（一）集团公司科技进展
1. 变质基岩油气成藏理论及关键技术指导渤海湾盆地发现亿吨级储量区带
针对基岩内幕有无良好储层、能否规模成藏等制约成熟盆地深化认识和规模发现的重大地质问题，中国石油通过对辽河凹陷变质基岩潜山油气成藏的系统研究，创建了变质基岩内幕油藏成藏理论和成熟盆地基岩油气藏评价理论，创新和发展了基岩油藏预测与评价等六项关键技术，树立了“源储一体化”勘探理念，指明了基岩油藏勘探的三大潜力领域。
变质基岩内幕油气成藏理论突破了变质基岩油藏五项传统认识，发现了变质基岩内幕存在多套油水系统，提出了油气成藏底界深度不小于烃源岩最大埋藏深度的理念，把占凹陷15%～20%的潜山领域拓展到全凹陷基岩内幕领域；发展了变质基岩油气藏评价理论，即T-CDMS多要素匹配成藏评价理论；创新和发展了变质基岩内幕地震成像预测技术、变质基岩岩性识别与储层评价等七项关键技术；形成以储层评价为核心，以源岩评价为约束的“源储一体化”勘探理念，揭示出成熟盆地富油气凹陷规模发现前景广阔，指出了变质基岩内幕油气藏和岩性油气藏等是该区下一步勘探获规模发现的重要潜力领域。
目前，在变质基岩油气成藏理论及勘探配套技术的指导下，辽河油田在变质基岩内幕等领域发现了亿吨级规模储量区带三个，累计新增探明储量1.2亿吨、控制储量1.4亿吨、预测储量1.4亿吨，储量规模4.0亿吨，总体技术达到国际领先水平，将对我国类似盆地的油气勘探起到指导作用。
2.高煤阶煤层气勘探开发理论和技术突破推动沁水盆地实现煤层气规模化开发
煤层气是我国最现实的战略接替资源，对保障我国天然气可持续发展意义重大。中国石油华北油田公司和勘探开发研究院经多年攻关，煤层气勘探开发关键理论与技术获突破性进展，新增加基本探明地质储量2045亿立方米，形成沁水盆地等煤层气产业基地，实现中国煤层气规模化开发。
在煤层气勘探方面，系统建立中国煤层气成因、赋存、成藏地质理论体系，实现了高煤阶煤层气地质理论的突破，揭示了煤层气富集规律；阐明了高煤阶煤层气开采过程中渗透率的变化规律；形成煤层气可采资源预测和煤层气富集区综合地质评价方法，开发三维三分量采集—处理—解释一体化煤储层裂隙预测技术和煤层气富集区AVO预测技术。煤层气地质理论和勘探技术有效指导沁水盆地探明我国第一个千亿立方米级煤层气大气田，累计探明储量1239.2亿立方米，预计可探明5000多亿立方米，为“十二五”煤层气产能建设提供了资源基础，培育和催生了我国煤层气战略性新兴产业。
在煤层气开发方面，自主设计了多分支水平井井型结构和布井方式，创新了煤层气开发的解堵性二次压裂增产技术，首次建立了“五段三压”气井管理方法，攻克了防砂防粉煤五项排采工艺技术，在沁水建成第一个数字化规模化煤层气田，直井最高日产量1.1万立方米、水平井最高日产量5.5万立方米。沁水煤层气田已建成6亿立方米产能并商业化运营，2010年商品气量为3.8亿立方米，已向西气东输提供商品气量超过1亿立方米。
3. “二三结合”水驱挖潜及二类油层聚合物驱油技术突破支撑大庆油田保持稳产
大庆油田长垣进入特高含水开发阶段，面临着保持油田持续高产稳产的世界级难题。经持续攻关，大庆油田长垣“二三结合”水驱挖潜及二类油层聚合物驱油技术取得重大进展，“十一五”期间新增原油产量263.7万吨，获得直接经济效益46.7亿元，保障了大庆油田特高含水期4000万吨以上持续高产稳产目标的实现，也将对大庆油田“十二五”持续稳产和百年油田建设起到重要支撑作用。
