订阅最新相关文献

中国石油集团海洋工程有限公司抓住国内外加大海洋油气勘探开发的历史机遇，重点围绕中国海油渤海油田增储上产“七年行动计划”，坚持“以客户为中心”，成立专业化管理团队，精心实施中国海油海上钻完井日费项目，通过创新管理模式，提高了项目服务质量和客户满意度，打造了“海上钻完井日费”精品项目，树立了“中油海工”市场品牌。在取得较好项目经济效益的同时，为渤海油田上产4000万吨发挥了积极作用，为保障国家能源安全、端牢能源饭碗做出了积极贡献。 实施背景：随着全球能源需求的不断增加，海上钻完井工作量不断增多，市场规模不断扩大。中国加快推进“一带一路”建设，推动海洋经济的发展，形成了海洋产业大力发展、兴海造船、海工装备制造等一系列发展方向，为海洋石油勘探开发提供了广阔的市场空间。根据市场研究公司的数据显示，全球海上钻井服务市场规模在2019年达到了179.6亿美元，并预计到2027年将达到300亿美元以上。这一系列有利条件，为海洋石油勘探开发提供了广阔的市场空间。纵观全球海洋石油勘探开发市场，海上钻完井主要以日费项目为主，以中国海油海上钻完井日费项目为例，项目特点是工作量可变因素多、各类资源配置难度大、项目标准严、人员素质及装备能力要求高，面对诸多困难挑战，需要深入研究客户对服务质量的要求，创新管理模式，强化项目风险管控，加强项目管理效率和资源利用率，更好地为客户提供优质高效的服务，从而获得更多的市场份额，进而以先进的管理模式、优异的服务业绩拓展国内外海上钻完井市场。 主要做法： 简化架构、精细考核、差异兑现激发员工动力。1.创新合作模式，简化架构，打造“两模式”运行机制为了精准掌握客户政策，及时跟进客户要求，不断提高作业时效，提升服务质量，按照市场、健康、安全和环境管理体系(HSE)、保障三个维度，多层次、全方位配套组织架构。(1)多层级高效联动模式-沟通“零距离”。经甲乙双方统筹协调，海洋工程公司主要领导主导，并安排专职副经理任项目经理，派项目代表驻客户联合办公，各平台与作业项目组进行现场交流，全方位对接客户要求。(2)“三联办”及时保障模式-服务“每公里”。探索实施“三联办”机制，与客户联合办公，紧密跟踪项目情况，快速解决生产难题，全面整合中油海工资源，形成有力支撑，全方位、全过程保障平台连续、安全、高效施工。2.坚持目标导向，精准设置，打造“三指标”考核机制为了切实提高服务质量，海洋工程公司以客户的目标为目标，将客户的考核指标纳入到公司的考核，制定《日费作业项目阿米巴考核实施细则》。通过“三指标”“两兑现”充分发挥绩效考核指挥棒作用，将项目管理及运行的目标统一到为客户提供优良服务上来。考核细则中量化了“安全”“日费收获率”和“钻井平台评级”三大关键绩效考核指标，实现了项目精细化考核。这不仅是项目实施过程中各个环节的全面监控和评估，更是对项目高品质实现的有力保障。75任人定期对接，实现问题跟踪与整改全流程动态管理。3.技术引进，助力平台安全生产。(1)安全指标。考核井控、安全、环保、重大工程责任事故等否决性指标。(2)钻井平台日费收获率指标。该指标直接反映修理时间对平台收益的影响。日费收获率考核结果与钻井平台效益工资和员工基础工资挂钩，按照超出或降低的一定比例，兑现钻井平台效益工资和员工基础工资。(3)钻井平台评级指标。依据客户对钻井平台分级管理的制度，依据设备参数使用、作业效率、其他指标进行评分，根据年度钻井平台考核结果进行排名，分为A、B、C三级。 预防维护、跟踪解决、技术引进减少维修时间。为实现平台零修理，保障日费高收获率，海洋工程公司实施定向对接、预防性维护等多项措施提升设备保障能力。1.定时“体检”，强化预防性维护积极探索适应新要求的预防性维护保养方式。以强化日检、周检等巡检制度、制定修理计划、制定检修方案、强化修理过程等措施为手段，利用作业间隙对设备进行全面排查和预防性检修。2.定向“接诊”，跟踪解决设备问题保障日费平台设备安全高效运行，建立问题反馈与整改机制，对未及时解决的问题，安排专人对接跟踪，确保设备故障闭环管理；实行平台承包制和机械、电气分管模式，责任人定期对接，实现问题跟踪与整改全流程动态管理。 规范作业、闭环管理、信息共享提升技术水平。1.制度配套，制定平台作业规范为促进项目施工操作标准化、技术措施规范化，进一步完善项目生产运行管理制度；制定《起下钻及倒划眼起钻推荐措施》《常用钻具上扣扭矩规范》；编制了安装井口、下套管等工序标准化操作流程13项；梳理典型工程事故、复杂案例，编发《海上钻井事故复杂汇编》手册，提升施工平台工程风险应对能力。2.问题导向，加强钻具闭环管理项目节奏快，钻具损耗大，钻具故障将影响施工周期。针对此问题，海洋工程公司与科研院所联合开展钻具安全性分析与失效预防研究，明确失效机理及影响因素，提出适用性评价方法和失效预防方案，为优化钻井参数和科学使用钻具提供数据支撑。