大慶油田采油工程主體技術現狀及展望

蔡萌

中國石油大慶油田有限責任公司采油工程研究院

大慶油田投入生產開發60多年來，歷經了快速上產、3個不同時期的5 000萬t穩產、4 000萬t穩產、3 000萬t高質量穩產等六大開發階段，采油工程系統緊密結合油田開發戰略調整和不同開發階段需求，加強科研攻關與技術配套，針對長垣水驅、三次采油、外圍油田等不同領域，形成了以分層注采、人工舉升、增產改造、套損井治理和清潔化作業為核心的“五位一體”技術系列，在大慶油田高水平、高效益開發乃至中國石油工業發展中做出貢獻。

1 采油工程主體技術發展歷程

1.1 快速上產階段（1960-1975年）

在針對早期籠統注水中暴露出“注水3年，水淹一半，采收率不到5%”的問題，采油工程發展了以水力擴張式封隔器、活動式空心配水器為代表的分層注水工藝技術，經過“101～444”分層配水會戰，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、分層產水量清、分層壓力清為主要內容的“六分四清”新工藝［1］，并在油田大面積推廣應用。對認識非均質多油層砂巖油田注水開發特點，充分發揮主力油層作用，保證油田快速上產，提供了有效的技術手段。

1.2 5 000萬t第1個穩產階段（1976-1985年）

這10年中，為放大生產壓差，大幅提高油田產液量，開采方式逐步由自噴采油轉為機械采油，同時開展了以層系細分為主的一次加密調整。采油工程形成了抽油機井和電泵井機采配套采油技術，規模應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，發展了以限流法壓裂完井技術為代表的機采條件下的分層改造技術，有效支撐了5 000萬t第1個10年穩產。

1.3 5 000萬t第2個穩產階段（1986-1995年）

油田進入中含水階段后，不同區塊、井網和井點的含水存在較大差異，實施了“穩油控水”系統工程，開展了以井網加密為主的二次加密調整。發展應用了同心集成注水、細分機械堵水、多層封竄和化學調剖技術，減緩了層間矛盾，控制了油井含水上升；發展應用投球法多裂縫壓裂技術，解決了加密井薄差油層壓裂改造難題，為“穩油控水”目標實現提供了可靠的技術支撐。

1.4 5 000萬t第3個穩產階段（1996-2002年）

經過長期高速、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年開始工業化應用聚合物驅。針對水驅挖潛、聚合物驅配套、外圍低滲有效開發、套損井治理等問題，發展形成了水驅橋式偏心分層注入配套技術［2］，聚合物驅分層注入和螺桿泵采油配套工藝技術，外圍薄差儲層分層改造技術，解卡打撈、整形加固、取換套管等套損井治理技術，為在高含水后期繼續保持穩產提供了堅實的技術支撐。

1.5 4 000萬t持續穩產階段（2003-2014年）

經過27年5 000萬t高產穩產，大慶油田儲采失衡矛盾日益突出，水驅含水上升和自然遞減控制難度增大，三次采油規模進一步加大，外圍加快上產步伐。這一時期采油工程形成了多級細分注水、高效測調以及多種調剖堵水技術為主的水驅剩余油挖潛技術，發展了聚合物驅、三元復合驅分注技術及清防垢舉升技術［3］，研發了外圍低滲透儲層分段壓裂及大規模壓裂改造技術，完善應用了系列機采井節能降耗技術，產量遞減得到有效控制，支撐了4 000萬t連續12年穩產，也為百年油田目標的實現奠定了科技基礎。

1.6 3 000萬t高質量穩產階段（2015年至今）

進入新的歷史時期，圍繞油田原油3 000萬t高質量穩產大局，采油工程圍繞“穩定長垣，攻堅外圍，突破頁巖油”發展主線，在長垣水驅控水提效、三次采油降本增效、外圍油田有效開發、人工舉升節能降耗等領域開展系列攻關，研發了以智能分層注采為代表的特高含水期精細挖潛配套技術［4］，以低滲透、致密油為主的非常規資源有效動用、挖潛增效配套技術，以化學驅全過程一體化分注、化學驅提質增效、聚驅后提高采收率為主的三次采油工程配套技術，以超長沖程和不停機間抽為主機采節能技術，初步形成了頁巖油增產改造技術，取得了一批里程碑式的成果，牢牢把握住高質量發展的主動權，為大慶油田高質量的發展提供了技術保障。