形成三项重要技术创新成果：（1）创新了不同类型河道砂体储层内部建筑结构精细刻画和剩余油定量表征技术，提高了特高含水期厚油层控水挖潜的效果，应用区块厚油层水驱采收率提高1个至2个百分点。（2）创新形成了渗透率100～300毫达西的二类油层聚合物驱油技术，比水驱提高采收率10个百分点以上，使二类油层聚合物驱在原有技术基础上多提高采收率3个百分点。（3）创新了大庆长垣特高含水油田“二三结合”开发模式和“二三结合”控水挖潜综合调整技术，将二次采油和三次采油相结合、二类油层挖潜和三类油层挖潜相结合，在三次采油之前对剩余油富集的二、三类油层进行水驱挖潜，提高水驱采收率4个至6个百分点，在常规三次加密调整基础上采收率进一步提高1个至2个百分点。
目前，我国陆相砂岩油田大都即将进入高含水或特高含水开发阶段。该项技术将对我国陆上高含水老油田进一步提高采收率技术的发展起到积极的引领作用，对改善我国同类陆相砂岩油田高含水或特高含水期开发效果具有重要的指导作用、广泛的应用价值和推广应用前景，必将产生巨大的经济效益和社会效益。
4. 超稠油热采基础研究及新技术开发取得重大突破
我国陆上稠油已累计发现储量30亿吨，动用储量17亿吨，年产稠油1200万吨以上，但面临开采方式单一、能耗与成本高、经济效益差、大量超稠油亟待动用等重大技术难题。
针对我国稠油开发面临的问题，中国石油自主研制了以大型三维热采模拟装置为标志的实验新技术新方法，使室内实验技术实现了从一维模拟向二维和三维高温高压模拟的重大跨越，数值模拟技术实现了油田现场不同尺度、不同空间维数稠油超稠油各种开采技术的实际模拟。建立了辽河、新疆稠油开发新技术先导试验基地，并在超稠油蒸汽驱、THAI、SAGD和火烧油层等系列新技术研发方面取得重大突破，揭示了火驱燃烧前缘展布规律和各区带热力学特征，深化了超稠油双水平井SAGD开采机理的认识，突破了SAGD循环预热及蒸汽腔发育均匀性调控、火烧油层点火、火烧前缘监测与控制等8项关键瓶颈技术，使我国稠油开发整体水平达到国际前列，为国内稠油1200万吨持续稳产、海外稠油业务快速发展提供强有力的理论技术支撑。
这些研究成果直接指导了新疆红浅1井区火烧、风城超稠油开发等重大开发试验及辽河稠油提高采收率技术的工业化应用。中国石油适合火烧驱油技术的储量8亿多吨，可提高采收率30%以上，增加可采储量2.5亿吨以上；新疆风城超稠油可动用储量2.5亿吨，“十二五”末将建成年产400万吨的生产规模；辽河稠油蒸汽驱和SAGD已形成年产规模100万吨，提高采收率25%以上。
5. 逆时偏移成像技术突破大幅提高成像精度
逆时偏移成像是目前国际上公认的高精度成像方法，只有少数几家大公司掌握这项技术。中国石油东方物探公司历时一年半，研发成功具有自主知识产权的适用于陆上和海上的逆时偏移软件系统——闪电系统，打破了国外公司技术封锁，填补了国内深度域偏移成像领域的技术空白，提升了我国在高端物探市场的竞争力。
逆时偏移软件基于完整的波动方程，在成像中无倾角限制，不仅可以对一次波成像，还可以对回转波、棱镜波、鬼波和其他多次波成像。与克希霍夫积分法偏移和单程波动方程偏移相比，其成像结果更好、信噪比更高、断层和陡倾角边界更清晰。该系统运行效率高，所需资源少，同等条件下相同单炮数据运算时间仅为其他商业软件的八分之一。中国石油研发出的具有自主知识产权的软件系统，在应用上更具灵活性，对硬件系统适应性更强，在国际同类型商业软件中处于领先地位。目前，闪电系统已在新疆、环渤海和滨里海等地区2255平方公里资料处理中得到应用，成像效果显著。
