鄭新權，師俊峰，曹剛，楊能宇，崔明月，賈德利，劉合

（1.中國石油勘探與生產(chǎn)分公司，北京 100007；2.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

0 引言

采油采氣工程是一門綜合性應用學科，以注入井和生產(chǎn)井為通道，通過一系列工程技術措施，使地層中的油氣順利入井，并高效率地舉升到地面。采油采氣工程的目標是經(jīng)濟有效地提高油氣產(chǎn)量和采收率，是油氣田開發(fā)的重要組成部分。

中國的采油采氣工程技術主要經(jīng)歷了 4個發(fā)展階段：①引進學習階段。建國初期，中國石油工業(yè)剛剛起步，原油主要依賴進口，石油工業(yè)基礎非常薄弱，缺乏系統(tǒng)的采油工程技術手段[1]。在前蘇聯(lián)專家的幫助下建成了玉門、新疆、青海、四川等 4個石油天然氣工業(yè)基地。先后開展了注水、壓裂、酸化、防砂、堵水、清蠟、火燒油層等采油工藝技術的試驗和應用，逐步形成第一代采油工程技術[2]。②自主創(chuàng)新階段。在大慶油田開發(fā)建設時期，石油科技人員總結玉門、克拉瑪依等油田注水開發(fā)經(jīng)驗，結合大慶油田地質(zhì)特點，自主研發(fā)了以分層采油、分層注水、分層測試、分層改造為核心的分層開采工藝技術，創(chuàng)造性地將注水、人工舉升、測試、儲集層改造等多項工藝有機整合，形成以分層開采為中心的一體化工程技術解決方案，水驅(qū)采收率達45%以上。20世紀90年代進一步創(chuàng)新發(fā)展化學驅(qū)分層開采工藝技術，在水驅(qū)基礎上提高采收率10～20個百分點，為大慶油田實現(xiàn)5 000×104t穩(wěn)產(chǎn)27年、4 000×104t穩(wěn)產(chǎn)12年的開發(fā)壯舉提供關鍵技術支撐。分層開采工藝技術迅速推廣成為采油工程的特色技術。③多元化發(fā)展階段。20世紀60—90年代，在勝利、大港、華北、遼河等油田一批復雜類型油氣藏的開發(fā)建設中，各油田在分層開采工藝基礎上發(fā)展完善，形成各具特色的采油工程配套技術，包括碳酸鹽巖潛山油藏開采技術、復雜斷塊油藏采油工藝技術、低滲透油藏采油工藝技術等，并發(fā)展了稠油熱采技術、氣田開發(fā)技術等，極大豐富了采油采氣工程技術的手段和內(nèi)涵。④統(tǒng)籌發(fā)展階段。20世紀90年代至今，中國石油天然氣集團有限公司（簡稱中國石油）強化地質(zhì)工程一體化開發(fā)理念，加強采油采氣工程總體規(guī)劃，組建壓裂酸化、完井、電泵、水力活塞泵、防砂等 5個研發(fā)中心，夯實采油采氣工程自主創(chuàng)新基礎。整合各油氣田和專業(yè)研究院所科技力量，組織重大專項研究及重大成熟技術示范工程，陸續(xù)開展以水平井采油工藝技術、大規(guī)模體積壓裂、機采井節(jié)能配套技術、連續(xù)管技術為代表的重大科技項目攻關和現(xiàn)場示范，取得系列關鍵技術重大突破的同時，有效縮短了新技術研發(fā)周期，提升成果轉化效果[3]。目前，中國采油采氣工程已形成專業(yè)齊全、工藝配套、標準完善的技術體系，可滿足國內(nèi)外多種油氣藏類型和不同開發(fā)模式的生產(chǎn)需求。

本文以分層注入、人工舉升、儲集層改造、排水采氣、井下作業(yè)等 5個主體技術為重點，介紹采油采氣工程領域“十三五”期間重要進展，分析當前采油采氣工程在工藝適應性、數(shù)字化建設和節(jié)能減排等方面所面臨的挑戰(zhàn)，提出穩(wěn)油增氣、數(shù)字化轉型、綠色發(fā)展 3大戰(zhàn)略方向和技術路徑，并指出采油采氣工程技術未來的發(fā)展方向。

1 “十三五”期間采油采氣工程技術重要進展

1.1 分層注入技術

中國油藏儲集層非均質(zhì)性強，實施分層開采方式可使各類油層得到均衡動用。針對不同時期產(chǎn)生的開發(fā)矛盾，研發(fā)形成水驅(qū)/化學驅(qū)/氣驅(qū)分層注入系列工藝及配套技術[4]，支撐了大慶油田5 000×104t以上持續(xù)高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)27年和長慶油田油氣當量突破6 000×104t。“十三五”期間，第3代分層注水工藝技術全面推廣，應用規(guī)模成倍增長，初步形成以“邊注邊測邊調(diào)”為技術內(nèi)涵的第4代分層注水工藝，通過建立典型示范區(qū)，提高了新工藝的技術成熟度和綜合開發(fā)效果。

1.1.1 第3代分層注水技術

隨著中國油田陸續(xù)進入中高含水期，橋式偏心/同心高效測調(diào)第3代分層注水技術因其在測試方面上的優(yōu)勢[5]，已成為分層開采主體技術?！笆濉逼陂g，以“實時監(jiān)測和實時控制”為技術內(nèi)涵的第3代分層注水工藝得到進一步完善發(fā)展，滿足了最小卡距0.7 m、最高10層段的分層注水要求，進入全面推廣應用階段。2016年至 2020年，該技術在中國石油應用井數(shù)由1.87×104口增加到 3.22×104口，占分層注水井總數(shù)的比例由36.5%提高到53.2%，分注率提升至63.5%，減緩了老井產(chǎn)量遞減速度，綜合遞減率降低至 4.87%，2020年水驅(qū)產(chǎn)量6 423×104t，占總產(chǎn)量的63.4%，完全成本低于45美元/bbl。

1.1.2 第4代分層注水技術

部分老油田進入特高含水期后，注采關系更加復雜，流場動態(tài)變化更加頻繁，對配水精度和測調(diào)周期要求更嚴格，測調(diào)隊伍數(shù)量、精準井筒數(shù)據(jù)需求、生產(chǎn)成本之間的矛盾凸顯[6]。通過攻克高壓連續(xù)可調(diào)注水閥、井下流量計等關鍵技術，形成以“邊注邊測邊調(diào)”為技術內(nèi)涵的第4代分層注水工藝，大幅提升數(shù)字化、智能化管理水平，實現(xiàn)注入狀態(tài)下的層段流量、壓力等參數(shù)的實時監(jiān)測與注入量的調(diào)整，可長期保障層段的注水合格率，徹底取消現(xiàn)場測調(diào)流程[7]。配套研發(fā)了水驅(qū)油藏動態(tài)分析軟件 IRes，推進注水方案由“滯后調(diào)整”向“實時優(yōu)化”的升級跨越[8]。在大慶、長慶、吉林、華北等油田建立11個示范區(qū)，累計應用1 480井次，分注合格率長期保持在90%以上，水驅(qū)動用程度提高 1.2～21.4個百分點，自然遞減率下降 0.77～6.70個百分點，節(jié)約成本約3.26億元，開發(fā)效果和經(jīng)濟效益顯著。