2 目前主體技術現狀

針對油田不同開發階段矛盾與需求，采油工程堅持問題導向、需求導向、目標導向，圍繞“轉化一批、研發一批、探索一批”工作思路，深入貫徹落實油田發展綱要，加快成熟技術推廣，推進新技術研發，在長垣水驅、三次采油、外圍油田、頁巖油開發、人工舉升、修井及清潔化作業領域形成了以多級細分注水及高效測調技術［5］、化學驅全過程一體化分注、等壁厚螺桿泵、水平井大規模體積壓裂、大修及清潔化作業等為代表的16大主體技術，為油田高質量發展和創建百年油田打下了堅實的基礎。

2.1 長垣水驅控水提效領域

大慶油田針對不同階段開發需求，發展了相應的分層注水技術，目前多級細分及高效測調、智能分注、精控壓裂技術已規模化應用。

2.1.1 攻關完善分層注水技術，實現高效精準挖潛

針對不同階段開發需求，共發展了4代分層注水技術，目前以多級細分和高效測調技術為核心的第3代分層注水技術已規模化應用，分層段數提高到7段以上，最小卡距0.7 m，最小隔層厚度0.5 m，實現了驗封及測調工藝的電纜控制、地面直讀，7段井平均測調時間由7 d縮至3.9 d。“十三五”期間，5層段以上井累計應用9 515口井，已成為水驅分注主體技術。攻關形成的第4代分層注水技術--智能分層注水技術［6］已基本成熟，其集監測、控制、通信于一體，實現了注水井分層流量、壓力等參數的遠程連續監測、實時調控，并在中石油首次實現了預置電纜智能分注技術完全自主研發。共建設6個示范區，現場應用503口井，最長運行時間5年，單層成本由4.1萬元降至2.5萬元，7段井測調時間由3.9 d降至1 h以內，注水合格率長期保持90%以上，實現了數據實時反饋、方案快速調整，為精細注水向精準注水跨越提供了技術支持。

2.1.2 迭代升級分層采油技術，助力油藏均衡動用

針對不同時期特點，發展形成了4代分層采油技術，通過分層產量有效控制與動態調整，解決了階段性生產矛盾。“十三五”期間，推廣應用了壓電開關調層和過環空分層配產2套精細分層采油技術［7］，實現了分層產量測試、調整以及分層壓力、含水等實時監測，滿足了6層以上“測、調、控”一體化細分開采需求，現場累計應用786口井，平均單井日降液26.3 m3，含水下降0.8%；攻關形成濕對接式纜控智能分層采油技術，初步實現了井下分層流量、壓力等參數的連續監測及產量實時調控。現場試驗57口井，平均控/堵水層段1.8個，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2年，為各生產層段合理控制及均衡動用提供了技術手段，為油田進一步深度挖潛提供技術支持。

2.1.3 攻關同井注采技術，探索水驅穩產新途徑

同井注采技術可將采出液在井下進行油水分離［8］，在同一井筒內同時采出與注入；由于注采井點增加，同井注采技術可以擴大波及體積，提升油層動用程度；在不鉆新井的情況下，注采井數增加1倍，區塊產量大幅增加；可以使含水98%及以上的井無需陸續關停，持續有效生產，實現四次采油；已關停井復產，提高采收率；使舉升至地面液量降低90%以上，減少產出水地面輸送及處理成本，降低生產能耗。沉降式井下油水分離同井注采工藝技術完成2個先導性區塊共33口井試驗，平均單井液量下降94.5%，產油量基本保持不變；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累計開展27口試驗井［9］，平均免修期524 d，在產油量基本未發生下降的條件下，產液量下降74.2%，含水率下降4.98%，地面采出水量累計減少4.3×104m3，階段累計增油3 518 t。

2.1.4 創新研發多種壓裂技術，深挖老區剩余油潛力

(1) 薄差儲層直井精控壓裂技術［10］。針對長垣二、三次加密的物性差、連通差、采出程度低、常規工藝壓裂后不能建立有效驅替的表內薄差層及表外儲層，形成了油水井精控壓裂工藝。平面上依據不同砂體連通及注采對應關系，形成3套工藝控制方法；縱向上根據儲隔層發育特征建立了以難壓層預測、縫間干擾、穿透比優化、排量設計為核心的壓裂優化設計方案，實現薄差儲層砂體的有效控制。

