主页 > 人工合成钻石 > 中国石油报

中国石油报

admin 人造钻石 2021年03月21日

  主要技术创新:(1)基于中西部大盆地整体研究和含油气系统基础图件编制,建立前陆冲断带下组合、大型砂砾岩、古老碳酸盐岩、火山岩及潜山内幕、高成熟页岩油等成藏规律认识,重点优选11个区带类型,明确勘探主攻方向;(2)建立“战略价值、目标落实程度、石油地质和工程条件”等四类36项参数构成目标评价体系,有效指导重大风险勘探目标提出、论证和部署,奠定新发现基础;(3)提出“立足大盆地、大领域、大目标、大发现;立足新盆地、新区带、新类型、新层系;立足高风险、高回报;立足低认识程度、低勘探程度;立足现有技术可行性”部署原则,明确“五个坚持,一个关注”勘探部署思路,创新风险井组部署方式,总结形成七项成功做法、六点研究经验及六点管理启示。

  推动部署15口风险探井,其中塔里木盆地满深1、轮探1,四川盆地蓬探1、角探1,准噶尔盆地呼探1、康探1取得重大突破,有望形成新的万亿立方米级和10亿吨级大油气区,有效支撑国内原油产量稳中上升和天然气快速增长,为“十四五”及长远发展奠定坚实资源基础。

  中国石油立足国家重大科技专项与公司科技项目,依托国家级页岩气研发平台和国家级产业化示范区,创建了适合我国南方复杂构造区海相页岩气的勘探开发理论和技术体系,实现川南页岩气规模效益和清洁开发,有望成为中国最大的页岩气规模增储区和中国石油增储上产主战场,有力推动四川盆地天然气大发展。

  主要技术创新:(1)创建了大面积连续型富集“甜点区、甜点段”地质理论,形成“沉积成岩控储、保存条件控藏、优质储层连续厚度控产”的“三控”高产理论认识;(2)创新复杂构造演化、高-过成熟页岩气地质评价及开发优化技术,研发资源储量评价、保压含气性测定、孔渗测试、微纳米孔表征等技术,形成全生命周期产能评价、生产制度优化、高产主控因素量化分析方法;(3)创新了“体积开发”理论技术体系,形成复杂构造和高水平应力差背景下水平井优快钻进、体积压裂和清洁开采技术,建立地质工程一体化高产井培育方法并实现批量复制。

  自主创建的深水陆棚“甜点区、甜点段”高产富集、水平井压裂平台式“体积开发”理论和技术体系,有效指导和支撑川南地区成为中国第一个万亿立方米页岩气探明区,建成年产量超百亿立方米页岩气大气田,使中国石油成为国内页岩气勘探开发的引领者、推动者和建设者。

  主要技术创新:(1)提出中高渗透油藏开发后期剩余油主要赋存于纳/微米孔隙或被纳/微米孔隙阻隔,低渗/超低渗油藏的原油主要赋存于纳/微米孔隙,常规水驱无法波及的新认识;(2)发现水强氢键缔合作用形成的“大分子”网络结构,即“超级弱凝胶”是低渗/超低渗油藏注水困难的主要原因,将注入水的氢键缔合作用破坏,使注入水进入常规水驱波及不到的低渗区域,增加波及体积,转变了经典的提高采收率观念;(3)研发了毛细作用分析系统,发现并验证了纳米驱油剂作用机理,为进一步大幅度提高采收率提供了理论依据;(4)研制的纳米驱油剂可将注入水变为动态“小分子”水,大幅度降低注水“门槛”渗透率。

  长庆油田超低渗透油藏10注36采现场先导试验效果显著,遏制了产量快速递减并实现硬增油,预计比常规水驱提高采收率10个百分点,措施和药剂成本不足15美元/桶。中国石油低渗透探明储量约1/3以上无法注水开发,中高渗储量仍有40%以上提高采收率的空间,应用潜力巨大。

