十大石油科技进展中国文档格式.docx

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创新和发展了变质基岩内幕地震成像预测技术、变质基岩岩性识别与储层评价等七项关键技术；

形成以储层评价为核心，以源岩评价为约束的“源储一体化”勘探理念，揭示出成熟盆地富油气凹陷规模发现前景广阔，指出了变质基岩内幕油气藏和岩性油气藏等是该区下一步勘探获规模发现的重要潜力领域。

　　目前，在变质基岩油气成藏理论及勘探配套技术的指导下，辽河油田在变质基岩内幕等领域发现了亿吨级规模储量区带三个，累计新增探明储量1.2亿吨、控制储量1.4亿吨、预测储量1.4亿吨，储量规模4.0亿吨，总体技术达到国际领先水平，将对我国类似盆地的油气勘探起到指导作用。

2.高煤阶煤层气勘探开发理论和技术突破推动沁水盆地实现煤层气规模化开发

　　煤层气是我国最现实的战略接替资源，对保障我国天然气可持续发展意义重大。

中国石油华北油田公司和勘探开发研究院经多年攻关，煤层气勘探开发关键理论与技术获突破性进展，新增加基本探明地质储量2045亿立方米，形成沁水盆地等煤层气产业基地，实现中国煤层气规模化开发。

　　在煤层气勘探方面，系统建立中国煤层气成因、赋存、成藏地质理论体系，实现了高煤阶煤层气地质理论的突破，揭示了煤层气富集规律；

阐明了高煤阶煤层气开采过程中渗透率的变化规律；

形成煤层气可采资源预测和煤层气富集区综合地质评价方法，开发三维三分量采集—处理—解释一体化煤储层裂隙预测技术和煤层气富集区AVO预测技术。

煤层气地质理论和勘探技术有效指导沁水盆地探明我国第一个千亿立方米级煤层气大气田，累计探明储量1239.2亿立方米，预计可探明5000多亿立方米，为“十二五”煤层气产能建设提供了资源基础，培育和催生了我国煤层气战略性新兴产业。

　　在煤层气开发方面，自主设计了多分支水平井井型结构和布井方式，创新了煤层气开发的解堵性二次压裂增产技术，首次建立了“五段三压”气井管理方法，攻克了防砂防粉煤五项排采工艺技术，在沁水建成第一个数字化规模化煤层气田，直井最高日产量1.1万立方米、水平井最高日产量5.5万立方米。

沁水煤层气田已建成6亿立方米产能并商业化运营，2010年商品气量为3.8亿立方米，已向西气东输提供商品气量超过1亿立方米。

3.“二三结合”水驱挖潜及二类油层聚合物驱油技术突破支撑大庆油田保持稳产

　　大庆油田长垣进入特高含水开发阶段，面临着保持油田持续高产稳产的世界级难题。

经持续攻关，大庆油田长垣“二三结合”水驱挖潜及二类油层聚合物驱油技术取得重大进展，“十一五”期间新增原油产量263.7万吨，获得直接经济效益46.7亿元，保障了大庆油田特高含水期4000万吨以上持续高产稳产目标的实现，也将对大庆油田“十二五”持续稳产和百年油田建设起到重要支撑作用。

　　形成三项重要技术创新成果：

（1）创新了不同类型河道砂体储层内部建筑结构精细刻画和剩余油定量表征技术，提高了特高含水期厚油层控水挖潜的效果，应用区块厚油层水驱采收率提高1个至2个百分点。

（2）创新形成了渗透率100～300毫达西的二类油层聚合物驱油技术，比水驱提高采收率10个百分点以上，使二类油层聚合物驱在原有技术基础上多提高采收率3个百分点。

（3）创新了大庆长垣特高含水油田“二三结合”开发模式和“二三结合”控水挖潜综合调整技术，将二次采油和三次采油相结合、二类油层挖潜和三类油层挖潜相结合，在三次采油之前对剩余油富集的二、三类油层进行水驱挖潜，提高水驱采收率4个至6个百分点，在常规三次加密调整基础上采收率进一步提高1个至2个百分点。

　　目前，我国陆相砂岩油田大都即将进入高含水或特高含水开发阶段。

该项技术将对我国陆上高含水老油田进一步提高采收率技术的发展起到积极的引领作用，对改善我国同类陆相砂岩油田高含水或特高含水期开发效果具有重要的指导作用、广泛的应用价值和推广应用前景，必将产生巨大的经济效益和社会效益。

4.超稠油热采基础研究及新技术开发取得重大突破

　　我国陆上稠油已累计发现储量30亿吨，动用储量17亿吨，年产稠油1200万吨以上，但面临开采方式单一、能耗与成本高、经济效益差、大量超稠油亟待动用等重大技术难题。

　　针对我国稠油开发面临的问题，中国石油自主研制了以大型三维热采模拟装置为标志的实验新技术新方法，使室内实验技术实现了从一维模拟向二维和三维高温高压模拟的重大跨越，数值模拟技术实现了油田现场不同尺度、不同空间维数稠油超稠油各种开采技术的实际模拟。

