摘要: 针对注入水或地层水矿化度高油田聚合物驱驱油效果差的问题，开发了一种“硅酸钠+分散剂”的调驱体系。该调驱体系与注入水或地层水中的钙镁离子反应，可以迅速生成最小粒径小于100 nm 的沉淀粒子。通过调节分散剂与硅酸钠质量浓度之比，可调控沉淀粒子的团聚程度，使初始粒径在 60.4 nm 至3.85 μm 可控，分散时间在2～144 h 可控，可适配不同渗透率的油藏。沉淀粒子聚集后，聚集体的最终粒径超70μm，可有效封堵高渗流通道，实现深部液流转向。该调驱体系在南海某油田的P8 注采井组进行了现场试验，该井组注入水的矿化度为34 g/L，连续注入沉淀调驱体系192 d 后，平均注水压力升高2.9 MPa，2 口受效井的含水率分别降低了4.6 和17.8 百分点，累计增油量超6 200 m3，有效期在4 月以上。研究和现场试验表明，设计的沉淀调驱体系可以解决注入水矿化度高油田聚合物调驱效果差的问题，为注入水高矿化度油田调驱提供技术支持。

摘要: 针对渤海油田中生界火山岩地层存在异常压力圈闭、裂缝发育和易漏失等地质难点，以及使用无固相钻井液保护储层的特殊要求，在深入分析渤海深部中生界火山岩探井钻井过程中面临漏失风险高、耐高温无固相钻井液耐温性能差、地层硬度高导致机械钻速低和非均质性强易发生井斜等技术难点的基础上，通过研究防漏堵漏技术、耐高温高密度无固相钻井液、钻井提速技术和动力防斜钻具组合，形成了渤海深部中生界火山岩探井钻井关键技术。渤海油田的2 口深部中生界火山岩探井应用了该关键技术，显著提高了钻井效率，降低了钻井成本，并且这2 口井测试获得了高产。研究和现场应用表明，渤海深部中生界火山岩探井钻井关键技术可以解决渤海深部中生界火山岩探井的钻井技术难题，为渤海油田中生界火山岩地层的后续勘探开发提供了技术支持，对类似复杂地质条件下的油气勘探也具有参考价值。

摘要: 智能钻井通过数字孪生、人工智能与智能钻机等技术与装备，实现钻井全程的自主决策与闭环控制，达到提质、增效、降本与保障安全的目标。智能钻井装备是实现智能钻井的关键，国内外石油公司在智能钻井关键装备、智能钻井平台建设方面取得了一定的进展。中国海油通过技术攻关，初步构建了基于实时数据的海上智能钻井导航系统，基本实现了地层−井筒三维可视化、岩石可钻性智能表征、卡钻风险智能预警、机械钻速智能预测和钻井参数实时优化等5 项功能，并在渤海某井深层钻井中获得很好的提速效果。分析表明，海上智能钻井导航系统仍面临着井下海量真实数据获取、数据高速传输、井下作业闭环调控3 个方面的技术挑战，需要开展近钻头参数测量装置、智能钻杆与智能钻机等关键工具及技术研发，以实现基于井筒数字孪生的钻井智能决策与动态调控，提高海上深水深层钻井效率与质量，推动海洋油气钻井智能化发展。

摘要：随着可再生能源规模化发展，其波动性与时空不匹配问题日益凸显。氢能因具有高能量密度、长期储存和灵活转化等优势，成为协调可再生能源时空分布的重要载体。然而，氢储能系统仍面临制氢响应慢、储运成本高、多场景适配性差等挑战。为此，基于“源- 储- 用”协同视角，系统梳理了氢储能在可再生能源系统中的应用现状与发展路径，分析了主流储氢技术的特性、挑战及其与可再生能源系统的匹配适应性，归纳了系统协同控制、容量配置优化及全链条经济性评价等方面的集成优化进展，展望了未来氢储能在可再生能源系统中的发展趋势。研究结果表明：①不同储氢技术各具优缺点，在实际集成中需综合考虑可再生能源的时空分布、负荷特性及地理条件进行选型与容量优化；②通过协同控制策略与容量优化配置，可提升系统运行的经济性与可靠性；③当前系统发展仍面临制氢动态响应滞后、储运成本高昂及多场景适配性不足等瓶颈，需重点攻关。结论认为，未来应通过关键技术突破与系统多环节协同优化，推动氢储能实现规模化、低成本应用，从而为高比例可再生能源系统的稳定、高效与经济运行提供重要支撑，也为相关系统的设计与集成提供理论与技术参考。

