近日，中国石油勘探与生产分公司郑新权等科研人员在《石油勘探与开发》发表研究成果《采油采气工程技术新进展与展望》。研究总结了采油采气工程领域“十三五”期间重要进展，分析了当前采油采气工程在工艺适应性、数字化建设和节能减排等方面所面临的挑战，并指出未来的发展方向。

　　“十三五”期间分层注入、人工举升、储集层改造、排水采气、井下作业等 5大主体技术取得重大技术进展，为实现老油田持续挖潜、新建产能效益动用提供了关键技术保障。

　　当前复杂国际政治经济形势下，采油采气工程面临油气开采技术难度不断增大、数字化转型提效成果不显著、节能减排缺乏核心技术支撑等 3 个方面严峻挑战。确立稳油增气、数字化转型、绿色低碳发展 3 大战略方向和实施路径，指出精细分层注入技术、高效举升工艺技术、精准储集层改造技术、长效排水采气技术及智能井下作业技术 5 个重点研究方向，为中国油气行业的转型升级和高质量发展提供工程技术支撑。

　　以下详细介绍采油采气工程领域“十三五”期间重要进展。

　　一、分层注入技术

　　中国油藏储集层非均质性强，实施分层开采方式可使各类油层得到均衡动用。针对不同时期产生的开发矛盾，研发形成水驱/化学驱/气驱分层注入系列工艺及配套技术，支撑了大庆油田 5 000´10⁴ t 以上持续高产稳产 27 年和长庆油田油气当量突破 6 000´10⁴ t。“十三五”期间，第 3 代分层注水工艺技术全面推广， 应用规模成倍增长，初步形成以“边注边测边调”为技术内涵的第 4 代分层注水工艺，通过建立典型示范区，提高了新工艺的技术成熟度和综合开发效果。

　　（一）第 3 代分层注水技术

　　随着中国油田陆续进入中高含水期，桥式偏心/同心高效测调第 3 代分层注水技术因其在测试方面上的优势，已成为分层开采主体技术。“十三五”期间，以“实时监测和实时控制”为技术内涵的第 3代分层注水工艺得到进一步完善发展，满足了最小卡距 0.7 m、最高 10 层段的分层注水要求，进入全面推广应用阶段。2016 年至 2020 年，该技术在中国石油应用井数由1.87´10⁴ 口增加到 3.22´10⁴ 口，占分层注水井总数的比例由 36.5%提高到 53.2%，分注率提升至 63.5%，减缓了老井产量递减速度，综合递减率降低至 4.87%， 2020 年水驱产量 6 423´10⁴ t，占总产量的 63.4%，完全成本低于 45 美元/bbl。

　　（二）第 4 代分层注水技术

　　部分老油田进入特高含水期后，注采关系更加复杂，流场动态变化更加频繁，对配水精度和测调周期要求更严格，测调队伍数量、精准井筒数据需求、生产成本之间的矛盾突显。通过攻克高压连续可调注水阀、井下流量计等关键技术，形成以“边注边测边调” 为技术内涵的第 4 代分层注水工艺，大幅提升数字化、智能化管理水平，实现注入状态下的层段流量、压力等参数的实时监测与注入量的调整，可长期保障层段的注水合格率，彻底取消现场测调流程。配套研发了水驱油藏动态分析软件 IRes，推进注水方案由“滞后调整”向“实时优化”的升级跨越。在大庆、长庆、吉林、华北等油田建立 11 个示范区，累计应用 1 480 井次，分注合格率长期保持在 90%以上，水驱动用程度提高 1.2～21.4 个百分点，自然递减率下降 0.77～6.70 个百分点，节约成本约 3.26 亿元，开发效果和经济效益显著。

　　（三）分层注聚技术

　　中国石油化学驱产量 1 000×10⁴ t 以上已稳产 18 年。“十三五”期间，针对化学驱分注层间矛盾大、注入量变化频繁、测调周期进一步缩短的问题，开展了缆控式分层注聚实时监测与控制技术研究并已开展现场试验，实现了化学驱井分层流量、压力的实时监测和在线测调，为化学驱高效开发提供了关键技术手段。

