蔡萌

中國石油大慶油田有限責(zé)任公司采油工程研究院

大慶油田投入生產(chǎn)開發(fā)60多年來，歷經(jīng)了快速上產(chǎn)、3個(gè)不同時(shí)期的5 000萬t穩(wěn)產(chǎn)、4 000萬t穩(wěn)產(chǎn)、3 000萬t高質(zhì)量穩(wěn)產(chǎn)等六大開發(fā)階段，采油工程系統(tǒng)緊密結(jié)合油田開發(fā)戰(zhàn)略調(diào)整和不同開發(fā)階段需求，加強(qiáng)科研攻關(guān)與技術(shù)配套，針對長垣水驅(qū)、三次采油、外圍油田等不同領(lǐng)域，形成了以分層注采、人工舉升、增產(chǎn)改造、套損井治理和清潔化作業(yè)為核心的“五位一體”技術(shù)系列，在大慶油田高水平、高效益開發(fā)乃至中國石油工業(yè)發(fā)展中做出貢獻(xiàn)。

1 采油工程主體技術(shù)發(fā)展歷程

1.1 快速上產(chǎn)階段（1960-1975年）

在針對早期籠統(tǒng)注水中暴露出“注水3年，水淹一半，采收率不到5%”的問題，采油工程發(fā)展了以水力擴(kuò)張式封隔器、活動(dòng)式空心配水器為代表的分層注水工藝技術(shù)，經(jīng)過“101～444”分層配水會(huì)戰(zhàn)，逐步形成了 以分層注水、分層采油、分層測試、分層改造、分層研究、分層管理和分層注水量清、分層采油量清、分層產(chǎn)水量清、分層壓力清為主要內(nèi)容的“六分四清”新工藝［1］，并在油田大面積推廣應(yīng)用。對認(rèn)識(shí)非均質(zhì)多油層砂巖油田注水開發(fā)特點(diǎn)，充分發(fā)揮主力油層作用，保證油田快速上產(chǎn)，提供了有效的技術(shù)手段。

1.2 5 000萬t第1個(gè)穩(wěn)產(chǎn)階段（1976-1985年）

這10年中，為放大生產(chǎn)壓差，大幅提高油田產(chǎn)液量，開采方式逐步由自噴采油轉(zhuǎn)為機(jī)械采油，同時(shí)開展了以層系細(xì)分為主的一次加密調(diào)整。采油工程形成了抽油機(jī)井和電泵井機(jī)采配套采油技術(shù)，規(guī)模應(yīng)用以壓縮式可洗井封隔器、偏心配水器為核心的分層注水技術(shù)，發(fā)展了以限流法壓裂完井技術(shù)為代表的機(jī)采條件下的分層改造技術(shù)，有效支撐了5 000萬t第1個(gè)10年穩(wěn)產(chǎn)。

1.3 5 000萬t第2個(gè)穩(wěn)產(chǎn)階段（1986-1995年）

油田進(jìn)入中含水階段后，不同區(qū)塊、井網(wǎng)和井點(diǎn)的含水存在較大差異，實(shí)施了“穩(wěn)油控水”系統(tǒng)工程，開展了以井網(wǎng)加密為主的二次加密調(diào)整。發(fā)展應(yīng)用了同心集成注水、細(xì)分機(jī)械堵水、多層封竄和化學(xué)調(diào)剖技術(shù)，減緩了層間矛盾，控制了油井含水上升；發(fā)展應(yīng)用投球法多裂縫壓裂技術(shù)，解決了加密井薄差油層壓裂改造難題，為“穩(wěn)油控水”目標(biāo)實(shí)現(xiàn)提供了可靠的技術(shù)支撐。

1.4 5 000萬t第3個(gè)穩(wěn)產(chǎn)階段（1996-2002年）

經(jīng)過長期高速、高效開采，大慶油田主力油層綜合含水高、采出程度高，為提高采收率，從1996年開始工業(yè)化應(yīng)用聚合物驅(qū)。針對水驅(qū)挖潛、聚合物驅(qū)配套、外圍低滲有效開發(fā)、套損井治理等問題，發(fā)展形成了水驅(qū)橋式偏心分層注入配套技術(shù)［2］，聚合物驅(qū)分層注入和螺桿泵采油配套工藝技術(shù)，外圍薄差儲(chǔ)層分層改造技術(shù)，解卡打撈、整形加固、取換套管等套損井治理技術(shù)，為在高含水后期繼續(xù)保持穩(wěn)產(chǎn)提供了堅(jiān)實(shí)的技術(shù)支撐。

1.5 4 000萬t持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)階段（2003-2014年）

經(jīng)過27年5 000萬t高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)，大慶油田儲(chǔ)采失衡矛盾日益突出，水驅(qū)含水上升和自然遞減控制難度增大，三次采油規(guī)模進(jìn)一步加大，外圍加快上產(chǎn)步伐。這一時(shí)期采油工程形成了多級(jí)細(xì)分注水、高效測調(diào)以及多種調(diào)剖堵水技術(shù)為主的水驅(qū)剩余油挖潛技術(shù)，發(fā)展了聚合物驅(qū)、三元復(fù)合驅(qū)分注技術(shù)及清防垢舉升技術(shù)［3］，研發(fā)了外圍低滲透儲(chǔ)層分段壓裂及大規(guī)模壓裂改造技術(shù)，完善應(yīng)用了系列機(jī)采井節(jié)能降耗技術(shù)，產(chǎn)量遞減得到有效控制，支撐了4 000萬t連續(xù)12年穩(wěn)產(chǎn)，也為百年油田目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)奠定了科技基礎(chǔ)。

1.6 3 000萬t高質(zhì)量穩(wěn)產(chǎn)階段（2015年至今）

進(jìn)入新的歷史時(shí)期，圍繞油田原油3 000萬t高質(zhì)量穩(wěn)產(chǎn)大局，采油工程圍繞“穩(wěn)定長垣，攻堅(jiān)外圍，突破頁巖油”發(fā)展主線，在長垣水驅(qū)控水提效、三次采油降本增效、外圍油田有效開發(fā)、人工舉升節(jié)能降耗等領(lǐng)域開展系列攻關(guān)，研發(fā)了以智能分層注采為代表的特高含水期精細(xì)挖潛配套技術(shù)［4］，以低滲透、致密油為主的非常規(guī)資源有效動(dòng)用、挖潛增效配套技術(shù)，以化學(xué)驅(qū)全過程一體化分注、化學(xué)驅(qū)提質(zhì)增效、聚驅(qū)后提高采收率為主的三次采油工程配套技術(shù)，以超長沖程和不停機(jī)間抽為主機(jī)采節(jié)能技術(shù)，初步形成了頁巖油增產(chǎn)改造技術(shù)，取得了一批里程碑式的成果，牢牢把握住高質(zhì)量發(fā)展的主動(dòng)權(quán)，為大慶油田高質(zhì)量的發(fā)展提供了技術(shù)保障。

