摘要：地热能源的开发中采用U 型井闭式换热，所有回灌水经密闭系统处理，其“取热不取水”的技术特点避免了由于回灌不充分或发生泄漏造成的地下水污染。U 型井钻井需要直井段与水平井段实现点对点的精准对接，受大井深和轨迹调整难度的限制，常规定向钻井技术难以实现。研究基于现有的磁导向钻井技术，通过增加磁短节上磁柱数量以增强磁场强度，采用滤波降噪、角度补偿等方式有效提高测量精度，同时优化了磁导向工具、作业工艺参数等以扩大探测范围及提高技术适用性。优化后的磁导向工具在地面实验中展现出良好的工艺性能，方位误差±1.5°，距离误差±3%，耐温175 ℃。该技术应用到大庆朝热R3-U1 井组，于井深3 907 m 开始跟踪测量，于井深4 021 m 完成磁导向测量，方位偏差仅为0.16°，轨迹精准对准直井目标靶点。研究成果解决了地热U 型井精准连通的技术难题，实现了地热能源的高效提取，最大限度减少了地下水污染，为先进型地热系统的工业化推广提供了技术参考和现场经验。

摘要: 恩平21−4油田位于南海东部海域，储量规模小，为满足其经济高效开发的需求，部署了2口超深大位移井。针对超深大位移井钻完井过程中存在的井漏风险高、井眼轨迹控制困难、井眼清洁难度大、安全作业密度窗口窄和摩阻扭矩高等技术难点，开展了井眼轨道优化设计及井眼轨迹精准控制、钻井液和水泥浆体系优化设计、套管安全下入、动态监测辅助诊断技术和完井管柱抗磨减阻技术等技术攻关研究，形成了超深大位移井钻完井关键技术，确保了2口超深大位移井顺利完钻和投产。其中恩平21−4−A1H 井完钻井深9 508.00 m，水平位移8 689.00 m，水垂比4.43，创我国海上油气田井深最深纪录。恩平21−4油田超深大位移井钻完井关键技术不但丰富完善了我国大位移井技术体系，也为万米级边际油田高效开发提供了有力的技术支撑。

摘要: 为破解海洋深层油气资源高效开发面临的安全钻进与提速增效难题，系统梳理了国内外海洋深层钻井技术研究进展，通过文献调研与工程案例分析，揭示了海洋深层钻井的核心技术瓶颈与发展路径。研究表明，深海钻井面临储层高温高压、硬岩地层破岩效率低、所取岩心质量差、井眼轨迹控制难等共性挑战；当前技术体系在地温场预测、耐高温破岩工具、长筒取心装置及导向钻井系统等方面取得阶段性突破，但在高温碎岩机理认知、智能钻测控装备、长效井壁稳定等领域仍存在明显短板。基于全生命周期工程需求，提出了5 大攻关方向：建立井筒多场耦合温度预测模型，研发PDC/孕镶齿复合破岩工具与井底动力驱动取心系统，构建全机械式耐高温井斜测控结构，开发高封堵强抑制钻井液体系。研究结果可为我国海洋深层油气安全高效开发提供系统的技术发展框架与工程实践指导。

摘要: 中国能源禀赋结构以煤炭为主，全国埋深2 000 m 以深的煤岩/煤层气资源量超过40.71×1012m3，深层煤岩气资源丰富，但深层煤岩气在地质方面与中、浅层煤层气差异显著，具有储层埋深大、游离气与吸附气并存、富割理等特点，对钻完井技术带来诸多挑战。近年来，中国石油天然气集团有限公司( 中石油) 在深层煤岩气钻完井工程技术方面采用系列关键核心技术，并对现场应用效果进行了系统分析。中石油深层煤岩气开发初步形成了深层煤岩气“水平井+大规模压裂”的主体开发模式，在深层煤岩气建井过程中面临基础理论研究薄弱、优质储层钻遇率低、一趟钻占比低、长水平段井壁失稳严重等系列问题。针对深层煤岩气规模化发展趋势提出建议: 围绕现场实际生产需求，坚持地质—工程一体化为核心，强化基础理论研究，创新发展深层煤岩气优快水平井钻完井技术，着力打造适应深层煤岩气的工程技术与装备，持续提升储层钻遇率和单井产量，探索颠覆性与引领性融合开发模式，实现深层煤岩气提质、提产、提速、提效“四提”目标，最终推进低碳绿色发展，助力实现“双碳”目标。

