集了三维地震资料。通过针对性的处理技术攻关，建立了一套以联合多次波建模衰减和基于断控速度建模叠前深度偏移技术为核心的技术组合，并在此基础上，进一步优化处理参数和处理流程，有效提高了中深层资料的信噪比，改善了断层和基底成像效果，使洼陷内幕沉积充填特征更为清晰，为洼陷潜力评价和成藏研究提供了可靠的依据。在此基础上，开展地质—地球物理联合攻关，系统解剖并评价阳江东凹的洼陷结构与生烃潜力。

在新三维地震资料的基础上，重新认识阳江东凹的洼陷结构，落实基底和烃源岩分布范围，分析资源潜力。由于由南至北分布的8条控洼断裂频繁转换方向，阳江东凹形成了4个次级洼陷：阳江24洼、恩平19洼、恩平20洼、恩平21洼（图 6、图 7）。

总体来看，恩平20洼半深湖相烃源岩在垂向叠加和平面分布上最为稳定，在整个文昌组沉积期，缓坡三角洲和陡坡扇三角洲分布较为局限，烃源岩分布面积总体比其他洼陷广。对阳江东凹进行资源评价，结果表明阳江东凹烃源岩总生烃量为47.80×10⁸t，以生油为主，生油量为39.91×10⁸t，生气量为9860.61×10⁸m³。阳江东凹油气总远景资源量为3.75×10⁸t，其中石油远景资源量为3.67×10⁸t，天然气远景资源量为100×10⁸m³。阳江24洼和恩平20洼的石油远景资源量分别为1.65×10⁸t和1.44×10⁸t，占比分别达45%和39%。综上所述，研究认为恩平20洼具备潜在的富生烃潜力。

1.3.2 明确油源断层高效输导控藏，选准突破方向

阳江东凹油源断裂数量较少，主要为控洼断裂及少量次生断裂。受新近纪NEE—SWW走向的右旋剪切应力场作用，阳江东凹北部在控洼断层基础上发育一系列雁行式断裂，平面展布特征为3条主干断裂组成的雁列断裂带，其断裂组合构成了恩平20断裂背斜构造带。恩平20断裂背斜构造带的烃源岩与油源断裂在空间上匹配较好，是阳江东凹成藏条件最为有利的区带，是勘探突破的首选区。

在上述研究和认识的基础上，首次部署钻探的EP20-4-1井即发现中型油田，测试获得日产原油量超1000m³，实现了阳江凹陷油气勘探的商业性突破，展示了该区广阔的勘探前景。恩平20洼文昌组半深湖—深湖相烃源岩生成的油气，沿着控洼断层和洼陷内部油源断层向上运移，并在珠江组上段和汉江组区域泥岩盖层之下侧向运移至恩平20-4构造，最终在韩江组下段和珠江组上段聚集成藏。恩平20洼优质的烃源岩、韩江组下段—珠江组上段适中的砂地比（40%~45%）储层形成优越的生储盖组合，良好油源断层与储盖层共同形成的运移体系，是恩平20-4构造在新近系获得勘探突破的关键。

阳江凹陷的勘探突破开辟了珠江口盆地新油区，三维地震资料为勘探研究提供了扎实的资料基础，通过总结以往失利井的经验教训分析成藏主控因素，并在此基础上提出勘探有利方向，是取得新区大中型油气田突破的关键。

2 中国海域未来油气勘探发展方向 2.1 近海仍是未来中国海上油气勘探开发的主战场

中国近海油气资源丰富^[20]，但分布不均。石油地质资源量为239.05×10⁸t，可采资源量为70.69×10⁸t，主要集中于渤海湾（海域）、珠江口和北部湾三大盆地^[1]，占近海石油地质资源量的86%。天然气地质资源量约为20.85×10¹²m³，可采资源量为12.20×10¹²m³（表 1），主要分布于东海、珠江口、琼东南、莺歌海和渤海湾（海域）五大盆地^[1]，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52.92×10⁸t，主要集中于渤海湾（海域）、珠江口、北部湾三大盆地；累计探明天然气地质储量14366×10⁸m³，主要分布于渤海湾（海域）、东海、琼东南、莺歌海、珠江口五大盆地（表 1）。

