科技動態

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頁巖氣革命：我國邁入世界三強作為一種清潔高效能源，頁巖氣影響全球能源格局

影響全球能源格局的頁巖氣革命，在我國加快邁入產業化商業化生產階段，中國成為與美國、加拿大鼎足而立的頁巖氣生產大國。

國土資源部地質勘查司司長于海峰15日在此間的新聞發布會上說，經過多年勘探開發實踐，我國頁巖氣勘探開發取得重大突破。四川盆地及周緣的海相地層，累計探明頁巖氣地質儲量7643億立方米。其中，重慶涪陵頁巖氣田累計探明地質儲量6008億立方米，成為北美之外最大的頁巖氣田，預計今年底將建成年產能100億立方米。四川威遠-長寧地區頁巖氣累計探明地質儲量1635億立方米。

在各方共同努力下，通過技術引進、消化吸收和技術攻關，我國已掌握頁巖氣地球物理、鉆完井、壓裂改造等技術，具備3500米以淺（部分地區已達4000米）水平井鉆井及分段壓裂能力，初步形成適合我國地質條件的頁巖氣勘探開發技術體系。2016年我國頁巖氣產量達到78.82億立方米，僅次于美國、加拿大，位于世界第三位。

據悉，通過不斷加大頁巖油氣調查評價力度，我國南方頁巖氣調查取得重大突破，有望建成兩個頁巖氣資源基地。長江上游貴州遵義安頁1井獲超過10萬立方米／日的穩定高產工業氣流；長江中游湖北宜昌鄂宜頁1井在寒武系獲得無阻流量12.38萬立方米/天的高產頁巖氣流，并在震旦系獲得迄今全球最古老頁巖氣藏的重大發現；下游安徽宣城港地1井同時獲得頁巖油、煤層氣、致密氣和頁巖氣的重要發現。頁巖氣勘探突破從長江經濟帶上游向中游、下游拓展，有望在貴州遵義、湖北宜昌實現頁巖氣商業開發。

頁巖氣是一種清潔高效能源。美國從20世紀80年代開始開采頁巖氣，21世紀初技術走向成熟，完成一次頁巖氣革命，實現能源基本自給。2011年，國務院批準頁巖氣為我國第172種礦產，國土資源部將頁巖氣按獨立礦種進行管理，支持頁巖氣開發利用補貼政策隨后推出。而強化有關生態環境評估保護方面的工作成為當務之急。

（摘自寧夏日報第21242期）

煤制油正向高端化、差異化發展

8月8日，首個百萬噸級煤炭間接液化示范項目現場調研會在陜西榆林舉行。

調研中，專家們指出煤間接液化技術的發展不能以單純的油品生產為主，工藝上要和石油化工相融合，產品方案要與石油化工互補，延伸產業鏈，生產高端化工產品和特種油品，以提高經濟性。

未來能源公司規劃分兩期三步建設年產1000萬噸油品和化學品的煤潔凈利用工程。一期啟動項目采用低溫費托合成技術，設計規模年產115萬噸油品。示范項目2015年投產，成為我國首個投產的百萬噸級煤間接液化項目。該項目運行一年多即達產達效。在此基礎上，未來能源一期后續年產400萬噸項目前期工作正在推進。

要想進一步提升煤制油項目的經濟性，就不能只生產油品，必須延伸產業鏈，增加高附加值化工產品。

后續項目將發揮兗礦集團自主開發的高溫費托合成技術能夠生產多種高端化學品的優勢，高溫、低溫費托合成相結合，以煤為原料生產油品和化學品，計劃產品種類28個，產品走向高端化、差異化、專用化，提升盈利能力。

（摘自中國石油報第6907期）

中國煤制乙醇實現產業化應用

近日，由我國企業研發的焦爐煤氣制無水乙醇項目投產，代表著煤制乙醇新技術實現了產業化發展，對改變我國燃料結構具有非常重要的現實意義。由于當前我國焦爐煤氣的使用率僅在70%左右，且大多數是低端利用，焦爐煤氣制無水乙醇項目的投產不僅能讓生產企業產生效益，更為清潔能源高效生產和利用提供新的解決方案。

中溶科技股份有限公司在河北遷安市召開項目投產發布會，宣布自主建設的全球首套年產30萬噸焦爐煤氣工業化制無水乙醇一期工程年產10萬噸生產線成功投產，并產出純度達到99.98%無水乙醇。

據介紹，生產焦炭就會產生以氫氣和甲烷為主體的副產品焦爐煤氣。全國多數企業把焦爐煤氣作為燃料直接燒掉。氫氣作為燃料燒掉非常可惜，但由于開發路徑不暢，每年煉焦制氣廠產出的近2000億立方米焦爐煤氣，有70%左右用于企業燃料消耗及城市產業和居民用氣，有的甚至在工廠直接燃燒放散到大氣中，每年至少帶來9655.9噸二氧化硫污染量。

無水乙醇含氧量高達34.7%，如果汽油中含有10%的乙醇，就能使汽油充分燃燒降低尾氣中40%以上的PM2.5以及30%以上的一氧化碳和碳氫化合物，因此歐美等發達國家廣泛使用乙醇汽油。美國2016年在90%以上的地區都使用E10乙醇汽油，燃料乙醇產銷量達4578萬噸；巴西2016年在全境使用乙醇汽油，燃料乙醇產銷量達1938萬噸，但我國2016年的燃料乙醇產銷量僅260萬噸。

