石油圈
近日，由中国石油集团公司科技管理部主办、经济技术研究院承办的“2016年中国石油十大科技进展及国际石油十大科技进展评选会”在北京落下帷幕。经过项目推荐、会议评选、审核批准、保密审查等程序，涉及8个专业的第十七届中国石油与国际石油“双十”科技进展新鲜出炉。
为把握世界石油科技发展趋势，促进中国石油科技创新和成果推广，进一步发挥科技创新对公司主营业务的支撑和引领作用，2000年起，科技管理部已连续17年组织开展中国石油十大科技进展及国际石油十大科技进展评选活动。以科技进展的创新性、实用性、引领性为主要标准，选出在石油地质、油气田开发、炼油、化工、地球物理勘探、测井、钻井和油气储运等石油石化科技领域取得的重大理论技术创新和规模应用方面的科技进展，努力营造良好的创新氛围，以科技创新成果驱动公司有质量、有效益、可持续发展。
中国石油十大科技进展
1.古老油气系统源灶多途径成烃理论突破有效指导深层勘探
中国石油依托国家和公司重点项目，在深层古老烃源岩发育机制、高—过成熟阶段生气潜力、有机—无机复合生烃以及天然气成因判识方法等方面取得原创性研究进展。
主要技术进展包括：
（1）提出古老含气系统具有三类生气物质：滞留烃、古油藏和“半聚半散”液态烃，从而提升高—过成熟区天然气成藏地位；
（2）发现地球轨道力、大气环流和分层海洋化学环境控制着元古代—下古生代富有机质页岩沉积，微生物类型与氧化还原条件决定了古老生烃母质的生油气性，元古代七套优质烃源岩的发育为古老油气系统资源潜力评价和勘探前景预测提供了科学依据；
（3）高温高压条件下有机—无机复合生烃机制，揭示了不同水—岩体系加氢反应机制及其对天然气生成的贡献量，过渡金属元素促进微生物繁殖及生烃演化，为深层古老油气系统生油气潜力提供了新途径；
（4）提出古老地层中多源灶裂解气晚期生成是下古生界天然气规模成藏的关键因素，“多黄金带”富气理论拓展高—过成熟区勘探潜力，裂解气充注与气洗分馏作用是次生凝析气藏形成的重要机制。
该研究为西南油气田震旦—寒武系新增天然气探明储量2200亿立方米、控制储量2038亿立方米做出重要贡献，有效支撑塔里木盆地2013年以来新增油气地质储量21.9亿吨，首次在《美国科学院院刊》连发3篇文章，被美国地球化学学会评为“十大最高关注度”成果。
2.深层碳酸盐岩气藏开发技术突破有力支撑安岳大气田规模开发
全球寒武系大型碳酸盐岩气藏屈指可数，国内无开发先例。通过攻关研究试验，创新形成大型碳酸盐岩气藏开发核心技术，支撑国内单体规模最大的整装碳酸盐岩气藏高效开发。
主要技术创新：
（1）深层低孔碳酸盐岩富集区预测技术，小尺度裂缝及厘米级溶蚀孔洞发育区预测符合率超过88%；
（2）裂缝—孔洞型强非均质高压有水气藏动态预测技术，生产效果预测符合率超过90%；
（3）深层非均质储层改造技术，自主研制可降解暂堵球、纤维转向剂、转向酸、耐温180摄氏度的胶凝酸和压裂液，形成3种适应不同储层特点、井型的分层转向技术，作业成功率100%，产量提高1.5~8.6倍；
（4）高产含硫气田快速建产核心技术，在国内首次实现大型含硫气田地面工程标准化、模块化、橇装化、工厂化建设。
大型碳酸盐岩气藏开发技术成功应用于磨溪龙王庙组气藏开发，平均单井日产量百万立方米以上，快速建成年产能达110亿立方米的现代化大气田。
3.全可溶桥塞水平井分段压裂技术工业试验取得重大突破
桥塞是水平井多段体积压裂核心技术之一。传统可钻式桥塞存在钻塞费用高、风险大、投产慢等难题。第四代桥塞即全可溶桥塞在国内多个油气田成功开展工业试验，效果显著。
主要技术创新：
（1）高强可溶材料技术，可溶金属材料体系抗压强度达600兆帕，可溶高分子密封材料体系耐温50~150摄氏度、耐压90兆帕；
（2）预制破片可溶卡瓦技术，确保桥塞承压可靠、压后自行破碎；