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

(2) 壓驅工藝技術。針對長垣三類儲層斷層遮擋、井點孤立、井網控制差，不易實現油水井對應精控壓裂，導致儲量不能有效動用的問題，通過改變驅替方式，由井間驅替變為裂縫與基質間驅替，創新發展了壓裂驅油的理念和配套工藝技術［11］，確定了配液及作業模式，形成壓裂-補能-洗油-驅替的增產模式，實現擴大波及體積、快速補充能量、提高驅油效率。現場累計試驗158口井，壓后單井日增油可達7.8 t，階段累計增油達33.43萬t，階段采收率提高7.5%，預計最終壓裂投入產出比達到1∶3以上。

2.2 三次采油降本增效領域

面對開發對象由一類油層轉向二類油層，儲層品質變差、穩產難度大的問題，堅持“效果與效益并重，技術與管理并舉”，攻關了清防垢舉升、復合驅深度調剖等技術，扎實推進了提質增效工作。

2.2.1 配套化學驅高效測調技術，滿足分注需要

“十三五”期間，結合聚合物驅全過程一體化和三元復合驅分質分壓技術的優點，攻關形成了化學驅全過程一體化分注技術［12］，統一定型了分注工具，實現規模化應用。現場累計應用10 224口井，平均單井分注層段達到2.74個，分注率接近60%，與“十二五”末相比，分注率提高3.26%。

配套的電動直讀測調技術［13］，實現了流量、壓力等生產數據在線直讀，通過電動直讀測調儀對井下可調堵塞器進行實時調節，無需反復投撈更換節流元件，一次下井完成全井測調。現場累計應用2 000井次，可調層段測試合格率91.6%，3～5層段分注井平均測調時間由5.2 d縮至2.5 d，比常規測調效率提高1倍以上。

2.2.2 升級清防垢一體舉升技術，延長檢泵周期

由于三元復合體系中堿的存在，機采井因結垢頻繁卡泵、斷桿。針對油井連續生產時間短、維護成本高等問題，研發形成了以“結垢預測、物理耐垢、化學防垢、清垢解卡”為核心的綜合防垢舉升工藝技術體系［14］，強堿區塊機采井檢泵周期由“十二五”末的365 d延長到476 d以上，弱堿區塊機采井檢泵周期由“十二五”末的436 d延長到564 d，實現了復合驅機采井長期連續生產。

2.2.3 完善剖面調整技術，助力三元驅提質增效

(1) 化學驅調堵技術。針對部分井注入液竄流、低效無效循環嚴重的問題，研發了系列適合水驅、化學驅的調堵劑體系，建立了選井選層、方案優化方法，滿足不同開發方式、不同地質條件的調堵需求。現場累計應用879口井，調剖后壓力升幅2.2 MPa，平均含水下降3.9%，非調剖層段吸液比例上升17.3%，連通油井累計增油61.7萬t。

自主研發了化學驅后低初始黏度可控凝膠調堵劑［15］，初始黏度小于10 mPa · s時，成膠時間為30～70 d可調，成膠黏度2 500 mPa · s以上，調堵半徑可達70 m以上，實現了油層深部優勢滲流通道的有效封堵。持續跟蹤了26注26采區塊調堵現場試驗，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%，目前后續高濃度注入0.411 PV，提高采收率2.97%，預測最終提高采收率8.15%。技術成果已轉讓化工有限公司進行工業化生產，產品性能滿足技術指標要求，具備年生產能力3萬t，為“十四五”期間大規模堵調區塊現場應用奠定基礎，助力聚驅后油藏大幅度挖潛剩余油。

研發了適應堿性環境的耐堿顆粒調剖劑及抗堿多元絡合凝膠調剖劑［16］，形成“顆粒+凝膠”段塞組合注入工藝，顆粒段塞充當骨架，凝膠段塞填充孔隙，實現堿性條件下有效封堵。制定了三元驅調剖劑及調剖效果評價方法2項企業標準，建立了三元驅深調方案編制模板，應用覆蓋率80%以上。現場試驗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，累計增油7.9萬t。

(2) 化學驅解堵壓裂技術。針對化學驅儲層堵塞機理復雜的難題，基于高分子物理、化學合成等理論，研發了不返排深部解堵技術，通過電離平衡和共軛酸鹽水解保持H+活性，pH=5時溶垢率仍保持60%以上；為防止離子二次沉積，研發了絡合保護劑，對Fe離子、Ca離子的絡合率分別達86.6%和59.7%，實現了注入井深部解堵、殘酸不外排。現場試驗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，單井措施費用由25萬元降至10萬元以內。

針對石英砂運移導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，形成了化學驅石英砂+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40.6%，降低了復合驅壓裂固砂成本，滿足安全環保要求。現場試驗50口井，其中注入井3口、采出井47口，采出井累計增油4.7萬t，注入井累計增注5 573 m3，措施有效期達1年以上。