国产逆时偏移软件系统的诞生，是国内偏移技术研发的一个新的里程碑，将对提升我国核心软件国际市场竞争力发挥重要作用，并将进一步推动我国地震资料处理的技术进步，为占领物探高端服务市场提供有力的技术支撑。
6. 水平井钻完井和多段压裂技术突破大大改善低渗透油田开采效果
我国低渗透油气资源丰富，但普遍存在钻探难度大、开发效益差等难题。中国石油应用水平井技术，在水平钻井提速、降低钻井成本、水平井增产改造方面取得重大突破，水平井应用规模得到大幅提升，在低渗透油气田开发上取得显著成效。
在钻井技术方面，开展井身结构优化、取消导眼井钻进、优化靶前距和井眼轨迹、个性化钻头、优化钻井液等技术改进，水平井钻井周期明显缩短，苏里格地区水平井平均钻井周期从2008年的132天缩短到2010年的63.4天，钻井成本大幅降低。
在增产改造技术方面，通过自主攻关，建立了水平井井网、水平井分段压裂二套优化设计方法，研制出水平井双封单卡分段压裂、水平井滑套分段压裂、水平井水力喷砂分段压裂三大主体技术，完善了水力裂缝监测与评价、水平井修井、液体胶塞分段压裂改造及碳酸盐岩自转向高效酸化酸压三大配套工艺技术，在508口井中进行了现场试验，压后平均单井日产稳定在6.5吨，是直井的3.9倍。特别是在苏里格，2010年完成水平井近百口，水平井初期投产的日产量达到7.8万立方米，预测日产5万立方米可稳产5年。水平井增产改造技术的创新与应用，基本满足了大庆、吉林、长庆等油田常规低渗透油气藏水平井分段压裂的要求。
水平井钻井与增产改造技术的规模化应用改变了中国石油低渗透油气田的开发方式，初步实现了低渗透及特低渗透油田的高效开发，节约了土地占用，提高了单井产量，并将全面扭转中国石油长期存在的多井低产的油气开发状况。
7. 新一代一体化网络测井处理解释软件平台开发成功
中国石油勘探开发研究院和中油测井公司采用先进的编程手段，开发出一体化网络测井解释软件平台——CIFLog。这是全球首个基于Java-NetBeans前沿计算技术理念建立的第三代测井处理解释系统，具有一系列突出特点：跨Windows、Linux和Unix三大操作系统，运行在真64位环境，将全系列裸眼测井与套管井测井解释评价完全集成。
目前开发出的CIFLog 1.0版本包括单井解释、火山岩解释、碳酸盐岩解释、水淹层解释、生产测井解释、煤层气解释、管理及工具支撑和国产重大装备配套解释等处理解释系统。在单井解释系统中，除了包括全套常规处理程序以外，还包括微电阻率扫描成像、阵列感应、声波成像、偶极子声波、核磁共振、元素俘获能谱、过套管电阻率、电缆式地层测试等测井资料的处理解释程序，可提供中文版、英文版和其他文字版本。
新一代测井处理解释一体化软件平台将测井软件技术推向了一个新高度，在国内及国际测井服务领域具有很大的推广应用价值，不断升级和发展的潜力巨大，是我国测井软件技术研发的重大标志性成果。目前此软件平台已经投产上百套，年处理能力达到上万井次。
8. 多品种原油同管道高效安全输送技术有效解决长距离混输难题
西部原油管道是我国西部油气输送大动脉之一，也是目前我国输送工艺最先进、运行方式最复杂的长距离原油管道。在建设和生产运行中，遇到了原油品种多、物性差异大、不稳定性强、冷热油交替输送、频繁停输导致凝管风险等一系列我国乃至世界原油长输管道史上罕见的挑战。
