大庆油田采油工程主体技术现状及展望

蔡萌

中国石油大庆油田有限责任公司采油工程研究院

大庆油田投入生产开发60多年来，历经了快速上产、3个不同时期的5 000万t稳产、4 000万t稳产、3 000万t高质量稳产等六大开发阶段，采油工程系统紧密结合油田开发战略调整和不同开发阶段需求，加强科研攻关与技术配套，针对长垣水驱、三次采油、外围油田等不同领域，形成了以分层注采、人工举升、增产改造、套损井治理和清洁化作业为核心的“五位一体”技术系列，在大庆油田高水平、高效益开发乃至中国石油工业发展中做出贡献。

1.1 快速上产阶段（1960-1975年）

在针对早期笼统注水中暴露出“注水3年，水淹一半，采收率不到5%”的问题，采油工程发展了以水力扩张式封隔器、活动式空心配水器为代表的分层注水工艺技术，经过“101～444”分层配水会战，逐步形成了 以分层注水、分层采油、分层测试、分层改造、分层研究、分层管理和分层注水量清、分层采油量清、分层产水量清、分层压力清为主要内容的“六分四清”新工艺［1］，并在油田大面积推广应用。对认识非均质多油层砂岩油田注水开发特点，充分发挥主力油层作用，保证油田快速上产，提供了有效的技术手段。

1.2 5 000万t第1个稳产阶段（1976-1985年）

这10年中，为放大生产压差，大幅提高油田产液量，开采方式逐步由自喷采油转为机械采油，同时开展了以层系细分为主的一次加密调整。采油工程形成了抽油机井和电泵井机采配套采油技术，规模应用以压缩式可洗井封隔器、偏心配水器为核心的分层注水技术，发展了以限流法压裂完井技术为代表的机采条件下的分层改造技术，有效支撑了5 000万t第1个10年稳产。

1.3 5 000万t第2个稳产阶段（1986-1995年）

油田进入中含水阶段后，不同区块、井网和井点的含水存在较大差异，实施了“稳油控水”系统工程，开展了以井网加密为主的二次加密调整。发展应用了同心集成注水、细分机械堵水、多层封窜和化学调剖技术，减缓了层间矛盾，控制了油井含水上升；
发展应用投球法多裂缝压裂技术，解决了加密井薄差油层压裂改造难题，为“稳油控水”目标实现提供了可靠的技术支撑。

1.4 5 000万t第3个稳产阶段（1996-2002年）

经过长期高速、高效开采，大庆油田主力油层综合含水高、采出程度高，为提高采收率，从1996年开始工业化应用聚合物驱。针对水驱挖潜、聚合物驱配套、外围低渗有效开发、套损井治理等问题，发展形成了水驱桥式偏心分层注入配套技术［2］，聚合物驱分层注入和螺杆泵采油配套工艺技术，外围薄差储层分层改造技术，解卡打捞、整形加固、取换套管等套损井治理技术，为在高含水后期继续保持稳产提供了坚实的技术支撑。

1.5 4 000万t持续稳产阶段（2003-2014年）

经过27年5 000万t高产稳产，大庆油田储采失衡矛盾日益突出，水驱含水上升和自然递减控制难度增大，三次采油规模进一步加大，外围加快上产步伐。这一时期采油工程形成了多级细分注水、高效测调以及多种调剖堵水技术为主的水驱剩余油挖潜技术，发展了聚合物驱、三元复合驱分注技术及清防垢举升技术［3］，研发了外围低渗透储层分段压裂及大规模压裂改造技术，完善应用了系列机采井节能降耗技术，产量递减得到有效控制，支撑了4 000万t连续12年稳产，也为百年油田目标的实现奠定了科技基础。

1.6 3 000万t高质量稳产阶段（2015年至今）

进入新的历史时期，围绕油田原油3 000万t高质量稳产大局，采油工程围绕“稳定长垣，攻坚外围，突破页岩油”发展主线，在长垣水驱控水提效、三次采油降本增效、外围油田有效开发、人工举升节能降耗等领域开展系列攻关，研发了以智能分层注采为代表的特高含水期精细挖潜配套技术［4］，以低渗透、致密油为主的非常规资源有效动用、挖潜增效配套技术，以化学驱全过程一体化分注、化学驱提质增效、聚驱后提高采收率为主的三次采油工程配套技术，以超长冲程和不停机间抽为主机采节能技术，初步形成了页岩油增产改造技术，取得了一批里程碑式的成果，牢牢把握住高质量发展的主动权，为大庆油田高质量的发展提供了技术保障。