2.3 外圍油田有效開發領域

面對外圍油田采收率低、低滲透、致密油等非常規資源動用難等問題，攻關形成了適用不同油藏儲層的增產改造新工藝。

2.3.1 形成分支縫壓裂技術，助力低滲透降本增效

針對外圍低滲透儲層，常規壓裂縫控體積有限，加大規模易溝通鄰井，導致水淹問題，研發了直井多分支縫壓裂技術［17］，改變常規壓裂造單一縫的理念。該技術通過暫堵方式在主縫兩側開啟多分支縫，有效增大縫控體積，實現低滲儲層改造低投入、高產出。現場試驗11個區塊310口井，初期單井日增油1.9～4.8 t，階段累計增油14.8萬t。

2.3.2 攻關體積壓裂技術，推動致密油效益建產

(1) 直井縫網壓裂技術［18］。針對致密儲層孔滲條件差、常規壓裂裂縫波及體積小、產能低、整體采出程度低的問題，研發了直井縫網壓裂技術。該技術通過增大施工排量、控制壓裂液黏度等措施，提高縫內凈壓力，從而構造復雜裂縫體系。配套研發了集射孔、壓裂、帶壓作業于一體的連續油管水力噴射環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，提高了縫網壓裂改造規模和施工效率。現場累計應用746口井，單井壓后初期日增油4.5 t，平均單井累計增油1 410 t，是常規工藝的5倍以上，階段投入產出比達1∶1.45。

(2) 水平井壓裂改造技術。針對致密油橫向不連續、縱向多薄層，平面上采用強化Ⅰ類、優選Ⅱ類布縫原則，縱向穿層壓裂立體動用，各項指標均達到體積壓裂2.0標準，有效支撐了致密油效益建產。一是以“提產量、降成本”為目標，攻關形成了以平面密切割、變黏滑溜水、段內暫堵、可溶橋塞及連續油管水力噴射降本為核心的水平井體積壓裂技術［18］。現場試驗85口井，壓后初期日產油由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育多個薄油層，水平井普遍只鉆遇1～2個油層，無法鉆遇所有薄油層的難題，大膽轉變思維，將薄互層作為1個厚油層考慮，利用人工裂縫縱向穿透隔層，溝通未鉆遇的多個薄油層，形成扶余“壓泥找砂”、高臺子“一縫穿多層”2套技術，使縱向油層得到立體動用。形成的水平井可控穿層壓裂技術［19］，現場累計應用241口井，有效動用儲量2 450萬t，建成產能68.7萬t。

2.4 頁巖油經濟動用領域

面對大慶古龍頁巖油開采的復雜條件帶來的新挑戰，探索攻關頁巖油開發采油工程技術，形成了頁巖油密切割復合壓裂改造工藝及全生命周期排采舉升工藝設計方法。

2.4.1 攻關壓裂改造技術，產量規模取得戰略突破

針對古龍頁巖具有頁理縫發育、壓裂縱向穿層能力差、垂向-平面滲流能力差異大等特征，從基礎理論研究入手，明確了人工裂縫呈“豐”字型復雜形態，改進古龍頁巖油復合體積壓裂技術［19］，初步攻關形成古龍頁巖油壓裂增產技術，為頁巖油取得戰略突破提供技術支撐。自2020年以來，在古龍地區部署古頁油平 1、松頁 1HF、松頁 2HF、英頁1H等探井，通過非常規理念和技術創新，實現了產量突破，特別是古頁油平1井大規模壓裂后自噴，展現了廣闊的資源前景。

通過持續攻關完善古龍頁巖油增產改造技術，創新發展水平井大規模復合壓裂技術，最大程度提高縫控體積。圍繞“精細分段、精準改造、提規擴體、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+多粒徑組合連續加砂+二氧化碳”為核心的復合壓裂技術，結合三維地質模型，通過對射孔、分段、注入液體、砂量等工程參數開展多方案模擬，優化射孔方式、簇間距、砂量、滑溜水比例等參數，實現由“段塞加砂”向“連續加砂”轉變；通過建立井間誘導應力場模型，明確應力場變化情況及井間干擾程度，結合井組微地震監測結果，優化用液強度、胍膠比例及支撐劑用量，尾追大粒徑支撐劑，保證裂縫導流能力及有效支撐，同時防止支撐劑回流出砂。現場完成87口井壓裂施工，直井產量翻倍，水平井全部獲得工業油流，為提交12.68×108t預測儲量提供了強力保障。

