2016中國石油與國際石油“雙十”科技進展出爐！

近日，由中國石油集團公司科技管理部主辦、經濟技術研究院承辦的“2016年中國石油十大科技進展及國際石油十大科技進展評選會”在北京落下帷幕。經過項目推薦、會議評選、審核批準、保密審查等程序，涉及8個專業的第十七屆中國石油與國際石油“雙十”科技進展新鮮出爐。

為把握世界石油科技發展趨勢，促進中國石油科技創新和成果推廣，進一步發揮科技創新對公司主營業務的支撐和引領作用，2000年起，科技管理部已連續17年組織開展中國石油十大科技進展及國際石油十大科技進展評選活動。以科技進展的創新性、實用性、引領性為主要標準，選出在石油地質、油氣田開發、煉油、化工、地球物理勘探、測井、鉆井和油氣儲運等石油石化科技領域取得的重大理論技術創新和規模應用方面的科技進展，努力營造良好的創新氛圍，以科技創新成果驅動公司有質量、有效益、可持續發展。

中國石油十大科技進展

1.古老油氣系統源灶多途徑成烴理論突破有效指導深層勘探

中國石油依托國家和公司重點項目，在深層古老烴源巖發育機制、高—過成熟階段生氣潛力、有機—無機復合生烴以及天然氣成因判識方法等方面取得原創性研究進展。

主要技術進展包括：

（1）提出古老含氣系統具有三類生氣物質：滯留烴、古油藏和“半聚半散”液態烴，從而提升高—過成熟區天然氣成藏地位；
（2）發現地球軌道力、大氣環流和分層海洋化學環境控制著元古代—下古生代富有機質頁巖沉積，微生物類型與氧化還原條件決定了古老生烴母質的生油氣性，元古代七套優質烴源巖的發育為古老油氣系統資源潛力評價和勘探前景預測提供了科學依據；
（3）高溫高壓條件下有機—無機復合生烴機制，揭示了不同水—巖體系加氫反應機制及其對天然氣生成的貢獻量，過渡金屬元素促進微生物繁殖及生烴演化，為深層古老油氣系統生油氣潛力提供了新途徑；
（4）提出古老地層中多源灶裂解氣晚期生成是下古生界天然氣規模成藏的關鍵因素，“多黃金帶”富氣理論拓展高—過成熟區勘探潛力，裂解氣充注與氣洗分餾作用是次生凝析氣藏形成的重要機制。

該研究為西南油氣田震旦—寒武系新增天然氣探明儲量2200億立方米、控制儲量2038億立方米做出重要貢獻，有效支撐塔里木盆地2013年以來新增油氣地質儲量21.9億噸，首次在《美國科學院院刊》連發3篇文章，被美國地球化學學會評為“十大最高關注度”成果。

2.深層碳酸鹽巖氣藏開發技術突破有力支撐安岳大氣田規模開發

全球寒武系大型碳酸鹽巖氣藏屈指可數，國內無開發先例。通過攻關研究試驗，創新形成大型碳酸鹽巖氣藏開發核心技術，支撐國內單體規模最大的整裝碳酸鹽巖氣藏高效開發。

主要技術創新：

（1）深層低孔碳酸鹽巖富集區預測技術，小尺度裂縫及厘米級溶蝕孔洞發育區預測符合率超過88%；
（2）裂縫—孔洞型強非均質高壓有水氣藏動態預測技術，生產效果預測符合率超過90%；
（3）深層非均質儲層改造技術，自主研制可降解暫堵球、纖維轉向劑、轉向酸、耐溫180攝氏度的膠凝酸和壓裂液，形成3種適應不同儲層特點、井型的分層轉向技術，作業成功率100%，產量提高1.5~8.6倍；
（4）高產含硫氣田快速建產核心技術，在國內首次實現大型含硫氣田地面工程標準化、模塊化、橇裝化、工廠化建設。