摘要：引入智能方法解决钻采过程中参数优化、状态识别等技术中的效率和可靠性等问题是目前的研究热点，并展现了广阔的发展前景。但在油气钻采智能化工程技术的研发过程中，智能优化算法和预测模型尚存在时效性和鲁棒性差、可靠性不足等问题，导致人工智能方法在油气钻采工程中的应用尚不理想。对国内外油气钻采领域内钻完井工程设计与施工参数优化、水力压裂改造效果评价与工艺参数优化、人工举升井故障诊断、油气藏物性和产能预测等方面的人工智能方法及智能化技术的发展现状进行了概述，并对人工智能模型的训练过程对标签数据依赖严重、可解释性不足以及小样本学习能力欠佳、工程适用性与可靠性验证不足，以及智能方法解决优化问题时效性差、多目标优化决策方法灵活性不足等主要问题进行了归纳分析。结合中国石油工业钻采技术研究现状及上述问题提出了油气钻采工程中人工智能方法发展建议：①建立标准化行业共享数据库体系，解决智能模型对比与验证难题；②加强学习范式研究，缓解标签数据依赖问题；③加强智能优化方法研究，提高决策精准性与时效性；④强化物理约束的数据驱动模型研究，增强物理—数据双驱动模型的可靠性；⑤推进样本均衡与增强技术研究，提升少数类识别准确性与模型稳定性；⑥加强多模态数据融合与处理方法研究，提升智能模型预测精度与工程鲁棒性；⑦发挥通用及行业大模型优势，提高油气钻采多场景智能优化决策可解释性与准确性。

摘要：天然氢作为一种直接赋存于地下的氢源，因其潜在的低成本与低碳足迹特征，正成为国际能源领域关注的新兴方向。目前国内外对天然氢从井口到外输全过程的地面集输与处理工艺研究相对薄弱、相关技术体系尚不成熟，制约了天然氢资源的开发利用。为此，系统梳理天然氢地面工程相关技术现状与标准，结合全球天然氢开发实例开展针对性研究。研究结果表明：①天然氢生产的非稳态特征及气质高度异质性决定了其地面集输与处理流程需采用差异化配置与多技术耦合的工程模式，单一分离或提纯技术难以实现经济与效率兼顾；②鉴于天然氢共生组分物性相近带来的单一分离技术局限性，通过多种分离技术分级组合与协同运行，可有效平衡分离深度、能耗与设备规模，实现氢气高回收率与氦气高附加值利用；③天然氢地面工程系统的整体性能受产品规格、分离深度与外输方式等协同约束，需在开发早期同步开展产品定位、处理流程与储运路径的一体化设计，以减少重复建设并提升全生命周期经济性。结论认为，天然氢地面工程系统应以分阶段开发、多产品协同和工艺柔性配置为核心原则，推动形成适应气质组分波动和产量非稳态特征的集输与处理技术体系，为天然氢的规模化开发利用及相关标准制定提供参考。

摘要：【目的】随着“双碳”战略与可持续发展目标的不断推进，氢能作为来源丰富、绿色低碳、应用广泛的二次能源受到广泛关注。地下储氢是实现氢能大规模、长周期储存的有效途径，与国外相比，中国地下储氢研究与建设起步较晚，尚无已建成的地下储氢工程案例。【方法】围绕地下空间储氢技术展开调研，剖析了盐穴、枯竭油气藏、含水层、衬砌岩洞4 种储氢地质体类型的优缺点与储存特征。针对地下储氢技术关键难点与潜在风险点，结合国外氢气地下储存的典型案例，选取枯竭油气藏型与盐穴型两类储氢库为例，系统阐述了地下储氢在地质体完整性、井筒完整性、地球化学反应及微生物反应等方面面临的风险，对比了不同风险对两类典型储氢库的影响。为拓宽地下储氢的应用场景、推进氢能产业协同发展，利用氢场景多元化与地下储氢容量大、周期长、受地质条件限制的特点，探讨了电-氢、电-氢-电、电-氢-甲烷3 类用氢场景下的地下储氢适配模式，并对3 类应用模式的未来发展潜力进行了展望。【结果】枯竭油气藏型与盐穴型两类储氢库在实际运行过程中也面临众多风险挑战，但与枯竭油气藏相比，盐穴中氢气沿围岩发生泄漏的风险概率更低，因地球化学反应、微生物反应而产生的氢气损耗量更小。地下空间储氢技术在3 类用氢场景中均有适配发展潜力，但现阶段电-氢-电、电-氢-甲烷两种方式存在能量转化效率低、经济成本高等问题。【结论】地下空间储氢技术在未来氢能大规模应用中具有广阔的市场前景，结合国外地下储氢经验与现有风险难题，发现盐穴型是目前经验技术最成熟、最优质的地下储氢库类型。为建立绿色、高效、低成本的低碳能源体系，宜优先发展以氢气为终端应用的“电-氢”协同模式。

