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2011年中國石油十大科技進展
1.勘探理論和技術(shù)創(chuàng)新指導發(fā)現(xiàn)牛東超深潛山油氣田
華北地區(qū)中淺層潛山油氣藏勘探程度高但富油凹陷剩余油氣資源依然豐富。通過創(chuàng)新提出富油凹陷精細二次勘探理念，集成和發(fā)展超深潛山油氣藏勘探理論和關鍵技術(shù)，現(xiàn)場實施獲得牛東超深、超高溫、特高產(chǎn)潛山油氣田重大發(fā)現(xiàn)。
在成藏理論方面，揭示了潛山油氣運聚成藏新機理，建立了超深斷階等多種潛山成藏新模式，提出了深層具有形成大油氣田的油氣源條件和超深潛山儲集物性基本不受埋深影響等新認識；在勘探技術(shù)方面，集成創(chuàng)新了超高溫碳酸鹽巖儲層深度體積酸壓改造技術(shù)等兩項關鍵技術(shù)。
勘探理論和技術(shù)創(chuàng)新有效指導了我國東部油氣資源勘探實踐，取得超深潛山油氣勘探重大突破。在冀中坳陷發(fā)現(xiàn)的牛東超深潛山油氣田油藏底部深度達6027米，溫度達201攝氏度，測試獲高產(chǎn)油氣 流，是渤海灣盆地乃至中國東部目前發(fā)現(xiàn)的深度最大、溫度最高的特高產(chǎn)超深潛山油氣田。該發(fā)現(xiàn)對推動深層潛山油氣勘探具有里程碑意義，也表明渤海灣盆地深層油氣資源豐富。超深潛山是重要的勘探新領域，勘探潛力巨大。
2.陸上大油氣區(qū)成藏理論技術(shù)突破支撐儲量高峰期工程
中國陸上大油氣區(qū)成藏地質(zhì)理論與技術(shù)攻關取得多項創(chuàng)新成果，有效支撐了油氣儲量高峰期工程。
創(chuàng)新發(fā)展了低孔滲碎屑巖巖性大油氣區(qū)成藏地質(zhì)理論與有效儲層疊前預測技術(shù)，攻克了低孔滲碎屑巖地震資料保真處理與有效儲層預測等技術(shù)瓶頸；創(chuàng)新發(fā)展了碳酸鹽巖巖溶儲層大油氣區(qū)成藏地質(zhì)理論認識與縫洞單元量化描述配套技術(shù)，解決了碳酸鹽巖縫洞型儲層預測面臨的技術(shù)難題；創(chuàng)新發(fā)展了碳酸鹽巖臺緣礁灘大型油氣區(qū)成藏地質(zhì)理論認識與儲層及流體預測技術(shù)，形成了碳酸鹽巖臺緣礁灘大氣區(qū)的形成與分布新觀點；創(chuàng)新發(fā)展了復雜高陡深層構(gòu)造大氣區(qū)成藏地質(zhì)理論認識與高陡構(gòu)造地震疊前成像技術(shù)，攻克了寬線大組合地震采集等關鍵技術(shù)，成像質(zhì)量大幅提高；創(chuàng)新發(fā)展了火山巖巖性地層大油氣區(qū)成藏地質(zhì)理論認識與“四步法”火山巖儲層描述技術(shù)，攻克了火山巖有效儲層預測技術(shù)瓶頸。
成果的應用保障中國石油“十一五”期間形成15個5～10億噸規(guī)模儲量區(qū)。
3.油田開發(fā)實驗研究系列新技術(shù)新方法獲重大進展
我國油氣資源類型日趨復雜，認識和揭示儲層特點、流體性質(zhì)、滲流規(guī)律和油氣生產(chǎn)特征更加重要。
