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　　医疗器械企业医疗器械企业多年来，中国石化坚持创新驱动发展，充分发挥科技支撑作用，突破一批关键核心技术，形成一批重大科技成果和转化示范工程，取得了显著的经济和社会效益。

　　科技成果转化并非一蹴而就，技术成熟度、经济可行性、政策支持力度等因素相互影响、协同发力，才能助推科技成果顺利从实验室走向市场，实现价值。此外，科技成果转化应用之路并非坦途，技术瓶颈、、市场接受度低等问题亟待解决。本版邀请中国石化石油勘探开发研究院、石油工程技术研究院、石油物探技术研究院的专家，围绕加快科技成果转化应用进行深入解读，6版介绍了部分企业的经验做法，敬请关注。

　　路 熙：一是科技成果的技术成熟度。油气田开发已经体系化，对科技成果的技术成熟度要求很高，通常需要经过概念验证、中试放大、工业化试验和生产流程测试等过程，经过逐渐放大试验规模和应用场景后，才能得到油气田生产现场的认可，这个过程往往需要数年。

　　二是科技成果的技术经济性。科研成果被认可后，应用的技术经济性仍需要考察和评估，只有能够满足油气田成本控制和经济效益评价的科研成果，才具有推广价值。

　　三是顶层设计与政策支持。科研成果转化环节是科研下游，但能否成功转化，与立项之初的顶层设计、资金支持、标准体系、政策法规等的引导和支持密不可分。

　　四是风险分担与转化模式创新。一项科研成果从研发到中试，再进入商业化阶段，中间要经历各种技术、经济和商业的风险与挑战，过去这些风险挑战都由科研人员承担，客观上制约了科研人员推动成果转化的积极性。在研究到应用的全链条上，建立投资多元化、各司其职、风险分担的科研成果转化新模式，将极大地促进提升科研质量，以及成果转化效率和效果。

　　许 璐：深入了解行业实际生产需求是科技成果转化的基石。以地震成像技术研发为例，该技术是精细刻画地下油气储层的利器，可帮助地质工作者对油气目标进行更深入的分析和认识，是油气勘探的核心环节。2013年，西北地区断溶体勘探面临严峻挑战，常规成像技术难以准确反映断溶体真实情况，严重制约了油气资源的勘探开发。物探院技术团队首次引入RTM（逆时偏移成像）技术，并针对其运算量大、对计算机硬件要求高的问题，研发GPU（图形处理器）多卡并行技术和面向海量数据的多级索引技术，成功解决了显存不足和数据读取存储效率低的难题，使该技术具备实际应用能力。

　　持续迭代的技术生态是科技成果保持竞争力和持续应用的关键。技术团队在各向同性RTM技术取得初步成功后，并未停下探索的脚步。通过不断的技术迭代创新，RTM技术系列逐渐完善，得到广泛应用，实现了从单一技术发展为综合门类的跨越，能适应各种复杂地质条件，为油气勘探提供更精准的成像服务。

　　产学研用协同机制为科技成果转化提供了强大的动力支持。为了研发出具有生命力的实用化技术，研发团队深入生产一线，积极开展“科研+生产”联合攻坚作战。攻关期间，为把技术真正融入生产，严格按照生产节奏，针对生产中反馈的应用问题不断进行技术的优化迭代。经过数月攻关会战，QRTM技术在超深层复杂探区首次应用成功，有效提高了勘探深度8000米的地震成像精度。到2024年底，该技术取得了丰硕成果，实现了大规模支撑应用，年处理面积达到6000平方公里，为油气勘探增储上产提供了有力的技术支撑。这种“实验室到现场”的无缝衔接，解决了理论与应用脱节的问题，是成果落地的重要保障。

　　政策与资源的长期投入是科技成果转化的重要保障。多年来，中国石化持续加大对自主技术研发的政策倾斜力度，不断推动国产化硬件替代，这些都为自主技术成功转化提供了资源基础。长期稳定的政策和资源投入，为科研团队提供了良好的研发环境和条件，使其能够专注于技术创新，不断攻克技术难题，推动自主技术的持续发展。

