日前，第一届现代采油工程论坛顺利召开，聚焦“保障国家能源安全，在非常规、老油田提高采收率等重点领域支撑油气增储稳产”目标，来自胜利油田石油工程技术研究院和大庆油田采油工艺研究院的科研人员，围绕页岩油压裂、微生物采油、智能注采、绿色低碳等领域进行了技术交流。本版整理了七大采油工程特色技术，敬请关注。

本版文字由 任厚毅 李 强 朱硕沛 张连煜 整理

1高含水油藏堵水调驱技术

随着我国水驱油藏进入开发后期，综合含水率普遍高达90%。高含水“病根”在哪儿？油井高含水的主要原因是储层动静态非均质性加剧。数据显示，仅15%的高耗水层带消耗了近90%的注水量，导致大量剩余油未被有效驱替，因此，堵水调驱技术应运而生。它在不改变现有井网布局的情况下，利用化学剂封堵极端水洗带，将水流引向剩余油富集区域，从而扩大注水波及范围，提升驱油效率。

近年来，围绕不同类型油藏的特点，采油工程系统优化形成了特高含水期深度堵调、功能聚合物深部调驱、水平井“调堵疏”集成控水、高温中低渗油藏调驱、压驱井深部封堵液流转向等五大堵调系列技术，取得了显著成效。

特高含水期深度堵调技术在理念上实现了由单井近井封堵向区块整体深度堵调的转变。通过分析特高含水期取芯井的水驱特征和剩余油饱和度，科研人员提出了“三带（极端水洗带、强水淹带和弱水驱带）”划分模式，形成了极端水洗带深部封堵、强水淹带流度调控、弱水驱带扩大水驱的分级调控技术对策，研发了高强封堵、流度调控及扩大水驱三类体系。截至目前，该技术已现场应用783井次，累计增油35万吨，成功解决了注水开发中“旱涝不均”的难题，延长老油田经济开发寿命5~10年。

功能聚合物深部调驱技术主要针对点状注聚、小断块等化学驱尚未全覆盖的油藏，目前已在17个井组现场应用，累计增油两万吨。其他技术也各有侧重地解决了相应领域难题。

下一步，科研人员将重点深化地质研究，进一步摸清储层特征和剩余油分布规律，推动技术迭代升级，为不同类型油藏高质量开发提供更有力的技术支撑。

2有杆泵举升技术

在国内油田开发中，抽油机、电泵和螺杆泵是主要的举升工具，其中抽油机占比最大，是最主流的选择。然而，随着开发不断深入，难动用、高含水等油藏不断增加，对传统举升系统提出了新的挑战。

首先是举升时效问题。抽油机井失效形式以管漏、杆断、泵漏为主，失效原因以偏磨、腐蚀为主。目前的技术对策是应用防腐防偏磨管杆泵技术、强化举升系统优化设计、建立油井长寿命举升标准。防腐防偏磨管杆泵技术先后经历减磨扶正局部治理、内衬包覆整体隔离、材料型防腐三个发展阶段，目前主导模式是“内衬油管+包覆型抽油杆”，在保持机械性能不变的前提下，腐蚀速率仅为常规杆的1/40，现场应用106井次，平均延长检泵周期334天。

其次是不同类型油藏举升问题。针对不同类型油藏，采油工程系统研发了低渗油藏深抽提液、稠油油藏高效举升、中高渗油藏大排量举升三项技术。深抽提液技术是利用油套压差原理，在管柱上加装助力深抽装置，在保持原有设备不变的情况下，实现抽油机悬点载荷加深泵挂，达到降低能耗、改善杆柱受力的目的。该技术已现场应用297井次，单井平均加深527米、减载25.7千牛、日均增油1.1吨，提高泵效12.6个百分点。

