中国石油2015年十大科技进展
来源：中国石油新闻中心
1. 致密油地质理论及配套技术创新支撑鄂尔多斯盆地致密油取得重大突破
中国石油依托重大科技专项，创新致密油地质理论与认识，形成致密油勘探开发关键技术，支撑鄂尔多斯盆地致密油勘探开发取得重大突破，为长庆油田年5000万吨持续稳产提供技术保障。
形成5个方面的理论技术突破：（1）建立陆相湖盆半深湖—深湖“朵体+水道”重力流沉积模式，突破深水区找油气禁区，拓宽盆地长7致密油勘探范围。（2）发现致密储层与低渗透储层在储集空间与石油微观赋存状态的差异，明确致密储层渗流系统为簇状连通孔喉体，体积压裂是实现致密油有效动用的途径。（3）深化大型陆相湖盆“高强度生烃、持续充注、近源富集”的致密油成藏机理，提出致密储层成藏物性下限。（4）建立陆相湖盆致密油甜点优选、资源和储量评价标准及规范，创新水平井+体积压裂致密油开发关键技术。（5）创新提出致密油水平井准自然能量开发方式、井网类型、能量补充途径和开发技术政策，在国内率先实现致密油规模开发。
这些理论技术突破在致密油勘探开发实践中取得成功应用，勘探成功率由60%提高到78%，单井产量提高4至6倍，落实13个有利目标区，发现我国首个亿吨级新安边大型致密油田，新建产能100万吨，对我国致密油勘探开发起到示范推动作用。
2． 含油气盆地成盆—成烃—成藏全过程物理模拟再现技术有效指导油气勘探
中国石油经过10年攻关，自主研发形成了含油气盆地成盆、成烃、成藏多组分全过程物理模拟新技术，实现油气成藏要素模拟的定量化、可视化和规范化，为揭示复杂盆地油气成藏规律、指导油气勘探部署提供新手段。
研发具有自主知识产权的盆地构造与变形、高温高压沉积成岩等6套大型物理模拟装置，形成了以成盆、成烃、成储和成藏为核心的含油气盆地多组分等9项关键技术，解决多动力方向构造挤压、伸展、走滑作用、可有效推至地质体的高温高压生排烃以及成岩动力、油气充注动力与构造变形耦合等复杂过程的再现难题，使含油气盆地成藏要素与油气聚集物理模拟技术走在世界前列。
这项技术突破了以往成藏单要素模拟的局限性，通过对塔里木盆地库车盐下构造变形、储层演化与保持、天然气生成与充注的全过程模拟，创新深层天然气聚集模式，指导克深构造带万亿立方米规模天然气勘探，为深层、超深层和非常规领域石油地质理论创新和油气大发现提供强有力的技术支撑。
3. 大型碳酸盐岩油藏高效开发关键技术取得重大突破，支撑海外碳酸盐岩油藏高效开发
伊拉克碳酸盐岩油藏为大型生物碎屑灰岩油藏，是海外油田开发遇到的新类型，整体优化部署及注水开发技术方面没有成熟经验可借鉴。中国石油经过多年攻关，揭示水驱油机理，攻克整体优化部署及注水开发难题，支撑海外碳酸盐岩油藏高效开发。
主要技术创新：（1）生物碎屑碳酸盐岩油藏描述与一体化三维建模技术，指导油田快速评价与滚动扩边，新增地质储量1亿多吨。（2）揭示生物碎屑碳酸盐岩水驱油机理与渗流规律，准确预测开发初期单井产能和开发初期工作量。（3）研发薄层油藏整体水平注采井网模式和巨厚油藏大斜度水平井+直井注采井网模式，节约投资1.5亿美元。（4）创新“上产速度+投资规模+增量效益”的多目标协同优化技术，实现艾哈代布和哈法亚项目内部收益率分别提高3%和6%。（5）创新薄层碳酸盐岩油藏整体水平井注水和巨厚碳酸盐岩油藏分区分块差异注水开发技术，预计采收率比衰竭开发提高15%至20%，增加可采储量5亿吨。
这项技术应用效果显著，实现伊拉克项目内部收益率达到15%以上，百万吨产能建设投资低于3亿美元，技术推广应用至鲁迈拉和西古尔纳，助推伊拉克合作区2015年原油作业产量超过6000万吨，建成中国石油海外最大油气合作区。
4． 直井火驱提高稠油采收率技术成为稠油开发新一代战略接替技术
中国稠油已开发区普遍进入注蒸汽开发后期，面临采出程度低、油汽比低、吨油操作成本高等问题，亟待探索大幅度提高采收率和经济开发方式。火驱技术操作成本低，但面临原油燃烧过程复杂等问题。中国石油创新室内实验手段，揭示原油火烧机理，攻克井下大功率电点火、火线前缘调控等重大技术难题，直井火驱技术在现场得到工业化应用，将成为稠油开发新一代战略接替技术。