2 目前主體技術(shù)現(xiàn)狀

針對油田不同開發(fā)階段矛盾與需求，采油工程堅(jiān)持問題導(dǎo)向、需求導(dǎo)向、目標(biāo)導(dǎo)向，圍繞“轉(zhuǎn)化一批、研發(fā)一批、探索一批”工作思路，深入貫徹落實(shí)油田發(fā)展綱要，加快成熟技術(shù)推廣，推進(jìn)新技術(shù)研發(fā)，在長垣水驅(qū)、三次采油、外圍油田、頁巖油開發(fā)、人工舉升、修井及清潔化作業(yè)領(lǐng)域形成了以多級(jí)細(xì)分注水及高效測調(diào)技術(shù)［5］、化學(xué)驅(qū)全過程一體化分注、等壁厚螺桿泵、水平井大規(guī)模體積壓裂、大修及清潔化作業(yè)等為代表的16大主體技術(shù)，為油田高質(zhì)量發(fā)展和創(chuàng)建百年油田打下了堅(jiān)實(shí)的基礎(chǔ)。

2.1 長垣水驅(qū)控水提效領(lǐng)域

大慶油田針對不同階段開發(fā)需求，發(fā)展了相應(yīng)的分層注水技術(shù)，目前多級(jí)細(xì)分及高效測調(diào)、智能分注、精控壓裂技術(shù)已規(guī)?；瘧?yīng)用。

2.1.1 攻關(guān)完善分層注水技術(shù)，實(shí)現(xiàn)高效精準(zhǔn)挖潛

針對不同階段開發(fā)需求，共發(fā)展了4代分層注水技術(shù)，目前以多級(jí)細(xì)分和高效測調(diào)技術(shù)為核心的第3代分層注水技術(shù)已規(guī)?；瘧?yīng)用，分層段數(shù)提高到7段以上，最小卡距0.7 m，最小隔層厚度0.5 m，實(shí)現(xiàn)了驗(yàn)封及測調(diào)工藝的電纜控制、地面直讀，7段井平均測調(diào)時(shí)間由7 d縮至3.9 d?！笆濉逼陂g，5層段以上井累計(jì)應(yīng)用9 515口井，已成為水驅(qū)分注主體技術(shù)。攻關(guān)形成的第4代分層注水技術(shù)--智能分層注水技術(shù)［6］已基本成熟，其集監(jiān)測、控制、通信于一體，實(shí)現(xiàn)了注水井分層流量、壓力等參數(shù)的遠(yuǎn)程連續(xù)監(jiān)測、實(shí)時(shí)調(diào)控，并在中石油首次實(shí)現(xiàn)了預(yù)置電纜智能分注技術(shù)完全自主研發(fā)。共建設(shè)6個(gè)示范區(qū)，現(xiàn)場應(yīng)用503口井，最長運(yùn)行時(shí)間5年，單層成本由4.1萬元降至2.5萬元，7段井測調(diào)時(shí)間由3.9 d降至1 h以內(nèi)，注水合格率長期保持90%以上，實(shí)現(xiàn)了數(shù)據(jù)實(shí)時(shí)反饋、方案快速調(diào)整，為精細(xì)注水向精準(zhǔn)注水跨越提供了技術(shù)支持。

2.1.2 迭代升級(jí)分層采油技術(shù)，助力油藏均衡動(dòng)用

針對不同時(shí)期特點(diǎn)，發(fā)展形成了4代分層采油技術(shù)，通過分層產(chǎn)量有效控制與動(dòng)態(tài)調(diào)整，解決了階段性生產(chǎn)矛盾?！笆濉逼陂g，推廣應(yīng)用了壓電開關(guān)調(diào)層和過環(huán)空分層配產(chǎn)2套精細(xì)分層采油技術(shù)［7］，實(shí)現(xiàn)了分層產(chǎn)量測試、調(diào)整以及分層壓力、含水等實(shí)時(shí)監(jiān)測，滿足了6層以上“測、調(diào)、控”一體化細(xì)分開采需求，現(xiàn)場累計(jì)應(yīng)用786口井，平均單井日降液26.3 m3，含水下降0.8%；攻關(guān)形成濕對接式纜控智能分層采油技術(shù)，初步實(shí)現(xiàn)了井下分層流量、壓力等參數(shù)的連續(xù)監(jiān)測及產(chǎn)量實(shí)時(shí)調(diào)控?，F(xiàn)場試驗(yàn)57口井，平均控/堵水層段1.8個(gè)，平均單井日降液18.6 m3、含水下降1.38%，工藝管柱壽命最長達(dá)2年，為各生產(chǎn)層段合理控制及均衡動(dòng)用提供了技術(shù)手段，為油田進(jìn)一步深度挖潛提供技術(shù)支持。

2.1.3 攻關(guān)同井注采技術(shù)，探索水驅(qū)穩(wěn)產(chǎn)新途徑

同井注采技術(shù)可將采出液在井下進(jìn)行油水分離［8］，在同一井筒內(nèi)同時(shí)采出與注入；由于注采井點(diǎn)增加，同井注采技術(shù)可以擴(kuò)大波及體積，提升油層動(dòng)用程度；在不鉆新井的情況下，注采井?dāng)?shù)增加1倍，區(qū)塊產(chǎn)量大幅增加；可以使含水98%及以上的井無需陸續(xù)關(guān)停，持續(xù)有效生產(chǎn)，實(shí)現(xiàn)四次采油；已關(guān)停井復(fù)產(chǎn)，提高采收率；使舉升至地面液量降低90%以上，減少產(chǎn)出水地面輸送及處理成本，降低生產(chǎn)能耗。沉降式井下油水分離同井注采工藝技術(shù)完成2個(gè)先導(dǎo)性區(qū)塊共33口井試驗(yàn)，平均單井液量下降94.5%，產(chǎn)油量基本保持不變；水油比下降95.2%；地下回注注水單耗與常規(guī)注水相比降低83%；平均井下管柱工作壽命超過1.5年。旋流式井下油水分離同井注采工藝技術(shù)累計(jì)開展27口試驗(yàn)井［9］，平均免修期524 d，在產(chǎn)油量基本未發(fā)生下降的條件下，產(chǎn)液量下降74.2%，含水率下降4.98%，地面采出水量累計(jì)減少4.3×104m3，階段累計(jì)增油3 518 t。

2.1.4 創(chuàng)新研發(fā)多種壓裂技術(shù)，深挖老區(qū)剩余油潛力

(1) 薄差儲(chǔ)層直井精控壓裂技術(shù)［10］。針對長垣二、三次加密的物性差、連通差、采出程度低、常規(guī)工藝壓裂后不能建立有效驅(qū)替的表內(nèi)薄差層及表外儲(chǔ)層，形成了油水井精控壓裂工藝。平面上依據(jù)不同砂體連通及注采對應(yīng)關(guān)系，形成3套工藝控制方法；縱向上根據(jù)儲(chǔ)隔層發(fā)育特征建立了以難壓層預(yù)測、縫間干擾、穿透比優(yōu)化、排量設(shè)計(jì)為核心的壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)方案，實(shí)現(xiàn)薄差儲(chǔ)層砂體的有效控制。

配套研發(fā)了精控壓裂工藝管柱，改進(jìn)完善精控壓裂技術(shù)，最小卡距由3 m縮小到1.2 m，單趟管柱壓裂段數(shù)15段，單井加砂規(guī)模400 m3，施工周期由4 d降至1.5 d。同時(shí)針對部分套損井研發(fā)了小直徑套損井多層細(xì)分壓裂工藝，滿足修復(fù)后?104 mm以上井徑套損井細(xì)分壓裂，單趟管柱可壓裂11段。該工藝技術(shù)在大慶長垣二、三次加密儲(chǔ)層累計(jì)施工168個(gè)井組437口井，井組平均累計(jì)增油1 960 t，是常規(guī)工藝的4倍，階段累計(jì)增油64.8萬t。

