中國石油油氣開采工程技術(shù)進展與發(fā)展方向

雷群，翁定為, ，羅健輝，張建軍，李益良，王欣, ，管保山,

（1. 中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2. 國家能源致密油氣研發(fā)中心儲層改造部，河北廊坊 065007）

0 引言

油氣開采工程以將油氣從地層采至地面為目的，涵蓋機械采油、注水、生產(chǎn)測試、修井、防砂、儲集層改造、堵水調(diào)剖等多個專業(yè)領(lǐng)域，其中每一個領(lǐng)域都是一個系統(tǒng)工程，涉及儲集層特征、油氣水性質(zhì)、井筒狀態(tài)以及地面設(shè)備條件等多個方面。油氣開采工程是油氣田生產(chǎn)的關(guān)鍵環(huán)節(jié)，在油田儲量發(fā)現(xiàn)、產(chǎn)能建設(shè)和提高采收率等各個階段都發(fā)揮著重要的作用。近年來，中國石油通過技術(shù)的不斷創(chuàng)新，支撐了油氣開采工程核心技術(shù)不斷進步和發(fā)展方式的轉(zhuǎn)變。主要體現(xiàn)在技術(shù)能力水平持續(xù)提升，動用的儲量品位不斷降低，生產(chǎn)運行指標明顯改善，針對不同類型的油氣田已形成成熟適用的油氣開采方式，并研發(fā)推廣了一大批先進實用技術(shù)，成功開展了多項重大試驗攻關(guān)，取得良好效果。

目前，中國石油已動用油氣資源主要有以下 3種類型[1]：①以大慶油田為代表的中高滲油田，是已開發(fā)油田動用儲量的主體，產(chǎn)量占比約為 50%。目前中高滲油田已經(jīng)全面進入特高含水期，綜合含水超過90%，可采儲量采出程度已經(jīng)超過 85%，可提高采收率的幅度下降，增加可采儲量難度增大；②以長慶油田為代表的低滲透油田，該類油田占新增儲量的2/3以上，產(chǎn)量占比超過1/3。目前低滲透油田采出程度較低，但含水上升快，產(chǎn)量遞減幅度大，已進入中高含水階段，提高采收率難度大；③以致密油氣和頁巖氣為代表的非常規(guī)油氣資源[2-3]。據(jù)統(tǒng)計，中國非常規(guī)資源極其豐富，致密（頁巖）油、致密氣和頁巖氣可采資源量分別為 55×108t、12×1012m3和 22×1012m3，分別占全球可采資源量的9.7%、5.7%和4.8%，大力發(fā)展非常規(guī)油氣成為中國油氣工業(yè)必然的戰(zhàn)略選擇。近年來中國非常規(guī)油氣取得較大進展，但由于中國地質(zhì)條件復(fù)雜，非常規(guī)油氣富集規(guī)律不清，“甜點區(qū)”預(yù)測評價難度大，尋找規(guī)模有效儲量面臨挑戰(zhàn)；同時由于資源品質(zhì)差，單井累計產(chǎn)量低，單井控制可采儲量小，采收率低，難以實現(xiàn)效益開發(fā)。

預(yù)測“十三五”期間甚至更長一段時間內(nèi)，油氣田深度開發(fā)、資源劣質(zhì)化將進一步加劇，國家安全環(huán)保要求越來越嚴格；與此同時，國內(nèi)油氣對外依存度不斷上升，國家能源安全受到較大挑戰(zhàn)，為此中國石油上游業(yè)務(wù)必須堅定不移地走低成本發(fā)展道路，必須全方位、全過程、全要素降本增效。美國非常規(guī)油氣的發(fā)展主要依靠技術(shù)進步及管理創(chuàng)新，特別是鉆井、壓裂等工程技術(shù)的進步，非常規(guī)油氣開發(fā)成本不斷下降，2017年實現(xiàn)了原油年產(chǎn)量4.8×108t，天然氣總產(chǎn)量 9 400×108m3，其中非常規(guī)油、氣的占比分別達到53.7%和54.5%。目前中國石油非常規(guī)天然氣產(chǎn)量占比約為30%，非常規(guī)致密油產(chǎn)量占比低于2%，因此中國石油必須加強油氣開采工程技術(shù)攻關(guān)，增強提質(zhì)增效能力，以實現(xiàn)中國石油“原油穩(wěn)產(chǎn)一億噸、天然氣快速上產(chǎn)”的發(fā)展要求，開拓油氣田開發(fā)創(chuàng)新發(fā)展的新局面。本文通過全面回顧梳理近年來中國石油油氣田開采工程技術(shù)的發(fā)展，進行系統(tǒng)分析、總結(jié)，明確現(xiàn)階段的技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀、取得的成果和存在的不足，展望下一步發(fā)展趨勢并提出技術(shù)研發(fā)方向。

