地震采集技术迭代升级  穿越北部湾海域完成密集养殖区OBN采集，突破150米落差巨大沙丘地震采集瓶颈，打破5000米以上世界最高海拔三维地震纪录，攻关形成12种地形59种地类的全地形施工能力，系统建成核心装备、关键软件完全自主可控的“全时间、全空间”节点采集技术体系，初步构建由勘探前端向开发后端延伸、由单一地震方法向重磁电震联合应用转变的油气勘探开发多元化探测体系，基本建立从物探测绘向人车物管控多场景应用扩展的北斗时空应用链，形成全地形施工能力、全节点采集技术、全链条探测体系、全覆盖北斗应用四大标志性成果。

深井钻井配套技术持续进步  攻关形成准中下组合P-T地层、哈山山前带提速方案，征12井三开平均机械钻速提高34%，哈山20井三开一趟钻进尺、机械钻速较邻井分别提高51%和148%，准噶尔中部区块超深层、周缘火成岩难钻地层钻井周期突破150天。迭代升级顺北、塔河工区超深油气井筒强化、防漏堵漏、“一趟钻”等优快钻井技术，顺北四级结构井二开提速11%、三开提速16%、全井周期缩短35.21%，顺中4-5X井刷新工区三级结构井单趟钻井最高进尺纪录；塔河新井钻井周期缩短14.47%，机械钻速提高25.51%。创新形成四川深层“APR工具+RTTS封隔器+Y241封隔器”酸压加砂一体化测试技术，一趟实现分段“酸化”和“酸+砂”分层复合改造及地质资料录取。

页岩油气工程配套技术不断优化  攻关形成页岩油效益开发钻完井技术系列，平均钻井周期由100余天缩短至17.05天，改造储层体积提升60%。涪陵老区迭代“瘦身井”优快钻完井技术3.0版，平均机械钻速提升24.7%。

深层煤层钻完井技术日益完善  研制高效异型齿PDC钻头、牙轮-PDC混合钻头、低摩阻动力钻具及配套降扭工具，迭代煤层多元防塌技术、煤层气MICEL钻井液体系，研发低密度水泥浆体系，攻关深煤层裂缝扩展规律，优化钻井参数动态调控方法，建立大偏移距水平井摩阻扭矩预测模型、压后返排控制模型等，形成集成大牛地深层煤层气安全高效钻完井技术工艺包，有力支撑和保障鄂尔多斯盆地深层煤层气资源效益开发。神木1HF井刷新大牛地气田深层煤层气二开311.2毫米大尺寸井眼单只钻头进尺(1802米)、全井平均机械钻速最快(14.22米/时)、钻井周期最短(28.88天)等纪录，首次实现深层煤层气水平井钻输测井。

油藏服务保障能力稳步提升  积极打造井下特种作业高端技术，在胜利、华北和川渝等重点工区压裂施工效率提高8.4%；綦页深1井完成国内首次175兆帕超高压压裂装备施工，累计安全应用8口井，其中铁北1侧HF井获高产气流42.41万米³/日，实现普光二叠系大隆组5300米以深超深层页岩气勘探突破。涪陵工区焦页45平台实现2口井同步压裂现场首次成功应用，压裂效率平均12段/日，最高16段/日，达国际先进水平。难动用储量合作开发提质扩面，范围由东部、西南向公司全域覆盖，类型由常规油气向非常规页岩油气拓展，全年累计新建产能油气当量255.4万吨。

钻井液技术取得新进展  开发抗温达240℃、最高密度达2.8克/厘米³/的超高密度油基钻井液，保障栖霞组超高温（185℃)、超高压（200兆帕）安全压井，创国内重晶石加重最高密度（2.66克/厘米³/）油基钻井液施工纪录。形成抗高温超高密度油基钻井液技术，解决新桥1井龙潭组崩解埋钻技术难题。研发生物质合成基钻井液，形成抗温180℃、密度（1.0—2.7）克/厘米³的钻井液体系，比矿物油黏度降低30.3%，切力提高5—7帕，百米钻屑产生量较同井型降低39.9%，具备降摩减阻、井壁稳定与环保等性能优势。