（3）仿生结构和材质组分优化技术，桥塞溶解速度精准可控，可实现同一井不同层段溶解可控，也可实现不同区块、不同油气田压裂的个性化需求。该技术具有以下优点：可实现无限级压裂，风险低，溶解产物对储层无伤害、对环境无污染；遇卡可快速溶解，减少压裂施工总时间和总成本，作业效率提高50%，施工成本降低1/3；规模化生产后，制造成本与传统桥塞价格基本相当。
在威远204H11平台完成首次页岩气全可溶桥塞压裂，最高25段、泵压达86兆帕，压后平均日产气达到27.5万立方米。仅钻塞费用就节省近千万元，同时大幅降低作业风险。该项创新成果打破国外公司的技术垄断。
4.PHR系列渣油加氢催化剂工业应用试验获得成功
中国石油自主研发的PHR系列渣油加氢催化剂通过专家验收，认为该系列催化剂在加氢脱硫、脱氮、脱残炭和床层压降的性能方面优于进口剂，脱金属性能优异，总体达到国际先进水平。
该技术开发了催化剂形状级配、孔结构级配、活性级配的设计与制备方法，形成了“定制”催化剂孔结构特征与活性分布特征的理论创新，国内领先的双峰孔结构氧化铝载体等核心制备技术的技术创新，以及自主设计催化剂级配方案并利于长周期稳定运行的应用创新。
在大连西太工业应用试验结果表明，在渣油加工量及提温操作完全相同的情况下，PHR系列催化剂累计脱除的硫、氮、残炭分别高出另一系列进口催化剂2.8%、24.7%、6.2%，装置运行过程中，总压降始终低于进口催化剂0.2~0.4兆帕。
PHR系列渣油加氢催化剂的应用成功，将为中国石油高硫劣质原油的加工提供有力的技术支撑和保障。
5.满足国Ⅴ标准汽油生产系列成套技术有效支撑汽油质量升级
中国石油自主创新研制了催化裂化汽油选择性加氢脱硫等9个牌号系列催化剂，开发了分段加氢脱硫、烯烃定向转化等5项核心技术，形成了选择性加氢脱硫（DSO）和加氢脱硫—改质组合（M-DSO、GARDES）两大技术系列，成功破解了催化裂化汽油同步实现深度脱硫、降烯烃和保持辛烷值这一制约汽油清洁化的难题。
开发的催化剂级配装填和开工过程催化剂硫化、钝化等新技术，提高了催化剂脱硫活性及选择性，减少了辛烷值损失，延长了装置运行周期，缩短了开工时间。与引进技术比，投资节省15%左右，能耗降低20%左右。
截至2016年年底，10多家采用上述自主技术的企业全部顺利生产出国Ⅴ清洁汽油，总生产能力1000多万吨/年，总体技术经济指标达到国际先进水平，为保障中国石油顺利实现国Ⅴ标准汽油质量升级提供了有效技术支撑。
6.医用聚烯烃树脂产业化技术开发及安全性评价取得重大突破
中国石油于2016年7月在兰州石化建成了我国首个医用聚烯烃树脂产业化基地，研发生产的两个牌号聚烯烃树脂（LD26D、RP260）通过了国家药监局评审，发布了产品企业标准“QSY LS0196-2016”和“QSY LS0197-2016”；药监局颁发了注册号（国药包字20160379、20160413），使我国医药树脂包装材料摆脱了对国外技术、原料和评价标准的依赖，率先在国内医用聚烯烃行业拥有了话语权。
该技术满足了医药树脂包装制品的物理、化学和医用聚烯烃安全性要求；制定了医用聚烯烃原料产品标准、生产工艺、包装储运及其管理体系的GMP规范。其创新性包括：
（1）新型低温引发剂及新型调节剂开发及反应体系建立，以调整聚乙烯分子链微观结构及其分子量分布；
（2）新型减震及高压分离技术研发，实现了低聚物分离和装置在超高压下的稳定生产；
（3）复配给电子体系开发，协调催化剂活性、氢调敏感性、分子链立构规整度三者间的关系，以控制聚丙烯微观结构、分子量分布及溶出物含量；
（4）医用聚烯烃树脂专用助剂体系开发及应用。
兰州石化洁净化医用聚烯烃生产线通过了科伦药业的药包材供应商审计，2016年量产销售达3000吨。
7.微地震监测技术规模化应用取得重大进展
中国石油经过多年攻关，攻克速度模型优化、事件识别、初至拾取、现场实时定位等技术难题，开发出自主知识产权的微地震实时监测软件，实现了微地震井中和地面监测的采集、处理、解释一体化，对非常规资源经济开采具有重要指导作用，填补了国内空白。