1.1.3 分層注聚技術

中國石油化學驅(qū)以聚合物驅(qū)為主，年產(chǎn)量1 000×104t以上已穩(wěn)產(chǎn)18年。“十三五”期間，針對聚合物驅(qū)分注層間矛盾大、注入量變化頻繁、測調(diào)周期進一步縮短的問題，開展了纜控式分層注聚實時監(jiān)測與控制技術研究并已開展現(xiàn)場試驗，實現(xiàn)了聚合物驅(qū)井分層流量、壓力的實時監(jiān)測和在線測調(diào)，為聚合物驅(qū)高效開發(fā)提供了關鍵技術手段。

1.1.4 分層注氣技術

研究表明氣驅(qū)可提高采收率 7～30個百分點，已成為繼水驅(qū)、化學驅(qū)、蒸汽驅(qū)之后迅速發(fā)展起來的提高采收率方法?！笆濉逼陂g，突破高壓氣體層間封隔、井下分層流量多級降壓調(diào)控和多參數(shù)分層測試等關鍵技術，形成同心雙管分層注氣和偏心可投撈分層注氣兩套工藝，實現(xiàn)了2～3層段分層注入和流量監(jiān)測與控制。在吉林油田黑59區(qū)塊實現(xiàn)了CO2分層注入量地面獨立計量、上下兩層同時注入，大慶油田開展了60余口注CO2井偏心可投撈分層注入現(xiàn)場試驗，具備進一步擴大現(xiàn)場試驗規(guī)模的條件。

1.2 人工舉升技術

為保持油田長期穩(wěn)產(chǎn)，在注水開發(fā)的同時，中國從20世紀70年代中期開始大規(guī)模應用機械采油技術。經(jīng)過引進消化和自主創(chuàng)新，已經(jīng)發(fā)展了以抽油機為主，螺桿泵、電泵、提撈為輔的機械采油系列技術，基本滿足了高/中/低滲透砂巖等多類型油藏、不同開發(fā)方式和開發(fā)階段的生產(chǎn)需求[9-11]。隨著油氣田開發(fā)不斷深入，機械采油井數(shù)迅速增加，機械采油設備總量、資產(chǎn)規(guī)模和舉升能耗不斷攀升，截至2020年底，中國石油有近24×104口機械采油井，年耗電近110×108kW·h，機械采油是生產(chǎn)投資和設備維護的主要領域，也是節(jié)能減排、降本提效的重點挖潛對象?！笆濉逼陂g，中國石油重點圍繞老井節(jié)能改造、新型高效無桿舉升、復雜工況井舉升、機械采油井數(shù)字化等方面開展技術攻關和現(xiàn)場應用，實現(xiàn)噸液耗電量下降6.4%，在機械采油井總數(shù)逐年增加的情況下總耗電量基本保持不變，平均檢泵周期從800 d延長到884 d，維護作業(yè)頻次下降了26%，有力推進了節(jié)能降本增效。

1.2.1 老井節(jié)能改造與綜合治理技術

對抽油機井開展設備節(jié)能改造，重點開展低產(chǎn)低效抽油機井控制柜智能化改造，形成多種模式的智能間抽技術，實現(xiàn)液面精準控制、井筒和地面安全生產(chǎn)。開展慢速電機改造實現(xiàn)降沖次，通過半直驅(qū)/直驅(qū)永磁同步電機改造取消皮帶和減速箱，提高系統(tǒng)效率3～5個百分點。研制等徑抽油桿、防蠟油管、內(nèi)襯油管等技術，有效解決抽油機井桿管偏磨、結蠟等問題，為井筒綜合治理提供系統(tǒng)解決方案。內(nèi)襯油管技術在中國石油規(guī)模應用超過1×104口井，平均延長檢泵周期超過150 d。

1.2.2 復雜工況井高效舉升技術

隨著低滲透、稠油、高含水等復雜油藏的深入開發(fā)及老油田開發(fā)方式的轉變，傳統(tǒng)舉升工藝遇到挑戰(zhàn)。針對低滲透油藏單井產(chǎn)量低、效率低問題，創(chuàng)新研發(fā)超長沖程無游梁式抽油機、超長組合抽油泵，形成超長沖程抽油系統(tǒng)，沖程可達50 m，沖次0～10次/h，系統(tǒng)效率提高8個百分點，節(jié)電率55%，延長檢泵周期150 d以上。針對稠油蒸汽驅(qū)、火燒油層開發(fā)方式下采油井高溫難題，中國石油自主研發(fā)高溫電泵，耐溫可達250 ℃，新型葉片泵的耐溫達350 ℃。針對化學驅(qū)生產(chǎn)井偏磨、結垢嚴重問題，開發(fā)抽油桿扶正技術、多功能防垢往復泵、陶瓷涂層防垢螺桿泵等配套工藝技術，在中國石油推廣應用超過1×104口井，檢泵周期由20 d延長到700 d。

1.2.3 機采井數(shù)字化技術

近年來機采系統(tǒng)數(shù)字化快速發(fā)展，抽油機井形成了示功圖和電參兩種物聯(lián)網(wǎng)建設模式，無桿泵井從采集地面電參發(fā)展到采集井下溫壓數(shù)據(jù)，物聯(lián)網(wǎng)覆蓋井數(shù)從 2015年的 2.15×104口增加到 2020年的 9.81×104口，覆蓋率從 10.10%提高到 41.18%（見圖 1）。同時為了加強數(shù)據(jù)應用，研發(fā)了抽油機井示功圖在線數(shù)字計量、工況診斷、生產(chǎn)優(yōu)化等技術，特別是突破了電參特征識別，形成電參智能工況診斷、數(shù)字計量等核心技術，可取代示功圖，降低物聯(lián)網(wǎng)建設投資 60%以上。中國石油開發(fā)了完全自主知識產(chǎn)權的機采井智能優(yōu)化決策網(wǎng)絡軟件，每年優(yōu)化設計8×104余井次，年節(jié)電近1×108kW·h，平均延長檢泵周期90 d以上。

圖1 中國石油機采井數(shù)字化覆蓋率變化

1.2.4 新型無桿舉升工藝技術

針對有桿泵在大平臺叢式井應用中存在占地面積大、桿管磨損嚴重、檢泵頻繁、系統(tǒng)效率低的難題，成功研制低速大扭矩永磁電機和往復直線電機，形成電動潛油螺桿泵和電動潛油柱塞泵兩種新型無桿舉升工藝，在新疆油田吉7、長慶油田華慶H40/H60、大港油田港西1號/2號等采油大平臺建立一批應用示范區(qū)，推廣應用 776口井，系統(tǒng)運行穩(wěn)定，系統(tǒng)平均效率提升10.6個百分點，節(jié)電30%以上。

