五年来，中国海油相继攻克多项关键核心技术，创新深水、高温高压天然气成藏理论，突破稠油规模化热采、深水高温高压和渤海中深层钻完井等关键技术。自主研发的旋转导向与随钻测井系统实现规模化商业应用；无人平台、智能炼厂有效推动海洋石油数字化转型。
创新认识指导勘探突破
海上油气勘探开发具有高科技、高投入的特点。“十三五”期间，中国海油在深水深层、高温高压等领域不断开展地质认识创新和科研攻关，先后形成了“南海高温高压钻完井关键技术及工业化应用”“渤海湾盆地深层大型整装凝析气田勘探理论技术与重大发现”等多个技术体系，获得国家科技进步一等奖2项、二等奖5项，为我国油气增储上产提供有力保障。
在这些技术体系支撑下，我国海上油气勘探开发攻克多个世界级难题，取得一系列重大突破。其中，“南海高温高压钻完井关键技术及工业化应用”支撑发现了5个高温高压气田，建成了我国海上首个高温高压气田东方13-1以及我国海上最大高温高压气田东方13-2，目前这套技术已在国内外全面应用，为全面开发海洋油气资源、践行海洋强国战略奠定了坚实基础。在“渤海湾盆地深层大型整装凝析气田勘探理论技术与重大发现”项目指导下，我国渤海湾成功发现千亿方大气田渤中19-6，为油型盆地天然气勘探打开了新局面。
五年来，中国海油新增探明石油、天然气地质储量13亿吨和超5000亿方，先后发现了垦利6-1、惠州26-6等一批大中型油气田，储量资源基础得到进一步夯实。
其中，在渤海莱州湾北部发现的首个亿吨级储量大油田垦利6-1，打破了该区域40余年无商业油气发现的局面；在南海东部海域获得的惠州26-6重大发现，是珠江口盆地浅水区首个大中型油气田。
关键核心技术持续攻关
“十三五”期间，中国海油不断加强关键核心技术装备攻关，先后启动“渤海油田上产4000万吨”“南海西部油田上产2000万方、南海东部油田上产2000万吨”重大科技专项，通过科技支撑、专项配套、强化管理等一系列重大举措，突破制约海上油气田上产的技术瓶颈。
聚焦低渗油气、稠油以及凝析气藏等难动用储量，中国海油持续攻关，实现海上稠油规模化热采的技术突破。2020年9月，我国海上首座大型稠油热采开发平台——旅大21-2平台顺利投产，标志着我国在开发开采海上稠油和特稠油进程中迈出了关键一步。
在深水油气开发装备方面，为服务我国首个自营整装深水油田流花16-2开发项目，中国海油先后攻克了深水单点系泊、电潜泵超远距离直驱变频供电、深水流动安全保障等世界级技术难题，自主完成了“FPSO+水下生产系统+井下双电潜泵举升技术”方案的总体设计、建造和安装，实现水下井口及水下采油树的首次自主设计，进一步完善了我国具有自主知识产权的深水油气开发工程建设技术体系。
为保障我国首个深水自营大气田陵水17-2开发，在全球首座半潜式储油平台“深海一号”能源站建造过程中，中国海油攻克大规模密闭空间作业、重量控制、高精度总装搭载等12个行业难题，在全球首创半潜平台立柱储油，采用全球最大跨度半潜平台桁架式组块技术及全球首次在陆地上采用船坞内湿式半坐墩大合拢技术，是我国海洋工程建造领域的集大成之作。同时，中国海油突破深水技术难关，自主建造完成了我国应用水深最深、工艺复杂性与建造难度最高的1500米深水中心管汇，为陵水17-2气田项目水下生产系统提供重要保障。
在钻井技术方面，中国海油自主研发的旋转导向与随钻测井系统实现规模商业化应用，2020年累计作业200余井次，一次入井成功率提升至86.2%；突破深水开发钻完井技术瓶颈，在陵水17-2气田成功应用，提速30%。
智能转型加速提质增效
中国海油将数字化、智能化转型作为企业“1534”总体发展思路中的重要举措，积极融入数字化创新大潮，通过数字化转型促进管理变革，实现降本增效，为高质量发展提供了重要支撑。
“十三五”期间，中国海油积极推进数字化、智能化油气田和炼厂建设，打造海上油气勘探开发“智慧大脑”。
中国海油加快推进生产操控中心和生产指挥中心建设，配合岸电项目，逐步推进海上平台无人化、台风生产模式常态化；建成勘探开发一体化数据中心，打造智能油田“一湖数据”，为数据集成统一共享打下坚实基础；建成国内首个海油工程数字化技术中心，大幅提升装备作业效率和安全水平。
通过开展海上平台无人化、少人化试点改造，目前已有28座平台实现无人化改造，平台无人化比例达11%，改造后平台预计每年可节省操作费约15%。
为改变海上信号“等风来”的状况，中国海油升级改造海上通信链路和基础网络，2020年海陆通讯干线带宽比2018年提升3倍，传输稳定性达到99%，海陆通讯能力得到大幅提升。
此外，中国海油还积极开展工业互联网建设，研究和深化北斗导航应用，完成“中海北斗星基增强系统”一期建设，为海上及陆上油气业务运行提供了高质量的导航定位服务。
