1高含水油藏堵水調驅技術

隨著我國水驅油藏進入開發后期，綜合含水率普遍高達90%。高含水“病根”在哪兒？油井高含水的主要原因是儲層動靜態非均質性加劇。數據顯示，僅15%的高耗水層帶消耗了近90%的注水量，導致大量剩余油未被有效驅替，因此，堵水調驅技術應運而生。它在不改變現有井網布局的情況下，利用化學劑封堵極端水洗帶，將水流引向剩余油富集區域，從而擴大注水波及范圍，提升驅油效率。

近年來，圍繞不同類型油藏的特點，采油工程系統優化形成了特高含水期深度堵調、功能聚合物深部調驅、水平井“調堵疏”集成控水、高溫中低滲油藏調驅、壓驅井深部封堵液流轉向等五大堵調系列技術，取得了顯著成效。

特高含水期深度堵調技術在理念上實現了由單井近井封堵向區塊整體深度堵調的轉變。通過分析特高含水期取芯井的水驅特征和剩余油飽和度，科研人員提出了“三帶（極端水洗帶、強水淹帶和弱水驅帶）”劃分模式，形成了極端水洗帶深部封堵、強水淹帶流度調控、弱水驅帶擴大水驅的分級調控技術對策，研發了高強封堵、流度調控及擴大水驅三類體系。截至目前，該技術已現場應用783井次，累計增油35萬噸，成功解決了注水開發中“旱澇不均”的難題，延長老油田經濟開發壽命5~10年。

功能聚合物深部調驅技術主要針對點狀注聚、小斷塊等化學驅尚未全覆蓋的油藏，目前已在17個井組現場應用，累計增油兩萬噸。其他技術也各有側重地解決了相應領域難題。

下一步，科研人員將重點深化地質研究，進一步摸清儲層特征和剩余油分布規律，推動技術迭代升級，為不同類型油藏高質量開發提供更有力的技術支撐。

2有桿泵舉升技術

在國內油田開發中，抽油機、電泵和螺桿泵是主要的舉升工具，其中抽油機占比最大，是最主流的選擇。然而，隨著開發不斷深入，難動用、高含水等油藏不斷增加，對傳統舉升系統提出了新的挑戰。

首先是舉升時效問題。抽油機井失效形式以管漏、桿斷、泵漏為主，失效原因以偏磨、腐蝕為主。目前的技術對策是應用防腐防偏磨管桿泵技術、強化舉升系統優化設計、建立油井長壽命舉升標準。防腐防偏磨管桿泵技術先后經歷減磨扶正局部治理、內襯包覆整體隔離、材料型防腐三個發展階段，目前主導模式是“內襯油管+包覆型抽油桿”，在保持機械性能不變的前提下，腐蝕速率僅為常規桿的1/40，現場應用106井次，平均延長檢泵周期334天。

其次是不同類型油藏舉升問題。針對不同類型油藏，采油工程系統研發了低滲油藏深抽提液、稠油油藏高效舉升、中高滲油藏大排量舉升三項技術。深抽提液技術是利用油套壓差原理，在管柱上加裝助力深抽裝置，在保持原有設備不變的情況下，實現抽油機懸點載荷加深泵掛，達到降低能耗、改善桿柱受力的目的。該技術已現場應用297井次，單井平均加深527米、減載25.7千牛、日均增油1.1噸，提高泵效12.6個百分點。

再次是碳纖維連續抽油桿研究與應用。傳統鋼制抽油桿在應用中比重大、抗拉強度低、耐腐蝕能力弱等局限性越來越突出，而纖維復合材料具有質量輕、強度高、耐腐蝕等優勢，能有效克服金屬材料自身的應用局限性，目前已研究形成了桿體設計、起下作業裝備等4項技術，并針對碳纖維抽油桿特性，研究形成了“機-桿-泵”一體化配套系列技術，最大程度發揮了碳纖維抽油桿的應用優勢。