针对油田不同开发阶段矛盾与需求，采油工程坚持问题导向、需求导向、目标导向，围绕“转化一批、研发一批、探索一批”工作思路，深入贯彻落实油田发展纲要，加快成熟技术推广，推进新技术研发，在长垣水驱、三次采油、外围油田、页岩油开发、人工举升、修井及清洁化作业领域形成了以多级细分注水及高效测调技术［5］、化学驱全过程一体化分注、等壁厚螺杆泵、水平井大规模体积压裂、大修及清洁化作业等为代表的16大主体技术，为油田高质量发展和创建百年油田打下了坚实的基础。

2.1 长垣水驱控水提效领域

大庆油田针对不同阶段开发需求，发展了相应的分层注水技术，目前多级细分及高效测调、智能分注、精控压裂技术已规模化应用。

2.1.1 攻关完善分层注水技术，实现高效精准挖潜

针对不同阶段开发需求，共发展了4代分层注水技术，目前以多级细分和高效测调技术为核心的第3代分层注水技术已规模化应用，分层段数提高到7段以上，最小卡距0.7 m，最小隔层厚度0.5 m，实现了验封及测调工艺的电缆控制、地面直读，7段井平均测调时间由7 d缩至3.9 d。“十三五”期间，5层段以上井累计应用9 515口井，已成为水驱分注主体技术。攻关形成的第4代分层注水技术--智能分层注水技术［6］已基本成熟，其集监测、控制、通信于一体，实现了注水井分层流量、压力等参数的远程连续监测、实时调控，并在中石油首次实现了预置电缆智能分注技术完全自主研发。共建设6个示范区，现场应用503口井，最长运行时间5年，单层成本由4.1万元降至2.5万元，7段井测调时间由3.9 d降至1 h以内，注水合格率长期保持90%以上，实现了数据实时反馈、方案快速调整，为精细注水向精准注水跨越提供了技术支持。

2.1.2 迭代升级分层采油技术，助力油藏均衡动用

针对不同时期特点，发展形成了4代分层采油技术，通过分层产量有效控制与动态调整，解决了阶段性生产矛盾。“十三五”期间，推广应用了压电开关调层和过环空分层配产2套精细分层采油技术［7］，实现了分层产量测试、调整以及分层压力、含水等实时监测，满足了6层以上“测、调、控”一体化细分开采需求，现场累计应用786口井，平均单井日降液26.3 m3，含水下降0.8%；
攻关形成湿对接式缆控智能分层采油技术，初步实现了井下分层流量、压力等参数的连续监测及产量实时调控。现场试验57口井，平均控/堵水层段1.8个，平均单井日降液18.6 m3、含水下降1.38%，工艺管柱寿命最长达2年，为各生产层段合理控制及均衡动用提供了技术手段，为油田进一步深度挖潜提供技术支持。

2.1.3 攻关同井注采技术，探索水驱稳产新途径

同井注采技术可将采出液在井下进行油水分离［8］，在同一井筒内同时采出与注入；
由于注采井点增加，同井注采技术可以扩大波及体积，提升油层动用程度；
在不钻新井的情况下，注采井数增加1倍，区块产量大幅增加；
可以使含水98%及以上的井无需陆续关停，持续有效生产，实现四次采油；
已关停井复产，提高采收率；
使举升至地面液量降低90%以上，减少产出水地面输送及处理成本，降低生产能耗。沉降式井下油水分离同井注采工艺技术完成2个先导性区块共33口井试验，平均单井液量下降94.5%，产油量基本保持不变；
水油比下降95.2%；
地下回注注水单耗与常规注水相比降低83%；
平均井下管柱工作寿命超过1.5年。旋流式井下油水分离同井注采工艺技术累计开展27口试验井［9］，平均免修期524 d，在产油量基本未发生下降的条件下，产液量下降74.2%，含水率下降4.98%，地面采出水量累计减少4.3×104m3，阶段累计增油3 518 t。

2.1.4 创新研发多种压裂技术，深挖老区剩余油潜力

(1) 薄差储层直井精控压裂技术［10］。针对长垣二、三次加密的物性差、连通差、采出程度低、常规工艺压裂后不能建立有效驱替的表内薄差层及表外储层，形成了油水井精控压裂工艺。平面上依据不同砂体连通及注采对应关系，形成3套工艺控制方法；
纵向上根据储隔层发育特征建立了以难压层预测、缝间干扰、穿透比优化、排量设计为核心的压裂优化设计方案，实现薄差储层砂体的有效控制。

配套研发了精控压裂工艺管柱，改进完善精控压裂技术，最小卡距由3 m缩小到1.2 m，单趟管柱压裂段数15段，单井加砂规模400 m3，施工周期由4 d降至1.5 d。同时针对部分套损井研发了小直径套损井多层细分压裂工艺，满足修复后Ø104 mm以上井径套损井细分压裂，单趟管柱可压裂11段。该工艺技术在大庆长垣二、三次加密储层累计施工168个井组437口井，井组平均累计增油1 960 t，是常规工艺的4倍，阶段累计增油64.8万t。

