采油工程持续融合创新管理与实践

刘 合

中国石油勘探开发研究院

当前，我国油气资源劣质化趋势日益严重，规模增储难度加大。低品位资源已经成为长庆油田、吉林油田、大庆油田等中国陆上石油未来勘探开发的主体，资源多以致密油、致密气等岩性油气藏为主，油气分布复杂，隐蔽性强。经过多年持续开发，我国老油田已全面进入开发中后期，在现有技术条件下储采失衡状况难以扭转，大幅度提高采收率成为可持续发展的迫切需求，油田勘探开发理念、技术急需创新升级。应对挑战，必须加强油藏地质和工程技术攻关，开展水驱精细分层高效测调技术、大平台集约化建井、复杂结构井群钻井施工、大规模蓄能式储层改造、工厂化施工作业、油藏能量补充技术试验，同时创新管理模式，加强组织实施，达到降低成本、提高油井产量、实现低品位资源效益动用的目的。

1 持续融合技术创新管理模式的建立

采油工程是油田开采过程中根据开发目标通过生产井和注入井对油气藏采取的各项工程技术措施的总称，是连接地面和地下的纽带，是油气田能否有效开发的关键环节，涵盖分层注水、增产改造、人工举升、油田化学、井下作业等方面，是一个复杂的、多学科的系统工程。采油工程是油气勘探开发的重要环节，每一次技术突破都会推动油气生产跨越式发展，成为破解油田开发困境的最有效途径。

面对石油工业的历史挑战，中国石油天然气集团有限公司以采油工程技术为突破点，以大庆油田开发实践为基础，围绕采油工程面临的科学问题，认真分析油田规模建产、战略调整、长期稳产等不同开发阶段采油工程在勘探开发中面临的主要矛盾，用“两论”的科学方法论，理清采油工程中影响勘探开发的主要矛盾与次要矛盾的转换关系及时机，重新定位新时期采油工程的地位和瓶颈技术。建立并发展了采油工程持续融合技术创新管理模式，有效指导了科技创新与管理，紧密结合油田生产实际需求，研发形成一批采油工程新技术、新方法、新工艺、新装备，加快了新技术开发步伐和工业化应用进程[1-5]。

2 持续融合技术创新管理内涵

采油工程贯穿油田开发全生命周期，传统技术管理模式下，新技术从研发到应用周期长，难以适应油田快速发展的节奏。持续融合技术创新管理，即在原有技术基础上，以生产中不断更新变化的地质需求为引领，打破传统专业壁垒，将采油工程全系统的人才、技术、资本、信息等创新要素有机整合，形成一套整体优化的资源配置，并在这个相对多维的技术管理空间里形成开放、交互的创新体系，凝结成协同有序发展的持续动力。

该技术创新管理模式强调研发的目标性、管理的系统性和成果的应用性，其内涵是：采油、油藏、钻完井和地面工程一体化融合，公司、厂、矿、队四级技术体系一体化管理，生产、科研、试验、推广一体化组织，新技术、新产品、新工艺、新标准一体化升级，保障采油工程技术创新长效、整体和协同发展，加快成果工业化的步伐（图1）[6]。

图1 持续融合技术创新管理模式破解了三大难题示意图

2.1 采油、油藏、钻完井和地面工程一体化融合

技术研发多专业一体化整体设计，既考虑生产需求，又兼顾生产应用，增强攻关的针对性和实用性。通过多专业融合，找到专业间技术的融合点，确保研发过程中各专业有序衔接，不走弯路，提高研发效率。

开发方案采油工程提前介入，向前延伸到地质和钻井工程，向后延伸到油藏和地面工程，共同参与方案设计，共同开展重大试验，资料录取一体化，相互借鉴共享，避免干扰和浪费，提高方案的符合率（图2）。

图2 “逆向设计、正向施工”一体化设计流程

2.2 公司、厂、矿、队四级技术体系一体化管理

采油工程技术研发应用是一项涉及多因素的系统工程，人是其中最关键要素，必须最大限度调动各层次人员的积极性和创造性，分清层次、明确职责、协调配合，以确保高水平、高效率完成工作（图3）。

