油气资源是油气工业的基础，极大地关系到国民经济的发展。近年来，我国的石油勘探形势发生了明显的变化：年新增石油探明储量下降，石油年产量连续3年（2016—2018年）下降，2018年石油对外依存度高达73%。因此，亟需对油气资源状况开展全面客观的评价，夯实国内常规与非常规油气资源的基础，明确剩余油气资源的重点勘探领域与有利勘探方向。中石油以近十几年来取得的油气勘探成果、地质认识成果与资料积累成果为基础，攻关形成常规与非常规油气资源评价方法技术体系，针对中石油矿权区及全国主要含油气盆地系统开展了第四次油气资源评价。评价结果显示：我国常规石油地质资源量约为1 080×108 t；非常规石油地质资源量为672.08×108 t，其中包括致密油125.80×108 t，油页岩油533.73×108 t，油砂油12.55×108 t。陆上常规剩余石油资源主要分布在岩性-地层（碎屑岩）、复杂构造2大重点领域；海域石油资源主要集中在海域构造、生物礁和深水岩性3个领域。在剩余石油资源分析的基础上，优选出常规石油现实有利目标区带20个，致密油有利目标区带12个，油页岩油露天挖掘目标6个、原位改质目标4个，油砂油有利目标5个。

鄂尔多斯盆地中生界油气资源丰富，三叠系延长组和侏罗系延安组是主力含油层系。在鄂尔多斯盆地石油地质条件研究的基础上，提出沉积相、输导体系、异常压力和构造为中生界成藏的主要控制因素，建立了三叠系延长组大型岩性油藏模式和侏罗系古地貌控藏模式，并结合盆地勘探成果，精细评价了鄂尔多斯盆地石油地质资源量，预测了油气资源的空间分布。结果表明：鄂尔多斯盆地石油地质资源量约为146.50×108 t，其中常规油资源量为116.50×108 t，致密油资源量为30.00×108 t；按层系分，三叠系石油资源量为137.20×108 t，侏罗系石油资源量为9.30×108 t。盆地剩余资源量为96.93×108 t，姬塬、陇东和志靖—安塞等地区，是长庆油田的规模储量区，仍然是未来勘探的主要区域。延长组长6、长8油层组和侏罗系是下一步勘探的重点层系；延长组下部的长9、长10油层组为新的目标层系；长7油层组致密油具有较大的勘探潜力。

为了落实松辽盆地北部中浅层常规油与致密油的资源潜力，明确勘探方向，在系统总结烃源岩、储层等基本石油地质条件的基础上，分析了常规油与致密油成藏模式及主控因素，采用类比法和成因法计算了常规油与致密油资源量，研究了剩余资源分布特征，指出了下步勘探方向。松辽盆地晚白垩世发育青山口组和嫩江组2套分布广、厚度大、有机质丰度高、有机质类型好的优质烃源岩。中央坳陷区青山口组一段、二段烃源岩处于成熟阶段，生排烃能力强，是常规油和致密油的主力烃源岩。大型湖泊三角洲—河流沉积的各种砂体与烃源岩形成了良好的生储盖配置，构成了盆地的上、中、下3套含油气组合，其中致密油主要分布于中部含油组合的高台子油层和下部含油组合的扶余油层。常规油成藏主要具有下生上储、上生下储及异地生储3种模式，致密油成藏主要有自生自储和上生下储2种模式，有效烃源岩控制了常规油油藏和致密油油藏分布，沉积相带控制了常规油油藏类型，储层物性控制了致密油富集。在烃源岩精细评价的基础上，采用盆地模拟法计算的石油总资源量为102×108 t；通过系统解剖6个常规油和3个致密油区带刻度区，采用类比法精细评价的常规油资源量为88.7×108 t，致密油资源量为12.7×108 t。常规油中的葡萄花油层剩余资源潜力大，是近期勘探的主力层系，古龙、长垣和三肇等地区是主要的勘探有利区；长垣、三肇和齐家—古龙的扶余油层是致密油勘探的有利区。

致密油的勘探开发，使松辽盆地南部的石油资源结构发生了较大变化，因此需要开展新一轮系统的资源评价。松辽盆地南部石油资源主要分布于中浅层，中浅层发育下部、中部和上部等3套成藏组合，常规油在3个组合中均有分布，致密油发育于下组合。对于常规油，建立了构造、构造-岩性和岩性等3种类型的刻度区，划分了13个评价单元，资源评价方法以统计法和类比法为主；对于致密油，建立了1个刻度区，按照渗透率大小划分了3个评价单元，资源评价方法采用了资源丰度分类类比法、小面元容积法。评价结果显示：松辽盆地南部中浅层石油资源量约为32.2×108 t，其中常规油资源量为22.5×108 t，致密油资源量为9.7×108 t；剩余石油资源量约10×108 t，其中，常规油为5.7×108 t，主要分布于高台子油层和萨尔图油层，致密油为4.3×108 t，主要分布于扶余油层。大情字井地区的高台子油层和乾安地区的扶余油层，是近期—中期勘探的重点区带。