1.3 儲集層改造技術

非常規(guī)油氣資源豐富、潛力巨大，儲集層改造技術是非常規(guī)油氣效益開發(fā)的核心利器[12-13]。通過借鑒北美頁巖油氣開發(fā)的成功經(jīng)驗，儲集層改造技術在中國非常規(guī)油氣開發(fā)領域取得重大技術進步。主要體現(xiàn)在建立體積壓裂新理念、完善技術手段和整體工藝升級等方面?！笆濉逼陂g，針對傳統(tǒng)非常規(guī)油氣體積壓裂中存在加砂困難、采收率偏低、套變頻發(fā)等問題，通過關鍵技術攻關，形成以“增大縫控儲量、降低施工成本、增加經(jīng)濟效益”為原則，“長井段水平井完井+小簇間距多簇射孔+分段壓裂+暫堵轉向+石英砂替代陶?！睘楹诵牡姆浅Ｒ?guī)油氣體積壓裂新技術。該技術也稱為縫控壓裂、密切割壓裂[14-15]，本文統(tǒng)稱為“強化體積壓裂”。強化體積壓裂技術不僅為鄂爾多斯、松遼盆地建成350×104t非常規(guī)油氣產(chǎn)能提供重要技術支持，還開辟了常規(guī)油氣開發(fā)新途徑，為國內(nèi)外碳酸鹽巖難動用儲量開發(fā)的突破奠定了基礎。

1.3.1 非常規(guī)油氣儲集層強化體積壓裂技術

根據(jù)非常規(guī)油氣儲集層水力壓裂開發(fā)需求，重點攻關井控單元內(nèi)儲量最大動用技術，提升地質(zhì)工程一體化水平。簇間距從15～30 m減少為5～10 m，加砂強度從1～2 t/m增加到3 t/m以上，增大裂縫沿水平井軌跡切割的密度并添加暫堵劑至裂縫遠端。推廣應用石英砂替代陶粒，石英砂用量從2015年的65×104t快速提升至2020年的422×104t（見圖2），節(jié)約成本40億元以上[16]。開發(fā)低成本壓裂工具和裝備，國產(chǎn)化可溶橋塞和可溶球座承壓能力達70 MPa，溶解時間7～14 d可控。新型模塊化射孔工具可20 m一次下井、傳輸 15～20 簇射孔。大功率電驅(qū)壓裂撬（5000—7000型）單車功率較 2500型柴油驅(qū)動壓裂車提高 2倍以上，成本降低30%，能耗降低25%。

圖2 中國石油非常規(guī)油氣儲集層支撐劑用量統(tǒng)計

該技術在長慶油田長 7段致密油儲集層推廣應用87口井，平均水平段長度1 705.8 m，壓裂22.3段118.9簇，簇間距10.9 m，生產(chǎn)初期單井產(chǎn)量18.6 t/d，與前期相同水平段長度水平井相比，壓裂初期日產(chǎn)油增加約 1.5倍[15]。該技術在川南頁巖氣以及長慶油田、新疆油田致密油/頁巖油推廣試驗均見良好成效，川南頁巖氣年產(chǎn)量由13.2×108m3增加到116.3×108m3，新疆油田、長慶油田致密油/頁巖油年產(chǎn)量由89.5×104t增加到 398.5×104t。

1.3.2 老油氣田復合體積壓裂重復改造技術

借鑒強化體積壓裂理念，改變傳統(tǒng)高黏液、小規(guī)模改造方式，形成適合老油氣田穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)的復合體積壓裂重復改造技術。對剩余油和應力場進行精細刻畫，利用多裂縫重復壓裂和暫堵轉向技術提高儲集層動用程度，單井施工規(guī)模為初次施工的 1.5～2.5倍。對于套管條件差的老井，利用多輪次小排量微破裂注水加砂、關井壓力擴散所產(chǎn)生的水力擴容和震蕩擴容協(xié)同作用形成復雜裂縫，并對長期生產(chǎn)能量虧空地層實施壓裂注水蓄能，使地層壓力增加3～5 MPa，同步采用壓裂縫端干擾、暫堵轉向、納米化學滲吸驅(qū)油等組合技術，實現(xiàn)平均日產(chǎn)油29 t，是初次壓裂平均日產(chǎn)油的4倍[16]。新疆油田利用老井重復壓裂挖潛實施低產(chǎn)停產(chǎn)井治理，平均年增油70×104t。長慶油田通過重復壓裂新工藝，預計采收率可提高12個百分點。

1.3.3 碳酸鹽巖集成體積酸壓和規(guī)模加砂壓裂技術

碳酸鹽巖儲集層儲集空間類型多、形態(tài)復雜，非均質(zhì)性強，不同地區(qū)差異較大。如以四川盆地氣田為代表的國內(nèi)深層裂縫性碳酸鹽巖儲集層主要面臨高溫和工作液濾失問題，以中東地區(qū)油氣田為代表的海外低模量孔隙型碳酸鹽巖儲集層主要面臨施工壓力預測難和裂縫易閉合問題?；趶娀w積壓裂理念，攻關形成碳酸鹽巖集成體積酸壓和規(guī)模加砂壓裂技術，現(xiàn)場應用取得顯著成效。

碳酸鹽巖集成體積酸壓技術突破180 ℃超高溫酸液體系、交聯(lián)凍膠酸、暫堵轉向劑、惰性和酸性液體復合施工等關鍵技術，通過開展細分切割、暫堵轉向、多級注入、差異酸壓、閉合酸化等工藝措施，在儲集層形成復雜縫網(wǎng)，擴大改造體積。深層碳酸鹽巖集成體積酸壓技術在國內(nèi)刷新了深度 8 000 m和溫度200 ℃的改造工藝記錄，支撐了川中地區(qū)龍王廟組、高石梯—磨溪地區(qū)震旦系和塔里木盆地超深層等碳酸鹽巖高效建產(chǎn)。

碳酸鹽巖儲集層規(guī)模加砂壓裂技術通過構建低模量彈塑性碳酸鹽巖儲集層裂縫擴展模型，基于“位移不連續(xù)法”揭示裂縫拓展規(guī)律，形成考慮低模量支撐劑嵌入的支撐劑尺寸和用量組合的優(yōu)化設計方法，采用裸眼封隔器分層分段壓裂和混合尺寸支撐劑加砂工藝，解決了阿拉伯板塊碳酸鹽巖儲集層裸眼完井分段難、壓力響應復雜、規(guī)模加砂難和產(chǎn)量預測難等問題。在伊拉克哈法亞Sadi碳酸鹽巖首次完成第一口水平井規(guī)模加砂壓裂[17]。實現(xiàn)1 000 m水平井分12段成功加砂740.3 m3，壓后平均產(chǎn)量190 m3/d穩(wěn)產(chǎn)超過2年，使中國石油海外權益中超過15×108t的該類儲量動用成為可能。

1.4 排水采氣技術

中國氣田類型復雜多樣，氣井在生產(chǎn)過程中面臨見水、出砂、水合物、環(huán)空帶壓等問題，采氣工藝是天然氣安全生產(chǎn)和提高采收率的重要保障。其中，排水采氣是維護氣田穩(wěn)產(chǎn)的主體工藝，年工作量占氣井措施作業(yè)量的95%（見圖3）。“十三五”期間，重點圍繞泡排、柱塞氣舉、增壓氣舉、速度管柱等技術開展相關研究與現(xiàn)場應用[18-19]，累計實施50余萬井次、增產(chǎn)天然氣近 200×108m3，有效推動了天然氣產(chǎn)量跨越式增長。