图3 四级技术体系和重大工程项目一体化管理流程

2.3 生产、科研、试验、推广一体化组织

以需求为导向，以应用为目标，研发应用过程中坚持试验先行，以认识论为指导，解决试验暴露问题，不断完善提高。成熟一项，推广一项，研究、试验和推广同步进行，有序衔接，加快研究和成果转化步伐，成果快速实现工业化规模应用（图4）。

图4 采油工程主体技术从研发到推广流程

2.4 新产品、新工艺、新标准、新技术一体化升级

创新形成的核心关键技术、新的生产工具、适应生产需求的新工艺，尽快形成标准、规范和流程，实现技术整体有形化，适应新的生产需求。加快技术配套和技术国产化步伐，促进技术规模化应用步伐，形成技术逐步升级换代的良性循环。

3 持续融合技术创新管理主要措施

3.1 持续水驱聚合物驱开发工程技术攻关，多环 节一体化融合，实现高含水老油田采油工程 技术升级换代

中国多数油田经过数十年开发后，出现多种普遍共性矛盾。以大庆油田为例，其经过27年5000×104t稳产后，逐步进入高—特高含水开采阶段，综合含水接近90%，控水稳油、延缓递减面临三大难题。一是80%剩余油集中在中低渗透层，原有分注技术配水器间距在8m以上，难以实现细分注水，中低渗透层吸水很差甚至不吸水；二是高渗透层剩余油高度分散，笼统注聚难以满足有效驱替需要，制约聚合物驱工业化应用；三是长期高强度注水开发导致大量油水井套管损坏，甚至报废，造成井网不完善，丢失可采储量。为此，建立了以精细分层注水、聚合物驱分注和套损井修防为核心的高含水老油田采油工程技术系列。

3.1.1 精细分层注水技术系列

中国石油注水开发储量占已开发总储量的82%，水驱产量占总产量的80%，分层注水在经济有效开发、持续高产稳产、提高水驱采收率等方面取得显著成效。在不同的油田开发阶段，分层注水面临不同的矛盾和生产需求，对于非均质多油层砂岩油藏，高含水后期层间矛盾更加突出，各类油层在层间、平面和层内有很大差异性。通过划分不同的开发层系，每口井有几个或十几个小层进行开采，各层之间以及单层在平面上的渗透率仍存在较大差异，精细分层注水是开发这类油田的有效手段[7-8]。

在持续融合技术创新管理模式的指导下，认真分析油田注水开发历史及配套注水技术发展历程，确定了分层注水技术的发展方向，即小卡距、高精度、减少测调量，在努力实现注采平衡、保持油层驱油能量的同时，通过缩小分层卡距以挖掘低渗透和薄差油层潜力，提高分层测试精度和效率，减少调配工作量，降低成本；同时，理清了注水技术的创新和管理思路，即长效、整体、协同，集中公司内部科研生产与高校、科研院所优势资源协同攻关，油藏、开发整体考虑，实现老技术常用常新，使我国分层注水技术始终处于国际领先地位。

攻克桥式偏心（同心）分层注水配套技术，测试精度由80%提高到95%以上，解决了多级分注测试精度低的问题。发明“桥式偏心+电缆直读测调联动”分注技术，单井测调周期平均由4d缩短至1d，解决了精细分注后测调工作量急剧增加的难题。以“两小一防、高效测调”等为核心的第三代精细分层注水技术，实现了由单一功能向多功能、机械化向自动化的转变，引领了第四代智能分层注水技术发展，推动分层注水向智能化迈进，实现注水技术质的飞跃[6]（图5）。

图5 第三代精细分层注水技术到第四代智能分层注水技术发展历程

3.1.2 聚合物分层注入技术

基于持续融合技术创新管理模式中的“整体”思想，将分层注水技术拓展到聚合物驱油领域，创新研发了聚合物驱分层注入技术，解决了非牛顿流体高速剪切降黏难题，进一步改善聚合物驱油效果，提高差油层的动用程度，减少无效循环注入量。在大庆油田工业化应用近千口井，为聚合物驱年产千万吨提供了技术保障。该项技术与驱油剂研制、油藏优化设计构成聚合物驱核心技术，使我国三次采油处于国际领先地位。

