研究總結采油采氣工程領域“十三五”期間重要進展
更新時間：2024-02-12 15:35:10作者：佚名
日前，美國石油鉆探與生產分公司鄭新權等科研人員在《石油鉆探與開發》發表研究成果《采油采氣安裝工程技術新進展與展望》。研究小結了采油采氣安裝工程領域“十三五”期間重要進展，剖析了當前采油采氣安裝工程在工藝適應性、數字化建設和節能降耗等方面所面臨的挑戰，并強調未來的發展方向。
“十三五”期間分層注入、人工舉升、儲集層改建、排水采氣、井下作業等5大主體技術取得重大技術進展，為實現老油井持續提質、新建產能效益動用提供了關鍵技術保障。
當前復雜國際政治經濟情勢下，采油采氣安裝工程面臨油氣開采技術難度不斷減小、數字化變革提效成果不明顯、節能降耗欠缺核心技術支撐等3個方面艱巨挑戰。建立穩油增氣、數字化變革、綠色低碳發展3大戰略方向和推行路徑，強調精細分層注入技術、高效舉升工藝技術、精準儲集層改建技術、長效排水采氣技術及智能井下作業技術5個重點研究方向，為美國油氣行業的變革升級和高品質發展提供安裝工程技術支撐。
以下具體介紹采油采氣安裝工程領域“十三五”期間重要進展。
一、分層注入技術
美國壓裂儲集層非均質性強，推行分層開采模式可使各種礫巖得到均衡動用。針對不同時期形成的開發矛盾，研制產生水驅/物理驅/氣驅分層注入系列工藝及配套技術，支撐了牡丹江油井5000′104t以上持續高產穩產27年和長慶油井油氣當量突破6000′104t。“十三五”期間，第3代分層注水工藝技術全面推廣，應用規模成倍下降，初步產生以“邊注邊測邊調”為技術內涵的第4代分層注水工藝，通過構建典型示范區，增加了新工藝的技術成熟度和綜合開發療效。
（一）第3代分層注水技術
隨著美國油井相繼步入中高含水期，橋式偏心/同心高效測調第3代分層注水技術因其在檢測方面上的優勢，已成為分層開采主體技術。“十三五”期間，以“實時檢測和實時控制”為技術內涵的第3代分層注水工藝得到逐步加強發展，滿足了最小卡距0.7m、最高10層段的分層注水要求，踏入全面推廣應用階段。2016年至2020年，該技術在美國石油應用井數由1.87′104口提高到3.22′104口，占分層注水井數量的比列由36.5%增加到53.2%，分注率提高至63.5%，降低了老井銷量遞減速率，綜合遞減率增加至4.87%，2020年水驅銷量6423′104t，占總產值的63.4%，完全費用高于45英鎊/bbl。
（二）第4代分層注水技術
部份老油井踏入特高含水期后，注采關系愈加復雜，噴管動態變化愈發經常，對配水精度和測調周期要求更嚴苛，測調隊伍數目、精準豎井數據需求、生產費用之間的矛盾凸顯。通過攻破高壓連續可調注水閥、井下流量計等關鍵技術，產生以“邊注邊測邊調”為技術內涵的第4代分層注水工藝，急劇增強數字化、智能化管理水平，實現注入狀態下的層段流量、壓力等參數的實時檢測與注入量的調整，可常年保障層段的注水合格率，徹底取消現場測調步驟。配套研制了水驅壓裂動態剖析硬件IRes，加強注水方案由“滯后調整”向“實時優化”的升級跨越。在牡丹江、長慶、吉林、華北等油井構建11個示范區，累計應用1480井次，分注合格率常年保持在90%以上，水驅動用程度提升1.2～21.4個百分點，自然遞減率增長0.77～6.70個百分點，節省費用約3.26萬元，開發療效和經濟效益明顯。
（三）分層注聚技術
美國石油物理驅銷量1000×104t以上已穩產18年。“十三五”期間，針對物理驅分注層間矛盾大、注入量變化經常、測調周期逐步降低的問題，召開了纜控式分層注聚實時檢測與控制技術研究并已舉辦現場實驗，實現了物理驅井分層流量、壓力的實時檢測和在線測調，為物理驅高效開發提供了關鍵技術方式。
（四）分層注氣技術
氣驅可減少采產率7～30個百分點，已成為繼水驅、化學驅、蒸汽驅后來快速發展上去的提升采產率方式。“十三五”期間，突破高壓氫氣層間封隔、井下分層流量多級升壓調控和多參數分層檢測等關鍵技術，產生同心雙管分層注氣和偏心可投撈分層注氣兩套工藝，實現了2～3層段分層注入和流量檢測與控制。在天津油井黑59區塊實現了CO2分層注入量地面獨立計量、上下兩層同時注入，牡丹江油井舉行了60余口注CO2井偏心可投撈分層注入現場實驗，具有逐步擴大現場實驗規模的條件。