1 油氣開采工程技術(shù)成效

中國石油油氣開采工程技術(shù)進展及應(yīng)用成效主要體現(xiàn)在3個方面。

1.1 采油采氣系統(tǒng)效率提高

截至 2016年底，中國石油油井總數(shù)超過 20×104口，開井率 72%，平均單井產(chǎn)量約為 1.7 t/d，其中機采井占比約 94%。經(jīng)多年的持續(xù)攻關(guān)，采油采氣系統(tǒng)效率不斷提高，具體表現(xiàn)為：①抽油機井系統(tǒng)效率和檢泵周期逐年上升，平均系統(tǒng)效率達到24.3%，平均檢泵周期780 d；②形成了抽油機、螺桿泵、電泵、氣舉4種主體舉升技術(shù)，同時近年來開發(fā)的無桿舉升新技術(shù)在叢式井、大斜度井上得到小批量應(yīng)用，基本滿足了采油需求；③開發(fā)了異型機、塔式機、節(jié)能電機、節(jié)能控制柜和采油系統(tǒng)優(yōu)化設(shè)計工程軟件，為節(jié)能降耗發(fā)揮了重要作用[4]。

中國石油2016年底投產(chǎn)氣井近20 000口，開井率77.2%，單井日產(chǎn)氣約2×104m3。主要形成了管柱優(yōu)化、井下節(jié)流、水合物防治、泡沫排水采氣、中低壓集氣、三高氣井完整性評價等配套技術(shù)，支撐了天然氣的穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)。

1.2 體積改造技術(shù)支撐非常規(guī)資源的規(guī)模建產(chǎn)

截至2016年底，累計實施水平井改造5 563口，改造最大水平段長度3 056 m，最大分段數(shù)45段，最大液量8.8×104m3，最大砂量4 402 m3，平均單井日產(chǎn)量約為直井的3.9倍。

國內(nèi)水平井分段壓裂技術(shù)降低作業(yè)成本 50%～80%，依靠技術(shù)進步，大幅度降低了有效動用儲集層滲透率下限，頁巖氣、致密油氣等非常規(guī)油氣資源得以有效動用。如長慶油田2000年左右開發(fā)的特低滲透油田主力油層滲透率為1.98×10-3μm2，至目前致密油有效動用儲集層滲透率下限已降低到0.17×10-3μm2。

頁巖氣儲集層滲透率基本為1×10-9μm2級別，通過不斷攻關(guān)，已得到有效開發(fā)，目前中國石油已建成長寧、昭通、威遠3個頁巖氣示范區(qū)，年產(chǎn)氣30×108m3。

1.3 注水實現(xiàn)分層精細化控制

截至2016年底，中國石油注水井約9×104口，分注率達到 61%：①以橋式偏心和電纜直讀測調(diào)為主的第3代分注技術(shù)，應(yīng)用井數(shù)超過4×104口，分注層數(shù)以2～3段為主，占總分注井的62%；②以連續(xù)監(jiān)測和自動測控為核心的第 4代分層注水技術(shù)現(xiàn)場試驗取得成功。大慶、長慶油田含水上升速度明顯下降，水驅(qū)動用程度明顯提高，水驅(qū)開發(fā)效果進一步改善。