　　路 熙：总体而言，油气行业科技成果转化应用的发展趋势与当前科技发展潮流是一致的，即通过数字化与智能化赋能全产业链，从而提升油气行业在科技、经济、环保等领域的总体水平。

　　油气领域科技成果转化是覆盖技术、经济、政策、市场等多维度的系统工程，未来成功转化的关键在于：聚焦高附加值领域（如深海、非常规、低碳技术）、构建开放创新生态（产学研金服用深度融合）、强化数据与智能技术赋能、平衡经济效益与可持续发展。上述要素协同优化才能加快推动科技成果从实验室走向规模化应用，支撑油气行业持续健康发展。

　　许 璐：一是数字化与智能化转型。随着数字技术和人工智能的发展，科技成果将朝着数字化、智能化方向转化。例如，利用人工智能算法优化地震成像处理流程，实现自动化、智能化成像分析，提高勘探效率和准确性，降低人力成本。

　　二是国产化与自主化。过去，核心技术被国外公司垄断，这不仅限制了行业发展，而且带来了高昂的成本和安全隐患。随着国际技术竞争加剧，国产替代将成为趋势。未来，行业将持续加大在核心技术、高端装备等方面的研发投入，不断提高国产化与自主化水平，降低对国外技术的依赖，保障国家能源安全。

　　三是绿色可持续发展。行业对环保和可持续发展的关注度不断提高，科技成果转化将更加注重绿色环保技术的应用。在油气勘探中，要研发低能耗、低污染的勘探技术，减少对环境的影响，实现资源开发与环境保护的协调发展。

　　问：科技成果转化应用面临哪些挑战？作为科技研发工作者，对未来科技成果转化应用有何建议？

　　路 熙：科技成果转化应用面临的挑战主要有以下几点：科技研发成功与成果转化成功的影响和决定因素差别很大，所需要的技术成熟度不同、评价关注点不同、衡量成功的要素不同等；从科技成果到市场化的应用技术仍需要研发，科研工作与市场化推广的关注点不同，导致大部分科研成果在推广应用中仍有很多实际的技术问题需要解决，而科研人员不一定具有解决生产、加工和使用过程问题的能力，需要有应用推广技术人员进行协助；科技成果的创新性体现在多方面，可能面临传统行业人员的习惯阻力；科技成果开展现场应用，往往需要先期投入，如加工新产品、建设新装置、改变现有流程等，面临较高风险，这部分资金和运行人员问题往往难以解决；缺乏成熟商业模式，科技成果的盈利路径存在风险，影响各方资本的投入意愿，导致了科研成果转化融资难、技术配套不足、团队人力失衡等问题。

　　第一，以市场为导向重构研发逻辑。根据需求逆向研发，建立“现场出题-科研答题”机制，通过油气田企业与科研机构的产业联合，锁定科研创新的应用场景；探索油气上下游企业形成产业联盟，构建创新生态圈。

　　第二，完善科技成果转化支持体系。强化企业中试平台建设，创新科研经费和金融工具支持，培养锻炼科技成果转化的技术经纪人团队，健全衔接科研-现场-产业的中间环节。

　　第三，优化政策与激励机制。改革现有的科研立项-研究和验收体制，从领导专家说了算变为市场说了算。创新科研评价标准、明确利益分配机制、动态调整监管框架等，使之更加符合科研和应用规律。

　　许 璐：当前，技术成熟度与现场应用存在鸿沟，部分科技成果虽在实验室取得突破，但缺乏针对油田复杂地质条件的适应性验证。例如，RTM技术早期研发阶段曾面临显存不足、数据读取效率低等问题，需通过多轮次现场试验才能优化至实用化水平。技术推广也需考虑设备兼容性、操作人员技能门槛及成本。