研發(fā)成功5項實驗新技術(shù)，解決了油氣水三相流體和微流量流體計量等世界級難題；自主研發(fā)了多維多尺度高溫高壓物理模擬實驗平臺等3套標志性設備及與之配套的7項實驗新方法，申請專利35項，已獲專利授權(quán)16項，并形成4項國家標準和6項石油行業(yè)標準，整體技術(shù)達到國際先進水平；基礎理論取得4項重要創(chuàng)新：形成水驅(qū)/化學驅(qū)/氣驅(qū)過程物理模擬的關鍵相似準則和物理建模方法，突破了流體動態(tài)飽和度場測試難題，找到了陸相沉積油藏原油—二氧化碳體系關鍵狀態(tài)參數(shù)的表征關系，建立了以擬泡點壓力和氣體突破壓力為特征的泡沫油采收率與生產(chǎn)壓力關系。
作為油田開發(fā)和三次采油的基礎，油田開發(fā)實驗研究新技術(shù)和新方法，有效支撐973、863等國家和公司的重大基礎研究，推進了開發(fā)實驗測試方法的升級換代和行業(yè)開發(fā)實驗技術(shù)標準化，為中國石油在油氣田開發(fā)實驗領域持續(xù)創(chuàng)新以及三次采油技術(shù)保持國際領先做出重要貢獻。
4.復雜油氣藏開發(fā)關鍵技術(shù)突破支撐“海外大慶”建設
中國石油的海外資源多為油藏條件復雜、開采環(huán)境惡劣、技術(shù)難度大的油田，缺乏成熟技術(shù)可借鑒。
經(jīng)過持續(xù)攻關，特殊環(huán)境下復雜類型油氣藏開發(fā)關鍵技術(shù)取得四項重大突破：揭示了以微裂縫為主要滲流通道的層狀碳酸鹽巖儲層成因機理，首創(chuàng)大型碳酸鹽巖油氣田細分層系分層注水及氣頂屏障注水與油環(huán)面積注水相結(jié)合的注采方式，碳酸鹽巖油氣田采收率提高13%以上；揭示了超重油降壓開采機理，創(chuàng)新了不連續(xù)分散溶解氣泡沫驅(qū)替能量高效利用的設計方法和叢式水平井整體布井冷采工藝技術(shù)，超重油冷采采收率提高2.6%；揭示了高凝油固相析出機理和水驅(qū)溫度場變化規(guī)律，創(chuàng)新了大型高凝油油藏直井與水平井相結(jié)合的控溫無傷害注水開發(fā)技術(shù)，集成發(fā)展了國內(nèi)注水開發(fā)和剩余油挖潛技術(shù)，砂巖新油田實現(xiàn)快速建成產(chǎn)量1575萬噸，砂巖老油田采收率提高5.6%。
復雜油氣藏開發(fā)關鍵技術(shù)創(chuàng)新成果有力支撐了中國石油海外油氣業(yè)務快速發(fā)展，實現(xiàn)低成本和高效益目標，為建成“海外大慶”提供了重要科技支撐。
5.中國石油首套綜合裂縫預測軟件系統(tǒng)研發(fā)成功
裂縫檢測是裂縫性儲層預測的關鍵。中國石油研發(fā)成功的地震綜合裂縫預測軟件系統(tǒng)不僅是國內(nèi)首套針對疊前地震資料裂縫預測的工業(yè)化軟件系統(tǒng), 也是中國石油工程技術(shù)的十大利器之一，對提高中國石油工程技術(shù)支撐能力和服務水平意義重大。
裂縫預測軟件系統(tǒng)以各向異性理論為基礎，采用當前先進的面向服務架構(gòu)設計理念，集成井震聯(lián)合交互裂縫分析、各向異性疊前裂縫預測、疊前/疊后綜合裂縫預測和三維可視化多尺度裂縫雕刻等特色技術(shù)，可同時在三大主流操作系統(tǒng)下高效運行，并可綜合應用地質(zhì)、測井和地震等多種信息，為復雜裂縫儲層預測提供綜合一體化解決方案。
作為具有自主知識產(chǎn)權(quán)的裂縫預測軟件系統(tǒng)，其關鍵技術(shù)指標領先于國內(nèi)外同類軟件，達到國際先進水平。該軟件系統(tǒng)已在部分裂縫儲層預測中應用，顯示出廣闊的推廣應用前景。