开展钻具统计分析数据的治理工作，开发建设钻具全生命周期管理云平台，建立钻具全生命周期卡，规范钻具管理流程，加强钻具全生命周期跟踪管理。3.信息共享，攻克海洋钻井技术难题。(1)共享信息，建设工程信息智库。加强项目的工程技术数据统计及存储管理工作，对标总包井项目，取全取准各项施工信息，搭建网络化数据共享中心，充分挖掘工程技术信息数据利用值，为钻井施工的科学决策提供辅助支持。每季度组织召开技术例会，各施工区块对阶段性工作进行分析总结。技术骨干集中开展交流研讨、技术对标和经验共享等活动，达到改善工作方法、优化技术措施，互学互促、共同进步的目的。(2)攻克难题，提升增值服务能力。锚定客户目标，在合同约定服务范围外，主动提供“中油海工”方案，帮助客户解决施工难题。海上高含硫油气田安全钻井配套技术为日费井项目高效解决了钻遇硫化氢浓度达0.0111％、地层压力系数1.45、井底温度175℃复杂条件下的钻井技术难题。渤海湾油气田丛式单筒双井优快钻井技术攻克了海上丛式井组井网密集碰撞风险高、浅造斜大井眼高井斜携岩困难、高水垂比及三维剖面轨迹摩阻扭矩高、沙河街地层非均质性强行程钻速低、玄武岩地层机械钻速慢等一系列技术难题。 防刺穿、防滑桩、防海底复杂状况削减平台困难通过制定并落实《自升式海洋钻井、修井平台预压载作业规范》《平台拔桩、插桩压载方案》《浮筒安装作业程序》等标准，确保平台升降作业安全高效运行。1.制定程序模板，指导平台防刺穿刺穿是平台拖航作业中最大的风险，严重的会造成平台倾覆、船毁人亡。在中国海油旅大区块，渤中部分区域，由于地层差异性，存在易刺穿层位，曾出现多个平台发生刺穿的情况。针对刺穿风险的问题，对工程地质和物探资料、插桩数据进行分析，提出了适合易刺穿地层的零气隙压载方法，制定了插桩压载程序化的模板，以指导平台安全作业。2.创新方式方法，确保平台防滑桩海上钻完井日费项目中导管架作业较多。在渤海湾导管架作业中，由于老脚印普遍存在，这可能导致地层不均匀，产生滑桩风险，对平台精就位造成很大的困难，甚至会损坏平台结构。在BZ35-2WHPB导管架精就位中，兄弟单位钻井平台多次尝试精就位均因滑桩严重而失败。海洋工程公司勇于挑战，派出中油海12平台采用艉桩夯实艏桩设计脚印、冲桩配合反复活动修复桩靴眼、单桩漂浮压载等多种创新方式，历时18天，6次调整平台位置，圆满完成了精就位作业，成就了一项非常具有实践意义的案例。3.细化施工方案，助力平台防复杂海底管线电缆复杂是海上钻完井日费项目的另一个特点，在进行精就位过程中，会增加就位的难度，同时如果操作不当，会对管线电缆造成破坏，进而带来巨大损失。例如，中油海17平台在进行PL19-3A平台就位作业时，海底管道和电缆众多，且铺设在平台就位的左艏和尾部两舷，环境复杂，为保证就位工作顺利安全，就位时不触碰、损坏海管，积极与客户科学分析，认真研判，细化完善了平台抛锚方案，制定了浮筒安装作业程序，有效地控制了就位风险，顺利地完成了就位工作。 融党建、控风险、建队伍提升作业时效。1.深化党建，加强优势转化创新甲乙方党建互联共建模式，推进“目标相融、过程相融、结果相融”，引领双方全体员工全力以赴，攻坚克难，实现基层组织建设和项目高质量实施“双提升”。强化组织融合，打造联合“新阵地”，按照“双向进入、交叉任职”原则，让日费平台负责人在党建联合体中有参与权、话语权、组织权，有利于统筹共享各类资源。通过建立“联席会议、联解难题、联抓党建”机制，进一步提升了基层治理能力和管理效能。思想行动融合，激发共建“新活力”，通过党员共同教育管理、生产任务共同落实、党内法规共同贯彻，把全体党员思想和行动统一到党中央对形势的科学判断和决策部署上来。通过联合开展党员先锋岗、责任区，成立党员联合突击队，全面突破“各自为战”“单兵作战”传统模式，进一步凝聚党员群众强大合力。发挥共建优势，绘制发展“同心圆”，与客户、第三方服务商等组建的共建联合体共控安全风险、共研技术难题、共提生产时效、共享知识前沿，刷新了多项区块钻井指标纪录，实现了发展共进、互利共赢。2.严控风险，突出三级监管海上钻完井日费项目作业节奏紧凑、生产组织紧密、钻完井转换频繁、交叉作业密集、劳动强度偏高，这些客观因素均增大了项目的安全管理难度。海洋工程公司在原有的项目安全管理模式基础上，与中海石油(中国)有限公司天津分公司工技中心建立联检联查与联席会议机制，共享专家库，形成“中心QHSE部(甲方)-项目安全督察(甲方)-现场安全监督(乙方)”三级安全管理模式。该模式的应用，强化了安全监督监管效能，提高了现场安全管控的力度，充分给予现场安全监督的“监管”权力，有效解决了安全管理“最后一厘米”问题。在现场风险管控方面，定期开展作业平台管理层领导力和应急决策力培训；开展平台防坠落物(DROPS)风险诊断评估，推行红区管理政策，设置永久红区与临时红区；全面升级平台视频监控系统，实现在线值守、云检查，及时发现设备异常，查纠违章行为；构建HSE信息化平台，实现资料信息电子化，问题闭环跟踪可视化，统计分析自动化，最大限度实现基层减负；建立电子积分商城，激励员工“随手拍”排查隐患，营造人人主动参与安全的良好安全氛围。