大型碳酸鹽巖氣藏開發技術成功應用于磨溪龍王廟組氣藏開發，平均單井日產量百萬立方米以上，快速建成年產能達110億立方米的現代化大氣田。

3.全可溶橋塞水平井分段壓裂技術工業試驗取得重大突破

橋塞是水平井多段體積壓裂核心技術之一。傳統可鉆式橋塞存在鉆塞費用高、風險大、投產慢等難題。第四代橋塞即全可溶橋塞在國內多個油氣田成功開展工業試驗，效果顯著。

主要技術創新：

（1）高強可溶材料技術，可溶金屬材料體系抗壓強度達600兆帕，可溶高分子密封材料體系耐溫50~150攝氏度、耐壓90兆帕；
（2）預制破片可溶卡瓦技術，確保橋塞承壓可靠、壓后自行破碎；
（3）仿生結構和材質組分優化技術，橋塞溶解速度精準可控，可實現同一井不同層段溶解可控，也可實現不同區塊、不同油氣田壓裂的個性化需求。該技術具有以下優點：可實現無限級壓裂，風險低，溶解產物對儲層無傷害、對環境無污染；遇卡可快速溶解，減少壓裂施工總時間和總成本，作業效率提高50%，施工成本降低1/3；規?；a后，制造成本與傳統橋塞價格基本相當。

在威遠204H11平臺完成首次頁巖氣全可溶橋塞壓裂，最高25段、泵壓達86兆帕，壓后平均日產氣達到27.5萬立方米。僅鉆塞費用就節省近千萬元，同時大幅降低作業風險。該項創新成果打破國外公司的技術壟斷。

4.PHR系列渣油加氫催化劑工業應用試驗獲得成功

中國石油自主研發的PHR系列渣油加氫催化劑通過專家驗收，認為該系列催化劑在加氫脫硫、脫氮、脫殘炭和床層壓降的性能方面優于進口劑，脫金屬性能優異，總體達到國際先進水平。

該技術開發了催化劑形狀級配、孔結構級配、活性級配的設計與制備方法，形成了“定制”催化劑孔結構特征與活性分布特征的理論創新，國內領先的雙峰孔結構氧化鋁載體等核心制備技術的技術創新，以及自主設計催化劑級配方案并利于長周期穩定運行的應用創新。

在大連西太工業應用試驗結果表明，在渣油加工量及提溫操作完全相同的情況下，PHR系列催化劑累計脫除的硫、氮、殘炭分別高出另一系列進口催化劑2.8%、24.7%、6.2%，裝置運行過程中，總壓降始終低于進口催化劑0.2~0.4兆帕。

PHR系列渣油加氫催化劑的應用成功，將為中國石油高硫劣質原油的加工提供有力的技術支撐和保障。

5.滿足國Ⅴ標準汽油生產系列成套技術有效支撐汽油質量升級

中國石油自主創新研制了催化裂化汽油選擇性加氫脫硫等9個牌號系列催化劑，開發了分段加氫脫硫、烯烴定向轉化等5項核心技術，形成了選擇性加氫脫硫（DSO）和加氫脫硫—改質組合（M-DSO、GARDES）兩大技術系列，成功破解了催化裂化汽油同步實現深度脫硫、降烯烴和保持辛烷值這一制約汽油清潔化的難題。

開發的催化劑級配裝填和開工過程催化劑硫化、鈍化等新技術，提高了催化劑脫硫活性及選擇性，減少了辛烷值損失，延長了裝置運行周期，縮短了開工時間。與引進技術比，投資節省15%左右，能耗降低20%左右。

截至2016年年底，10多家采用上述自主技術的企業全部順利生產出國Ⅴ清潔汽油，總生產能力1000多萬噸/年，總體技術經濟指標達到國際先進水平，為保障中國石油順利實現國Ⅴ標準汽油質量升級提供了有效技術支撐。

6.醫用聚烯烴樹脂產業化技術開發及安全性評價取得重大突破

中國石油于2016年7月在蘭州石化建成了我國首個醫用聚烯烴樹脂產業化基地，研發生產的兩個牌號聚烯烴樹脂（LD26D、RP260）通過了國家藥監局評審，發布了產品企業標準“QSY LS0196-2016”和“QSY LS0197-2016”；藥監局頒發了注冊號（國藥包字20160379、20160413），使我國醫藥樹脂包裝材料擺脫了對國外技術、原料和評價標準的依賴，率先在國內醫用聚烯烴行業擁有了話語權。