2.4.2 優選舉升技術，保障不同階段排采需求

根據油藏工程方案產液量和流壓預測，堅持油藏舉升一體化設計理念，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，待地層壓力系數下降至1.3時，采用無固相壓井液壓井，進行下泵舉升，依據排量、氣液比等優選寬幅電泵或抽油機，目前累計應用寬幅電泵16口井，抽油機4口井，最長免修期401 d。

2.5 人工舉升節能降耗領域

大慶油田老區和外圍機采狀況差異較大，為滿足老區高產液、低檢泵率和外圍低產液、低效率井的高效舉升需求，攻關形成了系列降本增效技術。

2.5.1 加大技術改造應用規模，助力老區節能降耗

(1) 永磁半直驅抽油機采油技術。為提高傳動效率、降低維護工作量和綜合費用、減少安全隱患點，研制了永磁半直驅電機，替代常規電機和皮帶，提高了設備運行和管理效率。目前現場在用900口井，系統效率由28%提至30.1%，節電率14%，年節約皮帶費用130.42萬元，減少皮帶調整與更換的工作量8 730井次，年節約電費416萬元。

(2) 塔架式抽油機采油技術。塔架式抽油機改變了常規游梁式抽油機的平衡方式，取消了四連桿傳動機構［20］，傳動效率更高、更節能。現場應用654口井，平均日產液42 m3，與措施前相比，裝機功率由37 kW降至22 kW，系統效率由24.24%提高到32.11%，節電率24.56%，年節約電費576.8萬元。

(3) 等壁厚螺桿泵采油技術。創新研制了等壁厚定子螺桿泵、雙繞組回饋電機直驅裝置。通過對結構和型線持續優化，螺桿泵性能實現了2次提升，運行扭矩大幅下降，安全性能有效提升。累計現場應用4 102口井，檢泵周期863 d，與常規泵相比，泵效提高10.1%，系統效率35.2%，提高5.1%，節電率12.8%，滿足了不同產量、不同驅替方式油井舉升需求，已成為常規螺桿泵換代技術。

2.5.2 推廣應用新型節能技術，加快外圍提產增效

(1)不停機間抽采油技術。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，形成了不停機間抽技術。不改變抽油機原有設備，采用連續整周運行與曲柄小幅度往復擺動運行的模式［21］，將長時間停機的常規間抽工藝改變為曲柄擺動、井下泵停抽的不停機短周期間抽工藝。現場累計應用6 949口井，運行時間平均減少了37.5%，系統效率提高3.8%，節電率提高22%。

(2)超長沖程抽油機采油技術。采用柔性光桿和超長沖程抽油泵組合形式，通過電機直驅滾筒正、反轉，帶動柔性光桿、井下抽油桿及抽油泵上下往復運動，完成整個采油過程，實現了“超長沖程，超低沖次”的舉升理念。與常規抽油機相比，具有系統效率高、檢泵周期長、管理效率高等技術優勢。現場試驗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%，系統效率由13.6%提高到20.7%，節電率提高53.0%。

(3)電潛柱塞泵采油技術。針對定向井桿管偏磨嚴重、低洼地區雨季影響生產、管理難度大等問題，攻關了電動潛油柱塞泵采油技術，滿足了日產液≤10 m3、揚程3 000 m的舉升需求。現場在用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，與同排量抽油機相比節電率33.4%。示范區91口井年節電133×104kW · h，節省費用84萬元，年節省維護成本45.5萬元。

2.5.3 持續加強管理優化參數，井筒治理高效規范

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］，通過技術優化，形成了5大類24項針對性治理措施，保證了井筒治理效果。在抽油機上，通過加強扶正器優化、抽油泵間隙優化、抽吸參數優化等成熟技術應用，創新使用碳纖維連續抽油桿、超長沖程抽油機等新型技術，抽油機井檢泵率21.31%，較“十三五”初期降低了4.84%。在螺桿泵井工藝優化方面，以降低作業成本、提高洗井質量、增加舉升揚程為目標，從提高洗井能力、優化管柱設計2個維度進行治理，通過扶正器優化布置、應用等壁厚泵、優化熱洗參數等手段，螺桿泵井檢泵率19.47%，較“十三五”初期降低了12.83%。持續強化管理提升，認真落實重預防、重落實、重優化、重執行、重監督的“五重”管理理念，實現了井筒治理全過程規范高效。