2 油氣開采工程關(guān)鍵技術(shù)進展

經(jīng)過多年的持續(xù)攻關(guān)與發(fā)展，中國石油在油氣開采工程技術(shù)方面形成了一系列特色關(guān)鍵技術(shù)。

2.1 采油采氣生產(chǎn)系統(tǒng)優(yōu)化與決策平臺[5-7]

互聯(lián)網(wǎng)+采油氣工程優(yōu)化決策是技術(shù)發(fā)展的必然，“十一五”以來，通過持續(xù)攻關(guān)，突破了油氣井3D力學仿真、大數(shù)據(jù)智能工況分析等核心技術(shù)，開發(fā)出大型采油氣工程網(wǎng)絡(luò)軟件PetroPE，實現(xiàn)了油氣井生產(chǎn)實時在線優(yōu)化和遠程快速管理，已在中國石油 8個油田推廣應(yīng)用，成為油田生產(chǎn)降本增效的重要技術(shù)手段。

該平臺具有室內(nèi)網(wǎng)絡(luò)版與實時手機版，具有十大功能，適應(yīng)國內(nèi)設(shè)備，滿足常規(guī)油氣藏直井、斜井、水平井等各種油氣井主體舉升工藝的優(yōu)化設(shè)計、診斷與決策，可以與中國石油數(shù)據(jù)庫動態(tài)鏈接，聯(lián)網(wǎng)即用，打破數(shù)據(jù)孤島與應(yīng)用壁壘，便于技術(shù)規(guī)模普及應(yīng)用。

手機版建立了適應(yīng)移動智能終端優(yōu)化的設(shè)計方法和數(shù)據(jù)的安全機制，將技術(shù)支持從室內(nèi)轉(zhuǎn)向油田現(xiàn)場，進行油井實時診斷優(yōu)化處理，為現(xiàn)場人員提供生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)、管柱結(jié)構(gòu)、抽油機工況診斷等貼身技術(shù)支持，同時也為油氣井物聯(lián)網(wǎng)分析應(yīng)用、數(shù)據(jù)價值挖掘增添新手段。

目前網(wǎng)絡(luò)版已推廣應(yīng)用超過4×104井次，平均提高系統(tǒng)效率2.52%，年節(jié)電超過1.6×108kW·h，減少碳排放 12.56×104t；手機版已在大慶、吉林等油田應(yīng)用800多套。該軟件平臺大幅度提高油氣井生產(chǎn)效率和精細化管理水平。

2.2 納米粒子泡沫排水采氣工藝技術(shù)

目前，中國石油4大氣區(qū)產(chǎn)水井數(shù)8 200口，占比61.6%，為解決含水氣井穩(wěn)產(chǎn)問題，從分子結(jié)構(gòu)設(shè)計著手，合成出一種具有雙親水基和雙親油基結(jié)構(gòu)的表面活性劑（Gemini），大幅提高表面活性劑的起泡性；同時，通過接枝和修飾發(fā)明了一種納米顆粒穩(wěn)泡劑，在水溶液中締合形成特殊結(jié)構(gòu)的囊泡，大幅度提高體系的泡沫穩(wěn)定性[8]。Gemini發(fā)泡劑+納米顆粒穩(wěn)泡劑形成了耐高溫/高礦化度/高酸性和高凝析油等2類5種體系納米粒子泡排劑，并配套形成了多因素氣井積液診斷、井底積液定量預(yù)測、氣井排液采氣分析設(shè)計決策等技術(shù)并開發(fā)出相應(yīng)軟件。近兩年在大慶、長慶、西南 3個氣區(qū)開展現(xiàn)場應(yīng)用81口，共2 991井次，平均單井日增氣5 200 m3，增幅151%，綜合成本降低40%以上，取得了良好的降本增效效果。

2.3 水平井體積改造技術(shù)

針對非常規(guī)儲集層開發(fā)面臨的挑戰(zhàn)，建立了水平井體積改造理念并發(fā)展了相關(guān)技術(shù)，追求“打碎”儲集層，形成復(fù)雜裂縫（見圖1），使得儲集層與裂縫接觸面積最大，油氣滲流距離最短，流動所需驅(qū)動壓差最小[9-11]。