　　此外，存在研发导向与生产需求脱节的问题。部分科研项目立项时未充分对接生产实际痛点，导致成果“叫好不叫座”。例如，某些新技术虽理论精度高，但因处理周期长、硬件成本高昂，实际使用率不高。

　　建议加强产学研合作，推行“大兵团作战”机制。由油气田定期发布技术需求清单，科研单位“揭榜挂帅”，深度参与油田勘探开发工作，确保研发方向与增储上产、降本增效目标精准匹配；培养复合型人才，加强跨学科培训，科研人员定期赴生产一线轮岗，深入了解现场痛点，确保技术研发“接地气”，打造既懂技术又熟悉生产的“双栖”团队。

　　近年来，全球科技创新格局正经历深刻变革，人工智能、新能源材料等前沿领域呈现指数级突破态势，科技升级迭代速度显著加快，创新链与产业链的深度融合互促已成为全球产业升级的主旋律。据国际能源署（IEA）统计，全球约60%的已探明油气储量需通过新技术才能经济有效开发。

　　国家政策驱动明显。国家“十四五”规划明确提出“加快油气勘探开发与新能源融合发展”，国务院国资委将“科技创新与产业创新深度融合”列为国企改革重点任务。各油气田企业以保障国家能源安全为己任，持续加大勘探开发投资力度，直接带动现场科技成果的应用规模。

　　市场需求导向明显。非常规资源开发需求旺盛，推动高温高压钻完井工具、智能测控装备、绿色油田化学剂等技术的快速迭代。

　　转化效率提升明显。政策与市场的双重驱动正重塑成果转化生态，促进成果转化效率的提升。

　　石油工程技术研究院作为集团公司上游科技创新的主力军，近年来在科技成果转化方面成效显著，7项标志性成果进入产业化阶段，高端固井工具国内市场占有率突破75%，并成功进入中东、中亚等市场。

　　机制改革，强化需求导向。工程院重构三级研发体系，畅通“科技攻关-成果转化-技术支持”链条，实现现场“关键难题”的全链条“同题共答”。围绕现场需求，研究（研发）中心专注基础研究、技术和产品研发，与清华大学、中科院武汉岩土所等单位共建联合研究中心，打造创新联合体；各区域中心贴近现场，提供一揽子解决方案，并推动实施。

　　聚焦核心技术，打造差异化优势。依托“原创技术策源地”建设医疗器械企业，将资源向深地、智能测控、绿色低碳等方向倾斜。针对万米特深井技术难题，构建了“地质力学模型+抗高温流体+大尺寸工具”的完整技术链，支撑“深地工程”战略落地；着力解决决策优化和高效处理解释难题，融合物理模型与AI算法，智能钻井系统在济阳丰页区块实现了L2级智能决策，自动化固井系统在重庆页岩气区块试验8口井，实现了固井全过程一键式自动化控制，地质工程一体化钻井设计软件投产应用，井眼轨道设计分析精度达到国际同类软件水平；着力解决可控暂堵和新能源工程难题，PGA可降解暂堵产品实现了宽温区可控降解，助力涪陵区块压后单井产量提高13%左右，高性能低摩阻水基钻井液实现“水替油”，助力苏北页岩油绿色高效开发。

　　政策激励，激活创新和创业新生态。工程院推行“双量化”差异化考核机制，绩效与成果转化效益直接挂钩。通过孵化器等模式，鼓励科研人员通过挂职锻炼和创业的方式投入成果孵化，探索“技术入股”“收益共享”等激励模式，激发创业动能。

　　面对能源行业的深刻变革，工程院研判未来行业科技发展趋势，制定了三大战略方向：一是以AI赋能石油工程智能化，从“经验驱动”到“数据驱动”，积极推进全流程的整合和产业化进程；二是绿色、低碳技术催生的新赛道，重点关注CCUS、地热开发、储氢技术等新的增长点；三是对标国际标准，积极推动高端工具、仪器和新型油田化学剂进入国际市场，与沙特阿美等国际石油公司建立技术合作关系。