該技術滿足了醫藥樹脂包裝制品的物理、化學和醫用聚烯烴安全性要求；制定了醫用聚烯烴原料產品標準、生產工藝、包裝儲運及其管理體系的GMP規范。其創新性包括：

（1）新型低溫引發劑及新型調節劑開發及反應體系建立，以調整聚乙烯分子鏈微觀結構及其分子量分布；
（2）新型減震及高壓分離技術研發，實現了低聚物分離和裝置在超高壓下的穩定生產；
（3）復配給電子體系開發，協調催化劑活性、氫調敏感性、分子鏈立構規整度三者間的關系，以控制聚丙烯微觀結構、分子量分布及溶出物含量；
（4）醫用聚烯烴樹脂專用助劑體系開發及應用。

蘭州石化潔凈化醫用聚烯烴生產線通過了科倫藥業的藥包材供應商審計，2016年量產銷售達3000噸。

7.微地震監測技術規?；瘧萌〉弥卮筮M展

中國石油經過多年攻關，攻克速度模型優化、事件識別、初至拾取、現場實時定位等技術難題，開發出自主知識產權的微地震實時監測軟件，實現了微地震井中和地面監測的采集、處理、解釋一體化，對非常規資源經濟開采具有重要指導作用，填補了國內空白。

在采集方面創新了基于微地震震源機制、信號傳播效應、接收條件等多屬性的微地震事件可探測距離分析方法；在處理方面創新了基于VSP的速度模型優化技術、縱橫波聯合的精細速度模型校正技術、基于射孔信號的微地震事件識別和拾取技術、融合縱橫波時差法與多尺度能量掃描的微地震定位技術；在解釋方面創新了基于橢圓擬合的裂縫幾何形態描述技術、融合多學科數據的綜合解釋技術和微地震天然斷層檢測技術。

自2012年至今，該技術在多個油氣田、頁巖氣及煤層氣區塊應用，完成了近20個用戶300多口井的井中監測和10多口井的地面監測及井地聯合監測，成功實施了3000多壓裂層段的微地震監測，為直井、叢式井、水平井等壓裂工程提供了有力指導，節約成本3億多元。

GeoEast-ESP和GeoMonitor軟件達到國際先進水平，成為我國微地震監測的主流軟件，提高了中國石油的技術核心競爭力。

8.三品質測井評價技術突破有力支撐非常規油氣勘探開發

非常規油氣的測井評價難以沿用常規油氣評價思路與技術，嚴重制約了新領域的油氣勘探開發。中國石油經過多年攻關，形成了以烴源巖品質、儲層品質和工程品質為核心的三品質測井評價技術，開發了配套的測井處理評價軟件。

主要創新包括：

（1）首次提出非常規油氣儲層的“七性參數”概念，形成了“七性參數”計算方法。特別是建立了靜態脆性指數測井表征新方法，解決了靜態脆性指數準確計算的世界性難題；提出了頁巖氣雙分子層吸附理論及高壓吸附氣含量計算模型，有效提升了深層頁巖氣含氣量計算的準確性；
（2）首次建立生排烴效率測井計算新模型，形成全深度剖面烴源巖品質評價新技術；
（3）形成了宏觀與微觀相結合的儲層品質評價新技術，有效解決了致密儲層精細評價及產能級別預測的技術難題；
（4）形成了以可壓性指數為核心的工程品質評價新技術，形成了地質工程一體化油氣“甜點”測井評價方法。

該技術已在鄂爾多斯、松遼、準噶爾等盆地致密油及蜀南頁巖氣的1000余口探井與開發井中應用，致密油解釋符合率提高26%，頁巖氣解釋符合率達到94%，為中國石油非常規油氣儲量發現及產能建設發揮了不可替代的作用。

9.膨脹管裸眼封堵技術治理惡性井漏取得重大進展

惡性井漏是制約鉆井速度、質量和效率的世界性難題，中國石油經過多年攻關，成功開發出膨脹管裸眼封堵技術，可在不改變原有井身結構的情況下，有效封堵復雜地層、治理惡性井漏，為安全鉆達設計目的層，實現勘探開發目標，提供了經濟有效的技術手段。