2.6 修井及清潔化作業領域

按照《中國石油天然氣股份有限公司關于推進“油公司”模式改革的指導意見》，圍繞“施工操作機械化、主機裝備電驅化、設施功能集約化、施工作業清潔化”的配備模式以及“井液不出井、出井不落地、落地不污染”的綠色作業要求，攻關形成了系列修井作業技術。

2.6.1 攻關套損井修復技術，治理成功率顯著提高

(1)疑難井綜合治理技術。針對多點錯斷、局部彎曲及吐砂吐巖等嚴重套損井，突破傳統模式，攻關形成核心治理技術系列，為套損區治理提供了新的技術手段。一是引進高分辨率魚頭探視和超小直徑三維成像檢測技術，實現套損形態判斷由平面向立體轉變。現場應用22口井，為精準實施打通道工藝技術提供了技術參考。二是創新恒定鉆壓扶正磨銑、水力噴射和液壓大角度磨銑3項打通道技術，現場試驗62口井，成功46口井，成功率由37.2%提高到76.6%。三是形成連續管控壓和常規管柱泄壓2種沖砂方式，吐砂井治理能力不斷提升。現場試驗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。四是研發了新型套銑鉆頭和修井液體系，優化鉆具組合和施工參數，創新應用“生根找魚”和“擴徑收魚”工藝方法，現場施工43口井，成功率提高4.7%，單井周期縮短3.53 d，實現降本865萬元。

(2)水平井修井技術。圍繞水平井落物卡阻、長井段砂卡、輕微變形等問題，攻關形成3項技術，保障了水平井產能恢復。一是研究形成液壓增力、高頻震擊、高效套銑3項解卡打撈技術，解決了水平段復雜落物打撈、工具管柱卡阻等難題，提高了水平井解卡打撈能力，應用63口井，成功率100%。二是針對水平井彎曲段和水平段內的不規則復雜落物、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，形成了復合驅和連續油管馬達驅等2項工藝技術。現場應用45口井，成功率100%，鉆磨銑最長井段達119.0 m。三是研究形成正反結合沖砂工藝，利用常規和連續管2套管柱，配套大扭矩馬達、旋流沖砂工具和高黏度修井液體系，解決了沖砂無進尺和卡管柱難題，應用25口井，成功率100%。

2.6.2 推廣清潔化作業技術，實現全面覆蓋

(1)井筒防噴技術。針對油水井作業過程中井液出井污染環境的問題，攻關注采井防噴控制技術系列，突破二次防噴技術關鍵，全面覆蓋了注水井、抽油機、螺桿泵、電泵井井型，實現了起下桿管全過程油管、套管防噴；創新常規措施防噴控制技術，攻克壓裂、射孔后防噴技術難題，實現壓裂及射孔后安全、環保快速投產；形成了16項井筒溢流控制技術，滿足了注水、采油、壓裂、射孔等全過程環保作業需求，年應用1.2萬井次，覆蓋率達到72.8%。

(2)地面控制技術。針對桿管地面蒸汽刺洗過程中產生廢液落地污染環境的問題，一是攻關形成了桿管在線清洗技術[23]，實現了清洗方式由地面到井筒的“革命性”轉變，清洗后的桿管基本達到下井標準；二是配套形成“兩集一收”地面控制技術［24］，保障了井口-地面-回收全流程綠色作業。井口和地面集液平臺已全面配套，負壓環保回收裝置配套率78.6%，累計減少廢液拉運320.8×104m3，減少固體廢料7.6萬t。

3 采油工程主體技術“十四五”發展策略

“十四五”期間，采油工程要立足新發展階段、貫徹新發展理念、融入新發展格局，遵循《大慶油田振興發展綱要》，以抓好“三件大事”為引領，圍繞“當好標桿旗幟，建設百年油田”的總體目標，“低成本、高效、智能、綠色”發展目標，在后油藏、非常規、智能化、新能源領域，轉變開發思路，推進科技自立自強，探索有效開發理念，推進“研產用”一體化，攻關“卡脖子”技術，發展前沿技術、核心技術，發揮采油工程技術“破冰船”作用，不斷提高核心競爭力，提升行業整體技術水平，形成與油田標桿旗幟地位相一致的采油工程技術，力爭走進世界第一方陣，支撐油田3 000萬t高質量持續穩產，為集團公司建設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。

3.1 精準施策，智能分注，加強長垣水驅控水提效

分層注水技術是非均質多油層油田開發的永恒主題。目前長垣老區中高滲油藏已由高含水開發階段轉到后油藏開發階段，存在無效水循環嚴重、系統效率低等問題，導致運行成本高，井筒及設備維護成本高等工作難點。

