石油圈
開發工程技術是提高油氣田采收率，實現油氣資源有效開發的重要保證。近年來，我國油氣田開發工程技術的快速發展，有力支撐了原油生產的穩定增長和天然氣的快速發展。但是，隨著已開發老油田含水率進一步上升，持續穩產難度不斷加大；新發現油氣田向深水、深層發展，地質條件越來越復雜，開發效益越來越低，迫切需要開發工程技術的創新與發展。2014年6月份以來，國際油價持續下跌，包括中國石化在內的國內外石油天然氣公司的油氣上游業務普遍出現虧損的狀況，給油氣田開發和石油工程技術發展提出了新的挑戰，如何提高單井產量、降低開發成本，實現油氣田的可持續發展，是開發工程技術亟需解決的一個重大問題。
1油氣田開發趨勢及工程技術面臨的挑戰
隨著油氣勘探開發的不斷深入和發展，中國石化現階段油氣開采領域集中在高含水老油田、低滲透油氣田、深層海相油氣田等低品位油氣資源，未來主要接替領域是深層、深水、致密油氣、頁巖氣等非常規資源（2015年已在涪陵焦石壩建成50億立方米生產能力）。
1.1高含水老油田開發技術
我國東部老油田多于20世紀七八十年代投入開發，已經全面進入高含水開發中后期階段，油田含水率不斷上升，產量下滑嚴重，穩產形勢嚴峻。據統計，截至2013年底，我國高含水油田儲量約140億噸，占動用地質儲量的53%，年產量達9610萬噸，占全國原油總產量46%以上。中國石化高含水油田年產量達2431萬噸，占原油總產量55%。
“十二五”以來，中國石化不斷加強精細注水、三次采油、水平井、立體開發等開發技術的研究與應用，使老油田的采收率不斷提高。但是由于老油田普遍進入”高含水、高采出程度”的開發階段，增產措施效果變差，油田穩產難度增大。2014年，中國石化油田年均綜合含水率達到89.2%，剩余采油速度為11.1%，SEC剩余經濟可采儲量僅3.8億噸，儲采比9.0。
以勝利油田為代表的中國石化東部老油田已全面進入開發中后期，綜合含水率已超過90%，有些油井含水率高達98%以上，已經接近經濟開采極限，造成大量的高含水井關井。增產措施效果差，難以彌補產量遞減。
統計結果表明，在應用增產措施后，老井的單井次年增油量由20世紀90年代初的972噸下降到573噸，新井的單井年增油量由1940噸下降到923噸，下降一半以上。但由于陸相沉積油藏的非均質性程度高，油田平均采收率較低，僅26.5%，高含水油田雖然采收率高一些（平均為35.1%），但仍有60%以上的原油沒有采出，具有提高采收率的資源潛力。高含水老油田剩余油日趨零散，進一步提高采收率，需要在剩余油的識別與描述以及有效的開發模式方面進行創新和發展。
1.2深層油氣田開發技術
近年來全球深層油氣開發進入快速發展時期。至2012年底，全球共發現埋深大于4500m的深層油氣田861個，其中埋深大于6000m超深層油氣田122個。2000年以來，全球埋深大于4000m的油氣儲量占陸上探明油氣儲量的65%。我國陸上深層-超深層石油儲量穩步增長，天然氣儲量占比持續攀升，成為增儲重點。
中國石化在四川盆地、塔里木盆地、渤海灣盆地、準噶爾盆地都發現了深層-超深層油氣田，并建設了普光、元壩深層氣田和塔河深層油田，推動了油氣增儲上產。
普光氣田創新形成了高含硫氣田高效開發技術、高含硫氣田腐蝕防護技術、高含硫天然氣超大規模深度凈化技術、高含硫氣田安全控制技術等，建成天然氣產能110億立方米，成為我國第一大酸性氣田，已累計生產凈化天然氣381億立方米，硫磺1025萬噸；元壩氣田形成了超深水平井鉆完井技術，為其產能建設提供了強有力的技術保障，創造了30多項國內鉆井新紀錄，更創造了井深最深7971.00（元壩121H井）、垂深最深6991.20m（元壩101-1H井）及水平段最長1073.30m（元壩272-1H井）等3項超深酸性氣藏水平井世界紀錄，建成了34億立方米凈化氣產能；塔河油田建設成為世界上最大的縫洞型油藏原油生產基地，已建原油產能超過700萬噸，累計產油近億噸。普光、元壩、塔河等深層油氣藏的成功開發，標志著中國石化已經攻克了超深油氣藏、高溫高壓、高含硫化氫等世界級難題，基本形成了深層油氣藏開發工程配套技術。