(2) 壓驅(qū)工藝技術(shù)。針對長垣三類儲(chǔ)層斷層遮擋、井點(diǎn)孤立、井網(wǎng)控制差，不易實(shí)現(xiàn)油水井對應(yīng)精控壓裂，導(dǎo)致儲(chǔ)量不能有效動(dòng)用的問題，通過改變驅(qū)替方式，由井間驅(qū)替變?yōu)榱芽p與基質(zhì)間驅(qū)替，創(chuàng)新發(fā)展了壓裂驅(qū)油的理念和配套工藝技術(shù)［11］，確定了配液及作業(yè)模式，形成壓裂-補(bǔ)能-洗油-驅(qū)替的增產(chǎn)模式，實(shí)現(xiàn)擴(kuò)大波及體積、快速補(bǔ)充能量、提高驅(qū)油效率。現(xiàn)場累計(jì)試驗(yàn)158口井，壓后單井日增油可達(dá)7.8 t，階段累計(jì)增油達(dá)33.43萬t，階段采收率提高7.5%，預(yù)計(jì)最終壓裂投入產(chǎn)出比達(dá)到1∶3以上。

2.2 三次采油降本增效領(lǐng)域

面對開發(fā)對象由一類油層轉(zhuǎn)向二類油層，儲(chǔ)層品質(zhì)變差、穩(wěn)產(chǎn)難度大的問題，堅(jiān)持“效果與效益并重，技術(shù)與管理并舉”，攻關(guān)了清防垢舉升、復(fù)合驅(qū)深度調(diào)剖等技術(shù)，扎實(shí)推進(jìn)了提質(zhì)增效工作。

2.2.1 配套化學(xué)驅(qū)高效測調(diào)技術(shù)，滿足分注需要

“十三五”期間，結(jié)合聚合物驅(qū)全過程一體化和三元復(fù)合驅(qū)分質(zhì)分壓技術(shù)的優(yōu)點(diǎn)，攻關(guān)形成了化學(xué)驅(qū)全過程一體化分注技術(shù)［12］，統(tǒng)一定型了分注工具，實(shí)現(xiàn)規(guī)?；瘧?yīng)用?，F(xiàn)場累計(jì)應(yīng)用10 224口井，平均單井分注層段達(dá)到2.74個(gè)，分注率接近60%，與“十二五”末相比，分注率提高3.26%。

配套的電動(dòng)直讀測調(diào)技術(shù)［13］，實(shí)現(xiàn)了流量、壓力等生產(chǎn)數(shù)據(jù)在線直讀，通過電動(dòng)直讀測調(diào)儀對井下可調(diào)堵塞器進(jìn)行實(shí)時(shí)調(diào)節(jié)，無需反復(fù)投撈更換節(jié)流元件，一次下井完成全井測調(diào)?，F(xiàn)場累計(jì)應(yīng)用2 000井次，可調(diào)層段測試合格率91.6%，3～5層段分注井平均測調(diào)時(shí)間由5.2 d縮至2.5 d，比常規(guī)測調(diào)效率提高1倍以上。

2.2.2 升級(jí)清防垢一體舉升技術(shù)，延長檢泵周期

由于三元復(fù)合體系中堿的存在，機(jī)采井因結(jié)垢頻繁卡泵、斷桿。針對油井連續(xù)生產(chǎn)時(shí)間短、維護(hù)成本高等問題，研發(fā)形成了以“結(jié)垢預(yù)測、物理耐垢、化學(xué)防垢、清垢解卡”為核心的綜合防垢舉升工藝技術(shù)體系［14］，強(qiáng)堿區(qū)塊機(jī)采井檢泵周期由“十二五”末的365 d延長到476 d以上，弱堿區(qū)塊機(jī)采井檢泵周期由“十二五”末的436 d延長到564 d，實(shí)現(xiàn)了復(fù)合驅(qū)機(jī)采井長期連續(xù)生產(chǎn)。

2.2.3 完善剖面調(diào)整技術(shù)，助力三元驅(qū)提質(zhì)增效

(1) 化學(xué)驅(qū)調(diào)堵技術(shù)。針對部分井注入液竄流、低效無效循環(huán)嚴(yán)重的問題，研發(fā)了系列適合水驅(qū)、化學(xué)驅(qū)的調(diào)堵劑體系，建立了選井選層、方案優(yōu)化方法，滿足不同開發(fā)方式、不同地質(zhì)條件的調(diào)堵需求。現(xiàn)場累計(jì)應(yīng)用879口井，調(diào)剖后壓力升幅2.2 MPa，平均含水下降3.9%，非調(diào)剖層段吸液比例上升17.3%，連通油井累計(jì)增油61.7萬t。

自主研發(fā)了化學(xué)驅(qū)后低初始黏度可控凝膠調(diào)堵劑［15］，初始黏度小于10 mPa · s時(shí)，成膠時(shí)間為30～70 d可調(diào)，成膠黏度2 500 mPa · s以上，調(diào)堵半徑可達(dá)70 m以上，實(shí)現(xiàn)了油層深部優(yōu)勢滲流通道的有效封堵。持續(xù)跟蹤了26注26采區(qū)塊調(diào)堵現(xiàn)場試驗(yàn)，措施后注入壓力上升2.4 MPa，高滲透層吸液比例從62.4%下降到20.8%，目前后續(xù)高濃度注入0.411 PV，提高采收率2.97%，預(yù)測最終提高采收率8.15%。技術(shù)成果已轉(zhuǎn)讓化工有限公司進(jìn)行工業(yè)化生產(chǎn)，產(chǎn)品性能滿足技術(shù)指標(biāo)要求，具備年生產(chǎn)能力3萬t，為“十四五”期間大規(guī)模堵調(diào)區(qū)塊現(xiàn)場應(yīng)用奠定基礎(chǔ)，助力聚驅(qū)后油藏大幅度挖潛剩余油。

研發(fā)了適應(yīng)堿性環(huán)境的耐堿顆粒調(diào)剖劑及抗堿多元絡(luò)合凝膠調(diào)剖劑［16］，形成“顆粒+凝膠”段塞組合注入工藝，顆粒段塞充當(dāng)骨架，凝膠段塞填充孔隙，實(shí)現(xiàn)堿性條件下有效封堵。制定了三元驅(qū)調(diào)剖劑及調(diào)剖效果評(píng)價(jià)方法2項(xiàng)企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，建立了三元驅(qū)深調(diào)方案編制模板，應(yīng)用覆蓋率80%以上?，F(xiàn)場試驗(yàn)113口井，平均注入壓力上升1.56 MPa，連通油井平均日增油2.58 t，累計(jì)增油7.9萬t。

(2) 化學(xué)驅(qū)解堵壓裂技術(shù)。針對化學(xué)驅(qū)儲(chǔ)層堵塞機(jī)理復(fù)雜的難題，基于高分子物理、化學(xué)合成等理論，研發(fā)了不返排深部解堵技術(shù)，通過電離平衡和共軛酸鹽水解保持H+活性，pH=5時(shí)溶垢率仍保持60%以上；為防止離子二次沉積，研發(fā)了絡(luò)合保護(hù)劑，對Fe離子、Ca離子的絡(luò)合率分別達(dá)86.6%和59.7%，實(shí)現(xiàn)了注入井深部解堵、殘酸不外排?，F(xiàn)場試驗(yàn)83口井，平均單井日增注量提高100%，有效期由130 d延長至200 d，單井措施費(fèi)用由25萬元降至10萬元以內(nèi)。