  为了解决传统有线地震仪在地震勘探中带来的施工效率低、作业成本高、安全风险大等问题,并满足高精度勘探对超大道数、高密度的需求,中国石油自主研发的eSeis陆上节点地震仪实现了高精度、高效率数据采集和低成本制造,可任意扩展采集道数,大幅提升作业效率和数据质量,降低作业成本和安全风险。

  eSeis地震仪集成现代化工业化设计,仪器体积小、功耗低、智能化程度高,首创高精度时钟同步技术,将仪器时钟同步精度提高至10微秒以内,并融合32位模数转换技术,数据保线位,引领地震勘探设备向高精度和高保真度方向发展;研发节点立体化质控技术,实现了节点单元从人工、车载、无人机等方面全过程、全方位、多视角的质量控制,并创新采用无桩号节点放样技术,可实现检波点放样与节点单元质控一次完成,采集效率提高30%以上,作业成本降低20%以上;建设了自动化工业制造生产线,制造成本达到同行业节点单元最低水平。

  eSeis节点地震仪实现了设计研发制造应用一体化,已工业化制造11万道,先后在新疆、长庆、华北等多个探区生产应用,性能稳定,数据回收率高达99%,减少放线%以上。随着产品不断发展完善,将改变地震队传统施工模式,引领地震勘探从人工有线勘探向智能无线.三维感应成像测井仪研发成功实现各向异性储层评价突破

  中国石油经过多年攻关,国内首次成功研制形成了三维感应成像测井仪器与配套处理技术,可同时探测地层水平电阻率、垂向电阻率以及倾角、方位角等信息,实现感应测井技术从二维到三维、从均质测量到各向异性地层测量的跨越,提高了复杂储层油气准确识别和饱和度定量评价能力。

  主要技术创新:(1)首创共点同心一体化三维线圈骨架结构设计,解决了三轴线圈交叉分量测量信号串扰难题;(2)创新高集成多频智能发射与多道同步采集技术,提升了采集精度;(3)创新多维九分量刻度技术,采用滑动三维刻度装置及三维刻度方法,实现多阵列三维线)创新高保真处理技术,实现复杂井眼校正、高分辨率处理、多参数反演快速处理,提升了测井资料质量。

  三维感应成像测井仪器在大庆、长庆、西南等油气田规模试验和应用,累计作业50余井次,测井资料合格率100%,开发井和探井解释符合率分别达到96.1%和93.6%。在大庆油田砂泥岩薄互层、海拉尔砂砾岩及古龙页岩油等储层评价方面应用效果显著;在西南油气田火山岩气藏,明确了电各向异性特征,为低阻气层准确识别提供了重要技术支撑。

  固井质量直接关系井筒寿命、安全环保生产,影响单井产量和勘探开发综合效益。中国石油创新理论、升级工艺方法,自主研发形成设计-仿真-监控一体化自动固井技术与装备,改变了传统固井作业以经验和人为控制为主、自动化程度低、施工质量和封固质量难以把控的现状。

  主要技术创新:(1)突破了全生命周期固井密封完整性控制、复杂温压条件井下压力精细分析、多流体拟三维顶替模拟、复杂井型下套管预测和水泥浆混配密度自动控制等8大关键数理模型,奠定了自动化固井的控制理论基础;(2)研制出自动化水泥车、水泥头、稳定供灰等5大关键固井装备,开发出现场作业数据实时采集与操作控制系统,提升了固井作业的可靠性和精准度,建立了自动化固井的硬件基础;(3)创新形成集固井设计、仿真、自动监测与控制、大数据分析与技术管理等的多功能AnyCem?软硬件一体化平台,整合了固井业务单元孤岛数据,在国内外率先实现“无人操作”固井作业,推进了固井业务数字化转型发展。

  该技术已在长庆、西南、辽河、塔里木等地区规模应用。AnyCem?固井软件支撑复杂深井、天然气井、水平井等固井优质率提升10%以上,助力高效勘探开发;自动化固井技术提升了固井连续精准施工水平,已建立5个示范队,提高作业效率30%,正引领国内固井技术发展。

  我国中高成熟度页岩油是未来油气增储上产战略重要接替领域,但面临层系多(2~3层)且单层厚度薄、非均质性强、单井累计产量低带来的成本控制难题。大平台及超长水平井是解决页岩油效益开发的关键,在国内应用中,面临偏移距大、常规钻井技术三维井眼轨迹控制难、储层钻遇率低、钻井周期长、成本高等挑战,中国石油通过技术攻关,创新形成大平台立体式钻完井技术。