(2) 压驱工艺技术。针对长垣三类储层断层遮挡、井点孤立、井网控制差，不易实现油水井对应精控压裂，导致储量不能有效动用的问题，通过改变驱替方式，由井间驱替变为裂缝与基质间驱替，创新发展了压裂驱油的理念和配套工艺技术［11］，确定了配液及作业模式，形成压裂-补能-洗油-驱替的增产模式，实现扩大波及体积、快速补充能量、提高驱油效率。现场累计试验158口井，压后单井日增油可达7.8 t，阶段累计增油达33.43万t，阶段采收率提高7.5%，预计最终压裂投入产出比达到1∶3以上。

2.2 三次采油降本增效领域

面对开发对象由一类油层转向二类油层，储层品质变差、稳产难度大的问题，坚持“效果与效益并重，技术与管理并举”，攻关了清防垢举升、复合驱深度调剖等技术，扎实推进了提质增效工作。

2.2.1 配套化学驱高效测调技术，满足分注需要

“十三五”期间，结合聚合物驱全过程一体化和三元复合驱分质分压技术的优点，攻关形成了化学驱全过程一体化分注技术［12］，统一定型了分注工具，实现规模化应用。现场累计应用10 224口井，平均单井分注层段达到2.74个，分注率接近60%，与“十二五”末相比，分注率提高3.26%。

配套的电动直读测调技术［13］，实现了流量、压力等生产数据在线直读，通过电动直读测调仪对井下可调堵塞器进行实时调节，无需反复投捞更换节流元件，一次下井完成全井测调。现场累计应用2 000井次，可调层段测试合格率91.6%，3～5层段分注井平均测调时间由5.2 d缩至2.5 d，比常规测调效率提高1倍以上。

2.2.2 升级清防垢一体举升技术，延长检泵周期

由于三元复合体系中碱的存在，机采井因结垢频繁卡泵、断杆。针对油井连续生产时间短、维护成本高等问题，研发形成了以“结垢预测、物理耐垢、化学防垢、清垢解卡”为核心的综合防垢举升工艺技术体系［14］，强碱区块机采井检泵周期由“十二五”末的365 d延长到476 d以上，弱碱区块机采井检泵周期由“十二五”末的436 d延长到564 d，实现了复合驱机采井长期连续生产。

2.2.3 完善剖面调整技术，助力三元驱提质增效

(1) 化学驱调堵技术。针对部分井注入液窜流、低效无效循环严重的问题，研发了系列适合水驱、化学驱的调堵剂体系，建立了选井选层、方案优化方法，满足不同开发方式、不同地质条件的调堵需求。现场累计应用879口井，调剖后压力升幅2.2 MPa，平均含水下降3.9%，非调剖层段吸液比例上升17.3%，连通油井累计增油61.7万t。

自主研发了化学驱后低初始黏度可控凝胶调堵剂［15］，初始黏度小于10 mPa · s时，成胶时间为30～70 d可调，成胶黏度2 500 mPa · s以上，调堵半径可达70 m以上，实现了油层深部优势渗流通道的有效封堵。持续跟踪了26注26采区块调堵现场试验，措施后注入压力上升2.4 MPa，高渗透层吸液比例从62.4%下降到20.8%，目前后续高浓度注入0.411 PV，提高采收率2.97%，预测最终提高采收率8.15%。技术成果已转让化工有限公司进行工业化生产，产品性能满足技术指标要求，具备年生产能力3万t，为“十四五”期间大规模堵调区块现场应用奠定基础，助力聚驱后油藏大幅度挖潜剩余油。

研发了适应碱性环境的耐碱颗粒调剖剂及抗碱多元络合凝胶调剖剂［16］，形成“颗粒+凝胶”段塞组合注入工艺，颗粒段塞充当骨架，凝胶段塞填充孔隙，实现碱性条件下有效封堵。制定了三元驱调剖剂及调剖效果评价方法2项企业标准，建立了三元驱深调方案编制模板，应用覆盖率80%以上。现场试验113口井，平均注入压力上升1.56 MPa，连通油井平均日增油2.58 t，累计增油7.9万t。

(2) 化学驱解堵压裂技术。针对化学驱储层堵塞机理复杂的难题，基于高分子物理、化学合成等理论，研发了不返排深部解堵技术，通过电离平衡和共轭酸盐水解保持H+活性，pH=5时溶垢率仍保持60%以上；
为防止离子二次沉积，研发了络合保护剂，对Fe离子、Ca离子的络合率分别达86.6%和59.7%，实现了注入井深部解堵、残酸不外排。现场试验83口井，平均单井日增注量提高100%，有效期由130 d延长至200 d，单井措施费用由25万元降至10万元以内。