針對石英砂運(yùn)移導(dǎo)致裂縫閉合壓裂失效的問題，突破樹脂堿性水解瓶頸問題，研制了低成本耐堿壓裂樹脂砂，形成了化學(xué)驅(qū)石英砂+尾追樹脂砂壓裂固砂工藝，固砂成功率100%，單井固砂藥劑成本降幅達(dá)40.6%，降低了復(fù)合驅(qū)壓裂固砂成本，滿足安全環(huán)保要求?，F(xiàn)場試驗(yàn)50口井，其中注入井3口、采出井47口，采出井累計(jì)增油4.7萬t，注入井累計(jì)增注5 573 m3，措施有效期達(dá)1年以上。

2.3 外圍油田有效開發(fā)領(lǐng)域

面對外圍油田采收率低、低滲透、致密油等非常規(guī)資源動(dòng)用難等問題，攻關(guān)形成了適用不同油藏儲(chǔ)層的增產(chǎn)改造新工藝。

2.3.1 形成分支縫壓裂技術(shù)，助力低滲透降本增效

針對外圍低滲透儲(chǔ)層，常規(guī)壓裂縫控體積有限，加大規(guī)模易溝通鄰井，導(dǎo)致水淹問題，研發(fā)了直井多分支縫壓裂技術(shù)［17］，改變常規(guī)壓裂造單一縫的理念。該技術(shù)通過暫堵方式在主縫兩側(cè)開啟多分支縫，有效增大縫控體積，實(shí)現(xiàn)低滲儲(chǔ)層改造低投入、高產(chǎn)出?，F(xiàn)場試驗(yàn)11個(gè)區(qū)塊310口井，初期單井日增油1.9～4.8 t，階段累計(jì)增油14.8萬t。

2.3.2 攻關(guān)體積壓裂技術(shù)，推動(dòng)致密油效益建產(chǎn)

(1) 直井縫網(wǎng)壓裂技術(shù)［18］。針對致密儲(chǔ)層孔滲條件差、常規(guī)壓裂裂縫波及體積小、產(chǎn)能低、整體采出程度低的問題，研發(fā)了直井縫網(wǎng)壓裂技術(shù)。該技術(shù)通過增大施工排量、控制壓裂液黏度等措施，提高縫內(nèi)凈壓力，從而構(gòu)造復(fù)雜裂縫體系。配套研發(fā)了集射孔、壓裂、帶壓作業(yè)于一體的連續(xù)油管水力噴射環(huán)空加砂分段壓裂管柱，單趟管柱最多壓裂94段，單日壓裂13段，施工排量和加砂量顯著提升，提高了縫網(wǎng)壓裂改造規(guī)模和施工效率?，F(xiàn)場累計(jì)應(yīng)用746口井，單井壓后初期日增油4.5 t，平均單井累計(jì)增油1 410 t，是常規(guī)工藝的5倍以上，階段投入產(chǎn)出比達(dá)1∶1.45。

(2) 水平井壓裂改造技術(shù)。針對致密油橫向不連續(xù)、縱向多薄層，平面上采用強(qiáng)化Ⅰ類、優(yōu)選Ⅱ類布縫原則，縱向穿層壓裂立體動(dòng)用，各項(xiàng)指標(biāo)均達(dá)到體積壓裂2.0標(biāo)準(zhǔn)，有效支撐了致密油效益建產(chǎn)。一是以“提產(chǎn)量、降成本”為目標(biāo)，攻關(guān)形成了以平面密切割、變黏滑溜水、段內(nèi)暫堵、可溶橋塞及連續(xù)油管水力噴射降本為核心的水平井體積壓裂技術(shù)［18］?，F(xiàn)場試驗(yàn)85口井，壓后初期日產(chǎn)油由9.6 t提高到13.1 t，提升36.8%，壓裂施工成本由780萬元降低至680萬元，降低12.8%。二是針對油藏縱向間互發(fā)育多個(gè)薄油層，水平井普遍只鉆遇1～2個(gè)油層，無法鉆遇所有薄油層的難題，大膽轉(zhuǎn)變思維，將薄互層作為1個(gè)厚油層考慮，利用人工裂縫縱向穿透隔層，溝通未鉆遇的多個(gè)薄油層，形成扶余“壓泥找砂”、高臺(tái)子“一縫穿多層”2套技術(shù)，使縱向油層得到立體動(dòng)用。形成的水平井可控穿層壓裂技術(shù)［19］，現(xiàn)場累計(jì)應(yīng)用241口井，有效動(dòng)用儲(chǔ)量2 450萬t，建成產(chǎn)能68.7萬t。

2.4 頁巖油經(jīng)濟(jì)動(dòng)用領(lǐng)域

面對大慶古龍頁巖油開采的復(fù)雜條件帶來的新挑戰(zhàn)，探索攻關(guān)頁巖油開發(fā)采油工程技術(shù)，形成了頁巖油密切割復(fù)合壓裂改造工藝及全生命周期排采舉升工藝設(shè)計(jì)方法。

2.4.1 攻關(guān)壓裂改造技術(shù)，產(chǎn)量規(guī)模取得戰(zhàn)略突破

針對古龍頁巖具有頁理縫發(fā)育、壓裂縱向穿層能力差、垂向-平面滲流能力差異大等特征，從基礎(chǔ)理論研究入手，明確了人工裂縫呈“豐”字型復(fù)雜形態(tài)，改進(jìn)古龍頁巖油復(fù)合體積壓裂技術(shù)［19］，初步攻關(guān)形成古龍頁巖油壓裂增產(chǎn)技術(shù)，為頁巖油取得戰(zhàn)略突破提供技術(shù)支撐。自2020年以來，在古龍地區(qū)部署古頁油平 1、松頁 1HF、松頁 2HF、英頁1H等探井，通過非常規(guī)理念和技術(shù)創(chuàng)新，實(shí)現(xiàn)了產(chǎn)量突破，特別是古頁油平1井大規(guī)模壓裂后自噴，展現(xiàn)了廣闊的資源前景。

通過持續(xù)攻關(guān)完善古龍頁巖油增產(chǎn)改造技術(shù)，創(chuàng)新發(fā)展水平井大規(guī)模復(fù)合壓裂技術(shù)，最大程度提高縫控體積。圍繞“精細(xì)分段、精準(zhǔn)改造、提規(guī)擴(kuò)體、組合支撐”的理念，全面深化大排量+密集布縫+大段多簇+液性組合+多粒徑組合連續(xù)加砂+二氧化碳”為核心的復(fù)合壓裂技術(shù)，結(jié)合三維地質(zhì)模型，通過對射孔、分段、注入液體、砂量等工程參數(shù)開展多方案模擬，優(yōu)化射孔方式、簇間距、砂量、滑溜水比例等參數(shù)，實(shí)現(xiàn)由“段塞加砂”向“連續(xù)加砂”轉(zhuǎn)變；通過建立井間誘導(dǎo)應(yīng)力場模型，明確應(yīng)力場變化情況及井間干擾程度，結(jié)合井組微地震監(jiān)測結(jié)果，優(yōu)化用液強(qiáng)度、胍膠比例及支撐劑用量，尾追大粒徑支撐劑，保證裂縫導(dǎo)流能力及有效支撐，同時(shí)防止支撐劑回流出砂?，F(xiàn)場完成87口井壓裂施工，直井產(chǎn)量翻倍，水平井全部獲得工業(yè)油流，為提交12.68×108t預(yù)測儲(chǔ)量提供了強(qiáng)力保障。