自主创新形成4个技术系列：（1）火驱机理研究与室内评价技术，创新了高温氧化反应动力学、三维高温高压火驱物理模拟等系列实验技术，揭示了火驱机理及最优燃烧状态。（2）直井火驱油藏工程优化设计技术，实现移风接火。（3）大功率移动式点火装置、井下高温高压测试装置、高温高含CO2条件下防腐技术、产出流体监测与处理系统等直井火驱关键工艺技术，点火成功率100%。（4）火线前缘调控与动态管理技术，能有效形成油墙，实现火线均匀推进。自主研制装备5套，形成了50余项操作与生产标准规范。
直井火驱技术在辽河、新疆油田的工业化应用取得突破性进展，使老油区焕发青春，2015年火驱井组已超过160井组，与注蒸汽相比，吨油操作成本降低30%，年产量达到45万吨。这项技术覆盖稠油地质储量10亿吨，增加可采储量3亿吨，应用前景广阔。
5. 开发地震技术创新为中国石油精细调整挖潜提供有效技术支撑
随着油田开发难度的增加，常规地震的分辨率已经不能满足精细开发的需求。中国石油2006年开始在大庆、冀东、新疆等多个探区实施精细开发地震技术研究，在数据采集、处理等方面取得重大突破，为老油田精细调整挖潜提供有效技术支撑。
以大庆油田为例，通过近10年的攻关，研发表层吸收补偿调查、地下密集管网准确定位、井地联采等新技术，实现高密度、宽频采集，地震信号频宽增加10至15赫兹；建立保幅处理方法和技术流程，地震频宽由8至63赫兹拓展到8至95赫兹，部分达到110赫兹；实现表层Q补偿、深层黏弹介质叠前时间偏移理论方法的突破，形成自主知识产权软件；创新密井网条件下的井震联合精细油藏描述技术，喇嘛杏油田三维数字化表征精度达到1％。，有效识别断距3至10米小断层，断点组合率由78.5%提高到94.3%，使2至5米窄小河道砂体、复合砂体内部的单一河道边界和沉积期次的描述精度由65%提高到80%以上，陆相薄互层地震刻画能力达到国际先进水平。
开发地震技术重构了地下构造和沉积储层认识体系，有效指导老油田开发生产。大庆长垣油田累计产油比规划多980万吨，水驱多增加阶段可采储量1200万吨，三次采油多增加阶段可采储量1600万吨，创直接经济效益8.33亿元。开发地震技术在大庆油田的成功应用为国内外老油田精细调整挖潜提供可靠的成功经验。
6． 随钻电阻率成像测井仪器研制成功
中国石油研制成功随钻方位侧向电阻率和方位电磁波电阻率成像测井仪器，为快速评价复杂储层和水平井地质导向提供新技术，进一步缩小随钻测井技术与国外先进水平的差距。
随钻方位侧向电阻率成像测井仪器采用侧向电阻率测量方式，能够完成深浅电阻率测量，同时可实现全井眼覆盖旋转扫描电阻率成像以及地层边界探测，利于详细描述地层特征，提高地质导向准确性。仪器的主要技术指标达到国际领先水平：垂直分辨率0.2米，图像分辨率13毫米，测量范围0.2至2万欧姆·米，探边距离达到1米，耐温耐压分别为155摄氏度和140兆帕，可连续工作200小时。主要技术创新包括：（1）独特的发射线圈和测量电极设计，改善地层响应；（2）纽扣电极嵌入技术，提高图像分辨率；（3）上下环形发射线圈的优化设计和软件聚焦技术，降低仪器复杂性和制造成本；（4）侧向象限电阻率测量技术，同时获得储层边界距离和方位。
随钻方位电磁波测井仪器采用2兆赫兹和500千赫兹两种测量频率，适于中低阻地层。主要技术突破在于：（1）独特的天线设计，使地质导向更精确。（2）自动稳定补偿技术和动态方位测量技术，使电阻率测量更准确。（3）动态仪器姿态测量方式，利于提高钻进效率、减少停钻次数。（4）自适应快速反演算法和快速实时数据处理及显示系统，实时显示地层电阻率及地层边界3米以内的变化。
目前，这种仪器已投入现场试验，测量效果良好。这两种仪器大幅提升薄层、非均质、低孔等复杂储层的大斜度井/水平井地质导向和储层评价能力，具有广阔的应用前景。
7． 高性能水基钻井液技术取得重大进展，成为页岩气开发油基钻井液的有效替代技术
中国石油针对页岩垮塌和摩阻大等问题，大力推进页岩气水平井高性能水基钻井液研发，成功开发出CQH-M1、DRHPW-1两套体系，为解决页岩气开发普遍采用的油基钻井液成本高、对环境不友好及影响开发效益的技术难题提供了一种新的技术途径。
CQH-M1高性能水基钻井液体系具有无土相、高效封堵、复合抑制等特点，已开展9井次试验应用。在威远区块，创下井深5250米、井温130摄氏度、穿越页岩进尺2238米等多项纪录；在长宁区块，创造了水平段穿越页岩进尺、钻井液浸泡时间等多项纪录。