圖1 非常規(guī)儲集層形成復(fù)雜裂縫示意圖

以體積改造技術(shù)理論為指導(dǎo)，發(fā)展了橋塞、套管固井滑套 2項水平井體積改造主體工藝技術(shù)，并配套形成了體積改造設(shè)計理論、壓裂液體系與裂縫監(jiān)測技術(shù)，助推中國石油水平井改造技術(shù)進步，實現(xiàn)非常規(guī)資源規(guī)模建產(chǎn)。主要創(chuàng)新成果有：①建立了裂縫起裂與擴展的大型物模模擬方法，揭示裂縫擴展機理。建立了考慮儲集層脆性、滲透率、應(yīng)力差的改造模式優(yōu)化方法。綜合以上兩方面的技術(shù)方法，形成非常規(guī)儲集層壓裂設(shè)計方法和提高裂縫復(fù)雜程度改造技術(shù)，有效指導(dǎo)了現(xiàn)場技術(shù)的優(yōu)化應(yīng)用；②形成超低濃度瓜膠和低黏滑溜水壓裂液，突破國外瓜膠交聯(lián)下限（濃度由0.3%降到0.12%），用量降低35%?；锼酿ざ刃∮诘扔?.0 mPa·s，減阻率大于等于70%，大幅度降低了壓裂液對儲集層的傷害及壓裂成本；③研發(fā)了可溶橋塞分段壓裂工具（見圖2），其主體采用高強度可溶金屬，抗壓強度可達 550 MPa，膠筒采用可溶高分子材料，輔助仿生表面織構(gòu)和涂層技術(shù)，完全溶解時間小于15 d?？扇軜蛉哂袎毫押笞孕腥芙狻o需鉆塞、作業(yè)費用和風險低、投產(chǎn)快等諸多優(yōu)點。2016年，在威遠204H11平臺率先完成頁巖氣全井可溶橋塞壓裂，最高26段，最高泵壓達86 MPa，壓后平均日產(chǎn)氣達到27×104m3。截至2017年底，可溶橋塞已在西南、大慶等6個油氣田現(xiàn)場應(yīng)用300多段，節(jié)省施工費用超過 1 500×104元。

2.4 第4代分層注水技術(shù)

第 4代分層注水技術(shù)將壓力、流量傳感器和流量控制系統(tǒng)長期置于井下，實現(xiàn)注水全過程分層壓力、流量等參數(shù)的實時監(jiān)測和分層配注量的自動測調(diào)，地面與井下的通訊通過有纜或者無纜的方式實現(xiàn)，對不同井型和井深適應(yīng)性強。通過注水井分層壓力和流量的實時監(jiān)測，第 4代分層注水技術(shù)能夠方便地實現(xiàn)注水方案優(yōu)化和實時調(diào)整，達到油藏、工程一體化，改善水驅(qū)開發(fā)效果[12]。目前中國石油已形成井下分層流量、壓力等參數(shù)實時監(jiān)測，分層流量自動測調(diào)，井下數(shù)據(jù)雙向傳輸與辦公室遠程調(diào)控等 3項關(guān)鍵技術(shù)。截至2017年底，第4代分層注水技術(shù)推廣應(yīng)用130口井，最高層段達到7段，注水合格率始終保持在90%以上，同時節(jié)約了后期測試費用，降低了綜合成本。

2.5 深部調(diào)驅(qū)技術(shù)

將儲集層非均質(zhì)性引起的水流優(yōu)勢通道進行不同類型、不同級別的量化分級，并按次序一體化“堵、調(diào)、驅(qū)”，形成了儲集層非均質(zhì)分類分級調(diào)整的技術(shù)理念。進而研發(fā)了具有柔性功能的封堵大孔道和調(diào)整次級通道的系列化學劑（高強彈性緩膨顆粒、柔性轉(zhuǎn)向劑、柔性微凝膠顆粒、本源無機凝膠等）；開發(fā)了油藏評價、工程一體化深部液流轉(zhuǎn)向與調(diào)驅(qū)優(yōu)化設(shè)計軟件，可實現(xiàn)調(diào)驅(qū)中的油藏評價、孔喉表征、優(yōu)勢通道描述、動態(tài)跟蹤、優(yōu)化設(shè)計、效果評估等；形成了優(yōu)勢通道識別與分類分級量化、化學劑多段塞組合優(yōu)化設(shè)計及井組物理模擬、微米孔隙尺度調(diào)驅(qū)微觀滲流實驗、分散相驅(qū)油數(shù)值模擬 4項配套技術(shù)[13-16]。深部調(diào)驅(qū)技術(shù)現(xiàn)場應(yīng)用 562井次，累增原油 73.4×104t，新增產(chǎn)值34.57×108元，降水 1 100×104m3，直接經(jīng)濟效益29.49×108元。新疆、遼河、華北等8個實施區(qū)塊經(jīng)濟評價結(jié)果表明，桶油操作成本降低10.2%～33.9%。