高可靠性泥浆脉冲发生器可大幅增加随钻测井实时数据密度。国内常用脉冲发生器上传速度仅0.5bps，落后于国外先进公司的20bps，且耐耗时间短，高性能硬质合金材料制备及井下测控与通讯技术落后是主要瓶颈。大力开发泥浆脉冲遥传技术是为油气勘探开发提供实时决策依据、规避钻井风险、降低油气资源勘探开发成本的重要举措。高速泥浆脉冲遥传技术是解决璇玑上传速度受限的重要技术。已有技术难以开发兼具井下液力件耐耗高、电机耗能低、适用范围宽、调制方式丰富的脉冲发生器，必须设计全新脉冲发生器，实现高可靠性的井地通讯关键技术。 2006年，中海油服开始全面研究随钻高速泥浆脉冲遥传技术，受限于国内耐磨材料与井下测控技术不成熟，未形成商业化仪器。2015年后，在国内耐磨材料和测控技术日臻成熟的情况下，经校企合作，在井下耐磨材料与磨损机理、压力波发生与传输衰减机制、信号调制方式和帧结构设计等方面取得重大突破，成功研制了国内首套基于摆动阀原理的高速率泥浆脉冲遥传系统，成果实现了产业化应用。创新点如下： 1.首次揭示了液力件磨损机理，研发制备了系列耐高温高压、抗腐蚀高性能硬质合金材料。 揭示了脉冲发生器液力件磨损机理，研究了不同冲蚀角、冲蚀面积、冲蚀磨料粒径对冲蚀程度影响；解决了黏结相及细颗粒碳化钨团聚问题，发明了一系列最高硬度大于94HRA、抗弯强度达2600MPa的高性能硬质合金材料；建立了国内首条用于随钻硬质合金精密零件的成套智能加工线。适应井下高温、高压、高振动与强腐蚀等恶劣工况，显著提高了脉冲发生器的耐耗时间，使用寿命大于500小时。 2.首次发现了压力波发生和传输衰减机制，创新设计了适应全井眼尺寸、宽排量范围的摆动阀脉冲发生器及液力机构。 通过仿真及水循环测试，首次发现了摆动阀在自由状态下具有关闭趋势，关阀时上游压力上升产生压缩波，下游压力下降产生膨胀波；创新设计了利用扭轴形变来平衡摆动阀所受水力转矩以实现低功耗、高载波频率的脉冲发生器，功率低于120W，载波频率0.5-40Hz，可适应5-3/4至17-1/2英寸井眼以及0.45至6m³/min的宽排量范围。 3.创新开发了多种泥浆脉冲信号编解码算法，发明了适应自研脉冲发生器的上传数据帧结构。 基于高载波频率，设计了FSK、PSK等多种适合井下泥浆脉冲信号的调制方式，发明了可自动识别不同序列、状态的数据帧结构，实现了智能误码检测及纠错功能，根据泥浆信道频率选择特性选择工作模式，数据传输速率突破20bps、解码成功率大于98%。 该成果获国家发明专利53项、国际专利1项、软著3项、实用新型专利50项、制定国家标准2项、发表论文57篇。成套技术已在四川等陆地，渤海等海上油气田累计作业257井次，完成制造196套高速泥浆脉冲发生器及地面系统。近三年新增收入超4.7亿元，节约进口成本8.75亿元。该成果大幅提高了中国深海资源勘探开发效率，具有显著的经济与社会效益。

海洋管道是海底油气资源开发必不可少的组成部分，被称为海上油气田的“生命线”。中国新增石油产量超过80%来源于海洋，但传统钢管输送方式频繁发生腐蚀、破坏等泄露事件，每年产生直接经济损失高达数十亿元。柔性软管是解决上述问题的最理想方式，但高强度、大口径非粘结复合柔性软管制造和高温高压介质输送技术被国际石油巨头，如法国Technip集团、英国Wellstream公司、美国NKTFlexibles公司所垄断。针对复杂海域环境下的复合软管生产和工程应用技术仍不成熟，根本原因是尚未突破海洋复合软管结构设计、成型工艺与装备及工程应用的防灾技术等世界性难题。 该项目依托国家“863”项目、科技部国际合作重点项目、国家杰出青年基金项目等多个重大课题，形成高性能海洋柔性动态立管和静态管的复合结构一体化设计技术、规模化生产装备技术及工程应用成套技术，国内海洋柔性立管市场占比约52%，近四年市场占有率全国第一，并成功应用于中国渤中34-9油田开发工程项目等大型油气开发工程，获得国际能源集团公司WoodGroup认可。于国内首次制造出内径8吋、应用水深1500米动态立管以及大口径26吋、应用水深3000米静态管，在海洋复合柔性管发展战略研讨会上获得赵文智、刘合、邹才能、袁晴棠、周守为等11位院士高度评价，为中国海洋油气资源勘探和开发提供技术储备与支持，对实现海洋强国战略具有重要意义。 形成的创新成果如下：1)创建了总体动力-涡激振动耦合的一体化分析方法，发明了复合软管截面构型设计与分析技术，建立以流固耦合行为和失效模式模拟为核心的设计方法与成套软件，形成了高强度非粘结海洋软管复合结构设计成套技术及系统。 