二、人工舉升技術
美國陸上油井99%以上的油田不能自噴生產，為保持油井常年穩產，在注水開發的同時，從20世紀70年代中期開始大規模應用機械采油技術。經過引入消化和自主創新，早已發展了以抽油機為主，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/低滲透花崗巖等多類別完井、不同開發模式和開發階段的生產需求。隨著油氣田開發不斷深入，機械采油井數快速提高，機械采油設備數量、資產規模和舉升煤耗不斷下降，截止2020年末，美國石油有近24′104口機械采油井，年耗電近110′108kW·h，機械采油是生產投資和設備維護的主要領域，只是節能降耗、降本提效的重點提質對象。“十三五”期間，美國石油重點緊扣老井節能改建、新型高效無桿舉升、復雜載荷井舉升、機械采油井數字化等方面舉行技術預研和現場應用，實現噸液耗電量增長6.4%，在機械采油井數量逐年提高的狀況下總耗電量基本保持不變，平均檢泵周期從800d延長到884d，維護作業頻次增長了26%，有力推動了節能降本增效。
（一）老井節能整修與綜合整治技術
對抽油水井舉行設備節能擴建，重點舉辦低產低效抽油泵房控制柜智能化改建，產生多種方式的智能間抽技術，實現液面精準控制、井筒和地面安全生產。美國石油智能間抽技術應用規模達4.96′104口井，年省電量2.6′108kW·h。舉行慢速馬達擴建實現降沖次，通過半直驅/直驅永磁同步馬達擴建取消皮帶和減速箱，增加系統效率3～5個百分點。研發等徑抽油桿、防松節油管、內襯油管等技術，有效解決抽油泵房桿管偏磨、結蠟等問題，為豎井綜合整治提供系統解決方案。內襯油管技術在美國石油規模應用少于5′104口井，平均延長檢泵周期少于100d。
（二）復雜載荷井高效舉升技術
隨著低滲透、稠油、高含水等復雜礦體的深入開發及老油井開發模式的轉變，傳統舉升工藝碰到挑戰。針對低滲透油層單井銷量低、效率低問題，創新研制超長沖程無游梁式抽油機、超長組合抽水泵，產生超長沖程抽油系統，沖程可達50m，沖次0～10次/h，系統效率提升11.6個百分點，省電率62.1%，延長檢泵周期150d以上。針對稠油蒸氣驅、火燒礫巖開發模式下采油井低溫瓶頸，美國石油自主研制低溫電泵，耐溫可達250℃，新型莖稈泵的耐溫達350℃。針對物理驅生產井偏磨、結垢嚴重問題，開發抽油桿扶正技術、多功能防垢往復泵、陶瓷涂覆防垢螺桿泵等配套工藝技術，在美國石油推廣應用少于1′104口井，檢泵周期由20d延長到700d。
（三）機采井數字化技術
近些年來機采系統數字化迅速發展，抽油泵房產生了示功圖和電參兩種物聯網建設方式，無桿泵井從采集地面電參發展到采集井下溫壓數據，物聯網覆蓋井數從2015年的2.15′104口提高到2020年的9.81′104口，覆蓋率從10.10%增加到41.18%）。同時為了強化數據應用，研制了抽油水井示功圖在線數字計量、工況確診、生產優化等技術，非常是突破了電參特性辨識，產生電參智能載荷確診、數字計量等核心技術，可代替示功圖，急劇減少物聯網建設投資60%以上。美國石油開發了完全自主知識產權的機采井智能優化決策網路硬件，每年優化設計8′104余井次，年省電近1′108kW·h，平均延長檢泵周期90d以上。
（四）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、桿管銹蝕嚴重、檢泵經常、系統效率低的窘境，成功研發低速大扭力永磁馬達和往復直線馬達，產生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，在山西油井吉7、長慶油井華慶H40/H60、大港油井港西1號/2號等采油大平臺構建一批應用示范區，推廣應用776口井，系統運行穩定，系統平均效率提高10.6個百分點，省電30%以上。
三、儲集層改建技術
