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1．深水盐下油气地质勘探理论技术应用取得重要进展

　　随着深水盐下油气地质勘探理论技术的不断创新与应用，世界盐下油气勘探取得突破性进展，分别在巴西海域、墨西哥湾等地区都发现盐下油气藏，特别是近期在巴西海上桑托斯盆地盐下相继获得一系列重大油气发现，引起业界的高度关注。盐下层系作为油气资源储藏非常重要的一个领域，显示出良好的勘探前景，正在成为世界油气勘探的新热点。

　　深水盐下油气地质勘探理论技术的快速发展，深化了对盐下油气成藏条件和油气分布规律的认识，改善了深水盐下油气勘探效果，为取得勘探突破奠定了基础。近几年获得多项地质勘探研究成果和认识，主要体现在：

（1）发展了盐下储层识别、评价和预测技术，提出盐下油气以碳酸盐岩和生物礁储层为主，明确了圈闭类型以生物礁建造和背斜构造为主，为准确地预测油气分布和部署勘探战略奠定了基础；

（2）采用先进的盐下地震成像等技术，有助于准确预测岩相模式与储层的非均质性以及确定圈闭的形态、规模与埋深，通过研究形成一套盐下碳酸盐岩储层预测配套技术；

（3）地震勘探技术的发展及三维模拟技术的普遍应用，极大地推动了盐构造研究的进程，通过模拟可以恢复盐构造发育过程和空间变化，对盐构造的勘探及地质解释具有重要指导作用；

（4）通过解析盐构造演化过程，进一步掌握了盐膏层蠕变规律，建立了蠕动压力预测方法，提高了评价盐下油气成藏条件的准确性。

　　在深水盐下油气地质勘探理论技术的指导下，近期全球深水盐下油气勘探获得多个重大发现，特别是巴西发现的Tupi油气田是2007年全球最引人注目的油气发现，初步估计可采储量可达50亿至80亿桶油当量。

2．北极地区油气资源评价获突破性进展

　　北极是一个资源非常丰富、资料十分匮乏、地质条件极其复杂、环境敏感度特别高的地区。为了更好地了解该地区石油资源情况，美国地质调查局采用统一的评价标准和方法，和多家国际机构一道，用4年时间对北极地区待发现石油资源进行了全面、系统、客观的地质分析和研究，并于2008年7月公开披露了整个北极地区石油资源评价结果，标志着北极区首次系统油气资源评价工作取得突破性进展，也表明这套评价方法对于很多勘探条件困难新区的油气资源评估具有重要的参考价值。

　　评价结果显示，在北极圈以北地区25个最具油气潜力的地质区，共计拥有900亿桶待发现的技术可采石油、1670万亿立方英尺待发现的技术可采天然气和440亿桶技术可采天然气液。它们分别占世界待发现石油、天然气和天然气液的13%、30%和20%，合计占世界待发现技术可采资源总量的22%。在这些资源中，估计有84%位于海上，多半待发现的石油资源仅局限在阿拉斯加极地、美亚盆地和东格林兰裂谷盆地。广阔的北极大陆架可能是地球上最大的尚未开发的石油储藏地。按目前全世界每天大约8640万桶原油需求量计算，北极蕴含的石油储量能够满足全球3年的供应。

3．重油就地改质开发技术矿场试验获突破性进展

　　重油就地改质是对重油开发方式的革命性转变，多年来国际石油界一直在探索有效的重油就地改质方法，但仅限于实验室试验。电加热器就地改质现场试验取得成功，直井水平井结合火烧油层（THAI）/催化改质（CAPRI）井首次投产，为重油就地改质技术带来突破性进展。电加热器就地改质是通过在地层钻若干口距离很近的水平井，其中一些插入加热器，另一些用来生产和监测。经过一段时间，加热器慢慢将重油加热。随着温度升高，重油开始发生裂解，焦炭留在地下，轻油从生产井采出。应用该技术在加拿大阿尔伯达西北和平河油砂矿区成功进行了先导性试验，10万桶黑色半固体状油砂改质成30度至49度API的轻油。尽管应用规模还不是很大，但该技术有可能成为彻底改变重油开采局面的“游戏变革者”。

