2020年中国石油十大科技进展

　　中国石油

　　1.风险勘探评价技术创新引领油气发现实现战略性突破

　　中国石油依托风险勘探评价重大项目，围绕制约勘探的关键地质问题和瓶颈技术强化攻关研究，创新油气成藏地质理论认识，推动勘探技术进步，取得一批重大新突破、新发现。

　　主要技术创新：（1）基于中西部大盆地整体研究和含油气系统基础图件编制，建立前陆冲断带下组合、大型砂砾岩、古老碳酸盐岩、火山岩及潜山内幕、高成熟页岩油等成藏规律认识，重点优选11个区带类型，明确勘探主攻方向；（2）建立“战略价值、目标落实程度、石油地质和工程条件”等四类36项参数构成目标评价体系，有效指导重大风险勘探目标提出、论证和部署，奠定新发现基础；（3）提出“立足大盆地、大领域、大目标、大发现；立足新盆地、新区带、新类型、新层系；立足高风险、高回报；立足低认识程度、低勘探程度；立足现有技术可行性”部署原则，明确“五个坚持，一个关注”勘探部署思路，创新风险井组部署方式，总结形成七项成功做法、六点研究经验及六点管理启示。

　　推动部署15口风险探井，其中塔里木盆地满深1、轮探1，四川盆地蓬探1、角探1，准噶尔盆地呼探1、康探1取得重大突破，有望形成新的万亿立方米级和10亿吨级大油气区，有效支撑国内原油产量稳中上升和天然气快速增长，为“十四五”及长远发展奠定坚实资源基础。

　　2.大面积、高丰度页岩气富集理论指导川南形成万亿方大气区

　　中国石油立足国家重大科技专项与公司科技项目，依托国家级页岩气研发平台和国家级产业化示范区，创建了适合我国南方复杂构造区海相页岩气的勘探开发理论和技术体系，实现川南页岩气规模效益和清洁开发，有望成为中国最大的页岩气规模增储区和中国石油增储上产主战场，有力推动四川盆地天然气大发展。

　　主要技术创新：（1）创建了大面积连续型富集“甜点区、甜点段”地质理论，形成“沉积成岩控储、保存条件控藏、优质储层连续厚度控产”的“三控”高产理论认识；（2）创新复杂构造演化、高-过成熟页岩气地质评价及开发优化技术，研发资源储量评价、保压含气性测定、孔渗测试、微纳米孔表征等技术，形成全生命周期产能评价、生产制度优化、高产主控因素量化分析方法；（3）创新了“体积开发”理论技术体系，形成复杂构造和高水平应力差背景下水平井优快钻进、体积压裂和清洁开采技术，建立地质工程一体化高产井培育方法并实现批量复制。

　　自主创建的深水陆棚“甜点区、甜点段”高产富集、水平井压裂平台式“体积开发”理论和技术体系，有效指导和支撑川南地区成为中国第一个万亿立方米页岩气探明区，建成年产量超百亿立方米页岩气大气田，使中国石油成为国内页岩气勘探开发的引领者、推动者和建设者。

　　3.纳米驱油技术助力低渗/超低渗老油田挖潜降本稳产

　　纳米驱油技术可以将水注入到油藏的任意角落，用于中高渗透油藏开发后期的战略接替和低渗/超低渗油藏的水驱有效动用，是对原有水驱开发理论、经典提高采收率观念的创新和发展。

　　主要技术创新：（1）提出中高渗透油藏开发后期剩余油主要赋存于纳/微米孔隙或被纳/微米孔隙阻隔，低渗/超低渗油藏的原油主要赋存于纳/微米孔隙，常规水驱无法波及的新认识；（2）发现水强氢键缔合作用形成的“大分子”网络结构，即“超级弱凝胶”是低渗/超低渗油藏注水困难的主要原因，将注入水的氢键缔合作用破坏，使注入水进入常规水驱波及不到的低渗区域，增加波及体积，转变了经典的提高采收率观念；（3）研发了毛细作用分析系统，发现并验证了纳米驱油剂作用机理，为进一步大幅度提高采收率提供了理论依据；（4）研制的纳米驱油剂可将注入水变为动态“小分子”水，大幅度降低注水“门槛”渗透率。

　　长庆油田超低渗透油藏10注36采现场先导试验效果显著，遏制了产量快速递减并实现硬增油，预计比常规水区提高采收率10个百分点，措施和药剂成本不足15美元/桶。中国石油低渗透探明储量约1/3以上无法注水开发，中高渗储量仍有40%以上提高采收率的空间，应用潜力巨大。