2.6 電潛直驅(qū)螺桿泵舉升技術(shù)

電潛直驅(qū)螺桿泵通過井下電機驅(qū)動，實現(xiàn)日產(chǎn)量5～50 m3中等產(chǎn)量油井的無桿舉升。該技術(shù)采用潛油低速電機直接驅(qū)動螺桿泵，無減速機構(gòu)，可靠性高，適用性好。電潛直驅(qū)螺桿泵舉升主要包括 4項關(guān)鍵技術(shù)：①井下低速大扭矩電機技術(shù)。實現(xiàn)轉(zhuǎn)速 50～500 r/min之間無級調(diào)速，適用于139.7 mm（5.5 in）和177.8 mm（7 in）套管的電機最大扭矩分別達到800 N·m和1 490 N·m；②直驅(qū)螺桿泵技術(shù)，實現(xiàn)低扭矩高速運行；③井下柔性傳動技術(shù)；④遠程監(jiān)測與控制技術(shù)。電潛直驅(qū)螺桿泵舉升技術(shù)適用于斜井、水平井（新井中斜井、水平井占60%），可消除桿管偏磨，實現(xiàn)高效節(jié)能、安全環(huán)保舉升?，F(xiàn)場應(yīng)用超過 100口井，平均泵效超過60%，檢泵周期超過500 d，相比同型抽油機節(jié)電30%以上。

3 面臨的主要問題與挑戰(zhàn)

隨著大部分油氣田開發(fā)進入中后期，油氣資源的開采向低滲透、非常規(guī)、高含水、異常高壓、深層發(fā)展，油價中低位徘徊成為新常態(tài)，工程技術(shù)面臨著作業(yè)頻繁、單井產(chǎn)量低、成本居高不下、能耗巨大、安全環(huán)保的巨大挑戰(zhàn)。

3.1 劣質(zhì)化資源的有效動用挑戰(zhàn)大

近年來，新增石油探明儲量以低滲透為主，品位變差。截至2016年底，中國石油累計探明石油儲量超過200×108t，其中低滲透探明儲量占比超過50%，且新增探明儲量中低滲儲量占比逐年增大（石油超過80%，天然氣超過90%）。與此同時，低油價持續(xù)，回報率下滑，效益開發(fā)挑戰(zhàn)更大，近年來中國石油原油操作成本上升，投資回報率呈下降趨勢，亟需攻關(guān)提高單井控制儲量的高效改造技術(shù)。

3.2 單井產(chǎn)量逐年降低，老油氣田穩(wěn)產(chǎn)難度大

大量低產(chǎn)低效井導(dǎo)致重復(fù)酸化壓裂工作量劇增，高效重復(fù)改造問題凸顯。目前正持續(xù)攻關(guān)高含水低產(chǎn)井的重復(fù)改造技術(shù)，隨著低產(chǎn)水平井數(shù)量逐年增加，水平井的高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)和重復(fù)改造技術(shù)也急需突破。

