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  1.复杂碳酸盐岩油气藏地质认识和技术创新助推超深层油气重大发现

  超深层复杂碳酸盐岩储层发育与分布受沉积相带、构造断裂、白云岩化等影响,储层有利区预测、油气富集规律认识等面临巨大挑战。中国石油针对超深层复杂碳酸盐岩油气藏勘探地质理论及关键技术开展攻关,实现塔里木、四川等超深层碳酸盐岩油气勘探重大发现。

  主要技术进展:(1)创新形成超深层海相碳酸盐岩断裂控储成藏地质理论。建立了坳陷区走滑断裂破碎带控储、分段差异富集的油藏模式,深化了碳酸盐岩油气成藏和富集规律认识,指导了坳陷区超深层断裂断控油气藏勘探重大突破。(2)创新形成以“断层—岩性控圈、立体成藏、复式聚集”为核心的斜坡区超深层白云岩大面积立体成藏理论。提出断裂与丘滩体联合控圈,断裂高效疏导,震旦纪—古生代多层系、多期次立体成藏、复式聚集。(3)创新超深层复杂断控缝洞型碳酸盐岩储层定量描述技术、超深层弱信号高保真恢复成像白云岩岩性圈闭精细刻画技术。

  指导塔里木富满油田发现石油资源量11.36亿吨,探明石油2.56亿吨、天然气932亿立方米,助力富满油田年产油气当量500万吨。指导四川蓬莱气区落实勘探面积1.2万平方公里,提交地质储量1.28万亿立方米,有望建成中国最大碳酸盐岩天然气聚集区。

  2.多功能一体化油藏数值模拟软件实现国产化替代

  围绕油藏数值模拟软件长期依赖进口、技术受制于人的问题,中国石油先后攻克10余项油藏数值模拟关键核心技术,自主研发了多功能一体化油藏数值模拟软件HiSim4.0,打造了油藏数值模拟“中国芯”,实现规模化应用。

  主要技术进展:(1)融合计算科学与数据科学新技术,创新形成智能多条件约束地质建模、一体化多模态复杂渗流数学建模、多组分超大规模高效预处理数值求解、智能流体相平衡数值计算等关键核心技术,支撑实现亿级自由度、千万级节点、米级网格精细油藏数值模拟。(2)形成了适用于中国油气藏类型和开发方式的多功能一体化油藏数值模拟软件系统,拥有地质建模、黑油模拟、组分模拟、裂缝模拟、化学驱模拟、热采模拟等10大功能模块,与同类软件对比,具有规模大、速度快、精度高的特点,在注水开发老油田、注气提高采收率、致密油气/页岩油气开发模拟上具有优势。(3)软件实现了从建模到数模、从黑油到组分、从常规到非常规、从新油田开发到老油田提高采收率的模拟全覆盖,成为助力油气田高效开发的关键核心工具。

  HiSim4.0安装上千套,应用于东部注水开发老油田、西部非常规油气田、海外碳酸盐岩油田等百余个区块,实现了国产化替代。

  3.超大型地震处理解释一体化系统GeoEast实现升级换代

  为破解复杂油气藏勘探开发生产难题,提升国产软件系统性能,增强综合竞争力,中国石油基于GeoEast-iEco平台自主研发了GeoEast2021超大型地震处理解释一体化系统,实现了升级换代。

  主要技术进展:(1)在平台方面突破了PB级海量地震数据管理、大规模并行计算、云计算等关键技术,实现了2000节点以上大规模异构集群集中管理和调度,达到国际领先水平。(2)在处理方面突破了稀疏反演混采数据分离、各向异性建模/偏移、Q层析/偏移、全方位层析等技术瓶颈,创新了上下行波场分离、镜像偏移等技术,形成以高精度地震成像为代表的12大地震资料处理技术系列。(3)在解释方面突破了叠前地质统计学反演、三维复杂构造地质建模、基于AI的高效构造解释等技术,形成了集构造解释、储层预测、井震联合地质分析、叠前五维解释及人工智能为一体的综合地震地质解释系统。

  新一代地震处理解释一体化系统GeoEast2021已大规模推广应用,累计安装处理软件超过13万个CPU核、2400多块GPU卡,解释软件许可超过5000个,为破解复杂油气藏勘探与开发生产难题、提升找油找气能力提供了强有力的技术支撑;并加快推进“共建、共享、共赢”机制,构建开放包容的研发体系,打造智能化国产物探软件生态系统,为实现核心技术自主可控奠定坚实基础。

  4.iPreSeis复杂构造成像与定量储层预测技术取得重大突破

  针对我国中西部地区复杂地表复杂构造地震成像及储层定量预测这个世界性难题,中国石油经过多年自主攻关,突破全深度速度建模、复杂孔隙介质岩石物理理论模型等40余项关键技术,成功研制iPreSeis大型软件系统,为复杂高陡构造成像和储层目标精细描述提供了新的技术利器。