　　（四）分层注气技术

　　气驱可提高采收率 7～30 个百分点，已成为继水驱、化学驱、蒸汽驱之后迅速发展起来的提高采收率方法。“十三五”期间，突破高压气体层间封隔、井下分层流量多级降压调控和多参数分层测试等关键技术，形成同心双管分层注气和偏心可投捞分层注气两套工艺，实现了 2～3 层段分层注入和流量监测与控制。在吉林油田黑 59 区块实现了CO₂ 分层注入量地面独立计量、上下两层同时注入，大庆油田开展了 60 余口注CO₂ 井偏心可投捞分层注入现场试验，具备进一步扩大现场试验规模的条件。

　　二、人工举升技术

　　中国陆上油田 99%以上的油井不能自喷生产，为保持油田长期稳产，在注水开发的同时，从 20 世纪 70 年代中期开始大规模应用机械采油技术。经过引进消化和自主创新，已经发展了以抽油机为主，螺杆泵、电泵、提捞为辅的机械采油系列技术，基本满足了高/ 中/低渗透砂岩等多类型油藏、不同开发方式和开发阶段的生产需求。随着油气田开发不断深入，机械采油井数迅速增加，机械采油设备总量、资产规模和举升能耗不断攀升，截至 2020 年底，中国石油有近 24´10⁴口机械采油井，年耗电近 110´10⁸ kW·h，机械采油是生产投资和设备维护的主要领域，也是节能减排、降本提效的重点挖潜对象。“十三五”期间，中国石油重点围绕老井节能改造、新型高效无杆举升、复杂工况井举升、机械采油井数字化等方面开展技术攻关和现场应用，实现吨液耗电量下降 6.4%，在机械采油井总数逐年增加的情况下总耗电量基本保持不变，平均检泵周期从 800 d 延长到 884 d，维护作业频次下降了26%，有力推进了节能降本增效。

　　（一）老井节能改造与综合治理技术

　　对抽油机井开展设备节能改造，重点开展低产低效抽油机井控制柜智能化改造，形成多种模式的智能间抽技术，实现液面精准控制、井筒和地面安全生产。中国石油智能间抽技术应用规模达 4.96´10⁴ 口井，年节电量 2.6´10⁸ kW·h。开展慢速电机改造实现降冲次， 通过半直驱/直驱永磁同步电机改造取消皮带和减速箱，提高系统效率 3～5 个百分点。研制等径抽油杆、防蜡油管、内衬油管等技术，有效解决抽油机井杆管偏磨、结蜡等问题，为井筒综合治理提供系统解决方案。内衬油管技术在中国石油规模应用超过 5´10⁴ 口井，平均延长检泵周期超过 100 d。

　　（二）复杂工况井高效举升技术

　　随着低渗透、稠油、高含水等复杂油藏的深入开发及老油田开发方式的转变，传统举升工艺遇到挑战。针对低渗透油藏单井产量低、效率低问题，创新研发超长冲程无游梁式抽油机、超长组合抽油泵，形成超长冲程抽油系统，冲程可达 50 m，冲次 0～10 次/h， 系统效率提高 11.6 个百分点，节电率 62.1%，延长检泵周期 150 d 以上。针对稠油蒸汽驱、火烧油层开发方式下采油井高温难题，中国石油自主研发高温电泵， 耐温可达 250 ℃，新型叶片泵的耐温达 350  ℃。针对化学驱生产井偏磨、结垢严重问题，开发抽油杆扶正技术、多功能防垢往复泵、陶瓷涂层防垢螺杆泵等配套工艺技术，在中国石油推广应用超过 1´10⁴ 口井，检泵周期由 20 d 延长到 700 d。