3.2 突破低品位油气资源开发工程技术，多层次 一体化融合，引领非常规资源采油工程技术 发展

近十余年国内新发现油气储量的品质明显变差，仅松辽盆地就有数亿吨低品位储量，水平井开发是实现非常规油气资源规模效益开发的有效途径。水平井分段压裂存在以下技术难点：一是水平井井眼轨迹复杂，曲率大，压裂管柱起下困难，砂卡概率大，施工风险高，遇卡后难以处理；二是水平段长、层段多，非均质性较严重，裂缝启裂、延伸复杂，压裂设计及现场控制难度大。鉴于以上问题，在国内外分段压裂技术调研基础上，结合已有工艺技术，确定了应用双封隔器单卡目的层，层层上提实施水平井分段压裂的技术路线。研制了压裂工具地面模拟装置，发明了双封单卡分段压裂及配套技术，具有管柱结构简单、安全性高、施工针对性强、压裂层段不受限制等特点，目前已成为国内水平井增产改造的主体技术之一。此外，采用双封隔器封隔目的层，通过上提管柱可选压任意层段。根据压裂目的层的特点，确定适当的施工规模。同时，在压裂施工过程中可根据套管出液情况判断封隔器是否密封和层间是否窜槽，保证压裂的有效性和针对性。

研制了薄油层精细定位工艺，攻克了非常规油藏细分控制压裂技术，压裂隔层厚度由1.8m降至0.4m，小层压开率由44.2%提高到96.3%。研发水平井压裂工具地面模拟系统，通过大量实验，发明了双封单卡分段压裂技术，一趟管柱可压裂10段以上（图6）。

水平井双封单卡分段压裂等新技术在松辽盆地累计应用500口井，提高单井产量3.5倍以上，使该盆地近2×108t长期未动用储量得以效益开发，建成年产能260×104t，盘活了储量资产，已成为中国低品位油气资源提产增效的主体技术。

3.3 创新火山岩气田开发工程技术，多专业一体 化融合，填补国内外火山岩气藏采油工程技 术空白

松辽盆地深层孕育着超过万亿立方米的天然气资源，天然气储层以火山岩为主，储层埋藏深，温度高，岩性复杂，岩石坚硬，基质致密，存在大量微裂缝和孔洞，自然产能低，必须通过有效的增产改造技术才能具有工业开采价值。深层火山岩压裂改造为世界共性难题，国内外皆为空白。中国石油集团强化理论突破、工具研制、技术试验、推广应用等“一体化组织”，将油田、院校、服务公司等相关单位“一体化管理”，各领域相互渗透，多学科有机融合，发挥了集聚效应，实现了关键技术突破。

根据储层裂缝分布规律及压裂中压力变化特征，采用多因子随时间变化的数学处理方法，研究了大庆油田深层火山岩复杂岩性储气层压裂改造的物理和数学建模方法，建立了“千层饼”和“仙人掌”两种模型，攻关了压裂施工风险预测、测试压裂快速解释和压裂主裂缝延伸控制等深部复杂岩性储气层压裂改造核心技术，研制了超高温抗剪切压裂液和压裂管柱，形成了大庆油田独有的深部复杂岩性储气层压裂改造配套技术。技术有力支撑了中国首个火山岩气田——大庆徐深气田的勘探发现与开发，并推广应用到吉林长岭等气田；加快了松辽盆地天然气开发，2017年产气27×108m3（图7），为我国东北地区“油气并举”战略提供了技术保障[6]。

3.4 优化战略规划布局，储备未来油气开采技术

在持续融合技术创新管理模式的指导下，建立采油工程科技发展路线图，指导科技攻关整体、有序、高效运行，加速采油工程核心技术升级换代；发展和完善了由分层注水、压裂改造等10大类55套新技术构成的技术树（图8），推进技术有形化和应用规模化，化解油气田不同开发阶段生产需求和技术更新脱节的矛盾[6]。