在采集方面创新了基于微地震震源机制、信号传播效应、接收条件等多属性的微地震事件可探测距离分析方法；在处理方面创新了基于VSP的速度模型优化技术、纵横波联合的精细速度模型校正技术、基于射孔信号的微地震事件识别和拾取技术、融合纵横波时差法与多尺度能量扫描的微地震定位技术；在解释方面创新了基于椭圆拟合的裂缝几何形态描述技术、融合多学科数据的综合解释技术和微地震天然断层检测技术。
自2012年至今，该技术在多个油气田、页岩气及煤层气区块应用，完成了近20个用户300多口井的井中监测和10多口井的地面监测及井地联合监测，成功实施了3000多压裂层段的微地震监测，为直井、丛式井、水平井等压裂工程提供了有力指导，节约成本3亿多元。
GeoEast-ESP和GeoMonitor软件达到国际先进水平，成为我国微地震监测的主流软件，提高了中国石油的技术核心竞争力。
8.三品质测井评价技术突破有力支撑非常规油气勘探开发
非常规油气的测井评价难以沿用常规油气评价思路与技术，严重制约了新领域的油气勘探开发。中国石油经过多年攻关，形成了以烃源岩品质、储层品质和工程品质为核心的三品质测井评价技术，开发了配套的测井处理评价软件。
主要创新包括：
（1）首次提出非常规油气储层的“七性参数”概念，形成了“七性参数”计算方法。特别是建立了静态脆性指数测井表征新方法，解决了静态脆性指数准确计算的世界性难题；提出了页岩气双分子层吸附理论及高压吸附气含量计算模型，有效提升了深层页岩气含气量计算的准确性；
（2）首次建立生排烃效率测井计算新模型，形成全深度剖面烃源岩品质评价新技术；
（3）形成了宏观与微观相结合的储层品质评价新技术，有效解决了致密储层精细评价及产能级别预测的技术难题；
（4）形成了以可压性指数为核心的工程品质评价新技术，形成了地质工程一体化油气“甜点”测井评价方法。
该技术已在鄂尔多斯、松辽、准噶尔等盆地致密油及蜀南页岩气的1000余口探井与开发井中应用，致密油解释符合率提高26%，页岩气解释符合率达到94%，为中国石油非常规油气储量发现及产能建设发挥了不可替代的作用。
9.膨胀管裸眼封堵技术治理恶性井漏取得重大进展
恶性井漏是制约钻井速度、质量和效率的世界性难题，中国石油经过多年攻关，成功开发出膨胀管裸眼封堵技术，可在不改变原有井身结构的情况下，有效封堵复杂地层、治理恶性井漏，为安全钻达设计目的层，实现勘探开发目标，提供了经济有效的技术手段。
膨胀管裸眼封堵技术是在全面掌握膨胀管材料、连接螺纹、膨胀系统工具及工艺技术的基础上，通过管材、连接、膨胀等关键技术的升级配套，形成了可实现小直径下入、大直径膨胀的膨胀锥，以及膨胀率大于20%的膨胀螺纹等核心技术。
2016年6月，国内首次在新疆油田CH3725井进行膨胀管裸眼封堵技术先导试验，采用127米直径为203毫米、壁厚为10毫米的膨胀管对285~398米泥岩井段进行了有效封堵，膨胀后内径达220毫米，保证了 8-1/2英寸钻头继续钻进。在此基础上先后在川渝蒲西001-X1井和辽河哈31-H3井工业应用试验，成功封堵了常规堵漏技术无法封堵的恶性漏失层段，实现了在不改变井身结构的条件下钻达目的层。膨胀管裸眼封堵技术的重大突破，为未来等直径钻井技术奠定了良好的发展基础。
10.天然气管道全尺寸爆破试验技术取得重大突破
为了满足我国天然气管道安全运行技术需求，中国石油自主建设了一座可以开展最大直径1422毫米、最大压力20兆帕的管道全尺寸实物爆破试验场，并成功开展三次高钢级、大口径天然气管线爆破试验，实现在亚洲首次开展此类试验的突破。
主要技术突破：
（1）完成多种实验条件模拟计算，创新双管列实验系统结构、工艺等设计计算，自主完成实验场设计、建设和运行；
（2）开展测量管道断裂速度、减压波等参数的传感器研究，以及600个数据同步高速连续数据采集设备的设计安装；
（3）开发应用天然气云团自动点燃装置和用于管道爆破启裂的线性聚能切割器;
