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1. 变质基岩油气成藏理论及关键技术指导渤海湾盆地发现亿吨级储量区带针对基岩内幕有无良好储层、能否规模成藏等制约成熟盆地深化认识和规模发现的重大地质问题，中国石油通过对辽河凹陷变质基岩潜山油气成藏的系统研究，创建了变质基岩内幕油藏成藏理论和成熟盆地基岩油气藏评价理论，创新和发展了基岩油藏预测与评价等六项关键技术，树立了“源储一体化”勘探理念，指明了基岩油藏勘探的三大潜力领域。
变质基岩内幕油气成藏理论突破了变质基岩油藏五项传统认识，发现了变质基岩内幕存在多套油水系统，提出了油气成藏底界深度不小于烃源岩最大埋藏深度的理念，把占凹陷15%～20%的潜山领域拓展到全凹陷基岩内幕领域；发展了变质基岩油气藏评价理论，即T-CDMS多要素匹配成藏评价理论；创新和发展了变质基岩内幕地震成像预测技术、变质基岩岩性识别与储层评价等七项关键技术；形成以储层评价为核心，以源岩评价为约束的“源储一体化”勘探理念，揭示出成熟盆地富油气凹陷规模发现前景广阔，指出了变质基岩内幕油气藏和岩性油气藏等是该区下一步勘探获规模发现的重要潜力领域。
目前，在变质基岩油气成藏理论及勘探配套技术的指导下，辽河油田在变质基岩内幕等领域发现了亿吨级规模储量区带三个，累计新增探明储量1.2亿吨、控制储量1.4亿吨、预测储量1.4亿吨，储量规模4.0亿吨，总体技术达到国际领先水平，将对我国类似盆地的油气勘探起到指导作用。
2.高煤阶煤层气勘探开发理论和技术突破推动沁水盆地实现煤层气规模化开发煤层气是我国最现实的战略接替资源，对保障我国天然气可持续发展意义重大。
中国石油华北油田公司和勘探开发研究院经多年攻关，煤层气勘探开发关键理论与技术获突破性进展，新增加基本探明地质储量2045亿立方米，形成沁水盆地等煤层气产业基地，实现中国煤层气规模化开发。
在煤层气勘探方面，系统建立中国煤层气成因、赋存、成藏地质理论体系，实现了高煤阶煤层气地质理论的突破，揭示了煤层气富集规律；阐明了高煤阶煤层气开采过程中渗透率的变化规律；形成煤层气可采资源预测和煤层气富集区综合地质评价方法，开发三维三分量采集—处理—解释一体化煤储层裂隙预测技术和煤层气富集区AVO预测技术。
热采工艺目录一、热采工艺综述二、热采技术新工艺（欧美和俄罗斯）：1、过氧化氢热采新技术2、SAGD和Vapex方法3、高能混合物ГОС处理难采储层和稠油油藏4、注热段塞5、注蒸汽加溶剂6、注热碱水7、蒸汽-气体循环处理法8、水平井与注热水相结合9、通过注热水和空气在地层内生成蒸汽10、高温聚合物驱11、定量脉冲热处理油层工艺（ИДТВ）和间歇定量脉冲热处理油层工艺12、注蒸汽和聚合物13、煤层加热法14、周期火烧油层15、火烧油层与注泡沫相结合16、热载体和碳酰二胺相结合17、原子能热量开采稠油三、结论与建议一、热采工艺综述热力采油法一般是通过降低原油粘度来减小油藏流动阻力。
热力采油法主要有热水驱、蒸汽吞吐法、蒸汽驱、火烧油层等，是历来最成功的提高采收率方法。
它采出的原油占EOR 方法的80%。
当油藏中含有低重度（小于20度API）、高粘原油并且油层的孔隙度较高时，适合使用热力法开采。
根据热量在油藏中的产生的方式不同，热力法可分为3种：地下燃烧（或称火烧油层）、注蒸汽和湿式燃烧。
在火烧油层方法中，用化学品、井下电加热器或井下气体燃烧器点燃近井地带原油，在近井地带完成点火后，就要连续注气促进燃烧带向生产井移动。
连续燃烧带的延伸几乎能清除所有油藏流体，并在清除过的岩石中流下热量，留下的热量能使注入的空气在到达燃烧带前被预热。
目前一种由上到下的火烧油层方法正在进行实验室研究。
它可以解决在油砂和稠油藏中成功地使用火烧油层的一些问题。
该方法使火烧前缘从油藏顶部到底部稳定地传播，将稠油驱到下面的水平井中。
另外，采用单口水平井生产时，燃烧的最高温度达400℃，原油采收率超过原始地质储量的66%，总的来说，单口水平井生产方式中观察到的燃烧前缘推进比单口直井更稳定。
尤其是与直井实验期间沿中间而出现的气体窜越超前推进的趋势相比较，水平井的垂向扫油效果更为稳定。
注蒸汽是应用最广泛、最有效的提高稠油油藏采收率方法。
注蒸汽能够降低原油粘度，提高原油流动性。
