1.油气成因识别与储层表征创新技术助推深层勘探重大进展
中国石油研发高成熟油气来源精准确定与油气相态快速判识技术、复杂碳酸盐岩储层表征与预测技术，解决了制约深层油气分布预测与勘探的技术瓶颈，推动深层成为近期勘探突破与规模增储的重点。 取得4项创新性成果：(1)发明了痕量化合物靶向分离与富集技术，实现痕量单体化合物的同位素测试，建立了油气来源判识的精准手段。(2)发明了选择性化学转化+高分辨率质谱联用技术，发现了系列新型化合物，指示了油气次生作用，建立了油气相态快速确定方法，揭示了油气富集分布规律。(3)创建了受台内裂陷控制的台缘礁滩和缓坡颗粒滩规模储层发育新模式，推动勘探领域由台缘礁滩向台内颗粒滩拓展。(4)研发了以激光原位U-Pb同位素定年、团簇同位素、微区在线监测为核心的碳酸盐岩成岩演化实验分析技术体系，解决了储层成岩的定温、定年、定流体属性技术难题；创建了以温压场、流体场恢复为核心的岩溶储层模拟分析与储层表征技术，明确了“溶蚀窗口”控制因素，揭示了深层储层仍具相控性。 创新发展的4项关键技术，实现快速确定油气成因来源与油气藏相态、强非均质性碳酸盐岩有效储层的准确预测，在四川、塔里木和准噶尔等盆地深层/超深层油气勘探实践中得到验证，助推深层油气勘探取得重大突破和规模增储。 2.柴达木咸化湖盆油气勘探理论技术创新获柴西探区重大突破中国石油立足柴达木盆地古近系，持续深化理论创新和技术攻关，建立了高原咸化湖盆油气地质理论和“双复杂”地震勘探配套技术，在以往认识的不利区获得勘探重大突破。 取得五项科技创新：(1)首次创建了咸化湖盆“多成因多峰式”生烃模式，揭示咸化环境低丰度有机质有效保存和高效转化的机理，奠定了寻找大油田的资源基础；(2)创建了干旱蒸发环境下灰云岩晶间孔和滨浅湖相藻灰岩溶蚀孔为主导的多重孔隙介质储层成因机制，热化学硫酸盐还原反应(TSR)极大改善了生烃中心碳酸盐岩储集性能，咸化湖相富烃凹陷碳酸盐岩勘探潜力大；(3)创建了大型咸化湖盆三角洲体系砂体成因新模式，明确咸化湖盆扩张期广覆式分布有利储集砂体，碎屑岩有利勘探面积扩大8000平方千米，勘探深度拓展至5000米以下；(4)创建了“低熟早排、源储一体、多层共聚、晚期调整”的复合成藏模式，为咸化湖盆广泛发育微-纳米级孔喉系统油气高效富集创造了条件；(5)创建了高原“双复杂”地区地震关键勘探技术，首创了高原强风化山地“三位一体”综合压噪采集技术，攻克了地表巨厚低降速带、地下高陡地层与盐岩成像的技术瓶颈，为地震勘探禁区的油气重大突破发挥了决定性作用。 创新成果指导发现英西、风西、英中、切克里克凹陷4个亿吨级规模油田，新增油气探明+控制地质储量1.9亿吨、预测储量2.1亿吨，建成产能70万吨。 减氧空气获取成本较低，是一种高效、低成本、绿色的驱油介质。减氧空气驱技术是富有创造性的提高采收率新技术，既能够用于中高渗透油藏或潜山油藏开发中后期的战略接替，也能够用于特/超低渗透和致密油藏的有效动用。 主要创新包括：(1)研制配套了系列注空气室内实验装置，明确了减氧空气驱提高采收率的主要机理为溶解膨胀、增压驱替和低温氧化生热降黏；(2)建立了空气防爆模拟实验方法及装备，确定了油藏不同压力与温度条件下发生爆炸的最低氧含量界限，实现了注减氧空气的本质安全，制定了驱油用减氧空气气质企业标准；(3)研制了标准化、智能化、系列化的减氧空气一体化装备，生产了系列产品，比传统注减氧空气装备节能30%以上；(4)初步形成了注采井管柱防腐、泡沫调剖等配套技术。 长庆油田五里湾一区、吐哈油田鲁克沁三叠系油藏减氧空气驱工业试验效果显著，预计比水驱提高采收率10个百分点以上。该技术适宜储量10亿吨以上，可增加可采储量超1亿吨，前景广阔。 4.准噶尔盆地非常规油藏长水平井小井距开发取得重大进展 针对准噶尔盆地玛湖砾岩致密油藏岩性复杂、含油饱和度低、天然裂缝不发育和吉木萨尔陆相页岩油甜点分散、非均质性强、油层动用率低等特点，聚焦提高储量动用率和提高单井最终累积产量，创新形成了小井距长水平段立体开发技术。 