未來，隨著頁巖油、深井等新興開發陣地不斷拓展，舉升系統要開展三個方向的研究：針對頁巖油井開發周期長、工況復雜的特點，探索全周期生產制度優化方案，提升開發效率；開發適用于高溫環境的內襯油管，解決高溫條件下設備易損的問題；建立先進的機械采油模擬試驗平臺，為新技術的研發和驗證提供支持。

3 CCUS高效注采技術

當前，國內二氧化碳驅油技術大多為近混相驅，為進一步提高采收率和埋存率，發展“混相驅”勢在必行，但由于相當一部分油藏埋藏深、混相壓力高，加上二氧化碳本身弱酸性、高擴散性、低黏性等特點，高效注采工藝面臨較大挑戰。

針對難題，業內提出了“新區超前壓驅增能、老區強化補能”的開發理念，并在此基礎上研發了長效高壓注氣、高氣液比舉升和高效防腐、分級氣竄堵調等一系列關鍵技術，推動二氧化碳驅由非混相驅向混相驅、由籠統注氣向分層注氣、由連續注氣向氣水交替注氣轉變。

圍繞CCUS示范區的需求，科研人員進一步研發了長效注氣、分級氣竄堵調、高效舉升等一系列配套技術，形成了覆蓋“注入-驅替-采出”全流程的工藝體系，最終構建“高效注采+分級調控+腐蝕防護+氣體回收”的完整技術鏈條，實現CCUS示范區安全、高效、平穩、綠色運行。

高效注采技術主要由高效注氣、高氣液比舉升、氣竄堵調、長效防腐、回收利用等技術組成。其中，注氣技術研發較早，目前已形成四次迭代，分別是連續注氣工藝、針對壓驅需求形成的壓驅/注氣一體化工藝、針對吸氣剖面測試需求形成的配套可測試安全注入工藝，以及針對油藏非均質需求形成的配套分層注氣測調工藝。

圍繞高氣液比采油難題，科研人員開發了防腐自噴及機抽自噴一體化技術，大幅提升了采油效率；針對氣竄問題，采用“裂縫封堵+基質調剖”分級堵調技術，有效遏制了氣體竄流現象；根據二氧化碳采出氣濃度變化大、處理難度高的特點，研發了橇裝化富含二氧化碳采出氣分離提純技術，成功解決了氣體回收這一關鍵難題，為實現綠色開發提供了重要保障。

這些技術成果在勝利油田高89-樊142示范區和萊113區塊得到了充分驗證。自注氣裝置投運以來，日注二氧化碳1200~1800噸，已累計注入107萬噸。注氣使地層壓力升高，帶來了可喜變化，區塊日產油由注氣前的220噸提高到422噸，幾乎翻了一番。

4石油微生物技術

近年來，石油微生物技術逐漸嶄露頭角，形成了以微生物采油和安全環保為核心的兩大技術體系，不僅為油田穩產增產提供了新手段，而且在綠色環保領域展現了巨大潛力。

微生物采油技術自20世紀90年代初起步，經過數十年的機理研究和技術積累，已實現了從引進、自主研發到規模化現場應用的跨越式發展。2022年，國家重點研發計劃“油田采油生物制劑研發及應用”獲批立項，標志著微生物采油技術邁上了新臺階。

該項目主要是為了解決目前國內生物制劑性能不足、成本高、應用難的問題，開發適用于高溫高鹽油田的新型生物采油制劑，打破國外技術壟斷，支撐我國油田穩產增產。目前已取得多項突破性進展：研發了新型生物聚合物體系，具有極端油藏條件下分子空間尺寸大、黏彈性能好及耐溫抗鹽性能優越的特點，在5萬毫克/升礦化度、85攝氏度下黏度保留率大于80%，通過平面可視化實驗發現，新型生物聚合物可在水驅基礎上提高采收率20個百分點以上，注入壓力升高約8倍；開發了以生物代謝產物為主的生物乳液降黏體系和生物潤濕改性體系，實現了高效降黏和充分洗油，可提高采收率14個百分點；構建了系列高效鉆完井解堵酶體系，實現耐溫90攝氏度、耐鹽5%，對有機大分子的降解率達到95%以上，性能優于國內外同類產品。