2.4.2 優(yōu)選舉升技術(shù)，保障不同階段排采需求

根據(jù)油藏工程方案產(chǎn)液量和流壓預(yù)測，堅(jiān)持油藏舉升一體化設(shè)計(jì)理念，明確舉升工藝界限和排采對策，形成了滿足頁巖油全生命周期排采需要的舉升工藝選型方法，壓后放噴階段采用自噴方式生產(chǎn)，待地層壓力系數(shù)下降至1.3時(shí)，采用無固相壓井液壓井，進(jìn)行下泵舉升，依據(jù)排量、氣液比等優(yōu)選寬幅電泵或抽油機(jī)，目前累計(jì)應(yīng)用寬幅電泵16口井，抽油機(jī)4口井，最長免修期401 d。

2.5 人工舉升節(jié)能降耗領(lǐng)域

大慶油田老區(qū)和外圍機(jī)采狀況差異較大，為滿足老區(qū)高產(chǎn)液、低檢泵率和外圍低產(chǎn)液、低效率井的高效舉升需求，攻關(guān)形成了系列降本增效技術(shù)。

2.5.1 加大技術(shù)改造應(yīng)用規(guī)模，助力老區(qū)節(jié)能降耗

(1) 永磁半直驅(qū)抽油機(jī)采油技術(shù)。為提高傳動(dòng)效率、降低維護(hù)工作量和綜合費(fèi)用、減少安全隱患點(diǎn)，研制了永磁半直驅(qū)電機(jī)，替代常規(guī)電機(jī)和皮帶，提高了設(shè)備運(yùn)行和管理效率。目前現(xiàn)場在用900口井，系統(tǒng)效率由28%提至30.1%，節(jié)電率14%，年節(jié)約皮帶費(fèi)用130.42萬元，減少皮帶調(diào)整與更換的工作量8 730井次，年節(jié)約電費(fèi)416萬元。

(2) 塔架式抽油機(jī)采油技術(shù)。塔架式抽油機(jī)改變了常規(guī)游梁式抽油機(jī)的平衡方式，取消了四連桿傳動(dòng)機(jī)構(gòu)［20］，傳動(dòng)效率更高、更節(jié)能?，F(xiàn)場應(yīng)用654口井，平均日產(chǎn)液42 m3，與措施前相比，裝機(jī)功率由37 kW降至22 kW，系統(tǒng)效率由24.24%提高到32.11%，節(jié)電率24.56%，年節(jié)約電費(fèi)576.8萬元。

(3) 等壁厚螺桿泵采油技術(shù)。創(chuàng)新研制了等壁厚定子螺桿泵、雙繞組回饋電機(jī)直驅(qū)裝置。通過對結(jié)構(gòu)和型線持續(xù)優(yōu)化，螺桿泵性能實(shí)現(xiàn)了2次提升，運(yùn)行扭矩大幅下降，安全性能有效提升。累計(jì)現(xiàn)場應(yīng)用4 102口井，檢泵周期863 d，與常規(guī)泵相比，泵效提高10.1%，系統(tǒng)效率35.2%，提高5.1%，節(jié)電率12.8%，滿足了不同產(chǎn)量、不同驅(qū)替方式油井舉升需求，已成為常規(guī)螺桿泵換代技術(shù)。

2.5.2 推廣應(yīng)用新型節(jié)能技術(shù)，加快外圍提產(chǎn)增效

(1)不停機(jī)間抽采油技術(shù)。針對人工間抽井工作制度不合理、人工啟停工作量大等問題，形成了不停機(jī)間抽技術(shù)。不改變抽油機(jī)原有設(shè)備，采用連續(xù)整周運(yùn)行與曲柄小幅度往復(fù)擺動(dòng)運(yùn)行的模式［21］，將長時(shí)間停機(jī)的常規(guī)間抽工藝改變?yōu)榍鷶[動(dòng)、井下泵停抽的不停機(jī)短周期間抽工藝。現(xiàn)場累計(jì)應(yīng)用6 949口井，運(yùn)行時(shí)間平均減少了37.5%，系統(tǒng)效率提高3.8%，節(jié)電率提高22%。

(2)超長沖程抽油機(jī)采油技術(shù)。采用柔性光桿和超長沖程抽油泵組合形式，通過電機(jī)直驅(qū)滾筒正、反轉(zhuǎn)，帶動(dòng)柔性光桿、井下抽油桿及抽油泵上下往復(fù)運(yùn)動(dòng)，完成整個(gè)采油過程，實(shí)現(xiàn)了“超長沖程，超低沖次”的舉升理念。與常規(guī)抽油機(jī)相比，具有系統(tǒng)效率高、檢泵周期長、管理效率高等技術(shù)優(yōu)勢。現(xiàn)場試驗(yàn)430口井，平均沖程49.2 m、沖次4.2次/h，泵效由33.6%提高到64.5%，系統(tǒng)效率由13.6%提高到20.7%，節(jié)電率提高53.0%。

(3)電潛柱塞泵采油技術(shù)。針對定向井桿管偏磨嚴(yán)重、低洼地區(qū)雨季影響生產(chǎn)、管理難度大等問題，攻關(guān)了電動(dòng)潛油柱塞泵采油技術(shù)，滿足了日產(chǎn)液≤10 m3、揚(yáng)程3 000 m的舉升需求。現(xiàn)場在用142口井，平均檢泵周期639 d，最長1 345 d，平均免修期720 d，最長1 451 d，與同排量抽油機(jī)相比節(jié)電率33.4%。示范區(qū)91口井年節(jié)電133×104kW · h，節(jié)省費(fèi)用84萬元，年節(jié)省維護(hù)成本45.5萬元。

2.5.3 持續(xù)加強(qiáng)管理優(yōu)化參數(shù)，井筒治理高效規(guī)范

從檢泵原因分析入手，以桿斷、管斷、雙漏和偏磨為主要治理方向［22］，通過技術(shù)優(yōu)化，形成了5大類24項(xiàng)針對性治理措施，保證了井筒治理效果。在抽油機(jī)上，通過加強(qiáng)扶正器優(yōu)化、抽油泵間隙優(yōu)化、抽吸參數(shù)優(yōu)化等成熟技術(shù)應(yīng)用，創(chuàng)新使用碳纖維連續(xù)抽油桿、超長沖程抽油機(jī)等新型技術(shù)，抽油機(jī)井檢泵率21.31%，較“十三五”初期降低了4.84%。在螺桿泵井工藝優(yōu)化方面，以降低作業(yè)成本、提高洗井質(zhì)量、增加舉升揚(yáng)程為目標(biāo)，從提高洗井能力、優(yōu)化管柱設(shè)計(jì)2個(gè)維度進(jìn)行治理，通過扶正器優(yōu)化布置、應(yīng)用等壁厚泵、優(yōu)化熱洗參數(shù)等手段，螺桿泵井檢泵率19.47%，較“十三五”初期降低了12.83%。持續(xù)強(qiáng)化管理提升，認(rèn)真落實(shí)重預(yù)防、重落實(shí)、重優(yōu)化、重執(zhí)行、重監(jiān)督的“五重”管理理念，實(shí)現(xiàn)了井筒治理全過程規(guī)范高效。