膨脹管裸眼封堵技術是在全面掌握膨脹管材料、連接螺紋、膨脹系統工具及工藝技術的基礎上，通過管材、連接、膨脹等關鍵技術的升級配套，形成了可實現小直徑下入、大直徑膨脹的膨脹錐，以及膨脹率大于20%的膨脹螺紋等核心技術。

2016年6月，國內首次在新疆油田CH3725井進行膨脹管裸眼封堵技術先導試驗，采用127米直徑為203毫米、壁厚為10毫米的膨脹管對285~398米泥巖井段進行了有效封堵，膨脹后內徑達220毫米，保證了 8-1/2英寸鉆頭繼續鉆進。在此基礎上先后在川渝蒲西001-X1井和遼河哈31-H3井工業應用試驗，成功封堵了常規堵漏技術無法封堵的惡性漏失層段，實現了在不改變井身結構的條件下鉆達目的層。膨脹管裸眼封堵技術的重大突破，為未來等直徑鉆井技術奠定了良好的發展基礎。

10.天然氣管道全尺寸爆破試驗技術取得重大突破

為了滿足我國天然氣管道安全運行技術需求，中國石油自主建設了一座可以開展最大直徑1422毫米、最大壓力20兆帕的管道全尺寸實物爆破試驗場，并成功開展三次高鋼級、大口徑天然氣管線爆破試驗，實現在亞洲首次開展此類試驗的突破。

主要技術突破：

（1）完成多種實驗條件模擬計算，創新雙管列實驗系統結構、工藝等設計計算，自主完成實驗場設計、建設和運行；
（2）開展測量管道斷裂速度、減壓波等參數的傳感器研究，以及600個數據同步高速連續數據采集設備的設計安裝；
（3）開發應用天然氣云團自動點燃裝置和用于管道爆破啟裂的線性聚能切割器;
（4）形成管道全尺寸氣體爆破試驗成套技術，制定了相關規范，形成數據分析處理技術；
（5）采用天然氣介質，成功實施1422毫米、X80鋼級、12兆帕直縫焊管，1422毫米、X80鋼級、13.3兆帕螺旋焊管，1219毫米、X90鋼級、12兆帕焊管的三次實物爆破試驗，其中后兩次試驗均為世界首次。

該技術填補我國在高壓、高鋼級天然氣管道全尺寸斷裂行為以及管道爆炸對環境造成影響研究領域的空白，擺脫了對國外試驗機構的完全依賴。

國際石油十大科技進展

1.“源—渠—匯”系統研究有效指導多類沉積盆地油氣勘探

源—渠—匯”系統研究是國際地質領域的重大前沿科學問題，強調從物源地貌、搬運通道及沉積體系的分布、耦合及演化規律分析地質歷史過程中的沉積作用與機理，為生、儲、蓋及巖性—地層油氣藏的分布預測提供重要依據，有效指導油氣勘探。

物源區基巖性質、年齡及匯水面積決定母巖風化程度與沉積物供源能力，古地貌特征與溝谷體系確定沉積物匯聚方向與搬運總量，邊界斷裂、構造坡折及變換帶類型控制沉積物堆積方式與砂體分布規律，預測受物源與搬運通道控制的沉積體系發育規律，明確源渠匯要素之間的耦合關系與主控因素。

該系統將地球表面的物源—匯聚沉積過程作為整體來研究，成為油氣勘探中重要的預測理論與方法技術，在國際多類型沉積盆地及中國渤海灣盆地沉積體系研究與勘探工作應用，成效明顯。該系統作為地質學領域重要研究方向，為提高巖性—地層油氣藏勘探準確性和效率起到重大作用。