　　THAI/ CAPRI是将THAI的热裂解效应和CAPRI的催化裂解效应相结合的就地改质技术。其中THAI技术是一项通过采用垂直注入井和水平生产井的布井方式来提高火烧油层采收率的新技术。在阿尔伯达Whitesands油砂项目的三对THAI试验井取得成功的基础上，在生产井水平井段安装了两个同心割缝衬管，之间放置了活性催化剂床。这样，产出油先是经过THAI的热裂解，然后又经过CAPRI催化裂解。在实验室测试中，除了THAI技术的改质效果外，CAPRI技术成功改质了API度为7度的原油。在油田现场应用中，2008年6月完钻的试验井8月开始注空气和采油，至今正在连续生产，产出油已经由8度API改质到11.5度API。

4．高含水油田改善水驱新技术取得重要进展

　　针对世界上大量的已注水和水淹后油藏的深化开发，摸清剩余油的空间分布，有的放矢地开采剩余油成为关键。以极大触及储层井（ERC）为代表的八项新技术将成为未来20年的关键技术：

（1）极大触及储层（ERC）的钻井技术；
（2）水平分支井流入量灵巧控制技术；
（3）油田智能化全自控开发技术；
（4）井下储层流态无源地震监测技术；
（5）储层千兆级网格模拟技术；
（6）注入流体随机变性技术；
（7）仿生井技术；
（8）可深入储层的纳米级侦测技术。

　　目前正在积极研发ERC井和仿生井，其大部分要素已经实现，如井下智能控制阀可以封堵特定分支，井下监测和地面控制装置可以实时分析流体特性。多家石油公司和服务公司研发的应用液压或电力系统的流量控制技术已经取得成功并广泛应用，正在向智能化方向迈进。各大石油公司正在着力研发和推广的数字油田技术已经实现油田的实时监测，为实现能“自动运行”的全自控油田奠定了基础。技术服务公司正在将无源微震技术推向商业化应用。已经攻克千兆网格模拟器的核心技术，并实现700兆网格的数值模拟。注入流体自变性技术已经取得初步进展，今后的研发重点是使其适应更广泛的油田条件。油藏纳米侦测仪已经研发成功并通过首次可行性测试，解决了侦测仪在地下“旅行”必须要满足的尺寸、浓度、化学性质等关键指标。

5．随钻地震技术在精确高效低成本勘探钻井方面发挥重要作用

　　随钻地震技术（SWD）是一种根据深度和地震旅行时实时跟踪确定井眼轨迹的新方法，主要用于钻井过程中的实时监测，及时为钻井工程师提供取心、下套管点、预防钻井危害及确定过压带等相关信息。随着SWD的不断发展、成熟，作为一种新的低成本的勘探手段，在为油田开发或储层描述提供更加翔实和有效的补充信息方面发挥着越来越重要的作用，近年来在世界范围内得到较快的发展，尤其现阶段对于国内大力发展水平井开发薄产层能更好地发挥精确导向作用。

　　SWD测量完全是在钻进过程中进行的，对钻井几乎没有干扰，其本身成本很低，如能正确使用可大大降低钻井成本，并能保证钻井安全。如果把检波器或检波器排列置于地表或近地表，则其实质是一种逆VSP（垂直地震剖面），有人称之为随钻VSP或随钻逆VSP；如果把检波器排列置于相邻的井中，则其实质是一种井间地震测量，也可称之为随钻井间地震。SWD通过两种方式应用：早期是利用井下震源和地面检波器，近年来利用地面震源，在井下使用一个或多个检波器。应用随钻VSP技术已经在确定钻头位置、随钻成像、选取固井和取心点、估算钻头附近孔隙压力以及钻井事故预警等诸多方面发挥重要作用。

　　新一代SWD工具通过多波、多轴传感器、加固检波器、地震加速器和水下检波器，并结合新的高精度定时与地面系统，成功解决了耦合问题。哈里伯顿公司对新工具的设计性能进行了研究，并应用多重传感器和不同类型传感器在各种地层和定向井中进行了地震数据采集现场试验，将随钻地震数据采集与电缆VSP测量数据进行对比，证实新一代SWD工具可以为钻井工程师提供精确有效的数据支持。

