科技动态

2013年中国石油十大科技进展

·深层天然气理论与技术创新支撑克拉苏大气区的高效勘探开发·

中国石油创新发展了深层天然气地质理论与技术，在勘探深度极限及巨厚盐层工程技术上实现突破，为库车盆地大气田的勘探开发提供了强有力的技术支持。主要创新包括：通过模拟实验与地震剖面精细解译，建立了同一应力机制下含盐前陆冲断带的构造样式，确定了深层盐下迭瓦冲断构造特征；建立了储层发育模式，创新认识了盐下白垩系砂岩4 500米以下储层成因机理，并预测有效储层深度超过8 000米；建立了巨厚膏盐层下高效聚气的成藏模式和超深超高压气藏高效开发模式；形成了含盐前陆冲断带宽线大组合地震采集、三维各向异性叠前深度偏移、山前超深超高压高温钻井提速、超高压应力敏感性气藏产能评价、深层低渗裂缝性储层压裂等核心技术，有效提高了库车资料信噪比和构造落实精度，实现了安全高效钻进和规模高效开发。

这些创新理论技术应用取得了巨大的经济和社会效益。油气勘探持续突破，储量规模不断扩大，钻探深度从4 000米拓展到8 000米，预探井成功率从29%提高到73%，发现了克深2等五个超千亿立方米大型气田，上交天然气三级储量6 943亿立方米，夯实了年产天然气90亿立方米的资源基础，为西气东输工程稳定供气提供了资源保障，为新疆经济发展、政治和社会稳定、保障国家能源安全做出了重要贡献。

·被动裂谷等理论技术创新指导乍得、尼日尔等海外风险探区重大发现·

中国石油组织海外重点风险勘探综合技术攻关，完成了一系列理论技术创新，为近年海外新增10亿吨原油和4 000亿立方米天然气地质储量提供了理论和技术支撑。

系统总结中西非被动裂谷地球动力学特征、油气系统成因和分布规律的理论体系，发展和完善了陆相裂谷石油地质理论；利用盐构造模拟与成藏模拟，建立含盐盆地5种成藏模式，明确了中亚盆地盐下油气分布规律，提出了油气阶梯式运移及聚集模式；首次提出阿姆河右岸中部发育大面积缓坡礁滩储集体的地质认识，极大地拓展了天然气勘探领域；首次厘清富油气凹陷、优质顶盖层及裂缝储层是中非裂谷盆地潜山成藏的主控因素；集成了复杂断块圈闭评价、岩性地层圈闭、复杂盐下圈闭识别、复杂碳酸盐岩储层预测、复杂储层流体综合评价、巨厚膏盐岩礁滩高产带预测和低勘探程度盆地快速评价等七项配套技术。

这些创新科学高效地支撑了海外业务的持续稳定发展。乍得Bongor盆地花岗岩五大潜山先后获得高产油气流，展现出一个3亿至5亿吨资源前景的大场面。尼日尔的两个新区带及阿姆河右岸等勘探领域取得规模突破，直接新增2P石油地质储量4.47亿吨、天然气400亿立方米。通过高效勘探实践，探井成功率达68%，有力促进了海外勘探业务的快速规模发展。

·自主研发大规模精细油藏数值模拟技术与软件取得重大突破·

中国石油大规模精细油藏数值模拟软件系统HiSim研制成功，总体达到国际先进水平，打破了中国石油油藏数值模拟技术与软件长期依赖进口的局面。该软件系统处理规模大、计算速度快、模拟符合率高，对我国高含水、低渗透油气藏的数值模拟具有很好的适用性和针对性。

核心技术创新主要包括：在数值算法上，创新形成了大规模高效数值模拟求解技术，解决了大规模油藏数值模拟的高奇异性和不稳定性难题，计算速度提升了5倍以上；在处理规模上，创新形成了海量数据动态压缩存储技术，解决了大规模模拟数据存储、搜索、调用等内存有效利用和数据高效调用的技术难题，在普通PC机上模拟规模突破500万节点；在模拟功能上，创新形成了中高含水油田优势通道渗流模拟和低渗透油藏裂缝动态发育模拟技术，系统解决了我国陆相沉积高含水油田精细挖潜和低渗透油气藏高效开发的精确数值模拟问题，预测符合率提高了5个至10个百分点。目前软件系统已在中国石油安装百余套，成功应用于大庆、吉林、大港、新疆、乍得等20多个国内外油田区块的高含水油藏精细挖潜和低渗透油藏开发/调整方案优化设计，应用效果显著。