摘要：地下储氢库作为大规模储氢的核心技术方案，展现出广阔的应用前景。但地下储氢库井筒受周期性载荷、氢气反应性与氢气高渗透性的耦合作用影响面临失效风险。为此，重点梳理了地下储氢库运行期间井筒可能出现的失效类型，系统阐明了周期性注采过程与氢致井筒部件损伤之间的耦合作用机制，并在此基础上提出针对性的防控建议与未来研究方向。研究结果表明：①地下储氢库主要井筒失效类型包括注采循环与氢协同作用下的井筒金属部件损伤、非金属密封件失效、水泥环的密封完整性失效；②现有防护材料（如表面涂层、抗氢合金、高分子复合材料）可在一定程度上缓解氢脆、微生物腐蚀及弹性体失效，但在真实复杂工况下的长期有效性尚未得到充分验证；③基于多物理场耦合框架，引入套管氢脆临界应力，建立的环空压力预警阈值计算方法进一步明确了环空压力安全边界；④地下储氢库井筒失效的防治需要从管柱氢脆防治、抗氢材料研发、氢-水泥环相互作用机制及完整性智能监测、环空压力管理等多方面持续开展工作。结论认为，地下储氢库井筒失效是多因素耦合作用的结果，未来研究应基于实际工况构建覆盖材料、结构、监测的完整性技术体系，为地下储氢库安全运行提供理论支撑与工程指导。

摘要：针对目前非常规储层单井储量控制程度低、初期产量高但产量递减快等问题，梳理分段多簇压裂出现的能量分散、主缝长度和高度受限等问题，提出“聚能压裂开发”理念，并对其技术内涵、理论模型、核心技术进行系统研究，明确聚能压裂开发技术的实现路径。聚能压裂开发通过地质工程一体化设计、射孔优化设计、压裂工艺设计和排采工程控制等技术来实现，将人工裂缝从“多、短、密”变为“少、长、疏”，聚焦压裂能量，提高缝长、缝高、裂缝侧向发育宽度和支撑剂远距离输送能力，提升单井控制储量及开发效果。聚能压裂开发技术在潜山碳酸盐岩储层、浅层煤层气以及煤岩气等领域成功应用，证实聚能压裂开发技术应用前景广阔，可大幅提升单井产量和单井预测最终可采储量，推动中国低渗透及非常规等低品位资源的高效开发。

摘要：2025年以来，中国氢能产业遭遇项目退潮、示范不及预期等阶段性困难，折射出能源转型的多维复杂性，亟需深入剖析问题根源，明确发展路径。为此，梳理中国氢能产业发展现状，构建了“能源安全- 产业迭代”双轮驱动分析框架，基于国际典型政策、国内产业数据、成本模型及560 余项政策文本的量化分析，从技术、资本、政策三个维度剖析产业面临的核心约束，并提出系统性优化路径。研究结果表明：①中国发展氢能的核心目标在于保障国家能源安全、推动能源体系低碳转型，尽管产业整体已跻身全球第一梯队，但尚未完成从示范应用向商业化规模化发展的关键跨越；②现行氢能政策体系虽覆盖面广、供给充足，但存在政策碎片化、不同层级间协同性不足等突出问题，难以形成有效合力，制约了氢能产业化规模化发展；③氢能产业面临的发展困境可归结为技术经济瓶颈与制度性障碍两大维度，商业链无法在综合挑战下实现闭环。结论认为，中国氢能产业发展需要完善顶层设计，破解体制障碍；创新政策工具，驱动商业循环；促进区域协同，优化产业生态，加速将中国的可再生能源优势与市场优势转化为氢能产业的核心竞争力和全球领导力。