  主要技术进展:(1)在速度建模与成像方面,以匹配静校正代替常规静校正,在全球率先实现了近地表与中深层速度整体建模并初步智能化;从地表小平滑面出发开展叠前深度偏移,提高速度模型保真度和叠前成像精度。达到国际领先水平。(2)在储层与流体定量预测方面,突破了复杂孔隙介质岩石物理理论模型和叠前弹性参数反演两大难题,实现岩石物理分析与叠前储层参数预测、流体检测的有机统一,形成复杂多孔储层多尺度预测、多域烃类检测及含气饱和度定量预测等特色技术,引领技术发展方向。

  iPreSeis软件已安装373套,并成功推广应用。支撑了塔里木、新疆、辽河、长庆、西南等油气田16个复杂领域风险和预探目标论证,钻前预测符合率稳定在90%以上,为长庆长7页岩油10亿吨级地质储量、辽河雷家—曙光7369万吨控制储量、四川金秋气田沙溪庙770亿立方米天然气探明储量、塔里木中秋1构造593亿立方米天然气探明储量等储量落实提供了技术保障。

  5.低饱和度油气层测井评价技术创新突破增储上产效果显著

  低饱和度油气层广泛发育,已成为勘探开发重点领域之一,但其“四性关系”复杂,识别难度大,解释符合率低,国内外尚没有相应的评价方法、技术与标准。为此,中国石油历经七年攻关研究,创新了测井处理方法与解释标准,关键技术取得突破性进展,形成了评价技术体系。

  主要技术进展:(1)原创了低饱和度油气层成因机理分析技术,有效指导饱和度分布规律评价研究。(2)基于研发的核磁共振测井的可动水饱和度计算与孔隙结构表征处理新方法,创建了油相和水相渗透率测井计算新方法,明确了不同成因低饱和度油气层的油水赋存与产出规律。(3)建立了不同储层品质的含水率计算模型,突破了压裂产能测井预测精度差的瓶颈。

  该技术已在鄂尔多斯、松辽、渤海湾和柴达木等盆地3600余口井规模应用,解释符合率由攻关前60%左右提高至80%以上,发现工业油层1700余层、累计厚度4200余米,有力支撑了低饱和度油气层领域的规模高效储量提交。减少试油700余层,直接节约费用3亿元以上。

  6.CG STEER旋转地质导向钻井系统推动非常规油气开发关键技术自主可控

  旋转地质导向钻井系统是非常规油气开发必备的关键核心技术利器,技术含量高、攻关难度大,国内长期处于“依赖进口、受制于人”的被动局面。中国石油联合航天科工集团和中国石油大学(华东),自主研发成功CG STEER旋转地质导向钻井系统并实现规模应用。

  主要技术进展:(1)突破了导向模块设计与制造、非接触电能/信息传输等六大关键核心技术瓶颈。(2)独创了平衡趋势造斜率预测模型,造斜能力突破12.5度/30米。(3)突破了狭小空间电路优化和抗振结构设计,保障了优质储层钻遇率。(4)优化了磁干扰补偿模型,开发了零度井斜造斜功能,实现“直—增—平”全井段作业,作业时效高。(5)创新压力反馈控制算法,设计复合滑动轴承,突破高转速精确测控难题,适应转速达到200转/分钟。(6)产品模块化设计,满足多样化需求。

  该系统在川渝、长庆、新疆、辽河等地区的页岩油气/致密油气完成80余口井的全井段导向作业,累计进尺超12万米,实现了替代进口,同比购置成本和服务成本均降低30%。其关键核心技术全部自主可控,填补国内空白,一举改变了我国非常规油气开发长期无自主可控的旋转地质导向钻井系统可用的被动局面,实现历史跨越。

  7.“一键式”人机交互7000米自动化钻机显著提升钻井自动化水平

  自动化钻机是油气勘探开发提速提效重大核心装备,在国内尚没有一键操控等关键核心技术,我国石油钻机自动化、智能化发展受到制约。中国石油研制成功“一键式”人机交互7000米自动化钻机,实现了“流程自动化、作业少人化、操控一键化”。

  主要技术进展:(1)突破了多设备联动协同控制等技术瓶颈,实现钻井关键工艺流程“一键式”操控。(2)首创了具有并联作业模式的独立建立根系统,实现建立根与钻进并行。(3)突破虚拟重构、视觉识别等关键技术,开发了智能安全管控系统,实现了动态防碰管控与重点区域智能报警功能。(4)建立了钻机在线监测与远程运维平台,实现钻机设备健康状态在线实时监测和诊断服务。

