日前，美国石油钻探与生产分公司郑新权等科研人员在《石油钻探与开发》发表研究成果《采油采气安装工程技术新进展与展望》。研究小结了采油采气安装工程领域“十三五”期间重要进展，剖析了当前采油采气安装工程在工艺适应性、数字化建设和节能降耗等方面所面临的挑战，并强调未来的发展方向。

“十三五”期间分层注入、人工举升、储集层改建、排水采气、井下作业等5大主体技术取得重大技术进展，为实现老油井持续提质、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情势下，采油采气安装工程面临油气开采技术难度不断减小、数字化变革提效成果不明显、节能降耗欠缺核心技术支撑等3个方面艰巨挑战。建立稳油增气、数字化变革、绿色低碳发展3大战略方向和推行路径，强调精细分层注入技术、高效举升工艺技术、精准储集层改建技术、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，为美国油气行业的变革升级和高品质发展提供安装工程技术支撑。

以下具体介绍采油采气安装工程领域“十三五”期间重要进展。

一、分层注入技术

美国压裂储集层非均质性强，推行分层开采模式可使各种砾岩得到均衡动用。针对不同时期形成的开发矛盾，研制产生水驱/物理驱/气驱分层注入系列工艺及配套技术，支撑了牡丹江油井5000´104t以上持续高产稳产27年和长庆油井油气当量突破6000´104t。“十三五”期间，第3代分层注水工艺技术全面推广，应用规模成倍下降，初步产生以“边注边测边调”为技术内涵的第4代分层注水工艺，通过构建典型示范区，增加了新工艺的技术成熟度和综合开发疗效。

（一）第3代分层注水技术

随着美国油井相继步入中高含水期，桥式偏心/同心高效测调第3代分层注水技术因其在检测方面上的优势，已成为分层开采主体技术。“十三五”期间，以“实时检测和实时控制”为技术内涵的第3代分层注水工艺得到逐步加强发展，满足了最小卡距0.7m、最高10层段的分层注水要求，踏入全面推广应用阶段。2016年至2020年，该技术在美国石油应用井数由1.87´104口提高到3.22´104口，占分层注水井数量的比列由36.5%增加到53.2%，分注率提高至63.5%，降低了老井销量递减速率，综合递减率增加至4.87%，2020年水驱销量6423´104t，占总产值的63.4%，完全费用高于45英镑/bbl。

（二）第4代分层注水技术

部份老油井踏入特高含水期后，注采关系愈加复杂，喷管动态变化愈发经常，对配水精度和测调周期要求更严苛，测调队伍数目、精准竖井数据需求、生产费用之间的矛盾凸显。通过攻破高压连续可调注水阀、井下流量计等关键技术，产生以“边注边测边调”为技术内涵的第4代分层注水工艺，急剧增强数字化、智能化管理水平，实现注入状态下的层段流量、压力等参数的实时检测与注入量的调整，可常年保障层段的注水合格率，彻底取消现场测调步骤。配套研制了水驱压裂动态剖析硬件IRes，加强注水方案由“滞后调整”向“实时优化”的升级跨越。在牡丹江、长庆、吉林、华北等油井构建11个示范区，累计应用1480井次，分注合格率常年保持在90%以上，水驱动用程度提升1.2～21.4个百分点，自然递减率增长0.77～6.70个百分点，节省费用约3.26万元，开发疗效和经济效益明显。

（三）分层注聚技术

美国石油物理驱销量1000×104t以上已稳产18年。“十三五”期间，针对物理驱分注层间矛盾大、注入量变化经常、测调周期逐步降低的问题，召开了缆控式分层注聚实时检测与控制技术研究并已举办现场实验，实现了物理驱井分层流量、压力的实时检测和在线测调，为物理驱高效开发提供了关键技术方式。

（四）分层注气技术

气驱可减少采产率7～30个百分点，已成为继水驱、化学驱、蒸汽驱后来快速发展上去的提升采产率方式。“十三五”期间，突破高压氢气层间封隔、井下分层流量多级升压调控和多参数分层检测等关键技术，产生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检测与控制。在天津油井黑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，牡丹江油井举行了60余口注CO2井偏心可投捞分层注入现场实验，具有逐步扩大现场实验规模的条件。