（摘自中國石油報第6907期）

2017版《2050年世界與中國能源展望》發布低碳清潔能源將成為我國新增能源主體

8月16日，中國石油集團經濟技術研究院在京發布2017版《2050年世界與中國能源展望》（簡稱《能源展望》）。報告指出，我國一次能源消費結構呈現清潔、低碳化特征，清潔能源（天然氣和非化石能源）將是2030年前新增能源主體、2030年后逐步替代煤炭、2045年前后占比超過50%。2050年煤炭、油氣和非化石能源將呈現三分天下的局面。

《能源展望》認為，世界能源已進入轉型發展的新階段，多元、低碳、清潔、高效、安全是必然的發展趨勢。短期能源市場供需寬松的格局難以轉變，可再生能源對化石能源的替代性不斷提升，化石能源面臨巨大挑戰。世界石油需求增速逐步放緩，2050年將達到48.2億噸，需求增量全部來自非經合組織國家；歐佩克國家是展望后半期供應增量的主要提供者。2050年世界天然氣需求約為5.1萬億立方米，增幅約48%，將是增速最快的化石能源；非經合組織國家占增量的85%。中國原油產量在2030年前將維持在2億噸水平，之后逐步下滑。2040年前天然氣產量將較快增長，2050年產量在3800億立方米左右。

《能源展望》指出，世界一次能源需求持續增長，2050年將達到175億噸油當量，較2015年將增加27%，能源消費強度持續下降。我國一次能源需求將于2040年前后達到58億噸標煤的峰值水平，而化石能源需求將于2030年達到峰值。我國石油將在2030年達到峰值需求6.9億噸，交通用油也將在2030年達到3.8億噸的峰值水平，其中，汽油需求在2025年前后達峰值，航煤需求將保持增長。天然氣需求在展望期內穩步增長，且2040年前為高速增長期，需求增長主要在電力、工業和居民等用氣。

本次發布的《能源展望》是在眾多研究成果的基礎上，集合新的模型分析方法，基于對國內外經濟社會發展以及政策環境因素得出的最新觀點認識。

（摘自中國石油報第6909期）

我國石油能源開發走向西東接替綠色發展

從鄂爾多斯盆地到塔里木盆地、準噶爾盆地，隨著一批億噸級儲量區的發現，我國石油能源勘探開發西部對東部的戰略接替正在實現，并開始向更注重生態環境的綠色發展轉型。

最近5年我國油氣資源勘探投入穩定，2012年至2016年，全國油氣資源勘探投資3442億元，較上一個五年增加12.6%。石油儲量持續增長，累計探明億噸級油田10個。中西部及海域盆地連續多年處于石油儲量增長高峰期，實現對東部地區的戰略接替。

“十三五”全國油氣資源評價工作采取政府部門組織、石油企業和調查機構參與、專家把關、產學研相結合的機制，在評價油氣資源數量、質量同時，更加注重資源的經濟可采性和對生態環境的影響。按7月印發的《自然保護區內礦業權清理工作方案》，國家級自然保護區內的油氣探礦權情況正進行梳理核查，已有22個油氣探礦權退出保護區面積6586平方千米。2016年全國整裝勘查區進行調整，退出與國家級自然保護區重疊面積3.2405萬平方千米。

（摘自中國石油報第6912期）

“2017年能源大轉型高層論壇”聚焦天然氣發展

8月19日，國務院發展研究中心主辦的“2017年能源大轉型高層論壇”在北京舉行，重點討論在我國能源結構向綠色低碳轉型的背景下，如何建立多能互補、天然氣與可再生能源融合發展的現代能源體系。《中國天然氣發展報告（2017）》白皮書在論壇上正式發布。

白皮書顯示，2016年，我國天然氣消費規模持續增長，在一次能源消費結構中占比6.4%。2016年，我國天然氣表觀消費量（不含向港、澳供氣）為2058億立方米，比上年增長6.6%，增速超過2015年。天然氣供應能力進一步增強，進口氣占總消費量的35%，氣源呈多元化局面。天然氣消費季節性特征明顯，2016年全國冬夏季平均峰谷差達1.7:1。

國家發展和改革委員會副主任、國家能源局局長努爾·白克力出席論壇并做主題演講，指出：加快推動天然氣發展，是我國能源結構優化調整的戰略舉措和現實選擇，需打通天然氣利用“最后一公里”。目前，天然氣供應只能滿足我國約1/3人口的需求，還有2/3的市場需要開拓。

國務院發展研究中心主任李偉表示，必須繼續降低天然氣中間環節成本，建立合理的天然氣價格形成機制，充分利用國際低價資源，多措并舉，加快天然氣市場化。國家能源局石油天然氣司副司長李英華認為，應增強做大市場解決天然氣行業現有矛盾的信心，盡快建立健全天然氣的儲氣調峰體系。

白皮書分析認為，加快推進我國天然氣平穩較快發展，要全面深化天然氣體制改革，還要做好政策配套，抓好城鎮燃氣、天然氣發電、交通用氣、工業燃料升級四大利用工程，逐步將天然氣發展成為我國的主體能源之一。