2.6 修井及清潔化作業(yè)領(lǐng)域

按照《中國石油天然氣股份有限公司關(guān)于推進(jìn)“油公司”模式改革的指導(dǎo)意見》，圍繞“施工操作機(jī)械化、主機(jī)裝備電驅(qū)化、設(shè)施功能集約化、施工作業(yè)清潔化”的配備模式以及“井液不出井、出井不落地、落地不污染”的綠色作業(yè)要求，攻關(guān)形成了系列修井作業(yè)技術(shù)。

2.6.1 攻關(guān)套損井修復(fù)技術(shù)，治理成功率顯著提高

(1)疑難井綜合治理技術(shù)。針對多點(diǎn)錯(cuò)斷、局部彎曲及吐砂吐巖等嚴(yán)重套損井，突破傳統(tǒng)模式，攻關(guān)形成核心治理技術(shù)系列，為套損區(qū)治理提供了新的技術(shù)手段。一是引進(jìn)高分辨率魚頭探視和超小直徑三維成像檢測技術(shù)，實(shí)現(xiàn)套損形態(tài)判斷由平面向立體轉(zhuǎn)變?，F(xiàn)場應(yīng)用22口井，為精準(zhǔn)實(shí)施打通道工藝技術(shù)提供了技術(shù)參考。二是創(chuàng)新恒定鉆壓扶正磨銑、水力噴射和液壓大角度磨銑3項(xiàng)打通道技術(shù)，現(xiàn)場試驗(yàn)62口井，成功46口井，成功率由37.2%提高到76.6%。三是形成連續(xù)管控壓和常規(guī)管柱泄壓2種沖砂方式，吐砂井治理能力不斷提升?，F(xiàn)場試驗(yàn)23口井，成功19口，成功率由20%提至82.6%，施工周期由25 d縮短至17 d。四是研發(fā)了新型套銑鉆頭和修井液體系，優(yōu)化鉆具組合和施工參數(shù)，創(chuàng)新應(yīng)用“生根找魚”和“擴(kuò)徑收魚”工藝方法，現(xiàn)場施工43口井，成功率提高4.7%，單井周期縮短3.53 d，實(shí)現(xiàn)降本865萬元。

(2)水平井修井技術(shù)。圍繞水平井落物卡阻、長井段砂卡、輕微變形等問題，攻關(guān)形成3項(xiàng)技術(shù)，保障了水平井產(chǎn)能恢復(fù)。一是研究形成液壓增力、高頻震擊、高效套銑3項(xiàng)解卡打撈技術(shù)，解決了水平段復(fù)雜落物打撈、工具管柱卡阻等難題，提高了水平井解卡打撈能力，應(yīng)用63口井，成功率100%。二是針對水平井彎曲段和水平段內(nèi)的不規(guī)則復(fù)雜落物、完井附件及水泥塞等在鉆、磨、銑施工中存在磨銑效率低、易磨出管外、易傷套管的問題，研制了專用配套工具，形成了復(fù)合驅(qū)和連續(xù)油管馬達(dá)驅(qū)等2項(xiàng)工藝技術(shù)?，F(xiàn)場應(yīng)用45口井，成功率100%，鉆磨銑最長井段達(dá)119.0 m。三是研究形成正反結(jié)合沖砂工藝，利用常規(guī)和連續(xù)管2套管柱，配套大扭矩馬達(dá)、旋流沖砂工具和高黏度修井液體系，解決了沖砂無進(jìn)尺和卡管柱難題，應(yīng)用25口井，成功率100%。

2.6.2 推廣清潔化作業(yè)技術(shù)，實(shí)現(xiàn)全面覆蓋

(1)井筒防噴技術(shù)。針對油水井作業(yè)過程中井液出井污染環(huán)境的問題，攻關(guān)注采井防噴控制技術(shù)系列，突破二次防噴技術(shù)關(guān)鍵，全面覆蓋了注水井、抽油機(jī)、螺桿泵、電泵井井型，實(shí)現(xiàn)了起下桿管全過程油管、套管防噴；創(chuàng)新常規(guī)措施防噴控制技術(shù)，攻克壓裂、射孔后防噴技術(shù)難題，實(shí)現(xiàn)壓裂及射孔后安全、環(huán)?？焖偻懂a(chǎn)；形成了16項(xiàng)井筒溢流控制技術(shù)，滿足了注水、采油、壓裂、射孔等全過程環(huán)保作業(yè)需求，年應(yīng)用1.2萬井次，覆蓋率達(dá)到72.8%。

(2)地面控制技術(shù)。針對桿管地面蒸汽刺洗過程中產(chǎn)生廢液落地污染環(huán)境的問題，一是攻關(guān)形成了桿管在線清洗技術(shù)[23]，實(shí)現(xiàn)了清洗方式由地面到井筒的“革命性”轉(zhuǎn)變，清洗后的桿管基本達(dá)到下井標(biāo)準(zhǔn)；二是配套形成“兩集一收”地面控制技術(shù)［24］，保障了井口-地面-回收全流程綠色作業(yè)。井口和地面集液平臺(tái)已全面配套，負(fù)壓環(huán)保回收裝置配套率78.6%，累計(jì)減少廢液拉運(yùn)320.8×104m3，減少固體廢料7.6萬t。

3 采油工程主體技術(shù)“十四五”發(fā)展策略

“十四五”期間，采油工程要立足新發(fā)展階段、貫徹新發(fā)展理念、融入新發(fā)展格局，遵循《大慶油田振興發(fā)展綱要》，以抓好“三件大事”為引領(lǐng)，圍繞“當(dāng)好標(biāo)桿旗幟，建設(shè)百年油田”的總體目標(biāo)，“低成本、高效、智能、綠色”發(fā)展目標(biāo)，在后油藏、非常規(guī)、智能化、新能源領(lǐng)域，轉(zhuǎn)變開發(fā)思路，推進(jìn)科技自立自強(qiáng)，探索有效開發(fā)理念，推進(jìn)“研產(chǎn)用”一體化，攻關(guān)“卡脖子”技術(shù)，發(fā)展前沿技術(shù)、核心技術(shù)，發(fā)揮采油工程技術(shù)“破冰船”作用，不斷提高核心競爭力，提升行業(yè)整體技術(shù)水平，形成與油田標(biāo)桿旗幟地位相一致的采油工程技術(shù)，力爭走進(jìn)世界第一方陣，支撐油田3 000萬t高質(zhì)量持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)，為集團(tuán)公司建設(shè)世界一流國際綜合性能源公司、保障國家能源安全作出新貢獻(xiàn)。