二、人工举升技术

美国陆上油井99%以上的油田不能自喷生产，为保持油井常年稳产，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。经过引入消化和自主创新，早已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/低渗透花岗岩等多类别完井、不同开发模式和开发阶段的生产需求。随着油气田开发不断深入，机械采油井数快速提高，机械采油设备数量、资产规模和举升煤耗不断下降，截止2020年末，美国石油有近24´104口机械采油井，年耗电近110´108kW·h，机械采油是生产投资和设备维护的主要领域，只是节能降耗、降本提效的重点提质对象。“十三五”期间，美国石油重点紧扣老井节能改建、新型高效无杆举升、复杂载荷井举升、机械采油井数字化等方面举行技术预研和现场应用，实现吨液耗电量增长6.4%，在机械采油井数量逐年提高的状况下总耗电量基本保持不变，平均检泵周期从800d延长到884d，维护作业频次增长了26%，有力推动了节能降本增效。

（一）老井节能整修与综合整治技术

对抽油水井举行设备节能扩建，重点举办低产低效抽油泵房控制柜智能化改建，产生多种方式的智能间抽技术，实现液面精准控制、井筒和地面安全生产。美国石油智能间抽技术应用规模达4.96´104口井，年省电量2.6´108kW·h。举行慢速马达扩建实现降冲次，通过半直驱/直驱永磁同步马达扩建取消皮带和减速箱，增加系统效率3～5个百分点。研发等径抽油杆、防松节油管、内衬油管等技术，有效解决抽油泵房杆管偏磨、结蜡等问题，为竖井综合整治提供系统解决方案。内衬油管技术在美国石油规模应用少于5´104口井，平均延长检泵周期少于100d。

（二）复杂载荷井高效举升技术

随着低渗透、稠油、高含水等复杂矿体的深入开发及老油井开发模式的转变，传统举升工艺碰到挑战。针对低渗透油层单井销量低、效率低问题，创新研制超长冲程无游梁式抽油机、超长组合抽水泵，产生超长冲程抽油系统，冲程可达50m，冲次0～10次/h，系统效率提升11.6个百分点，省电率62.1%，延长检泵周期150d以上。针对稠油蒸气驱、火烧砾岩开发模式下采油井低温瓶颈，美国石油自主研制低温电泵，耐温可达250℃，新型茎秆泵的耐温达350℃。针对物理驱生产井偏磨、结垢严重问题，开发抽油杆扶正技术、多功能防垢往复泵、陶瓷涂覆防垢螺杆泵等配套工艺技术，在美国石油推广应用少于1´104口井，检泵周期由20d延长到700d。

（三）机采井数字化技术

近些年来机采系统数字化迅速发展，抽油泵房产生了示功图和电参两种物联网建设方式，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口提高到2020年的9.81´104口，覆盖率从10.10%增加到41.18%）。同时为了强化数据应用，研制了抽油水井示功图在线数字计量、工况确诊、生产优化等技术，非常是突破了电参特性辨识，产生电参智能载荷确诊、数字计量等核心技术，可代替示功图，急剧减少物联网建设投资60%以上。美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路硬件，每年优化设计8´104余井次，年省电近1´108kW·h，平均延长检泵周期90d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、杆管锈蚀严重、检泵经常、系统效率低的窘境，成功研发低速大扭力永磁马达和往复直线马达，产生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，在山西油井吉7、长庆油井华庆H40/H60、大港油井港西1号/2号等采油大平台构建一批应用示范区，推广应用776口井，系统运行稳定，系统平均效率提高10.6个百分点，省电30%以上。