《中國天然氣發展報告》2016年首發，今年是第二次發布。

（摘自中國石油報第6911期）

國內氮氣阻溶造腔試驗初獲成功

8月3日，隨著西氣東輸管道公司金壇儲氣庫試驗井——JK7-1開井造腔滿20天，國內氮氣阻溶造腔首次試驗獲得初步成功。這標志著國內鹽穴儲氣庫氮氣阻溶造腔工藝技術日趨成熟，且試驗效果超出預期，具有重大應用指導意義。

“氮氣阻溶造腔試驗”是中國石油重大專項課題——“鹽穴儲氣庫加快建產工程試驗研究”中的一個子課題。目前，國內鹽穴儲氣庫造腔普遍使用柴油作為阻溶劑，其缺點是成本高、油鹵分離處理難度大，且存

青島生物質能源項目“吃”秸稈“吐”燃氣日產天然氣可達2萬立方米

在環境污染的風險。氮氣阻溶造腔工藝的最大優點是環境友好，同時能夠降低造腔成本。

氮氣阻溶造腔的阻溶劑由柴油變為氮氣，考慮到氮氣可壓縮性大，造腔時氣水界面監測困難，同時造腔時阻溶劑井口壓力可達約13MPa，因此，對井口及井下管柱氣密性有很高要求。

面對挑戰，西氣東輸金壇儲氣庫歷經兩年多準備，對試驗井井口密封件和井下管柱進行更換，在管柱下入過程中認真檢查和擦拭每根管柱密封絲扣，采用扭矩儀全程監控套管扭矩；同時，向井下下入永久式光纖界面儀，氣鹵界面采用光纖界面儀與中子測井相結合的方式監測。以上措施可有效解決試驗井井下密封性和氣水界面監測等難題。

目前，金壇儲氣庫試驗現場已經圓滿完成氮氣阻溶試驗第一次井下注氮作業，并且經過多次界面測試，顯示氣水界面位置保持不變。這標志著氮氣阻溶試驗已具備造腔條件，為國內鹽穴儲氣庫氮氣阻溶造腔開創了先河。

（摘自中國石油報第6898期）

采用自主技術的中國北方最大生物質能源項目——青島生物質能源項目近日并網運營，所產的生物質天然氣輸入青島燃氣管網。項目位于平度市南村鎮，預計10月全部達產，可日產天然氣2萬立方米。

據悉，青島生物質能源項目是我國北方最大利用自有技術建設的秸稈生物天然氣項目，也是國內首個秸稈和尾菜綜合處理項目。項目于2016年開工，以玉米秸稈、蔬菜尾菜為原材料，通過厭氧發酵工藝，“吃進”秸稈和尾菜，“吐出”天然氣和有機肥，達產后年處理農業廢棄物11萬噸，其中蔬菜尾菜4萬噸、玉米秸稈7萬噸，年可減排二氧化碳當量溫室氣體14萬噸，具有良好的生態效益和經濟效益。

項目達產運營后,年可產天然氣666萬立方米、固態有機肥2.4萬噸、沼液肥2.2萬噸，將成為國產自主技術的北方規模最大、具有示范帶動作用、可復制推廣的生物質能源項目。

“項目的運營使農作物廢棄物變廢為寶，實現綜合利用，不僅提升農業綜合生產能力，而且可有效解決秸稈焚燒導致的環境污染問題，促進當地生態環境的改善及農業的可持續發展。”項目有關負責人介紹。

這一項目還被國家發改委批復為生物天然氣項目試點，獲2016年規模化大型沼氣工程中央預算內投資計劃4000萬元資金補貼。

（摘自中國石油報第6898期）

日本研究用太陽能發電制氫儲氫技術

太陽能、風能、生物質等具有豐富、清潔、可再生的優點，受到國際社會的廣泛關注，被視為未來能源的主力軍。根據簡單估算，太陽能的利用率為20%時，利用陸地面積的1%就足以提供滿足當前全球的能源需求。而中國僅依靠風力發電，就足以使目前的發電量翻一番。但這些可再生資源具有間歇性、地域特性，并且不易儲存和運輸的特點。氫，以其清潔無污染、高效、可儲存和運輸等優點，被視為最理想的能源載體，目前各國都投入了大量的研究經費用于發展氫能源系統。

日本東北電力公司2016年3月31日宣布，為了擴大可再生能源的導入，將研究氫制造技術。該公司將利用太陽能發電產生的電力制造并儲存氫，驗證這一手段能否和蓄電池一樣，作為應對輸出功率變動問題的一項措施。在擴大可再生能源的導入方面，如何應對氣象條件造成的輸出功率變動成為一大課題。作為國家驗證項目，東北電力此前就致力于用蓄電池技術解決輸出功率變動問題。此次與氫制造相關的研究目標是獲得與蓄電池同樣的效果。東北電力將在仙臺研發中心設置新的太陽能發電設備和氫制造裝置。利用太陽能發電產生的電力來電解水，由此制造氫并存儲氫。然后再用由此獲得的氫作為燃料來發電，為研發中心提供電力。實驗設備由約50 kW的太陽能發電設備、約60 kW的蓄電池、約5 m3/h（標準）的水電解氫制造裝置、約200m3（標準）的氫吸附合金式儲氫罐（相當于放電約300 kW）、10 kW以下的燃料電池構成。預定從2016年4月開始該研究系統的詳細設計，從2017年3月起展開氫制造等研究。氫能源有望成為重要的能源來源。