测录定技术助力“四提”持续突破  旋转地质导向钻井系统耐温范围从150℃提升至175℃,新增4.75英寸小直径仪器，最高造斜率达15.5°/30米；年度服务303口井，增长51%；累计进尺47万米，增加15.59万米；一趟钻井成功率从82.8%提升至89.4%。随钻高速传输技术依托公司“揭榜挂帅”项目，完成三轮长距离水循环试验及13口井现场试验，实现井深5025米处传输速率12比特每秒、解码正确率超90%，适应最高温度110℃、最大泥浆密度1.6克/厘米³工况。随钻电阻率测井系列175℃高温仪器年度应用27口井，最高实测温度超172℃,创国内同类仪器最高温纪录；研制近钻头地质导向系统样机,测量范围覆盖0.2—1000欧·米，可在150℃/140兆帕环境下稳定运行超24小时，测量曲线吻合度超90%；研发超深前探测样机，实现边探30.5米、前探15米的探测能力。高温高压测井技术超深井作业成功率达98%，200℃直推仪器在8000米以深井应用72井次，200℃高温直推存储式微电阻率扫描成像测井仪入选国务院国资委《中央企业科技创新成果推荐目录（2024年版）》；260℃超高温高压测井仪器应用13口井，入选国家能源局《第五批能源领域首台（套）重大技术装备名单》。声波远探测技术精准识别井外地质体并进行三维展示，提升缝洞表征能力，应用34口井、处理解释136口井，在红页9HF井中精准识别16段裂缝甜点，助力该井获高产气流，为红星地区千亿立方米页岩气增储提供有力支撑。分布式光纤测井技术构建全链条自有技术体系，在压裂与产剖监测领域应用13口井；突破套外光纤定位等技术难题，形成自主检测及避射技术。套后测井技术方面，套后声波测井集成双功能，应用22口井，合格率100%；套后中子测井完成标定校正，8口井资料全部合格；套后密度测井完成研制并开展2口井试验；套后电阻率测井创新线圈结构，成功研制瞬变电磁样机。高端录井装备系列研制岩屑“一趟录”系统样机，实现采洗、烘干、图像采集、元素分析至封包标记全流程自动化，岩屑图像识别率超80%；研发智能化远程控制综合录井仪，构建钻井工况与传感器诊断模型，可智能识别5种钻井工况，实时判别13种常见故障。

地面工程技术创新创效及“五化”工作成果丰硕  研制页岩油超高频采出液一体化处理装置，在牛55斜9井场、滨689新钻2口页岩油井完成中试试验。开发低温SCOT加氢氧化还原技术，兴隆净化厂一次性投产成功。研发“柔性内焊机根焊+双焊炬自动焊填盖”技术，解决普通内焊机爬坡难题。突破长输管道窄坡口激光自动识别及跟踪技术，摆宽精度达0.1—0.2毫米。首创钨极氩弧焊、PST(精确短路控制自动外根焊)等新型全自动焊外焊工艺，较组合自动焊提高工效2—3倍，创1219毫米管径单机组日焊85道口新纪录。形成平原、沙戈荒漠、山地、池塘水面和海上光伏电站工程的建设技术，具备吉瓦级新能源电站建设能力。发布《中国石化CCUS工程建设标准体系》，储备氢气长输管道管材－焊接－质量检验成套技术，新能源技术体系日趋完善。持续深化“五化”模式应用，定型915项标准化设计成果，编制采购标准26项，大力推广模块化建设，开展智能建造技术的应用研究，智能数控钢筋加工、爬壁机器人、智能仓储等技术试点应用，建成数智化工程建设一体化管控基础应用平台，开展技术方案自动校审等8类AI赋能场景攻关，创建标准规范智能问答等7个智能体。

数智油服建设赋能转型发展  发布Idrilling（应龙）科学钻井系统，累计应用526口井、平均机械钻速提升18.31%、钻井周期缩短11.63%，成功入选国家能源局2025年全国油气勘探开发十大标志性成果。“钻井施工方案智能优化系统”入选2025年中国油气人工智能科技优秀案例，应用27口井、方案符合率80%以上。加快MRO推广应用，完成188部钻机配套。研发违章智能识别系统，自动识别未穿工衣、未戴护目镜、人员倒卧等30类井场风险，实现在线实时分析及远程提醒，配套30支井队。智能坐岗系统新增配套27套，应用192井次，精准预判溢流、漏失风险11次，溢漏预警准确率达95.8%，预警前置时长提升5—7分钟。

石油工程核心装备加快迭代升级  全年电动化自动化更新改造钻机19台，钻机电动化率提高至75.1%，配置自动化钻机65部，模块化配置钻机263部，钻机综合自动化率提高至59%，电驱压裂撬水马力占比提高至29%，新购9串旋转导向仪器、6.5万道地震采集仪器等关键核心装备，装备结构和保障能力得到持续提升。

油气和新能源装备服务能源安全展现新作为  电动压裂装备支撑页岩气一机多井同步压裂革命，平均压裂效率达国际先进水平。8000马力电动压裂装备入选国家能源局《第五批能源领域首台（套）重大技术装备名单》，进入批量生产、成果转化阶段。国内首套电机直驱全自动海洋固井装备、国内首台全电驱自动化连续管作业机研制成功。钻头钻具助力刷新亚洲陆上水平井最长水平段、页岩油气最短钻井周期等纪录，螺杆钻具保障国内首口万米科探井高效施工。8吉帕金刚石复合片技术成熟度达量产条件，推动国产化替代降本取得实质性突破。建成国内首个ISO9级无尘5G智能节点仪组装生产线，投入批量生产，可控震源车完成工业测试。氢能装备服务于国家战略级西部陆海新通道“氢走廊”、国家能源领域首批氢能试点项目清北潜江绿氢、岩洞储氢国家级科研中试平台、深地国家科技重大专项盐穴储氢示范工程。成功研制2000米³（标准）/时碱水、250米³（标准）/时PEM电解槽、500米m³（标准）/时PEM电解水分离纯化系统和50吨低转速大杆载炼化压缩机主机。快速迭代开发LNG加注装备，形成差异化技术优势。