建立了辽河、新疆稠油开发新技术先导试验基地，并在超稠油蒸汽驱、THAI、SAGD和火烧油层等系列新技术研发方面取得重大突破，揭示了火驱燃烧前缘展布规律和各区带热力学特征，深化了超稠油双水平井SAGD开采机理的认识，突破了SAGD循环预热及蒸汽腔发育均匀性调控、火烧油层点火、火烧前缘监测与控制等8项关键瓶颈技术，使我国稠油开发整体水平达到国际前列，为国内稠油1200万吨持续稳产、海外稠油业务快速发展提供强有力的理论技术支撑。

　　这些研究成果直接指导了新疆红浅1井区火烧、风城超稠油开发等重大开发试验及辽河稠油提高采收率技术的工业化应用。

中国石油适合火烧驱油技术的储量8亿多吨，可提高采收率30%以上，增加可采储量2.5亿吨以上；

新疆风城超稠油可动用储量2.5亿吨，“十二五”末将建成年产400万吨的生产规模；

辽河稠油蒸汽驱和SAGD已形成年产规模100万吨，提高采收率25%以上。

5.逆时偏移成像技术突破大幅提高成像精度

　　逆时偏移成像是目前国际上公认的高精度成像方法，只有少数几家大公司掌握这项技术。

中国石油东方物探公司历时一年半，研发成功具有自主知识产权的适用于陆上和海上的逆时偏移软件系统——闪电系统，打破了国外公司技术封锁，填补了国内深度域偏移成像领域的技术空白，提升了我国在高端物探市场的竞争力。

　　逆时偏移软件基于完整的波动方程，在成像中无倾角限制，不仅可以对一次波成像，还可以对回转波、棱镜波、鬼波和其他多次波成像。

与克希霍夫积分法偏移和单程波动方程偏移相比，其成像结果更好、信噪比更高、断层和陡倾角边界更清晰。

该系统运行效率高，所需资源少，同等条件下相同单炮数据运算时间仅为其他商业软件的八分之一。

中国石油研发出的具有自主知识产权的软件系统，在应用上更具灵活性，对硬件系统适应性更强，在国际同类型商业软件中处于领先地位。

目前，闪电系统已在新疆、环渤海和滨里海等地区2255平方公里资料处理中得到应用，成像效果显著。

　　国产逆时偏移软件系统的诞生，是国内偏移技术研发的一个新的里程碑，将对提升我国核心软件国际市场竞争力发挥重要作用，并将进一步推动我国地震资料处理的技术进步，为占领物探高端服务市场提供有力的技术支撑。

6.水平井钻完井和多段压裂技术突破大大改善低渗透油田开采效果

　　我国低渗透油气资源丰富，但普遍存在钻探难度大、开发效益差等难题。

中国石油应用水平井技术，在水平钻井提速、降低钻井成本、水平井增产改造方面取得重大突破，水平井应用规模得到大幅提升，在低渗透油气田开发上取得显著成效。

　　在钻井技术方面，开展井身结构优化、取消导眼井钻进、优化靶前距和井眼轨迹、个性化钻头、优化钻井液等技术改进，水平井钻井周期明显缩短，苏里格地区水平井平均钻井周期从2008年的132天缩短到2010年的63.4天，钻井成本大幅降低。

　　在增产改造技术方面，通过自主攻关，建立了水平井井网、水平井分段压裂二套优化设计方法，研制出水平井双封单卡分段压裂、水平井滑套分段压裂、水平井水力喷砂分段压裂三大主体技术，完善了水力裂缝监测与评价、水平井修井、液体胶塞分段压裂改造及碳酸盐岩自转向高效酸化酸压三大配套工艺技术，在508口井中进行了现场试验，压后平均单井日产稳定在6.5吨，是直井的3.9倍。

特别是在苏里格，2010年完成水平井近百口，水平井初期投产的日产量达到7.8万立方米，预测日产5万立方米可稳产5年。

水平井增产改造技术的创新与应用，基本满足了大庆、吉林、长庆等油田常规低渗透油气藏水平井分段压裂的要求。

　　水平井钻井与增产改造技术的规模化应用改变了中国石油低渗透油气田的开发方式，初步实现了低渗透及特低渗透油田的高效开发，节约了土地占用，提高了单井产量，并将全面扭转中国石油长期存在的多井低产的油气开发状况。

7.新一代一体化网络测井处理解释软件平台开发成功

　　中国石油勘探开发研究院和中油测井公司采用先进的编程手段，开发出一体化网络测井解释软件平台——CIFLog。

这是全球首个基于Java-NetBeans前沿计算技术理念建立的第三代测井处理解释系统，具有一系列突出特点：

跨Windows、Linux和Unix三大操作系统，运行在真64位环境，将全系列裸眼测井与套管井测井解释评价完全集成。

　　目前开发出的CIFLog1.0版本包括单井解释、火山岩解释、碳酸盐岩解释、水淹层解释、生产测井解释、煤层气解释、管理及工具支撑和国产重大装备配套解释等处理解释系统。