  主要技术创新:(1)利用三维多井构造变速成图及小断层识别技术,刻画构造及断层展布,优化了水平井轨迹,优质钻遇率达78%;(2)创新针对多层系的三维井身剖面设计方法、“鱼刺状预分”防碰绕障以及“小井斜走偏移距-稳井斜扭方位-增井斜入窗”井眼轨迹控制模式,平台单层系钻井实现6~8口,最大偏移距达1030米;(3)研发强抑制复合盐防塌钻井液体系,坍塌周期由7天延长至20天以上;(4)创新钻进参数多目标优化方法,集成高效PDC钻头、低速大扭矩螺杆、新型水力振荡器等工具,形成大偏移距三维水平井一趟钻钻井技术,实现1500米水平段一趟钻。

  该技术在长庆页岩油全面推广,节约土地面积3266亩,钻井周期降至18天,最短钻井周期8.5天;创亚洲油井水平段4088米最长钻井纪录;单平台三个层系水平井数达22口。该技术为庆城300万吨页岩油建设提供了有力支撑,示范带动了新疆、吉林等油田页岩油水平井大井丛钻完井技术的规模应用。

  中俄东线输气管道自黑河入境,由北向南,沿线有河流、冻土、沼泽和林带交替分布,冬季最低气温达零下45摄氏度,管道建设面临巨大挑战。中国石油通过研发攻关,创新形成一系列自动化施工和数字化管道技术,建成目前世界上最大的一条高钢级(X80)、大口径(1422毫米)、高压力(12兆帕)、长距离(全长逾8000公里)天然气输送管道。

  主要技术进展:(1)首次在高寒地区实施以自动化施工为核心的1422毫米天然气管道冬季施工建设,取得技术成果40项,形成技术标准18项;(2)首次研究并掌握低温服役条件管线钢管、热煨弯管、管件等生产技术,形成系列产品与标准;(3)管道焊接采用计算机技术控制焊接参数和操作过程,首次实现管线)开展管道数字孪生体构建,实现数字化设计、智能工地建设及全数字化移交,与完整性管理系统直接对接。

  自动化施工和数字化管道建设技术为中俄东线工程的设计、建造、运行提供了先进的技术支撑和保障。该工程全线投产后,中国每年从俄罗斯引进天然气将达到380亿立方米,约占中国进口天然气总量的28%,对于保障国家能源安全、优化能源结构、助力地区经济发展有重要的意义。

  主要技术创新:(1)开发出“转化-络合-吸附”毛油精炼工艺,高效脱除毛油中微量杂质,精炼油收率达到96.4%;(2)研制了高水热稳定性的油脂加氢脱氧催化剂,居同行业领先水平;(3)开发了表面酸性调控的选择性裂化异构催化剂,航煤收率达到63.5%;(4)编制了包含原料精炼、加氢脱氧和裂化异构全流程的6万吨/年航空生物燃料工艺包;(5)提出了涵盖小桐籽油、棕榈酸化油、餐厨废弃油脂、蓖麻籽油等多种原料的原料供应方案;(6)构建了中国石油首个航空生物燃料全生命周期分析模型和基础数据库,完成了碳排放全生命周期分析。

  针对我国炼化行业劣质柴油加工难,烯烃、芳烃生产原料不足等重大问题,中国石油联合有关单位首创开发了柴油吸附分离工艺,攻克了技术、装备等难关,形成了特色鲜明的油品分质加工“平台级”技术,将助力炼化产业转型升级。

  该技术采用模拟移动床吸附分离工艺,可对劣质柴油等油品中的重烃馏分进行分子层面族组成高纯度“分类归集”,避免了优质组分损失。2020年在山东滨州成功建成了全球首套40万吨/年工业生产装置,产品指标全面优于设计值,其非芳组分芳烃含量<2%、重质芳烃组分芳烃含量>98%。产品通过蒸汽裂解/催化裂解、重芳烃轻质化等方式可将柴油转化为烯烃、芳烃、白油、变压器油等高附加值产品。该柴油作裂解料时,可实现三烯收率提升>20%、焦油产量降低>60%、结焦率降低>40%的优化目标,裂解性能总体优于全馏分石脑油。

  形成了柴油馏分吸附分离工艺、柴油吸附剂、吸附分离专利格栅装备、吸附分离专用控制系统等多项重大创新,已申报专利12项,实现2套工业应用,预计可快速实现超过200万吨/年产能技术许可,单系列规模将突破百万吨。该技术的成功应用标志着我国成为目前全球唯一掌握柴油等重烃组分高纯度分离基础性关键技术的国家。