特別規油氣資源豐富、潛力很大，儲集層改建技術是非常規油氣效益開發的核心神器。通過借鑒北美頁巖油氣開發的成功經驗，儲集層改建技術在美國特別規油氣開發領域取得重大技術進步。主要展現在構建體積壓裂新觀念、完善技術方式和整體工藝升級等方面。“十三五”期間，針對傳統特別規油氣體積壓裂中存在加砂困難、采產率過低、套變頻發等問題，通過關鍵技術預研，產生以“增大縫控總量、降低施工費用、增加經濟效益”為原則，“長井段水平井鉆井+小簇寬度多簇引信+分段射孔+暫堵轉向+石英砂取代珍珠巖”為核心的特別規油氣體積壓裂新技術。該技術被冠以縫控射孔、密切割射孔等多種稱呼，本文也稱為“強化體積壓裂”。加強體積壓裂技術除了為西寧、松遼北緣完工350′104t特別規油氣產能提供重要技術支持，還開辟了常規油氣開發新途徑，為國外外硅酸鹽巖難動用總量開發的突破夯實了基礎。
（一）特別規油氣儲集層加強體積壓裂技術
依據特別規油氣儲集層水力油藏開發需求，重點預研井控單元內總量最大動用技術，提高地質安裝工程一體化水平。簇寬度從15～30m降低為5～10m，加砂硬度從1～2t/m提高為少于3t/m，減小裂痕沿水平井軌跡切割的密度并添加暫堵劑至孔洞遠端。推廣應用石英砂取代珍珠巖，石英砂藥量從2015年的65′104t迅速增強至2020年的422′104t，節省費用40萬元以上。開發低費用射孔工具和武器，國產化可溶性橋塞和可溶性球座承壓能力達70MPa，溶化時間7～14d可控。新型模塊化壓裂工具可20m一次下井、傳輸15～20簇引信。大功率電驅射孔撬（5000—7000型）自行車功率較2500型汽油驅動射孔車增加2倍以上，費用增加30%，煤耗增加25%。
該技術在長慶油井長7段致密油儲集層推廣應用87口井，平均水平段寬度1705.8m，射孔22.3段118.9簇，簇寬度10.9m，生產早期單井銷量18.6t/d，與前期相似水平段寬度水平井相比，射孔早期斯柯達油提高約1.5倍。該技術在川南頁巖氣以及長慶油井、新疆油井致密油/頁巖油推廣實驗均見良好實效，川南頁巖氣年產值由13.2′108m3提高到116.3′108m3，山西油井、長慶油井致密油/頁巖油年產值由89.5′104t提高到398.5′104t，特別規資源總量占比逐年減小。
（二）老油氣田復合體積壓裂重復整修技術
借鑒加強體積壓裂觀念，改變傳統高粘液、小規模修繕模式，產生適宜老油氣田穩產增產的復合體積壓裂重復整修技術。對剩余油和蠕變場進行精細描繪，運用多裂痕重復射孔和暫堵轉向技術提升儲集層動用程度，單井施工規模為初次施工的1.5～2.5倍。對于套管條件差的老井，運用多輪次小排量微斷裂注水加砂、關井壓力擴散所形成的水力擴容和反彈擴容協同作用產生復雜裂痕，并對常年生產能量挪用基巖推行射孔注水蓄能，使基巖壓力降低3～5MPa，輔以同步射孔縫端干擾、暫堵轉向、納米物理滲吸驅油等組合技術，實現平均福特油10.29t，是初次射孔平均福特油的4倍。山西油井運用老井重復射孔降耗推行低產停產井整治，平均年增油70′104t。長慶油井通過重復射孔新工藝，預計采產率可增加12個百分點。
（三）硅酸鹽巖集成容積酸壓和規模加砂射孔技術
氯化鹽巖儲集層儲集空間類別多、形態復雜，非均質性強，不同地區差別較大。如以廣東北緣氣田為代表的國外深層裂痕性硅酸鹽巖儲集層主要面臨低溫和工作液濾失問題，以北非地區油氣田為代表的境外低撓度孔隙型硅酸鹽巖儲集層主要面臨施工壓力預測難和裂痕易閉合問題。基于加強體積壓裂觀念，預研產生氯化鹽巖集成容積酸壓和規模加砂完井技術，現場應用取得明顯實效。
硅酸鹽巖集成容積酸壓技術突破180℃超低溫酸液機制、交聯凍膠酸、暫堵轉向劑、惰性和堿性液體復合施工等關鍵技術，通過舉辦細分切割、暫堵轉向、多級注入、差異酸壓、閉合酸化等工藝舉措，在儲集層產生復雜縫網，擴大改建容積。深層硅酸鹽巖集成容積酸壓技術在國外刷新了深度8000m和鹽度200℃的修繕工藝記錄，支撐了川中地區龍王廟組、高石梯—磨溪地區震旦系和塔里木北緣超深層等硅酸鹽巖高效建產。