中国石油与石油大学共同研究，逐一攻克了这些技术难关，形成了包括“多品种多批次原油加剂改性长距离常温顺序输送技术”、“同沟敷设原油成品油管道热力影响模拟技术”、“长距离管道冷热原油交替顺序输送技术”、“长距离含蜡原油管道间歇输送技术”、“降凝剂改性原油输送过程剪切和热力效应定量模拟理论与技术”等多项先进的输油新技术。通过把这些新技术集成应用于西部原油管道，形成了能有效应对多种复杂条件和输送要求的技术集成成果，构成了有效支撑管道安全、高效、灵活运行的原油输送技术体系。
该集成成果取得了多项技术创新，有效解决了严重制约西部管道工程建设及运行的系列重大难题，提高了管道运行的安全性、经济性与适应性，经济和社会效益显著，填补了该领域的多项技术空白，属国际领先水平，推广应用前景广阔。
9. 满足国Ⅳ标准的催化裂化汽油加氢改质技术开发成功
由中国石油自主开发的高选择性催化裂化汽油改质工艺技术（GARDES）与催化汽油选择性加氢脱硫（DSO）技术解决汽油加氢脱硫与辛烷值损失之间的矛盾，可直接生产出满足国Ⅳ标准的汽油。这两种技术都是将全馏分催化裂化汽油或经切割后的重催化裂化汽油先经过装有选择性脱硫催化剂的反应器进行选择性脱硫，然后再进入装有加氢异构化芳构化催化剂的反应器进行辛烷值恢复。
GARDES技术可对硫含量不超过500PPM、烯烃含量不超过50%（体积分数）的催化裂化汽油直接生产硫含量不超过50PPM的国IV标准清洁汽油调和组分。该工艺2010年1月9日在大连石化20万吨/年汽油加氢改质装置投油运转以来，稳定运转至今。工业应用结果表明：该技术在不经过轻重馏分切割的情况下加氢改质，可使催化裂化汽油的硫和烯烃含量降低70%～80%和25%～33%，辛烷值损失不大于1个单位，汽油收率大于99%，对高烯烃含量催化裂化汽油有较好的适应性，改质汽油硫含量和烯烃含量全面达到调和国Ⅳ标准汽油要求。
DSO技术具有工艺流程灵活、反应条件缓和、脱硫率高的特点， 2008年、2009年在玉门炼化总厂和大连石化的催化汽油加氢装置上应用，取得了良好效果。2011年将在乌鲁木齐石化60万吨/年催化汽油加氢装置进行工业试验，针对硫含量300PPM~500PPM的催化汽油，直接生产硫含量小于50PPM的国Ⅳ汽油调和组分，液收大于99%。
GARDES技术和DSO技术作为中国石油具有自主知识产权的清洁汽油生产技术，填补了中国石油的技术空白，为汽油质量升级提供有力的技术保障，具有巨大的社会效益和经济效益。
10.己烯-1工业化试验及万吨级成套技术开发成功助力提升聚乙烯产品性能
中国石油自主开发的乙烯三聚合成己烯-1成套技术，在大庆石化公司5000吨/年己烯-1工业试验装置上成功投产运行，并完成了2万吨/年己烯-1工艺包开发。工业运行表明，催化效率较中试技术提高1.3倍，乙烯单程转化率提高14.6%，生产的己烯-1产品纯度大于99%，主要技术指标优于国外同类工艺水平，质量达到国外同类产品标准。
己烯-1是高性能聚乙烯生产不可缺少的共聚单体，是提高聚乙烯产品竞争力的保证。该技术开发成功，改变了己烯-1依赖进口的局面，实现了自给，形成了四项创新技术：一是开发出高选择性己烯-1专用催化剂；二是开发出乙烯预混工艺；三是设计出高传质非均相釜式反应器；四是开发出不黏釜、低聚物在线脱除专有技术。
该技术的开发成功打破了国外技术壁垒，填补了中国石油己烯-1生产技术和己烯-1产品的空白，核心技术达到国际先进水平，对炼化企业新技术开发和推广应用具有重大意义。