但是，目前深層-超深層油氣開發仍然存在諸多挑戰，由于油氣埋藏超深，多在5000m以深，地層復雜，油氣水關系復雜，儲層認識與預測難度大；東部渤海灣盆地深層砂礫巖體儲量、西部準噶爾盆地超深層油藏，屬于低豐度—特低豐度、特低滲透儲量，有效開發技術仍有待攻關；地層高溫高壓，存在多套壓力體系，鉆完井過程中易垮塌，井眼軌跡控制及測量難度大。
1.3非常規油氣開發技術
頁巖氣、致密油氣、煤層氣等非常規資源是未來油氣儲量增長的主要接替資源。我國非常規油氣資源豐富，據估算非常規天然氣可采資源40萬億立方米，致密油可采資源量20億噸，我國正在進入常規、非常規油氣資源開發并舉的新階段。
中國石化頁巖氣主要分布在四川盆地及周緣，截至2015年底，探明地質儲量超過3500億立方米，已在涪陵焦石壩建成海相頁巖氣50億立方米的產能，2015生產頁巖氣30.4億立方米，成為繼北美之外第一個投入商業化開發的大型頁巖氣田，形成了3500m以淺頁巖氣開發配套工程技術，為我國頁巖氣開發奠定了理論和實踐基礎。
中國石化致密油氣主要分布在鄂爾多斯盆地、渤海灣盆地、塔里木盆地等，從2007年開始致密油的開發，2012年以來大規模應用水平井多段壓裂技術，先后建立了鄂南致密油、勝利深層濁積巖致密油及深層砂礫巖致密油等開發示范區，致密油產量快速上升，2015年達到70×104t；大牛地氣田致密氣藏得到高效開發，產能達到50×108m3。中國石化煤層氣自營區塊4個，探明地質儲量208億立方米，目前在延川南建成了煤層氣5億立方米的產能，日產氣量達20萬立方米，初步形成了煤層氣U/V形井鉆完井技術、煤層氣繩索取心技術、大液量低傷害壓裂配套技術等煤層氣有效開發技術。
從發展的進程看，非常規油氣開發工程技術已經從學習引進階段發展到自主研發階段，實現了3500m以淺頁巖氣的成功開發，致密油氣、煤層氣開發也取得突破，但整體來看，研究和認識程度仍然較低，基礎理論研究深度尚不能滿足勘探開發的需要；雖然形成了適用于中淺層頁巖氣的開發技術，但對資源豐富的深層頁巖氣的開發不適應；致密油氣、煤層氣勘探開發雖然取得了一些重要進展，但是采收率及采油速度均較低，總體上仍處于探索階段；我國非常規資源多分布在地表復雜的地區，大液量、大砂量的壓裂方式存在諸多限制，需研發新的壓裂工藝技術。
1.4深水油氣開發技術
全球油氣資源發展重心逐步向海上轉移。2010年以來，新發現油氣儲量約59%來自深水海域，深水油氣產量逐年增加。
中國石化國內海洋探礦權區塊主要分布在東海、渤海、南黃海、南海北部灣和瓊東南等海域，已經形成了適用于灘淺海油氣開發的海洋鉆井平臺設計、海洋特種裝備研發、海洋工程建設及檢測、灘淺海高密集叢式井及大位移井鉆完井等工程配套技術，保障了海上油氣田的建設和生產。
海外海洋區塊主要分布在巴西、尼日利亞、印度尼西亞和安哥拉等國家，目前已開展了西非深海鉆完井關鍵技術研究，開始了水下井口、水下采油樹等深水裝備研發工作，形成了鉆完井風險評估與控制技術、深水鉆完井工程方案設計技術、浮式鉆井裝置選擇、導管噴射下入技術、井控工藝技術、深水低溫鉆井液技術、深水低溫固井技術等一系列深水鉆完井關鍵技術及作業管理體系。2013年海外海洋區塊原油產量達到1500萬噸，占海外油氣總產量的近40%。
但是，由于深水油氣勘探開發投入高、風險大，對裝備和技術要求高，目前中國石化缺乏深水鉆井平臺，深水油氣田開發經驗、深水油氣鉆完井技術和裝備更是嚴重不足，深水油氣開發及工程技術和裝備的總體水平與國際一流水平相比存在巨大差距。
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