3.3 “雙高”主力油田的效益開發(fā)技術(shù)儲備不足

目前，中國石油高含水和高自然遞減的“雙高”老油田仍然為生產(chǎn)主體，穩(wěn)產(chǎn)難度加大。2016年可采儲量采出程度 76.04%，綜合含水 89.22%；含水大于80%的老油田年產(chǎn)量超過5 000×104t，占比53.4%，自然遞減率9.39%，綜合遞減率5.15%。同時，老油田層間矛盾加劇，水驅(qū)開發(fā)無效循環(huán)嚴重，目前中國石油注水井分注率整體仍然偏低，已分注井層間矛盾加劇，測調(diào)合格率下降快，3個月合格率就下降到60%左右，分注不合格，無效循環(huán)更加嚴重，水驅(qū)效率大幅降低。如大慶油田噸油耗水由1991年的5 t上升到2015年的10 t。

此外，中國石油 94%的產(chǎn)量依靠機械方式采出，機采系統(tǒng)年耗電 180×108kW·h，占油田生產(chǎn)能耗的54%，抽油機井和螺桿泵井的系統(tǒng)效率分別只有 24%和 33%，效率偏低。此外，有桿采油方式在定向井、大斜度井中偏磨嚴重，進一步增加了能耗。

油田進入三次采油階段后，開采難度逐年增加。至2016年，大慶油田三次采油年產(chǎn)油量連續(xù)15年保持在1 000×104t以上，開采對象由Ⅰ類油層逐步轉(zhuǎn)向Ⅱ、Ⅲ類油層，化學驅(qū)難度逐步加大，效果逐漸變差。其中復(fù)合驅(qū)的年產(chǎn)油量已達406×104t，強堿復(fù)合體系易造成油層、管線、設(shè)備結(jié)垢，且采出液難以處理。

3.4 低成本鉆完井開發(fā)深層、非常規(guī)資源與北美差距大

中國鉆井速度和建井成本與北美相比差距大：①受泥漿泵、鉆井液體系等技術(shù)配套不完善影響，四川盆地威遠地區(qū)頁巖氣井鉆井周期70～80 d，而北美頁巖氣井鉆井周期只有12～20 d；②鉆井周期長導(dǎo)致建井成本高，水平段長2 000 m的頁巖氣水平井，北美需3 000×104元，中國石油約為6 500×104元，為前者的2.17倍。

工廠化作業(yè)是非常規(guī)資源開發(fā)的必由之路，但目前中國石油距真正有效率的“井工廠”模式還有很大差距，與北美相比，平臺井數(shù)少、連續(xù)作業(yè)能力差、建井周期長，制約“工廠化”效率發(fā)揮：①國內(nèi)單平臺控制井數(shù)較少（6～8口），不利于批量流水線作業(yè)提高效率；②受技術(shù)成熟度和施工水平制約，鉆井和壓裂過程中，處理井下復(fù)雜情況時無效作業(yè)（或等待）時間長，國內(nèi)平臺雙鉆機6口井模式，建井周期230～340 d，北美Apache公司單個平臺16口井，建井周期240～280 d。

4 下一步發(fā)展方向

4.1 針對資源品質(zhì)劣質(zhì)化，加強低成本技術(shù)集成應(yīng)用

以安全環(huán)保、質(zhì)量、效益為中心，以方案優(yōu)化設(shè)計為著力點，一區(qū)一策，加強經(jīng)濟適用技術(shù)篩選評價及綜合配套，通過井型和井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化，以及加強設(shè)備配套，強化工程技術(shù)參數(shù)和入井材料減量化使用等針對性技術(shù)攻關(guān)，最終實現(xiàn)降本增效。

鉆井技術(shù)方面，主要是研發(fā)超長水平井鉆井技術(shù)，保證非常規(guī)優(yōu)質(zhì)儲集層鉆遇率，延長油、氣井生命周期。重點研究 3方面：①智能化鉆機、旋轉(zhuǎn)地質(zhì)導(dǎo)向測控系統(tǒng)等關(guān)鍵技術(shù)；②納米鉆頭、高強輕質(zhì)特種合金鉆桿、高性能鉆完井液等關(guān)鍵鉆探工具和材料；③多層水平井立體井網(wǎng)、工程地質(zhì)一體化鉆井技術(shù)。