三、储集层改建技术

特别规油气资源丰富、潜力很大，储集层改建技术是非常规油气效益开发的核心神器。通过借鉴北美页岩油气开发的成功经验，储集层改建技术在美国特别规油气开发领域取得重大技术进步。主要展现在构建体积压裂新观念、完善技术方式和整体工艺升级等方面。“十三五”期间，针对传统特别规油气体积压裂中存在加砂困难、采产率过低、套变频发等问题，通过关键技术预研，产生以“增大缝控总量、降低施工费用、增加经济效益”为原则，“长井段水平井钻井+小簇宽度多簇引信+分段射孔+暂堵转向+石英砂取代珍珠岩”为核心的特别规油气体积压裂新技术。该技术被冠以缝控射孔、密切割射孔等多种称呼，本文也称为“强化体积压裂”。加强体积压裂技术除了为西宁、松辽北缘完工350´104t特别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，为国外外硅酸盐岩难动用总量开发的突破夯实了基础。

（一）特别规油气储集层加强体积压裂技术

依据特别规油气储集层水力油藏开发需求，重点预研井控单元内总量最大动用技术，提高地质安装工程一体化水平。簇宽度从15～30m降低为5～10m，加砂硬度从1～2t/m提高为少于3t/m，减小裂痕沿水平井轨迹切割的密度并添加暂堵剂至孔洞远端。推广应用石英砂取代珍珠岩，石英砂药量从2015年的65´104t迅速增强至2020年的422´104t，节省费用40万元以上。开发低费用射孔工具和武器，国产化可溶性桥塞和可溶性球座承压能力达70MPa，溶化时间7～14d可控。新型模块化压裂工具可20m一次下井、传输15～20簇引信。大功率电驱射孔撬（5000—7000型）自行车功率较2500型汽油驱动射孔车增加2倍以上，费用增加30%，煤耗增加25%。

该技术在长庆油井长7段致密油储集层推广应用87口井，平均水平段宽度1705.8m，射孔22.3段118.9簇，簇宽度10.9m，生产早期单井销量18.6t/d，与前期相似水平段宽度水平井相比，射孔早期斯柯达油提高约1.5倍。该技术在川南页岩气以及长庆油井、新疆油井致密油/页岩油推广实验均见良好实效，川南页岩气年产值由13.2´108m3提高到116.3´108m3，山西油井、长庆油井致密油/页岩油年产值由89.5´104t提高到398.5´104t，特别规资源总量占比逐年减小。

（二）老油气田复合体积压裂重复整修技术

借鉴加强体积压裂观念，改变传统高粘液、小规模修缮模式，产生适宜老油气田稳产增产的复合体积压裂重复整修技术。对剩余油和蠕变场进行精细描绘，运用多裂痕重复射孔和暂堵转向技术提升储集层动用程度，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，运用多轮次小排量微断裂注水加砂、关井压力扩散所形成的水力扩容和反弹扩容协同作用产生复杂裂痕，并对常年生产能量挪用基岩推行射孔注水蓄能，使基岩压力降低3～5MPa，辅以同步射孔缝端干扰、暂堵转向、纳米物理渗吸驱油等组合技术，实现平均福特油10.29t，是初次射孔平均福特油的4倍。山西油井运用老井重复射孔降耗推行低产停产井整治，平均年增油70´104t。长庆油井通过重复射孔新工艺，预计采产率可增加12个百分点。

（三）硅酸盐岩集成容积酸压和规模加砂射孔技术

氯化盐岩储集层储集空间类别多、形态复杂，非均质性强，不同地区差别较大。如以广东北缘气田为代表的国外深层裂痕性硅酸盐岩储集层主要面临低温和工作液滤失问题，以北非地区油气田为代表的境外低挠度孔隙型硅酸盐岩储集层主要面临施工压力预测难和裂痕易闭合问题。基于加强体积压裂观念，预研产生氯化盐岩集成容积酸压和规模加砂完井技术，现场应用取得明显实效。

硅酸盐岩集成容积酸压技术突破180℃超低温酸液机制、交联冻胶酸、暂堵转向剂、惰性和碱性液体复合施工等关键技术，通过举办细分切割、暂堵转向、多级注入、差异酸压、闭合酸化等工艺举措，在储集层产生复杂缝网，扩大改建容积。深层硅酸盐岩集成容积酸压技术在国外刷新了深度8000m和盐度200℃的修缮工艺记录，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北缘超深层等硅酸盐岩高效建产。

