摘要：
为增储上产和降本增效，未来油气勘探开发领域在向智能化方向迈进的同时，将陆续推出或应用一些新技术、新装备、新材料。跟踪分析世界石油科技最近进展，筛选出20项在未来10年极具发展潜力的油气勘探开发新技术，具体包括：智慧地质、勘探开发一体化智能化协同平台、智能油田、纳米智能驱油技术、井下油水分离技术、地下原位改质技术、高精准智能压裂、智能化海底工厂、浮式LNG 装置、海域天然气水合物安全高效低成本开发技术、压缩感知地震勘探技术、人工智能地震解释技术、弹性波成像技术、随钻前探与随钻远探技术、光纤测井技术、“一趟测”测井技术、耐超高温井下仪器及工具、智能钻井、连续运动智能钻机、双壁管反循环钻井。
01
引言
中国石油集团经济技术研究院石油科技研究所长期从事世界石油科技跟踪分析及我国石油科技发展战略研究。为推动我国油气勘探开发技术的发展，研究团队从众多的候选技术中筛选出20项极具发展潜力的新技术，现分述如下，以供业内参考。
02
智慧地质
图1 地质勘探数字化、智能化发展历程
03
勘探开发一体化智能化协同平台
多学科协作是油气行业发展大趋势，相关平台建设一直是大型油公司和油服公司的战略竞争制高点。随着大数据、云计算、物联网等信息技术的发展，国际油公司和油服公司相继推出多学科一体化协同平台（环境），如斯伦贝谢公司的DELFI 平台、贝克休斯GE 公司的Predix平台等。DELFI平台是一个基于云计算的协同平台，可实现多学科交互融合和勘探开发一体化，包括地质—油藏—工程一体化，从根本上改变勘探开发工作模式，从而提高工作效率，实现综合效益最大化。随着人工智能的快速发展，未来将打造“勘探开发一体化智能化协同平台”，通过提供信息共享、技术创新、生产经营一体化、智能化协同平台或环境（图2），大幅度提升勘探开发数字化、网络化、智能化、一体化水平，促使复杂的计算过程（如建立模型、数值模拟、数据分析和预测等）、更加顺畅、智能、高效，加强信息共享、多学科协作，开启勘探开发一体化、智能化新篇章。
04
智能油田
数字油田经过20 多年的发展，油气田开发已初步实现了数字化、网络化、自动化，并开始向着智能化目标迈进。从最初的油田历史数据归档管理以及生产、管理、经验数据的实时采集及存储；到集成油田员工、油井、设备等信息，实现互通互联、统一管理；再到生产数据的自动采集、传输和储存，油井与设备的远程控制、自动优化，自动报警、自动关停；最终实现利用已有的大量知识及经验对油田进行智能化开发的目的。相应地，数字油田技术的应用范围也逐渐从井筒、油井扩展到油气藏、油气田，并将最终实现全资产覆盖。智能油田是数字油田未来的发展方向，将以一个统一的数据智能分析控制平台为中心，无论固定资产、移动设备还是工作人员，都将成为数据的收集者和接受者，并直接同控制中心建立联系。智能控制中心结合人工智能、大数据、云计算等技术，通过分析海量数据，在全资产范围内实时完成资源合理调配、生产优化运行、故障判断、风险预警等，最终实现全部油田资产的智能化开发运营（图3）。
图3 智能油田资产管理
05
纳米智能驱油技术
纳米技术与提高采收率技术（EOR）融合集成，可解决传统EOR 技术不能解决或难以解决的问题，如波及效率低、费用昂贵、苛刻环境适应性差及存在潜在储层伤害等。纳米智能驱油技术的研发思路是：纳米驱油剂的“尺寸足够小”，能够基本实现全油藏波及；“强憎水强亲油”，遇水排斥，遇油亲合，具有自驱动力，实现智能找油；“分散油聚并”，能够捕集分散油，形成油墙或富油带并被驱出。纳米智能驱油技术有望成为提高采收率的战略接替技术，预期将大幅度提高最终采收率，应用前景广阔。未来油田开发将以纳米材料为基础，以化学改性为手段，在同一纳米材料上集成多种功能，真正赋予纳米材料目标性与智能性，将“一剂多能”“一剂多用”变为现实（图4）。
图4 纳米智能驱油技术
06
井下油水分离技术
高含水是成熟油田面临的重大挑战之一，高含水油井开采过程中产液量高、含水率高，产液量与产油量成正比。为了增加产油量，一般采取大泵抽汲开采方式，该方式油水日处理量巨大，导致开采成本上升，而污水处理也会带来潜在的环境问题。井下油水分离技术将油水混合物在井下直接分离，石油、天然气和剩余水被开采出地面，地面产出液大幅降低，含水率大幅下降，可极大缓解地面处理站油水处理压力，降低潜在的环境风险，是实现高含水油田经济稳定开发的有效措施之一（图5）。目前该技术正朝着结构小型化、功能集约化、管理智能化的方向发展，未来将开辟“井下工厂”开发新模式。
图5 井下油水分离技术示意图
07
地下原为改质技术
地下原位改质是通过对地下储层进行高温加热，将固体干酪根转换为轻质液态烃，再通过传统工艺将液态烃从地下开采出来的方法。该技术具有不受地质条件限制、地下转化轻质油、高采出程度、低污染等优点，一旦规模化应用，将对重质油、页岩油和油页岩开采具有革命性意义。壳牌公司地下原位改质技术采用小间距井下电加热器，循序均匀地将地层加热到转化温度（图6）。该技术通过缓慢加热提升产出油气的质量，相对于其他工艺可以回收埋藏极深的岩层中的页岩油，同时省去地下燃烧过程，减少地表污染，降低对环境的危害。为了避免地下水污染，壳牌公司开发了独有的冷冻墙技术，可有效避免生产区域在页岩加热、油气采出和后期清理过程中地下水的侵入。对于一个商业开采项目，根据加热器间距和加热速度，将地层加热到转化温度的时间估计需要2 ～4年。试验结果显示，电加热原位改质工艺所生产油气的能量值是所消耗能量的3倍。
