科技一直是油气行业发展的最强动力之一。近年来科技的持续发展，也让油气行业面貌发生了巨大变化。同时，科技发展也在孕育油气行业的新变革。

为了让油气行业同科技更好地融合与发展，“石油Link”同《石油商报》开启特别联合，经过广泛调研评选出了“当代油气行业十大技术突破”榜单。

这一榜单展现了当下最前沿的油气技术创新成就，同时反应了当代油气行业的发展重心与方向。希望油气行业企业和机构能通过了解当下技术发展的趋势，更好地把握行业走向，制定更科学的战略决策。

当代油气行业十大技术突破▼▼

以下为榜单详细内容及技术解读:

01

深层、深海油气勘探技术突破

随着陆上油气资源及近海油气资源的逐渐减少，越来越多的油公司、主要油气生产国都将油气资源的开发重点投向了深海，而国内则将更多的精力集中在复杂和深层油气藏的勘探。

石油开采由简单到复杂、中浅层向深层、由陆上向海洋过渡是必然的发展趋势，复杂、深层、深海油气藏将是石油工业未来最重要的发展领域之一。

该类油气藏勘探开发的难度更大、风险更高、投资更多，对物探、钻井、采油气等相关技术提出了很高的要求。

近年来，深层、深海盐下油气藏勘探技术取得了长足进步，成本大幅降低，国际石油公司捷报频传，2018年前15大油气发现中14项都来自海上。近两年，我国加大风险勘探力度，在新领域、新区带、新层系取得了大量油气发现。塔里木盆地中秋1井，准噶尔盆地沙探1井、高探1井及四川盆地永探1井等重大油气发现井井深均超过5000米。

深层、深海高技术、高成本禁区已经被打破，深海项目的高收益率让利润率在低油价环境下的收益能力凸显。

技术应用实例：中国取得了多个深层勘探发现；埃克森美孚在圭亚那海域Stabroek区块发现可采资源量约50亿桶；雪佛龙和壳牌在美国墨西哥湾Ballymore和Dover均宣布石油发现，可采储量约为7.28亿桶；埃尼和道达尔在塞浦路斯海域发现Calypso大气田，天然气储量约为60万亿立方尺；巴西成功开发了桑托斯盆地的深海盐下油气藏。

02

非常规油气藏甜点识别技术突破

鉴于非常规油气日益重要的地位，如何确定“甜点”，提高开发效率，成为油气勘探开发的重要研究课题。

在当前经济技术条件下如何有效开发非常规油气资源，国外油公司在地质、物探、测井等各大领域都研发了针对性的新技术、新方法，特别是预测“甜点”的技术，比如页岩“甜点”地质综合识别技术、页岩资源综合评价方法、人工神经网络法、GeoSphere 油藏随钻测绘服务系统、核磁共振因子分析技术、OVT 地震资料叠前地震道处理技术、测井数据函数主成分分析法、油气微生物监测和“4G”（地质、地球物理、地球化学、油气微生物信息）模型监测技术、应用高分辨率层序地层学识别煤层气甜点技术、TIER 量化法等。

在非常规油气勘探领域积极探索新的研究方法，实现多学科、多角度一体化勘探开发，充分利用大数据分析，采用信息化、智能化手段是应对油价波动、优化决策、指导生产、实现产量突破的必然选择。

应用实例：通过收集整理 134口井的井位信息、地震和测井、储层状况等资料，建立人工神经网络模型，客观地指出了西得克萨斯州特拉华和米德兰盆地未勘探地区的“甜点”分布区。 在欧洲北部地区两口地质构造较复杂的水平井中，依靠 GeoSphere技术，成功使有效厚度对总厚度的比率（NTG）从 0.45提高到 0.96。4G解释法已在中国陆地和海上 70 多个常规油气藏实际应用，通过对四川页岩气和鄂尔多斯致密油地区“甜点”的预测，显示应用效果良好。