针对石英砂运移导致裂缝闭合压裂失效的问题，突破树脂碱性水解瓶颈问题，研制了低成本耐碱压裂树脂砂，形成了化学驱石英砂+尾追树脂砂压裂固砂工艺，固砂成功率100%，单井固砂药剂成本降幅达40.6%，降低了复合驱压裂固砂成本，满足安全环保要求。现场试验50口井，其中注入井3口、采出井47口，采出井累计增油4.7万t，注入井累计增注5 573 m3，措施有效期达1年以上。

2.3 外围油田有效开发领域

面对外围油田采收率低、低渗透、致密油等非常规资源动用难等问题，攻关形成了适用不同油藏储层的增产改造新工艺。

2.3.1 形成分支缝压裂技术，助力低渗透降本增效

针对外围低渗透储层，常规压裂缝控体积有限，加大规模易沟通邻井，导致水淹问题，研发了直井多分支缝压裂技术［17］，改变常规压裂造单一缝的理念。该技术通过暂堵方式在主缝两侧开启多分支缝，有效增大缝控体积，实现低渗储层改造低投入、高产出。现场试验11个区块310口井，初期单井日增油1.9～4.8 t，阶段累计增油14.8万t。

2.3.2 攻关体积压裂技术，推动致密油效益建产

(1) 直井缝网压裂技术［18］。针对致密储层孔渗条件差、常规压裂裂缝波及体积小、产能低、整体采出程度低的问题，研发了直井缝网压裂技术。该技术通过增大施工排量、控制压裂液黏度等措施，提高缝内净压力，从而构造复杂裂缝体系。配套研发了集射孔、压裂、带压作业于一体的连续油管水力喷射环空加砂分段压裂管柱，单趟管柱最多压裂94段，单日压裂13段，施工排量和加砂量显著提升，提高了缝网压裂改造规模和施工效率。现场累计应用746口井，单井压后初期日增油4.5 t，平均单井累计增油1 410 t，是常规工艺的5倍以上，阶段投入产出比达1∶1.45。

(2) 水平井压裂改造技术。针对致密油横向不连续、纵向多薄层，平面上采用强化Ⅰ类、优选Ⅱ类布缝原则，纵向穿层压裂立体动用，各项指标均达到体积压裂2.0标准，有效支撑了致密油效益建产。一是以“提产量、降成本”为目标，攻关形成了以平面密切割、变黏滑溜水、段内暂堵、可溶桥塞及连续油管水力喷射降本为核心的水平井体积压裂技术［18］。现场试验85口井，压后初期日产油由9.6 t提高到13.1 t，提升36.8%，压裂施工成本由780万元降低至680万元，降低12.8%。二是针对油藏纵向间互发育多个薄油层，水平井普遍只钻遇1～2个油层，无法钻遇所有薄油层的难题，大胆转变思维，将薄互层作为1个厚油层考虑，利用人工裂缝纵向穿透隔层，沟通未钻遇的多个薄油层，形成扶余“压泥找砂”、高台子“一缝穿多层”2套技术，使纵向油层得到立体动用。形成的水平井可控穿层压裂技术［19］，现场累计应用241口井，有效动用储量2 450万t，建成产能68.7万t。

2.4 页岩油经济动用领域

面对大庆古龙页岩油开采的复杂条件带来的新挑战，探索攻关页岩油开发采油工程技术，形成了页岩油密切割复合压裂改造工艺及全生命周期排采举升工艺设计方法。

2.4.1 攻关压裂改造技术，产量规模取得战略突破

针对古龙页岩具有页理缝发育、压裂纵向穿层能力差、垂向-平面渗流能力差异大等特征，从基础理论研究入手，明确了人工裂缝呈“丰”字型复杂形态，改进古龙页岩油复合体积压裂技术［19］，初步攻关形成古龙页岩油压裂增产技术，为页岩油取得战略突破提供技术支撑。自2020年以来，在古龙地区部署古页油平 1、松页 1HF、松页 2HF、英页1H等探井，通过非常规理念和技术创新，实现了产量突破，特别是古页油平1井大规模压裂后自喷，展现了广阔的资源前景。

通过持续攻关完善古龙页岩油增产改造技术，创新发展水平井大规模复合压裂技术，最大程度提高缝控体积。围绕“精细分段、精准改造、提规扩体、组合支撑”的理念，全面深化大排量+密集布缝+大段多簇+液性组合+多粒径组合连续加砂+二氧化碳”为核心的复合压裂技术，结合三维地质模型，通过对射孔、分段、注入液体、砂量等工程参数开展多方案模拟，优化射孔方式、簇间距、砂量、滑溜水比例等参数，实现由“段塞加砂”向“连续加砂”转变；
通过建立井间诱导应力场模型，明确应力场变化情况及井间干扰程度，结合井组微地震监测结果，优化用液强度、胍胶比例及支撑剂用量，尾追大粒径支撑剂，保证裂缝导流能力及有效支撑，同时防止支撑剂回流出砂。现场完成87口井压裂施工，直井产量翻倍，水平井全部获得工业油流，为提交12.68×108t预测储量提供了强力保障。