2.非常規“甜點”預測技術有望大幅提高勘探效率

非常規油氣“甜點”預測技術是油氣勘探的重要環節，快速精準布井，可大幅提高儲層鉆遇率和產量，降低開發成本。

預測新技術包括：

（1）“甜點”綜合識別技術。利用地球物理方法，聯合微地震及巖芯數據，通過大數據分析識別“甜點”，有效降低成本；
（2）頁巖資源評價綜合方法。利用三維含油氣系統模擬油氣生成和預測剩余油氣分布，量化評價區帶圈閉質量、充注條件等重要參數，以確定有利區面積，計算資源量；
（3）人工神經網絡法。將已知井的井位坐標、地震、測井、儲層等油田數據應用于訓練集，根據工作流程生成模型，可客觀確定未鉆目標區，提高工作效率和經濟效益；
（4）GeoSphere油藏隨鉆測繪技術?？蓪?0米范圍內的地層進行全方位的連續成像，在井眼四周空間內探測油藏“甜點”并優化井眼軌跡，降低鉆井風險；
（5）核磁共振（NMR）因子分析技術。通過核磁共振測井和先進的光譜數據把干酪根中的液態烴分離出來，可識別流體類型和孔隙特征，計算含油量，識別“甜點”。

該技術提高了資源預測精度，顯著提高工作效率，為油氣資源勘探部署提供重要的支持。

3.內源微生物采油技術研發與試驗取得突破

內源微生物采油技術是通過注入營養物等激活地層中的有益微生物，利用其在油藏環境下的生長繁殖和代謝活動，產生有利于驅油的代謝物質，作用于油藏和油層流體，實現提高油井產量和原油采收率的目的。
?
技術創新與進展：利用現有生產設備和基礎設施，在注入水中連續添加低濃度無機營養物質，激活油藏內微生物使其快速繁殖，降低油水界面張力，改變水流方向，擴大波及體積，以較低的成本開采剩余油。先前，在北美地區35口生產井應用38次，30口注水井應用68次，成功率89%，產油量平均提高127%。近年，在堪薩斯、南加利福尼亞和阿爾伯塔的商業化試驗表明，水驅后應用該技術，單井產量提高4倍多，增產原油的成本約10美元/桶，提高原油采收率9%~12％。

該技術已在地層溫度20~93攝氏度、滲透率10~1000md、原油相對密度0.82~0.96、地層水礦化度1.8萬~14萬ppm,甚至雙孔介質油藏條件下成功試驗，其成本低、見效快，為老油田提供了經濟有效的開采技術。

4.太陽能稠油熱采技術實現商業化規模應用

太陽能熱采技術改變了目前需要燃燒大量天然氣的傳統熱采方式，直接利用太陽能產生高溫水蒸汽，其節能環保特性符合當今綠色發展潮流和需求。

主體技術包括：

（1）槽式集熱技術，封閉式結構類似于玻璃溫室，由玻璃和鋼結構組成，內部有數十列輕質槽式反射鏡組成。陽光被反射到水循環管線上，生成符合熱采要求干度80%的蒸汽，晝夜采用不同的注汽量，降低天然氣消耗量。在美國和阿曼現場應用中，系統生產功率達7兆瓦，每天可產生50噸蒸汽，蒸汽壓力達10兆帕，溫度312攝氏度，全年運行效率為98.6%；百萬英熱單位蒸汽總成本4.5美元，與傳統燃燒天然氣生產蒸汽價格持平，可以穩定的價格供應蒸汽30年；
（2）機器人全自動清潔技術。生產裝置可耐受海灣地區特有的高濃度粉塵和沙塵暴，清潔后性能可100%恢復，90%的清潔用水可重復利用。

目前，在阿曼建設了世界上最大的太陽能集熱工廠用于稠油熱采，占地面積近3平方公里，峰值輸出功率高達1吉瓦，每天產生6000噸蒸汽，每年節約燃氣消耗約1.58億立方米，減少碳排放超過30萬噸。

5.新型烷基化技術取得重要進展

固體酸烷基化技術和復合離子液體碳四烷基化技術，分別采用固體酸沸石催化劑和離子液體催化劑替代了傳統的硫酸和氫氟酸催化劑，消除了酸油、廢酸對環境的污染以及廢酸泄漏造成的安全問題。