　　（三）机采井数字化技术

　　近年来机采系统数字化快速发展，抽油机井形成了示功图和电参两种物联网建设模式，无杆泵井从采集地面电参发展到采集井下温压数据，物联网覆盖井数从 2015 年的 2.15´10⁴口增加到 2020 年的 9.81´10⁴口，覆盖率从  10.10%提高到  41.18%）。同时为了加强数据应用，研发了抽油机井示功图在线数字计量、工况诊断、生产优化等技术，特别是突破了电参特征识别，形成电参智能工况诊断、数字计量等核心技术，可取代示功图，大幅减低物联网建设投资 60% 以上。中国石油开发了完全自主知识产权的机采井智能优化决策网络软件，每年优化设计 8´10⁴ 余井次，年节电近 1´10⁸ kW·h，平均延长检泵周期 90 d 以上。

　　（四）新型无杆举升工艺技术

　　针对有杆泵在大平台丛式井应用中存在占地面积大、杆管磨损严重、检泵频繁、系统效率低的难题， 成功研制低速大扭矩永磁电机和往复直线电机，形成电动潜油螺杆泵和电动潜油柱塞泵两种新型无杆举升工艺，在新疆油田吉 7、长庆油田华庆 H40/H60、大港油田港西 1 号/2 号等采油大平台建立一批应用示范区， 推广应用 776 口井，系统运行稳定，系统平均效率提升 10.6 个百分点，节电 30%以上。

　　三、储集层改造技术

　　非常规油气资源丰富、潜力巨大，储集层改造技术是非常规油气效益开发的核心利器。通过借鉴北美页岩油气开发的成功经验，储集层改造技术在中国非常规油气开发领域取得重大技术进步。主要体现在建立体积压裂新理念、完善技术手段和整体工艺升级等方面。“十三五”期间，针对传统非常规油气体积压裂中存在加砂困难、采收率偏低、套变频发等问题， 通过关键技术攻关，形成以“增大缝控储量、降低施工成本、增加经济效益”为原则，“长井段水平井完井+小簇间距多簇射孔+分段压裂+暂堵转向+石英砂替代陶粒”为核心的非常规油气体积压裂新技术。该技术被冠以缝控压裂、密切割压裂等多种称谓，本文统称为“强化体积压裂”。强化体积压裂技术不仅为鄂尔多斯、松辽盆地建成 350´10⁴ t 非常规油气产能提供重要技术支持，还开辟了常规油气开发新途径，为国内外碳酸盐岩难动用储量开发的突破奠定了基础。

　　（一）非常规油气储集层强化体积压裂技术

　　根据非常规油气储集层水力压裂开发需求，重点攻关井控单元内储量最大动用技术，提升地质工程一体化水平。簇间距从 15～30 m 减少为 5～10 m，加砂强度从 1～2 t/m 增加为超过 3 t/m，增大裂缝沿水平井轨迹切割的密度并添加暂堵剂至裂缝远端。推广应用石英砂替代陶粒，石英砂用量从 2015 年的 65´10⁴ t 快速提升至 2020 年的 422´10⁴ t，节约成本 40亿元以上。开发低成本压裂工具和装备，国产化可溶桥塞和可溶球座承压能力达 70 MPa，溶解时间 7～ 14 d 可控。新型模块化射孔工具可 20 m 一次下井、传输 15～20 簇射孔。大功率电驱压裂撬（5000—7000 型）单车功率较 2500 型柴油驱动压裂车提高 2 倍以上，成本降低 30%，能耗降低 25%。

该技术在长庆油田长 7 段致密油储集层推广应用87 口井，平均水平段长度 1 705.8 m，压裂 22.3 段 118.9簇，簇间距 10.9 m，生产初期单井产量 18.6 t/d，与前期相同水平段长度水平井相比，压裂初期日产油增加约 1.5 倍。该技术在川南页岩气以及长庆油田、新疆油田致密油/页岩油推广试验均见良好成效，川南页岩气年产量由 13.2´10⁸  m3 增加到 116.3´10⁸  m3，新疆油田、长庆油田致密油/页岩油年产量由 89.5´10⁴  t 增加到 398.5´10⁴  t，非常规资源产量占比逐年增大。