6.精細控壓鉆井系統(tǒng)研制成功解決安全鉆井難題
控制壓力鉆井是當今世界鉆井工程前沿技術(shù)之一，是解決窄密度窗口鉆井難題最有效的手段。隨著我國油氣勘探開發(fā)的深入推進，控壓鉆井技術(shù)的需求增大。
自主研發(fā)出具有國際先進水平的全自動控制軟件，可在各種鉆井工況下進行環(huán)空壓力監(jiān)測與控制、回壓補償、近平衡與欠平衡精細控壓鉆井作業(yè)，集水力學計算、設備在線智能監(jiān)控、應急處理于一體，實現(xiàn)了環(huán)空壓力閉環(huán)監(jiān)控和多策略、自適應安全鉆井作業(yè)。針對不同的地質(zhì)特點和生產(chǎn)需求，研發(fā)成功PCDS-I型和CQMPD-I型地面壓力控制裝置，并開展現(xiàn)場試驗與應用，系統(tǒng)性能穩(wěn)定，有效解決了“溢漏共存”等窄密度窗口的鉆井難題。該系統(tǒng)在冀東油田的工業(yè)化應用效果顯著：在易漏地層實現(xiàn)零漏失，機械鉆速大幅提高。
中國石油成功開發(fā)出具有自主知識產(chǎn)權(quán)的精細控壓鉆井系統(tǒng)，其核心技術(shù)及各項指標總體達到國外同類技術(shù)的先進水平，提升了我國復雜深井鉆井技術(shù)水平和鉆井工程技術(shù)服務的核心競爭力。
7.隨鉆測井關鍵技術(shù)與裝備研發(fā)取得重大突破
大斜度井和水平井已成為油氣勘探開發(fā)的重要手段，迫切需要相應的隨鉆測井采集和評價技術(shù)，以實時獲得地層測井信息，有效指導地質(zhì)導向和地層評價。
中國石油組織研制成功方位伽馬感應電阻率等多項具有自主知識產(chǎn)權(quán)的測井儀器。隨鉆電磁波電阻率測井儀器采用兩個發(fā)射頻率及四發(fā)雙收的六天線對稱設計，以及智能化自動調(diào)節(jié)電磁波發(fā)射、脈沖信號解碼時間攝動和人機交互智能解碼等技術(shù)，提高了數(shù)據(jù)存儲量和傳輸能力。該儀器的探測深度大，測量精度高，達到國際同類產(chǎn)品先進水平。隨鉆可控源中子孔隙度測井儀器采用脈沖中子發(fā)生器取代化學放射性源。該儀器的脈沖中子發(fā)生器、中子探測器和處理電路集成在一根鉆鋌上，可以在鉆井過程中測取地層孔隙度。
現(xiàn)場試驗及實際應用表明，這些隨鉆測井儀器已形成基本的地層評價隨鉆測井系列，能準確提供巖性、飽和度和孔隙度等地層評價參數(shù)。其實時上傳的數(shù)據(jù)能反映地層層位和地質(zhì)參數(shù)的變化，有效指導地層評價和地質(zhì)導向。
8.輸氣管道關鍵設備和LNG接收站成套技術(shù)國產(chǎn)化
中國石油在天然氣長輸管道建設中所用的大功率電驅(qū)壓縮機組、燃驅(qū)壓縮機組和大口徑閥門等關鍵設備主要依靠進口，此前已經(jīng)建成及正在建設中的LNG工程同樣依賴國外提供專有技術(shù)。
中國石油以西氣東輸二線管道工程建設為依托，成功實現(xiàn)20兆瓦級高速變頻直聯(lián)電驅(qū)壓縮機組成套裝置、30兆瓦級燃氣輪機驅(qū)壓縮機組成套裝置和48英寸、40英寸的900磅級及600磅級大口徑全焊接球閥三大關鍵設備國產(chǎn)化，并已實現(xiàn)商品化供貨，擺脫了長期依賴國外進口的被動局面，實現(xiàn)長輸油氣管道工業(yè)關鍵技術(shù)的重大突破。