03

实时监测定向钻井技术突破

如今的定向钻井技术发展的核心目标是以低成本钻出高质量井眼。其中重要的一个方向即利用实时监测和数据分析来提高机械钻速，从而缩短钻井时间。

国际大型油服公司均在实时监测定向钻井方面下足了功夫。钻井平台及软件的集成化处理使得钻井工作流发生新变化，通过近钻头传感器直接向地面反馈钻进数据，系统分析数据所传达的信息，做出最合理的钻进方案，即在很高的机械钻速下，自动调整确保井轨迹准确。

旋转导向系统会实时监测钻柱振动，识别潜在风险和解决方法，选择最佳机械钻速，该工具自动导向，不需要钻工干预，因为工具一直能够保持预定的倾角和方位角钻进，并及时发现参数偏移，以便人工介入及时处理异常情况。另外，通过全天候远程监测中心，具有丰富经验的钻工可以同时远程监控多口井钻井作业，有助于承包商扩大作业规模。

应用实例：Nabors公司的RigWatchNavigator软件可实现井眼的设计和实钻3D可视化。借助哈里伯顿2016年推出的GeoPilot Duro旋转导向系统配合其他设施仅用7天就完成了一次盐层水平段钻进，节省三天钻井时间。斯伦贝谢称相比于标准的旋转导向系统，其实时监测导向系统能够增加转速接近60%。贝克休斯应用的钻井组合与临井相比钻井时间降低了33%。

04

井下原位改质稠油稀化技术突破

中国陆上稠油资源较为丰富，预测资源量约198亿吨，主要分布在辽河、新疆、胜利、塔河、吐哈等油区，同时渤海湾近海也存在大量的稠油资源。稠油开发有露天开采和原位改质两种开发方式，我国主要依靠井下原位改质技术，使稠油粘度降低、流动性增强，从而提高采收率。

2010年以来，我国稠油原位改质技术由蒸汽吞吐向蒸汽驱、SAGD、火驱的技术跨越，近年来又发展了多介质蒸汽驱技术，多介质蒸汽驱是指由气体、化学剂及蒸汽形成的高效驱油体系。

SAGD 是以高干度蒸汽作为热源，依靠沥青及凝析液的重力作用开采超稠油。火驱通过注气井向地层连续注入空气并点燃油层，实现层内原油裂解，燃烧流动较慢的重质组分并降低原油黏度，将改质的地层原油从注气井推向生产井。

但目前原位改质技术高能耗、高成本等影响稠油油田效益开发的问题依然存在。进一步提高热效率和转变开发方式是技术关键。随着技术的成熟，预期最终采收率可达70%以上。

应用实例：截止2018年年底，稠油产量占总产量60%的辽河油田已培育SAGD百吨井数十口，新疆风城油田采用SAGD技术累计产油超过110万吨，并且已完成多介质辅助措施井24口井，其中驱泄复合12口井、注汽吞吐12口，增油3830吨。新疆红浅1火驱试验是在蒸汽吞吐及蒸汽驱后、采出程度达到近30%的废弃油藏上实施的，截至2018年底连续运行9年，在注蒸汽基础上又提高采出程度31.2%，数值模拟预测最终采收率可达到65.1%。

05

炼化一体化、大型化技术突破

炼化行业整体产能过剩，燃料油市场竞争日趋激烈，而高端化工产品依然供不应求，一大批大型炼化一体化项目陆续投产或提上日程，以提高效益和竞争力。

自油价进入低位波动以来，国内炼化企业的经营情况也随之阴晴不定，在国家供给侧改革和行业高质量发展的要求下，炼化行业开始向规模化、一体化、高端化和差异化转型发展。

国际上炼化一体化、大型化的趋势更加明显。为应对更严格的环保法规和国际海事组织2020年开始实施的新硫含量规定，不少炼油商进行设备升级以生产更清洁的燃料。

东欧、俄罗斯和其他独联体国家正在或将大力进行炼厂升级改造以满足增长的消费需求；非洲主要产油国开始兴建本国的炼化项目；东南亚和中东地区炼化一体化、大型化发展的特征最为明显，是推动全球炼化产业升级的主力军。