  综合运用开放系统的程序化热萃取、热解、LECO总有机碳、阿基米德体积密度和氦比重计测量结果计算含油气孔隙体积和组分,并估算其流动性。运用溶剂萃取有机质和热萃取油的饱和烃-芳香烃-树脂-沥青质(SARA)分离和气相色谱,对φHC进行组成分类,划分为以下类别:含气(C1-C14)孔隙,含轻质油(C6-C36)孔隙和含重质油(C32-C36+)孔隙。缓慢加热的多坡道热萃取可将含轻质油的孔隙度细分成四个可萃取有机质范围:C11-C13、C12-C16、C14-C20和C17-C36。通过SARA对溶剂萃取油的分析表明,含油孔隙中含有丰富的饱和烃和芳香烃,含重质油孔隙中含有丰富的树脂类和沥青质。产出液中与岩芯萃取物中C15以上SARA组分的比率可用于更好地判断φHC的潜在流动性。

  应用该技术分析墨西哥湾沿岸白垩纪页岩,含油孔隙中约30%为重油,约70%为轻质油;西加拿大沉积盆地中生代页岩高成熟井的孔隙流体由轻质油和天然气(80%)构成,20%的不可萃取有机质是可转换的,低成熟井的孔隙流体由38%的轻质油和气体构成,剩余52%是可转化的。有效指导了页岩油井的勘探开发方案设计。

  传统开采稠油技术主要是利用蒸汽吞吐或蒸汽驱,但这类技术能耗大、效率低、成本高,导致大量稠油资源不能得到经济有效开发。稠油地下原位裂解降黏高效开采新技术通过在储层中注入催化剂和氢气,实现稠油在地下发生热解化学反应,提高了稠油开采效率,并降低稠油炼制加工成本。是一项稠油开采颠覆性的创新技术。

  主要技术创新:(1)发明了专用纳米催化剂,在温度350摄氏度、催化反应48小时,可使稠油重组分的裂解率达到51%,稠油黏度降低99.5%;(2)纳米颗粒催化剂可以通过多孔介质携带分布,注入的催化剂可在注入井周围构建一个催化床,波及范围大,时效长;(3)饱和烃加氢发生自由基裂化,避免了烯烃(胶和沉淀前体)和芳烃分子的形成,减少了焦炭形成的可能性,所需氢气的量仅是在炼油厂中使用的一小部分(10%~20%);(4)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。

  以北美油田现场应用为例,稠油地下原位裂解降黏高效开采新技术大大提高了稠油/沥青开发效率,降低了开采成本。与目前广泛使用的蒸汽辅助重力驱相比,桶稠油/沥青油的开发成本降低了6%,且二氧化碳排放量降低了10%,具有重大实用价值。

  tNavigator地质建模与油藏模拟研究平台,将GPU(图形处理器)高效并行计算技术及智能优化算法融为一体,实现了千万至10亿网格节点的模拟,成功应用于全球油气藏开发方案快速设计和油气藏建模及数值模拟计算研究。

  主要技术创新:(1)基于GPU的高效并行计算技术。GPU并行算法可应用于黑油、组分、热采和非常规油气藏压裂等模拟,可用于大型地质建模与数模工作流中的所有模拟计算环节;(2)建模数模一体化平台。除具有建模与数模一体化功能外,还可采用数值模拟结果反向优化地质建模参数,包括构造、储层的孔渗关系、油气水界面、相对渗透率、断层等;(3)智能优化技术。应用智能优化算法,在一定的已有模拟结果的基础上分析各种不确定性对模拟效果的影响,无限趋近于历史结果进行求解计算;(4)开放Python应用程序接口。可满足高级后处理、智能历史拟合、一体化工作流、生产动态自动控制等方面的定制化需求。

  分布式光纤声波传感(DAS)技术利用光纤本身作为传感器进行信号采集,可以部署在深井或直接埋在地下、铺设在海底进行地震成像,在井中地震勘探、油气藏动态监测和微地震监测等方面的应用发展迅速,凭借高密度、全井段、高效、低成本、耐高温高压等优势,成为贯穿油井全生命周期中一项重要的新兴油藏监测技术。