　　（二）老油气田复合体积压裂重复改造技术

　　借鉴强化体积压裂理念，改变传统高黏液、小规模改造方式，形成适合老油气田稳产增产的复合体积压裂重复改造技术。对剩余油和应力场进行精细刻画， 利用多裂缝重复压裂和暂堵转向技术提高储集层动用程度，单井施工规模为初次施工的 1.5～2.5 倍。对于套管条件差的老井，利用多轮次小排量微破裂注水加砂、关井压力扩散所产生的水力扩容和震荡扩容协同作用形成复杂裂缝，并对长期生产能量亏空地层实施压裂注水蓄能，使地层压力增加 3～5 MPa，采用同步压裂缝端干扰、暂堵转向、纳米化学渗吸驱油等组合技术，实现平均日产油 10.29 t，是初次压裂平均日产油的 4 倍。新疆油田利用老井重复压裂挖潜实施低产停产井治理，平均年增油 70´10⁴  t。长庆油田通过重复压裂新工艺，预计采收率可提高 12 个百分点。

　　（三）碳酸盐岩集成体积酸压和规模加砂压裂技术

　　碳酸盐岩储集层储集空间类型多、形态复杂，非均质性强，不同地区差异较大。如以四川盆地气田为代表的国内深层裂缝性碳酸盐岩储集层主要面临高温和工作液滤失问题，以中东地区油气田为代表的海外低模量孔隙型碳酸盐岩储集层主要面临施工压力预测难和裂缝易闭合问题。基于强化体积压裂理念，攻关形成碳酸盐岩集成体积酸压和规模加砂压裂技术，现场应用取得显著成效。

　　碳酸盐岩集成体积酸压技术突破 180 ℃超高温酸液体系、交联冻胶酸、暂堵转向剂、惰性和酸性液体复合施工等关键技术，通过开展细分切割、暂堵转向、多级注入、差异酸压、闭合酸化等工艺措施，在储集层形成复杂缝网，扩大改造体积。深层碳酸盐岩集成体积酸压技术在国内刷新了深度 8 000 m 和温度200 ℃的改造工艺记录，支撑了川中地区龙王庙组、高石梯—磨溪地区震旦系和塔里木盆地超深层等碳酸盐岩高效建产。

　　碳酸盐岩储集层规模加砂压裂技术通过构建低模量弹塑性碳酸盐岩储集层裂缝扩展模型，确立基于“位移不连续法”的裂缝拓展规律，形成考虑低模量支撑剂嵌入的支撑剂尺寸和用量组合的优化设计方法，采用裸眼封隔器分层分段压裂和混合尺寸支撑剂加砂工艺，解决了阿拉伯板块碳酸盐岩储集层裸眼完井分段难、压力响应复杂、规模加砂难和产量预测难等问题。在伊拉克哈法亚 Sadi 碳酸盐岩首次完成第一口水平井规模加砂压裂。实现 1 000 m 水平井分 12 段成功加砂 740.3 m³，压后平均产量 190 m³/d 稳产超过 2 年， 使中国石油海外权益中超过 15´10⁸  t 的该类储量动用成为可能。

　　四、排水采气技术

　　中国气田类型复杂多样，气井在生产过程中面临见水、出砂、水合物、环空带压等问题，采气工艺是天然气安全生产和提高采收率的重要保障。其中，排水采气是维护气田稳产的主体工艺，年工作量占气井措施作业量的 95%（见图 3）。“十三五”期间，重点围绕泡排、柱塞气举、增压气举、速度管柱等技术开展相关研究与现场应用，累计实施 50 余万井次、增产天然气近 200´10⁸  m³，有效推动了天然气产量跨越式增长。