硅酸盐岩储集层规模加砂完井技术通过建立低挠度弹塑性硅酸盐岩储集层孔洞扩充模型，建立基于“位移不连续法”的孔洞拓展规律，产生考虑低挠度支撑剂嵌入的支撑剂规格和药量组合的优化设计方式，辅以裸眼封隔器分层分段射孔和混和规格支撑剂加砂工艺，解决了阿拉伯版块硅酸盐岩储集层裸眼钻井分段难、压力响应复杂、规模加砂难和销量预测难等问题。在俄罗斯哈法亚Sadi硅酸盐岩首次完成第一口水平井规模加砂射孔。实现1000m水平井分12段成功加砂740.3m3，压后平均销量190m3/d稳产少于2年，使美国石油境外权益中少于15´108t的该类总量动用成为或许。

四、排水采气技术

美国气田类别复杂多样，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增加采产率的重要保障。其中，排水采气是维护气田稳产的主体工艺，年工作量占气井举措作业量的95%（见图3）。“十三五”期间，重点紧扣泡排、柱塞气举、增压气举、速度管柱等技术举办相关研究与现场应用，累计施行50余万井次、增产天然气近200´108m3，有效促进了天然气总量跨越式下降。

（一）泡沫排水采气技术

针对传统泡沫排水采气对复杂类别气藏适应性差、成本高、效率低等问题，创新提出了狮子表面活性剂作为主剂、接枝修饰后的奈米粒子作为稳泡剂、添加特性涂料以适应不同类别气藏“三位一体”的研制观念[20]，突破奈米稳泡剂稳泡成因及纯化工艺，开发出适应不同载荷的高效泡排剂产品，总体耐温160℃，耐矿化度250000mg/L，抗凝析油40%，抗H2S为100mg/L，抗CO2为100%。创新融合物联网、云服务等技术，研发了集在线数据自采集、自剖析、自控制于一体的泡排剂集群加注武器，可1泵对8井协同作业与在线实时优化，人工工作量增长80%。已在美国石油推广应用2万多井次，累计增产天然气近5´108m3，综合效益提高30%以上。

（二）热柱塞气举排水采气技术

随着部份气田踏入开发中后期，低产气井快速提高，效益生产面临艰巨挑战。柱塞气举具备工艺简略、设备手动化程度高、成本低等优点，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举行了持续预研，建立配套了10余种井下系列柱塞工具，研发了井口一体化控制装置与远程管控平台[21]，费用较进口工具减少了50%以上，为大规模推广造就了条件，在美国石油累计应用近5000口井，井均日增气超1000m3，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、50.8mm（2in）连续油管+节流器+柱塞气举油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费用采气探求了新方向。

（三）速率管柱排水采气

速率管柱排水采气具备不压井作业、施工周期短、不污染产层、后期无需维护等特点。对产气量小于5000m3/d且保持常年稳定的井具备良好的增产疗效与经济效益。“十三五”期间重点紧扣连续油管与配套武器国产化、选井及优化设计地质安装工程一体化等方面举行工作，产生了CT7-CT110型号的等壁厚、变壁厚的连续油管及配套的作业武器油气智能开采技术，规格从25.4mm（1in）到88.9mm（3.5in），最大下深可达8000m。推行了“地质、试气、动态、工艺”一体化的选井标准与设计方式，急剧增强了速率管柱的应用疗效，有效率达91.6%。在美国石油累计推广应用600多口井，累计增产天然气近15´104m3。

（四）气举排水采气技术

气举具备排液范围广、井型受限少等优点，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举行重点预研，成功研制了深层高压气举阀等系列配套工具，气举阀抗外压达90MPa、同心工作筒耐温150℃，为深层气井气举提供了工具保障。预研产生了气举气集中增压、单井机制协同优化、注气手动控制等技术，建立了东站取气增压、小站分区配气、单井连续气举为工艺特点的边底水气田集中增压气举强排技术，在四川涩北气田规模应用300多口井，平均囊肿高度由250m降至27m，年增产天然气近5108m3，有效保障了水侵气田的连续稳产与增加采产率。