（4）形成管道全尺寸气体爆破试验成套技术，制定了相关规范，形成数据分析处理技术；
（5）采用天然气介质，成功实施1422毫米、X80钢级、12兆帕直缝焊管，1422毫米、X80钢级、13.3兆帕螺旋焊管，1219毫米、X90钢级、12兆帕焊管的三次实物爆破试验，其中后两次试验均为世界首次。
该技术填补我国在高压、高钢级天然气管道全尺寸断裂行为以及管道爆炸对环境造成影响研究领域的空白，摆脱了对国外试验机构的完全依赖。
国际石油十大科技进展
1.“源—渠—汇”系统研究有效指导多类沉积盆地油气勘探
源—渠—汇”系统研究是国际地质领域的重大前沿科学问题，强调从物源地貌、搬运通道及沉积体系的分布、耦合及演化规律分析地质历史过程中的沉积作用与机理，为生、储、盖及岩性—地层油气藏的分布预测提供重要依据，有效指导油气勘探。
物源区基岩性质、年龄及汇水面积决定母岩风化程度与沉积物供源能力，古地貌特征与沟谷体系确定沉积物汇聚方向与搬运总量，边界断裂、构造坡折及变换带类型控制沉积物堆积方式与砂体分布规律，预测受物源与搬运通道控制的沉积体系发育规律，明确源渠汇要素之间的耦合关系与主控因素。
该系统将地球表面的物源—汇聚沉积过程作为整体来研究，成为油气勘探中重要的预测理论与方法技术，在国际多类型沉积盆地及中国渤海湾盆地沉积体系研究与勘探工作应用，成效明显。该系统作为地质学领域重要研究方向，为提高岩性—地层油气藏勘探准确性和效率起到重大作用。
2.非常规“甜点”预测技术有望大幅提高勘探效率
非常规油气“甜点”预测技术是油气勘探的重要环节，快速精准布井，可大幅提高储层钻遇率和产量，降低开发成本。
预测新技术包括：
（1）“甜点”综合识别技术。利用地球物理方法，联合微地震及岩芯数据，通过大数据分析识别“甜点”，有效降低成本；
（2）页岩资源评价综合方法。利用三维含油气系统模拟油气生成和预测剩余油气分布，量化评价区带圈闭质量、充注条件等重要参数，以确定有利区面积，计算资源量；
（3）人工神经网络法。将已知井的井位坐标、地震、测井、储层等油田数据应用于训练集，根据工作流程生成模型，可客观确定未钻目标区，提高工作效率和经济效益；
（4）GeoSphere油藏随钻测绘技术。可对30米范围内的地层进行全方位的连续成像，在井眼四周空间内探测油藏“甜点”并优化井眼轨迹，降低钻井风险；
（5）核磁共振（NMR）因子分析技术。通过核磁共振测井和先进的光谱数据把干酪根中的液态烃分离出来，可识别流体类型和孔隙特征，计算含油量，识别“甜点”。
该技术提高了资源预测精度，显著提高工作效率，为油气资源勘探部署提供重要的支持。
3.内源微生物采油技术研发与试验取得突破
内源微生物采油技术是通过注入营养物等激活地层中的有益微生物，利用其在油藏环境下的生长繁殖和代谢活动，产生有利于驱油的代谢物质，作用于油藏和油层流体，实现提高油井产量和原油采收率的目的。
技术创新与进展：利用现有生产设备和基础设施，在注入水中连续添加低浓度无机营养物质，激活油藏内微生物使其快速繁殖，降低油水界面张力，改变水流方向，扩大波及体积，以较低的成本开采剩余油。先前，在北美地区35口生产井应用38次，30口注水井应用68次，成功率89%，产油量平均提高127%。近年，在堪萨斯、南加利福尼亚和阿尔伯塔的商业化试验表明，水驱后应用该技术，单井产量提高4倍多，增产原油的成本约10美元/桶，提高原油采收率9%~12％。
该技术已在地层温度20~93摄氏度、渗透率10~1000md、原油相对密度0.82~0.96、地层水矿化度1.8万~14万ppm,甚至双孔介质油藏条件下成功试验，其成本低、见效快，为老油田提供了经济有效的开采技术。
4.太阳能稠油热采技术实现商业化规模应用
太阳能热采技术改变了目前需要燃烧大量天然气的传统热采方式，直接利用太阳能产生高温水蒸汽，其节能环保特性符合当今绿色发展潮流和需求。
主体技术包括：