（二）国际石油科技进展
1. 浅水超深层勘探技术不断创新与应用推动墨西哥湾成熟探区巨型气藏新发现
墨西哥湾大陆架地区作为经过近百年密集油气勘探的成熟探区，在油气地质勘探理论技术不断完善与推广应用的推动下，近几年在浅水区深层不断获得油气发现，特别是2010年年初在浅水区超深层发现Davy Jones气藏，可采天然气储量20万亿～60万亿立方英尺，标志着成熟探区油气勘探取得突破性进展。
地质勘探技术的进步及在深层勘探中的灵活运用，深化了对墨西哥湾超深层油气成藏条件和油气分布规律的认识，扩展了勘探思路，优化了勘探决策，改善了油气勘探效果，为取得勘探突破奠定了基础。(1)通过对区域性二维、三维地震地质资料的综合分析，认识到该区大陆架和深海区仅仅是属于两个不同的工程区域，而非不同的地质区域，消除了对构造地质背景的误解。(2)采用富方位角地震采集技术和Q-Marine单检波器技术，结合精细速度模型和高保真偏移算法，改善了盐下构造成像，搞清了超深层油气构造特征，为准确预测油气分布和部署勘探战略奠定了基础。（3）首次尝试了地震测线拐弯时继续放炮并采集资料的新方法，在处理时采用先进的噪声压制算法，提高采集效率和资料质量。（4）利用先进的可控源电磁技术、精细油藏描述等技术，较准确地预测了岩相模式及圈闭的形态、规模，有效降低了勘探风险。
最近，这一重要发现被相关部门确认是墨西哥湾近几十年最大的油气发现之一，并由此可能打开墨西哥湾浅水陆架区超深(25000英尺)层油气勘探的一个全新领域，这将成为墨西哥湾地区新一轮油气勘探的热点目标。
2. 有望探测剩余油分布的油藏纳米机器人首次成功通过现场测试
目前，油气采收率平均只有30%，大量剩余油（30%至70%）有待发现和开采，因此需要了解油藏井间基质、裂缝和流体的性质及与油气生产相关的一些变化，但现有的测井和物探技术在探测范围或分辨率上还无法满足这种需求。为有效探测和开采剩余油，一些大型石油公司和服务公司开展纳米机器人的研究，期望利用纳米机器人探测甚至改变油藏特性，从而提高油气开采效率和采收率。
纳米机器人不是传统意义上的纯机械机器人，而是一种化学分子系统和机械系统的有机结合体，垂直分辨率远高于测井和岩芯分析，探测范围介于测井与地震勘探之间，非常有助于进行油藏表征。在油气勘探与开采中具有多种用途：辅助圈定油藏范围、绘制裂缝和断层图形、识别和确定高渗通道、识别油藏中被遗漏的油气、优化井位设计和建立更有效的地质模型，将来还可能用于将化学品送入油藏深处进行驱油。这些应用有助于延长油气田的开采和供应年限，提高累积产油量和采收率。因此，油藏纳米机器人技术的发展前景十分广阔。
沙特阿美公司继2008年完成油藏纳米机器人的可行性研究后，2010年6月首次成功地完成了油藏纳米机器人的现场测试。测试结果证实：纳米机器人具有非常高的回收率；携带纳米机器人的流体具有很好的稳定性和流动性。目前送入油藏的Resbots纳米机器人尚无探测能力，沙特阿美公司计划在2年内将第一代Resbots送入油藏，并逐步增加探测与驱油能力。
3. 宽频地震勘探技术加大频谱采集范围有效解决复杂构造成像难题
随着勘探区域地质条件越来越复杂，油气越来越难发现，为了获得更加清晰的高分辨率图像，需要获得更宽的频谱信息，即同时获取低频和高频信息，这对于获得深层目标及薄层和小型沉积圈闭高分辨率图像尤为重要。