　　尽管成效显著，但从实验室到生产现场的“最后一公里”仍需突破多重瓶颈。首先，应推动中试平台建设提速。全尺寸试验井群测试子平台、高温高压测试子平台、随钻测控测试子平台三大功能平台将陆续开建和应用，将极大缩短实验室成果到工业应用的周期，加快提升产品成熟度，补齐高效成果转化的短板。其次，应加强子公司市场化、规模化、品牌化建设，完善产业化路径。持续提升子公司的专业化水平和市场竞争优势，主动贴近生产现场，强化市场攻坚，增强品牌建设，以科研成果转化培育具有自主知识产权的“拳头产品”。最后，构建反哺研发机制，让科研人员共享产业化成果，完成激励闭环。

　　我国稠油资源丰富，但黏度大、难流动，需要注高温蒸汽降黏开采（热采）。热采技术复杂、成本高，导致稠油产量不足稀油1/10。稠油降黏技术是稠油开发利用亟待消除的技术瓶颈。

　　稠油低碳化学冷采靶向降黏关键技术在胜利、新疆、辽河等油田应用960井次，增产原油90.1万吨、减少蒸汽注入量110.8万吨、节约标准煤11.6万吨、减少二氧化碳排放26万吨、污水处理量60万立方米。

　　石勘院联合胜利油田、中国矿业大学（北京）组建“产学研用”联合创新团队，攻克了多项世界性难题。项目团队历时10余年，系统解决了长期制约稠油低碳化学降黏冷采的“地下降黏难、靶向输送难、高效注入难”三大难题，创新形成了双靶点降黏剂、自组装调堵剂、井下可控双向脉冲发生器等产品，建立了稠油低碳化学冷采靶向降黏关键技术体系，实现了稠油的低能耗、低碳排放、低成本开发医疗器械企业。

　　在油气勘探向深层、非常规领域拓展的背景下，固井漏失、环空气窜及水泥环密封失效三大技术难题严重制约着油气开发效率与安全，据统计，我国约30%的深井固井作业因漏失问题重复施工。

　　通过多年攻关，工程院研制出比水还轻的耐高温弹性低密度注氮水泥浆体系及固井一体化装备，实现了高压注氮发泡技术的突破。目前在全国各油田累计应用400余口井，低压易漏井作业周期缩短14天，并刷新多项工程应用纪录。

　　该技术快速实现产业化应用，对科研成果成功转化具有普遍的示范意义：一是以需求导向研发，对现场问题进行深入分析，在众多解决方案中选定超低密度注氮水泥浆方案，确保研发成果精准匹配现场痛点；二是“研产销用”一体化推进，通过自主转化、技术许可、成果孵化等方式，构建利益共享机制，调动研发团队转化积极性；三是标准化体系建设，主持制定国家标准两项，编制全流程标准化体系文件，形成可复制推广的作业模板。

　　从勘探需求出发，为解决复杂地质条件下的高精度成像问题，实现上游勘探降本增效，物探院研发了具有自主知识产权的RTM（逆时偏移成像）技术产品，打破国外地球物理公司对RTM技术的垄断。

　　目前，RTM成像技术在西部碳酸盐岩缝洞储层成像、东部复杂断块隐蔽油藏成像、南方山前带复杂构造成像、海域复杂断裂低幅构造成像等重点领域得到广泛应用，为一批高产井发现提供了有力的技术保障，有效支撑了“深地一号”工程顺利进行。

　　技术研发中以系统性前期调研奠定基础，通过多维度地质数据采集、全球技术路线对比及深海深地资源潜力分析，精准锁定盐下构造、超深层断裂等关键勘探场景的技术瓶颈。需求侧紧密对接一线勘探痛点，明确“高精度成像+高效计算”双核心目标，定制开发适应复杂地质条件的RTM解决方案。依托“产学研用”一体化机制，组建跨学科团队，实现算法优化、算力调度与场景验证的高效闭环，成果转化效率提升显著。