2)发明了XPE-聚乙烯内聚物大规模循环高温交联和超厚钢带高强滚轧成型技术(最大可轧厚度提升130%)，研发了缠绕牵引一体化钢带螺旋设备，并研制了干燥吹扫、恒张力双螺旋挤出及预处理铠装机等连续成型装备，攻克了高强度非粘结复合柔性软管精准智造技术及规模化生产装备 3)发明了软管应急悬挂动态段与湿存静态段垂直施工装置与技术，国际首次形成1500米级水深、三自由度运动下立管涡激振动实验模拟技术和测试理论。建立了管土界面热阻测试系统与考虑界面热阻效应的热-水-力耦合理论模型，实现静态管长期运行中沉降变形的准确预测，构建了极端环境下复合软管应急防护安全施工及灾变防控成套技术。该成果获得发明专利40件，实用新型专利27件，软著11件，发表论文27篇，参与制定国家行业标准2项。项目经4名院士组成的行业专家组技术鉴定表明：该项目海洋复合软管的设计、制造及应用技术总体达到国际先进水平，其中总体动力-涡激振动耦合一体化分析的动态复合软管载荷与截面设计技术，和超厚钢带高强滚轧成型的大口径复合软管制造技术达到了国际领先水平。

海底目标精准自主探査在海洋资源开发、环境保护和海洋科学研究等领域具有重要意义。在民用领域，自主探查技术可提供准确的海底矿产资源和油气田数据，推动资源勘探和开发，有助于深入了解海底地貌和地质构造，促进海洋科学研究。在军用领域，可用于海上情报收集、潜艇侦察、水雷探测和海底地形测绘等任务，可以获取海底地形、水下设施和潜在威胁的信息，为海上作战和海洋安全提供情报和战术优势。海底目标精准自主探查对海洋安全、资源开发和环境保护至关重要，并推动了海洋科学和技术的发展。 欧美国家已掌握海底目标精准探查的核心技术，但却对我国进行严格的技术保密和封锁。与此同时，外军长期在我国近海要道及关键海港等敏感区域周边，隐蔽布置各类型水下监听设备，严重阻碍我海军遂行要域反潜、远海慑止能力。为了解决核心技术受制于国际环境等因素的问题，并满足我海军未来建设需求，在国家863计划、国家自然基金等项目的支持下，项目组历经多年潜心研究，解决了复杂海洋环境下智能无人平台导航定位精度差、敏感目标探査与识别能力弱、弱通信场景下协同编队难度大等技术难题，突破了四大关键技术，为我国海洋资源的开发、利用、保护，维护海洋权益提供了强有力的技术支撑。 该项目属机械工程技术领域，主要技术突破和创新为： 1)水下无人集群协同探査技术：提出了中继浮标与超短基线潜标相结合的策略，实现了协同定位和自适应通信。通过湖海试验验证，在特定条件下，系统能够以1.5kbps的速率在5个水面节点和3个水下节点之间进行通信。为了克服海洋环境的复杂性和不确定性，建立了具有环境适应性的水下无人集群协同探测效能模型。该模型综合考虑了声传播、目标强度和环境噪声等因素，通过信噪比和检测概率的关系评估协同探测效能。通过人工鱼群算法对协同探测编队队形进行优化，提高了覆盖区域覆盖率。在某个特定海域，面积覆盖率从64.27%提升至90.46%。这些研究成果具有重要的工程实用价值。 2)水下多源异构信息融合导航定位技术：提出了水下多源异构信息融合导航定位技术和基于多波束图像声纳的同时定位与地图构建技术。通过增量平滑因子图算法，实现了不同信息更新频率导航设备的有效融合，导航精度提升3倍以上。利用语义分割和场景相似度计算剔除错误场景，实现了水下相似场景的高精度导航定位与地图构建。这些方法建立了可靠的导航和地图构建支持，并在实际应用中得到了广泛应用。 3)水下远距离前视探测技术：提出了基于仿生原理的主动声纳阵列设计方法，通过借鉴蝙蝠双耳接收体制，实现了复杂环境下水下目标的高精度定位。通过平滑滤波处理蝙蝠头相关传输函数数据，建立了仿生主动声纳阵列并应用FIR滤波器波束形成模型。利用正则化最小二乘算法求解优化问题，得到了仿生主动声纳阵列的最优权值，实现了对水下动目标的精准定位。此外，利用不同方位-俯仰角字典进行目标探测和参数估计，实现了在复杂环境下的目标定位。这些创新方法提高了水下目标定位的精度和适应性，为水下探测提供了重要支持。 4)水下近距离侧扫声纳图像自主识别技术：提出了基于扩散模型的声纳图像生成算法，解决了复杂海域目标检测中数据获取困难的问题。通过统计建模和参数重整化，实现了前视/侧扫图像生成和多角度/多地形图像生成。扩充水下声纳图像数据集提升了目标检测性能，精度提升10%以上。引入注意力机制和PAN结构，在水下目标自主检测识别中显著降低虚警率，该方法在仿真和湖海试验中表现出优异的效果，实现了目标检测的精度提升和虚警率的降低60%以上。 项目组已获国家授权和受理发明专利20多项，登记计算机软件著作权3项，发表论文30余篇，出版规划专著和教材1部，培养了硕、博士人才30余人。 项目组突破了水下无人集群协同探查技术、水下多源异构信息融合导航定位技术、水下远距离前视探测技术、水下近距离侧扫声纳图像自主识别技术等四大关键技术，并通过产学研融合，与国家深海基地管理中心、深圳市智慧海洋科技有限公司、西安近代化学研究所等八家科研院所、公司等开展全方位军民融合合作。 项目组得到了中央电视台新闻频道、国防军事频道的专题报道，产生了很好的经济效益和社会效益。

