石油圈
开发工程技术是提高油气田采收率，实现油气资源有效开发的重要保证。近年来，我国油气田开发工程技术的快速发展，有力支撑了原油生产的稳定增长和天然气的快速发展。但是，随着已开发老油田含水率进一步上升，持续稳产难度不断加大；新发现油气田向深水、深层发展，地质条件越来越复杂，开发效益越来越低，迫切需要开发工程技术的创新与发展。2014年6月份以来，国际油价持续下跌，包括中国石化在内的国内外石油天然气公司的油气上游业务普遍出现亏损的状况，给油气田开发和石油工程技术发展提出了新的挑战，如何提高单井产量、降低开发成本，实现油气田的可持续发展，是开发工程技术亟需解决的一个重大问题。
1油气田开发趋势及工程技术面临的挑战
随着油气勘探开发的不断深入和发展，中国石化现阶段油气开采领域集中在高含水老油田、低渗透油气田、深层海相油气田等低品位油气资源，未来主要接替领域是深层、深水、致密油气、页岩气等非常规资源（2015年已在涪陵焦石坝建成50亿立方米生产能力）。
1.1高含水老油田开发技术
我国东部老油田多于20世纪七八十年代投入开发，已经全面进入高含水开发中后期阶段，油田含水率不断上升，产量下滑严重，稳产形势严峻。据统计，截至2013年底，我国高含水油田储量约140亿吨，占动用地质储量的53%，年产量达9610万吨，占全国原油总产量46%以上。中国石化高含水油田年产量达2431万吨，占原油总产量55%。
“十二五”以来，中国石化不断加强精细注水、三次采油、水平井、立体开发等开发技术的研究与应用，使老油田的采收率不断提高。但是由于老油田普遍进入”高含水、高采出程度”的开发阶段，增产措施效果变差，油田稳产难度增大。2014年，中国石化油田年均综合含水率达到89.2%，剩余采油速度为11.1%，SEC剩余经济可采储量仅3.8亿吨，储采比9.0。
以胜利油田为代表的中国石化东部老油田已全面进入开发中后期，综合含水率已超过90%，有些油井含水率高达98%以上，已经接近经济开采极限，造成大量的高含水井关井。增产措施效果差，难以弥补产量递减。
统计结果表明，在应用增产措施后，老井的单井次年增油量由20世纪90年代初的972吨下降到573吨，新井的单井年增油量由1940吨下降到923吨，下降一半以上。但由于陆相沉积油藏的非均质性程度高，油田平均采收率较低，仅26.5%，高含水油田虽然采收率高一些（平均为35.1%），但仍有60%以上的原油没有采出，具有提高采收率的资源潜力。高含水老油田剩余油日趋零散，进一步提高采收率，需要在剩余油的识别与描述以及有效的开发模式方面进行创新和发展。
1.2深层油气田开发技术
近年来全球深层油气开发进入快速发展时期。至2012年底，全球共发现埋深大于4500m的深层油气田861个，其中埋深大于6000m超深层油气田122个。2000年以来，全球埋深大于4000m的油气储量占陆上探明油气储量的65%。我国陆上深层-超深层石油储量稳步增长，天然气储量占比持续攀升，成为增储重点。
中国石化在四川盆地、塔里木盆地、渤海湾盆地、准噶尔盆地都发现了深层-超深层油气田，并建设了普光、元坝深层气田和塔河深层油田，推动了油气增储上产。
普光气田创新形成了高含硫气田高效开发技术、高含硫气田腐蚀防护技术、高含硫天然气超大规模深度净化技术、高含硫气田安全控制技术等，建成天然气产能110亿立方米，成为我国第一大酸性气田，已累计生产净化天然气381亿立方米，硫磺1025万吨；元坝气田形成了超深水平井钻完井技术，为其产能建设提供了强有力的技术保障，创造了30多项国内钻井新纪录，更创造了井深最深7971.00（元坝121H井）、垂深最深6991.20m（元坝101-1H井）及水平段最长1073.30m（元坝272-1H井）等3项超深酸性气藏水平井世界纪录，建成了34亿立方米净化气产能；塔河油田建设成为世界上最大的缝洞型油藏原油生产基地，已建原油产能超过700万吨，累计产油近亿吨。普光、元坝、塔河等深层油气藏的成功开发，标志着中国石化已经攻克了超深油气藏、高温高压、高含硫化氢等世界级难题，基本形成了深层油气藏开发工程配套技术。