·浅层超稠油开发关键技术突破强力支撑风城数亿吨难采储量规模有效开发·

新疆风城浅层超稠油由于受原油黏度高等因素的制约，自1958年发现以来一直未能有效动用。中国石油通过持续技术攻关，攻克了陆相多夹层油藏蒸汽腔均匀发育、高干度过热蒸汽、超浅层双水平井钻完井等重大技术难题，成功突破风城浅层超稠油开发技术瓶颈，支撑年产油规模200多万吨，达到国际先进水平。

创新形成了浅层超稠油开发六大核心技术：油藏与复杂井筒一体化三维模拟实验技术，揭示了多层油藏超稠油蒸汽腔发育和渗流规律；创新浅层超稠油多油层立体井网优化设计技术，建立了多层系直井和水平井交错、水平井交错以及双水平井叠置3种立体组合井网井型模式；突破超浅层双水平井钻完井技术难题，钻成国内垂深131米的双水平井,打破了国外埋深为240米的纪录；攻克了高干度过热蒸汽技术，应用油田净化污水生成高热焓值过热蒸汽，干度达到100%，解决了高效汽水分离等系列技术难题；自主研制成功高温大排量举升工艺技术，解决了浅层超稠油蒸汽辅助重力泄油（SAGD）井180~220℃大排量举升难题；自主创新“蒸汽分离+油水预分离+热化学脱水”高温密闭处理和热能综合利用工艺技术，解决了高温SAGD采出液处理难题。

创新成果应用于新疆风城超稠油油田，使已沉睡50多年的3亿多吨难采储量实现工业化规模开发，有力支撑了新疆大庆建设，对促进新疆地区经济发展意义重大。

·自主知识产权的“两宽一高”地震勘探配套技术投入商业化应用·

“两宽一高”地震勘探技术已成为实施高精度勘探的主流技术。围绕“两宽一高”地震勘探面临的技术难题，中国石油形成了基于五大自主核心装备和软件的“两宽一高”地震勘探配套技术，并实现商业化应用。该技术采用自主研发的KLSeis软件进行“充分、均匀、对称”的地震采样设计，使用G3i全数字地震采集系统、低频可控震源KZ28LFV3和数字化地震队（DSS）联合作业，采用GeoEast海量数据处理系统支持每天6TB的高效现场处理监控和百TB海量数据的室内处理，填补了多项国内技术空白。

G3i全数字地震采集系统具有带道能力大、功耗小、兼容模拟和数字检波器等特点，支持各种激发震源施工及可控震源高效采集、高密度采集作业，带道能力超过10万道，打破了国外公司的垄断；KZ28LFV3低频可控震源可实现3~120 Hz的宽频激发，通过可控震源扫描信号低频设计可实现1.5 Hz的低频信号采集；数字化地震队实现了采集方法、实时质量控制、全球实时定位等一体化远程控制、管理和指挥，改变了野外地震队的现有组织结构和生产流程，国内首创实现了地震采集现场的数字化生产管理，是引领国际采集业务发展方向的重要成果。

2013年，在哈萨克斯坦项目采用G3i+低频可控震源+DSS的高效采集模式，完成全球陆上首块使用1.5 Hz低频可控震源的工业化勘探；在新疆油田采用G3i+震源控制箱体VibPro+DSS+DS3高效采集，在国内实现了首次自主研发大型仪器6万道带道正式生产、首次采用同步滑动扫描技术进行采集、首次正式采用地震队信息化生产、首次炮点无桩号施工作业，平均日效7 269炮，最高日效12 316炮，刷新国内陆上地震勘探日效纪录，标志着自主软、硬件产品及配套技术通过全方位检验，达到国际先进水平。

·工厂化钻井与储层改造技术助推非常规油气规模有效开发·

工厂化钻井与储层改造技术是基于丛式井批量钻井、快速移动式钻机、同步建井、集中压裂等核心技术，结合系统化的工程管理方法，实现开采成本最低化、投资效益最大化的新型钻完井作业模式。中国石油先后在长庆致密油气、四川页岩气、新疆和吉林致密油的勘探开发中设立了五大作业示范区，形成了配套技术，为公司非常规油气规模有效开发提供了强力技术支撑。

初步形成了以岩石力学、地应力、油藏工程和管柱力学为基础的井网部署、轨迹设计、钻井压裂一体化优化设计方法与技术规范；以快速轨道运移、模块化设计为主的工厂化作业钻机技术；以大偏移距、长水平段等为主的密集丛式水平井轨迹设计与控制技术；以高效钻头、优质泥浆、一趟钻为主的水平段钻井技术；以压裂液连续混配、工作液循环利用、集中控制为主的高效压裂技术；探索形成了“方案设计最优化、工程技术模板化、施工作业流程化、作业规程标准化、资源利用综合化、队伍管理一体化”的工厂化钻井与储层改造技术路线。