自1993年5月，赵东项目采用对外合作模式启动勘探开发工作以来，历经了近30年的高效勘探开发历程。2015年4月5日，中石油接管作业权，成为赵东项目第四任作业者。经过多年的勘探开发，合作区储量动用程度95%，综合含水93.8%，整体进入特高含水开发期，但地质储量采出程度仅为17.4%。油藏地质条件复杂，高压区低压层同存，剩余油分布异常复杂，水淹分布不均；断层分布广泛，砂体连续性差；地下井眼轨迹呈根须盘结状分布，防碰形势异常复杂。在油田开发新的阶段，面对着复杂的地质条件、作业环境以及严格的安全、环保要求，需要坚持新发展理念，创新油田开发技术与管理，把国家石油公司的风险管控、思想文化、管理理念等与项目已形成的国际化生产经营管理及企业文化实现有机融合，提升国企对合作项目的控制力、影响力、抗风险能力，实现高质量可持续发展。 1创新“5I”建井作业管控方法 从设计、施工和管理全过程采用了以“5I”日费制为核心的管理机制和运作模式，采取钻完井国际化（International）作业管理和AFE费用控制方法，应用工程地质全要素一体化设计（Integration）、一体化管理、一体化运行，集成应用（Integrity）国内外先进钻完井技术配套，通过全部门海陆协同（Incorporate）、实时追踪等措施，实现了生产作业高效运行，全面提升了对海上油田井控、质量及安全的中石油管控执行力（Implement）。现场作业派驻经验丰富、素质高的国际化作业监督，行使对进度安排、日常生产组织与协调、成本与质量控制、安全监督以及承包商等管理职能。实现了建井作业速度、质量和效益完美统一。创造了单井机械钻速234.6米/时的最快世界纪录。Φ311.1毫米井眼钻井速度达到一天一英里（1609米），跻身国际钻井界“一英里俱乐部”。创新实践了“国际化运作、中石油管控”的国际合作管理理念，以增强国有企业竞争力、创新力、控制力、影响力、抗风险能力为目标，围绕“技术进步提单产、管理创新提效率”两条主线，发挥理念创新、技术引领、运行机制、管理模式4个优势，实行分级授权管理，优化管理链条，完善制度程序。 2创新工程地质数智一体化研究 （1）建立一体化设计共享数据平台基于统一的勘探开发数据模型（EPDM+），研发了地质工程一体化数据管理平台，把地质、工程、生产、安全、经营5大类13个专业数据进行集成，应用新一代NoSQL数据库技术，实现了油田从结构化数据到非结构化数据的全域、全生命周期管理。系统涉及地学模型、钻井实时数据、油气生产数据、工程工艺数据、经济评价、安全六大管理功能模块。并可在任何地点登录并访问其授权下的数据资源，实时掌握钻井实时动态、油藏生产动态。 （2）创新全流程一体化设计高效协作模式新井建设采用自主设计、自主实施、自主管理方式，在设计过程中各专业路无缝对接、沟通及时、处理高效、风险可控；在设计模式上，采取地质、油藏、钻井、完井、举升、生产等全流程、多专业协同化设计，最终形成集地质设计、钻井工程设计、完井工程设计为一体的一本井位设计。设计过程突出了轨迹设计全流程管控、完井设计前置与多学科协同的财务授权支出全过程控制。 3创新集成先进开发配套技术 （1）“井震藏”综合研究技术针对构造破碎、河流相沉积储层变化快、薄互层发育、油水关系复杂、综合含水高、井轨迹错综复杂等难点，创新三维地震资料重新处理及解释技术，通过基于三维地震资料空间多维内插技术、叠前深度Q偏移处理，实现多尺度高精度深度偏移建模处理，提高断层成像精度同时有效提高地震资料分辨率；创新大位移斜井区井震结合构造约束地层对比技术，利用基于薄互层模型的零值法薄层结构解释及预测技术，实现对5米级砂体及2米厚泥岩夹层的精细预测，油层钻遇率达到103%；地质建模、数模一体化，系统开展构型控制下的油藏渗流场研究，系统研究压力场、渗流场，精确建立主力区块的油藏数值模型，精准预测剩余油分布；井震藏相结合，建产增储，储量动用率达到94%。 （2）优快钻井技术在海上平台钻井作业，井口密集，地下防碰形势异常复杂，通过一系列优快钻完井配套技术的应用，实现了地质目标与工程目标的统一，确保了新井高效实施。一是应用磁感应绕障技术，建立了基于复杂井轨迹井眼分离系数控制方法，攻克了1055平方米内、138个导管内钻井233口的防碰绕障超级挑战，实施水平井最大井斜92.21°，井底最大方位角260.77°，最大水垂比2.65；二是针对储层变化大和100%三维轨迹的特点，应用旋转地质导向系统+LWD随钻测井技术，首创井眼水马力安全建井技术及闭环式自动发指令井轨迹控制技术，形成了井眼与尾管小间隙精确下入技术，实现了最小分离系数（Fs）0.6，最小井眼中心距离1米，定向难度系数（DDI）达到6.852，单个井口槽作为生产井重复利用达4次；三是通过应用超级马达优化钻具组合，实现一趟钻完成钻井，简化工序，缩短时间，降本增效，提升效率，平均建井周期13.4天。 （3）高效油层保护技术针对储层中等偏强水敏、外来固相的侵入对储层渗透率造成损害，地饱压差小、储层压降大、密度窗口窄易造成漏失等难题，采用近平衡钻井，应用无固相有机盐钻井液体系进行储层专打，避免有害固相污染，控制钻井液密度；完井阶段全过程采用氯化钾盐水保护油气层，以浊度作为控制指标（NTU＜30），严控固相含量。 （4）高效开采工艺技术创新研究“差异化精细防砂+宽幅电泵举升”一体化设计，对水平井应用精细防砂筛管+砾石充填防砂、多层合采井应用绕丝筛管+压裂充填防砂的差异化精细防砂井轨迹三维示意图技术，实现“零出砂”；应用基于叶导轮优化的宽幅电潜泵举升工艺，解决了生产压差大、液量高且变化大、地饱压差小、气油比高等难点，实现油井平均检泵周期2100天、最长超过6000天的国内领先水平。

项目针对海-陆油气区环境快速、大范围、定量监测的难题，开展了面向海上和陆上油气区环境的多源、多尺度遥感监测系列技术研究，经过持续攻关研究、先导性试验和油气田监测应用，全面提升了油气田环境遥感规模化监测能力，为油气生产过程中环境要素的区域定量监测及环境风险排查与管控提供了一种经济、快速的大尺度范围定量监测技术手段，在油气勘探、开发和生产过程中的大区域环境风险排查中发挥重要的监测作用，取得了显著的社会效益。 （1）首次通过开展海上的星地同步观测试验，基于遥感建立了海面烃类油膜扩散时空演变表征模式，基于雷达后向散射特征刻画了海面扩散油膜时空演变过程，形成了海洋溢油遥感动态分析方法，通过对典型类型海面暗区特征定量分析，形成海洋烃渗漏油膜遥感识别评价分析方法，为海上油气区溢油扩散的遥感定量监测提供理论基础。 （2）首次研发了油气区清洁生产遥感识别与定量监测分析评价方法，实现了油气区清洁生产状况定量监控。针对油气区陆表清洁生产状况无大范围定量监测评估手段的问题，研发形成了高含烃类污染水体的遥感识别技术和油气生产设施的遥感自动快速提取技术，基于多时相遥感的变化检测提取生产废液排放的时序特征，研发清洁生产动态评估技术，实现了油气区清洁生产动态的定量监控和治理成效的定量评价，为油气田绿色生产统一监管提供了技术手段。 （3）研发了油气陆表环境遥感监测分析系统，集成研发的关键核心技术，实现了油气田环境遥感规模化监测，在油气区环境遥感快速定量监测与应急处置中发挥了先导性的作用。针对油气陆表环境的大范围定量监测需求，基于自主研发的基础平台和二次开发包，采用插件方式搭建了油气陆表环境遥感监测分析系统，集成了多源多尺度遥感监测、大数据编码压缩、多时相数据库创建访问等技术，实现了海量遥感数据的批量化处理与快速浏览访问，全面提升了遥感规模化监测能力。

“高温油藏化学驱提高采收率关键技术及应用”项目系10年来成都理工大学与中石油大港油田分公司在承担的国家油气重大专项项目、中石油科学研究与技术开发项目(中石油重大专项)、四川省教育厅科项目、低渗透油气田勘探开发国家工程实验室开放基金项目、中石化和中石油相关企业委托课题研究所取得的集成性成果，通过多学科交叉研究，持续推进油藏化学提高采收率基础理论和应用基础研究不断深入，系统揭示了化学驱大幅度提高原油采收率的基本理论与机理，尤其是高温高盐油藏化学驱大幅度提高采收率的基本理论与机理。该项目共获得国家授权发明专利6项，实用新型专利5项，企业标准2项，软件著作权1项，出版专著5部，发表相关论文80篇(其中SCI论文16篇，EI论文4篇，中文核心期刊论文50篇)，单篇文章最高他引164次，培养博士8人，硕士14人。 该项目已推广应用到中国石油天然气股份有限公司大港油田分公司高温高盐油藏官104等11个区块，截止2020年底，试验区累积增油130.6万吨，新增产值252715万元，新增利润98823万元，自然递减率最高降低了5.6个百分点。该项目研究侧重应用化学、油田化学、提高采收率、环境生态学等方面的基础和应用研究，服务国家重大需求，保障国家能源安全，拉动京津冀地区经济快速发展，为高温高盐油藏化学驱开发树立国内典范，带动行业技术进步作用显著。 该项目研究取得了四大创新成果：1.研制了抗高温聚合物、超低界面张力表面活性剂驱油体系，揭示了大港复杂断块油田残余油启动及活化的理论条件。研发的抗温化学驱油体系瞬时动态界面张力最低值的驱油效率与平衡界面张力超低值的驱油效率相当。驱油体系适应的油藏温度由70℃(中等温度)拓宽到110℃(高温)，适应化学驱的地质储量由2亿吨提升到6亿吨，比水驱提高采收率15%OOIP(原始地质储量)以上，新增可采储量由3000万吨提高到9000万吨。2.研制了可同时提高驱油效率和波及系数的超低界面张力(瞬时动态界面张力10^-5mN/m)泡沫驱油体系，解决了泡沫驱驱油体系界面张力不能达到活化残余油的10^-3mN/m超低数量级提高采收率技术难题。3.