华北地区中浅层潜山油气藏勘探程度高但富油凹陷剩余油气资源依然丰富。通过创新提出富油凹陷精细二次勘探理念，集成和发展超深潜山油气藏勘探理论和关键技术，现场实施获得牛东超深、超高温、特高产潜山油气田重大发现。

　　在成藏理论方面，揭示了潜山油气运聚成藏新机理，建立了超深断阶等多种潜山成藏新模式，提出了深层具有形成大油气田的油气源条件和超深潜山储集物性基本不受埋深影响等新认识；在勘探技术方面，集成创新了超高温碳酸盐岩储层深度体积酸压改造技术等两项关键技术。

　　勘探理论和技术创新有效指导了我国东部油气资源勘探实践，取得超深潜山油气勘探重大突破。在冀中坳陷发现的牛东超深潜山油气田油藏底部深度达6027米，温度达201摄氏度，测试获高产油气 流，是渤海湾盆地乃至中国东部目前发现的深度最大、温度最高的特高产超深潜山油气田。该发现对推动深层潜山油气勘探具有里程碑意义，也表明渤海湾盆地深层油气资源丰富。超深潜山是重要的勘探新领域，勘探潜力巨大。

　　2.陆上大油气区成藏理论技术突破支撑储量高峰期工程

　　中国陆上大油气区成藏地质理论与技术攻关取得多项创新成果，有效支撑了油气储量高峰期工程。

　　创新发展了低孔渗碎屑岩岩性大油气区成藏地质理论与有效储层叠前预测技术，攻克了低孔渗碎屑岩地震资料保真处理与有效储层预测等技术瓶颈；创新发展了碳酸盐岩岩溶储层大油气区成藏地质理论认识与缝洞单元量化描述配套技术，解决了碳酸盐岩缝洞型储层预测面临的技术难题；创新发展了碳酸盐岩台缘礁滩大型油气区成藏地质理论认识与储层及流体预测技术，形成了碳酸盐岩台缘礁滩大气区的形成与分布新观点；创新发展了复杂高陡深层构造大气区成藏地质理论认识与高陡构造地震叠前成像技术，攻克了宽线大组合地震采集等关键技术，成像质量大幅提高；创新发展了火山岩岩性地层大油气区成藏地质理论认识与“四步法”火山岩储层描述技术，攻克了火山岩有效储层预测技术瓶颈。

　　成果的应用保障中国石油“十一五”期间形成15个5～10亿吨规模储量区。

　　3.油田开发实验研究系列新技术新方法获重大进展

　　我国油气资源类型日趋复杂，认识和揭示储层特点、流体性质、渗流规律和油气生产特征更加重要。

　　研发成功5项实验新技术，解决了油气水三相流体和微流量流体计量等世界级难题；自主研发了多维多尺度高温高压物理模拟实验平台等3套标志性设备及与之配套的7项实验新方法，申请专利35项，已获专利授权16项，并形成4项国家标准和6项石油行业标准，整体技术达到国际先进水平；基础理论取得4项重要创新：形成水驱/化学驱/气驱过程物理模拟的关键相似准则和物理建模方法，突破了流体动态饱和度场测试难题，找到了陆相沉积油藏原油—二氧化碳体系关键状态参数的表征关系，建立了以拟泡点压力和气体突破压力为特征的泡沫油采收率与生产压力关系。

　　作为油田开发和三次采油的基础，油田开发实验研究新技术和新方法，有效支撑973、863等国家和公司的重大基础研究，推进了开发实验测试方法的升级换代和行业开发实验技术标准化，为中国石油在油气田开发实验领域持续创新以及三次采油技术保持国际领先做出重要贡献。

