在由中国石油集团科技管理部主办、中国石油经济技术研究院承办的“第十八届中国石油与国际石油十大科技进展评选会”上，来自石油公司、研究机构、院校等的60位院士、教授及专家依据创新性、实用性、突破性、引领性四大原则，评选出2017年在石油石化领域取得的中国石油(CNPC)与国际石油各十项重大科技进展。

1. 砾岩油区成藏理论和勘探技术创新助推玛湖凹陷大油气区发现

中国石油立足玛湖凹陷开展砾岩油区成藏理论创新研究和勘探技术持续攻关，克服了砂砾岩勘探面临的巨大难题，推动了玛湖大油区的发现，为公司提供了一个新的现实的石油战略接替战场。

主要科技创新：(1)首次发现下二叠统碱湖优质烃源岩，独特的绿藻门和蓝细菌母质有利于生成环烷基原油，具有两期生油高峰，资源量同比提高53%，奠定了大油区形成的资源基础;(2)建立了凹陷区大型退覆式河控季节性三角洲砾岩沉积新模式，突破了传统“冲积扇”认识，开辟了有效勘探面积4200平方千米;(3)创立了凹陷区源上砾岩大油区成藏模式，勘探部署由单个圈闭转向整个有利相带，探井成功率由35%提高到63%;(4)创新了砾岩储层甜点预测、旋转导向+个性化PDC钻头提速、粘土含量核磁测井定量表征、细分割体积压裂增产四项砾岩勘探技术，成本降低35%，为储量规模有效动用创造了条件。

理论技术助玛湖地区新增10亿吨级规模三级石油地质储量，水平井建产效果好，能够有序规模动用;获授权发明专利17件、软件著作权18项;制定行业标准10项，出版专著6部，发表论文212篇;获省部级一等奖4项，中国石油重大发现特等奖1项、一等奖3项。

2. 特低渗-致密砂岩气藏开发动态物理模拟系统研发取得重大进展

针对特低渗-致密砂岩气气藏地层条件下微纳米孔喉气水渗流等世界级难题，中国石油自主设计研制了提高气藏储量动用程度及采收率的大型物理模拟实验系统。

主要技术创新：(1)以“岩石物性、气水渗流和开采模拟”三大模块30台套设备为核心，首次建成一维最长8米、二维最大1米见方、三维最多8层的大规模、多序列模拟技术和实验装置;(2)首次攻克致密砂岩微纳米级孔喉定量评价、多维度压力场实时模拟检测、高压状态下气水饱和度场动态测试等关键技术难题，为揭示特低渗-致密砂岩气藏开发过程中动用边界变化特征、地层水可动性量化评价提供了核心技术支撑;(3)通过室内实验测试、基础理论研究、生产应用有机结合，建立了储量动用与可动水量化评价数学模型及理论方法，为提高产水层识别精度和控水开发、井网加密方案优化等奠定了理论基础;(4)制定了我国首项致密气评价国家标准。

该系统是目前国际上同领域中性能指标最先进、模型体系最齐全的物理模拟系统，在鄂尔多斯盆地苏里格气田、四川盆地须家河组气藏开发调整方案优化中发挥了重要作用，大幅提升了我国复杂气藏开发基础理论与基础实验水平和创新能力。

3. 中国石油创新勘探开发工程技术实现页岩气规模有效开发

面对页岩气勘探开发一系列难题，中国石油通过十年科技攻关，创新勘探开发工程技术，单井综合成本大幅下降，加快了页岩气规模开发。

主要技术创新：(1)建立了海相页岩气选区参数体系和储层分类评价标准，形成页岩气地质综合分析与产能概率性评价技术;(2)积极探索了“一趟钻”钻井新技术，优质储层钻遇率提高至90%以上，钻井周期缩短50%以上。(3)形成了长水平井分段分簇体积压裂改造技术及“工厂化”作业模式，单井测试产量达到30万立方米/天以上，工程作业效率提高30%，建井成本降低近30%;(4)建立了页岩气生产制度及井网井距优化技术，单井累计产量由7500万立方米提高至9000万立方米以上;(5)自动化地面采输技术，加快了自动化生产和智能化管理水平，平台建设周期缩短50天，数字化覆盖率超过90%，节约操作成本15%以上。