攻克了沿海及海上油田化学驱采出水“曝气失活+化学法”深度处理技术，并建立了化学驱油体系对大港油田环境影响评价标准。揭示采出水中活性物质对驱油体系极端降解机理，体系粘度提升5倍，实现采出水零排放、淡水零消耗；建立了驱油体系的环境生物基准，首次界定其安全边际浓度在环境基准的3～8倍之间，工业化应用无环境安全影响，支撑了国家绿色矿山企业建设。4.创建了“标准化设计+模块化建造+撬装化安装+数字化管理”集约型化学驱配注站建设模式。为化学驱的实施提供了有力保障。该项目彻底解决高温高盐油藏常规化学驱、泡沫驱，注水驱提高采收率效果差的重大难题，丰富和完善了高温高盐油藏化学驱的基础理论和方法，明确了新型化学驱油体系在高温高盐油藏提高原油采收率机理。该项目的系列研究成果不仅拓宽了化学驱应用技术界限，也为同类油藏高效开发提供了宝贵经验。

项目源于海洋强国战略、国家十三五规划、一带一路建设、海洋强省等重大需求，属于国家863计划、国家重大项目和国家自然基金“海洋油气高效分离技术”优先发展和热点领域、中国制造2025工程核心，解决高端油气和海洋装备严重依赖进口的现状，突破油气开采和海工装备及其核心高效分离行业发展存在的共性和关键“卡脖子”难题。围绕高效脱气脱水科学本源问题与技术瓶颈，历经12年产学研用深度融合创新并取得关键性突破。 1.高效脱气脱水系统集成新技术：率先发明并研制一批具有自主知识产权系列高效分离装备及智能系统集成技术，攻克高频高压动态电场构建、高含水原油乳化液制备、低液位大界面波动控制等技术瓶颈，揭示油水一级阵型动态电场快速脱水机理及油水微观作用机制，提出气液二级轴流高效脱气新方法。 2.高效脱气脱水动态模型和新方法：率先发明并研制高压复合绝缘电极、行列电极阵型、高频调制双频高压电源新技术，突破动态电场静电聚结用于高含水原油快速分离、轴流式高效脱气的源头性难题，揭示高压复合绝缘电极运行特性和高频高压脉冲交流电场破乳微观机理，提出高频高压动态电场模型和原油快速脱水新方法。 3.高效脱气脱水科学本源问题和智能技术体系：破解电极阵型高压脉冲连续调控特性、高含水原油乳化液分离特性的科学本源问题，研发低液位大界位波动智能控制系统，创建高效脱气脱水一体化新工艺及智能装备技术体系。 依托多点专利布局逐步形成高价值组合专利池，授权日本、欧盟等国内外发明专利57项，第一完成人授权发明专利35项，实用新型22项，申请美国专利3项、日本专利3项、欧盟专利2项，并获青岛市科技进步一等奖、中国海洋工程技术发明一等奖、中国商业联合会科技一等奖和二等奖、山东省高等学校科技一等奖、中国石油和化工联合会一等奖、中国产学研合作创新二等奖等。发表SCI/EI三高论文55篇，SCI-JCR(1-2)区论文27篇，ESI高被引2篇，TOP期刊论文15篇，得到周守为院士、澳大利亚国家研究中心Geoffrey ME主任、墨西哥国家核研究所Ortiz OHB所长等正面评价。 项目技术以许可、合作等途径通过中石化、中海油、中石油等三大石油公司主力油气田运营实现产业化，形成系列高效分离智能装备及系统集成技术，经国际BV、AWS、IWS等第三方检测认证，应用于胜利、辽河、大港等陆上油田，渤中、流花、崖城、秦皇岛等海上油田及刚果等海外油田，自实施以来直接经济效益超15亿元，近三年新增销售额10亿元，流动安全保障和提质增效方面节省建造费3800万元，节能环保方面年增产原油33万吨，年节省油耗6.6万吨和电费3900万元。 周守为院士、曾恒一院士等验收专家认为：整体处于国际先进和国内领先水平，对推动传统油气处理设备升级改造具有重要科学意义和实用价值，同时打造高端油气装备技术研究、工程开发、成果产出一体研究、开发、熟化链条，提升油气开采和海工装备研发和制造能力，形成新技术、新成果聚集地、孵化器和辐射源，引领带动国家和山东省相关产业和区域实现创新发展，拉动形成高端装备产业集群。

天然气已成为国家经济与社会发展的重要清洁能源，由于“一带一路”、中原城市群战略实施、城镇化发展和大气污染治理强力推动，河南省天然气需求量和能源占比逐渐上涨，“十三五”后期经由榆济线向郑州华润、天然气分公司供气年均将超过30亿方。鄂尔多斯盆地是国内致密油气开发增储上产的主要阵地，资源储量丰富，是缓解天然气供需紧张、矛盾突出的重要资源支撑。固井作为油气井建井过程的关键环节，固井质量好坏直接影响到油气井能否顺利投产以及采收能力、寿命。但致密油气藏存在的井漏突出、水平井井型和压裂增产的工程现状和开发特点对固井质量提出严峻挑战和严格要求。“致密油气藏低漏失压力水平井固井工艺技术”是通过多年攻关和现场试验，逐步积累完善提升而形成的成套技术。良好的固井质量为提高油气开发效益奠定了井筒基础条件，显著推动了中国石化鄂尔多斯盆地45亿方产能建设。