新时期采油采气工程科技创新发展的挑战与机遇

刘合 曹刚

中国石油勘探开发研究院

2021年11 月，中国国家能源局和科学技术部联合发布《“十四五”能源领域科技创新规划》(以下简称“《规划》”)，确立了推进能源技术革命的总体思路和发展蓝图。《规划》与国家中长期科技规划及“十四五”现代能源体系规划、科技创新规划、各专项规划有机衔接、相互配合，紧密围绕国家能源发展重大需求和能源技术革命重大趋势，规划部署重大科技创新任务［1］。《规划》聚焦保障能源安全、促进能源转型、引领能源革命和支撑“碳达峰、碳中和”目标等重大需求，坚持创新在能源发展的核心地位，确立了“补强短板支撑发展、锻造长板引领未来、依托工程注重实效、协同创新形成合力”4项基本原则和“引领新能源占比逐渐提高的新型电力系统建设、支撑在确保安全的前提下积极有序发展核电、推动化石能源清洁低碳高效开发利用、促进能源产业数字化智能化升级、进一步健全适应高质量发展要求的能源科技创新体系”五大总体目标，部署了“先进可再生能源发电及综合利用技术、新型电力系统及其支撑技术、安全高效核能技术、绿色高效化石能源开发利用技术、能源系统数字化智能化技术”五大领域重点任务，明确推进路径，制定全面的技术路线图，并配套相应政策保障措施。

采油采气工程是油气田开发的重要技术支撑，提升科技创新能力是充分发挥其保障国家油气安全供应作用的重要途径。《规划》的出台为采油采气工程科技创新发展指明了方向，全面学习领会《规划》的核心要义，对于科学研判“十四五”期间采油采气工程科技创新面临形势，深入剖析重大挑战和重点任务，科学制定本领域科技创新实施方案，切实推进《规划》的贯彻落实具有重要意义。

通过借鉴国际先进技术，结合国内油气藏特点和生产需求，采油采气工程科技创新取得巨大进步，逐步创新发展以分层注入、人工举升、储层改造、井下作业、油田化学、排水采气为主体的技术体系，建立了一支专业科研队伍、一批高水平实验室、多个现场试验基地及配套管理制度，形成了独具特色的采油采气工程科技创新体系，为油气安全供应提供坚实保障。但是，在全球能源革命和数字革命双重驱动下，能源科技创新进入高度活跃期，新能源技术快速发展，油气行业面临生存危机。采油采气工程必须强化自主创新能力，加快转型升级步伐。

1.1 聚焦“油气安全供应保障”主题，重点攻关“两深一非”和老油田提高采收率难题

《规划》指出，油气行业科技创新要“聚焦保障能源安全重大需求”，“在‘两深一非’、老油田提高采收率等油气开发技术取得重大突破，有力支撑油气稳产和产供销体系建设。”

2021年中国石油对外依存度超过73%、天然气对外依存度45%，成为能源安全的短板［2］。国家能源局、自然资源部联合中石油、中石化、中海油等石油公司落实批示，制定七年行动计划，提出到2025年实现石油年产量2.0亿t以上，天然气产量2 300亿m3以上。突破“两深一非”和老油田提高采收率技术难题是实现稳油增气战略目标的首要任务，也是新时期采油采气工程科技创新的主战场［3］。

常规油气田是我国原油稳产的“压舱石”，当前开发进入瓶颈期，主要表现在3个方面：

一是中高渗透老油田整体进入“双高”阶段。以大庆油田和胜利油田为代表的中高渗透油田综合含水超过93%，可采储量超过85%，水驱采收率已达45%以上，在中国陆上同类油田据领先地位。经过长期水驱、聚合物驱开发后，油田开发面临剩余油高度分散、低效无效循环严重、采油速度低、储采严重失衡等难题。虽然仍有进一步提高采收率的潜力，但是进一步提高分层开采挖潜效果、数字化转型降低老油田注水开发成本等面临重大挑战［4-5］。

二是低渗透油田效益开发形势严峻。虽然我国低渗透油田勘探开发取得突破性进展，产量占比逐步增加，未来将成为我国油气产量的主体，但是油藏品质差，含水上升快，产量递减快，进入低速开采阶段，稳产难度大，提高储集层改造和人工举升工艺的可靠性和经济性面临重大挑战。

三是深层/超深层储量动用缺乏工程技术支撑。常规天然气藏开发向提高采收率及深层超深层开发方向发展，但是由于深层气藏普遍具有高温高压高地应力、基质致密、 储集空间复杂、非均质性强，以及腐蚀性气体含量高等特点，储集层改造、采气工艺、井下作业等措施工艺复杂，井下工具和装备成本高［6-7］。

非常规油气开发方面取得重大进展。我国陆相非常规油气进入战略性突破期，成为石油产量的重要补充。陆相与海相非常规天然气开发配套储集层改造技术快速发展，成为助力天然气产量增长的主体技术。但是存在储集层改造单井产量低、有效期短、人工举升工艺不成熟、生产运行成本高等难题。