目前，国外有多家物探服务商的宽频地震勘探技术研究取得了新进展：PGS公司的GeoStreamer技术在增加低频信息的同时保护高频信息；Spectraseis公司的低频地震技术研究取得重大进展，2009年与雪佛龙、埃克森美孚等多家公司联合开展了低频地震合作项目，在墨西哥湾Burgos盆地开展的低频地震勘探最低频率可达0.03赫兹；2010年，中国石油东方地球物理公司与壳牌合作，开展的低频可控震源试验获得成功；CGGVeritas公司专门推出了宽频地震技术系列，为陆上、海上、海底地震勘探提供宽频方案。其中EmphaSeis陆上宽频采集方案能够获得高分辨率宽频子波；BroadSeis海上宽频采集方案能够获得最尖锐的子波和最佳分辨能力，可记录低于5赫兹的信息，并具有更高的信噪比；海底宽频采集方案包括先进的光纤系统、Searay电缆和创新高效的Trilobit节点技术。
4. 微地震监测成为油气勘探开发研究应用热点技术
微地震技术最早于20世纪80年代提出，90年代逐渐开始在其他行业应用。2006年，威德福公司推出FracMap微地震压裂监测技术，首次在油气勘探领域实现商业化应用。微地震监测技术在油气藏勘探开发方面的主要应用包括储层压裂监测、油藏动态监测等，可缩短和降低储层监测的周期与费用。
目前CGGVeritas、斯伦贝谢、贝克休斯、道达尔、哈里伯顿等多家公司推出微地震技术服务。道达尔公司在中东和南美分别进行了注蒸汽微地震监测研究。一些专门从事微地震技术服务的公司在该领域取得重大进展，在优化开发方案、提高采收率等方面起到关键作用。微地震技术服务公司研发出一套基于地表的微震数据采集观测系统，其专有的FracStar®技术在非常规资源开采中发挥重要作用。微地震技术在页岩气储集层中进行实时压裂监测效果显著，贝克休斯公司采用IntelliFrac服务解决了页岩气储层水力压裂实时监测难题。
目前，微地震监测技术已经成为地球物理界的热门技术之一，是储层压裂过程中最精确、最及时、信息最丰富的监测手段。随着对微地震震源机制、反演及可视化的深入研究，微地震技术将不断扩大应用范围，发展前景将更加广阔。
5. 先进技术集成推动超大位移井不断突破钻井极限
大位移钻井存在井眼轨迹控制难度大、井眼清洁困难、摩阻扭矩大、不易下套管等特点。通过不断研发完善和提升随钻测量技术、旋转导向钻井技术、随钻环空压力测量技术、先进的钻杆技术、钻井液技术及固井技术，并对这些技术进行集成应用，推动了大位移钻井不断创出新的世界纪录，同时钻井周期大幅缩短。
2008年1月，埃克森美孚公司应用钻井性能管理流程和井眼质量整合技术，结合作业前“纸上钻井”演习等措施，在萨哈林岛的Chayvo陆上油田创造出大位移钻井测深11680米的世界纪录，水平位移超过1万米，整口井钻时仅为68天。马士基石油公司在卡塔尔海上通过改进钻柱设计、应用轻质钻杆、使用高扭矩螺纹连接、综合钻井液优选、当量循环密度控制技术、优化井身结构设计并使用旋转地质导向系统等多项先进技术，用时36天，以完钻总深12289米的业绩刷新了埃克森美孚4个月前创下的测深世界纪录，并创下水平位移11569米、水平段长10902米、水垂比最大10.485等一系列新的世界纪录。2010年4月，埃克森美孚公司在南加利福尼亚海上应用钻井效能管理流程、井眼质量整体控制技术、先进的导向工具、下套管流程等，创下海洋固定式平台钻机钻出的最长大位移井世界纪录，水平位移达到10138米；应用快速钻井技术，钻井速度提升80%。