近海油气资源探明程度相对较低，仍具备可持续发展的资源基础。石油资源探明程度平均为22%，其中探明程度较高的盆地依次为渤海湾（海域）（35%）、北部湾（16%）、珠江口（14%）；天然气资源探明程度平均为7%，其中渤海26%，珠江口6%，东海、琼东南、莺歌海平均只有5%。总体而言，石油储量增长处于高峰阶段前期，天然气储量增长仍处于早期阶段。因此，未来近海主要盆地储量增长潜力仍然很大。

从资源分布与探明程度来看，渤海湾盆地(海域)、珠江口和北部湾三大盆地仍是今后石油勘探的主战场，东海、珠江口、琼东南和莺歌海4个盆地仍是今后天然气勘探的重点地区，在渤中19-6潜山发现之后，渤海湾盆地（海域）也成为近期天然气勘探的热点地区。

对于中国近海，油气勘探应坚持以寻找大中型油气田为目标、坚持价值勘探为中心的勘探理念，对不同勘探程度地区采用差异化勘探策略。

对于富生烃凹陷的成熟勘探领域，进一步加大滚动勘探开发力度，挖掘周边资源潜力，提升现有生产设施利用率，实现勘探开发一体化，提升整体效益。这种勘探开发一体化的模式，已在涠西南凹陷得到了成功的应用。

对于富生烃凹陷新的勘探层系和新的圈闭类型，加大研究和探索力度，开拓勘探领域，发现更多经济可动用储量，提升区域勘探开发的整体价值。例如，将渤中凹陷潜山天然气勘探成功的经验向辽东湾凹陷等其他地区拓展，从太古宇潜山向中生界潜山等新层系转移；进一步加强珠江口盆地古近系勘探，寻找文昌组优质储层发育区和大型岩性圈闭；加强对北部湾盆地涠西南凹陷流沙港组岩性圈闭的探索；继续攻关莺歌海盆地高温高压岩性圈闭勘探领域。

对于潜在富生烃凹陷和边缘凹陷（资源潜力尚未得到证实），加大基础石油地质条件研究和勘探实践，不断开拓新领域，如渤海海域的秦南凹陷、辽西南洼、青东凹陷，珠江口盆地惠州凹陷北部洼陷带、韩江凹陷，北部湾盆地海中凹陷、迈陈凹陷，琼东南盆地深水东区松南—宝岛凹陷，珠江口盆地白云凹陷南部、荔湾凹陷等超深水领域。

2.2 南海中南部是中国海上未来油气发展的潜力区

在中国传统疆域内，南海中南部主要盆地的石油地资质源量为154.18×10⁸t，可采资源量为54.54×10¹²m³；天然气地质资源量为31.76×10¹²m³，可采资源量为23.21×10¹²m³。石油地质资源量主要集中于中建南、文莱—沙巴、曾母和万安四大盆地，其地质资源量均超过10×10⁸t，累计为118.09×10⁸t，占南海中南部的77%。天然气地质资源量主要分布于曾母、中建南、万安、礼乐、文莱—沙巴、北康和南薇西七大盆地，其地质资源量均超过万亿立方米，累计为30.56×10¹²m³，占南海中南部的96%（表 2）。

截至2017年底（基于调研数据），周边国家在南海中南部已累计探明石油地质储量17.75×10⁸t，主要集中于文莱—沙巴、曾母和万安三大盆地；累计探明天然气地质储量56988×10⁸m³，主要分布于曾母、文莱—沙巴两大盆地。

南海中南部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。由于南海中南部特殊的地质条件和地理位置，要有效进行油气勘探开发，除了油气石油地质条件研究外，还需重点攻关深水生产平台、水下井口、水下采油树和水下生产系统等海洋深水区、超深水区油气开发高端海洋装备。

3 结语

近年来，中国海油以寻找可动用储量为目标践行“价值勘探”，不断创新发展海洋油气勘探开发技术的基础与共性关键技术，加大国内海上风险勘探力度，积极探索新区新领域，取得了丰硕成果，推动中国海洋石油工业进入新时代。海洋油气的高效发展，以及每一个重大领域突破，都离不开技术创新、管理创新和认识创新。

中国近海剩余油气资源仍较丰富，仍有较大勘探潜力，需要加强富生烃凹陷勘探开发一体化、探索新层系和新圈闭类型，大力提升潜在富生烃凹陷探索力度，不断攻克瓶颈技术，创新勘探认识，实现可持续发展。南海中南部油气资源丰富，是未来重要的油气勘探开发接替区。