　　4.复杂油气藏开发关键技术突破支撑“海外大庆”建设

　　中国石油的海外资源多为油藏条件复杂、开采环境恶劣、技术难度大的油田，缺乏成熟技术可借鉴。

　　经过持续攻关，特殊环境下复杂类型油气藏开发关键技术取得四项重大突破：揭示了以微裂缝为主要渗流通道的层状碳酸盐岩储层成因机理，首创大型碳酸盐岩油气田细分层系分层注水及气顶屏障注水与油环面积注水相结合的注采方式，碳酸盐岩油气田采收率提高13%以上；揭示了超重油降压开采机理，创新了不连续分散溶解气泡沫驱替能量高效利用的设计方法和丛式水平井整体布井冷采工艺技术，超重油冷采采收率提高2.6%；揭示了高凝油固相析出机理和水驱温度场变化规律，创新了大型高凝油油藏直井与水平井相结合的控温无伤害注水开发技术，集成发展了国内注水开发和剩余油挖潜技术，砂岩新油田实现快速建成产量1575万吨，砂岩老油田采收率提高5.6%。

　　复杂油气藏开发关键技术创新成果有力支撑了中国石油海外油气业务快速发展，实现低成本和高效益目标，为建成“海外大庆”提供了重要科技支撑。

　　5.中国石油首套综合裂缝预测软件系统研发成功

　　裂缝检测是裂缝性储层预测的关键。中国石油研发成功的地震综合裂缝预测软件系统不仅是国内首套针对叠前地震资料裂缝预测的工业化软件系统, 也是中国石油工程技术的十大利器之一，对提高中国石油工程技术支撑能力和服务水平意义重大。

　　裂缝预测软件系统以各向异性理论为基础，采用当前先进的面向服务架构设计理念，集成井震联合交互裂缝分析、各向异性叠前裂缝预测、叠前/叠后综合裂缝预测和三维可视化多尺度裂缝雕刻等特色技术，可同时在三大主流操作系统下高效运行，并可综合应用地质、测井和地震等多种信息，为复杂裂缝储层预测提供综合一体化解决方案。

　　作为具有自主知识产权的裂缝预测软件系统，其关键技术指标领先于国内外同类软件，达到国际先进水平。该软件系统已在部分裂缝储层预测中应用，显示出广阔的推广应用前景。

　　6.精细控压钻井系统研制成功解决安全钻井难题

　　控制压力钻井是当今世界钻井工程前沿技术之一，是解决窄密度窗口钻井难题最有效的手段。随着我国油气勘探开发的深入推进，控压钻井技术的需求增大。

　　自主研发出具有国际先进水平的全自动控制软件，可在各种钻井工况下进行环空压力监测与控制、回压补偿、近平衡与欠平衡精细控压钻井作业，集水力学计算、设备在线智能监控、应急处理于一体，实现了环空压力闭环监控和多策略、自适应安全钻井作业。针对不同的地质特点和生产需求，研发成功PCDS-I型和CQMPD-I型地面压力控制装置，并开展现场试验与应用，系统性能稳定，有效解决了“溢漏共存”等窄密度窗口的钻井难题。该系统在冀东油田的工业化应用效果显著：在易漏地层实现零漏失，机械钻速大幅提高。

　　中国石油成功开发出具有自主知识产权的精细控压钻井系统，其核心技术及各项指标总体达到国外同类技术的先进水平，提升了我国复杂深井钻井技术水平和钻井工程技术服务的核心竞争力。

　　7.随钻测井关键技术与装备研发取得重大突破

　　大斜度井和水平井已成为油气勘探开发的重要手段，迫切需要相应的随钻测井采集和评价技术，以实时获得地层测井信息，有效指导地质导向和地层评价。

　　中国石油组织研制成功方位伽马感应电阻率等多项具有自主知识产权的测井仪器。随钻电磁波电阻率测井仪器采用两个发射频率及四发双收的六天线对称设计，以及智能化自动调节电磁波发射、脉冲信号解码时间摄动和人机交互智能解码等技术，提高了数据存储量和传输能力。该仪器的探测深度大，测量精度高，达到国际同类产品先进水平。随钻可控源中子孔隙度测井仪器采用脉冲中子发生器取代化学放射性源。该仪器的脉冲中子发生器、中子探测器和处理电路集成在一根钻铤上，可以在钻井过程中测取地层孔隙度。