应用实例：中国恒力石化和浙江石化的2000万吨/年大型炼化一体化项目将陆续投产，印尼计划建设1500万吨/年炼化联合企业，马来西亚1500万吨/年炼化一体化项目预计2019年投产，恒逸石化在文莱的2000万吨/年炼化一体化项目一期800万吨/年将于2019年投产，缅甸筹建1500万吨/年炼化一体化项目，中东的沙特、伊朗、科威特、伊拉克等国都已经规划了年产1500万吨以上的炼化一体化项目。

06

特种油气车辆、船舶制造技术突破

油气田的高效勘探开发有赖于先进的工程设备。从地震勘探所需的可控震源车、海洋勘探船，钻井过程中的车装钻井，井下作业所需的测井车、修井车、连续油管车，压裂改造所需的混砂车、压裂车，到油气储运用到的海洋铺管船、大型LNG船、油轮等，特种油气车辆和船舶的性能指标与油气行业效率一起稳步提升。

这些专业化的运输工具提升了作业的灵活性和迁移效率，增强了设备的适应性和作业范围，可以突破一些地理和气候限制开展油气业务，为全产业链的降本增效提供了有力支持。

同时，特种油气车辆和船舶一般具有大型化、集成化和高技术含量的特点，是企业科技水平和高端制造能力的体现。

应用实例：2018年中国广船国际有限公司日前完成建造全球首艘4.45万吨级极地凝析油轮，该船可全年在无破冰船引航的条件下在北极地区航行和供应凝析油，将主要服务于亚马尔LNG项目。杰瑞集团自主研发了世界首台4500型阿波罗涡轮压裂车，这辆压裂车搭载了5600马力涡轮发动机和全球最大功率的5000马力超级车载压裂泵。

07

复杂地表、气候条件管道设计建设技术突破

环境风险处理是油气管道设计建设过程中不容忽视的一环。除了地震风险以外，地表和气候条件是环境风险的主要来源。河流、山脉、沙漠、冻土、森林等特殊地表和暴雨、台风、极寒、酷热等极端气候，以及两者结合导致的滑坡、泥石流、沙尘暴等自然灾害为管道的设计和建设提出了很高的要求。

在现代的探测手段和模拟技术的帮助下，油气管道的设计更加合理，最大程度地预估和规避自然、社会风险，降低建设和维护成本。同时，先进的施工设备使得建设步伐也大幅加快，穿山过海都成为可能，不断突破自然条件的限制。

在大数据、云计算、物联网等新一代信息技术的推动下，油气管道设计、建设和管理开始向智能化方向发展。通过“移动端+云计算+大数据”的体系架构集成管道全生命周期数据，提供智能分析和决策支持，实现管道的可视化、网络化、智能化管理。

应用实例：中缅油气管道穿越多条国际河流，沿线地区具有“三高四活跃”不良地质特点，即高地震烈度、高地应力、高地热，活跃的新构造运动、活跃的地热水环境、活跃的外动力地质条件、活跃的岸坡再造过程，滑坡、泥石流、崩塌等地质灾害多发、频发，对管道安全提出了极高的要求。中俄东线天然气管道建设者经受了零下40摄氏度极寒低温天气的考验，攻克了最大40度陡坡的山区施工以及冻土地带工程地质难题，建成全世界第一条智能管道。

08

加油、气、电站一体化建设技术突破

目前，我国加油站数量约12万座，天然气汽车保有量超过600万辆，2018年电动汽车销量破百万，因此将加油站、加气站和充电站合为一体，既有利于能源销售企业为广大消费者提供最优化的便利服务，又是国家扶持新能源汽车基础设施建设的重要组成部分。

而且近年来油品销售市场的竞争愈演愈烈，加油站在油品销售上的利润空间微薄，急需增添新的效益来源。壳牌、BP、道达尔等国际石油企业已经在因地制宜布局油气电一体站，中国石油、中国石化也有试点站投入运营。归根到底，市场的需要就是企业的发展方向。