“十四五”期間，秉承“五個不等于”潛力認識觀，長垣水驅開發圍繞“因藏施策、因區施策、因井施策、因層施策”理念，重點完善恒流注水技術，通過有效減少調配層段，提升測調效率，實現對第3代分層注水技術形成有力補充；攻關低成本小直徑纜控智能分注技術，進一步降低工藝成本，拓寬技術適應性，使其具備規模化推廣應用條件；攻關老井重復壓裂技術，精準挖潛剩余油；加強欠注井治理，攻關含聚污水回注井解堵技術，完善油層發育差欠注井增注技術，配合化學解堵工藝，保障長期高效穩定注入，實現高效注水開發。

3.2 錨定方向，綜合調整，助力三次采油降本增效

三次采油工業化應用以來，創新了注入參數與儲層物性匹配理論，建立了個性化方案設計方法，同時強化生產管理，化學驅產量連續20年保持在1 000萬t以上，但存在聚驅對象變差、污水過盈，三元復合驅開發效果差異大、采出液處理難等問題。

“十四五”期間，三次采油產量繼續保持千萬噸以上，但隨著開發對象地質條件逐步變差，采油工程配套技術適用性變差，效果提升與成本控制矛盾更加突出。秉承“向更難的開發對象拓展、向更高的采收率目標邁進”的理念，圍繞“提質增效”目標，攻關驅油理論、研發新型高效驅油劑產品和體系，發展配套技術，形成二類油層化學驅提質增效技術、三類油層大幅度提高采收率技術、聚驅后進一步提高采收率工業化推廣技術3大技術體系。重點在化學驅分注方面推廣完善高效測調工藝，攻關完善分質注入技術；聚驅后堵調方面推廣應用低初始黏度凝膠堵調技術；CCUS采油工程配套技術方面攻關完善注采剖面調整技術、研發水合物快速解堵劑、研發防腐防垢一體化藥劑以及開展井筒完整性評價，保障示范區高效建設。

3.3 常非并重，攻堅克難，促進外圍油田有效開發

外圍油田具有儲層薄窄、物性差、孔喉小、油藏溫度高等特點，目前已進入高含水開發階段，現有沉積單元級精細分層注水效率低、潛力小，常規措施技術挖潛效果逐年變差，單項措施技術的控遞減貢獻變小；單砂體級精準注水、側鉆挖潛、調驅等深度挖潛技術整體處于先導試驗階段，亟需發展分類油藏精準注水及深度挖潛技術。

“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、開發采出程度低等主要矛盾，按照“常非并重、因藏驅替、多介質并舉”理念，形成常規與非常規油藏多元提采、精準注水+深度挖潛控遞減、致密油提高EUR等3大開發工程配套技術系列。重點推廣低滲透直井多分支縫壓裂、連續攜砂滑溜水壓裂技術，攻關完善致密油地質工程一體化壓裂技術、壓裂增能一體化提高單井產量技術。

3.4 穩扎穩打，發展接續，加快頁巖油上產穩產

大慶古龍頁巖油已成為油田勘探的重點領域，是油田發展的重要戰略接替資源，有較大的勘探開發潛力。古龍頁巖油為純頁巖型儲層，具有納米級孔隙與頁理極發育的獨特性，存在有效動用難度大，開發成本高、效益差等問題，亟需探索有效開發理念，突破規模效益開發、降本提效的關鍵技術裝備。

“十四五”期間，面對如何進一步提高古龍頁巖油儲層壓裂改造體積，提升初期及長期產量等問題，重點深化裂縫擴展、壓后滲流、水化機理認識，定型復合壓裂技術，攻關超長水平井地質工程一體化平臺井立體改造技術，形成納米壓裂液配方；推廣應用返排液再利用技術及全金屬可溶橋塞；提升寬幅離心泵性能，定型壓后防噴技術，助力頁巖油效益開發，為“十四五”末古龍頁巖油100萬t產量提供技術支持。

3.5 多措并舉，深挖潛力，推進人工舉升節能降耗

低產、低效井數逐年增多，機采井降本增效難度越來越大。“十四五”期間，以“提效率、降能耗、省人力”為目標，開展機采提效和井筒治理工作。

機采提效方面：一是攻關老區低效抽油機精細調參理論，建立制度模板，定型治理模式；二是開展節能抽油機、電機及控制柜全生命周期技術經濟評價，規范組合使用原則，提高節能效果；三是老區推廣抽油機井節能措施優化技術，擴大永磁半直驅抽油機改造、塔架式抽油機、等壁厚螺桿泵采油等技術應用規模；外圍油田推廣不停機間抽和超長沖程采油技術，提升系統效率；四是攻關電潛隔膜泵和電潛雙螺旋泵新型無桿舉升技術，配套完善潛油柱塞泵、潛油螺桿泵技術，滿足特殊工況高效舉升需求。

