今年以来，天然气研究院紧扣公司重点勘探开发领域技术需求，聚焦油气田化学技术攻关，以“四个持续”系统推进技术创新，助力公司油田化学技术取得新突破，有力支撑了公司重点工程建设。

持续攻关高温酸液体系，超高温酸液技术实现重大突破。针对高温酸液与复杂储层精准匹配的技术瓶颈，系统研究了岩性特征、储层物性与酸液用量、黏度、浓度等参数的耦合作用规律，为现场酸液精准设计提供了科学依据；针对现场酸液配制效率低、性能无法实时调节的痛点，创新研发出黏度在6-70毫帕秒范围内可调的缓速变黏酸，配套开发了现场混配装置，实现了酸液黏度动态实时调节；面对超深井储层改造无改造液体技术的空白，突破性研发出耐温230℃加重酸、降阻酸，酸液密度可加重至1.3克每立方厘米，酸浓度在8%-20%可调，腐蚀速率控制在40克每平方米每小时以内，为超深井储层改造提供了关键技术利器。

持续优化固体降阻剂加注工艺，强悬砂压裂液技术取得显著成效。针对乳液降阻剂用量大、成本高及固体降阻剂分散溶解性差的难题，优化了固体降阻剂在线加注工艺，成功开发出最高满足24方/每分钟施工的固体降阻剂在线配制工艺，并在页岩气压裂现场实现了成功应用，降低了压裂液成本；围绕非常规气藏“控液提砂、储层低伤害”的核心需求，创新研发低分子强悬砂压裂液，突破了“低伤害、低摩阻、高携砂”性能难以协同的技术壁垒，降阻率达73.6%，静态悬砂能力满足24小时不沉降要求，在致密气压裂作业中表现优异。

持续完善含硫气井堵塞防控体系，常温溶硫与高效解堵性能大幅提升。针对古隆起生产井堵塞防治措施不完善的问题，构建了“一井一策”精准防控方案，对已投产老井建立堵塞预警及预防性治理机制，对未投产新井提出低成本完井管柱防腐防堵策略，从源头降低堵塞风险；针对高含硫气藏硫沉积堵塞难题，系统评估预防硫沉积药剂适应性，创新研发“物理-化学”协同溶硫剂，常温下饱和溶硫量较传统产品提升20%；针对常规解堵液对含FeS₂复杂堵塞物溶解率低的问题，开发专用解堵液，溶解率从30%大幅提升至60%，为高含硫气井高效解堵提供了技术保障。

持续升级非常规气藏泡沫冲砂液体，无有机硅高效消泡药剂实现技术创新。针对页岩气低压老井修井用微泡沫冲砂液耐温性不足、低密度范围窄的短板，研发出耐温150℃的高性能泡沫冲砂液，泡沫密度由0.7-0.9克每立方厘米扩展至0.5-0.9克每立方厘米，可满足深层低压页岩气井冲砂作业需求；针对凝析气藏泡沫排水作业中有机硅消泡剂影响油品质量、常规非硅消泡剂效果不佳的问题，创新研发无有机硅高效消泡药剂，配合抗油起泡剂、常温破乳剂，构建了凝析气藏泡沫排水药剂体系，3分钟消泡率达99%，消泡效果与有机硅产品相当，为绿色高效开发提供了新路径。

技术突破的同时，天研院高度重视技术与知识产权的协同发展。今年以来，油化专业方向开展标准制修订10项，其中页岩气首项产品国际标准已进入出版阶段，申报发明专利15件（含3件国际专利），授权发明专利3件（含1件国际专利），发表高水平学术论文7篇（其中二区SCI收录2篇），技术影响力持续扩大。下一步，天研院将紧密围绕公司“高质量上产500亿”建设中的关键技术需求，重点加强耐温260℃超高温酸液、可降解封堵材料等技术攻关，加快滑溜水用降阻剂、不同黏度压裂液等关键标准制定，为公司高质量上产提供坚实技术支撑。