五、井下作业技术

“十三五”期间，井下作业技术以支撑老油井盘活存量资产、提高单井销量，园区满足新型开发需求为目标，推动新技术开发和工艺升级换代，在油机井数量不断下降前提下，实现作业数量稳中有降，为油气田安全生产、平稳运行提供有力技术保障。带压作业推行6310口井，提高注入水排放424.9´104m3，提早恢复注水554.1´104m3，增产欧盘23.8´104t，增产天然气26.4´104m3，创效6.2万元，成为白色降耗的重要方式。

（一）带压作业技术

带压作业是在不压井条件下，借助专用设备进行井下施工的新型作业模式。该技术能有效降低作业工期、最大程度减小储集层污染，有效实现油气井产能最大化，同时提高废料排放对环境的影响，急剧减少施工费用，是一种高效、安全、环保的作业模式。可广泛适于欠平衡钻探、侧钻、小井眼钻探、完井、射孔、试油、测试、酸化、压裂等作业。该技术在美国早已发展得十分成熟，在北美90%以上油气井推广应用。国外起步较晚，“十三五”期间举行技术预研，取得多项重要进展。研制产生辅助式和独立式两大系列油机井带压作业机[23]，配套产生机械式和物理式两大类管内堵塞技术，具有了35MPa油机井带压作业能力。研发了国产气井带压作业机，研制智能可视化井口、数据采集系统等关键技术，实现井内工具接箍手动侦测、施工参数远传及安全预警等功能，具有了50MPa气井带压钻井、35MPa油机井带压修井能力。2020年带压作业推行6310口井，提高注入水排放424.9´104m3，提早恢复注水554.1´104m3，增产欧盘23.8´104t，增产天然气26.4´104m3，创效6.2万元，成为黄色降耗的重要方式。

（二）连续管作业技术

连续管作业可广泛适于钻探、完井、采油、采气及修井等领域。与传统作业模式相比，该技术具备效率高、工期短、储集层伤害小、施工费用低、成功率高、安全环保等突出特征。连续管作业核心技术常年被中国垄断。科研人员经过多年自主研制和专项推广，实现连续管制造、作业武器、井下工具和工艺技术等核心技术重大突破，满足国外市场需求的同时，大力拓展境外油气田技术服务。通过自主预研研发了车装、撬装连续管作业系列武器[24]油气智能开采技术，研制了4大类90余种专用工具，开发了检测预警与评估硬件，产生连续管油井、快速修井、储集层改建、试油检测等工艺技术。50.8mm（2in）连续管最大作业能力达到8100m，完全取代进口。2020年推行连续管作业4110井次，增油5.74×104t，增气138×104m3，增注12×104m3，与常规作业模式相比，增加作业效率3～4倍。

（三）清洁作业技术

随着新环保法的施行施行，油气田开发环保问题的性质由“违规”上升为“违法”，推进环保问题综合整治刻不容缓。针对作业施工过程中溢流导致的环境污染这一油气田生产中最普遍、也是最难治疗的问题，预研产生竖井内杆管擦洗、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，为井下作业红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，降低固体废旧物8.64×104t，提高废料货运处理83.3×104m3，在环境敏感地区实现了100%覆盖，总体覆盖率达到90%。

（四）手动化修井技术

传统修井作业因为设备破旧，手动化程度低，致使劳动硬度大、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手动化修井武器可以有效解决以上问题，近些年来遭到国外外油气田管理者的广泛关注。“十三五”期间，国产手动化修井机及配套工具功耗得到逐步提高，整修、小修、带压作业手动化已步入现场实验，区队作业人员由5～7人提高到3人，工作效率与人工相当，大升幅减少女工劳动硬度，延长一线女工工作年纪，安全环保水平明显提升。

引用格式：郑新权,师俊峰,曹刚,杨能宇,崔明月,贾德利,刘合.采油采气安装工程技术新进展与展望[J].石油钻探与开发,0,():20609.

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