3.1 精準(zhǔn)施策，智能分注，加強(qiáng)長垣水驅(qū)控水提效

分層注水技術(shù)是非均質(zhì)多油層油田開發(fā)的永恒主題。目前長垣老區(qū)中高滲油藏已由高含水開發(fā)階段轉(zhuǎn)到后油藏開發(fā)階段，存在無效水循環(huán)嚴(yán)重、系統(tǒng)效率低等問題，導(dǎo)致運(yùn)行成本高，井筒及設(shè)備維護(hù)成本高等工作難點(diǎn)。

“十四五”期間，秉承“五個(gè)不等于”潛力認(rèn)識(shí)觀，長垣水驅(qū)開發(fā)圍繞“因藏施策、因區(qū)施策、因井施策、因?qū)邮┎摺崩砟?，重點(diǎn)完善恒流注水技術(shù)，通過有效減少調(diào)配層段，提升測調(diào)效率，實(shí)現(xiàn)對第3代分層注水技術(shù)形成有力補(bǔ)充；攻關(guān)低成本小直徑纜控智能分注技術(shù)，進(jìn)一步降低工藝成本，拓寬技術(shù)適應(yīng)性，使其具備規(guī)?；茝V應(yīng)用條件；攻關(guān)老井重復(fù)壓裂技術(shù)，精準(zhǔn)挖潛剩余油；加強(qiáng)欠注井治理，攻關(guān)含聚污水回注井解堵技術(shù)，完善油層發(fā)育差欠注井增注技術(shù)，配合化學(xué)解堵工藝，保障長期高效穩(wěn)定注入，實(shí)現(xiàn)高效注水開發(fā)。

3.2 錨定方向，綜合調(diào)整，助力三次采油降本增效

三次采油工業(yè)化應(yīng)用以來，創(chuàng)新了注入?yún)?shù)與儲(chǔ)層物性匹配理論，建立了個(gè)性化方案設(shè)計(jì)方法，同時(shí)強(qiáng)化生產(chǎn)管理，化學(xué)驅(qū)產(chǎn)量連續(xù)20年保持在1 000萬t以上，但存在聚驅(qū)對象變差、污水過盈，三元復(fù)合驅(qū)開發(fā)效果差異大、采出液處理難等問題。

“十四五”期間，三次采油產(chǎn)量繼續(xù)保持千萬噸以上，但隨著開發(fā)對象地質(zhì)條件逐步變差，采油工程配套技術(shù)適用性變差，效果提升與成本控制矛盾更加突出。秉承“向更難的開發(fā)對象拓展、向更高的采收率目標(biāo)邁進(jìn)”的理念，圍繞“提質(zhì)增效”目標(biāo)，攻關(guān)驅(qū)油理論、研發(fā)新型高效驅(qū)油劑產(chǎn)品和體系，發(fā)展配套技術(shù)，形成二類油層化學(xué)驅(qū)提質(zhì)增效技術(shù)、三類油層大幅度提高采收率技術(shù)、聚驅(qū)后進(jìn)一步提高采收率工業(yè)化推廣技術(shù)3大技術(shù)體系。重點(diǎn)在化學(xué)驅(qū)分注方面推廣完善高效測調(diào)工藝，攻關(guān)完善分質(zhì)注入技術(shù)；聚驅(qū)后堵調(diào)方面推廣應(yīng)用低初始黏度凝膠堵調(diào)技術(shù)；CCUS采油工程配套技術(shù)方面攻關(guān)完善注采剖面調(diào)整技術(shù)、研發(fā)水合物快速解堵劑、研發(fā)防腐防垢一體化藥劑以及開展井筒完整性評(píng)價(jià)，保障示范區(qū)高效建設(shè)。

3.3 常非并重，攻堅(jiān)克難，促進(jìn)外圍油田有效開發(fā)

外圍油田具有儲(chǔ)層薄窄、物性差、孔喉小、油藏溫度高等特點(diǎn)，目前已進(jìn)入高含水開發(fā)階段，現(xiàn)有沉積單元級(jí)精細(xì)分層注水效率低、潛力小，常規(guī)措施技術(shù)挖潛效果逐年變差，單項(xiàng)措施技術(shù)的控遞減貢獻(xiàn)變小；單砂體級(jí)精準(zhǔn)注水、側(cè)鉆挖潛、調(diào)驅(qū)等深度挖潛技術(shù)整體處于先導(dǎo)試驗(yàn)階段，亟需發(fā)展分類油藏精準(zhǔn)注水及深度挖潛技術(shù)。

“十四五”期間，面對外圍油田采收率低、采出程度低，控遞減程度變小、效益挖潛難度增大，致密油天然能量低、開發(fā)采出程度低等主要矛盾，按照“常非并重、因藏驅(qū)替、多介質(zhì)并舉”理念，形成常規(guī)與非常規(guī)油藏多元提采、精準(zhǔn)注水+深度挖潛控遞減、致密油提高EUR等3大開發(fā)工程配套技術(shù)系列。重點(diǎn)推廣低滲透直井多分支縫壓裂、連續(xù)攜砂滑溜水壓裂技術(shù)，攻關(guān)完善致密油地質(zhì)工程一體化壓裂技術(shù)、壓裂增能一體化提高單井產(chǎn)量技術(shù)。

3.4 穩(wěn)扎穩(wěn)打，發(fā)展接續(xù)，加快頁巖油上產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)

大慶古龍頁巖油已成為油田勘探的重點(diǎn)領(lǐng)域，是油田發(fā)展的重要戰(zhàn)略接替資源，有較大的勘探開發(fā)潛力。古龍頁巖油為純頁巖型儲(chǔ)層，具有納米級(jí)孔隙與頁理極發(fā)育的獨(dú)特性，存在有效動(dòng)用難度大，開發(fā)成本高、效益差等問題，亟需探索有效開發(fā)理念，突破規(guī)模效益開發(fā)、降本提效的關(guān)鍵技術(shù)裝備。

“十四五”期間，面對如何進(jìn)一步提高古龍頁巖油儲(chǔ)層壓裂改造體積，提升初期及長期產(chǎn)量等問題，重點(diǎn)深化裂縫擴(kuò)展、壓后滲流、水化機(jī)理認(rèn)識(shí)，定型復(fù)合壓裂技術(shù)，攻關(guān)超長水平井地質(zhì)工程一體化平臺(tái)井立體改造技術(shù)，形成納米壓裂液配方；推廣應(yīng)用返排液再利用技術(shù)及全金屬可溶橋塞；提升寬幅離心泵性能，定型壓后防噴技術(shù)，助力頁巖油效益開發(fā)，為“十四五”末古龍頁巖油100萬t產(chǎn)量提供技術(shù)支持。

3.5 多措并舉，深挖潛力，推進(jìn)人工舉升節(jié)能降耗

低產(chǎn)、低效井?dāng)?shù)逐年增多，機(jī)采井降本增效難度越來越大?！笆奈濉逼陂g，以“提效率、降能耗、省人力”為目標(biāo)，開展機(jī)采提效和井筒治理工作。

機(jī)采提效方面：一是攻關(guān)老區(qū)低效抽油機(jī)精細(xì)調(diào)參理論，建立制度模板，定型治理模式；二是開展節(jié)能抽油機(jī)、電機(jī)及控制柜全生命周期技術(shù)經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)，規(guī)范組合使用原則，提高節(jié)能效果；三是老區(qū)推廣抽油機(jī)井節(jié)能措施優(yōu)化技術(shù)，擴(kuò)大永磁半直驅(qū)抽油機(jī)改造、塔架式抽油機(jī)、等壁厚螺桿泵采油等技術(shù)應(yīng)用規(guī)模；外圍油田推廣不停機(jī)間抽和超長沖程采油技術(shù)，提升系統(tǒng)效率；四是攻關(guān)電潛隔膜泵和電潛雙螺旋泵新型無桿舉升技術(shù)，配套完善潛油柱塞泵、潛油螺桿泵技術(shù)，滿足特殊工況高效舉升需求。