圖3 中國石油排水采氣措施規(guī)模和增產(chǎn)效果統(tǒng)計

1.4.1 泡沫排水采氣技術

針對傳統(tǒng)泡沫排水采氣對復雜類型氣藏適應性差、成本高、效率低等問題，創(chuàng)新提出了Gemini雙子表面活性劑作為主劑、接枝修飾后的納米粒子作為穩(wěn)泡劑、添加特征助劑以適應不同類型氣藏的“三位一體”研發(fā)理念[20]，突破納米穩(wěn)泡劑穩(wěn)泡機理及制備工藝，開發(fā)出適應不同工況的高效泡排劑產(chǎn)品，總體耐溫160 ℃，耐礦化度250 000 mg/L，抗凝析油40%，抗H2S為100 mg/L，抗CO2為100%。創(chuàng)新融合物聯(lián)網(wǎng)、云服務等技術，研制了集在線數(shù)據(jù)自采集、自分析、自控制于一體的泡排劑集群加注裝備，可1泵對8井協(xié)同作業(yè)與在線實時優(yōu)化，人工工作量下降 80%。已在中國石油推廣應用 2萬多井次，累計增產(chǎn)天然氣近5×108m3，綜合效益增加30%以上。

1.4.2 柱塞氣舉排水采氣技術

隨著部分氣田進入開發(fā)中后期，低產(chǎn)氣井快速增加，效益生產(chǎn)面臨嚴峻挑戰(zhàn)。柱塞氣舉具有工藝簡單、設備自動化程度高、成本低等特點，是低產(chǎn)小水量氣井的首選工藝?！笆濉逼陂g，針對柱塞氣舉工具不配套、成本高、自動化程度低等問題開展了持續(xù)攻關，完善配套了10余種井下系列柱塞工具，研制了井口一體化控制裝置與遠程管控平臺[21]，成本較進口工具降低了 50%以上，為大規(guī)模推廣創(chuàng)造了條件，在中國石油累計應用近5 000口井，井均日增氣超1 000 m3，已成為致密氣、頁巖氣的主體排水采氣工藝[22]。突破了水平井接力柱塞氣舉、50.8 mm（2 in）連續(xù)油管+節(jié)流器+柱塞氣舉完井采氣一體化等技術，為水平井排水采氣、氣井全生命周期高效低成本采氣探索了新方向。

1.4.3 速度管柱排水采氣

速度管柱排水采氣具有不壓井作業(yè)、施工周期短、不污染產(chǎn)層、后期無需維護等優(yōu)點。對產(chǎn)氣量大于5 000 m3/d且保持長期穩(wěn)定的井具有良好的增產(chǎn)效果與經(jīng)濟效益?！笆濉逼陂g重點圍繞連續(xù)油管與配套裝備國產(chǎn)化、選井及優(yōu)化設計等方面開展工作，形成了CT7-CT110規(guī)格的等壁厚、變壁厚的連續(xù)油管及配套的作業(yè)裝備，尺寸從 25.4 mm（1 in）到 88.9 mm（3.5 in），最大下深可達8 000 m。建立了“地質(zhì)、試氣、動態(tài)、工藝”一體化的選井標準與設計方法，大幅提升了速度管柱的應用效果，有效率達91.6%。在中國石油累計推廣應用 600多口井，累計增產(chǎn)天然氣近15×108m3。

1.4.4 氣舉排水采氣技術

氣舉具有排液范圍廣、井型受限少等特點，是大水量排水采氣的首選工藝之一?！笆濉逼陂g，針對深層氣井氣舉工具不成熟、邊底水氣田氣舉規(guī)模強排技術不配套等問題開展重點攻關，成功研發(fā)了深層高壓氣舉閥等系列配套工具，氣舉閥抗外壓達90 MPa、同心工作筒耐溫150 ℃，為深層氣井氣舉提供了工具保障。攻關形成了氣舉氣集中增壓、單井制度協(xié)同優(yōu)化、注氣自動控制等技術，構建了總站取氣增壓、小站分區(qū)配氣、單井連續(xù)氣舉為工藝特征的邊底水氣田集中增壓氣舉強排技術，在青海澀北氣田規(guī)模應用300多口井，平均積液高度由250 m降至27 m，年增產(chǎn)天然氣近5×108m3，有效保障了水侵氣田的連續(xù)穩(wěn)產(chǎn)與提高采收率。

1.5 井下作業(yè)技術

“十三五”期間，井下作業(yè)技術以支撐老油田盤活存量資產(chǎn)、提高單井產(chǎn)量，新區(qū)滿足新型開發(fā)需求為目標，加快新技術開發(fā)和工藝升級換代，在油氣水井總數(shù)不斷攀升前提下，實現(xiàn)作業(yè)總量穩(wěn)中有降（見圖4），為油氣田安全生產(chǎn)、平穩(wěn)運行提供有力技術保障。

圖4 中國石油油氣水總井數(shù)與單井年作業(yè)頻次變化情況

1.5.1 帶壓作業(yè)技術

帶壓作業(yè)是在不壓井條件下，利用專用設備進行井下施工的新型作業(yè)方式。該技術能有效縮短作業(yè)工期、最大程度減少儲集層污染，有效實現(xiàn)油氣井產(chǎn)能最大化，同時減少廢液排放對環(huán)境的影響，大幅降低施工成本，是一種高效、安全、環(huán)保的作業(yè)方式?？蓮V泛用于欠平衡鉆井、側鉆、小井眼鉆井、完井、射孔、試油、測試、酸化、壓裂等作業(yè)。該技術在國外已經(jīng)發(fā)展得非常成熟，在北美 90%以上油氣井推廣應用。國內(nèi)起步較晚，“十三五”期間開展技術攻關，取得多項重要進展。研發(fā)形成輔助式和獨立式兩大系列油水井帶壓作業(yè)機[23]，配套形成機械式和化學式兩大類管內(nèi)堵塞技術，具備了 35 MPa油水井帶壓作業(yè)能力。研制了國產(chǎn)氣井帶壓作業(yè)機，研發(fā)智能可視化井口、數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)等關鍵技術，實現(xiàn)井內(nèi)工具接箍自動探測、施工參數(shù)遠傳及安全預警等功能，具備了50 MPa氣井帶壓完井、35 MPa油水井帶壓修井能力。2020年帶壓作業(yè)實施 6 310口井，減少注入水排放 424.9×104m3，提前恢復注水 554.1×104m3，增產(chǎn)原油 23.8×104t，增產(chǎn)天然氣26.4×108m3，創(chuàng)效6.2億元，成為綠色減排的重要手段。