完井技術(shù)方面，采用“縫控儲量”壓裂技術(shù)改造致密儲集層，提升改造效果[17]。通過地質(zhì)工程一體化研究，明確裂縫在儲集層中的真實擴展，優(yōu)化合理的布井方案和壓裂段長、縫距。同時利用大規(guī)模功能性改造助推致密儲集層開發(fā)方式的轉(zhuǎn)變，在改造的同時實現(xiàn)“同井、同層、同步”補充地層能量和提高最終采收率，其主要技術(shù)手段為：①研發(fā)地質(zhì)工程一體化壓裂優(yōu)化設(shè)計軟件，通過裂縫系統(tǒng)優(yōu)化實現(xiàn)裂縫對低品位儲集層資源的最佳控制；②開發(fā)高效多功能壓裂液體系，最大限度發(fā)揮壓裂液的改造、儲能和滲吸置換作用；③現(xiàn)場施工中強調(diào)大規(guī)模低成本改造技術(shù)的應(yīng)用，力爭實現(xiàn)初次完井、改造一次到位。

壓裂裝備能力保障方面，大幅提高壓裂裝備能力，短期內(nèi)快速增加國內(nèi)壓裂泵車的總水馬力。在技術(shù)研究方面：①提高目前現(xiàn)場主體應(yīng)用的2500型柴油動力壓裂泵車性能，延長管匯產(chǎn)品使用壽命，提升施工作業(yè)的安全性和可靠性；②研發(fā)成套電動壓裂裝備，包括系列電動壓裂泵裝備研發(fā)和供電系統(tǒng)、電控系統(tǒng)、裝備配置、施工控制研究，提高施工效率，實現(xiàn)安全環(huán)保降噪。

降低成本方面，通過推動石英砂替代陶粒和簡化壓裂液配方，實現(xiàn)大幅度降低材料成本（北美非常規(guī)油氣壓裂支撐劑的石英砂替代率高達69%～100%，國內(nèi)僅為20%～30%），并在降低成本的基礎(chǔ)上大幅度提高非常規(guī)儲集層中支撐劑的用量；同時建立系統(tǒng)完善的“工廠化”模式，實現(xiàn)鉆完井降本增效。具體舉措包括：①采用大平臺多井模式，開發(fā)方案超前運行，實施多年規(guī)劃統(tǒng)一部署，確保鉆井、壓裂、返排液回收處理等作業(yè)全過程的連續(xù)性；②提升現(xiàn)場作業(yè)水平和效率，保障無怠工連續(xù)作業(yè)；③研究無噪音鉆井與壓裂技術(shù)，實現(xiàn)24 h連續(xù)作業(yè)，提高建井效率。

4.2 開展老油氣田穩(wěn)產(chǎn)關(guān)鍵技術(shù)的研發(fā)及推廣應(yīng)用

①以機采系統(tǒng)優(yōu)化為著眼點，提高精細化管理水平和節(jié)能降耗潛力。具體包括：推進油田數(shù)字化，加快采油采氣生產(chǎn)優(yōu)化決策平臺的普及應(yīng)用，充分發(fā)揮“互聯(lián)網(wǎng)+”技術(shù)的集群效應(yīng)；研發(fā)大數(shù)據(jù)智能分析決策系統(tǒng)，數(shù)字化油井建設(shè)；瞄準無桿高效節(jié)能方向，加快舉升裝備的研究試驗與推廣；液壓系統(tǒng)的可靠性逐年提高，可大力發(fā)展液壓抽油機。

②以分層注水為重點，大力推廣應(yīng)用第 4代分層注水技術(shù)，真正實現(xiàn)油藏、工程一體化，提高水驅(qū)動用程度。具體包括：建立分層注水的油藏地質(zhì)工程一體化平臺（見圖3），實現(xiàn)井下分層壓力、流量等參數(shù)的實時監(jiān)測；實時進行生產(chǎn)動態(tài)分析和數(shù)值模擬，“動靜”結(jié)合，重構(gòu)儲集層地質(zhì)認識；優(yōu)化注水方案，實時進行動態(tài)調(diào)整；分析評估注水效果，進行分層參數(shù)再監(jiān)測和注水方案再優(yōu)化。