通過技術(shù)攻關，形成設計、施工、材料以及運行管理在內(nèi)的成套LNG接收站工程建設技術(shù)，為LNG接收站運行管理提供了有效工具。LNG接收站成套技術(shù)成功應用于江蘇等地的LNG接收站，不僅打破了國外的技術(shù)壟斷，降低工程投資和管理成本，而且為后續(xù)項目的開工建設提供了一整套具有自主知識產(chǎn)權(quán)的成套技術(shù)，對我國提升LNG接收站建設和管理水平具有里程碑意義。
9.委內(nèi)瑞拉超重油輕質(zhì)化關鍵技術(shù)完成首次工業(yè)化試驗
繼委內(nèi)瑞拉超重油渣油供氫熱裂化技術(shù)工業(yè)試驗成功后，應用規(guī)模進一步擴大。同時，委內(nèi)瑞拉超重油減壓渣油延遲焦化工業(yè)試驗取得圓滿成功，標志著中國石油初步掌握了委內(nèi)瑞拉超重油熱加工技術(shù)，將為委內(nèi)瑞拉超重油改質(zhì)降黏、儲存運輸和集中加工提供重要的技術(shù)支撐。
委內(nèi)瑞拉超重油供氫熱裂化技術(shù)在年40萬噸工業(yè)裝置上試驗成功后，又在年100萬噸工業(yè)裝置上實現(xiàn)成功應用。通過供氫熱裂化處理后，委內(nèi)瑞拉超重油黏度降低率大于99%，改質(zhì)油通過長周期儲存穩(wěn)定性試驗，可滿足遠洋船運對油品的黏度和穩(wěn)定性的要求。
委內(nèi)瑞拉超重油延遲焦化工業(yè)試驗在年100萬噸規(guī)模工業(yè)裝置上實施，采用100%委內(nèi)瑞拉超重油減壓渣油，應用供氫體循環(huán)抑制結(jié)焦等關鍵技術(shù)，實現(xiàn)安全平穩(wěn)加工減壓渣油3萬余噸，焦化液體收率大于60%，加熱爐熱效率達到92%以上。
委內(nèi)瑞拉超重油是世界上最難加工的劣質(zhì)重油。熱加工技術(shù)的成功開發(fā)，進一步提升了中國石油在該領域的創(chuàng)新能力和競爭力。
10.單線產(chǎn)能最大丁腈橡膠技術(shù)工業(yè)應用達到長周期
中國石油自主開發(fā)的年5萬噸丁腈橡膠成套工藝技術(shù)，現(xiàn)已成功應用于蘭州石化，裝置實現(xiàn)連續(xù)長周期運行，生產(chǎn)的新牌號橡膠性能超過同類產(chǎn)品水平。
這項技術(shù)實現(xiàn)多項創(chuàng)新：
（1）改進工藝配方核心技術(shù)，實現(xiàn)助劑國產(chǎn)化，采用新的乳化技術(shù)，凝聚系統(tǒng)用氯化鈣替代濃硫酸，自主開發(fā)多種新產(chǎn)品。
（2）創(chuàng)新工藝流程，具有國內(nèi)外最大的單線聚合能力（年2.5萬噸），使用改進型聚合釜，采用雙塔串聯(lián)工藝，有效降低脫氣乳膠的殘留丙烯腈含量（AN<50ppm），準確掌握分子量調(diào)節(jié)劑的加入量和加入點，通過調(diào)整聚合活性體系，最大限度地利用回收丁二烯，丁二烯外排量僅為6%（國外15%左右）。
（3）采用數(shù)字模擬技術(shù)，可模擬各種工藝條件改變，不需要大量試驗，降低成本，提高準確性。
該技術(shù)是中國首套具有自主知識產(chǎn)權(quán)的工業(yè)化丁腈橡膠生產(chǎn)技術(shù)，已建成國內(nèi)外首個完整的、單線生產(chǎn)能力最大的數(shù)字化丁腈橡膠裝置系統(tǒng)，填補了軟膠國產(chǎn)化空白。
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