　　4.eSeis陆上节点地震仪器达到国际领先水平并实现产业化

　　为了解决传统有线地震仪在地震勘探中带来的施工效率低、作业成本高、安全风险大等问题，并满足高精度勘探对超大道数、高密度的需求，中国石油自主研发的eSeis陆上节点地震仪实现了高精度、高效率数据采集和低成本制造，可任意扩展采集道数，大幅提升作业效率和数据质量，降低作业成本和安全风险。

　　eSeis地震仪集成现代化工业化设计，仪器体积小、功耗低、智能化程度高，首创高精度时钟同步技术，将仪器时钟同步精度提高至10微秒以内，并融合32位模数转换技术，数据保真度从24位提高至32位，引领地震勘探设备向高精度和高保真度方向发展；研发节点立体化质控技术，实现了节点单元从人工、车载、无人机等方面全过程、全方位、多视角的质量控制，并创新采用无桩号节点放样技术，可实现检波点放样与节点单元质控一次完成，采集效率提高30%以上，作业成本降低20%以上；建设了自动化工业制造生产线，制造成本达到同行业节点单元最低水平。

　　eSeis节点地震仪实现了设计研发制造应用一体化，已工业化制造11万道，先后在新疆、长庆、华北等多个探区生产应用，性能稳定，数据回收率高达99%，减少放线作业人员50%以上。随着产品不断发展完善，将改变地震队传统施工模式，引领地震勘探从人工有线勘探向智能无线节点方向发展。

　　5.三维感应成像测井仪研发成功实现各向异性储层评价突破

　　中国石油经过多年攻关，国内首次成功研制形成了三维感应成像测井仪器与配套处理技术，可同时探测地层水平电阻率、垂向电阻率以及倾角、方位角等信息，实现感应测井技术从二维到三维、从均质测量到各向异性地层测量的跨越，提高了复杂储层油气准确识别和饱和度定量评价能力。

　　主要技术创新：（1）首创共点同心一体化三维线圈骨架结构设计，解决了三轴线圈交叉分量测量信号串扰难题；（2）创新高集成多频智能发射与多道同步采集技术，提升了采集精度；（3）创新多维九分量刻度技术，采用滑动三维刻度装置及三维刻度方法，实现多阵列三维线圈九分量同时刻度；（4）创新高保真处理技术，实现复杂井眼校正、高分辨率处理、多参数反演快速处理，提升了测井资料质量。

　　三维感应成像测井仪器在大庆、长庆、西南等油气田规模试验和应用，累计作业50余井次，测井资料合格率100%，开发井和探井解释符合率分别达到96.1%和93.6%。在大庆油田砂泥岩薄互层、海拉尔砂砾岩及古龙页岩油等储层评价方面应用效果显著；在西南油气田火山岩气藏，明确了电各向异性特征，为低阻气层准确识别提供了重要技术支撑。

　　6.自动化固井技术装备提升固井质量与作业效率

　　固井质量直接关系井筒寿命、安全环保生产，影响单井产量和勘探开发综合效益。中国石油创新理论、升级工艺方法，自主研发形成设计-仿真-监控一体化自动固井技术与装备，改变了传统固井作业以经验和人为控制为主、自动化程度低、施工质量和封固质量难以把控的现状。

　　主要技术创新：（1）突破了全生命周期固井密封完整性控制、复杂温压条件井下压力精细分析、多流体拟三维顶替模拟、复杂井型下套管预测和水泥浆混配密度自动控制等8大关键数理模型，奠定了自动化固井的控制理论基础；（2）研制出自动化水泥车、水泥头、稳定供灰等5大关键固井装备，开发出现场作业数据实时采集与操作控制系统，提升了固井作业的可靠性和精准度，建立了自动化固井的硬件基础；（3）创新形成集固井设计、仿真、自动监测与控制、大数据分析与技术管理等的多功能AnyCem?软硬件一体化平台，整合了固井业务单元孤岛数据，在国内外率先实现“无人操作”固井作业，推进了固井业务数字化转型发展。

　　该技术已在长庆、西南、辽河、塔里木等地区规模应用。AnyCem?固井软件支撑复杂深井、天然气井、水平井等固井优质率提升10%以上，助力高效勘探开发；自动化固井技术提升了固井连续精准施工水平，已建立5个示范队，提高作业效率30%，正引领国内固井技术发展。

　　7.立体式大平台水平井钻井技术助推页岩油规模开发

　　我国中高成熟度页岩油是未来油气增储上产战略重要接替领域，但面临层系多（2~3层）且单层厚度薄、非均质性强、单井累计产量低带来的成本控制难题。大平台及超长水平井是解决页岩油效益开发的关键，在国内应用中，面临偏移距大、常规钻井技术三维井眼轨迹控制难、储层钻遇率低、钻井周期长、成本高等挑战，中国石油通过技术攻关，创新形成大平台立体式钻完井技术。

　　主要技术创新：（1）利用三维多井构造变速成图及小断层识别技术，刻画构造及断层展布，优化了水平井轨迹，优质钻遇率达78%；（2）创新针对多层系的三维井身剖面设计方法、“鱼刺状预分”防碰绕障以及“小井斜走偏移距－稳井斜扭方位－增井斜入窗”井眼轨迹控制模式，平台单层系钻井实现6~8口，最大偏移距达1030米；（3）研发强抑制复合盐防塌钻井液体系，坍塌周期由7天延长至20天以上；（4）创新钻进参数多目标优化方法，集成高效PDC钻头、低速大扭矩螺杆、新型水力振荡器等工具，形成大偏移距三维水平井一趟钻钻井技术，实现1500米水平段一趟钻。