1.5.2 連續(xù)管作業(yè)技術

連續(xù)管作業(yè)可廣泛用于鉆井、完井、采油、采氣及修井等領域。與傳統(tǒng)作業(yè)方式相比，該技術具有效率高、工期短、儲集層傷害小、施工成本低、成功率高、安全環(huán)保等突出特點。連續(xù)管作業(yè)核心技術長期被美國壟斷?？蒲腥藛T經(jīng)過多年自主研發(fā)和專項推廣，實現(xiàn)連續(xù)管制造、作業(yè)裝備、井下工具和工藝技術等核心技術重大突破，滿足國內(nèi)市場需求的同時，大力拓展海外油氣田技術服務。通過自主攻關研制了車裝、撬裝連續(xù)管作業(yè)系列裝備[24]，研發(fā)了4大類90余種專用工具，開發(fā)了監(jiān)測預警與評估軟件，形成連續(xù)管完井、快速修井、儲集層改造、試油測試等工藝技術。50.8 mm（2 in）連續(xù)管最大作業(yè)能力達到8 100 m，完全替代進口。2020年實施連續(xù)管作業(yè)4 110井次，增油 5.74×104t，增氣 138×104m3，增注 12×104m3，與常規(guī)作業(yè)方式相比，提高作業(yè)效率3～4倍（見圖5）。

1.5.3 清潔作業(yè)技術

隨著新環(huán)保法的頒布實施，油氣田開發(fā)環(huán)保問題的性質(zhì)由“違規(guī)”上升為“違法”，加強環(huán)保問題綜合治理刻不容緩。針對作業(yè)施工過程中溢流造成的環(huán)境污染這一油氣田生產(chǎn)中最普遍、也是最難根治的問題，攻關形成井筒內(nèi)桿管清洗、井口集液回收等清潔作業(yè)技術，實現(xiàn)了作業(yè)過程井口不出液、出液不污染，為井下作業(yè)綠色環(huán)保施工提供了技術保障。2020年完成清潔作業(yè)18.55×104井次，減少固體廢棄物8.64×104t，減少廢液運輸處理83.3×104m3，在環(huán)境敏感地區(qū)實現(xiàn)了100%覆蓋，總體覆蓋率達到90%[25]。

1.5.4 自動化修井技術

傳統(tǒng)修井作業(yè)由于設備簡陋，自動化程度低，導致勞動強度大、生產(chǎn)效率低、安全性差，由氣動卡瓦、油管輸送機等機械化裝置組成的自動化修井裝備可以有效解決以上問題，近年來受到國內(nèi)外油氣田管理者的廣泛關注。“十三五”期間，國產(chǎn)自動化修井機及配套工具性能得到進一步提升，大修、小修、帶壓作業(yè)自動化已進入現(xiàn)場試驗，班組作業(yè)人員由5～7人減少到3人，工作效率與人工相當，大幅度降低工人勞動強度，安全環(huán)保水平顯著提高[26]。

2 采油采氣工程技術面臨的挑戰(zhàn)

面對當前復雜的全球政治經(jīng)濟環(huán)境，作為國家重要的經(jīng)濟支柱，油氣行業(yè)承擔著重大的歷史使命。隨著經(jīng)濟社會高速發(fā)展，油氣消費需求不斷增長，2020年石油與天然氣的對外依存度分別超過73%和43%[27]。中國石油需求預計 2025年增至 7.6×108t左右，2030年前達到（7.6～7.8）×108t峰值，2035年降至（6.1～6.8）×108t；天然氣需求預計 2025年達到（4 300～4 500）×108m3，2030年達到（5 350～5 550）×108m3，2035年達到（6 000～6 200）×108m3。面對油價劇烈波動、油氣行業(yè)利潤空間不斷下滑的形勢，國際石油公司紛紛通過技術創(chuàng)新引領，積極推進數(shù)字化智能化轉型，驅(qū)動業(yè)務重構和管理變革，提升企業(yè)核心競爭力，實現(xiàn)企業(yè)高質(zhì)量、可持續(xù)發(fā)展[28]。面對“雙碳”目標的鄭重承諾，油氣行業(yè)必須加大節(jié)能減排力度，大力發(fā)展綠色經(jīng)濟，實現(xiàn)綠色低碳轉型。新形勢下，采油采氣工程面臨著油氣開采技術難度不斷增大、數(shù)字化轉型技術仍不完善、綠色低碳技術尚不成熟等 3個方面的嚴峻挑戰(zhàn)。

2.1 油氣開采技術難度不斷增大

老油田整體處于“雙高”階段，水驅(qū)效益挖潛遭遇世界性難題。高含水老油田產(chǎn)量快速遞減，油水井規(guī)模和成本逐年攀升。剩余油分布復雜，重復壓裂、調(diào)剖、堵水等增產(chǎn)措施效果逐年變差。老油田普遍擁有大量老舊設備，故障率高、維護成本居高不下。高含水、套損等原因?qū)е碌年P停井數(shù)量巨大，治理效果不理想，造成固定資產(chǎn)的閑置浪費。

非常規(guī)資源開采成本居高不下，產(chǎn)量接替與效益開采矛盾突出。儲集層改造成本偏高，深層、頁巖油氣和特殊巖性油藏開發(fā)中，早期開發(fā)井的井間距、簇間距大，井間及縫間剩余儲量動用面臨挑戰(zhàn)，智能化精準化和遠程控制等降成本手段有待改進[29]。舉升工藝仍不完善，水平井壓裂后普遍存在初期產(chǎn)量高、短期內(nèi)產(chǎn)量快速遞減現(xiàn)象，缺乏滿足不同生產(chǎn)階段排量舉升設備，而進口寬幅電泵故障率仍偏高[30-31]。采油采氣裝備運維成本偏高，非常規(guī)資源中高溫、高壓、腐蝕氣體含量高等復雜工況普遍，造成采油采氣工程裝備故障率偏高，系統(tǒng)運維支出較大。

高含水氣田開發(fā)形勢日趨復雜，天然氣持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)難度增大[32]。老氣田低產(chǎn)低壓井逐年增多，現(xiàn)有排水采氣主體工藝效果逐年變差。深層/邊底水氣藏出水日益嚴重，大水量排水采氣技術不完善、治理效果差。水平井出水問題突出，出水機理不明，未形成系統(tǒng)有效的排水采氣技術體系?！叭摺本蛢鈳炀焖僭黾?，井筒質(zhì)量管理風險凸顯[33]。非常規(guī)油氣中深層水平井壓裂套變得到初步解決，但深層頁巖氣井套變問題仍較突出[34]。

老油田開發(fā)方式面臨重大轉型，工程技術配套仍不完善。實踐證明，規(guī)模推廣“二三結合”開發(fā)模式是今后老油田挖潛的主要方向，加大水驅(qū)注采井網(wǎng)治理和重構力度，加快化學復合驅(qū)、多元熱力驅(qū)、多介質(zhì)氣驅(qū)等提高采收率技術的工業(yè)化進程，是破解老油田“提速大、增儲小、穩(wěn)產(chǎn)難”困局的關鍵途徑。其中，化學復合驅(qū)、蒸汽輔助重力驅(qū)、注空氣火驅(qū)等工藝技術基本成熟配套，包括 CO2混相驅(qū)、烴氣驅(qū)、氮氣/減氧空氣（泡沫）驅(qū)等氣驅(qū)技術取得重大突破，但是大幅度提高氣驅(qū)波及體積技術、CO2長效埋存技術、氣驅(qū)井控技術等仍不完善，需繼續(xù)加大攻關力度，以滿足規(guī)模推廣應用需求。