中国石油应用创新的页岩气勘探开发工程技术，完成年产气从2亿立方米增至30亿立方米的跨越，将为“十三五”末公司页岩气上产到130亿立方米提供有力支撑，成为中国石油油气产量新的增长极。

4. 国VI标准汽油生产技术工业化试验取得成功

中国石油围绕汽油质量升级开展联合攻关，对催化剂和工艺路线进行了完善升级及脱砷配套技术开发，形成了满足国VI汽油标准的M-PHG、GARDES生产组合技术以及脱砷配套技术，成功破解了深度脱硫、降烯烃和保持辛烷值这一制约汽油清洁化的世界级难题，在宁夏石化等企业成功完成了工业试验，实现了中国石油国VI标准汽油生产成套技术的自主创新。

主要创新突破：(1)基于定向堆积扩孔技术开发了氧化铝催化新材料，增强了加氢脱硫催化剂脱硫选择性;(2)深入揭示了催化汽油加氢脱硫、降烯烃反应行为，实现大幅降烯烃保持辛烷值的目标;(3)创新开发了具有介孔-微孔多级孔分布的孔道结构的吸附脱砷剂，大幅提高了脱砷剂的性能。中国石油国VI标准汽油生产成套技术整体达到国际先进，部分指标达到国际领先水平。

5. 丁苯橡胶无磷(环保)聚合技术成功实现工业应用

2017年6月，中国石油丁苯橡胶无磷聚合技术在抚顺石化20万吨/年装置完成首次工业试验，产品合格率100%，优等品率85.2%。该技术彻底消除了丁苯橡胶产业的环保瓶颈，填补了国内外空白。

研发团队开发了以歧化松香酸皂/脂肪酸皂为主的二元复配乳化体系、铁钠盐为还原剂的活化相体系以及氯化钾为电解质的丁苯橡胶无磷(环保)聚合技术，突破了无磷电解质因不具有缓冲pH的能力而使胶乳凝聚过程稳定性变差的难题，创新开发了与原有激发剂匹配的无磷聚合配方，开发了全新的乳化体系、活化相体系以及电解质体系，解决了聚合胶乳稳定性差、凝聚工艺不稳定的难题，达到了聚合反应时间短、聚合转化率高、产品性能稳定、环保合格的目标。丁苯橡胶废水环保检测结果：总磷含量由原来的120mg/L降至0;COD由800mg/L降为600mg/L，氨氮含量由30mg/L降为10mg/L，污泥量降低了80%以上，并首次实现了过氧化氢对

烷与无磷电解质-氯化钾匹配技术的工业化应用。

中国石油无磷聚合技术从源头解决了污水中的磷含量超标问题，实现了磷的零排放。据测算，每年仅节约环保成本及药剂等费用可达4000多万元。此次工业化试验的成功，大幅度降低了装置的运行成本，同时为我国合成橡胶产业的转型升级进行了有益探索。

6. 基于起伏地表的速度建模软件成功研发并实现商业化应用

针对陆上复杂区地震勘探技术挑战，中国石油成功研发出具有自主知识产权的速度建模软件GeoEast-Diva，解决了国内探区复杂地表等一系列地震勘探难题，陆上复杂地表与地层速度建模技术达到了国际领先水平。

GeoEast-Diva速度建模软件采用全交互式多方法协同建模模式，开发了等效深度速度分析、基于正交拓扑的多界面混合模型表示等方法，融合多种建模手段，形成了联动界面更新的网格层析成像、变映射角道集速度分析等技术，并在各向同性的基础上，重点开发了VTI/TTI介质的各向异性建模功能、Q反演功能以及OBN数据建模功能，丰富了PBM波束偏移功能，可广泛用于各种复杂地质构造和不同分辨率数据的叠前深度建模。软件具有高效、灵活、适应性强等特点，既适用于陆上起伏地表、复杂地层速度建模，又可实现海上OBN数据速度建模。

7. 方位远探测声波反射波成像测井系统提高井旁储层判识能力

中国石油研发成功了新型方位远探测声波反射波成像测井仪器，为获取精确的地质信息和复杂油气藏的发现提供了技术支持，同时为定向射孔、定向侧钻、后期酸化压裂等工程施工设计提供了技术参数，对准确开展地层评价工作具有重要意义。

