老油田借助纳米技术“逆龄重生”、二氧化碳驱油封存同步实现、技术穿透地下资源困局、AI算法优化地下缝网，在技术引领下，油气开发不再仅是挖掘资源，更是创造资源。

“2024年，国内油气产量当量首次超过4亿吨，连续8年保持千万吨级快速增长，其中原油产量达到2.13亿吨，天然气产量达到2488亿立方米，稳油增气发展形势进一步巩固，油气开发取得显著成效。”在2025年中国油气开发技术年会暨油气开发新成果及新技术展示会上，中国石油学会理事长焦方正用一组数据展示了油气开发成果。在保障国家能源安全的关键“战役”中，技术创新重新定义能源安全的边界，油气开发技术已成为决定性力量。

技术成为增储上产硬核支撑。

在开发技术方面，水驱功能化、化学驱智能化、气驱规模化、热驱混相低碳化，实现原油开发技术提档升级。在此技术下，老油田实现“逆龄重生”，纳米智能驱油与超级化学驱大幅提升采收率。据中国石化高级专家周德华介绍，中国石化化学驱年增油超150万吨，水驱采收率提至30.5%。

其他技术方面，各油气公司也带来了最新数据。CCUS产业化全国累计注碳超1500万吨。其中，中国石油通过实施1000万吨CCUS/CCS全覆盖工程，在新疆油田等区域开展应用，实现增油超300万吨。延长石油则创新“溶蚀增渗+润湿促渗”技术，单井产量提升50%以上。

技术加持下，油气开发深度下限持续突破，“两深一非”多点开花。

各油气公司都在不断提速非常规资源的开发工作。2024年，三大国家级页岩油示范区产量突破780万吨，中国石化涪陵页岩气立体开发井组采收率达44.6%。深层煤岩气开发也取得突破，鄂尔多斯盆地深部煤岩气产量达25亿立方米，成为非常规油气“新黑马”。同时，超深井技术不断突破，万米深井“深地塔科1井”钻探10910米发现烃类；国产12000米钻机、旋转导向系统实现突破。

工程技术装备方面，物探技术加速升级迭代，高精度可控震源、陆海节点采集和具有自主知识产权的地震数据处理解释一体化软件等技术装备广泛应用，“深海一号”超深水大气田标志自主能力跨越，“深水导管架+圆筒型FPSO”模式延长流花油田寿命30年，支撑海洋油气开发不断向深水超深水迈进。

智能化技术则重塑产业新形态。

当前，大数据、云计算、人工智能等数字技术广泛应用于油气开发各环节，油气开发大型工业软件国产化持续推进。比如，中国海油建成覆盖全环节实时数据平台，中国石油推动油气藏数字孪生系统建设。“AI大模型不断破解页岩油非均质性难题，实现地震—测井—岩心跨模态融合。”中国工程院院士刘合说。

刘合指出，油气行业大模型应用刚刚起步，部分油气企业基于开源大语言模型，利用微调、检索增强等方式发布大语言模型产品，部分学者尝试利用视觉/多模态基础模型研发面向油气业务的场景模型。“行业整体还需要解决数据量和数据质量难以支撑大模型训练、研发投入成本高、难以实现算法自主可控等问题，真正实现智能化转化。”

与会专家表示，未来，新能源、煤炭气化、CCUS、智能化“四大融合”将重塑中国能源版图，而技术创新是解锁油气能源安全的终极密钥。

焦方正指出，看到上述成绩的同时，也应当清醒认识到我国油气开发仍然面临老油气田稳产增产及大幅度提高采收率难度大，海洋深水、深层超深层、非常规油气资源规模效益开发难度大，油气开发关键核心技术亟须迭代升级，绿色低碳转型压力大等诸多挑战。要充分发挥理论技术创新引领作用，加大油气有效动用和效益开发力度，提升石油天然气国内供应保障能力。

“未来油气开发要重点推动‘五个加快’工程，一是加快攻关提高采收率新技术工程；二是加快海洋深水深层超深层、页岩油气、深层煤岩气等油气新领域效益建产工程；三是加快关键核心技术装备国产化工程；四是加快数字化、智能化技术全环节应用工程；五是加快油气开发与新能源深度融合发展工程，推进CCUS、EUR、EGR全产业链技术，加大二氧化碳驱油提高采收率规模化应用，持续强化保障能源安全和推进绿色低碳转型。”焦方正说。