2.2 數(shù)字化轉型技術仍不完善

生產(chǎn)運行數(shù)據(jù)不完整。隨著采油采氣物聯(lián)網(wǎng)建設規(guī)模擴大，采油采氣生產(chǎn)流程的數(shù)據(jù)采集內(nèi)容越來越豐富，但對于井筒內(nèi)部或近井地帶的流體分布狀況、井下工具和設備運行狀況等重要信息，仍缺乏直接測量手段，多數(shù)需要通過間接計算獲得，影響了生產(chǎn)數(shù)據(jù)的完整性和準確性，限制了分析決策的時效性。

數(shù)據(jù)資源共享不充分。部分采油采氣工程數(shù)據(jù)分散于多個系統(tǒng)、數(shù)據(jù)庫和不同部門，數(shù)據(jù)孤島現(xiàn)象依然存在。數(shù)據(jù)資源尚處于簡單匯聚狀態(tài)，缺少自動化數(shù)據(jù)分析處理工具，大量數(shù)據(jù)資料還需人工梳理、識別，尚不能以數(shù)據(jù)地圖形式提供給業(yè)務人員。

數(shù)據(jù)價值挖掘不夠深入。缺乏目標井和區(qū)塊之間跨時空數(shù)據(jù)的整合、分析與決策功能[35]。數(shù)據(jù)應用仍以傳統(tǒng)的生產(chǎn)報表展示為主，缺乏對油氣水井生產(chǎn)及設備運行數(shù)據(jù)開展動靜態(tài)結合、全過程分析、可視化展示等深入分析和應用，大量采油采氣工程數(shù)據(jù)處于閑置狀態(tài)[36]。

數(shù)字化建設標準仍不完善。各油田物聯(lián)網(wǎng)建設模式和標準不統(tǒng)一，油氣水井的數(shù)據(jù)類型、數(shù)據(jù)接口、數(shù)據(jù)頻次不統(tǒng)一，數(shù)據(jù)傳輸方式及格式缺少規(guī)范。缺乏采油采氣各專業(yè)的智能化應用標準，導致數(shù)字化建設模式不易復制和推廣，規(guī)模效益不顯著。

2.3 綠色低碳技術尚不成熟

隨著油氣田生產(chǎn)規(guī)模的不斷擴大，油氣開采的能耗總量逐年攀升。中國石油機械采油年耗電量相當于消耗250×104t原油，占油氣田開發(fā)總能耗的44%，因此迫切需要降低設備能耗和碳排放，實現(xiàn)清潔能源替代。同時，新能源發(fā)展也和工程技術突破密切相關。風光電多能互補是復雜的系統(tǒng)工程，推廣仍需較長過程。由于不同區(qū)域、不同時段、不同類型油氣水井在生產(chǎn)中所需能量存在較大差異，加上綠電供應能力和投資等原因，在短期內(nèi)仍難以實現(xiàn)能源替代。

碳捕獲、利用與封存（CCUS）的安全高效注采面臨技術難題。在建井階段老井完整性評價技術尚不完善且缺乏新井質(zhì)量控制規(guī)范；在生產(chǎn)和作業(yè)階段存在管柱腐蝕、高壓作業(yè)風險，以及氣竄、高氣液比舉升等難題，同時缺乏可靠的油藏和井筒監(jiān)測技術[37]。

壓裂、作業(yè)電代油和氣代油技術面臨推廣難題。受電網(wǎng)負荷條件、供氣條件制約，以及架接高壓線路短時應用（如壓裂）投資成本、靈活性等制約，壓裂、作業(yè)電代油和氣代油技術推廣仍存在困難。

3 戰(zhàn)略目標、戰(zhàn)略方向和實施路徑

3.1 戰(zhàn)略目標

①穩(wěn)油增氣目標。為確保在2035年前，國內(nèi)原油生產(chǎn)穩(wěn)定在2×108t、天然氣產(chǎn)量增加至2 800×108m3提供采油采氣工程技術支撐。

②數(shù)字化轉型目標。2025年完成采油采氣工程數(shù)字化轉型升級，為2035年智慧油田建設提供生產(chǎn)保障。

③綠色低碳發(fā)展目標。為國內(nèi)油公司2030年前“碳達峰”及2050年“碳中和”提供先進、完備的工程技術解決方案。

3.2 戰(zhàn)略方向

①穩(wěn)油增氣方向。今后一段時間內(nèi)，石油天然氣仍將是中國能源供應和經(jīng)濟發(fā)展的重要引擎，保持石油穩(wěn)產(chǎn)和天然氣增產(chǎn)的戰(zhàn)略方針不變。采油采氣工程技術亟需加大自主創(chuàng)新投入，重點攻關油氣經(jīng)濟高效開采關鍵技術，推進落實新油田高效建產(chǎn)、老油田長效穩(wěn)產(chǎn)、天然氣持續(xù)增產(chǎn)，保障產(chǎn)能有效接替，保障國家能源戰(zhàn)略物資的持續(xù)有效供給。

②數(shù)字化轉型方向。面對后疫情時代全球經(jīng)濟持續(xù)低迷、能源轉型勢在必行的新形勢，油氣行業(yè)的數(shù)字化轉型是擺脫困境的重要途徑。采油采氣工程技術必須深化業(yè)務需求與信息技術的融合，加快油氣井物聯(lián)網(wǎng)建設和智慧油氣田建設步伐，驅(qū)動油氣田開采業(yè)務模式和管理模式重構，實現(xiàn)降本提效和高質(zhì)量發(fā)展，推動油氣行業(yè)的轉型升級和核心價值增長。

③綠色低碳發(fā)展方向。為了堅決貫徹落實中央“雙碳”目標的工作部署，加快推進油氣行業(yè)領域綠色低碳轉型，一方面采油采氣工程亟需強化油氣開采過程中的能源消費強度和總量雙控，持續(xù)削減二氧化碳排放；另一方面應加快建設 CCUS示范區(qū)和多能互補示范區(qū)。

3.3 實施路徑

在穩(wěn)油增氣、數(shù)字化轉型、綠色發(fā)展 3大戰(zhàn)略方向框架下，以 5大主體技術的創(chuàng)新集成為載體，構建采油采氣工程技術中長期戰(zhàn)略發(fā)展路徑。

3.3.1 多策并舉突破技術瓶頸

突破剩余油挖潛界限、實現(xiàn)老油田可持續(xù)發(fā)展。提高分層注水精度，提高重復壓裂、堵水等工藝措施成功率和有效期，不斷突破老油田水驅(qū)提高采收率極限。優(yōu)化舉升系統(tǒng)設計和運行，有效控制油井生產(chǎn)運行成本。深化高含水油田套損機理及規(guī)律研究，突破套損井低成本修復和長關井治理技術，探索大幅度提升老油田剩余油挖潛空間的有效途徑。

突破工藝、材料和設備技術界限，保障非常規(guī)資源的產(chǎn)量接替和效益動用。攻關低成本壓裂工藝、壓裂材料和配套工具，優(yōu)化壓裂設計方案，提高非常規(guī)油氣藏儲集層改造效果，進一步延長非常規(guī)資源的儲集層改造有效期，降低增產(chǎn)措施成本。開發(fā)深井、超深井及非常規(guī)油氣井舉升工藝，實現(xiàn)油氣井的長期、可靠、經(jīng)濟運行，降低生產(chǎn)運行成本。推廣應用自動化修井、清潔作業(yè)、帶壓作業(yè)等綠色高效井下作業(yè)技術，提高施工效率，降低油氣田運維成本。