  近两年分布式光纤声波传感油藏监测技术应用取得创新进展:(1)多家公司研发光纤DAS采集系统,改进了应力感应灵敏度、最小采样间距、最大传输距离以及生产成本等关键技术指标,提高了全井段观测及成像能力,并实现商业化应用;(2)形成了光纤DAS井中VSP数据采集与复杂构造成像、井地联合勘探、微地震监测、油气藏动态监测、光纤DAS VSP 4D勘探等系列技术,利用分布式光纤DAS进行VSP数据采集,提高了数据分辨率,获得井中高精度成像用于油藏精细刻画;(3)利用光纤DAS系统进行永久油藏动态监测及微地震监测,取得良好效果。

  光纤DAS技术已进入实用阶段,由于DAS技术具有较大的动态范围,能够精确测量低频地震信号,在VSP数据采集、井中油藏监测、微地震监测等领域应用越来越广泛,并取得良好应用效果。光纤DAS系统虽然还存在信噪比及横向敏感性较低等问题,但由于其高效的超高密度地面/井中地震数据采集与降低生产成本的优势,具有良好的应用前景。

  随钻声电成像测井仪可同时提供高分辨率电阻率图像、声波图像和井径数据,能够对天然裂缝、断层、成岩结核等地质信息进行准确和可靠的解释,优化完井设计;在复杂环境中提供井旁构造信息以协助实时地质导向决策,并为地质和储量评价提供依据。

  新型TerraSphere随钻声电成像测井仪由电磁波系统和超声波系统组成。电磁波系统使用了两个相隔180°的电极,并采用了督导电极、聚焦束设计,发射多频高分辨率电磁波脉冲兼顾泥浆和地层信息,形成高质量高分辨率的电阻率图像。超声波系统使用4个相隔90°的超声波传感器发射多频超声波脉冲,并检测井壁产生的回声。高频脉冲确保超声图像高分辨率,低频脉冲确保高比重泥浆下的超声图像数据质量,可有效降低仪器偏心、井眼粗糙度或井径变化等对测量结果的影响。超声波系统有两种测量方法:一种是传播时间,用于计算井眼半径;另一种是回波幅度,用于确定井壁的声阻抗。电阻率图像可提供丰富的地质信息,超声图像对裂缝和井眼条件更敏感,TerraSphere仪器将这些图像物理信息整合到一台仪器中,特别是在油基泥浆环境下可提供详细地质和井眼信息。

  常规旋转导向钻井系统的导向机构位于钻头后方,限制了造斜能力及定向井段和水平井段的导向控制。新一代钻头导向钻井系统NeoSteer,将导向机构集成在钻头上,可提高造斜能力,精确控制井眼轨迹,显著提高机械钻速。

  主要技术创新:(1)推靠块置于钻头后,内部采用双液压驱动活塞,具有更大的侧钻能力;(2)内部单元采用金属对金属的液压密封件,并配备高强度连接头,以提高在全角变化率较大井段的钻进可靠性;(3)系统具有六轴连续倾斜和方位角测量功能,可自动保持井斜和方位角测量,形成平滑的井眼轨迹,其伽马射线测量功能可以更早地识别岩性变化,为钻进提供实时的关键地层数据,实现井眼轨迹精确控制。

  系统最大造斜能力达16°/30米,减少靶前距离,有利于延长储层井段的有效长度,可以一趟钻完成造斜段和水平段,减少起下钻次数。能应用于多种特定岩层,已在北美多个非常规油气田进行了超过500井次的应用,总钻深超过120万米。在美国SRC能源公司的DJ盆地项目中,应用12口井,平均每口井1.17趟完钻,提速效果显著。在该盆地, 29小时钻穿直井段+定向段+水平段,总进尺4609.5米,平均机械钻速159.4米/小时,创造该盆地机械钻速最快的新纪录。

  在美国,为节约钻井成本,非常规油气水平井应用最多的导向钻井技术是导向螺杆钻具,使用旋转导向技术的只占大约30%。为延长导向螺杆钻具的使用寿命,更好地满足水平井一趟钻的要求,多家公司均推出了新一代长寿命导向螺杆钻具。