主要创新点：(1)创新开展不同水平井距对比试验，建成玛131“大井丛、小井距、长井段、立体式、密切割、工厂化”示范区，预计采收率达25%，较原方案提高1倍以上；(2)形成集微地震、示踪剂、微压裂等技术于一体的人工缝网描述技术，开创了从压裂缝网优化到立体开发井网部署的新模式；(3)建立综合录井辅助水平井轨迹精细控制技术，水平井薄层甜点钻遇率提高至90%以上；(4)形成超长水平井钻完井技术，吉木萨尔页岩油水平段长突破3500米；(5)形成大井丛立体井网集群压裂等技术，“压、注、驱、采”多技术融合实现非常规油藏效益开发。 小井距水平井立体开发试验属国内首创，将对未来同类油藏高效开发带来深远而积极的影响。玛湖油田2025年产油规模将达500万吨，成为近年原油上产重点地区。吉木萨尔上甜点规模建产，下甜点试验获高产，未来将形成200万吨生产能力。2019年成功申报国家级陆相页岩油示范区，将带动我国陆相页岩油产业整体规模化发展。 井中光纤分布式声波传感(DAS)系统利用光纤本身作为传感器采集地震数据，突破了常规检波器观测井段受限的瓶颈，能够大幅提高目标地层的分辨能力。中国石油经过多年持续攻关，成功研发uDAS井中光纤采集系统，填补国内空白，增强了国际市场竞争力。 该系统主要取得以下4方面技术突破：一是开发了uDAS分布式光纤井中地震采集系统，具有高效、高密度、高适用性的采集作业能力，系统灵敏度高，时间采样间隔可达0.1毫秒，空间采样密度可达0.1米，耐高温250摄氏度，耐高压180兆帕，有效采集长度达40千米，总体性能达到国际领先水平；二是研发井中地球物理特种光纤技术及成缆工艺，其中高灵敏度特种传感光纤和耐高压超细不锈钢护管成缆技术达到国际领先水平；三是开发了光缆井中布设新方法和新装置，大幅提升光缆布设效率和安全性，有效解决了井中光纤的耦合问题；四是开发了套管外固井光纤布设方法，填补国内外技术空白。 uDAS系统在长庆、新疆和西南等6个油田完成了34井次生产试验，实现了7500米超深井和250摄氏度高温井下作业，大幅提高了全井段观测及成像能力，施工成本较常规井中地震检波器减少30%。该系统是中国石油2019年在国际发布的标志产品，开启了高精度井地联合立体勘探和油藏开发地震新时代，将为复杂构造油气勘探增储上产提供技术支持。 我国陆相页岩油勘探开发亟须解决关键地质参数精细刻画面临的难题，中国石油以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油为主要研究目标，以配套的岩石地化、物性、含油性为基础，在页岩油润湿性、赋存状态等关键地质参数测井表征方法研究方面取得重要突破。 主要技术创新包括：(1)创建了陆相页岩油核磁共振测井评价理论与方法，发明了吸附油、游离油及相对润湿性指数等关键地质参数的定量表征技术；(2)发明氯仿沥青“A”及生、排烃量测井计算方法，实现生、排烃及滞留油含量的连续定量表征，填补了技术空白；(3)发明了基于应力环境和矿物含量的脆性指数及地应力连续评价方法，有效解决了脆性表征的世界性难题；(4)发明了静态泊松比、刚性系数矩阵的计算方法，实现了各向异性地层应力剖面的测井连续计算。 该成果在准噶尔盆地工业化应用，使吉木萨尔芦草沟组试油成功率由35%提高至100%，甜点预测符合率由70%提高到100%。并在其他非常规领域推广应用，经济和社会效益显著。 7.一体化精细控压钻完井技术助力复杂地层安全优质钻完井 精细控压钻井技术是解决窄安全密度窗口地层安全钻井难题的有效技术措施。针对钻完井作业过程中窄安全密度窗口引起的井控风险大、难以钻达设计地质目标等世界性难题，中国石油在精细控压钻井的基础上通过持续攻关，形成拥有自主知识产权的钻-测-固-完一体化精细控压技术与装备，成为复杂深井钻完井的必备技术，并实现规模应用。 主要技术创新包括：(1)突破液体凝胶泵送、破胶难题，研发了固体凝胶段塞起下钻成套工艺技术，起下钻时完全隔断井下压力系统、防止溢流上窜、保障井控安全；(2)研发了精细控压固井设计和实时动态监控软件，实现固井各阶段井筒压力的精细控制，误差＜5%，尾管固井质量提高20%；(3)形成了测井适应性评价方法和钻柱传输测井动态压力控制技术；(4)基于井筒压力预测控制算法开发了自动控制软件，形成了钻-测-固-完一体化精细控压成套工艺技术，实现全过程压力精细控制。 