2.4.2 优选举升技术，保障不同阶段排采需求

根据油藏工程方案产液量和流压预测，坚持油藏举升一体化设计理念，明确举升工艺界限和排采对策，形成了满足页岩油全生命周期排采需要的举升工艺选型方法，压后放喷阶段采用自喷方式生产，待地层压力系数下降至1.3时，采用无固相压井液压井，进行下泵举升，依据排量、气液比等优选宽幅电泵或抽油机，目前累计应用宽幅电泵16口井，抽油机4口井，最长免修期401 d。

2.5 人工举升节能降耗领域

大庆油田老区和外围机采状况差异较大，为满足老区高产液、低检泵率和外围低产液、低效率井的高效举升需求，攻关形成了系列降本增效技术。

2.5.1 加大技术改造应用规模，助力老区节能降耗

(1) 永磁半直驱抽油机采油技术。为提高传动效率、降低维护工作量和综合费用、减少安全隐患点，研制了永磁半直驱电机，替代常规电机和皮带，提高了设备运行和管理效率。目前现场在用900口井，系统效率由28%提至30.1%，节电率14%，年节约皮带费用130.42万元，减少皮带调整与更换的工作量8 730井次，年节约电费416万元。

(2) 塔架式抽油机采油技术。塔架式抽油机改变了常规游梁式抽油机的平衡方式，取消了四连杆传动机构［20］，传动效率更高、更节能。现场应用654口井，平均日产液42 m3，与措施前相比，装机功率由37 kW降至22 kW，系统效率由24.24%提高到32.11%，节电率24.56%，年节约电费576.8万元。

(3) 等壁厚螺杆泵采油技术。创新研制了等壁厚定子螺杆泵、双绕组回馈电机直驱装置。通过对结构和型线持续优化，螺杆泵性能实现了2次提升，运行扭矩大幅下降，安全性能有效提升。累计现场应用4 102口井，检泵周期863 d，与常规泵相比，泵效提高10.1%，系统效率35.2%，提高5.1%，节电率12.8%，满足了不同产量、不同驱替方式油井举升需求，已成为常规螺杆泵换代技术。

2.5.2 推广应用新型节能技术，加快外围提产增效

(1)不停机间抽采油技术。针对人工间抽井工作制度不合理、人工启停工作量大等问题，形成了不停机间抽技术。不改变抽油机原有设备，采用连续整周运行与曲柄小幅度往复摆动运行的模式［21］，将长时间停机的常规间抽工艺改变为曲柄摆动、井下泵停抽的不停机短周期间抽工艺。现场累计应用6 949口井，运行时间平均减少了37.5%，系统效率提高3.8%，节电率提高22%。

(2)超长冲程抽油机采油技术。采用柔性光杆和超长冲程抽油泵组合形式，通过电机直驱滚筒正、反转，带动柔性光杆、井下抽油杆及抽油泵上下往复运动，完成整个采油过程，实现了“超长冲程，超低冲次”的举升理念。与常规抽油机相比，具有系统效率高、检泵周期长、管理效率高等技术优势。现场试验430口井，平均冲程49.2 m、冲次4.2次/h，泵效由33.6%提高到64.5%，系统效率由13.6%提高到20.7%，节电率提高53.0%。

(3)电潜柱塞泵采油技术。针对定向井杆管偏磨严重、低洼地区雨季影响生产、管理难度大等问题，攻关了电动潜油柱塞泵采油技术，满足了日产液≤10 m3、扬程3 000 m的举升需求。现场在用142口井，平均检泵周期639 d，最长1 345 d，平均免修期720 d，最长1 451 d，与同排量抽油机相比节电率33.4%。示范区91口井年节电133×104kW · h，节省费用84万元，年节省维护成本45.5万元。

2.5.3 持续加强管理优化参数，井筒治理高效规范

从检泵原因分析入手，以杆断、管断、双漏和偏磨为主要治理方向［22］，通过技术优化，形成了5大类24项针对性治理措施，保证了井筒治理效果。在抽油机上，通过加强扶正器优化、抽油泵间隙优化、抽吸参数优化等成熟技术应用，创新使用碳纤维连续抽油杆、超长冲程抽油机等新型技术，抽油机井检泵率21.31%，较“十三五”初期降低了4.84%。在螺杆泵井工艺优化方面，以降低作业成本、提高洗井质量、增加举升扬程为目标，从提高洗井能力、优化管柱设计2个维度进行治理，通过扶正器优化布置、应用等壁厚泵、优化热洗参数等手段，螺杆泵井检泵率19.47%，较“十三五”初期降低了12.83%。持续强化管理提升，认真落实重预防、重落实、重优化、重执行、重监督的“五重”管理理念，实现了井筒治理全过程规范高效。