  钻机在长宁—威远国家级页岩气示范区完钻两口水平井,进尺过万米。实现了“两把座椅控全程”,关键工艺流程全自动化,井口、二层台等高危作业区域无人值守。建立根、甩钻具与钻进同步进行,显著提升作业时效。井队人员配置减少1/3,劳动强度降低90%。钻机采购成本比进口自动化钻机降低1/3。钻机的成功研制与应用,打造了我国钻井工程领域的“国之重器”,使钻井工人由“蓝领”变为“白领”,在我国钻井装备史上具有里程碑意义。

  8.天然气集输管网腐蚀及风险防控技术体系研究与应用取得突破性进展

  目前,国内天然气管网面临着运行工况复杂多变、腐蚀严重、运行风险高等诸多问题。为大幅提升集输管网安全运营能力与水平,中国石油创建了天然气集输管网风险防控技术体系。

  主要技术进展:(1)基于酸性气田复杂输送介质环境下,建立了酸性气田管材、腐蚀缓蚀剂、氢致开裂评价模型与方法,形成了地面设施腐蚀防护机制,开发安全评价系统,有效提高酸性气田地面设施安全管理水平。(2)形成了集输站场工艺系统冲蚀进化理论,建立了站场工艺系统冲蚀速率动态预测模型,开发了天然气管道站场风险识别控制系统。(3)开发了含腐蚀缺陷的集输天然气管道风险评价系统,创建了基于贝叶斯网络的复杂管网系统安全风险动态评价方法,确定了管网各区域的安全边界条件。

  该技术得到广泛应用,指导实施管道建设改造90余项,管网运行风险平均降低21%,助力川渝管网系统年输配能力从150亿立方米提升到350亿立方米,近3年川渝管网安全平稳输送天然气累计772亿立方米。

  9.全球首套超重力硫酸烷基化新技术工业试验成功

  中国石油自主研发的全球首套1000吨/年超重力硫酸烷基化示范装置在辽阳石化公司一次开车成功。烷基化油是生产国Ⅵ以上汽油的关键理想组分,该技术的成功应用,为更高效地实现汽油质量升级提供了又一技术利器。

  主要技术进展:(1)首创了超重力烷基化大型反应器。创新设计了兼具强化传质与瞬时撤热功能的反应器新型结构,实现了微观反应场所的酸烃传质与温度控制,满足低温下高选择性、高转化率定向反应。(2)自主设计了千吨级超重力烷基化反应系统,巧妙实现第二反应区和第一反应区内低温耦合控制,达到了两种烯烃原料、不同主反应速度下的最大化反应协同和烷基化油生产效率与质量最优的工艺策略。

  新技术示范运行期间,醚后C4的烷基化油辛烷值稳定达到98.5—99.0,相比国内外提高2~3个单位;反应酸耗42千克/吨,在硫酸法同类技术中同比节约40%左右。新技术原创性突破了传统技术瓶颈,高质量完成技术迭代升级,开辟出比肩国际先进水平的硫酸烷基化技术路线。该技术可满足单独设计以C3、C5烯烃为原料的烷基化路线,可以进一步优化炼厂加工结构,在原料多元拓展、产品质量升级和绿色低碳能力等方面特色突出。

  10.百万吨级乙烷裂解制乙烯成套技术工业应用成功

  中国石油自主开发的乙烷制乙烯技术成功应用于长庆80万吨/年和塔里木60万吨/年乙烷制乙烯国家示范工程,并一次开车成功,填补了国内空白。该技术引领了国内天然气资源的高值利用和产业链增值,巩固了中国石油在乙烯行业的技术优势地位。

  主要技术进展:(1)20万吨大型气体炉工业化应用处于国内领先水平。(2)乙烯收率大于83%,达到国际先进水平。(3)采用强化传热炉管,清焦周期可达140天以上。(4)采用高效三级裂解气急冷换热器回收余热,节能效果明显。(5)采用中石油裂解炉烟气SCR脱硝技术,NOx含量降低70%以上。(6)原料增湿塔配汽技术,吨乙烯能耗降低10千克标油。(7)“捕焦+气浮+聚结”组合除焦除油工艺,保证了工艺水品质。(8)脱乙烷塔与裂解气压缩机热泵工艺,两级膨胀机制冷和高效回收乙烯工艺,降低综合能耗。(9)废碱氧化+蒸发结晶工艺技术,实现了废碱液近零排放。

  上述乙烷制乙烯国家示范工程不仅实现了我国自主乙烷裂解制乙烯技术工业化应用零的突破,而且国产化率高、投资成本低,与石脑油制乙烯比,投资成本降低约30%。同时,这两个乙烷制乙烯项目每年分别副产4万吨和3万吨氢气,未来可引领氢能综合利用的发展。

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