此外，依托國家項目，科研人員還建立了以毛細管力為主要矛盾點的微生物驅油動力學關系，為水驅油藏剩余油動用提供了理論指導；提出了以“時間累積效應”為核心的微生物輪注輪采驅油工藝，通過多輪次注入靜置培養，驅替效率最高可提升28.4%。在現場應用方面，針對不同類型油藏，科研團隊量身定制了不同的微生物采油技術方案，并結合油藏開發中的“三大矛盾”，提出地質工程一體化解決方案，顯著提高了技術效果和適應性。

除了采油，石油微生物技術在安全環保領域的應用也成效顯著，目前已形成成熟的采出水生化處理、含油沉積物處理、硫化氫治理和生物酶解堵等技術。其中，微生物硫化氫治理技術表現尤為突出，在現場累計實施215井次，治理后均實現預期目標，累計節約藥劑費用約290萬元。

未來仍需著力提升微生物對復雜油藏的適應性，建立微生物采油數值模擬技術，優化工藝設計，為頁巖油、CCUS、低滲透油藏、特稠油等新領域提供技術支持。

5新型注水工藝技術

經過60多年的開發，我國水驅油藏面臨平面和縱向動用差異大、油水分布復雜等問題。如何實現高效開發？智能化測控分注技術成為關鍵突破口。

注水是補充油層能量、提高采收率的重要手段，但在實際應用中存在流量測量不準、設備壽命短、海上油田需求難滿足等諸多難題。一系列創新技術成果正有效解決這些“痛點”。

一是井下流量精準測試技術。為實現流量的長期穩定和精準測控，科研人員優化差壓孔板流量計的流道結構、孔板尺寸及計算標定方法，設計出“多級節流孔板+分段精準擬合”的井下流量測試系統，實現了不同流量下的精準計量，計量誤差小于±5%。

二是有纜測控長效密封技術。針對井下測控系統易受水汽侵入導致短路的問題，科研人員對配水器結構、內部電路系統及電纜密封工藝進行優化，研發出耐高壓密封技術，有效解決了儀器短路問題，讓現場操作更加簡單高效。

三是小直徑測控分注及系列化技術。成功研發了小直徑測控配水器及相應工具，集成配套3種標準化分層注水工藝，實現了對溫度120攝氏度、深度3000米以內油藏的技術覆蓋，為海上油田的智能化分注提供了有力支持。

對于低滲透油藏來說，“注不進、采不出、波及差”一直是開發難題。為此，科研人員創新研發了壓驅注水技術，利用高壓注入設備，形成高排量、大液量注水，在水井端生成復雜縫網，建立高壓水體驅替系統，推動驅替壓力前移，消除井間滯留區，配合油井端引效，可大幅提高單井產能和采收率。

此外，科研人員還針對不同開發需求和井況特點，攻關形成了輪替分層壓驅、壓驅注水一體化、同步壓驅注水等三類壓驅注水技術。這些技術耐溫150攝氏度、耐壓50兆帕，適用于4寸半到7寸套管，可實現2~4層分層注水，為低滲透油藏高效開發提供了有力技術支撐。

通過規模化推廣，現代注水技術已實現從單井實施向井組壓驅的轉變，并逐步從籠統補能向精準補能邁進。截至目前，已在297個單元實施873個井組，累計注水2600多萬立方米、增油110多萬噸，為油田穩產增產作出重要貢獻。

6濟陽頁巖油壓裂工藝技術

濟陽坳陷頁巖油資源分布廣泛，油藏地質呈現“低、深、厚、高”和構造、巖相、流體性質“三復雜”特征，給壓裂改造帶來了巨大挑戰：裂縫難以擴展、改造體積有限、流體流動規律復雜，且壓裂效果評價困難。

面對難題，科研人員以地質和油藏認識為基礎，通過加強基礎試驗和理論研究，不斷升級和完善壓裂工藝技術體系。自“十二五”以來，科研團隊結合現場實踐，逐步完成了壓裂技術從1.0到2.0的迭代升級，實現了從單井到平面再到立體開發的技術跨越。這一過程中，壓裂設計更加精細化，裂縫網絡更加復雜化，有效改造體積也實現了最大化。