2.6 修井及清洁化作业领域

按照《中国石油天然气股份有限公司关于推进“油公司”模式改革的指导意见》，围绕“施工操作机械化、主机装备电驱化、设施功能集约化、施工作业清洁化”的配备模式以及“井液不出井、出井不落地、落地不污染”的绿色作业要求，攻关形成了系列修井作业技术。

2.6.1 攻关套损井修复技术，治理成功率显著提高

(1)疑难井综合治理技术。针对多点错断、局部弯曲及吐砂吐岩等严重套损井，突破传统模式，攻关形成核心治理技术系列，为套损区治理提供了新的技术手段。一是引进高分辨率鱼头探视和超小直径三维成像检测技术，实现套损形态判断由平面向立体转变。现场应用22口井，为精准实施打通道工艺技术提供了技术参考。二是创新恒定钻压扶正磨铣、水力喷射和液压大角度磨铣3项打通道技术，现场试验62口井，成功46口井，成功率由37.2%提高到76.6%。三是形成连续管控压和常规管柱泄压2种冲砂方式，吐砂井治理能力不断提升。现场试验23口井，成功19口，成功率由20%提至82.6%，施工周期由25 d缩短至17 d。四是研发了新型套铣钻头和修井液体系，优化钻具组合和施工参数，创新应用“生根找鱼”和“扩径收鱼”工艺方法，现场施工43口井，成功率提高4.7%，单井周期缩短3.53 d，实现降本865万元。

(2)水平井修井技术。围绕水平井落物卡阻、长井段砂卡、轻微变形等问题，攻关形成3项技术，保障了水平井产能恢复。一是研究形成液压增力、高频震击、高效套铣3项解卡打捞技术，解决了水平段复杂落物打捞、工具管柱卡阻等难题，提高了水平井解卡打捞能力，应用63口井，成功率100%。二是针对水平井弯曲段和水平段内的不规则复杂落物、完井附件及水泥塞等在钻、磨、铣施工中存在磨铣效率低、易磨出管外、易伤套管的问题，研制了专用配套工具，形成了复合驱和连续油管马达驱等2项工艺技术。现场应用45口井，成功率100%，钻磨铣最长井段达119.0 m。三是研究形成正反结合冲砂工艺，利用常规和连续管2套管柱，配套大扭矩马达、旋流冲砂工具和高黏度修井液体系，解决了冲砂无进尺和卡管柱难题，应用25口井，成功率100%。

2.6.2 推广清洁化作业技术，实现全面覆盖

(1)井筒防喷技术。针对油水井作业过程中井液出井污染环境的问题，攻关注采井防喷控制技术系列，突破二次防喷技术关键，全面覆盖了注水井、抽油机、螺杆泵、电泵井井型，实现了起下杆管全过程油管、套管防喷；
创新常规措施防喷控制技术，攻克压裂、射孔后防喷技术难题，实现压裂及射孔后安全、环保快速投产；
形成了16项井筒溢流控制技术，满足了注水、采油、压裂、射孔等全过程环保作业需求，年应用1.2万井次，覆盖率达到72.8%。

(2)地面控制技术。针对杆管地面蒸汽刺洗过程中产生废液落地污染环境的问题，一是攻关形成了杆管在线清洗技术[23]，实现了清洗方式由地面到井筒的“革命性”转变，清洗后的杆管基本达到下井标准；
二是配套形成“两集一收”地面控制技术［24］，保障了井口-地面-回收全流程绿色作业。井口和地面集液平台已全面配套，负压环保回收装置配套率78.6%，累计减少废液拉运320.8×104m3，减少固体废料7.6万t。

“十四五”期间，采油工程要立足新发展阶段、贯彻新发展理念、融入新发展格局，遵循《大庆油田振兴发展纲要》，以抓好“三件大事”为引领，围绕“当好标杆旗帜，建设百年油田”的总体目标，“低成本、高效、智能、绿色”发展目标，在后油藏、非常规、智能化、新能源领域，转变开发思路，推进科技自立自强，探索有效开发理念，推进“研产用”一体化，攻关“卡脖子”技术，发展前沿技术、核心技术，发挥采油工程技术“破冰船”作用，不断提高核心竞争力，提升行业整体技术水平，形成与油田标杆旗帜地位相一致的采油工程技术，力争走进世界第一方阵，支撑油田3 000万t高质量持续稳产，为集团公司建设世界一流国际综合性能源公司、保障国家能源安全作出新贡献。