　　（一）泡沫排水采气技术

　　针对传统泡沫排水采气对复杂类型气藏适应性差、成本高、效率低等问题，创新提出了 Gemini 双子表面活性剂作为主剂、接枝修饰后的纳米粒子作为稳泡剂、添加特征助剂以适应不同类型气藏“三位一体” 的研发理念[20]，突破纳米稳泡剂稳泡机理及制备工艺，开发出适应不同工况的高效泡排剂产品， 总体耐温160 ℃，耐矿化度 250 000 mg/L，抗凝析油 40%，抗H2S 为 100 mg/L，抗 CO2 为 100%。创新融合物联网、云服务等技术，研制了集在线数据自采集、自分析、自控制于一体的泡排剂集群加注装备，可 1 泵对 8 井协同作业与在线实时优化，人工工作量下降 80%。已在中国石油推广应用 2 万多井次，累计增产天然气近5´10⁸  m³，综合效益增加 30%以上。

（二）热柱塞气举排水采气技术

　　随着部分气田进入开发中后期，低产气井迅速增加，效益生产面临严峻挑战。柱塞气举具有工艺简单、设备自动化程度高、成本低等特点，是低产小水量气井的首选工艺之一。“十三五”期间，针对柱塞气举工具不配套、成本高、自动化程度低等问题开展了持续攻关，完善配套了 10 余种井下系列柱塞工具，研制了井口一体化控制装置与远程管控平台[21]，成本较进口工具降低了 50%以上，为大规模推广创造了条件，在中国石油累计应用近 5 000 口井，井均日增气超 1 000 m³， 已成为致密气、页岩气的主体排水采气工艺。突破了水平井接力柱塞气举、50.8 mm（2 in）连续油管+节流器+柱塞气举完井采气一体化等技术，为水平井排水采气、气井全生命周期高效低成本采气探索了新方向。

　　（三）速度管柱排水采气

　　速度管柱排水采气具有不压井作业、施工周期短、不污染产层、后期无需维护等优点。对产气量大于5 000  m3/d  且保持长期稳定的井具有良好的增产效果与经济效益。“十三五”期间重点围绕连续油管与配套装备国产化、选井及优化设计地质工程一体化等方面开展工作，形成了 CT7-CT110 规格的等壁厚、变壁厚的连续油管及配套的作业装备，尺寸从 25.4 mm（1 in） 到 88.9 mm（3.5 in），最大下深可达 8 000 m。建立了 “地质、试气、动态、工艺”一体化的选井标准与设计方法，大幅提升了速度管柱的应用效果，有效率达91.6%。在中国石油累计推广应用 600 多口井，累计增产天然气近 15´10⁴ m3。

　　（四）气举排水采气技术

　　气举具有排液范围广、井型受限少等特点，是大水量排水采气的首选工艺之一。“十三五”期间，针对深层气井气举工具不成熟、边底水气田气举规模强排技术不配套等问题开展重点攻关，成功研发了深层高压气举阀等系列配套工具，气举阀抗外压达 90 MPa、同心工作筒耐温 150 ℃，为深层气井气举提供了工具保障。攻关形成了气举气集中增压、单井制度协同优化、注气自动控制等技术，构建了总站取气增压、小站分区配气、单井连续气举为工艺特征的边底水气田集中增压气举强排技术，在青海涩北气田规模应用 300 多口井，平均积液高度由250 m 降至27 m，年增产天然气近5108 m3，有效保障了水侵气田的连续稳产与提高采收率。

　　五、井下作业技术

　　“十三五”期间，井下作业技术以支撑老油田盘活存量资产、提高单井产量，新区满足新型开发需求为目标，加快新技术开发和工艺升级换代，在油水井总数不断攀升前提下，实现作业总量稳中有降，为油气田安全生产、平稳运行提供有力技术保障。带压作业实施 6 310 口井，减少注入水排放 424.9´10⁴  m3，提前恢复注水 554.1´10⁴  m3，增产原油 23.8´10⁴  t，增产天然气 26.4´10⁴  m3，创效 6.2 亿元，成为绿色减排的重要手段。