（摘自中外能源2017年第8期）

長慶采油九廠立體勘探效益建產

長慶油田采油九廠創建的“成熟探區立體勘探效益建產”管理新模式，前期通過系統優化，有效降低鉆井綜合成本5%，工作量完成率達100%，探井成功率達75%，儲量動用率達90%，鉆井周期平均減少6天以上，井下作業質量不斷提高，管理水平進一步提升，多項技術指標創歷史新高。

今年以來，長慶油田采油九廠面對增儲空間受限、探明儲量動用殆盡、新增儲量品位低劣的嚴峻生產形勢，堅持“勘探開發一體化”理念，突出“精細合規管理、提質挖潛增效”兩項主題，緊盯“提單產、提時率、控投資”三大目標，精細地質研究、持續部署優化，嚴格全過程控制，針對老油田、老區塊重點開展每口井的評價挖潛工程，力爭在低油價下實現增儲、增產、增效一體化；對全廠低產低效井系統進行綜合治理和有效提升，通過提高采收率降低老油田遞減。

經過今年不斷探索和總結，采油九廠創建了低油價下“立體勘探效益建產”管理新模式。目前共實施探評井84口、重點骨架井67口，復查老井3000余井次，三疊系深層動用非主力層系1個，新發現整裝連片油藏2個。形成的一體化模式加快了勘探開發節奏，縮短了儲產轉換周期，降低了整體投資成本，全廠鉆井成本比計劃下降了5%。

同時，采油九廠面對油田開發矛盾的多樣性，積極推廣新工藝、新技術，實現油藏改造多樣化；立足油藏實際開發需求，充分消化吸收各項科研成果，加強各類技術成果的橫向轉化，形成了新層系突破優先、中淺層發現優先、效益建產優先的“三優先”油藏治理機制。

目前，采油九廠吳起和彭陽油區勘探取得重要成果，初步形成10萬噸級的規模建產區及連片富集油藏區塊，落實了500萬噸以上的效益儲量。

（摘自中國石油新聞中心2017-09-14）

我國發布氫能與燃料電池技術戰略方向規劃目標

2016年4月，國家發改委、國家能源局下發了《能源技術革命創新行動計劃（2016-2030年）》（下稱《計劃》），并同時發布了《能源技術革命重點創新行動路線圖》（下稱《路線圖》）。該《計劃》列舉了包括“先進儲能技術創新”、“氫能與燃料電池技術創新”、“能源互聯網技術創新”等15項重點任務。而《路線圖》則明確了上述15項重點任務的具體戰略方向、創新目標及創新行動。以下為氫能與燃料電池的戰略方向、創新目標。

戰略方向：（1）重點在大規模制氫、分布式制氫、氫的儲運材料與技術以及加氫站等方面開展研發與攻關。（2）重點在氫氣/空氣聚合物電解質膜燃料電池（PEMFC）、甲醇/空氣聚合物電解質膜燃料電池（MFC）等方面開展研發與攻關。（3）重點在質子交換膜燃料電池（PEMFC）、固體氧化物燃料電池（SOFC）、金屬空氣燃料電池（MeAFC）以及分布式制氫與燃料電池（PEMFC和SOFC）的一體化設計和系統集成等方面開展研發與攻關。

創新目標：（1）2020年，建立健全氫能及燃料電池規模化應用的設計、工藝、檢測平臺；基本掌握高效氫氣制備、純化、儲運和加氫站等關鍵技術，以及低成本長壽命電催化劑技術、聚合物電解質膜技術、低鉑載量多孔電極與膜電極技術、高一致性電堆及系統集成技術，突破關鍵材料、核心部件、系統集成、過程控制等關鍵技術，實現氫能及燃料電池技術在動力電源、增程電源、移動電源、分布式電站、加氫站等領域的示范運行或規模化推廣應用。（2）2030年,實現大規模氫的制取、存儲、運輸、應用一體化，實現加氫站現場儲氫、制氫模式的標準化和推廣應用；完全掌握燃料電池核心關鍵技術，建立完備的燃料電池材料、部件、系統的制備與生產產業鏈，實現燃料電池和氫能的大規模推廣應用。（3）2050年，實現氫能和燃料電池的普及應用；實現氫能制取利用新探索的突破性進展。

（摘自中外能源2017年第8期）

風電制氫是未來可持續能源發展的必由之路

風電制氫從總經濟效益方面分析，不僅產出巨大，而且可以大幅度地降低風力發電機的制造成本，比如千萬千瓦級規模的風電場，如果采用并網模式大概得投入1000億元，而采用制氫模式時，僅機組的制造成本就可以降低到300億元甚至更少，更何況管理運行費用也比并網模式低得多。所以說風電制氫并不是僅僅提供一種能源，而是不但提供了大量的氫能源，還提供和產出多種有直接經濟效益的產品和大幅度地降低風力發電機組的制造成本，這樣計算經濟效益才比較客觀。所以從這種模式的經濟效益方面分析，風電制氫不但不是賠錢的生意，而且是有很好的經濟效益和很好的環保效益的好模式。