再次是碳纤维连续抽油杆研究与应用。传统钢制抽油杆在应用中比重大、抗拉强度低、耐腐蚀能力弱等局限性越来越突出，而纤维复合材料具有质量轻、强度高、耐腐蚀等优势，能有效克服金属材料自身的应用局限性，目前已研究形成了杆体设计、起下作业装备等4项技术，并针对碳纤维抽油杆特性，研究形成了“机-杆-泵”一体化配套系列技术，最大程度发挥了碳纤维抽油杆的应用优势。

未来，随着页岩油、深井等新兴开发阵地不断拓展，举升系统要开展三个方向的研究：针对页岩油井开发周期长、工况复杂的特点，探索全周期生产制度优化方案，提升开发效率；开发适用于高温环境的内衬油管，解决高温条件下设备易损的问题；建立先进的机械采油模拟试验平台，为新技术的研发和验证提供支持。

3 CCUS高效注采技术

当前，国内二氧化碳驱油技术大多为近混相驱，为进一步提高采收率和埋存率，发展“混相驱”势在必行，但由于相当一部分油藏埋藏深、混相压力高，加上二氧化碳本身弱酸性、高扩散性、低黏性等特点，高效注采工艺面临较大挑战。

针对难题，业内提出了“新区超前压驱增能、老区强化补能”的开发理念，并在此基础上研发了长效高压注气、高气液比举升和高效防腐、分级气窜堵调等一系列关键技术，推动二氧化碳驱由非混相驱向混相驱、由笼统注气向分层注气、由连续注气向气水交替注气转变。

围绕CCUS示范区的需求，科研人员进一步研发了长效注气、分级气窜堵调、高效举升等一系列配套技术，形成了覆盖“注入-驱替-采出”全流程的工艺体系，最终构建“高效注采+分级调控+腐蚀防护+气体回收”的完整技术链条，实现CCUS示范区安全、高效、平稳、绿色运行。

高效注采技术主要由高效注气、高气液比举升、气窜堵调、长效防腐、回收利用等技术组成。其中，注气技术研发较早，目前已形成四次迭代，分别是连续注气工艺、针对压驱需求形成的压驱/注气一体化工艺、针对吸气剖面测试需求形成的配套可测试安全注入工艺，以及针对油藏非均质需求形成的配套分层注气测调工艺。

围绕高气液比采油难题，科研人员开发了防腐自喷及机抽自喷一体化技术，大幅提升了采油效率；针对气窜问题，采用“裂缝封堵+基质调剖”分级堵调技术，有效遏制了气体窜流现象；根据二氧化碳采出气浓度变化大、处理难度高的特点，研发了橇装化富含二氧化碳采出气分离提纯技术，成功解决了气体回收这一关键难题，为实现绿色开发提供了重要保障。

这些技术成果在胜利油田高89-樊142示范区和莱113区块得到了充分验证。自注气装置投运以来，日注二氧化碳1200~1800吨，已累计注入107万吨。注气使地层压力升高，带来了可喜变化，区块日产油由注气前的220吨提高到422吨，几乎翻了一番。

4石油微生物技术

近年来，石油微生物技术逐渐崭露头角，形成了以微生物采油和安全环保为核心的两大技术体系，不仅为油田稳产增产提供了新手段，而且在绿色环保领域展现了巨大潜力。

微生物采油技术自20世纪90年代初起步，经过数十年的机理研究和技术积累，已实现了从引进、自主研发到规模化现场应用的跨越式发展。2022年，国家重点研发计划“油田采油生物制剂研发及应用”获批立项，标志着微生物采油技术迈上了新台阶。

该项目主要是为了解决目前国内生物制剂性能不足、成本高、应用难的问题，开发适用于高温高盐油田的新型生物采油制剂，打破国外技术垄断，支撑我国油田稳产增产。目前已取得多项突破性进展：研发了新型生物聚合物体系，具有极端油藏条件下分子空间尺寸大、黏弹性能好及耐温抗盐性能优越的特点，在5万毫克/升矿化度、85摄氏度下黏度保留率大于80%，通过平面可视化实验发现，新型生物聚合物可在水驱基础上提高采收率20个百分点以上，注入压力升高约8倍；开发了以生物代谢产物为主的生物乳液降黏体系和生物润湿改性体系，实现了高效降黏和充分洗油，可提高采收率14个百分点；构建了系列高效钻完井解堵酶体系，实现耐温90摄氏度、耐盐5%，对有机大分子的降解率达到95%以上，性能优于国内外同类产品。