摘要：天然气水合物（以下简称水合物）是我国重要的潜在高效清洁油气接替资源，绝大部分赋存于海域深水浅部地层之中。水合物因其复杂的赋存形态与特殊的储层特性，在钻探过程中易引发水合物相态变化进而造成钻井井壁失稳，而高性能钻井液是维持井壁稳定的关键。为研制适用于海域水合物储层钻探的低成本高性能钻井液体系，系统梳理了全球海域水合物深水浅部储层特点与钻井难点，系统分析了海域水合物井壁失稳机理及研究现状，对现阶段的水合物井壁稳定钻井液体系进行了总结归纳，提出了未来水合物钻井液体系的设计思路与发展方向。研究结果表明：①海域水合物储层钻井常面临浅部地层疏松、安全密度窗口窄、水合物相态变化和钻井液性能变化等因素带来的井壁失稳难题；②在钻井过程中，钻井液与水合物储层会发生传热和传质反应，影响井壁周围力学性能，进而造成井壁失稳，现阶段主要使用物理控温或化学抑制的方法来延缓水合物的分解；③水基钻井液仍是海域水合物钻井过程中的首选，目前研发的胺基聚合物钻井液体系、稀硅酸盐钻井液体系、聚合醇钻井液体系等均具有较好的水合物抑制性与稳定井壁性能。结论认为，未来应继续加强高效低成本水合物相态控制化学剂与无毒高性能钻井液的研发，构建出更多可用于海域水合物钻探、有效维持井壁稳定的低成本高性能环保型钻井液体系，为全球海域水合物开发和深海油气增储上产提供有力的技术支撑。关键词：海域天然气水合物；钻井液；井壁稳定；地层蠕变；安全密度窗口；相态控制；封堵材料；流变调控5　纳米类钻井液体系

摘要：Fishbones酸液射流增产技术可以从单一井眼快速钻出多条分支井，增大油气泄油面积，提高单井产量，达到“少井多产”的目的。为全面呈现该技术的应用范围和面临的挑战，解决碳酸盐岩油气储层开采速度慢、效率低、改造难的问题，介绍了该技术在碳酸盐岩储层中应用的增产流程和工艺组件，分析了技术的主要参数和国外应用情况；阐述了酸液射流强化破岩的机理，包括酸液对碳酸盐岩的溶蚀机理、酸液射流对碳酸盐岩的破坏机理；分析了酸液质量分数、酸液成分、温度和注酸速率等对破岩效果的影响；指出了该技术的技术优势、存在问题及发展方向，即融合人工智能、大数据及数学模型构建高效、准确的产量估算算法，创立能够实时反映和预测特定储层下应用该技术后油气的增产情况的理论或数值模型，推动技术朝着智能化发展。探索Fishbones酸液射流增产技术多工艺参数协调下的综合增产效果，对推动碳酸盐岩储层的高效开发具有积极意义。

摘要：液化天然气（LNG） 将成为中国天然气市场的主力军，对保障国家“碳达峰、碳中和”目标顺利实现起到重要作用。LNG长距离低温管网输送有助于实现LNG蕴含冷能的高效转移与梯级利用，并可与冷网、天然气管网深度耦合，有利于促进LNG、冷能、天然气等能源综合输送跨越式发展。文章系统总结了LNG长距离低温管网输送技术、长距离管网输送LNG冷能梯级利用技术、LNG长距离低温管网调控技术和LNG长距离低温管网与多网系统的融合技术发展现状，分析了相关技术在能源安全新战略驱动下面临的关键挑战，并对未来趋势进行展望，以期为后续中国LNG长距离低温输送与多网系统融合技术应用和提升提供科学思路和技术发展方向。