硅酸鹽巖儲集層規模加砂完井技術通過建立低撓度彈塑性硅酸鹽巖儲集層孔洞擴充模型，建立基于“位移不連續法”的孔洞拓展規律，產生考慮低撓度支撐劑嵌入的支撐劑規格和藥量組合的優化設計方式，輔以裸眼封隔器分層分段射孔和混和規格支撐劑加砂工藝，解決了阿拉伯版塊硅酸鹽巖儲集層裸眼鉆井分段難、壓力響應復雜、規模加砂難和銷量預測難等問題。在俄羅斯哈法亞Sadi硅酸鹽巖首次完成第一口水平井規模加砂射孔。實現1000m水平井分12段成功加砂740.3m3，壓后平均銷量190m3/d穩產少于2年，使美國石油境外權益中少于15′108t的該類總量動用成為或許。
四、排水采氣技術
美國氣田類別復雜多樣，氣井在生產過程中面臨見水、出砂、水合物、環空帶壓等問題，采氣工藝是天然氣安全生產和增加采產率的重要保障。其中，排水采氣是維護氣田穩產的主體工藝，年工作量占氣井舉措作業量的95%（見圖3）。“十三五”期間，重點緊扣泡排、柱塞氣舉、增壓氣舉、速度管柱等技術舉辦相關研究與現場應用，累計施行50余萬井次、增產天然氣近200′108m3，有效促進了天然氣總量跨越式下降。
（一）泡沫排水采氣技術
針對傳統泡沫排水采氣對復雜類別氣藏適應性差、成本高、效率低等問題，創新提出了獅子表面活性劑作為主劑、接枝修飾后的奈米粒子作為穩泡劑、添加特性涂料以適應不同類別氣藏“三位一體”的研制觀念[20]，突破奈米穩泡劑穩泡成因及純化工藝，開發出適應不同載荷的高效泡排劑產品，總體耐溫160℃，耐礦化度250000mg/L，抗凝析油40%，抗H2S為100mg/L，抗CO2為100%。創新融合物聯網、云服務等技術，研發了集在線數據自采集、自剖析、自控制于一體的泡排劑集群加注武器，可1泵對8井協同作業與在線實時優化，人工工作量增長80%。已在美國石油推廣應用2萬多井次，累計增產天然氣近5′108m3，綜合效益提高30%以上。
（二）熱柱塞氣舉排水采氣技術
隨著部份氣田踏入開發中后期，低產氣井快速提高，效益生產面臨艱巨挑戰。柱塞氣舉具備工藝簡略、設備手動化程度高、成本低等優點，是低產小水量氣井的首選工藝之一。“十三五”期間，針對柱塞氣舉工具不配套、成本高、自動化程度低等問題舉行了持續預研，建立配套了10余種井下系列柱塞工具，研發了井口一體化控制裝置與遠程管控平臺[21]，費用較進口工具減少了50%以上，為大規模推廣造就了條件，在美國石油累計應用近5000口井，井均日增氣超1000m3，已成為致密氣、頁巖氣的主體排水采氣工藝。突破了水平井接力柱塞氣舉、50.8mm（2in）連續油管+節流器+柱塞氣舉油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費用采氣探求了新方向。
（三）速率管柱排水采氣
速率管柱排水采氣具備不壓井作業、施工周期短、不污染產層、后期無需維護等特點。對產氣量小于5000m3/d且保持常年穩定的井具備良好的增產療效與經濟效益。“十三五”期間重點緊扣連續油管與配套武器國產化、選井及優化設計地質安裝工程一體化等方面舉行工作，產生了CT7-CT110型號的等壁厚、變壁厚的連續油管及配套的作業武器油氣智能開采技術，規格從25.4mm（1in）到88.9mm（3.5in），最大下深可達8000m。推行了“地質、試氣、動態、工藝”一體化的選井標準與設計方式，急劇增強了速率管柱的應用療效，有效率達91.6%。在美國石油累計推廣應用600多口井，累計增產天然氣近15′104m3。
（四）氣舉排水采氣技術
氣舉具備排液范圍廣、井型受限少等優點，是大水量排水采氣的首選工藝之一。“十三五”期間，針對深層氣井氣舉工具不成熟、邊底水氣田氣舉規模強排技術不配套等問題舉行重點預研，成功研制了深層高壓氣舉閥等系列配套工具，氣舉閥抗外壓達90MPa、同心工作筒耐溫150℃，為深層氣井氣舉提供了工具保障。預研產生了氣舉氣集中增壓、單井機制協同優化、注氣手動控制等技術，建立了東站取氣增壓、小站分區配氣、單井連續氣舉為工藝特點的邊底水氣田集中增壓氣舉強排技術，在四川澀北氣田規模應用300多口井，平均囊腫高度由250m降至27m，年增產天然氣近5?108m3，有效保障了水侵氣田的連續穩產與增加采產率。