近年来辽河坳陷潜山及非常规油气勘探不断取得突破，以往的资源评价成果已不足以支撑油气勘探部署。从基本石油地质条件入手，剖析了潜山、火山岩领域常规油及页岩油、致密油成藏地质条件与主控因素，建立了源储侧向对接型成藏、源外断层—不整合输导型成藏、源内或近源聚集型成藏及源储一体页岩油成藏等模式。采用以类比法为主导，以成因法、统计法为补充的综合评价方法，预测辽河坳陷常规石油资源量为40.96×108 t，其中，碎屑岩领域资源量为27.39×108 t，潜山领域资源量为11.42×108 t，火成岩领域资源量为2.15×108 t。采用小面元容积法，预测页岩油资源量为3.56×108 t，致密油资源量为1.92×108 t。根据剩余石油资源分布和油藏形成条件，优选出有利勘探区带：兴隆台构造带、曙北—高升构造带、荣胜堡构造带和静安堡构造带是潜山油藏勘探有利区带；欢曙斜坡带、牛居—青龙台构造带、静西陡坡带和冷东—雷家构造带是碎屑岩油藏勘探主攻区带；小洼—月海构造带、大平房—葵花岛构造带、榆树台—盖州滩构造带是潜山和碎屑岩油藏兼探区带；黄于热—黄沙坨构造带是火山岩油藏勘探有利区带；西部凹陷雷家地区油页岩和大民屯凹陷西陡坡砂砾岩体分别是页岩油和致密油勘探有利目标。

渤海湾盆地黄骅坳陷沧东凹陷的主要烃源岩层系为古近系孔店组二段，它生成的油气主要富集于孔店组和沙河街组储层中。在石油地质条件综合分析的基础上，以孔二段优质烃源岩为核心，建立了源上孔一段构造-岩性油藏、源侧孔二段地层-岩性油藏和源内页岩油等3种成藏模式。采用改进的成因法进行常规油与页岩油资源评价，其核心思想是用剥离计算的生烃量、排烃量及残留烃量进行约束，采用多参数类比法计算运聚系数并评价常规油资源，采用质量含油率法评价页岩油资源。评价结果表明：沧东凹陷孔店组常规石油资源量约为6.9×108 t，页岩油资源量约为6.8×108 t；孔店组剩余石油资源分布在源上孔一段构造-岩性油藏、中低斜坡区地层-岩性油藏和湖盆中心区页岩油等3大领域。页岩油资源潜力巨大，是未来最主要的勘探接替领域。

通过对柴达木盆地石油地质条件的分析，总结建立了富烃凹陷古构造成藏、源外古隆起-古斜坡成藏、源上晚期构造成藏以及富烃凹陷周缘斜坡致密油-岩性成藏等4类石油成藏模式，优选类比法和成因法客观评价了盆地不同区带、不同区块、不同层系的常规油及致密油资源，得出常规油地质资源量为29.59×108 t，致密油资源量为8.58×108 t。结合盆地石油勘探现状，理清了剩余常规石油地质资源及其分布，明确柴西地区为剩余常规石油地质资源最丰富、资源丰度最大的地区。指出盆缘古隆起及斜坡区、盆内凹陷－斜坡区、盆内大型晚期构造带是近期重点勘探领域：狮子沟—大乌斯构造带、油泉子—开特米里克构造带、阿尔金山前西段是常规石油有利勘探目标，柴西南区的跃东—扎哈泉—乌南和红柳泉—跃进一带，以及柴西北区的小梁山—南翼山等地区是致密油勘探现实有利区。

近年来，准噶尔盆地的油气勘探在许多新领域取得重大突破，展现良好勘探前景。然而，盆地第三次油气资源评价结果与勘探实际、储量增长之间的矛盾越来越突出，常规、非常规领域的石油资源潜力亟待落实。在解剖盆地石油成藏条件，分析成藏控制因素，总结不同地区、不同层系成藏模式及其富集规律的基础上，开展地质评价参数研究，优选评价方法，重新评价盆地资源潜力，梳理了盆地有利的勘探方向。评价结果显示：盆地常规、非常规石油资源量近100×108 t，综合探明率约为27%；剩余待探明石油资源量近55×108 t，主要分布于富烃凹陷斜坡区的二叠系—三叠系、盆地深层及凹陷周缘低勘探程度的凸起构造。未来应围绕盆地这3个领域，加大勘探力度，同时依托技术进步，努力拓展页岩油等资源潜力大、勘探程度低的勘探领域。

通过对吐哈盆地生储盖组合配置、成藏模式等石油地质条件的综合研究，认为吐哈盆地主要发育侏罗系西山窑组、八道湾组煤系烃源岩，以及二叠系桃东沟群湖相烃源岩，这2套烃源岩生油强度较大的地区均位于台北凹陷主体沉降区，具备形成大油田的烃源基础。盆地主要发育侏罗系、三叠系和二叠系等3套储层，侏罗系储层主要为辫状河三角洲分流河道粗砂岩，二叠系梧桐沟组、三叠系克拉玛依组储层主要为扇三角洲、辫状河三角洲前缘水下分流河道的细砂岩、砂砾岩。侏罗系主要有正向分异、逆向分异、垂向分异及混合型等4种成藏模式；二叠系为侧向长距离运聚-古斜坡成藏模式；三叠系为源内垂向运聚-自生自储油气成藏模式。采用类比法、统计法、成因法及特尔菲加权法综合得到吐哈盆地常规石油地质资源量为10.09×108 t，剩余资源量为6.07×108 t。通过地质评价、原油剩余资源量和剩余资源丰度的分布预测，提出了鄯善弧形带、鲁克沁—红连带、西部弧形带3个勘探方向及有利目标区。