取得了如下研究成果： (1)攻克多项固井关键技术，丰富完善了固井技术理论体系：建立了一套适用于任意井斜、偏心环空条件下，两相非牛顿流体间顶替界面的数学模型，为提高顶替效率的固井设计提供了理论依据；定义了“极限偏心度”并推导计算模型，量化了具体工况下的套管偏心控制目标；模拟分析了在套压作用时的水泥环受力及形变规律，提出了水泥环的弹性、韧性等力学参数的改性目标；系统地构建了一种固井前地层承压能力动态测试的方法，方便快捷、测试结果准确，为防漏固井设计提供了数据基础。 (2)研发了多套性能优越、成本低的固井工作液：包括冲洗液、隔离液、低密度水泥浆、微膨胀防窜水泥浆和增弹增韧水泥浆。其中，在国内首次应用人工漂珠并开发了密度范围1.15-1.75g/cm³、多种强度等级、适温性强的低密度水泥浆，有效解决固井井漏，实现全井封固； (3)统筹压稳、防漏和提高顶替效率需要，建立了多目标固井优化设计方法；创新性提出了固井反挤作业精细控制方法，实现正注与反挤的精准对接及全井封固。 (4)研制或优选了关井阀、加长胶塞、滚轮扶正器等多种特殊固井附件，配套完善了双级固井、尾管固井和筛管顶替固井等工艺技术，满足防漏和储层保护需要，保证了长水平段固井安全施工和工程质量。 围绕该项目研究，已授权发明专利3件，受理发明专利3件；发表论文15篇，其中EI检索1篇，被中文核心期刊收录8篇，会议论文1篇。通过技术查新对比，该技术整体处于国际先进水平。 该技术自2013年始推广应用，已实现工业化，成熟度程度高，工程安全性强。累计完成1288口水平井应用，固井优良率为93.7％、合格率100％。在鄂尔多斯盆地应用1246口井，促进了致密砂岩气资源高效开发；服务于河南省首个页岩气项目-牟页1井固井，固井质量为压裂储层改造提供了优质井筒条件，对实现河南省能源结构调整和南华北页岩气勘探突破具有重要意义；成功应用于东海、南海等海上水平井固井市场，CX-A10H井首开东海油气田水平井尾管固井成功先例。2012-2018年累计创收5.1160亿元，新增利润5182万元，节约0.6937亿元。该项目所采用的研究思路和方法，所形成的基本原理和方法，对固井基础理论完善与发展具有显著推动作用，可为不同地区的低漏失压力井或水平井固井设计和施工提供参考借鉴。

1.所属科学技术领域：该项目所属领域为油气田开发工程领域。 2.立项背景：低渗透非均质油藏是大港油田增储上产的主战场，为改善低渗透非均质油藏的勘探开发效果，迫切需要解决储层改造中的关键技术难题：低渗砂岩储层断块小、储层横向和纵向非均质性强，均衡高效改造难。低渗透非均质储层泥质含量高、敏感性强(水敏指数0.9136)，对低伤害压裂液提出了更高的要求；海上低渗透非均质储层受海上作业环境制约，存在海上规模压裂受限、海上压裂成本高、海上压裂环保要求高等难点。围绕大港油田低渗透非均质储层水力压裂面临的难题，开展《低渗透非均质储层压裂改造关键技术研究与应用》研究。 3.主要技术内容及创新点：①研发了低伤害环保型压裂液系列。利用干法酶降解制备了小分子瓜胶，分子直径缩小50％，形成低伤害压裂液，残渣含量降低75％；研制了耐200℃高温的低伤害环保型表面活性剂缔合压裂液；研制了由锆硼化合物、螯合配体和桥联配体组成的耐高矿化度交联剂，形成了采出水压裂液体系，大量减少压裂淡水用量、减轻环保压力。授权发明专利4件。②创立非均质储层均衡改造体积压裂技术。形成基于簇间地应力与孔眼摩阻耦合作用的多簇射孔簇间均衡改造方法，配套研发了预制封隔多簇射孔压裂工具，解决了低渗透非均质储层均衡高效改造的难题，压裂效果是邻近直井压裂的3.6倍。授权发明专利1件、软件著作权1项。③创新多簇精准定点重复压裂技术。研发了簇式滑套喷砂射孔器，一次投球可以打开多个滑套，实现多簇喷砂射孔；建立了计算孔内射流增压值数学模型，匹配纵向应力差值，优化喷嘴参数，实现非均质储层重复压裂液体自封隔、多簇均匀改造。④形成基于海水基压裂液的海上工厂化压裂技术。研制了以多元共聚超支化聚丙烯酰胺为增稠剂的海水基压裂液体系。集成海水基压裂液连续混配、返排液海上重复利用技术，解决了海上规模压裂受限、压裂成本高、海上压裂环保要求高等难题。授权发明专利1件。共计获得发明专利6件，软件著作权1项，核心期刊发表论文5篇，其中EI收录1篇。 4.技术经济指标：(1)多层多段压裂工具耐温150℃，耐压70MPa，施工成功率≥90％；(2)低渗透非均质储层多层多段压裂产量是直井压裂的3倍以上；(3)低伤害压裂液增稠剂用量降低15％，残渣含量降低30％，成本降低15％；(4)海水压裂液耐温180℃以上，120min粘度≥50mPa.s；(5)海水压裂液对储层伤害率≤25％。 5.应用推广及效益情况：成果于2016年1月至2018年12月在大港油田应用135井次，累计增产原油22.9万吨，新增探明可采储量70.46万吨，新增控制可采储量287.2万吨，新增预测可采储量617.6万吨。创产值23.55亿元，新增利润5.26亿元，新增税收1.90亿元，产生了显著的经济和社会效益。