近3年在川渝磨溪-高石梯、川西双探和九龙山、塔里木库车山前及土库曼斯坦阿姆河右岸，钻-测-固-完一体化精细控压技术试验应用56井次，为四川安岳气田110亿立方米建产和土库曼斯坦阿姆河右岸“9·20”节点工程顺利完工提供了强有力技术支撑，相较于单纯使用精细控压钻井技术平均单井漏失量下降80%、复杂时间降低90%以上，将成为助推川渝300亿立方米大气区建设和塔里木库车山前勘探开发的技术利器。 8.复杂地质条件气藏型储气库关键技术及产业化获重大突破 地下储气库在调峰和保障供气安全方面具有不可替代的作用和明显的优势，是保障国家能源安全的重大基础设施，能有效应对极寒天气、进口气减供、管道灾害中断等突发事件。随着我国天然气消费量的快速增长，调峰保供面临严峻挑战。 经过多年持续攻关，中国石油创建了复杂地质条件气藏型储气库建库关键技术和标准体系：(1)首创了储气库断层和盖层动态密封理论，揭示了注采交变应力盖层和断层密封性弱化机理，构建了动态密封6项定量评价指标，筛选出58个复杂断块库址目标，潜力储气规模超千亿立方米；(2)创建了储气库高速注采渗流理论和分区设计方法，揭示了短期高速注采气水交互渗流机理，首创了库容分区预测方法，工作气利用率提高20%以上；(3)创新了储气库工程建设关键技术，研发以晶须纳米韧性水泥浆固井、复合凝胶堵漏为核心的储气库钻完井技术；研制出我国首台6000千瓦高压高转速往复式注气压缩机组，摆脱了进口依赖；(4)创新了长期运行风险预警与管控技术，实现了地质体-井筒-地面三位一体风险实时管控。 该成果指导中国石油快速建成22座储气库年110亿立方米供气能力，高峰日采气量超1亿立方米，在冬季调峰保供中发挥了不可替代的关键作用。形成的成套技术和标准体系将为我国未来大规模储气库建设、保障国家能源安全做出重要贡献。 中国石油自主研发的柴油加氢精制—裂化组合催化剂(PHD-112/PHU-211)，具有原料适用性广、脱氮活性高、芳烃择向转化选择性高、重石脑油和液体收率高等特点，不仅可最大量生产重石脑油，还能兼产柴油作乙烯裂解原料。 该技术的主要创新突破：攻克了劣质柴油中具有空间位阻的芳烃大分子受扩散限制难以接近酸性中心发生选择性开环转化反应、芳烃过度加氢增加氢耗、原料油氮含量高且难以脱除导致裂化催化剂失活等技术难题，实现了在苛刻条件下最大量生产高芳潜重石脑油的目标。在抚顺石化120万吨/年柴油加氢裂化装置应用表明：加工焦化柴油与重油催化柴油的混合油，液收98wt%，重石脑油产率大于35wt%，芳潜48%以上；柴油十六烷值大于60，柴油产率25~30wt%，BMCI值小于10，可作优质乙烯裂解原料。该技术将70wt%的劣质柴油转化为优质化工原料，展现出优异的化工原料转化能力，有力推动了抚顺石化炼化一体化发展，预计年增效1亿多元。 该技术的成功应用，对中国石油“控油增化、高质量发展”起到了重要的示范和推动作用，是中国石油炼化转型升级核心技术的一项重大突破，填补了中国石油在该领域的技术空白，可以向独山子石化、兰州石化、锦西石化等企业的柴油加氢裂化装置推广，前景十分广阔。 目前，我国茂金属聚丙烯全部依靠进口，而茂金属催化剂负载化技术则是在现有聚合工艺条件下生产间规聚丙烯亟须突破的难题。为此，中国石油对茂金属催化剂负载化核心技术和聚合工艺开展技术攻关，并开发了茂金属聚丙烯高端产品，成功实现茂金属聚丙烯自主技术零的突破。 该项目开发出系列茂金属聚丙烯催化剂(PMP)，开发生产出高端茂金属聚丙烯产品。项目的创新性：(1)发明了负载型茂金属聚丙烯催化剂活化与制备新方法，掌握了茂金属催化剂聚合反应过程动力学规律；(2)突破了茂金属催化剂聚合工艺技术瓶颈，在不改变现有工艺流程的条件下，首次实现国内茂金属聚丙烯工业生产；(3)首次将聚丙烯应用于医用3D打印材料，实现茂金属聚丙烯在高端领域应用。技术特点：(1)精确控制高间规度选择性聚丙烯催化剂的活化与制备工艺，使得聚合过程中保持了聚丙烯链段的间规序列排布；(2)催化剂对现有聚合工艺的适应性强；(3)茂金属聚丙烯产品具有超高透明性，相比于采用成核剂作用下形成的高透明聚丙烯，透明性提高50%以上。项目开发的茂金属聚丙烯催化剂在国内首次成功工业应用并生产出系列化高端聚丙烯产品，将为聚丙烯行业产品结构调整和质量升级提供重要支撑。