大位移钻井技术的持续进步，不断突破钻井极限，将为全球各类油气田利用大位移钻井技术进行海油陆采及海上油气的经济高效开发提供技术支持。
6. 导向套管尾管钻井技术实现钻井新突破
套管钻井作为一种高效低成本控制井眼问题的先进钻井技术，适用低压带、页岩层、煤层以及多压力带地层，在钻井提速、降本增效及解决循环漏失问题等方面具有很好效果，越来越受到油气钻井业的重视。近年来与旋转导向技术相结合，套管钻井成为导向钻井技术的新方向。贝克休斯、斯伦贝谢、TESCO等公司纷纷投入研发，斯伦贝谢与贝克休斯先后推出商业化产品并成功进行现场服务。
定向套管钻井（DCwD）技术，使用可回收的导向式井底钻具组合（BHA），实现套管钻井过程中的导向，导向工具既可使用旋转导向系统，又可使用容积式马达。该技术由斯伦贝谢与TESCO公司共同研制，适用于易发生漏失和井壁稳定性差的低压油田或老油田，目前已在北海和中东地区获得应用。2010年，DCwD技术在马来西亚一座海上平台作业，创造了13-38英寸 DCwD套管作业深度最深（1201米）、套管倾斜角度最大（58°）、机械钻速最高（100米/小时）的世界纪录。
可导向尾管钻井系统（SDL），是世界上首个实现可导向的尾管钻井系统，由贝克休斯与挪威国家石油公司共同开发。该系统结合贝克休斯的EZLine尾管钻井系统、AutoTrak旋转导向系统、X-treme马达、EZCase套管钻井专用钻头四种先进技术，可在尾管钻井的同时实现旋转导向。该系统可承受大钻压及高扭矩，并可在井下进行BHA更换操作。2010年1月，SDL系统在Statfjord油田完成第二次先导性试验，机械钻速与常规钻井速度相当，导向效果令人满意。
可导向套管尾管钻井技术的推出与成功应用，解决了定向钻井和水平钻井的井眼问题，为部分老井加深、深井延伸困难等问题提供一种有效解决方案，也为套管钻井技术的大规模应用奠定基础。
7. 元素测井技术获得突破性进展
地层评价对油气勘探和开发非常关键，元素分析是地层评价的重要手段之一。最新推出的新一代元素测井仪通过全面的地层元素测量，提供岩性和矿物学信息，可对复杂矿物地层进行快速精确评价；还可与实时数据采集软件结合，快速准确地提供现场与边远地区的地层元素可视化结果。新一代元素测井仪精度的提高及功能的增强，对重晶石、油基泥浆钻井，及碳酸盐岩、页岩和煤层的评价具有非常重要的意义。
新一代元素测井仪器利用测量的伽马能谱推导地层中的各种元素含量，重要的技术突破在于能够测量碳酸盐岩中的锰，提高了镁和铝的测量精度。这些都是油藏描述中非常重要，也是至今为止最难测量的元素。此外，新仪器用脉冲中子源取代了化学源，更加安全、环保、高效。同时，通过对井内伽马射线与热中子的屏蔽，大幅降低井眼周围的环境对测量结果的影响，提高了信噪比和测量精度。新仪器耐温350华氏度、耐压20000磅平方英寸，可以在淡水、盐水、油基泥浆及空气等多种井眼介质中工作。
新仪器通过对新增加元素的测量，可以更好地确定矿物成分，改善对孔隙度、饱和度、渗透率的评价效果，为储量计算、优化完井和增产设计等提供重要信息。目前，新仪器已经成功完成试验和现场测试，并获得令人满意的试验结果。
8.高精度数字式第三代地震监测系统在阿拉斯加管道投入运行
为了对阿拉斯加等地震高发区的油气输送管道进行有效监测和地震预警，为震后紧急救援和决策提供依据，目前阿拉斯加第三代管道地震监测系统已投入运行。