　　该技术在长庆页岩油全面推广，节约土地面积3266亩，钻井周期降至18天，最短钻井周期8.5天；创亚洲油井水平段4088米最长钻井纪录；单平台三个层系水平井数达22口。该技术为庆城300万吨页岩油建设提供了有力支撑，示范带动了新疆、吉林等油田页岩油水平井大井丛钻完井技术的规模应用。

　　8.自动化施工和数字化管道技术支撑中俄东线项目建设

　　中俄东线输气管道自黑河入境，由北向南，沿线有河流、冻土、沼泽和林带交替分布，冬季最低气温达零下45摄氏度，管道建设面临巨大挑战。中国石油通过研发攻关，创新形成一系列自动化施工和数字化管道技术，建成目前世界上最大的一条高钢级（X80）、大口径（1422毫米）、高压力（12兆帕）、长距离（全长逾8000公里）天然气输送管道。

　　主要技术进展：（1）首次在高寒地区实施以自动化施工为核心的1422毫米天然气管道冬季施工建设，取得技术成果40项，形成技术标准18项；（2）首次研究并掌握低温服役条件管线钢管、热煨弯管、管件等生产技术，形成系列产品与标准；（3）管道焊接采用计算机技术控制焊接参数和操作过程，首次实现管线100%自动化焊接、100%自动检测、100%机械化防腐补口；（4）开展管道数字孪生体构建，实现数字化设计、智能工地建设及全数字化移交，与完整性管理系统直接对接。

　　自动化施工和数字化管道建设技术为中俄东线工程的设计、建造、运行提供了先进的技术支撑和保障。该工程全线投产后，中国每年从俄罗斯引进天然气将达到380亿立方米，约占中国进口天然气总量的28%，对于保障国家能源安全、优化能源结构、助力地区经济发展有重要的意义。

　　9.航空生物燃料生产成套技术研发及工业应用

　　依托重大科技专项，航空生物燃料生产成套技术研发攻克了毛油精炼、加氢脱氧、裂化异构等关键技术，编制了6万吨/年毛油精炼和航空生物燃料工艺包，已具备工业示范应用条件。

　　主要技术创新：（1）开发出“转化-络合-吸附”毛油精炼工艺，高效脱除毛油中微量杂质，精炼油收率达到96.4%；（2）研制了高水热稳定性的油脂加氢脱氧催化剂，居同行业领先水平；（3）开发了表面酸性调控的选择性裂化异构催化剂，航煤收率达到63.5%；（4）编制了包含原料精炼、加氢脱氧和裂化异构全流程的6万吨/年航空生物燃料工艺包；（5）提出了涵盖小桐籽油、棕榈酸化油、餐厨废弃油脂、蓖麻籽油等多种原料的原料供应方案；（6）构建了中国石油首个航空生物燃料全生命周期分析模型和基础数据库，完成了碳排放全生命周期分析。

　　该技术研制成功，标志着中国石油已掌握了具有自主知识产权的航空生物燃料生产成套技术，对公司实现绿色低碳持续发展的战略目标和生物能源业务的发展具有重要意义。

　　10.全球首套柴油吸附分离工艺及装备成功实现工业应用

　　针对我国炼化行业劣质柴油加工难，烯烃、芳烃生产原料不足等重大问题，中国石油联合有关单位首创开发了柴油吸附分离工艺，攻克了技术、装备等难关，形成了特色鲜明的油品分质加工“平台级”技术，将助力炼化产业转型升级。

　　该技术采用模拟移动床吸附分离工艺，可对劣质柴油等油品中的重烃馏分进行分子层面族组成高纯度“分类归集”，避免了优质组分损失。2020年在山东滨州成功建成了全球首套40万吨/年工业生产装置，产品指标全面优于设计值，其非芳组分芳烃含量＜2%、重质芳烃组分芳烃含量＞98%。产品通过蒸汽裂解/催化裂解、重芳烃轻质化等方式可将柴油转化为烯烃、芳烃、白油、变压器油等高附加值产品。该柴油作裂解料时，可实现三烯收率提升＞20%、焦油产量降低＞60%、结焦率降低＞40%的优化目标，裂解性能总体优于全馏分石脑油。

　　形成了柴油馏分吸附分离工艺、柴油吸附剂、吸附分离专利格栅装备、吸附分离专用控制系统等多项重大创新，已申报专利12项，实现2套工业应用，预计可快速实现超过200万吨/年产能技术许可，单系列规模将突破百万吨。该技术的成功应用标志着我国成为目前全球唯一掌握柴油等重烃组分高纯度分离基础性关键技术的国家。