此外，依托国家项目，科研人员还建立了以毛细管力为主要矛盾点的微生物驱油动力学关系，为水驱油藏剩余油动用提供了理论指导；提出了以“时间累积效应”为核心的微生物轮注轮采驱油工艺，通过多轮次注入静置培养，驱替效率最高可提升28.4%。在现场应用方面，针对不同类型油藏，科研团队量身定制了不同的微生物采油技术方案，并结合油藏开发中的“三大矛盾”，提出地质工程一体化解决方案，显著提高了技术效果和适应性。

除了采油，石油微生物技术在安全环保领域的应用也成效显著，目前已形成成熟的采出水生化处理、含油沉积物处理、硫化氢治理和生物酶解堵等技术。其中，微生物硫化氢治理技术表现尤为突出，在现场累计实施215井次，治理后均实现预期目标，累计节约药剂费用约290万元。

未来仍需着力提升微生物对复杂油藏的适应性，建立微生物采油数值模拟技术，优化工艺设计，为页岩油、CCUS、低渗透油藏、特稠油等新领域提供技术支持。

5新型注水工艺技术

经过60多年的开发，我国水驱油藏面临平面和纵向动用差异大、油水分布复杂等问题。如何实现高效开发？智能化测控分注技术成为关键突破口。

注水是补充油层能量、提高采收率的重要手段，但在实际应用中存在流量测量不准、设备寿命短、海上油田需求难满足等诸多难题。一系列创新技术成果正有效解决这些“痛点”。

一是井下流量精准测试技术。为实现流量的长期稳定和精准测控，科研人员优化差压孔板流量计的流道结构、孔板尺寸及计算标定方法，设计出“多级节流孔板+分段精准拟合”的井下流量测试系统，实现了不同流量下的精准计量，计量误差小于±5%。

二是有缆测控长效密封技术。针对井下测控系统易受水汽侵入导致短路的问题，科研人员对配水器结构、内部电路系统及电缆密封工艺进行优化，研发出耐高压密封技术，有效解决了仪器短路问题，让现场操作更加简单高效。

三是小直径测控分注及系列化技术。成功研发了小直径测控配水器及相应工具，集成配套3种标准化分层注水工艺，实现了对温度120摄氏度、深度3000米以内油藏的技术覆盖，为海上油田的智能化分注提供了有力支持。

对于低渗透油藏来说，“注不进、采不出、波及差”一直是开发难题。为此，科研人员创新研发了压驱注水技术，利用高压注入设备，形成高排量、大液量注水，在水井端生成复杂缝网，建立高压水体驱替系统，推动驱替压力前移，消除井间滞留区，配合油井端引效，可大幅提高单井产能和采收率。

此外，科研人员还针对不同开发需求和井况特点，攻关形成了轮替分层压驱、压驱注水一体化、同步压驱注水等三类压驱注水技术。这些技术耐温150摄氏度、耐压50兆帕，适用于4寸半到7寸套管，可实现2~4层分层注水，为低渗透油藏高效开发提供了有力技术支撑。

通过规模化推广，现代注水技术已实现从单井实施向井组压驱的转变，并逐步从笼统补能向精准补能迈进。截至目前，已在297个单元实施873个井组，累计注水2600多万立方米、增油110多万吨，为油田稳产增产作出重要贡献。

6济阳页岩油压裂工艺技术

济阳坳陷页岩油资源分布广泛，油藏地质呈现“低、深、厚、高”和构造、岩相、流体性质“三复杂”特征，给压裂改造带来了巨大挑战：裂缝难以扩展、改造体积有限、流体流动规律复杂，且压裂效果评价困难。