3.1 精准施策，智能分注，加强长垣水驱控水提效

分层注水技术是非均质多油层油田开发的永恒主题。目前长垣老区中高渗油藏已由高含水开发阶段转到后油藏开发阶段，存在无效水循环严重、系统效率低等问题，导致运行成本高，井筒及设备维护成本高等工作难点。

“十四五”期间，秉承“五个不等于”潜力认识观，长垣水驱开发围绕“因藏施策、因区施策、因井施策、因层施策”理念，重点完善恒流注水技术，通过有效减少调配层段，提升测调效率，实现对第3代分层注水技术形成有力补充；
攻关低成本小直径缆控智能分注技术，进一步降低工艺成本，拓宽技术适应性，使其具备规模化推广应用条件；
攻关老井重复压裂技术，精准挖潜剩余油；
加强欠注井治理，攻关含聚污水回注井解堵技术，完善油层发育差欠注井增注技术，配合化学解堵工艺，保障长期高效稳定注入，实现高效注水开发。

3.2 锚定方向，综合调整，助力三次采油降本增效

三次采油工业化应用以来，创新了注入参数与储层物性匹配理论，建立了个性化方案设计方法，同时强化生产管理，化学驱产量连续20年保持在1 000万t以上，但存在聚驱对象变差、污水过盈，三元复合驱开发效果差异大、采出液处理难等问题。

“十四五”期间，三次采油产量继续保持千万吨以上，但随着开发对象地质条件逐步变差，采油工程配套技术适用性变差，效果提升与成本控制矛盾更加突出。秉承“向更难的开发对象拓展、向更高的采收率目标迈进”的理念，围绕“提质增效”目标，攻关驱油理论、研发新型高效驱油剂产品和体系，发展配套技术，形成二类油层化学驱提质增效技术、三类油层大幅度提高采收率技术、聚驱后进一步提高采收率工业化推广技术3大技术体系。重点在化学驱分注方面推广完善高效测调工艺，攻关完善分质注入技术；
聚驱后堵调方面推广应用低初始黏度凝胶堵调技术；
CCUS采油工程配套技术方面攻关完善注采剖面调整技术、研发水合物快速解堵剂、研发防腐防垢一体化药剂以及开展井筒完整性评价，保障示范区高效建设。

3.3 常非并重，攻坚克难，促进外围油田有效开发

外围油田具有储层薄窄、物性差、孔喉小、油藏温度高等特点，目前已进入高含水开发阶段，现有沉积单元级精细分层注水效率低、潜力小，常规措施技术挖潜效果逐年变差，单项措施技术的控递减贡献变小；
单砂体级精准注水、侧钻挖潜、调驱等深度挖潜技术整体处于先导试验阶段，亟需发展分类油藏精准注水及深度挖潜技术。

“十四五”期间，面对外围油田采收率低、采出程度低，控递减程度变小、效益挖潜难度增大，致密油天然能量低、开发采出程度低等主要矛盾，按照“常非并重、因藏驱替、多介质并举”理念，形成常规与非常规油藏多元提采、精准注水+深度挖潜控递减、致密油提高EUR等3大开发工程配套技术系列。重点推广低渗透直井多分支缝压裂、连续携砂滑溜水压裂技术，攻关完善致密油地质工程一体化压裂技术、压裂增能一体化提高单井产量技术。

3.4 稳扎稳打，发展接续，加快页岩油上产稳产

大庆古龙页岩油已成为油田勘探的重点领域，是油田发展的重要战略接替资源，有较大的勘探开发潜力。古龙页岩油为纯页岩型储层，具有纳米级孔隙与页理极发育的独特性，存在有效动用难度大，开发成本高、效益差等问题，亟需探索有效开发理念，突破规模效益开发、降本提效的关键技术装备。

“十四五”期间，面对如何进一步提高古龙页岩油储层压裂改造体积，提升初期及长期产量等问题，重点深化裂缝扩展、压后渗流、水化机理认识，定型复合压裂技术，攻关超长水平井地质工程一体化平台井立体改造技术，形成纳米压裂液配方；
推广应用返排液再利用技术及全金属可溶桥塞；
提升宽幅离心泵性能，定型压后防喷技术，助力页岩油效益开发，为“十四五”末古龙页岩油100万t产量提供技术支持。