在单井解释系统中，除了包括全套常规处理程序以外，还包括微电阻率扫描成像、阵列感应、声波成像、偶极子声波、核磁共振、元素俘获能谱、过套管电阻率、电缆式地层测试等测井资料的处理解释程序，可提供中文版、英文版和其他文字版本。

　　新一代测井处理解释一体化软件平台将测井软件技术推向了一个新高度，在国内及国际测井服务领域具有很大的推广应用价值，不断升级和发展的潜力巨大，是我国测井软件技术研发的重大标志性成果。

目前此软件平台已经投产上百套，年处理能力达到上万井次。

8.多品种原油同管道高效安全输送技术有效解决长距离混输难题

　　西部原油管道是我国西部油气输送大动脉之一，也是目前我国输送工艺最先进、运行方式最复杂的长距离原油管道。

在建设和生产运行中，遇到了原油品种多、物性差异大、不稳定性强、冷热油交替输送、频繁停输导致凝管风险等一系列我国乃至世界原油长输管道史上罕见的挑战。

　　中国石油与石油大学共同研究，逐一攻克了这些技术难关，形成了包括“多品种多批次原油加剂改性长距离常温顺序输送技术”、“同沟敷设原油成品油管道热力影响模拟技术”、“长距离管道冷热原油交替顺序输送技术”、“长距离含蜡原油管道间歇输送技术”、“降凝剂改性原油输送过程剪切和热力效应定量模拟理论与技术”等多项先进的输油新技术。

通过把这些新技术集成应用于西部原油管道，形成了能有效应对多种复杂条件和输送要求的技术集成成果，构成了有效支撑管道安全、高效、灵活运行的原油输送技术体系。

　　该集成成果取得了多项技术创新，有效解决了严重制约西部管道工程建设及运行的系列重大难题，提高了管道运行的安全性、经济性与适应性，经济和社会效益显著，填补了该领域的多项技术空白，属国际领先水平，推广应用前景广阔。

9.满足国Ⅳ标准的催化裂化汽油加氢改质技术开发成功

　　由中国石油自主开发的高选择性催化裂化汽油改质工艺技术（GARDES）与催化汽油选择性加氢脱硫（DSO）技术解决汽油加氢脱硫与辛烷值损失之间的矛盾，可直接生产出满足国Ⅳ标准的汽油。

这两种技术都是将全馏分催化裂化汽油或经切割后的重催化裂化汽油先经过装有选择性脱硫催化剂的反应器进行选择性脱硫，然后再进入装有加氢异构化芳构化催化剂的反应器进行辛烷值恢复。

　　GARDES技术可对硫含量不超过500PPM、烯烃含量不超过50%（体积分数）的催化裂化汽油直接生产硫含量不超过50PPM的国IV标准清洁汽油调和组分。

该工艺2010年1月9日在大连石化20万吨/年汽油加氢改质装置投油运转以来，稳定运转至今。

工业应用结果表明：

该技术在不经过轻重馏分切割的情况下加氢改质，可使催化裂化汽油的硫和烯烃含量降低70%～80%和25%～33%，辛烷值损失不大于1个单位，汽油收率大于99%，对高烯烃含量催化裂化汽油有较好的适应性，改质汽油硫含量和烯烃含量全面达到调和国Ⅳ标准汽油要求。

　　DSO技术具有工艺流程灵活、反应条件缓和、脱硫率高的特点，2008年、2009年在玉门炼化总厂和大连石化的催化汽油加氢装置上应用，取得了良好效果。

2011年将在乌鲁木齐石化60万吨/年催化汽油加氢装置进行工业试验，针对硫含量300PPM~500PPM的催化汽油，直接生产硫含量小于50PPM的国Ⅳ汽油调和组分，液收大于99%。

　　GARDES技术和DSO技术作为中国石油具有自主知识产权的清洁汽油生产技术，填补了中国石油的技术空白，为汽油质量升级提供有力的技术保障，具有巨大的社会效益和经济效益。

10.己烯-1工业化试验及万吨级成套技术开发成功助力提升聚乙烯产品性能

　　中国石油自主开发的乙烯三聚合成己烯-1成套技术，在大庆石化公司5000吨/年己烯-1工业试验装置上成功投产运行，并完成了2万吨/年己烯-1工艺包开发。

工业运行表明，催化效率较中试技术提高1.3倍，乙烯单程转化率提高14.6%，生产的己烯-1产品纯度大于99%，主要技术指标优于国外同类工艺水平，质量达到国外同类产品标准。

　　己烯-1是高性能聚乙烯生产不可缺少的共聚单体，是提高聚乙烯产品竞争力的保证。

该技术开发成功，改变了己烯-1依赖进口的局面，实现了自给，形成了四项创新技术：

一是开发出高选择性己烯-1专用催化剂；

二是开发出乙烯预混工艺；

三是设计出高传质非均相釜式反应器；

四是开发出不黏釜、低聚物在线脱除专有技术。

　　该技术的开发成功打破了国外技术壁垒，填补了中国石油己烯-1生产技术和己烯-1产品的空白，核心技术达到国际先进水平，对炼化企业新技术开发和推广应用具有重大意义。