③以重復(fù)改造為重點，持續(xù)攻關(guān)，最大限度挖潛剩余油氣。通過研究剩余油與動態(tài)應(yīng)力場空間變化關(guān)系和水平井重復(fù)壓裂技術(shù)，延緩致密油氣等非常規(guī)資源的產(chǎn)量遞減。

4.3 為未來發(fā)展做好超前技術(shù)儲備

為滿足中國石油未來油氣生產(chǎn)重大需求，應(yīng)對開發(fā)對象復(fù)雜化帶來的各種挑戰(zhàn)，開展具有前瞻性的 3項采油采氣工程技術(shù)研究，儲備未來發(fā)展動力。

①井下油水分離同井注采技術(shù)攻關(guān)。針對含水大于 95%的特高含水井，能夠?qū)崿F(xiàn)井下油水分離，大幅度降低舉升、集輸、水處理能耗，降低開發(fā)成本。該技術(shù)具有以下典型特點：旋流器分離效率高，單級分離效率超過 98%；舉升、回注獨立調(diào)節(jié)，適應(yīng)性強；可以實現(xiàn)回注流量、壓力等參數(shù)的實時監(jiān)測。目前該技術(shù)已在油田開展先導(dǎo)試驗20口井，地面含水率平均下降了70%以上。

②納米驅(qū)油技術(shù)。目前低滲-超低滲儲集層水驅(qū)開發(fā)約有 30%的小孔隙注不進水，針對注不進水的孔隙區(qū)域，目前已研發(fā)制備出第 1代納米驅(qū)油劑產(chǎn)品QS-SiO2，初步測試表明在1 μm親水毛細管中，納米驅(qū)油劑注水啟動壓力梯度僅為0.09 MPa/m（普通水啟動壓力梯度 2.98 MPa/m），毛細管阻力約為普通水的1/32。巖心驅(qū)替實驗結(jié)果表明，可在水驅(qū)波及體積（55.45%）基礎(chǔ)上再增加13.00%。其主要原理是小孔隙的動用增加了低滲透區(qū)域波及體積。因此，可以降低低滲-超低滲油藏注水啟動壓力，特別是注水的“門檻”滲透率。該技術(shù)用于水驅(qū)采油，可增加中高滲油田低滲區(qū)域和低滲透油田的波及體積，減少剩余油，大幅度提高采收率，是化學驅(qū)提高采收率的戰(zhàn)略接替技術(shù)[18-20]。此外，納米驅(qū)油劑可作為壓裂液的添加劑使用，納米智能驅(qū)油劑通過減弱壓裂液分子間和分子外的不同作用力，使其進入微小裂縫中，改善裂縫局部油流環(huán)境，進而使微小孔隙中的原油易于流動，促進原油從致密儲集層滲流到裂縫并采出。

③高能金屬電池技術(shù)。以高能金屬板為陽極，以多層催化復(fù)合材料為陰極，在水中直接反應(yīng)產(chǎn)生電能。具有零污染，使用壽命長，地面和井下均適用等優(yōu)點，可為油氣田用電設(shè)備提供電能。目前初步完成了金屬電池基礎(chǔ)架構(gòu)、高能金屬放電機理、金屬陽極材料優(yōu)選等研究，結(jié)合催化劑，架構(gòu)并制備出多層復(fù)合陰極及多種供電裝置。

5 結(jié)語

中國石油油氣開采工程關(guān)鍵技術(shù)近年來取得了卓有成效的進展，但仍面臨劣質(zhì)化資源的有效動用、老油氣田的持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)、“雙高”主力油田效益開發(fā)困難、深層-非常規(guī)資源開發(fā)與北美差距大等困難。

“十三五”及今后一段時期中國石油油氣田開采工程技術(shù)必須做好縫控儲量改造技術(shù)攻關(guān)和工廠化作業(yè)等低成本技術(shù)的集成應(yīng)用，開展老區(qū)老井重復(fù)壓裂等關(guān)鍵技術(shù)研發(fā)，推廣應(yīng)用第 4代分層注水技術(shù)，超前儲備納米驅(qū)油與同井注采等前沿技術(shù)，才能更好地推動中國油氣田開發(fā)的可持續(xù)發(fā)展。