　　现场试验及实际应用表明，这些随钻测井仪器已形成基本的地层评价随钻测井系列，能准确提供岩性、饱和度和孔隙度等地层评价参数。其实时上传的数据能反映地层层位和地质参数的变化，有效指导地层评价和地质导向。

　　8.输气管道关键设备和LNG接收站成套技术国产化

　　中国石油在天然气长输管道建设中所用的大功率电驱压缩机组、燃驱压缩机组和大口径阀门等关键设备主要依靠进口，此前已经建成及正在建设中的LNG工程同样依赖国外提供专有技术。

　　中国石油以西气东输二线管道工程建设为依托，成功实现20兆瓦级高速变频直联电驱压缩机组成套装置、30兆瓦级燃气轮机驱压缩机组成套装置和48英寸、40英寸的900磅级及600磅级大口径全焊接球阀三大关键设备国产化，并已实现商品化供货，摆脱了长期依赖国外进口的被动局面，实现长输油气管道工业关键技术的重大突破。

　　通过技术攻关，形成设计、施工、材料以及运行管理在内的成套LNG接收站工程建设技术，为LNG接收站运行管理提供了有效工具。LNG接收站成套技术成功应用于江苏等地的LNG接收站，不仅打破了国外的技术垄断，降低工程投资和管理成本，而且为后续项目的开工建设提供了一整套具有自主知识产权的成套技术，对我国提升LNG接收站建设和管理水平具有里程碑意义。

　　9.委内瑞拉超重油轻质化关键技术完成首次工业化试验

　　继委内瑞拉超重油渣油供氢热裂化技术工业试验成功后，应用规模进一步扩大。同时，委内瑞拉超重油减压渣油延迟焦化工业试验取得圆满成功，标志着中国石油初步掌握了委内瑞拉超重油热加工技术，将为委内瑞拉超重油改质降黏、储存运输和集中加工提供重要的技术支撑。

　　委内瑞拉超重油供氢热裂化技术在年40万吨工业装置上试验成功后，又在年100万吨工业装置上实现成功应用。通过供氢热裂化处理后，委内瑞拉超重油黏度降低率大于99%，改质油通过长周期储存稳定性试验，可满足远洋船运对油品的黏度和稳定性的要求。

　　委内瑞拉超重油延迟焦化工业试验在年100万吨规模工业装置上实施，采用100%委内瑞拉超重油减压渣油，应用供氢体循环抑制结焦等关键技术，实现安全平稳加工减压渣油3万余吨，焦化液体收率大于60%，加热炉热效率达到92%以上。

　　委内瑞拉超重油是世界上最难加工的劣质重油。热加工技术的成功开发，进一步提升了中国石油在该领域的创新能力和竞争力。

　　10.单线产能最大丁腈橡胶技术工业应用达到长周期

　　中国石油自主开发的年5万吨丁腈橡胶成套工艺技术，现已成功应用于兰州石化，装置实现连续长周期运行，生产的新牌号橡胶性能超过同类产品水平。

　　这项技术实现多项创新：（1）改进工艺配方核心技术，实现助剂国产化，采用新的乳化技术，凝聚系统用氯化钙替代浓硫酸，自主开发多种新产品。（2）创新工艺流程，具有国内外最大的单线聚合能力（年2.5万吨），使用改进型聚合釜，采用双塔串联工艺，有效降低脱气乳胶的残留丙烯腈含量（AN<50ppm），准确掌握分子量调节剂的加入量和加入点，通过调整聚合活性体系，最大限度地利用回收丁二烯，丁二烯外排量仅为6%（国外15%左右）。（3）采用数字模拟技术，可模拟各种工艺条件改变，不需要大量试验，降低成本，提高准确性。

　　该技术是中国首套具有自主知识产权的工业化丁腈橡胶生产技术，已建成国内外首个完整的、单线生产能力最大的数字化丁腈橡胶装置系统，填补了软胶国产化空白。