工厂化作业打破了传统的同一井场“单兵种作战”生产模式，实现了“多兵种”流水线式的工厂化作业，显著提高了施工效率，成为工程技术提速提效和降本增效的革命性手段。中国石油工厂化钻井与储层改造技术的快速发展推动了非常规油气的规模有效开发。采用工厂化钻井与储层改造作业模式后，页岩气及致密油的钻完井综合成本降低约50%，苏里格致密气和长宁页岩气的部分平台钻井周期缩短30%以上。

·地层元素测井仪器研制获重大突破·

地层元素测井通过测井信息采集和计算机处理，得到地层中硅等十余种元素的含量，进而确定地层中各种矿物的含量。地层元素测井资料可用于岩性分析，确定黏土类型及含量，可结合其他资料提高地层孔隙度、渗透率等储层参数的评价效果；地层元素测井资料还可用于沉积环境研究、烃源岩研究和岩石脆性分析。地层元素测井是复杂储层研究和页岩油气、致密油气识别和评价的重要手段之一。

历经三年技术攻关，地层元素测井仪器的研制取得了重大突破：运用蒙特卡罗数值模拟与少量实体模型测量相结合，获得了硅、钙、铁、硫等12种元素的标准谱；采用高效率、高分辨率一体化组合探测器，突破高温耐磨屏蔽结构外置、低漂移全谱采集分析等技术关键，实现了12种元素产额和10种元素含量的准确测量；采用基于闭合模型标定的多元优化算法，解决了元素产额转换为元素含量以及元素含量转换为矿物含量等技术难题，形成了一套高效实用的解释评价方法与软件；建立了较为完整的仪器刻度环境与仪器性能检测体系，实现了仪器定型。

目前，地层元素测井仪器在长庆、玉门、吐哈、浙江和华北等油气田完成了10口井不同岩性储层的测井对比试验和数据处理分析，仪器重复性、一致性良好，仪器整体技术指标与国外同类仪器相当，测量得到的主要元素和矿物含量与地层岩芯分析结果吻合较好。该仪器研制成功标志着国产高端测井装备又添新利器，对进一步提升国产测井装备的信息采集和储层评价能力具有重要意义。

·大型天然气液化工艺技术及装备实现国产化·

天然气作为一种优质、高效、清洁的能源，在能源构成中所占的比例日益提高，成为各国能源发展的首选，而全球天然气资源地域和能源消费区域的不均衡，推动了天然气液化业务的快速发展。天然气液化技术以其压缩比高和储存成本低等巨大优势，成为实现天然气远洋运输的唯一选择。中国石油通过重大科技专项攻关，实现了大型天然气液化工艺及装备的国产化，建成了国内最大的天然气液化工程。

主要技术创新，一是自主开发了双循环混合制冷和多级单组分制冷天然气液化工艺技术，液化比功耗达到国际先进水平，形成了单线液化能力50~350万吨/年系列化液化工艺包；二是实现了适用于单列年产50~350万吨天然气液化装置的大型制冷压缩机、低温阀门、冷箱等重大设备国产化，研制成功国内最大的丙烯、乙烯和甲烷制冷压缩机，最大的国产电机及变频器，最大液化天然气装车系统，并实现了工业应用。

国产化的天然气液化工艺及装备功耗低、工期短、投资省，已经成功应用于山东泰安、湖北黄冈天然气液化工程建设中，节省工程投资20%，建成了目前国内最大的天然气液化工厂，实现了我国天然气液化生产工艺和装备国产化的重大突破，对推动我国天然气业务的快速发展、促进国内装备制造业升级具有重要意义。

·催化汽油加氢脱硫生产清洁汽油成套技术全面推广应用支撑公司国IV汽油质量升级·

历经近十年持续攻关，中国石油催化裂化汽油选择性加氢脱硫生产清洁汽油成套技术全面推广应用取得成功。采用该技术建设的11套汽油加氢工业生产装置全部一次开车成功，并生产出满足国Ⅳ标准清洁汽油组分，每年可向市场提供清洁汽油1 000万吨以上，为中国石油满足2014年元月起执行国Ⅳ汽油标准提供了有力技术支持，同时为未来升级到国Ⅴ标准创造了条件。

该技术包括催化汽油选择性加氢脱硫技术（DSO）和催化汽油加氢改质工艺技术（GARDES）两个技术系列。DSO和GARDES技术都采用自主开发的催化剂，工业标定证明：可直接生产硫含量小于50 mg/kg的国Ⅳ汽油调和组分,液收大于99.5%。由于该技术具有烯烃芳构、异构化能力，可使催化裂化汽油恢复高烯烃传统方式操作，提高液体收率，研究法辛烷值损失均小于1个单位。通过调整工艺条件或稍加改造可生产硫含量小于10 mg/kg国Ⅴ汽油组分，具备了生产装置不进行大的改造即可实现汽油从国Ⅳ标准向国Ⅴ标准生产的平滑过渡能力。这两项技术整体水平都达到国际先进，辛烷值损失指标领先于国外同类技术。