（1）槽式集热技术，封闭式结构类似于玻璃温室，由玻璃和钢结构组成，内部有数十列轻质槽式反射镜组成。阳光被反射到水循环管线上，生成符合热采要求干度80%的蒸汽，昼夜采用不同的注汽量，降低天然气消耗量。在美国和阿曼现场应用中，系统生产功率达7兆瓦，每天可产生50吨蒸汽，蒸汽压力达10兆帕，温度312摄氏度，全年运行效率为98.6%；百万英热单位蒸汽总成本4.5美元，与传统燃烧天然气生产蒸汽价格持平，可以稳定的价格供应蒸汽30年；
（2）机器人全自动清洁技术。生产装置可耐受海湾地区特有的高浓度粉尘和沙尘暴，清洁后性能可100%恢复，90%的清洁用水可重复利用。
目前，在阿曼建设了世界上最大的太阳能集热工厂用于稠油热采，占地面积近3平方公里，峰值输出功率高达1吉瓦，每天产生6000吨蒸汽，每年节约燃气消耗约1.58亿立方米，减少碳排放超过30万吨。
5.新型烷基化技术取得重要进展
固体酸烷基化技术和复合离子液体碳四烷基化技术，分别采用固体酸沸石催化剂和离子液体催化剂替代了传统的硫酸和氢氟酸催化剂，消除了酸油、废酸对环境的污染以及废酸泄漏造成的安全问题。
固体酸烷基化技术（AlkyClean）由CB&I Lummus公司和Albemarle公司联合开发，该技术核心是AlkyStarTM固体酸催化剂，AlkyStarTM以铂金为活性载体，在铝沸石催化剂载体上形成酸性中心。全球首套20万吨/年AlkyClean工业示范装置在山东汇丰石化投产，生产出的烷基化油辛烷值96左右，硫含量低于1ppm。
复合离子液体碳四烷基化技术（CILA）由中国石油大学（北京）自主研发，该技术创新性地设计合成了兼具高活性和高选择性的双金属复合离子液体，发明了催化剂活性监测方法和再生技术，研制了新型管道式反应器、旋液分离器等专用设备。全球首套10万吨/年CILA装置在山东德阳化工投产，生产出的烷基化油辛烷值高达97以上，烯烃转化率100%。
固体酸烷基化技术和复合离子液体碳四烷基化技术，为汽油清洁化和全面质量升级提供了崭新的解决方案，有广阔的应用前景和推广价值。
6.低成本天然气制氢新工艺取得突破
工业制氢方式中应用最多的是利用化石燃料制氢，而由澳大利亚Hazer公司和悉尼大学合作开发的Hazer工艺可以采用天然气和铁矿石生产氢气，并副产纯度高达99%的石墨，极大降低了氢气的生产成本。
常规的甲烷裂解制氢气是在高温下（750摄氏度以上）热裂解甲烷，制氢成本高。而Hazer工艺通过将铁矿石用作催化剂，能够将天然气和类似原料有效转化为氢，并通过一次化学提纯生产出纯度高达99%的石墨。该工艺成本低、催化剂无需再生并可重复使用。Hazer工艺的氢气制取成本是0.5~0.75美元/公斤，每使用1吨铁矿石进行催化反应，能够制造10吨的氢气。
目前Hazer工艺处于实验室试验阶段，工业试验装置有望于2017年投产，预计年产氢气30吨。该工艺如果成功，将有效促进用氢工业的发展，是一项开创性的革新技术。
7.逆时偏移成像技术研发与应用取得新进展
逆时偏移(RTM)成像技术采用双程波动方程，可以精确描述波的传播过程，已成为复杂地质构造成像的主要技术手段。常规RTM技术受采集数据质量约束，在处理深层成像问题时存在低频噪音、分辨率有限、深部幅值弱且振幅不均衡等问题，很难实现保幅成像，制约了逆时偏移技术在深层勘探中的推广应用。
国际上在逆时偏移成像领域开展了大量研究，随着精细各向异性速度建模的实现，发展了VTI、TTI、正交晶格等各向异性介质的RTM成像方法，在世界各地广泛应用，更好地发挥了RTM成像技术的优势，更有效地提高复杂地层的成像精度；最小二乘逆时偏移技术研究不断深入，相较于克西霍夫、单程波动方程及逆时偏移方法具有更好的保幅性和更高的精度，并对不规则数据具有更强的适应性；基于频率峰值位移法的Q层析成像，解决了TTI逆时偏移中Q补偿问题；结合高斯束的高效灵活和逆时偏移的高精度，发展了高斯束逆时偏移，保留了克西霍夫偏移方法的灵活性及波动方程偏移对陡倾角等的成像优势。