更有意義的是，風電制氫切實達到了大量減少二氧化碳的目的，從能源總量上看，利用取之不盡用之不竭的大規模風能轉化為氫能源，同樣是利用取之不盡用之不竭的大量海水。海水在能量的轉換中扮演了能量轉換的中間角色，進行了大量能源的轉換，轉換成的氫能源具有可儲存、可調節的特點，很方便人們的使用，使用后又復原為水（還是純水），可以繼續在風電的電解下進行下一個循環、分解、利用，這才是真正取之不盡用之不竭的可循環往復的可持續發展的清潔能源，將造福于全人類。而且這種模式并不需要特別先進的技術，絕大部分是利用了成熟的電解技術和氫能源應用技術等多項技術的組合，不斷的擴大其規模，逐步的替換傳統的能源（碳能源），通過大規模的使用還可進一步提高其轉換效率，滿足全社會的能源需求，這應該是未來可持續能源發展的必由之路。

（摘自中外能源2017年第8期）

第三代關鍵技術通過驗收我國天然氣管道應用技術領跑國際

9月5日記者獲悉，經過5年攻關，“第三代大輸量天然氣管道工程關鍵技術研究”重大科技專項通過中國石油驗收。這項關鍵技術的成功，鞏固了我國在天然氣管道應用技術方面的國際領跑地位。

為保障國家能源安全，中國石油2012年7月在大規模管道建設進程方面設立“第三代大輸量天然氣管道工程關鍵技術研究”重大科技專項，針對X90/X100超高強度鋼管應用技術、0.8設計系數應用技術和管徑1422毫米X80管線鋼管應用技術展開系統研究，為今后超大輸量天然氣管道工程建設做好技術支撐和儲備。

這項科技專項由中國石油統一組織，管道建設項目經理部任項目長單位，聯合石油管工程技術研究院、管道局、寶雞鋼管、渤海裝備、海洋工程、工程設計公司和規劃總院開展攻關。5年來，取得7項理論成果、12項技術成果、7大標準體系、9大系列產品，形成6項標志性創新成果。

在這一過程中，我國首次開展天然氣管道全尺寸氣體爆破、首次批量生產并敷設0.8設計系數管道和管徑1422毫米X80管道，在國際上首次批量生產X90管道、首次開展X90管道的全爆試驗。而管道基于可靠性設計方法、管材技術指標、高強度管件、管材強韌性匹配、斷裂控制預測模型及爆破試驗技術方面取得的成果，獲國際同行高度關注和認可，X90鋼管相關研究成果更是填補了行業空白。

從實際效果來看，261千米0.8設計系數示范工程節約鋼材1.26萬噸；管徑1422毫米X80管道示范建設為中俄東線大規模實施提供了技術保障。這項關鍵技術將為我國今后大規模油氣管網建設節約大量資金、減少大量土地占用和環境擾動，實現綠色低碳和節約發展。

（摘自中國石油報第6923期）

長慶油田攻克致密油效益開發關鍵技術解析

長慶油田今年投產的國內陸上最長水平井西平238-77井，水平段長度達2740米，采用可溶橋塞+大通徑速鉆橋塞體積壓裂工藝，單井日產量32.1噸，是直井的15倍以上。

2011年以來，長慶油田以長水平井開發為支點，以形成的關鍵技術為杠桿，先后在安83區、西233區、莊183區等主力區塊完鉆長水平井92口，平均水平段長1622米。投產的63口井初期平均單井日產量10.4噸，已增產52萬噸。長慶油田依靠自主研發，特別是在關鍵工具、壓裂液體、方案設計這三個方面不斷創新，助推長水平井技術快速突破和規模化應用見成效。

·提高油層鉆遇率

長水平井要效益開發，基礎是提高長水平井油層鉆遇率。如何實現“選好井、打好井”？

鄂爾多斯盆地致密油平面上受沉積作用和后期成巖作用影響，油層非均質性較強，局部還存在水層；縱向發育多套油層，但油層較薄，油層的連續性展布特征比較復雜，平面甜點篩選和縱向上主力貢獻層優選難度大。加之多型地貌的影響，致密油大偏移距水平井剖面設計及井眼軌跡控制難度增大，長水平井軌跡設計及后期調整面臨新挑戰。

針對難點，長慶油田積極開展致密油攻關試驗，經過前期評價、探索技術、創新提升、擴大試驗四個階段，首先攻關形成了長水平井優化布井技術，包括致密油甜點優選技術、長水平井軌跡設計和調整技術、水平井分段分級精細評價技術等多項關鍵技術，相繼破解了長7致密油巖性、物性、含油性變化快、差異大、非均質性強、油層鉆遇率低、壓裂射孔段優選難等瓶頸。去年至今，油田成功實施25口長水平井，平均水平段長1812米，水平井Ⅰ+Ⅱ類油層鉆遇率平均80.3%。

油田形成的長水平井叢式鉆完井技術，主要以大偏移距三維水平井井身剖面優化設計及軌跡控制技術為核心領域，平均偏移距265米，單井組達到6口水平井；韌性水泥漿體系可優化固井工藝，水平井固井優良率提高至85%以上；復合鹽防塌鉆井液將水平井平均機械鉆速提高28%，滿足了復雜地貌條件下叢式水平井鉆井、大規模體積壓裂和工廠化作業的各項技術指標。

·填補長水平井技術空白

2011年，在長水平井試驗初期，長慶油田壓裂技術整體不能滿足水平井體積改造的需求，縫網設計、多簇射孔、大排量壓裂、低黏滑溜水、大型配套設備等均處于空白。

長慶油田通過創新開展大型露頭壓裂物模試驗、壓裂液滲吸油水置換實驗等，突破了砂巖難以形成復雜裂縫、壓裂液滯留傷害等傳統理論認識，由此指導致密油體積壓裂優化設計，形成了以“多簇射孔、大排量壓裂、混合壓裂液、多尺度支撐劑”為核心的設計模式。