催化裂化汽油选择性加氢脱硫成套技术填补了中国石油的技术空白，首次完全通过小试、中试和工业放大，实现了技术自给，解决了清洁汽油生产的重大技术难题，有力支撑了中国石油新一轮汽油质量升级，具有里程碑式重要意义。

·中国石油首个高效球形聚丙烯催化剂成功实现工业应用·

具有自主知识产权的新型高效球形聚丙烯催化剂（PSP-01）开发成功，打破了中国石油一直以来不掌握聚丙烯催化剂核心技术的局面，实现了高性能聚丙烯催化剂技术零的突破。

该技术首次采用磺酰基化合物作为催化剂关键组分，取代了国际上通用的邻苯二甲酸酯类（塑化剂）给电子体。首次发明了定转子旋转床技术，制备出性能优异的球形催化剂载体；形成了以自制磺酰基给电子体和球形载体为基础的控温和高效载钛等催化剂制备专有工艺技术，并实现规模化生产；申请了国际发明专利9件，国内发明专利17件，技术秘密7项，企业标准1项，关键专利获得国家知识产权局颁发的中国发明专利优秀奖，其中磺酰基内给电子体技术及载体制造技术达到国际领先水平。

2013年，PSP-01在大连石化20万吨/年Spheripol聚丙烯装置上应用，累计生产高速BOPP薄膜专用料T36FD约6 500吨；在抚顺石化9万吨/年Spheripol聚丙烯装置上生产了高刚性薄壁注塑专用料HPP1850新产品。该技术的推广应用预计新增效益6亿元人民币/年以上，提升中国石油聚丙烯业务的市场竞争力，为高附加值新产品开发提供有力的技术支撑。

盐湖提锂技术获重大突破

近日从上海空间电源研究所了解到，该所研发的锂离子筛吸附法在青海盐湖卤水的锂离子分离中成功应用，基本将盐湖卤水中的锂“吃干榨尽”，为盐湖提锂技术带来新突破。

据该所副总工程师汤卫平介绍，该技术适用于规模化生产，利用吸附剂结晶结构中的超微孔同锂离子大小相同的“体积效应”，使吸附剂对锂离子产生选择性吸附效应，达到从高镁含量盐湖卤水中分离锂离子的目的。该技术分离效果明显优于现有的离子交换膜法，可以将盐湖卤水中95%~96%的锂分离提取出来。目前，该所在青海省政府的援助和支持下，已经同青海锂业签订协议，开始进行中试试验。

世界上60%以上的锂存在于南美、北美和我国的盐湖卤水中。我国盐湖资源总量虽然占世界10%左右，但位于西藏扎布耶和当雄错的优质盐湖因地处偏僻而开采困难；位于青海柴达木彭迪的盐湖群高镁低锂，开发难度比较大，影响了我国盐湖提锂产业化。

如何有效分离离子半径相近的镁和锂是青海盐湖提锂技术的核心问题。据汤卫平介绍，选择性地从卤水中将锂离子有效分离是盐湖提锂的关键。我国现有的盐湖提锂方法有离子交换膜法和铝酸盐吸附法，它们均采用从卤水中直接选择性分离离子的方法。其中离子交换膜法已经初步产业化，但回收效率低、资源浪费大；铝酸盐吸附法仍处于中试阶段。

据悉，随着生态环境的日益恶化，世界范围内发展新能源电动汽车和可再生能源储能的呼声也越来越高。据德国科学家预计，到2020年，全世界电动汽车将达500~700万台，如果其中一半的新能源汽车使用锂电池的话，则需要8万吨左右的锂资源。锂资源将成为发展新能源电动汽车和储能技术的战略性资源。

我国非粮燃料乙醇研发提速

生物质资源生产生物燃料，是替代石油资源的重要方法，非粮燃料乙醇可实现燃料乙醇生产原料的多元化，不与人畜争粮，是燃料乙醇产业发展的基本方向。其中，纤维素原料制燃料乙醇具有巨大潜力。

中国石油大力发展燃料乙醇，在建和规划项目以非粮燃料乙醇为主，“十二五”期间，将燃料乙醇列为吉林石化一个新的业务板块。吉林石化地处我国玉米主产区吉林省，具有得天独厚的秸秆原料资源优势。对周边玉米秸秆资源可利用的调研结果表明：玉米秸秆总产量大约为300万吨/年，其中1/3可作为燃料乙醇生产原料，按照目前6吨至7吨秸秆生产1吨燃料乙醇计算，每年可生产燃料乙醇15万吨。