但是，目前深层-超深层油气开发仍然存在诸多挑战，由于油气埋藏超深，多在5000m以深，地层复杂，油气水关系复杂，储层认识与预测难度大；东部渤海湾盆地深层砂砾岩体储量、西部准噶尔盆地超深层油藏，属于低丰度—特低丰度、特低渗透储量，有效开发技术仍有待攻关；地层高温高压，存在多套压力体系，钻完井过程中易垮塌，井眼轨迹控制及测量难度大。
1.3非常规油气开发技术
页岩气、致密油气、煤层气等非常规资源是未来油气储量增长的主要接替资源。我国非常规油气资源丰富，据估算非常规天然气可采资源40万亿立方米，致密油可采资源量20亿吨，我国正在进入常规、非常规油气资源开发并举的新阶段。
中国石化页岩气主要分布在四川盆地及周缘，截至2015年底，探明地质储量超过3500亿立方米，已在涪陵焦石坝建成海相页岩气50亿立方米的产能，2015生产页岩气30.4亿立方米，成为继北美之外第一个投入商业化开发的大型页岩气田，形成了3500m以浅页岩气开发配套工程技术，为我国页岩气开发奠定了理论和实践基础。
中国石化致密油气主要分布在鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地、塔里木盆地等，从2007年开始致密油的开发，2012年以来大规模应用水平井多段压裂技术，先后建立了鄂南致密油、胜利深层浊积岩致密油及深层砂砾岩致密油等开发示范区，致密油产量快速上升，2015年达到70×104t；大牛地气田致密气藏得到高效开发，产能达到50×108m3。中国石化煤层气自营区块4个，探明地质储量208亿立方米，目前在延川南建成了煤层气5亿立方米的产能，日产气量达20万立方米，初步形成了煤层气U/V形井钻完井技术、煤层气绳索取心技术、大液量低伤害压裂配套技术等煤层气有效开发技术。
从发展的进程看，非常规油气开发工程技术已经从学习引进阶段发展到自主研发阶段，实现了3500m以浅页岩气的成功开发，致密油气、煤层气开发也取得突破，但整体来看，研究和认识程度仍然较低，基础理论研究深度尚不能满足勘探开发的需要；虽然形成了适用于中浅层页岩气的开发技术，但对资源丰富的深层页岩气的开发不适应；致密油气、煤层气勘探开发虽然取得了一些重要进展，但是采收率及采油速度均较低，总体上仍处于探索阶段；我国非常规资源多分布在地表复杂的地区，大液量、大砂量的压裂方式存在诸多限制，需研发新的压裂工艺技术。
1.4深水油气开发技术
全球油气资源发展重心逐步向海上转移。2010年以来，新发现油气储量约59%来自深水海域，深水油气产量逐年增加。
中国石化国内海洋探矿权区块主要分布在东海、渤海、南黄海、南海北部湾和琼东南等海域，已经形成了适用于滩浅海油气开发的海洋钻井平台设计、海洋特种装备研发、海洋工程建设及检测、滩浅海高密集丛式井及大位移井钻完井等工程配套技术，保障了海上油气田的建设和生产。
海外海洋区块主要分布在巴西、尼日利亚、印度尼西亚和安哥拉等国家，目前已开展了西非深海钻完井关键技术研究，开始了水下井口、水下采油树等深水装备研发工作，形成了钻完井风险评估与控制技术、深水钻完井工程方案设计技术、浮式钻井装置选择、导管喷射下入技术、井控工艺技术、深水低温钻井液技术、深水低温固井技术等一系列深水钻完井关键技术及作业管理体系。2013年海外海洋区块原油产量达到1500万吨，占海外油气总产量的近40%。
但是，由于深水油气勘探开发投入高、风险大，对装备和技术要求高，目前中国石化缺乏深水钻井平台，深水油气田开发经验、深水油气钻完井技术和装备更是严重不足，深水油气开发及工程技术和装备的总体水平与国际一流水平相比存在巨大差距。
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