完善氣井增產(chǎn)工藝技術，大幅延長氣田高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)期。深化氣井產(chǎn)水機理研究，優(yōu)化排水采氣時機和排水采氣工藝參數(shù)，有效延長氣田持續(xù)上產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)周期。攻關頁巖氣井套損機理及治理技術，降低氣井生產(chǎn)運行成本，延長氣井生產(chǎn)運行壽命。攻關高溫、高壓氣井井筒完整性及安全防護技術，提高氣田/儲氣庫生產(chǎn)的安全性和可靠性。

3.3.2 信息技術推動業(yè)務重構

構建采油采氣全流程物聯(lián)網(wǎng)系統(tǒng)。研制開發(fā)采油采氣關鍵環(huán)節(jié)測試及智能裝置，包括井下無線分層注入/分層采油裝置、井下泵功圖測試儀、壓裂車組遠程智能測試系統(tǒng)等，打造在線診斷、遠程監(jiān)督、智能運維的采油采氣智能裝備管理方案。

建立采油采氣工程多業(yè)務數(shù)據(jù)共享平臺。開發(fā)基于數(shù)字孿生和區(qū)塊鏈技術的智能注采系統(tǒng)、采油采氣生產(chǎn)運維系統(tǒng)，整合采油采氣工程管理中的數(shù)據(jù)資源，優(yōu)化重構業(yè)務流程，形成油藏、采油、信息等多專業(yè)協(xié)同、數(shù)據(jù)安全共享的采油采氣信息管理平臺。

開發(fā)采油采氣工程智能分析決策系統(tǒng)。利用大數(shù)據(jù)和人工智能技術，開發(fā)油氣水井智能管控系統(tǒng)、采油采氣工程措施智能化監(jiān)督與決策系統(tǒng)、采油采氣裝備智能運維系統(tǒng)等，打造“智慧油氣工程大腦”。

建立采油采氣工程智能化標準體系。包括采油采氣物聯(lián)網(wǎng)建設標準、油氣水井智能管控標準等，為智慧油田標準化管理奠定基礎。

3.3.3 跨學科攻關打造核心技術

利用多能互補技術改造油、氣、水井動力系統(tǒng)，實現(xiàn)油氣田生產(chǎn)過程零排放。研發(fā)以單井、井組為單元的井場智能供電模式，有效解決開發(fā)與節(jié)能、綠色低碳的協(xié)調(diào)關系，有效降低投資成本，實現(xiàn)低碳供能。

利用油改電技術對高能耗裝備進行節(jié)能改造，實現(xiàn)油氣田維護過程零排放。重點開展內(nèi)燃機驅(qū)動修井機、壓裂機組、鉆井液泵等設備的油改電應用。

利用CO2采油技術實現(xiàn)提高原油采收率和CO2的有效埋存。攻關CO2分層注入、高效舉升、井筒防腐、密閉作業(yè)等技術，有效提高非常規(guī)原油采收率。提高CO2壓裂技術水平，減少儲集層傷害和措施能耗，提高開采效率，同時實現(xiàn)CO2的永久地質(zhì)封存。

4 采油采氣工程技術展望

4.1 精細分層注入技術

攻關特殊工況分層注入技術，進一步拓展分層開采技術應用范圍。優(yōu)化設計耐高溫高壓井下永置式分層注水工具，滿足高溫井精細化生產(chǎn)的要求。攻關采油井精細認識挖潛技術與裝備，包括光纖產(chǎn)液剖面動態(tài)監(jiān)測、分層取樣與測試等技術。繼續(xù)完善第4代分層注水技術，進一步降低裝備和工具成本。攻關高礦化度水分層注入工藝技術，滿足海上油田注水開發(fā)需求。攻關分層注氣工藝技術，進一步提高措施可靠性，滿足老油田氣驅(qū)開發(fā)轉型需求。

提高設備、工具和工藝數(shù)字化水平，打造智能分注技術體系。攻關注水井井筒無線通信核心技術，大幅度提升通信效率，發(fā)展可滿足帶壓作業(yè)的精細分注技術。

推進分層注采精細化管理，打造油田水驅(qū)綠色低碳開發(fā)模式。加強油藏與工程一體化研究，強化注入端和采出端的對應變化，實現(xiàn)對油藏剩余油分布規(guī)律的精準分析，深化對油藏非均質(zhì)性及流動條帶的認識，動態(tài)實時、精準掌握剩余油賦存狀態(tài)。建立注采井組精細化聯(lián)控模型，形成對智能注采井組精細分注、精細調(diào)整的聯(lián)控機制，實現(xiàn)注水總量最小化和提高采收率水平最大化，減少水資源浪費和注入能耗。攻關CCUS/CCS新老井完整性評價技術、高壓密相注入技術、低成本注氣完井及分層注氣工藝技術等，推進CCUS示范工程項目建設，助力國家雙碳目標實現(xiàn)。

4.2 高效舉升工藝技術

攻關新型高效舉升關鍵技術，提高復雜油氣井舉升工藝適應性。突破深層電動潛油螺桿泵舉升技術，滿足深層油藏高效開發(fā)需要。攻關頁巖油、致密油等非常規(guī)原油寬排量電泵技術，實現(xiàn)全生命周期高效運行。提高3 500 m以淺抽油機可靠性，解決桿管磨損及檢泵周期短問題。攻關3 500～8 000 m深井—超深井人工舉升技術及低成熟頁巖油高效加熱技術、高溫井筒工具、新型機采裝備，提前做好技術儲備。

開展油氣井智能化生產(chǎn)關鍵技術研究，打造油氣井智慧生產(chǎn)模式。攻關有桿泵井高性能井下電池、井下自充電及井下數(shù)據(jù)采集與傳輸技術，形成不同類型油氣井經(jīng)濟有效數(shù)據(jù)采集及傳輸模式。研發(fā)物聯(lián)網(wǎng)和大數(shù)據(jù)驅(qū)動的油井生產(chǎn)優(yōu)化決策軟件并建立相關技術標準，實現(xiàn)實時工況診斷、故障預警、數(shù)字計量、遠程管控等功能。研發(fā)不同類型油井基于邊緣計算的智能控制裝置，打造自采集—自分析—自調(diào)控智慧生產(chǎn)模式，實現(xiàn)全自動運行和無人值守。

開展機采井節(jié)能減排示范工程建設，探索零碳生產(chǎn)新途徑。研發(fā)低成本智能間抽技術并規(guī)模推廣、開展高能耗抽油機井節(jié)能改造示范工程建設，提升低產(chǎn)低效油井節(jié)能降耗規(guī)模效益。研究風光電多能互補機械采油技術，包括間抽井多能互補優(yōu)化配置技術和經(jīng)濟技術界限研究、平臺井風光電多能互補優(yōu)化配置與生產(chǎn)制度優(yōu)化及能量存儲技術研究等。攻關 CCUS高氣液比高效舉升技術和低成本井筒防腐阻垢技術，實現(xiàn)全生命周期低成本井筒防腐和不同含氣階段的高效舉升。