井筒治理方面：一是攻關抽油機偏磨綜合治理技術，取消抽油桿接箍，降低摩阻、優化桿柱中和點位置，解決抽油機桿管偏磨瓶頸問題；二是攻關和試驗軟密封抽油泵和軟轉子金屬螺桿泵舉升技術，在不增加成本條件下，實現不動管柱作業。

3.6 清潔安全，專業高效，開創修井作業四化模式

隨著油田開發進入特高含水后期，修井作業在保障油田正常運轉和穩產、上產方面的作用日益凸顯；但仍存在自動化作業設備成熟度不高、多種操作系統不兼容、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域拓展，自動化設備向輕量化、集成化、智能化發展方向以及“綠水青山，安全環保”發展理念，攻關套損精準檢測、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。探索使用電驅撬、插拔式井口、組合管匯等高效設備設施，大力推進平臺化、標準化、高端化、智能化發展。開展井筒-地面防控一體化、作業清潔化方面的技術推廣和科研攻關工作；開展井筒-地面防控一體化、作業清潔化方面的技術推廣和科研攻關工作；持續發展“井筒控制為主、地面控制為輔”的清潔作業技術，推廣完善井筒溢流控制成熟技術，開展補孔后完井作業防噴技術、連續油管壓裂后防噴技術、井筒液體膠塞暫堵技術、小直徑丟手防噴技術、頁巖油壓后完井可控防噴技術研究。

3.7 協同發展，融匯智聯，打造數字化智慧油田

新一輪科技和產業革命，工程技術和裝備加快升級換代，加速了由傳統材料向納米材料、生物材料等新材料技術的轉變，也促進了作業方式由人工機械為主向數字化、智能化為主的轉變。

目前大慶油田井場數字化覆蓋率僅有25.3%。“十四五”期間，采油工程數字化建設一是要完善現有智能化、數字化工程技術，加強跨專業、多學科、一體化協同共享能力，打通數據孤島，創建地質、油藏、鉆井、工程等多學科一體化環境；二是將大數據、人工智能等信息化新技術與采油工程技術融合，基于集團公司統一數據湖和平臺架構，建立采油工程特色的業務應用場景，形成統一、標準、集成的數智化體系；三是充分利用生產經營管理云、高性能計算云和生產管控云，探索基于云平臺的軟硬件開發部署模式，構建采油工程“云化應用環境”。

3.8 打開局面，展望未來，探索新能源轉型發展

集團公司為提升持續發展能力，積極研究探索能源戰略轉型，提出了建設綜合性國際能源公司的目標和“清潔替代、戰略接替、綠色轉型”三步走總體部署。大慶油田綠色低碳可持續發展示范基地加快了油田向新能源發展的轉變，目前干熱巖開發、中深層地熱開發、深層UCG開發、CO2捕集埋存利用等新能源開發技術儲備不足。全球能源供應多元化、清潔化是必然趨勢，以低碳為標志的新一輪能源革命已然興起，綜合考慮發展潛力與技術相關性，能源轉型已成為油田可持續發展的重要戰略方向。

“十四五”期間，大慶油田貫徹落實“有質量、有效益、可持續”的發展方針，建立新能源開發技術體系，推進新能源高效開發工程，開展中低溫水熱型地熱資源開發技術、干熱巖儲層改造、高溫高壓鉆完井等配套工程攻關，調研煤炭地下氣化(UCG)注采控儲備技術、探索碳捕集、碳埋存技術等。

4 結論

(1) 采油工程技術是高含水老油田有效開發的重要保障措施，擔負著油田穩產的重要使命。對照“后油藏、非常規”的勘探開發實際，持續穩產難度不斷加大，迫切需要采油工藝技術的創新與發展。

(2) 實現采油工程由數字化、自動化向智能化、智慧化轉變是未來一段時期的主要發展方向。

(3) 圍繞“雙碳”目標，充分發揮采油工程技術獨特優勢，統籌開展CCUS、地熱開發利用、煤炭地下氣化、干熱巖開發利用等工程技術研究和應用，形成原油生產業務、天然氣開發業務、新能源綜合利用業務協同發展的新格局，是大慶油田保持高質量可持續發展的必然路徑。