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2016年中国石油与国际石油十大科技进展

时间:2017-12-19 21:01来源:网络整理 作者:采集侠 点击:
2016年中国石油与国际石油十大科技进展,中国石油1.古老油气系统源灶多途径成烃理论突破有效指导深层勘探中国石油

1.古老油气系统源灶多途径成烃理论突破有效指导深层勘探

中国石油依托国家和公司重点项目,在深层古老烃源岩发育机制、高—过成熟阶段生气潜力、有机—无机复合生烃以及天然气成因判识方法等方面取得原创性研究进展。

主要技术进展包括:①提出古老含气系统具有三类生气物质:滞留烃、古油藏和“半聚半散”液态烃,从而提升高—过成熟区天然气成藏地位。②发现地球轨道力、大气环流和分层海洋化学环境控制着元古代—下古生代富有机质页岩沉积,微生物类型与氧化还原条件决定了古老生烃母质的生油气性,元古代七套优质烃源岩的发育为古老油气系统资源潜力评价和勘探前景预测提供了科学依据。③高温高压条件下有机—无机复合生烃机制,揭示了不同水—岩体系加氢反应机制及其对天然气生成的贡献量,过渡金属元素促进微生物繁殖及生烃演化,为深层古老油气系统生油气潜力提供了新途径。④提出古老地层中多源灶裂解气晚期生成是下古生界天然气规模成藏的关键因素,“多黄金带”富气理论拓展高—过成熟区勘探潜力,裂解气充注与气洗分馏作用是次生凝析气藏形成的重要机制。

该研究为西南油气田震旦—寒武系新增天然气探明储量2200亿立方米、控制储量2038亿立方米做出重要贡献,有效支撑塔里木盆地2013年以来新增油气地质储量21.9亿吨,首次在《美国科学院院刊》连发3篇文章,被美国地球化学学会评为“十大最高关注度”成果。

2.深层碳酸盐岩气藏开发技术突破有力支撑安岳大气田规模开发

全球寒武系大型碳酸盐岩气藏屈指可数,国内无开发先例。通过攻关研究试验,创新形成大型碳酸盐岩气藏开发核心技术,支撑国内单体规模最大的整装碳酸盐岩气藏高效开发。

主要技术创新:①深层低孔碳酸盐岩富集区预测技术,小尺度裂缝及厘米级溶蚀孔洞发育区预测符合率超过88%。②裂缝—孔洞型强非均质高压有水气藏动态预测技术,生产效果预测符合率超过90%。③深层非均质储层改造技术,自主研制可降解暂堵球、纤维转向剂、转向酸、耐温180摄氏度的胶凝酸和压裂液,形成3种适应不同储层特点、井型的分层转向技术,作业成功率100%,产量提高1.5~8.6倍。④高产含硫气田快速建产核心技术,在国内首次实现大型含硫气田地面工程标准化、模块化、橇装化、工厂化建设。

大型碳酸盐岩气藏开发技术成功应用于磨溪龙王庙组气藏开发,平均单井日产量百万立方米以上,快速建成年产能达110亿立方米的现代化大气田。

3.全可溶桥塞水平井分段压裂技术工业试验取得重大突破

桥塞是水平井多段体积压裂核心技术之一。传统可钻式桥塞存在钻塞费用高、风险大、投产慢等难题。第四代桥塞即全可溶桥塞在国内多个油气田成功开展工业试验,效果显著。

主要技术创新:①高强可溶材料技术,可溶金属材料体系抗压强度达600兆帕,可溶高分子密封材料体系耐温50~150摄氏度、耐压90兆帕。②预制破片可溶卡瓦技术,确保桥塞承压可靠、压后自行破碎。③仿生结构和材质组分优化技术,桥塞溶解速度精准可控,可实现同一井不同层段溶解可控,也可实现不同区块、不同油气田压裂的个性化需求。该技术具有以下优点:可实现无限级压裂,风险低,溶解产物对储层无伤害、对环境无污染;遇卡可快速溶解,减少压裂施工总时间和总成本,作业效率提高50%,施工成本降低1/3;规模化生产后,制造成本与传统桥塞价格基本相当。

在威远204H11平台完成首次页岩气全可溶桥塞压裂,最高25段、泵压达86兆帕,压后平均日产气达到27.5万立方米。仅钻塞费用就节省近千万元,同时大幅降低作业风险。该项创新成果打破国外公司的技术垄断。

4. PHR系列渣油加氢催化剂工业应用试验获得成功

中国石油自主研发的PHR系列渣油加氢催化剂通过专家验收,认为该系列催化剂在加氢脱硫、脱氮、脱残炭和床层压降的性能方面优于进口剂,脱金属性能优异,总体达到国际先进水平。

该技术开发了催化剂形状级配、孔结构级配、活性级配的设计与制备方法,形成了“定制”催化剂孔结构特征与活性分布特征的理论创新,国内领先的双峰孔结构氧化铝载体等核心制备技术的技术创新,以及自主设计催化剂级配方案并利于长周期稳定运行的应用创新。在大连西太工业应用试验结果表明,在渣油加工量及提温操作完全相同的情况下,PHR系列催化剂累计脱除的硫、氮、残炭分别高出另一系列进口催化剂2.8%、24.7%、6.2%,装置运行过程中,总压降始终低于进口催化剂0.2~0.4兆帕。

PHR系列渣油加氢催化剂的应用成功,将为中国石油高硫劣质原油的加工提供有力的技术支撑和保障。

5.满足国Ⅴ标准汽油生产系列成套技术有效支撑汽油质量升级

(责任编辑:admin)
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