未来，如果清洁能源汽车的发展依旧迅猛，民营企业一定不会放弃这块市场，同时“三桶油”也很可能大力发展油气电一体站，这将有利于满足车辆对于能源多样化的需求，是解决加气难、充电难问题的一剂良方。

应用实例：2018年9月，壳牌首座加油、充电一体站在天津投入运营。2019年1月，杭州供电公司与中国石化杭州石油分公司合作改造的可加油、加气、充电的“三合一”加油站首次面向社会营业。

09

可燃冰开发技术突破

天然气水合物具有能量密度高、清洁环保、分布区域广、资源规模大、生成环境特殊等特点，是未来全球能源发展的战略制高点。可燃冰开采难度很大。可燃冰靠低温高压封存，如温度升高，水合物中的甲烷可能溢出；或者如冰块消融、压力回升，一旦控制不当，可能造成海底滑坡等地质灾害。

全球可燃冰研发活跃的国家主要有中国、美国、日本、加拿大、韩国和印度等。其中，美国、加拿大在陆地上进行过试采，但效果不理想。日本于2013和2017年在其南海海槽进行了海上试采，但两次都因出砂等技术问题而失败。

2017年5月，我国在南海神狐海域水深1266米海底以下203—277米的可燃冰矿藏开采出天然气，并实现了连续60天稳定试采，成为全球首个海域可燃冰试采获连续稳定气流的国家。在试采中建立了大气、水体、海底和井下四位一体的环境监测，实现了全过程实时监测和有效控制，并在试采后实施了环境效应评价。结果表明，试采甲烷无泄漏，大气、水体无污染，海底和井下未发生地质灾害，初步证实天然气水合物绿色开发可行。中国地质调查局基础调查部副主任邱海峻称，预计我国在2030年左右有望实现可燃冰商业化开采。

应用实例：2017年5月，中国实现海域连续稳定产气60天，累计产气量超30万立方米，创造了连续产气时长和产气总量两项世界纪录。

10

氢能利用技术突破

随着全球“氢经济”概念的不断深化，氢能被视为21世纪最具发展潜力的清洁能源，美、德、法、中、日、韩等技术强国都将氢能规划上升到国家能源战略高度。氢能既可以燃烧发热、也可以经燃料电池转化发电，前者在冶金领域，后者在电力领域和交通领域的应用是行业主要的关注方向。

目前的氢能利用技术主要由高校、实验室和创新型企业研发为主，旨在解决氢能的“产、储、运、用”四个方面的问题，如高效电解水制氢催化剂、液态储氢材料、氢气储罐、燃料电池的耐低温性、膜电极材料和电池催化剂等。成果层出不穷，但多数都处在实验室阶段，还不能实现商业化。近两年来，许多大型传统能源企业，如国家能投集团、中国石油、中国石化、国电投、河钢集团等，也开始涉足氢能产业，开展制氢、储运、加氢等试点项目。

从2018年起，中国石化和中国石油分别与相关企业合作在北京、河北、湖北、广东等地建设了多家加氢-加油联合站；同时中国石油也在考虑利用管网优势，发展管道掺氢混输业务。而国际上，道达尔和壳牌布局了氢能业务，计划在2023年前建设390个氢气零售站点；BP是欧洲和美国两个全球最大氢示范项目的能源合作伙伴，也参与了中国首座加氢站建设。

在氢能产业方兴未艾之际，提高制氢效率、安全储运、燃料电池关键零部件的稳定性和经济性等全产业链的降本提效，以及完善加氢站等基础设施的布局是氢能大规模商业化应用必须突破的难关。

应用实例：德国已于2017年3月成功测试了世界上第一辆零排放氢动力火车。2018年全球售出氢燃料电池汽车5800余辆，保有量较前一年翻倍，呈现出爆发式增长的态势。中国氢燃料电池汽车企业主要分布在商用车领域，氢燃料电池客车、叉车、物流车等发展迅猛。

​文 | 石油Link （更多深度内容，请关注公众号：石油Link）