固體酸烷基化技術（AlkyClean）由CB&I Lummus公司和Albemarle公司聯合開發，該技術核心是AlkyStarTM固體酸催化劑，AlkyStarTM以鉑金為活性載體，在鋁沸石催化劑載體上形成酸性中心。全球首套20萬噸/年AlkyClean工業示范裝置在山東匯豐石化投產，生產出的烷基化油辛烷值96左右，硫含量低于1ppm。

復合離子液體碳四烷基化技術（CILA）由中國石油大學（北京）自主研發，該技術創新性地設計合成了兼具高活性和高選擇性的雙金屬復合離子液體，發明了催化劑活性監測方法和再生技術，研制了新型管道式反應器、旋液分離器等專用設備。全球首套10萬噸/年CILA裝置在山東德陽化工投產，生產出的烷基化油辛烷值高達97以上，烯烴轉化率100%。

固體酸烷基化技術和復合離子液體碳四烷基化技術，為汽油清潔化和全面質量升級提供了嶄新的解決方案，有廣闊的應用前景和推廣價值。

6.低成本天然氣制氫新工藝取得突破

工業制氫方式中應用最多的是利用化石燃料制氫，而由澳大利亞Hazer公司和悉尼大學合作開發的Hazer工藝可以采用天然氣和鐵礦石生產氫氣，并副產純度高達99%的石墨，極大降低了氫氣的生產成本。

常規的甲烷裂解制氫氣是在高溫下（750攝氏度以上）熱裂解甲烷，制氫成本高。而Hazer工藝通過將鐵礦石用作催化劑，能夠將天然氣和類似原料有效轉化為氫，并通過一次化學提純生產出純度高達99%的石墨。該工藝成本低、催化劑無需再生并可重復使用。Hazer工藝的氫氣制取成本是0.5~0.75美元/公斤，每使用1噸鐵礦石進行催化反應，能夠制造10噸的氫氣。

目前Hazer工藝處于實驗室試驗階段，工業試驗裝置有望于2017年投產，預計年產氫氣30噸。該工藝如果成功，將有效促進用氫工業的發展，是一項開創性的革新技術。

7.逆時偏移成像技術研發與應用取得新進展

逆時偏移(RTM)成像技術采用雙程波動方程，可以精確描述波的傳播過程，已成為復雜地質構造成像的主要技術手段。常規RTM技術受采集數據質量約束，在處理深層成像問題時存在低頻噪音、分辨率有限、深部幅值弱且振幅不均衡等問題，很難實現保幅成像，制約了逆時偏移技術在深層勘探中的推廣應用。

國際上在逆時偏移成像領域開展了大量研究，隨著精細各向異性速度建模的實現，發展了VTI、TTI、正交晶格等各向異性介質的RTM成像方法，在世界各地廣泛應用，更好地發揮了RTM成像技術的優勢，更有效地提高復雜地層的成像精度；最小二乘逆時偏移技術研究不斷深入，相較于克西霍夫、單程波動方程及逆時偏移方法具有更好的保幅性和更高的精度，并對不規則數據具有更強的適應性；基于頻率峰值位移法的Q層析成像，解決了TTI逆時偏移中Q補償問題；結合高斯束的高效靈活和逆時偏移的高精度，發展了高斯束逆時偏移，保留了克西霍夫偏移方法的靈活性及波動方程偏移對陡傾角等的成像優勢。

目前，最小二乘逆時偏移（LSRTM）技術、Q補償RTM技術已經完成測試應用，良好的應用效果已引起業內重視。隨著速度建模技術及計算方法的不斷進步，RTM技術將更加完善，為地震解釋與靜態油藏描述提供有力的技術支撐。

8.隨鉆前探電阻率測井技術取得突破

隨鉆前探電阻率測井技術能夠在水平井鉆井過程中“看到”鉆頭前方地層的電阻率特性，有利于在更靠近油氣藏頂部的位置鉆進，降低上覆層坍塌的風險；在鉆入目的層前，更準確地選擇取芯點；同時探測鉆頭前方多個地層界面，減少非生產時間，降低鉆井風險和保持井眼的完整性。