在渤南、博興等洼陷開展的先導試驗中，科研人員成功突破了“裂縫壓不開、撐不住，改造體積有限，單井產能低”等一系列技術瓶頸，創新形成了現代壓裂工藝技術體系，不僅增強了頁巖油開發效果，而且為后續規模化開發奠定了堅實基礎。

壓裂2.0技術的核心目標是“剁碎”儲層，使裂縫更加復雜化，并實現全支撐縫網的有效改造。通過集成多項關鍵技術，如大排量膠液擴縫起裂、極限限流密切割暫堵壓裂擴展、等粒徑小粒徑石英砂強化支撐、差異化規模設計增能滲吸等，實現多種類型頁巖油壓裂技術突破。

實踐表明，縫網對儲量的控制程度是頁巖油改造的基礎，而最大化有效支撐改造體積則是增強壓裂效果的關鍵。壓裂2.0技術通過強化儲層改造，進一步提升了頁巖油開發效率，為不同類型頁巖油資源的經濟開發提供了有力支撐。

當前，頁巖油開發仍面臨諸多挑戰：一是立體壓裂井間段間干擾導致裂縫難以均衡擴展，難以實現縫控儲量最大化；二是裂縫擴展干擾導致支撐劑難以均衡鋪置，難以實現有效改造體積最大化；三是立體壓裂合理經濟技術對策界限尚未建立，難以實現經濟效益最大化；四是復雜斷裂系統下壓裂對井筒完整性影響機制不明，難以實現安全平穩施工。

針對這些問題，下一步攻關將依托示范區建設，以地質工程一體化理念為指導，重點加強基礎理論研究，推動單井工藝技術、立體井網開發工藝技術迭代升級，形成基于數據驅動的智能壓裂工藝技術，爭取“十四五”末新建產能100萬噸/年，平衡油價達到45美元/桶。

7油田鉆完井新技術

隨著國內油田“甜點”儲量逐步動用，建產陣地逐漸轉向深層超深層、頁巖油等復雜類型。然而，這些新增儲量資源稟賦較低，探明儲量保有量逐年下降，對鉆完井工藝配套提出了更高要求。面對挑戰，勝利油田在鉆完井方案設計、地質研究、油藏開發和工程技術等領域積極探索，形成了一系列創新成果，為高效建產提供了示范。

一是方案設計源頭優化。聚焦“提產能、降投資”，搭建了產能建設工程方案管理平臺，推行三級一體化審查機制，壓實從方案編制、實施到跟蹤評價的全過程管理責任。

二是技術不斷迭代升級。針對傳統疏松砂巖篩管完井模式存在的“完井周期長、儲層傷害嚴重”問題，全面推廣鉆完井一體化技術，大幅縮短了施工時間，減少了儲層傷害；針對西部淺層稠油埋藏淺、薄互層、特超稠的特點，持續完善超淺層短半徑水平井技術；針對高滲儲層常規鉆井液對油氣層的傷害問題，研發了無固相、低活度、環保可返排鉆井液體系，實現了對高滲強水敏油藏的有效保護。

三是一體融合協同發展。針對未動用儲量，立足油藏經營價值最大化、資源資產利用最大化，油田方和工程方堅持風險共擔。這種協同模式體現在管理體制機制上，也貫穿于關鍵技術攻關中。從抱團取暖到合作共贏，勝利油田成功打造了從新區到老區、從陸上到海上、從常規到非常規等多個高效建產樣板。

四是成果共享共同提高。在頁巖油開發中，勝利油田近兩年累計應用經緯領航系列旋轉地質導向系統15套、68口井，商業化應用成效顯著；構建方案設計、鉆完井、投產設計階段的交互式“三交底”模式，明確各環節監督和質量管控要點，確保方案嚴格執行；共建數據共享平臺，圍繞油井業務擴展開發動態數據監測、問題分析等多項功能，實現數據實時共享和高效利用。

-----------------------------------------------本文摘自《中國石化報》