長慶油田結合盆地致密油儲層溫度壓力特點，借鑒國外技術，通過攻克復合材料、可溶金屬配方，優化橋塞結構設計，配套常規油管鉆塞工藝，形成了長慶特色的以“大通徑橋塞＋快速可溶球＋常規油管鉆塞”為核心的高效體積壓裂技術，實現了致密油長水平井大排量體積改造。

科研人員研發高效減阻劑，并根據巖礦、填隙物及流體性質配套研制添加劑，形成了全過程挾砂滑溜水壓裂液，通過調節添加劑濃度實現了滑溜水、基液、交聯液三種液性功能，更有利于壓裂返排液回收循環再利用。通過攻關試驗，形成的水平井體積壓裂技術實現了“增大儲層改造體積、增加裂縫接觸面積、增高地層能量水平、增快油水置換速度”的體積改造目標。

在開發實踐中，長慶油田探索形成了致密油注水吞吐補充能量開發技術，揭示致密油注水吞吐存在驅替與滲吸兩種機理，創新形成兩種注水吞吐現場試驗模式。

2014年以來，長慶油田重點在安83試驗區開展第一周期注水吞吐試驗，實施20井次，吞吐有效井組16個，有效率達到80%。見效井平均有效期265天，井組平均增油580噸，采出程度提高0.14至0.69個百分點。

·打造效益開發模板

長水平井要打出“高、精、準”水平，工廠化作業組織管理模式可謂不二之選。

工廠化作業是基于叢式井組的一種流水線作業模式，是致密油開發降本增效的核心。長慶油區地表為黃土塬地貌，粱卯交錯、溝壑縱橫，水資源匱乏。要實現工廠化作業，叢式布井、快速供水、返排液處理、大型裝備等都面臨挑戰。

長慶油田通過優化部署，配合三維鉆井技術，實現叢式井組開發，致密油水平井平臺最多達到6口長水平井。綜合利用水源，提前實施水源井，集合水源井、地表水及返排液多渠道實現快速供水。研制的橇裝快速處理裝置，將返排壓裂液處理后循環利用再配制壓裂液。配套大型壓裂車組、大排量連續混配車、連續輸砂器等裝備，實現連續交替壓裂。

長慶特色的工廠化作業模式率先在致密油安83區叢式大井組開展試驗，35天完成了6口水平井56段壓裂，三維井井身結構由原來的三開優化為二開井身結構，縮短單井建井周期12天，鉆井液重復利用超過600立方米以上，鉆井節約土地面積15畝，單井節約成本達25%以上。

隨后，長慶油田按照“工廠化、低成本、動用高、更優化”的開發模式，在儲層條件更差的隴東莊183井區部署了10口長水平井，試油完井全部獲得百噸以上高產工業油，同時總體成本大幅下降。

長慶石油地質專家解讀：鄂爾多斯盆地三疊系湖泊相、淺海相沉積的致密儲層，由于具有砂體展布穩定、油藏平面分布較廣和縱向上油層發育的特征，長水平井叢式井組開發具有較好的地質基礎。

長慶石油人達成共識：要想最大限度提高長水平井效益，必須從“系統”角度出發，充分考慮生產的每個環節和每個要素，整體發力，提產增效。

開發方式的轉變、方案的優化設計、工藝技術的改進，鉆井、壓裂、測井、錄井利器的不斷革新，才是油田大力開發長水平井的靈魂，才能讓長水平井發揮魅力“青春常駐”。

（摘自中國石油新聞中心2017-09-15）

光伏太陽能等企業集群快速發展新能源企業成我國能源經濟增長一極

2017中國500強企業榜單10日在南昌發布，受行業周期、去產能政策、新舊能源轉換等影響，500強中煤炭企業集群等艱難扭虧；光伏、太陽能等新能源企業集群快速發展，成為我國能源行業增長的一極。

榜單數據顯示，今年21家上榜的煤炭企業共實現19.31億元的凈利潤，大部分企業出現“扭虧為盈”、“虧損減少”或“盈利增加”。與去年相比，上年26家上榜的煤炭企業凈利潤總額為-145.95億元。

值得注意的是，今年榜單中，神華集團一家就實現盈利127.34億元，填補了不少虧損企業數據。

中國人民大學商學院教授楊杜認為，煤炭等行業有所減虧、經營數據有所改善，跟行業周期趨勢有關，也與宏觀的去產能政策有關，但行業是否持續復蘇，仍有待觀察。

與煤炭行業的艱難扭虧相比，新能源企業集群持續快速發展。今年新入圍500強企業榜單的新能源企業中，除常州天合光能有限公司營收增速僅為5%外，另4家企業營收增速均超過兩位數。

協鑫集團總裁寇炳恩認為，雖然煤炭在能源總量中占比仍偏高，但低碳綠色的轉型發展，已是大勢所趨。

（摘自寧夏日報第21268期）

大面積高效率鈣鈦礦太陽能電池問世

在上海交通大學材料科學與工程學院金屬基復合材料國家重點實驗室韓禮元教授領銜團隊等不懈努力下，科研人員運用更加經濟安全的方法，制備出比蟬翼還薄數十倍的大面積鈣鈦礦薄膜，向大規模低成本太陽能發電的目標邁出了重要一步。