将持续融合技术创新管理模式用于新一代高新技术布局和研发，强化组织管理和创新方法实践，研制的智能分层注水技术首次实现了实时监测和自动测调，已现场试验成功，引领分层注水技术向自动化、智能化、一体化方向发展。开展了CO2无水蓄能压裂攻关，实现节水、CO2埋存和提高采收率多重目标，这套技术将成为非常规油气绿色开发核心技术。

图7 松辽盆地火山岩气田产量图

图8 采油工程技术体系

4 持续融合技术创新管理实施效果

采油工程持续融合技术创新管理模式，强调研发的目标性、管理的系统性和成果的应用性，在该管理思想指导下，建立了科技发展路线图，指导科技攻关整体、有序、高效运行，加速了采油工程核心技术升级换代。以需求为导向，以成果快速转化为现实生产力为目标，抓准试验关键环节，研发取得初步成果，先行试验检验，针对问题整改，反复完善，不断提高，成熟一项，推广一项，保证了研究、试验、推广同步进行，有序衔接，加快了成果转化的步伐，水驱主体工程技术研发推广周期比国际同类技术缩短3～5年，成果转化率都在80%以上，比国内外提高30%。对通过创新形成的核心关键技术、新工具、新工艺，尽快形成新的标准、规范和流程，实现技术快速一体化升级和整体集成配套，促进技术规模化应用。完善了采油技术3项关键技术创新、5个核心工艺统一、7项配套技术完善、5项行业标准制定，从立项研发到规模应用快速实现了第三代细分注水测调联动技术的快速升级换代[6]。

持续融合技术创新管理模式以先进技术的工业化应用作为创新的评价标准，构建了从顶层设计、基础研究、技术研发、中试扩大、工业化应用完整的创新链，形成了采油工程技术发展的路线图和技术树，实现了技术管理模式上的长效、整体和协同，快速推进工程技术有形化和应用规模化，取得巨大经济效益和社会效益。

持续融合技术创新管理模式有效指导了以精细分层注水、非常规油气增产改造、深层火山岩压裂等为代表的采油工程主体技术的建立，这些主体技术已应用到大庆、吉林、长庆、大港等油田。同时，还在哈萨克斯坦、蒙古、苏丹等6个国家、12个油气合作项目推广，为中国石油集团海外业务提供了工程技术支持。在此基础上，研制智能分层注水、井下油水分离同井注采等技术，引领分层注水向第四代发展。开展CO2无水蓄能压裂技术攻关，实现节水、CO2埋存和提高采收率多重目标，已在吉林油田进行现场试验，有望带来一场低品位油气资源绿色开采的技术革命。

5 持续融合技术创新展望

近年来，中国石油新发现储量规模快速增长，低渗透砂岩、海相碳酸盐岩和火山岩等低渗透难采储量已成为油气储量增长的主体。与致密油气和页岩油气相比，低渗透储量是更现实的未动用资源，而经济性是制约其规模有效开发的关键因素。把握以低渗透为主体的低品位油气藏特点和开采规律，抓准主要矛盾，采取针对性效益建产措施，形成配套低成本工程技术，大幅提高单井产量和采收率，是当前工程技术要解决的关键问题。

采油工程持续融合技术创新为我国油气工程技术发展和管理提供了很好的借鉴。面对低品位资源的勘探开发现实情况，必须要坚持技术驱动进步、创新驱动发展之路，不断丰富持续融合技术创新管理模式内涵和外延，扩大其应用范围，继续引领新技术、新装备等采油工程科研利器创新突破和管理提升，支撑中国油气开发持续发展。

结合国内外的成功案例，持续融合技术创新管理模式将按照新思路、新技术、新模式的方式，经过与专业和管理部门协作，将为中国油田开采带来新的技术变革、新的管理模式、新的经济收益及新的社会效益，全面促进新工艺、新技术的研制与推广，提高油气产能建设；有效的开发管理模式将成为规模开发、经济建产的推手；开发投资得到科学控制，获取更好的经济效益；能够实现低品位油气资源绿色、低碳开发。从不断创新到技术融合，将技术与管理有机结合，有效降低油气开发成本，推动油田可持续发展。