五、井下作業技術
“十三五”期間，井下作業技術以支撐老油井盤活存量資產、提高單井銷量，園區滿足新型開發需求為目標，推動新技術開發和工藝升級換代，在油機井數量不斷下降前提下，實現作業數量穩中有降，為油氣田安全生產、平穩運行提供有力技術保障。帶壓作業推行6310口井，提高注入水排放424.9′104m3，提早恢復注水554.1′104m3，增產歐盤23.8′104t，增產天然氣26.4′104m3，創效6.2萬元，成為白色降耗的重要方式。
（一）帶壓作業技術
帶壓作業是在不壓井條件下，借助專用設備進行井下施工的新型作業模式。該技術能有效降低作業工期、最大程度減小儲集層污染，有效實現油氣井產能最大化，同時提高廢料排放對環境的影響，急劇減少施工費用，是一種高效、安全、環保的作業模式。可廣泛適于欠平衡鉆探、側鉆、小井眼鉆探、完井、射孔、試油、測試、酸化、壓裂等作業。該技術在美國早已發展得十分成熟，在北美90%以上油氣井推廣應用。國外起步較晚，“十三五”期間舉行技術預研，取得多項重要進展。研制產生輔助式和獨立式兩大系列油機井帶壓作業機[23]，配套產生機械式和物理式兩大類管內堵塞技術，具有了35MPa油機井帶壓作業能力。研發了國產氣井帶壓作業機，研制智能可視化井口、數據采集系統等關鍵技術，實現井內工具接箍手動偵測、施工參數遠傳及安全預警等功能，具有了50MPa氣井帶壓鉆井、35MPa油機井帶壓修井能力。2020年帶壓作業推行6310口井，提高注入水排放424.9′104m3，提早恢復注水554.1′104m3，增產歐盤23.8′104t，增產天然氣26.4′104m3，創效6.2萬元，成為黃色降耗的重要方式。
（二）連續管作業技術
連續管作業可廣泛適于鉆探、完井、采油、采氣及修井等領域。與傳統作業模式相比，該技術具備效率高、工期短、儲集層傷害小、施工費用低、成功率高、安全環保等突出特征。連續管作業核心技術常年被中國壟斷。科研人員經過多年自主研制和專項推廣，實現連續管制造、作業武器、井下工具和工藝技術等核心技術重大突破，滿足國外市場需求的同時，大力拓展境外油氣田技術服務。通過自主預研研發了車裝、撬裝連續管作業系列武器[24]油氣智能開采技術，研制了4大類90余種專用工具，開發了檢測預警與評估硬件，產生連續管油井、快速修井、儲集層改建、試油檢測等工藝技術。50.8mm（2in）連續管最大作業能力達到8100m，完全取代進口。2020年推行連續管作業4110井次，增油5.74×104t，增氣138×104m3，增注12×104m3，與常規作業模式相比，增加作業效率3～4倍。
（三）清潔作業技術
隨著新環保法的施行施行，油氣田開發環保問題的性質由“違規”上升為“違法”，推進環保問題綜合整治刻不容緩。針對作業施工過程中溢流導致的環境污染這一油氣田生產中最普遍、也是最難治療的問題，預研產生豎井內桿管擦洗、井口集液回收等清潔作業技術，實現了作業過程井口不出液、出液不污染，為井下作業紅色環保施工提供了技術保障。2020年完成清潔作業18.55×104井次，降低固體廢舊物8.64×104t，提高廢料貨運處理83.3×104m3，在環境敏感地區實現了100%覆蓋，總體覆蓋率達到90%。
（四）手動化修井技術
傳統修井作業因為設備破舊，手動化程度低，致使勞動硬度大、生產效率低、安全性差，由氣動卡瓦、油管輸送機等機械化裝置組成的手動化修井武器可以有效解決以上問題，近些年來遭到國外外油氣田管理者的廣泛關注。“十三五”期間，國產手動化修井機及配套工具功耗得到逐步提高，整修、小修、帶壓作業手動化已步入現場實驗，區隊作業人員由5～7人提高到3人，工作效率與人工相當，大升幅減少女工勞動硬度，延長一線女工工作年紀，安全環保水平明顯提升。
引用格式：鄭新權,師俊峰,曹剛,楊能宇,崔明月,賈德利,劉合.采油采氣安裝工程技術新進展與展望[J].石油鉆探與開發,0,():20609.
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