6．连续管钻井技术进一步拓展应用领域

　　连续管钻井技术在油气勘探与开发中发挥着越来越重要的作用。截至2007年年底，全世界应用连续管钻井已经超过10000口，预计今后每年新增连续管钻井数量将达到1000口左右。随着连续管钻井技术与欠平衡钻井、控压钻井、旋转导向等技术的结合，使得连续管钻井技术的应用领域得到大幅度的拓展。

　　连续管欠平衡钻井（CT-UBD）是以连续管作为管柱的欠平衡钻井作业，不仅解决了过平衡作业钻速低和钻井液漏失等问题，同时降低了储层伤害，油井产量提高40%。连续管旋转导向钻井（CT-RSS）能够打破泥浆马达?特定弯接头导向造成的管径限制，解决了井深超过1500米时的定向控制问题，在定向和垂直深井钻井中获得良好的效果。连续管控制压力钻井（CT-MPD）可以减少频发于连续管钻井过程中的压差卡钻事故，在北海油田的应用中，降低了成本，简化了操作，明显改善了油井的生产效率。微井眼钻井技术（Microhole Drilling）是美国能源部资助的重点研发项目，目的是推动美国浅层油气资源的快速开发。目前微井眼技术研发已经取得一系列进展，包括微井眼钻机、井下仪器、智能导向马达、随钻测井系统、微井眼连续管牵引车、雷达导向与无线电数据传输系统等。为了解决常规连续管不能转动所带来的钻井问题，已经研制成功一种可以从地面旋转的连续管钻井装置。该装置可以驱动连续管以20转/分的速度，节省40%的钻井时间，减少66.6%的盘管、放管和矫直作业次数，从而使连续管的疲劳寿命延长300%。

　　连续管钻井技术的快速发展，已经体现在发达国家油气钻井工业的规模化应用上，相信这些技术进展将对我国连续管钻井设备与技术的发展起到良好的借鉴和引领作用。

7．测量横向弛豫时间的磁共振随钻测井仪器研制成功

　　随钻核磁共振测井是一种能够测量井下多种地层参数的先进测井技术。开发这种仪器面临的主要难题是，井底钻具组合（BHA）的振动会严重影响测量，造成钻井期间无法直接测出横向弛豫时间（T2），这是长期以来影响业界接受随钻核磁共振测井技术的部分原因。

　　为了降低震动和采集T2数据，贝克休斯INTEQ公司开发成功的LWD磁共振仪器??MagTrak LWD在设计中采取3种技术措施：第一，使形成的静态场在探测范围内梯度接近于零；第二，开发了特殊的电子线路，保持回波间距为0.6毫秒；最后，设计了特殊扶正器以消除BHA与井眼摩擦造成的旋转。

　　MagTrak LWD是第一个在钻井过程中成功测量T2的仪器，并能实时提供T2分布信息。MagTrak LWD可以提供综合的磁共振测量结果，包括地层孔隙度、束缚流体体积、自由流体体积、渗透率、油气检测以及T1（纵向弛豫时间）与T2谱分布等。实时应用包括，通过页岩分类识别潜在的井眼问题、改善射孔作业、识别遗漏的低阻油气层、在高风险井中获得高质量数据，为优化井位、安全钻井、提高最终采收率提供数据支持。

　　目前，该仪器已经在北海、西非、欧洲等海上和陆上的约60口井中投入应用。

8．“血小板”技术解决油气田集输管道泄漏定位与修复难题

　　一种被称为“血小板”（Platelets）的管道修复新技术在英国开发并得到成功应用。该技术可替代传统的管道泄漏定位与修复方法，并可形成一整套管道泄漏问题解决方案，在管道安全运行方面能够发挥重要作用。