目前太陽能光伏電池制備成本較高、工藝復雜。鈣鈦礦材料2009年首次應用于光伏技術，被視為極具競爭力、最有希望實現低成本發電的光伏技術之一。然而，這種新技術邁向實用的前提是關鍵部位“鈣鈦礦材料薄膜”面積足夠大，質量足夠好，才能保證電池的光電能量轉換效率。

研究人員在3年時間內，不斷探索創新薄膜制備方法，在大面積高質量鈣鈦礦薄膜制備的基礎上，開發出有效面積36.1平方厘米的鈣鈦礦電池模塊，在國際認證機構首次獲得了12.1%的認證效率，創下了第一個大面積鈣鈦礦模塊的效率世界紀錄。這一成果意味著鈣鈦礦光伏技術有望走出實驗室、未來實現大規模產業化的可能。

據悉，研究人員下一步將努力攻關，致力使鈣鈦礦電池模塊的轉化效率達到和當前硅太陽能電池相當的水平，并對鈣鈦礦電池的穩定性做深入探究。

（摘自寧夏日報第21272期）

中國投入千億美元開發可再生能源

金磚國家新開發銀行（NDB）9月3日在廈門與我國福建、湖南、江西3省分別簽署貸款協議，以支持這3個省有關綠色發展項目建設。此次簽署的3個項目貸款總規模達8億美元，將分別用于福建省莆田平海灣海上風電項目、湖南省長株潭綠心區域生態綜合治理項目、江西省工業低碳轉型綠色發展示范項目。

2016年NDB共批準了15億美元的投資項目，這些項目聚焦于基礎建設領域和可持續發展領域，其中可再生能源項目達到1500兆瓦，預計每年可以減少400萬噸溫室氣體排放。

金磚國家新開發銀行行長卡馬特表示，在2015年至2016年，中國在可再生能源方面累計投資了大約1000億美元，超過了歐洲和美國的總和。隨著巨大規模的投資不斷落地，中國正在全球綠色發展領域發揮著重要引領作用。

（摘自中國石油報第6924期）

吉林油田優化工藝復雜氣藏開發化繁為簡

9月7日，通過優化各類工藝技術，吉林油田油氣工程院圍繞勘探部署和試氣試采評價需求，累計現場跟蹤8井次。其中，蘇家2井喜獲高產，日產氣最高達19萬立方米。

吉林油田氣藏復雜多樣，存在低壓、凝析等復雜情況。科研人員經過多年攻關試驗，形成適合吉林油田的壓后試氣排液、儲層保護、凝析氣藏試氣配套等工藝技術，保證探評井后續開發的順利連續進行。

為保證開發效果，吉林油田初步確定昌29-3井等凝析性質氣藏類型，為試氣試采工藝選擇、措施調整提供依據；開展昌29-3井井下高壓物性取樣及實驗分析，通過對取樣方式、時機及實驗方法等進行論證，確定本層露點壓力17.67兆帕，為帶油環的凝析氣藏。氣藏類型及露點的確定，明確了生產即凝析的理論認識，也為壓裂方式、儲層保護措施等提供了理論依據。

吉林油田針對德惠、王府等斷陷低壓、敏感，勘探試氣無氣、無液井較多的實際，在分析井筒臨界挾液、優化排液工藝基礎上，開展一體化排液工藝等試氣工程設計優化，設計形成射孔-壓裂-試氣一體化工藝管柱，一趟管柱實現全部作業功能，節省了試氣材料，縮短了工序和周期。

（摘自中國石油新聞中心2017-09-18）

甘肅頁巖氣勘探取得新突破

近日，位于敦煌盆地五墩凹陷的敦頁1井取得突破性成果，不僅發現兩層厚含油層，而且發現了75.47米厚的含氣層及62層瀝青，現場解析甲烷含量達99.62%，為優質氣。

甘肅省具有規模的生油氣盆地共有15個，預測頁巖氣資源潛力為8.61至13.42萬億立方米。2016年，“敦煌盆地頁巖氣資源調查評價”項目下達，甘肅地質調查院在地質、重磁電剖面、地震及鉆井資料研究的基礎上，經專家論證在敦煌盆地五墩凹陷部署了敦頁1井。不到一年時間，就在中侏羅世中間溝組發現了2層厚度分別為5.1米和17.53米的含油層；厚度75.47米的1層含氣層，現場解析每噸含氣量1.90立方米至2.44立方米，埋藏深度僅為1154.96米至1230.91米。

（摘自中國石油報第6924期）

新型“金屬玻璃”催化劑可高效處理污水

澳大利亞伊迪斯考恩大學日前表示，該校科學家使用納米技術制造出一種新型“金屬玻璃”（又稱非晶合金）催化劑，可以環保、高效地處理污水。

負責這項研究的伊迪斯考恩大學工程學院副教授張來昌指出，與目前常見的采用鐵鹽、鐵離子等作催化劑處理工業廢水的方式相比，“使用金屬玻璃催化劑首先不會造成二次污染，并且其催化效率高，可重復使用超過20次。由于金屬玻璃已可以大規模生產，市場價格低廉，運行維護成本也較低”。

張來昌的團隊使用納米技術改變了鐵的原子結構,制成了原子堆積結構為“長程無序、短程有序”的新型鐵基金屬玻璃條。在實驗室條件下,這種新型材料可以吸附染料和重金屬廢液中的雜質等物質,在幾分鐘內就可將污水凈化。