方位远探测声波反射波成像测井系统能够探测井筒周围40米范围内的裂缝孔洞储层，并能够探测方位信息，方位分辨率达22.5度;通过反射波的处理与成像，实现储层预测。该系统属于原创型技术，达到国际领先水平，主要技术创新：(1)发明了基于相控接收指向性的反射界面方位探测方法;(2)研制了直接承压式有源发射、接收声系;(3)设计了相控方位接收换能器的多站、多方位安装结构。

该系统在塔里木、长庆、大港等油田现场试验和应用，在复杂缝洞储层勘探开发中具有独到的储层判识作用，为采用传统井筒探测方法难以发现的油气藏评价提供了新的技术手段。

8. 固井密封性控制技术强力支撑深层及非常规天然气资源安全高效勘探开发

针对“环空带压及井口窜气”这一世界性难题，中国石油形成以高强度低弹模水泥及密封完整性为核心的新型固井成套技术。

主要创新点：(1)建立了水泥环密封完整性力学模型及分析软件，制定了油井水泥石力学评价方法及全过程管理规范，为复杂工况条件固井设计提供了科学指导;(2)抗温200摄氏度且适应温差100摄氏度的高强度低弹模水泥;(3)抗温180摄氏度的抗污染高效前置液;(4)以控压固井、预应力固井等为主体的10项工艺技术。

技术成果在川渝和塔里木等地区的复杂深井、页岩气井和枯竭气藏储气库井应用1000多口井，大幅降低了环空带压率。其中，安岳气田磨溪-高石梯地区7吋尾管固井质量合格率提高117%，钻完井期间环空带压率由38%降至0;页岩气井环空带压率降至8%以内。

9. 我国第三代大输量天然气管道工程关键技术取得重大突破

中国石油历时5年技术攻关，研发形成了具有国际先进水平的第三代大输量天然气管道建设成套技术。

主要技术进展：(1)在国内首次建立了基于风险评价的天然气管道目标可靠度确定方法，形成了天然气管道可靠性设计和评价方法;(2)在国际上首次建立了管道止裂韧性预测新方法，研究确定了X90管道延性断裂止裂韧性等关键技术指标，形成了X90天然气管道断裂控制技术;(3)在国际上首次系统研究揭示了X90管材成分、组织、性能、工艺之间的相关性，研究制定了X90螺旋管及板卷、直缝管及钢板、配套弯管及管件的系列技术条件和检测评价方法，并研发成功系列产品;研发了X90管材用相关焊接、焊缝材料及施工工艺和装备;研发了1219mm X90焊管、弯管及管件。(4)系统分析研究了我国输气管道在一类地区采用0.8设计系数的可行性，确定了0.8设计系数管材关键性能指标和质量控制要求，制定了西气东输三线0.8设计系数管道用X80螺旋缝埋弧焊管技术条件和管道现场焊接工艺规程及施工规范，在西气东输三线上实施了261公里的试验段工程。

10. 工程技术突破助力南海水合物试采创造世界指标

2017年5月，中国石油成功总承包实施了我国首次海域天然气水合物试采工程，实施过程中攻破了粉砂质储层水合物试采、储层埋藏浅、深水低温、地层出砂、水合物二次生成等技术难题，取得了持续产气时间最长、产气总量最大、气流稳定、环境安全等多项重大突破性成果，创造了产气时长和总量两项世界纪录，实现了勘查开发理论、技术、工程的自主创新。

创新成果包括：(1)突破深水浅软地层钻完井关键技术，实现了深水作业能力的跨越;(2)创新运用深水水合物储层改造技术，扩大近井筒渗流面积，为增产稳产提供了重要技术支撑;(3)建立“防排结合、以排为主”的完井防砂理念，创新粉砂质储层防砂排砂方法理论和工艺技术;(4)集成人工举升核心关键技术，实现井筒气水稳定流动、降压开采精细控制，提高产量效果显著;(5)保障井壁和地层稳定，实现了安全持续开采。

试采成功对推动天然气水合物关键技术突破及产业化、改善我国能源结构和保障能源安全具有重要战略意义。