　　这项由英国Brinker技术公司开发的新技术，其灵感来源于人类的血小板。当人身体的血管破裂时，血液里的血小板就会自行在血管破裂处凝结堵住伤口。在管道流体中加入Platelets微粒，微粒随流体流至裂缝处时，流体的压力迫使微粒进入裂缝，微粒紧贴管壁从而达到阻止泄漏的目的。该技术还可用于管道泄漏定位。应用时，只需在微粒中加入放射源，辐射探测器安装在遥控潜水装置或清管器上，即可准确找到泄漏位置，排除其他可疑点。Platelets技术可以用于任何流体管道，只需流体与管壁间存在正压，从操作压力高达500巴的小口径海底管道到仅比大气压稍高的大口径陆上管道均可使用，包括输油管道、天然气管道、挠性管和井下维修。

　　Platelets技术首次应用是在英国BP公司Foinaven油田的注水管道，其后又被用于阿帕奇公司在Forties油田超期服役的原油集输管道上，作为解决老管道泄漏问题的应急方案。在Forties油田所修复的4条管道，管径分别为12英寸和20英寸，长度在3300米至7600米之间。壳牌及挪威海德罗等公司也相继应用了Platelets技术，为其管道安全运行发挥了重要作用。

9．渣油悬浮床加氢裂化工业试验成功

　　埃尼公司悬浮床技术（EST）是渣油转化和非常规原油改质的一项重大技术创新，该技术可使原油中最重的组分全部转化为有用的产品，对石油的有效利用和环保效益有重大影响。

　　EST 采用纳米级的加氢催化剂和创新的催化剂分离流程，可使原料油完全转化为有用的产品，或改质为比重低的合成原油，而不产生残渣。该技术的核心是悬浮床反应器。重原料油在数千ppm纳米级铝基催化剂的存在下转化为比较轻的产品。原料油转化由热反应开始，碳?碳键断裂产生自由基。自由基通过H-吸附反应被突然骤冷，防止自由基再结合进一步生成焦炭。由于使用无载体的淤浆催化剂，不会存在固定床和沸腾床反应器中由于金属和焦炭沉积在多孔载体上而出现的堵塞问题。反应产物从反应器流出经过改质的油进入分离系统，回收气体、石脑油、中馏分油和减压瓦斯油，未转化的原料油和分散的催化剂循环回反应器。

　　该技术在实验室和中型装置上试验成功，并在Taranto炼油厂建设一套6万吨/年的工业示范装置。装置运行表明，EST有很好的原料灵活性，可将各种渣油、超重原油和沥青全部转化为轻、中和重馏分油并很少排出尾油；同时还具有较强的脱硫、脱金属和脱炭的性能和适当脱氮的性能。

　　与现有的转化技术相比，EST具有良好的经济性，埃尼公司决定在Sannazzaro 炼油厂建设第一套100万吨/年的工业生产装置，计划在2012 年第二季度投产。

10．第二代生物柴油生产技术开发成功，首套装置建成投产

　　芬兰耐思特（Neste）石油公司采用其第二代生物柴油生产技术NExBTL在其芬兰Porvoo炼油厂建成投产17万吨/年装置，成为世界上首套生产第二代生物柴油的炼厂级生产装置。

　　NExBTL工艺适用范围广，既可处理植物油，又可处理动物脂肪，目前采用原料主要是菜籽油、棕榈油和动物油脂。NExBTL被列入2008年环境欧洲商品奖产品目录。NExBTL生物柴油是世界上首次工业生产的第二代生物柴油，适用于所有柴油发动机，至少含10% 的可再生柴油。与化石柴油相比可减少40%至60%的温室气体排放，并显著减少悬浮颗粒物排放。

　　2008年5月采用该工艺的绿色柴油装置在耐思特石油公司Porvoo炼油厂建成投产，生产的柴油在芬兰赫尔辛基大都市区使用，并计划分阶段在芬兰全国范围推广。这种柴油中的可再生柴油含量比目前欧盟规定的2%更高，且满足2020年欧盟执行的规定。Neste石油公司的第二套生物柴油装置也在Porvoo炼油厂，预计2009年投产。采用该工艺的第三套装置正在新加坡建设，产能80万吨/年，计划于2010年至2011年投产，将成为迄今为止世界最大的生物柴油装置。