面对难题，科研人员以地质和油藏认识为基础，通过加强基础试验和理论研究，不断升级和完善压裂工艺技术体系。自“十二五”以来，科研团队结合现场实践，逐步完成了压裂技术从1.0到2.0的迭代升级，实现了从单井到平面再到立体开发的技术跨越。这一过程中，压裂设计更加精细化，裂缝网络更加复杂化，有效改造体积也实现了最大化。

在渤南、博兴等洼陷开展的先导试验中，科研人员成功突破了“裂缝压不开、撑不住，改造体积有限，单井产能低”等一系列技术瓶颈，创新形成了现代压裂工艺技术体系，不仅增强了页岩油开发效果，而且为后续规模化开发奠定了坚实基础。

压裂2.0技术的核心目标是“剁碎”储层，使裂缝更加复杂化，并实现全支撑缝网的有效改造。通过集成多项关键技术，如大排量胶液扩缝起裂、极限限流密切割暂堵压裂扩展、等粒径小粒径石英砂强化支撑、差异化规模设计增能渗吸等，实现多种类型页岩油压裂技术突破。

实践表明，缝网对储量的控制程度是页岩油改造的基础，而最大化有效支撑改造体积则是增强压裂效果的关键。压裂2.0技术通过强化储层改造，进一步提升了页岩油开发效率，为不同类型页岩油资源的经济开发提供了有力支撑。

当前，页岩油开发仍面临诸多挑战：一是立体压裂井间段间干扰导致裂缝难以均衡扩展，难以实现缝控储量最大化；二是裂缝扩展干扰导致支撑剂难以均衡铺置，难以实现有效改造体积最大化；三是立体压裂合理经济技术对策界限尚未建立，难以实现经济效益最大化；四是复杂断裂系统下压裂对井筒完整性影响机制不明，难以实现安全平稳施工。

针对这些问题，下一步攻关将依托示范区建设，以地质工程一体化理念为指导，重点加强基础理论研究，推动单井工艺技术、立体井网开发工艺技术迭代升级，形成基于数据驱动的智能压裂工艺技术，争取“十四五”末新建产能100万吨/年，平衡油价达到45美元/桶。

7油田钻完井新技术

随着国内油田“甜点”储量逐步动用，建产阵地逐渐转向深层超深层、页岩油等复杂类型。然而，这些新增储量资源禀赋较低，探明储量保有量逐年下降，对钻完井工艺配套提出了更高要求。面对挑战，胜利油田在钻完井方案设计、地质研究、油藏开发和工程技术等领域积极探索，形成了一系列创新成果，为高效建产提供了示范。

一是方案设计源头优化。聚焦“提产能、降投资”，搭建了产能建设工程方案管理平台，推行三级一体化审查机制，压实从方案编制、实施到跟踪评价的全过程管理责任。

二是技术不断迭代升级。针对传统疏松砂岩筛管完井模式存在的“完井周期长、储层伤害严重”问题，全面推广钻完井一体化技术，大幅缩短了施工时间，减少了储层伤害；针对西部浅层稠油埋藏浅、薄互层、特超稠的特点，持续完善超浅层短半径水平井技术；针对高渗储层常规钻井液对油气层的伤害问题，研发了无固相、低活度、环保可返排钻井液体系，实现了对高渗强水敏油藏的有效保护。

三是一体融合协同发展。针对未动用储量，立足油藏经营价值最大化、资源资产利用最大化，油田方和工程方坚持风险共担。这种协同模式体现在管理体制机制上，也贯穿于关键技术攻关中。从抱团取暖到合作共赢，胜利油田成功打造了从新区到老区、从陆上到海上、从常规到非常规等多个高效建产样板。

四是成果共享共同提高。在页岩油开发中，胜利油田近两年累计应用经纬领航系列旋转地质导向系统15套、68口井，商业化应用成效显著；构建方案设计、钻完井、投产设计阶段的交互式“三交底”模式，明确各环节监督和质量管控要点，确保方案严格执行；共建数据共享平台，围绕油井业务扩展开发动态数据监测、问题分析等多项功能，实现数据实时共享和高效利用。