目前，國際上研制出適用于12-1/4～14英寸井眼的隨鉆前探電阻率測井儀樣機，并進入現場試驗。樣機采用模塊式結構，將多頻發射天線（距鉆頭1.8米）集成到旋轉導向系統中，電磁波電阻率測量傳感器距鉆頭3米，2～3個傾斜接收天線短節置于旋轉導向上方鉆柱的不同位置。測量原理類似于現有的遠探測方位電磁波電阻率測井儀，通過海量測量數據反演來獲取鉆頭前方地層特性。儀器前探能力取決于發射—接收天線距離、頻率、周圍地層電阻率、目標層厚度以及鉆頭前方各層電阻率對比度。

該樣機已進行多口井模擬測試及現場試驗，特別是近期在墨西哥灣的鹽下儲層試驗獲得成功。鹽層極高的電阻率為隨鉆前探電阻率儀器提供了極佳的試驗環境，儀器采用3個頻率準確探測到了鉆頭前方30米的鹽層界面。測試結果顯示，儀器可大幅提高鉆頭前面數米巖石特性變化的探測精度，利于在鉆入潛在的災害地層之前做出快速、準確反應。

9.“一趟鉆”技術助低油價下頁巖油氣效益開發

低油價下，北美非常規油氣開發通過進一步降本增效求生存，其中“一趟鉆”技術的普遍應用起到了關鍵作用。2015年美國主要非常規產區的鉆井成本較上一年下降了7%~22%，較三年前下降了25%~30%，所鉆水平段長度顯著延長，鉆遇率顯著提升，成本不斷下降。

“一趟鉆”技術是指用一只鉆頭、一套井下鉆具組合、一次性下入鉆完全部目標進尺的鉆井技術，具有節省起下鉆時間、減少鉆頭用量等綜合降本增效的特點。其技術核心是優化的鉆井方案設計、“等壽命”高效鉆頭、螺桿及井下鉆具組合、旋轉導向系統、優質鉆井液等，高造斜率旋轉導向系統的技術進步推動了“一趟鉆”效果的進一步提升。

在北美頁巖油氣開發中，大量水平井最后開次的鉆進都可以“一趟鉆”完成，使作業效率大幅提升、作業成本大幅降低。2016年，美國Utica頁巖產區利用“一趟鉆”技術，僅耗時17.6天就完成近6000米的井段鉆進，其中水平段長度達5652.2米，創下美國陸上水平井水平段長度新紀錄。

10.天然氣水合物儲氣技術取得突破

天然氣水合物儲氣是指水和天然氣在高壓低溫情況下（8.27~10.34兆帕、2~10攝氏度）形成的類似于冰晶狀固體，在其形成的孔洞中儲存輕烴或其他氣體分子，1立方米水合物可儲存150~180立方米的氣體，可以實現常壓、-5~-15攝氏度儲運。

該技術目前的難題是如何提高水合物生成速率和增加儲氣密度，近年研究發現超聲波、初始壓力、含水率等參數在一定條件下可促進水合物的生成，添加活性炭、十二烷基硫酸鈉和氧化銅納米顆?？捎行岣咛烊粴馑衔锏霓D化率。其中最為重大的發現是與純水體系相比，添加石墨烯納米顆?？墒顾衔锏恼T導時間縮短61.07%，儲氣量增加12.9%。日本、美國、英國、挪威等加大了該技術研發力度，日本已經擁有日產600噸天然氣水合物的技術，將在 2020 年使天然氣水合物儲運占 LNG 份額的8~12%。美國國家天然氣水合物研究中心正在開展使用表面活性劑的儲氣中試研究以及與天然氣水合物汽車相關的探索研究。

與LNG相比較，水合物的運輸成本降低25%、生產成本降低3%、氣化成本降低9%，同時對溫度壓力要求較低，儲運過程中能源損耗少，運輸安全性高，在小型、分散、邊緣油田伴生氣的開采、運輸方面具有很大的優越性。

版權聲明|文章來自中國石油新聞中心，版權歸原作者所有。
（本文系本網編輯轉載，轉載目的在于傳遞更多信息，并不代表本網贊同其觀點和對其真實性負責。如涉及作品內容、版權和其它問題，請在30日內與本網聯系，我們將在第一時間刪除內容。）

未經允許，不得轉載本站任何文章：