3.5 多措并举，深挖潜力，推进人工举升节能降耗

低产、低效井数逐年增多，机采井降本增效难度越来越大。“十四五”期间，以“提效率、降能耗、省人力”为目标，开展机采提效和井筒治理工作。

机采提效方面：一是攻关老区低效抽油机精细调参理论，建立制度模板，定型治理模式；
二是开展节能抽油机、电机及控制柜全生命周期技术经济评价，规范组合使用原则，提高节能效果；
三是老区推广抽油机井节能措施优化技术，扩大永磁半直驱抽油机改造、塔架式抽油机、等壁厚螺杆泵采油等技术应用规模；
外围油田推广不停机间抽和超长冲程采油技术，提升系统效率；
四是攻关电潜隔膜泵和电潜双螺旋泵新型无杆举升技术，配套完善潜油柱塞泵、潜油螺杆泵技术，满足特殊工况高效举升需求。

井筒治理方面：一是攻关抽油机偏磨综合治理技术，取消抽油杆接箍，降低摩阻、优化杆柱中和点位置，解决抽油机杆管偏磨瓶颈问题；
二是攻关和试验软密封抽油泵和软转子金属螺杆泵举升技术，在不增加成本条件下，实现不动管柱作业。

3.6 清洁安全，专业高效，开创修井作业四化模式

随着油田开发进入特高含水后期，修井作业在保障油田正常运转和稳产、上产方面的作用日益凸显；
但仍存在自动化作业设备成熟度不高、多种操作系统不兼容、井筒溢流控制覆盖率仍较低等问题。

“十四五”期间，围绕修井工艺向疑难套损井、水平井及高压井等领域拓展，自动化设备向轻量化、集成化、智能化发展方向以及“绿水青山，安全环保”发展理念，攻关套损精准检测、疑难井打通道、取换套、吐砂吐岩井综合治理、水平井修井以及带压修井技术。探索使用电驱撬、插拔式井口、组合管汇等高效设备设施，大力推进平台化、标准化、高端化、智能化发展。开展井筒-地面防控一体化、作业清洁化方面的技术推广和科研攻关工作；
开展井筒-地面防控一体化、作业清洁化方面的技术推广和科研攻关工作；
持续发展“井筒控制为主、地面控制为辅”的清洁作业技术，推广完善井筒溢流控制成熟技术，开展补孔后完井作业防喷技术、连续油管压裂后防喷技术、井筒液体胶塞暂堵技术、小直径丢手防喷技术、页岩油压后完井可控防喷技术研究。

3.7 协同发展，融汇智联，打造数字化智慧油田

新一轮科技和产业革命，工程技术和装备加快升级换代，加速了由传统材料向纳米材料、生物材料等新材料技术的转变，也促进了作业方式由人工机械为主向数字化、智能化为主的转变。

目前大庆油田井场数字化覆盖率仅有25.3%。“十四五”期间，采油工程数字化建设一是要完善现有智能化、数字化工程技术，加强跨专业、多学科、一体化协同共享能力，打通数据孤岛，创建地质、油藏、钻井、工程等多学科一体化环境；
二是将大数据、人工智能等信息化新技术与采油工程技术融合，基于集团公司统一数据湖和平台架构，建立采油工程特色的业务应用场景，形成统一、标准、集成的数智化体系；
三是充分利用生产经营管理云、高性能计算云和生产管控云，探索基于云平台的软硬件开发部署模式，构建采油工程“云化应用环境”。

3.8 打开局面，展望未来，探索新能源转型发展

集团公司为提升持续发展能力，积极研究探索能源战略转型，提出了建设综合性国际能源公司的目标和“清洁替代、战略接替、绿色转型”三步走总体部署。大庆油田绿色低碳可持续发展示范基地加快了油田向新能源发展的转变，目前干热岩开发、中深层地热开发、深层UCG开发、CO2捕集埋存利用等新能源开发技术储备不足。全球能源供应多元化、清洁化是必然趋势，以低碳为标志的新一轮能源革命已然兴起，综合考虑发展潜力与技术相关性，能源转型已成为油田可持续发展的重要战略方向。

“十四五”期间，大庆油田贯彻落实“有质量、有效益、可持续”的发展方针，建立新能源开发技术体系，推进新能源高效开发工程，开展中低温水热型地热资源开发技术、干热岩储层改造、高温高压钻完井等配套工程攻关，调研煤炭地下气化(UCG)注采控储备技术、探索碳捕集、碳埋存技术等。

(1) 采油工程技术是高含水老油田有效开发的重要保障措施，担负着油田稳产的重要使命。对照“后油藏、非常规”的勘探开发实际，持续稳产难度不断加大，迫切需要采油工艺技术的创新与发展。

(2) 实现采油工程由数字化、自动化向智能化、智慧化转变是未来一段时期的主要发展方向。

(3) 围绕“双碳”目标，充分发挥采油工程技术独特优势，统筹开展CCUS、地热开发利用、煤炭地下气化、干热岩开发利用等工程技术研究和应用，形成原油生产业务、天然气开发业务、新能源综合利用业务协同发展的新格局，是大庆油田保持高质量可持续发展的必然路径。

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