井筒治理方面：一是攻關(guān)抽油機(jī)偏磨綜合治理技術(shù)，取消抽油桿接箍，降低摩阻、優(yōu)化桿柱中和點(diǎn)位置，解決抽油機(jī)桿管偏磨瓶頸問題；二是攻關(guān)和試驗(yàn)軟密封抽油泵和軟轉(zhuǎn)子金屬螺桿泵舉升技術(shù)，在不增加成本條件下，實(shí)現(xiàn)不動(dòng)管柱作業(yè)。

3.6 清潔安全，專業(yè)高效，開創(chuàng)修井作業(yè)四化模式

隨著油田開發(fā)進(jìn)入特高含水后期，修井作業(yè)在保障油田正常運(yùn)轉(zhuǎn)和穩(wěn)產(chǎn)、上產(chǎn)方面的作用日益凸顯；但仍存在自動(dòng)化作業(yè)設(shè)備成熟度不高、多種操作系統(tǒng)不兼容、井筒溢流控制覆蓋率仍較低等問題。

“十四五”期間，圍繞修井工藝向疑難套損井、水平井及高壓井等領(lǐng)域拓展，自動(dòng)化設(shè)備向輕量化、集成化、智能化發(fā)展方向以及“綠水青山，安全環(huán)?！卑l(fā)展理念，攻關(guān)套損精準(zhǔn)檢測、疑難井打通道、取換套、吐砂吐巖井綜合治理、水平井修井以及帶壓修井技術(shù)。探索使用電驅(qū)撬、插拔式井口、組合管匯等高效設(shè)備設(shè)施，大力推進(jìn)平臺(tái)化、標(biāo)準(zhǔn)化、高端化、智能化發(fā)展。開展井筒-地面防控一體化、作業(yè)清潔化方面的技術(shù)推廣和科研攻關(guān)工作；開展井筒-地面防控一體化、作業(yè)清潔化方面的技術(shù)推廣和科研攻關(guān)工作；持續(xù)發(fā)展“井筒控制為主、地面控制為輔”的清潔作業(yè)技術(shù)，推廣完善井筒溢流控制成熟技術(shù)，開展補(bǔ)孔后完井作業(yè)防噴技術(shù)、連續(xù)油管壓裂后防噴技術(shù)、井筒液體膠塞暫堵技術(shù)、小直徑丟手防噴技術(shù)、頁巖油壓后完井可控防噴技術(shù)研究。

3.7 協(xié)同發(fā)展，融匯智聯(lián)，打造數(shù)字化智慧油田

新一輪科技和產(chǎn)業(yè)革命，工程技術(shù)和裝備加快升級(jí)換代，加速了由傳統(tǒng)材料向納米材料、生物材料等新材料技術(shù)的轉(zhuǎn)變，也促進(jìn)了作業(yè)方式由人工機(jī)械為主向數(shù)字化、智能化為主的轉(zhuǎn)變。

目前大慶油田井場數(shù)字化覆蓋率僅有25.3%?！笆奈濉逼陂g，采油工程數(shù)字化建設(shè)一是要完善現(xiàn)有智能化、數(shù)字化工程技術(shù)，加強(qiáng)跨專業(yè)、多學(xué)科、一體化協(xié)同共享能力，打通數(shù)據(jù)孤島，創(chuàng)建地質(zhì)、油藏、鉆井、工程等多學(xué)科一體化環(huán)境；二是將大數(shù)據(jù)、人工智能等信息化新技術(shù)與采油工程技術(shù)融合，基于集團(tuán)公司統(tǒng)一數(shù)據(jù)湖和平臺(tái)架構(gòu)，建立采油工程特色的業(yè)務(wù)應(yīng)用場景，形成統(tǒng)一、標(biāo)準(zhǔn)、集成的數(shù)智化體系；三是充分利用生產(chǎn)經(jīng)營管理云、高性能計(jì)算云和生產(chǎn)管控云，探索基于云平臺(tái)的軟硬件開發(fā)部署模式，構(gòu)建采油工程“云化應(yīng)用環(huán)境”。

3.8 打開局面，展望未來，探索新能源轉(zhuǎn)型發(fā)展

集團(tuán)公司為提升持續(xù)發(fā)展能力，積極研究探索能源戰(zhàn)略轉(zhuǎn)型，提出了建設(shè)綜合性國際能源公司的目標(biāo)和“清潔替代、戰(zhàn)略接替、綠色轉(zhuǎn)型”三步走總體部署。大慶油田綠色低碳可持續(xù)發(fā)展示范基地加快了油田向新能源發(fā)展的轉(zhuǎn)變，目前干熱巖開發(fā)、中深層地?zé)衢_發(fā)、深層UCG開發(fā)、CO2捕集埋存利用等新能源開發(fā)技術(shù)儲(chǔ)備不足。全球能源供應(yīng)多元化、清潔化是必然趨勢，以低碳為標(biāo)志的新一輪能源革命已然興起，綜合考慮發(fā)展?jié)摿εc技術(shù)相關(guān)性，能源轉(zhuǎn)型已成為油田可持續(xù)發(fā)展的重要戰(zhàn)略方向。

“十四五”期間，大慶油田貫徹落實(shí)“有質(zhì)量、有效益、可持續(xù)”的發(fā)展方針，建立新能源開發(fā)技術(shù)體系，推進(jìn)新能源高效開發(fā)工程，開展中低溫水熱型地?zé)豳Y源開發(fā)技術(shù)、干熱巖儲(chǔ)層改造、高溫高壓鉆完井等配套工程攻關(guān)，調(diào)研煤炭地下氣化(UCG)注采控儲(chǔ)備技術(shù)、探索碳捕集、碳埋存技術(shù)等。

4 結(jié)論

(1) 采油工程技術(shù)是高含水老油田有效開發(fā)的重要保障措施，擔(dān)負(fù)著油田穩(wěn)產(chǎn)的重要使命。對照“后油藏、非常規(guī)”的勘探開發(fā)實(shí)際，持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)難度不斷加大，迫切需要采油工藝技術(shù)的創(chuàng)新與發(fā)展。

(2) 實(shí)現(xiàn)采油工程由數(shù)字化、自動(dòng)化向智能化、智慧化轉(zhuǎn)變是未來一段時(shí)期的主要發(fā)展方向。

(3) 圍繞“雙碳”目標(biāo)，充分發(fā)揮采油工程技術(shù)獨(dú)特優(yōu)勢，統(tǒng)籌開展CCUS、地?zé)衢_發(fā)利用、煤炭地下氣化、干熱巖開發(fā)利用等工程技術(shù)研究和應(yīng)用，形成原油生產(chǎn)業(yè)務(wù)、天然氣開發(fā)業(yè)務(wù)、新能源綜合利用業(yè)務(wù)協(xié)同發(fā)展的新格局，是大慶油田保持高質(zhì)量可持續(xù)發(fā)展的必然路徑。