4.3 精準儲集層改造技術

持續(xù)攻關不同類型復雜巖性儲集層和非常規(guī)油氣儲集層改造關鍵技術，進一步擴大應用范圍。攻關適用于7 000～8 000 m超深油氣評價與開發(fā)井、3 500 m以深頁巖油氣井、500 m煤層氣井的強化體積壓裂增產(chǎn)技術，解決措施操作性不強和成本高的難題。攻關復雜巖性和大水平應力差低脆性儲集層、大平臺布多井、超長水平段、裸眼完井及復雜井筒條件的儲集層改造技術，加深機理、工具和材料研究，解決人工裂縫與井網(wǎng)井距的匹配難題。研發(fā)低成本無水或少水壓裂、可控電脈沖的沖擊波增產(chǎn)、層內(nèi)爆炸壓裂等技術，解決低產(chǎn)低效井開發(fā)難題。針對老油氣田套損井、篩管完井、有堵塞的裸眼井筒，開發(fā)可實現(xiàn)水平井密切割分段壓裂的井筒重構和分段工具，如利用膨脹管、二次完井固井、化學封堵等技術對重建后的長水平井進行改造。研發(fā)極寒、極地、深水、沙漠等極端環(huán)境探井改造技術，解決地面設備和材料適應性難題。

加快儲集層改造智能化建設步伐，實現(xiàn)精準儲集層改造。開發(fā)擁有自主知識產(chǎn)權的地質(zhì)工程一體化壓裂設計軟件，實現(xiàn)地質(zhì)油藏數(shù)值模擬和水力裂縫模擬之間的無障礙數(shù)據(jù)流。升級電驅(qū)動壓裂裝備，實現(xiàn)低成本、大功率就地發(fā)電和遠程精確控制。開發(fā)可遠程無線控制的井下分層分段工具，實現(xiàn)壓裂工藝精準化。開發(fā)可遠程決策和智能運維的網(wǎng)絡系統(tǒng)并建立相關技術標準，現(xiàn)場實時開展復雜裂縫分析診斷，實現(xiàn)壓后評估與壓前預測互相印證。

攻關 CO2壓裂和埋存關鍵技術，實現(xiàn)措施全過程零排放。攻關電驅(qū)動壓裂裝備及車組，實現(xiàn)壓裂施工全過程零排放。攻關CO2大規(guī)模壓裂和返排控制工藝，改善增產(chǎn)改造效果，同時進一步提高CO2埋存效率。

4.4 長效排水采氣技術

攻關復雜類型氣井排水采氣新技術，保障氣井穩(wěn)產(chǎn)和氣田提高采收率。攻關低產(chǎn)低壓井復合排水采氣技術，滿足產(chǎn)量低于3 000 m3/d氣井的排水采氣需求。突破水平井排水采氣技術，研制不同類型水平井和不同管柱結構的水平段排水采氣工藝。完善致密氣、頁巖氣完井排水采氣一體化技術。攻關邊底水氣田地質(zhì)工程一體化綜合治水技術。攻關深層氣井排水采氣工藝技術。

創(chuàng)新排水采氣智能管控技術，推動氣井生產(chǎn)數(shù)字化發(fā)展智能化轉型。開發(fā)氣井智能生產(chǎn)管控平臺，實現(xiàn)不同類型氣井積液預警、故障診斷、參數(shù)優(yōu)化和智能管控。研制泡排智能加注和消泡裝備、柱塞氣舉智能監(jiān)測與控制裝置，實現(xiàn)氣井生產(chǎn)無人值守。

發(fā)展綠色低碳排水采氣關鍵技術，大幅降低投資和碳排放。重點發(fā)展氣井風能/太陽能柱塞氣舉技術、氣井風光互補泡沫排水采氣智能加注和消泡技術等。

4.5 智能井下作業(yè)技術

大力發(fā)展特種作業(yè)，拓展業(yè)務范圍。升級國產(chǎn)氣井帶壓作業(yè)裝備和技術，提升核心部件性能，大力推廣低壓氣井低成本帶壓作業(yè)，攻關“三高”氣井作業(yè)技術，實現(xiàn)高溫、高壓、高含硫氣井自主作業(yè)能力。攻關高壓/超深井/超長水平段連續(xù)管、非金屬智能連續(xù)管裝備及作業(yè)技術，形成連續(xù)管作業(yè)技術體系。

全面推動井下作業(yè)智能化轉型升級。攻關高效率、高可靠管/桿自動起下及上卸扣技術。提升帶壓自動化作業(yè)系統(tǒng)集成控制技術。攻關井下高精度傳感器、井下通信及控制技術，開展井筒智能檢測、側鉆井原位取心與測量一體化技術、智能可視化修井技術等方面研究，形成完整的井下作業(yè)智能設備體系。加快井下作業(yè)信息化平臺、智能檢測與數(shù)字化井筒、遠程控制專家決策平臺和標準體系建設及應用，充分發(fā)揮“互聯(lián)網(wǎng)+”技術的集群效應，實現(xiàn)井下作業(yè)規(guī)范、統(tǒng)一、安全、高效管理。

大力提升綠色環(huán)保新技術。持續(xù)完善清潔作業(yè)工藝技術，實現(xiàn)作業(yè)全過程無油氣泄漏。推廣作業(yè)機電代油、氣代油技術。攻關CCUS全密閉安全作業(yè)技術，保障安全高效施工。大力實施井筒質(zhì)量提升工程，包括不同類型套損套變井治理技術、深層頁巖氣等復雜儲集層套損套變機理與預防、“三高”井及儲氣庫井完整性管理技術，降低安全環(huán)保風險，及時消除安全隱患。

5 結語

采油采氣工程技術為油氣田開發(fā)提供關鍵實施途徑，經(jīng)過多年積累，已經(jīng)建立起完備的采油采氣工程技術體系，“十三五”期間分層注入、人工舉升、儲集層改造、排水采氣、井下作業(yè)等主體技術均取得重要進展，為實現(xiàn)老油田持續(xù)挖潛、新建產(chǎn)能效益動用提供了關鍵技術保障。當前是能源行業(yè)全面轉型的關鍵時期，采油采氣工程面臨油氣開采技術難度不斷增大、數(shù)字化轉型技術仍不完善、綠色低碳技術尚不成熟等3方面重大挑戰(zhàn)，為此建立了以穩(wěn)油增氣、數(shù)字化轉型和綠色發(fā)展為方向的采油采氣工程總體戰(zhàn)略，確定了多策并舉突破技術瓶頸實現(xiàn)有效益的穩(wěn)油增氣、信息技術推動業(yè)務重構實現(xiàn)低成本數(shù)字化轉型、跨學科攻關打造核心技術突破零碳技術瓶頸等綠色發(fā)展實施路徑。今后，采油采氣工程技術將聚焦精細分層注入技術、高效舉升工藝技術、精準儲集層改造技術、長效排水采氣技術及智能井下作業(yè)技術 5個重點研究方向開展攻關，為中國油氣行業(yè)的轉型升級和高質(zhì)量發(fā)展提供工程技術支撐。