（摘自中國化工信息2017年第17期）

中國能建承建俄天然氣加工廠項目開工

從國資委獲悉，8月3日，中國能建旗下骨干企業葛洲壩集團承建的俄羅斯阿穆爾天然氣加工廠項目正式開工。該項目是俄東部天然氣計劃的一部分，將為實施俄遠東地區的天然氣化、促進俄遠東社會經濟發展發揮關鍵作用，并保證俄按計劃向中國出口天然氣。

阿穆爾天然氣加工廠項目位于俄羅斯阿穆爾州斯沃博金區，距離中國黑河約200千米，是中俄第二條大型能源走廊——中俄天然氣管道東線的源頭，設計能力為年加工天然氣420億立方米，年產氦氣600萬立方米。項目建成后將成為世界最大的天然氣處理廠之一，對實現中國天然氣進口多元化、保障能源供應安全、改善管道沿線區域生態環境具有重要意義。

（摘自中國化工信息2017年第16期）

我國正處于天然氣發展機遇期

從全球整體來看，IEA判斷，全球天然氣資源約為784萬億立方米，天然氣資源供應充足，產量呈現快速上升勢頭。天然氣需求增長較快的地區為亞洲、美國與中東。

從我國來看，近十年來，我國天然氣行業發展速度非常快。一是國家對能源結構的調整，給天然氣發展提供了新的發展機遇。二是石油公司加大天然氣的勘探開發力度，一系列勘探開發技術的突破和不斷成熟，推動了天然氣業務的快速發展。

國務院辦公廳《能源發展戰略行動計劃（2014-2020年）》明確提出，到2020年天然氣占我國一次能源消費比重將達到10%，按照能源消費總量48億噸標煤測算，天然氣消費量將達到3600億立方米，大力發展天然氣符合我國能源發展大趨勢。我國天然氣工業歷經近70年3個階段的跨越式發展，儲量和產量快速增長，目前已成為世界第六大產氣國，建成了以鄂爾多斯、塔里木、四川、南海四大盆地為主的天然氣生產格局。我國天然氣資源潛力較大，類型復雜，開發難度普遍較大。

中國石油天然氣儲量和產量占到我國天然氣總量的70%，形成了長慶、塔里木、西南、青海四大氣區。四大氣區的產量占到中國石油總產量的86%。中國石油開發的天然氣藏類型復雜，包括低滲致密氣藏、高壓-凝析氣藏、碳酸鹽巖氣藏、疏松砂巖氣藏、火山巖氣藏、高含硫氣藏六類。六類復雜氣藏開發技術和配套工藝的成熟，奠定了中國石油常規氣藏開發技術的基礎。在開發模式上，中國石油形成了獨有的氣田開發理念，創立了克拉2、蘇里格、靖邊、龍王廟、頁巖氣等多種天然氣開發模式。中國石油還積極推動非常規天然氣規模化發展。致密氣實施低成本戰略，實現規模開發。蘇里格氣田引領了我國致密氣規模化發展進程，是我國最大的天然氣田，也是我國第一個低成本開發的致密氣田。頁巖氣發展迅速，兩年時間產量從1.6億立方米增至28億立方米，將是未來天然氣上產的重要領域。煤層氣也顯示出良好的發展前景。

總體上，中國石油天然氣生產將呈現出常規氣緩慢增長，非常規氣快速發展的態勢。同時，中國石油天然氣生產也面臨一定的挑戰。龍王廟氣田發現之后沒有具有一定規模、新的優質氣藏被發現。氣井數量多，單井產量低，降成本的壓力大。在以后的工作中，一方面要持續做好老氣田穩產和非常規氣的上產工作；另一方面，要研發高效、低成本開發技術和降成本技術，實現降本增效。

（摘自中國石油新聞中心2017-09-13）

VAE乳液開辟多種應用途徑

近日，瓦克（WAKCER）在2017中國國際膠黏劑及密封劑展覽會上展示了兩種疏水型HDKR氣相二氧化硅和用于噴膠的VAE乳液。

HDKRH30RY是一款經甲基丙烯酸改性的疏水型二氧化硅，該產品能夠通過化學鍵合進入樹脂網絡結構，改善乙烯基脂、聚酯或丙烯酸酯基體系的機械性能和耐刮擦性，為涂料、膠黏劑、密封膠等應用開辟廣泛途徑。此外，其還可改善補牙材料和指甲凝膠的性能。

HDKRH20RH是一種經烷基硅烷后處理的高比表面積疏水型二氧化硅。它作為無硅氧烷型助劑，在極性系統中擁有優異的流變性能，并且可以延長環氧樹脂和雙組分膠黏劑固化劑的儲存時間，尤其能提高胺類固化劑的儲存穩定性。該產品應用領域包括汽車膠黏劑、風機葉片半殼黏結劑和化學錨栓等。

VINNAPASR威耐實REP 6420是瓦克專為高品質紙張及紙品包裝用水基膠黏劑配方研制的新產品，尤其適合噴膠機器。在使用噴嘴涂布時具有出色的噴嘴施工性，不容易結塊，運行穩定、干燥速度快、清洗容易。另外它也適于輥涂機器，可提高生產效率。

（摘自中國化工信息2017年第17期）