  主要技术创新:(1)弯外壳具有可调角度功能;(2)钻头至弯外壳的距离更短,能够提供更高的造斜率;(3)采用高性能弹性体作为定子材料;(4)传动装置、动力装置和轴承等更加坚固,可承受高负载与高扭矩。新一代导向螺杆钻具可在更大的钻压和排量下,输出更大的转速和扭矩,同时兼具更高的可靠性和更长的使用寿命,有利于提高机械钻速,有利于实现一趟钻,有利于降低钻井成本。

  长寿命导向螺杆钻具现场应用实现了高速钻进下一趟钻进尺3000米,与传统导向螺杆钻具相比,水平段一趟钻进尺增加40%,同时缩短钻井周期40%。该技术可广泛应用于地层相对简单、井底温度较低的情况,成为低油价下钻井提质增效的适用技术。

  LNG储罐的发展方向是大型化和超大型化。目前,国内均为全容式9%Ni钢储罐,建设周期一般为30~34个月,投资约5亿元人民币,罐容一般为4、10、16万立方米。LNG薄膜型储罐技术于2015年首次认证用于陆地储罐,持续依托MARKⅢ技术进行改进,2018年更新至MARKⅢ FLEX+。

  主要技术进展:(1)系统设计基于各功能分离的原则,主要部件包括主层薄膜(1.2毫米厚不锈钢)、次层薄膜(0.7毫米厚复合材料,两层玻璃纤维树脂中含一层铝片)及预制硬聚氨酯泡沫板;(2)主薄膜层确保液密性、气密性,次薄膜层是第二道屏障,绝热保护系统可将内部负荷传递给混凝土外罐,外罐提供结构性阻力;(3)一级薄膜在循环加载的情况下不出现裂纹扩展,改善热影响区范围内低温韧性恶化现象,焊接处应力趋于零;(4)标准化预制程度较高,自动化焊接率80%以上,建设周期短;(5)罐容理论上没有极限,且在混凝土外罐尺寸相同情况下,有效容积比9%Ni钢全包容储罐大10%;(6)可减少10%~35%的投资。

  LNG薄膜型储罐技术在增容、降本、省时等方面取得较大突破。目前,该技术应用于国际30余台储罐,且我国首个22万立方米薄膜型储罐的建立就是应用了这项技术,对未来在LNG储罐大型化和超大型化项目建设中起到引领作用。

  主要技术创新:(1)该技术可在超过300摄氏度的高温下通过热降解反应将塑料废弃物转化为液态油,并利用VUCHT专利技术,将液态油进一步转化为符合欧Ⅵ标准的高品质低凝点柴油;(2)该技术采用了新一代加氢脱蜡催化剂HYDEX?E,该催化剂可以针对长链正构烷烃进行选择性加氢异构反应,显著改进柴油等中间馏分油产品的低温流动性。利用该催化剂生产的柴油可在零下34摄氏度的超低温环境下保持低温流动特性,可以满足北极地区的耐低温要求。HYDEX?E催化剂不仅可以提升柴油品质,还能提高柴油产量,与上一代HYDEX催化剂相比,在超低硫柴油临氢降凝测试中,采用新一代加氢脱蜡催化剂HYDEX?E可多产柴油约4wt%。

  目前,该技术已在斯洛伐克一家工厂成功实现工业试验,计划将该技术方案应用到一家40吨/年的低凝柴油示范工厂。由于塑料和燃料主要源于石油和天然气加工,因此将其中一种塑料废弃物转化为优质清洁燃料,对于绿色可持续发展具有重大意义。

  新型酶降解技术可以生物降解所有PET聚酯废料,将聚酯废料、水和特制酶放在反应容器中,在65摄氏度下加热16小时,即可将97%的PET聚酯废料分解成单体精对苯二甲酸(PTA)和乙二醇(EG),降解率达到90%,原聚酯瓶中添加的各种助剂和染料等都可过滤去除。将降解所得PTA和EG聚合成PET后,可重新制造成聚酯瓶,完全实现循环生产。

  该工艺已在法国一家工厂完成了试运行,计划2023年建成一个全面运营工厂,预计年产能20万吨。这种新型酶降解技术被认为是有史以来第一次将PET聚酯或纤维完全降解为其合成单体的颠覆性技术,不仅有效解决塑料等难降解材料造成的严重环境污染问题,还真正开启了向循环经济的转变。


人造钻石