全长1280公里的阿拉斯加管道(TAPS)有865公里的管段抗震设防烈度超过7.0级。1977年建成投产以来，阿拉斯加管道就建设了一套地震监测系统。这套地震监测系统主要由11座数字式大地强烈运动加速度记录仪组成。1998年，阿拉斯加管道采用新的软硬件对第一代地震监测系统进行了更新，但传感器的数量并未增加。由于第二代监测系统是沿管道线性分布的，且传感器数量较少，难以精确指示管道潜在损害的位置。为此，阿拉斯加管道运营公司经过论证和研究，进一步完善了第三代地震监测系统，有效提高监测精度。
第三代系统由管道沿线的500多座高精度数字式大地强烈运动加速度记录仪组成，并通过互联网进行数据传输与实时监测。新系统在上一代监测系统的基础上，将一维监测系统拓展为二维监测系统，监测区域向管道两侧延伸，提高了地震监测的灵敏度。一旦管道沿线发生超过里氏3.5级的地震，系统就会发送电子邮件给予提醒。通过这套管道地震监测系统的监测，可以及时决定管道是否需要关闭或减输；分析管道及附属设施的受灾严重程度，确定管道受地震影响需要检修的区域或设备部位，节约检修维修时间，为风险管理提供技术支持。
9. 纤维素乙醇生物燃料开发取得重要进展
由丹麦诺维信公司开发的纤维素乙醇首次在全球实现了商业化量产，生产的酶制剂产品Cellic CTec2成功问世，成为开启纤维素乙醇创新之门的关键，有望成为极具竞争力的汽油替代品。
不同于采用玉米小麦等粮食作为原料的第一代生物燃料，该纤维素乙醇以非粮作物为原料，通常是玉米秸秆、玉米芯、小麦秸秆、甘蔗渣等农业废弃物或林业废弃物，甚至是城市居民生活废弃物，添加酶制剂后，经过水解、发酵和蒸馏等环节处理后，制成乙醇燃料，而酶制剂则是发酵法生产纤维素乙醇的关键成分。以这些生物质为原料加工纤维素乙醇，与传统的汽油相比，可以减少90％的温室气体排放。
纤维素乙醇是业内公认的第二代生物燃料，目前国际上已建设有多套工业示范装置，诺维信公司在其试验装置中将纤维素乙醇生产成本从4.13美元/加仑降低至2.35美元/加仑，约合人民币5330元/吨，并计划到2011年底前将生物乙醇产能扩大到37万吨/年，其中25%是纤维素乙醇，原料是玉米秸秆和玉米芯。在目前的美国市场上，这一成本可与汽油和常规乙醇相竞争。
10. 世界最大的煤制烯烃装置建成投产
世界首套煤制烯烃装置2010年8月在中国内蒙古包头市建成投产，所生产聚丙烯和聚乙烯产品完全符合聚合级烯烃产品的规格要求，甲醇转化率为99.9%，乙烯加丙烯选择性达到80%以上。该装置拥有五台气化炉和两台备用炉，是世界上迄今最大的煤制烯烃装置。
该装置以煤为原料，采用气流床气化技术将煤炭转化为合成气，利用合成气制成甲醇，甲醇再通过中科院大连化物所的DMTO技术进一步转化为烯烃，再进一步生产为聚乙烯和聚丙烯产品，同时副产硫黄、丁烯、丙烷和乙烷以及C5+等副产品。该项目总投资170亿元，主要生产装置包括5×1500吨/日投煤量煤气化装置、180万吨/年甲醇装置、60万吨/年MTO装置、30万吨/年聚乙烯装置、30万吨/年聚丙烯等装置。该装置主要在九个方面进行验证和示范：一是产品方向；二是工艺路线；三是技术可靠性；四是工程规模扩大可行性；五是技术装备能否满足生产要求；六是水资源的需求量；七是对环境的影响；八是经济可行性；九是工艺流程复杂性在管理上的要求。
该装置成功投产，开辟了烯烃生产的新技术途径，为实施替代能源战略、创立煤制烯烃新产业，实现传统煤化工向石油化工产业的延伸，具有重要意义。