DRHPW-1高性能水基钻井液体系具有强抑制、强封堵、润滑性和热稳定性，主体技术指标达到油基钻井液水平，在昭通区块YS108H4-2井首次应用即创造这个地区钻井周期37.17天新纪录；在其他井中应用，取得1670米水平段中钻井液浸泡40余天后，顺利实施起下钻、下套管作业等突出效果。
中国石油页岩气水平井高性能水基钻井液实现国内零的突破，总体指标达到国际先进水平，进一步完善配套，将成为页岩气开发中油基钻井液有效替代技术，满足页岩气开发环保要求，提高页岩气开发整体效益。
8. X80钢级1422毫米大口径管道建设技术为中俄东线管道建设提供了强有力技术保障
中国石油通过对X80钢级1422毫米管道建设技术的攻关，形成第三代大输量天然气管道建设配套技术，并将首次应用于中俄东线天然气管道项目建设中，刷新国内高压大口径天然气管道建设纪录。
主要技术进展包括：（1）形成了X80钢级、1422毫米、12兆帕管道断裂控制技术，建成了国内第一个全尺寸管道爆**破试验场，在国际上首次开展X80钢级、1422毫米、12兆帕、使用天然气介质的全尺寸管道爆**破试验。（2）制定了X80钢级1422毫米管材及管件系列技术要求，完成了直缝埋弧焊管和螺旋埋弧焊管小批量试制、热煨弯管单根试制、三通单件试制。（3）研制了56英寸全焊接球阀和DN1550环锁型快开盲板，通过了出厂鉴定。（4）形成了X80钢级1422毫米焊管现场焊接工艺，管道吊装工艺及技术规范，冷弯管机的改造以及冷弯工艺。（5）研发了适应于X80钢级1422毫米管道施工的配套对口器、坡口机、内焊机、外焊机、机械化补口等装备24台/套。（6）制定了《1422管道线路工程设计及施工技术规定》等13项标准规范。
这项技术将为中俄东线以及未来高钢级大口径天然气管道建设提供技术保障，不但能够推动我国油气管道建设技术水平持续保持国际领跑地位，而且将带动国内冶金、制管、机电等相关行业的技术进步。
9. 千万吨级大型炼厂成套技术开发应用取得重大突破
中国石油联合多家单位，成功开发出具有自主知识产权的千万吨级大型炼厂成套技术，总体技术水平达到国际先进水平，标志着中国石油完全具备了千万吨级大型炼厂总体设计和所有主要工艺装置自主设计能力，补齐了炼油设计技术短板。
这项成套技术的主要创新包括：（1）创建中国石油首个包括炼厂核心装置的delta-base模型和硫传递数据库，开发出千万吨级大型炼厂总体优化技术。（2）开发出千万吨级重质原油常减压工艺包。（3）集成开发出沉降器防结焦、提升管后部直连等10余项先进技术及200万吨/年TMP催化裂解工艺包。（4）攻克定向反射阶梯式防结焦焦化炉、供氢体循环等系列先进技术，开发出以加工劣质重质渣油为主的400万吨年/级延迟焦化工艺包。（5）开发出催化汽油加氢DSO和GARDES技术工艺包。
这项成套技术中的单项特色技术和工艺包已在广西石化等40余家单位的80余套工业装置上得到应用与验证，大幅减少技术引进，累计创造经济效益15亿元以上，为中国石油炼油业务发展和核心竞争力提升提供了有力技术支撑。
10. 稀土顺丁橡胶工业化成套技术开发试验成功
中国石油“1.5万吨/年稀土顺丁橡胶工业化试验”在独山子石化公司通过现场验收，成功试产出合格的BR9101稀土橡胶，开发出具有自主知识产权的5万吨/年稀土顺丁橡胶成套技术，标志着中国石油已经掌握了顺丁橡胶稀土催化剂体系制备和稀土顺丁橡胶工业化生产成套技术。
这项技术由中国石油与多家单位合作开发，完成了由小试、中试到工业化技术的开发，形成了单线能力5万吨/年稀土顺丁橡胶生产成套技术工艺包。该技术催化剂体系具有高活性、高稳定性、高温定向性等特点，可在宽范围内调节稀土顺丁橡胶产品分子量；产品性能达到国外同类产品水平，并制定了国内首项稀土顺丁橡胶质量标准。取得的技术创新成果包括：（1）形成了一种新的三元稀土催化剂陈化工艺技术及设备，解决了三元稀土催化剂陈化后易出现沉淀堵塞催化剂进料管线问题。（2）开发了蒸汽预凝聚技术，与凝聚三层异形搅拌相结合，解决了稀土顺丁橡胶由于分子量大、自黏性强，在凝聚时易结团问题。（3）首次实现稀土顺丁橡胶与镍系顺丁橡胶在同一套装置共用一套溶剂油回收系统同时生产，使这项技术灵活易操作，在国内现有顺丁橡胶装置即可推广应用。工业试验数据表明，产品性能达到国际市场主流牌号产品的水平。
这项技术的成功，预示着中国石油已经形成了以稀土催化剂为核心的具有自主知识产权的成套稀土顺丁橡胶生产技术，是我国继镍系顺丁橡胶产业化后，自主开发的又一大品种的合成橡胶生产成套技术。