图6 地下原位改质技术示意图
08
高精准智能压裂
近年来，水平井分段压裂呈现压裂段数越来越多、支撑剂和压裂液用量越来越大的趋势。从长远看，实现压裂段数少、精、准，才是水力压裂技术的理想目标。目前业界正在探索大数据、人工智能指导下的高精准压裂技术和布缝优化技术，但是真正能够“闻着气味”走的压裂技术还有待研究和突破。美国Quantico能源公司利用人工智能技术，将静态模型与地球物理解释紧密耦合，对不良数据进行质量控制，形成高精度预测模型，用于压裂设计，在二叠盆地和巴肯油田的100多口油井中使用后，与邻井对比结果表明，优化后的完井方案不仅可以使产量提高10%～40%，还能有效降低整体压裂作业成本（图7）。
图7 高精准智能压裂示意图
随着“甜点”识别、压裂监测技术和人工智能技术的发展，未来的高精准智能压裂技术有望实现每一级压裂都压在油气“甜点”上，可有效提高储层钻遇率和油气产量，降低开发成本，降本增效意义重大。
09
智能化海底工厂
为应对风、浪、流等恶劣海洋环境对海上油气生产的影响，海上油气生产尤其是深水油气生产日益海底化。海底生产系统已得到规模应用，并呈现以下发展特点。
（1）功能及处理能力不断增加：主要包括水下分离、水下举升、水下多相流计量、水下干湿气压缩、产出水回注等。
（2）适应水深不断增加：海底采油树的最大安装水深纪录已达2934m。
（3）自动化水平不断提升。为进一步提升海底生产系统的自动化水平，国外已有公司在深水油气开发中应用了全电动海底生产系统，进一步削减深水油气开发支出，预示海底生产系统将迎来全电动化时代。
随着技术的不断进步，未来将发展海底生产系统的升级版——海底工厂（图8）。集油气水三相分离技术、水下增压技术、处理后的原油存储海底、产出水处理后进行回注于一体的海底油气生产及处理厂，可大幅减少海面油气生产设施投入，甚至最终可实现全海底化生产。
图8 海底工厂
人工智能快速发展，海底生产系统和海底工厂也将向着智能化方向发展，催生智能化海底生产系统和智能化海底工厂。
10
浮式LNG装置(FLNG)
当前主流的浮式生产装置包括浮式生产储油卸油装置（FPSO）、半潜式平台（Semi）、张力腿平台（TLP）和Spar（深吃水立柱式平台）四大类。其中，FPSO应用最为广泛，2018年全球大约有180艘FPSO在役。经过数十年的发展，FPSO 相关技术已经成熟，并持续升级换代，TLP 平台已发展到第3代，Spar 平台已发展到第4代。这些浮式生产装置适合的油气生产模式是：海底生产系统+ 浮式生产装置+ 油气管道（或穿梭油轮）。
在缺乏海底管道设施的海域，国外正大力发展浮式LNG装置（FLNG）。该装置集天然气生产、处理、液化、储存、卸载功能于一体，开创了全新的海上天然气开采方式。目前全球已有两艘浮式LNG装置投入使用（图9），其中一艘FLNG装置位于马来西亚沙捞越海上；另一艘位于澳大利亚Browse盆地，离200km，实际作业水深250m，长度为488m，宽度为74m，年生产能力为LNG360 ×t、LPG40×
t，储存能力为43.75×
m³。伴随越来越多的FLNG 装置投入运营，将推动海上边际气田、远海气田和深水气田的高效开发。
图9 已投用的两艘浮式LNG 装置
11
海域天然气水合物安全高效低成本开发技术
全球海域天然气水合物资源量巨大，经过长期的技术研发，中国、日本等国已成功试采，未来10 年将有越来越多的国家进行试采（图10）。中国、美国、日本、印度、加拿大、德国、法国、英国等30多个国家都在大力开展技术攻关，以期早日实现天然气水合物的商业开采。目前商业开采海域天然气水合物面临的最大挑战一是成本问题，二是安全环保问题。为解决这些问题，需要应用一系列颠覆性技术装备。浅表层天然气水合物将主要应用铰吸法进行开采，埋藏较深的天然气水合物将应用钻井法进行开采。
天然气水合物开采井在海底以下深度不会超过1000m，如应用大型浮式钻井装置（钻井船或半潜式钻井平台）及大型钻机，实属大材小用，极不经济。因此，为了降低钻井成本，必须应用成套的安全高效低成本技术装备，如定制中小型浮式平台、中小型海底防喷器、复合连续管钻机、连续管钻井、复合材料隔水管等，甚至实施无隔水管钻井。当天然气水合物实现商业开采，将开启一个崭新的时代——天然气水合物时代，届时天然气水合物将成为重要的接替资源。
图10 天然气水合物试采
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注：本文来源于《石油科技论坛》，作者：杨金华，李晓光，孙乃达，张焕芝，邱茂鑫，焦姣等，转载请注明来源，业务、合作请加微信18703151010（同电话）
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