2010中国五大石油科技进展
2010中国五大石油科技进展
2010中国五大石油科技进展
1.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。
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.变质基岩油气成藏理论及关键技术指导渤海湾盆地发现亿吨级储量区带
针对基岩内幕有无良好储层、能否规模成藏等制约成熟盆地深化认识和规模发现的重大地质问题，中国石油通过对辽河凹陷变质基岩潜山油气成藏的系统研究，创建了变质基岩内幕油藏成藏理论和成熟盆地基岩油气藏评价理论，创新和发展了基岩油藏预测与评价等六项关键技术，树立了“源储一体化”勘探理念，指明了基岩油藏勘探的三大潜力领域。
变质基岩内幕油气成藏理论突破了变质基岩油藏五项传统认识，发现了变质基岩内幕存在多套油水系统，提出了油气成藏底界深度不小于烃源岩最大埋藏深度的理念，把占凹陷15%～20%的潜山领域拓展到全凹陷基岩内幕领域；发展了变质基岩油气藏评价理论，即T-CDMS多要素匹配成藏评价理论；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。
4.“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。
5.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。