目前，最小二乘逆时偏移（LSRTM）技术、Q补偿RTM技术已经完成测试应用，良好的应用效果已引起业内重视。随着速度建模技术及计算方法的不断进步，RTM技术将更加完善，为地震解释与静态油藏描述提供有力的技术支撑。
8.随钻前探电阻率测井技术取得突破
随钻前探电阻率测井技术能够在水平井钻井过程中“看到”钻头前方地层的电阻率特性，有利于在更靠近油气藏顶部的位置钻进，降低上覆层坍塌的风险；在钻入目的层前，更准确地选择取芯点；同时探测钻头前方多个地层界面，减少非生产时间，降低钻井风险和保持井眼的完整性。
目前，国际上研制出适用于12-1/4～14英寸井眼的随钻前探电阻率测井仪样机，并进入现场试验。样机采用模块式结构，将多频发射天线（距钻头1.8米）集成到旋转导向系统中，电磁波电阻率测量传感器距钻头3米，2～3个倾斜接收天线短节置于旋转导向上方钻柱的不同位置。测量原理类似于现有的远探测方位电磁波电阻率测井仪，通过海量测量数据反演来获取钻头前方地层特性。仪器前探能力取决于发射—接收天线距离、频率、周围地层电阻率、目标层厚度以及钻头前方各层电阻率对比度。
该样机已进行多口井模拟测试及现场试验，特别是近期在墨西哥湾的盐下储层试验获得成功。盐层极高的电阻率为随钻前探电阻率仪器提供了极佳的试验环境，仪器采用3个频率准确探测到了钻头前方30米的盐层界面。测试结果显示，仪器可大幅提高钻头前面数米岩石特性变化的探测精度，利于在钻入潜在的灾害地层之前做出快速、准确反应。
9.“一趟钻”技术助低油价下页岩油气效益开发
低油价下，北美非常规油气开发通过进一步降本增效求生存，其中“一趟钻”技术的普遍应用起到了关键作用。2015年美国主要非常规产区的钻井成本较上一年下降了7%~22%，较三年前下降了25%~30%，所钻水平段长度显著延长，钻遇率显著提升，成本不断下降。
“一趟钻”技术是指用一只钻头、一套井下钻具组合、一次性下入钻完全部目标进尺的钻井技术，具有节省起下钻时间、减少钻头用量等综合降本增效的特点。其技术核心是优化的钻井方案设计、“等寿命”高效钻头、螺杆及井下钻具组合、旋转导向系统、优质钻井液等，高造斜率旋转导向系统的技术进步推动了“一趟钻”效果的进一步提升。
在北美页岩油气开发中，大量水平井最后开次的钻进都可以“一趟钻”完成，使作业效率大幅提升、作业成本大幅降低。2016年，美国Utica页岩产区利用“一趟钻”技术，仅耗时17.6天就完成近6000米的井段钻进，其中水平段长度达5652.2米，创下美国陆上水平井水平段长度新纪录。
10.天然气水合物储气技术取得突破
天然气水合物储气是指水和天然气在高压低温情况下（8.27~10.34兆帕、2~10摄氏度）形成的类似于冰晶状固体，在其形成的孔洞中储存轻烃或其他气体分子，1立方米水合物可储存150~180立方米的气体，可以实现常压、-5~-15摄氏度储运。
该技术目前的难题是如何提高水合物生成速率和增加储气密度，近年研究发现超声波、初始压力、含水率等参数在一定条件下可促进水合物的生成，添加活性炭、十二烷基硫酸钠和氧化铜纳米颗粒可有效提高天然气水合物的转化率。其中最为重大的发现是与纯水体系相比，添加石墨烯纳米颗粒可使水合物的诱导时间缩短61.07%，储气量增加12.9%。日本、美国、英国、挪威等加大了该技术研发力度，日本已经拥有日产600吨天然气水合物的技术，将在 2020 年使天然气水合物储运占 LNG 份额的8~12%。美国国家天然气水合物研究中心正在开展使用表面活性剂的储气中试研究以及与天然气水合物汽车相关的探索研究。
与LNG相比较，水合物的运输成本降低25%、生产成本降低3%、气化成本降低9%，同时对温度压力要求较低，储运过程中能源损耗少，运输安全性高，在小型、分散、边缘油田伴生气的开采、运输方面具有很大的优越性。
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