（一）带压作业技术

　　带压作业是在不压井条件下，利用专用设备进行井下施工的新型作业方式。该技术能有效缩短作业工期、最大程度减少储集层污染，有效实现油气井产能最大化，同时减少废液排放对环境的影响，大幅降低施工成本，是一种高效、安全、环保的作业方式。可广泛用于欠平衡钻井、侧钻、小井眼钻井、完井、射孔、试油、测试、酸化、压裂等作业。该技术在国外已经发展得非常成熟，在北美 90%以上油气井推广应用。国内起步较晚，“十三五”期间开展技术攻关，取得多项重要进展。研发形成辅助式和独立式两大系列油水井带压作业机[23]，配套形成机械式和化学式两大类管内堵塞技术，具备了 35 MPa 油水井带压作业能力。研制了国产气井带压作业机，研发智能可视化井口、数据采集系统等关键技术，实现井内工具接箍自动探测、施工参数远传及安全预警等功能，具备了 50 MPa 气井带压完井、35 MPa 油水井带压修井能力。2020 年带压作业实施 6 310 口井，减少注入水排放 424.9´10⁴ m3，提前恢复注水 554.1´10⁴ m3，增产原油 23.8´10⁴t，增产天然气 26.4´10⁴ m3，创效 6.2 亿元，成为绿色减排的重要手段。

　　（二）连续管作业技术

　　连续管作业可广泛用于钻井、完井、采油、采气及修井等领域。与传统作业方式相比，该技术具有效率高、工期短、储集层伤害小、施工成本低、成功率高、安全环保等突出特点。连续管作业核心技术长期被美国垄断。科研人员经过多年自主研发和专项推广， 实现连续管制造、作业装备、井下工具和工艺技术等核心技术重大突破，满足国内市场需求的同时，大力拓展海外油气田技术服务。通过自主攻关研制了车装、撬装连续管作业系列装备[24]，研发了 4 大类 90 余种专用工具，开发了监测预警与评估软件，形成连续管完井、快速修井、储集层改造、试油测试等工艺技术。50.8 mm（2 in）连续管最大作业能力达到 8 100 m，完全替代进口。2020 年实施连续管作业 4 110 井次，增油 5.74×104 t，增气 138×10⁴ m3，增注 12×10⁴ m3，与常规作业方式相比，提高作业效率 3～4 倍。

　　（三）清洁作业技术

随着新环保法的颁布实施，油气田开发环保问题的性质由“违规”上升为“违法”，加强环保问题综合治理刻不容缓。针对作业施工过程中溢流造成的环境污染这一油气田生产中最普遍、也是最难根治的问题， 攻关形成井筒内杆管清洗、井口集液回收等清洁作业技术，实现了作业过程井口不出液、出液不污染，为井下作业绿色环保施工提供了技术保障。2020 年完成清洁作业 18.55×10⁴ 井次，减少固体废弃物 8.64×10⁴ t， 减少废液运输处理 83.3×10⁴ m3，在环境敏感地区实现了 100%覆盖，总体覆盖率达到 90%。

　　（四）自动化修井技术

　　传统修井作业由于设备简陋，自动化程度低，导致劳动强度大、生产效率低、安全性差，由气动卡瓦、油管输送机等机械化装置组成的自动化修井装备可以有效解决以上问题，近年来受到国内外油气田管理者的广泛关注。“十三五”期间，国产自动化修井机及配套工具性能得到进一步提升，大修、小修、带压作业自动化已进入现场试验，班组作业人员由 5～7 人减少到3 人，工作效率与人工相当，大幅度降低工人劳动强度， 延长一线工人工作年龄，安全环保水平显著提高。

引用格式：郑新权, 师俊峰, 曹刚, 杨能宇, 崔明月, 贾德利, 刘合. 采油采气工程技术新进展与展望[J]. 石油勘探与开发, 0, (): 20220609-20220609.

原文链接