摘要：随着全球能源领域“数智”及人工智能时代的到来，油气勘探面临着前所未有的机遇和挑战。深度学习技术作为人工智能领域的重要分支，在油气勘探中应用场景广泛，对其综合分析可为解决新时代油气勘探中复杂问题提供新的思路和方法。为此，通过深度学习技术在地震勘探、测井、岩石薄片鉴定、油藏地质建模、油气大模型等勘探领域中的应用综述，重点阐述了卷积神经网络（CNN）及其变体在地震勘探中的应用，分析了其优势与局限性，并根据目前深度学习技术面临的挑战，指出了油气勘探领域对大模型的探索方向和应用潜力。研究结果表明：①深度学习技术已广泛应用于地震资料解释、测井分析、油藏评价等油气勘探领域，以CNN 为代表的深度学习方法在去噪、速度建模、构造解释、地震反演等地震资料的处理与解释方面展现出巨大的应用潜力；②深度学习技术在测井评价、岩石薄片鉴定、油藏地质建模、油气大模型等任务中不仅能有效地提升勘探效率和精度，还能从复杂数据中发现新的规律，提出对油气勘探中非线性问题的解决方案；③深度学习技术在训练数据的质量及代表性、数据集的整合和共享、技术合作与交流等方面还存在问题与挑战。结论认为，基于大数据的深度学习技术将是未来油气勘探的主要技术手段，应建立一套完善的数据管理框架，注重数据标准化和质量控制，创新或持续优化现有模型，加大数据整合与共享，注重地质复杂性和非结构化解释等方面工作，以上工作将有助于推动油气地质勘探领域的科技进步和数智化发展。

摘要：深海海域环境复杂，存在地形条件多变、地层压力高、水温低、流体腐蚀性强，以及气藏分布分散、边底水发育等因素，同时深海气田井数少、数据噪声大、井下动态监测设备易损坏、数值模拟模型耗时长，这些问题给深海气田的勘探开发带来极大的挑战，人工智能的发展为解决上述问题带来了可能。从物探、测井、钻完井及气藏工程4 个领域系统论述了人工智能技术在深海气田勘探开发领域的现状与研究进展，并展望了人工智能技术在深海气田未来的发展方向。研究结果表明：①总结了现有人工智能在深海气田关键勘探开发技术，如地震相识别、岩性识别、测井曲线重构、钻完井参数反演、工况预警、气藏代理模型评价、流动保障风险智能评估等方面的应用场景；②探讨了当前智能勘探面临的硬件不足、数据治理困难、算法泛化能力不足及“深海油气+ 智能化”应用场景难落地等挑战；③提出建立深海气田共享数据库，发展可解释性智能算法，解决少井条件下储层模型精确预测难题，构建深海气藏井筒－储层－地面一体化智能决策平台发展方向。结论认为，人工智能技术有望实现深海气田生产关键开发指标的快速预测和生产制度的智能优化和决策，研究成果对进一步推动深海气田人工智能算法相关研究与应用具有较好的参考作用，并可为深海气田勘探开发领域未来的发展提供指导。

摘要：针对我国连续管作业装备在超深井、复杂工况下作业能力不足、智能化水平低、关键部件依赖进口等问题，系统分析了国内连续管装备技术现状，提出了包括渐变轮廓弹性夹持块、反馈节流注入头驱动装置、电驱自动化系统、紧凑型重载底盘及管管对接工艺等关键技术方案，解决了大管径连续管作业深度受限、设备稳定性差、运输适应性不足等技术瓶颈。研究结果表明：国产连续管作业机最大作业深度提升至8 000 m，整机尺寸缩小18%，质量减轻10%，年作业量超过15 000井次，国产化率超过85%。所得结论可为我国连续管装备向万米超深、智能化、多功能集成及深水作业方向发展提供技术支撑和产业化路径参考。