采油采气工程领域必须加快自主创新，突破关键技术瓶颈。《规划》制定了技术路线如下：一是开展纳米驱油、CO2驱油、精细化勘探、智能化注采等关键核心技术攻关，提升低渗透老油田、高含水油田以及深层油气等陆上常规油气的采收率和储量动用率；
二是推动深层页岩气、非海相非常规天然气、页岩油和油页岩勘探开发技术攻关，攻关天然气水合物试采关键技术与装备，实现非常规油气开发技术逐步成熟推广，确保油气供应持续稳定。

1.2 深化新兴信息技术与采油采气工程领域深度融合，引领行业转型升级

《规划》指出，“先进信息技术与能源产业深度融合，电力、煤炭、油气等领域数字化、智能化升级示范有序推进。能源互联网、智慧能源、综合能源服务等新模式、新业态持续涌现” 是“十四五”能源科技创新的发展目标之一。

“十三五”期间采油采气工程数字化转型取得多项进展，代表性技术和装备主要有4种。一是第四代分层注水技术，该技术实现流量、压力、注入量等参数实时监控与调整，可长期保障注水合格率，实现分层注水工艺远程测调［8］。二是智能间抽技术和大平台集成举升技术，2项技术实现低产低效井和大平台水平井的远程监控和智能化管理，大幅度提高系统效率，减少用工成本。三是气井排水采气用泡排剂集群加注装备，1套机组可实现8 口井协同作业与在线实时优化，与常规泡沫排水采气工艺相比，人员工作量下降80%［9］。四是国产自动化修井机及配套工具，这些装备实现大修/小修/带压作业自动化，作业人员由5～7 人减少至3 人，大幅度降低劳动强度和用工成本［10］。

采油采气工程数字化转型面临诸多问题和困难，主要表现在3个方面：一是数字化建设技术标准体系不健全，导致业务数据要素不完整、数据资源共享不充分、数据价值挖掘不够深入等问题；
二是信息技术与采油采气工程业务需求融合不充分，导致数字化转型场景碎片化、数字化方案用户体验不理想、建设与运维成本高等问题；
三是人员培训和管理制度升级不到位，导致员工参与数字化转型积极性不高、工作效率提升不明显等问题，造成数字化转型方案持续推广难度大、降本提效成效不显著。以上问题也是当前各行业在数字化转型中所共有的。

中国石油对智能油气田建设目标定位是“以感知、互联、数据融合为基础，实现生产过程‘实时监控、智能诊断、自动处置、智能优化’的油田业务新模式”［11］，为采油采气工程数字化、智能化升级提供了重要依据。为确保数字化转型工作科学有序开展，需遵循3项重要原则。一是业务需求导向原则，以解决科研生产痛点问题为导向，在全要素分析基础上，设计、选择数字化转型应用场景。二是技术经济适用性原则，深入研究数字孪生、大数据、人工智能、云计算、区块链等智能化共性关键技术，扬长避短，选择与业务需求匹配的技术方案，搭建实用、经济和可操作性强的数字化业务场景。三是“以人为本”原则，数字化转型工作以用户体验最大化为核心目标，将员工从低水平重复、高强度、高风险的岗位上解放出来，更好地保障员工安全权益、成分发挥员工潜力。同时，数字化转型对于员工的岗位标准和工作技能提出更高要求，必须加强员工数字化转型培训体系和学习型团队建设，满足数字经济时代知识快速更新需求。

1.3 补强技术装备短板，锻造技术装备长板，提升油气安全供应保障能力

《规划》指出，以完善能源科技创新体系为依托，补强能源技术装备“短板”和锻造能源技术装备“长板”，增强能源持续稳定供应和风险管控能力。

中国采油采气工程技术的科技创新发展还很不均衡。以分层注水技术、人工举升技术、压裂酸化技术为核心的常规油气田采油采气工程技术整体居于国际领先水平，处于领跑位置，支撑了大庆油田5 000万t稳产27年、4 000万t稳产12年；
长庆油田年产油气当量达到6 000万t。以大规模体积压裂技术、大平台水平井人工举升技术、二氧化碳分注技术为代表的非常规油气田采油采气工程技术居于国际先进水平，处于并跑位置，为建设国家级页岩气开发示范区，页岩气年产量超过200亿m3提供重要工程技术支撑［12］。在压裂优化设计软件开发、井下作业技术及装备、高温/高压/腐蚀环境人工举升技术及装备等特种工艺及装备领域与国际水平存在较大差距，处于跟跑水平，核心技术受制于人，存在“卡脖子”风险。

补强油气工程技术装备短板是防范油气供应风险的关键，重点解决2类问题。一是国外公司垄断的高端技术和装备，部分先进技术和装备已经成型，但由于核心技术掌握在国外少数公司手中，现场应用成本极高或存在数据安全隐患，完全依赖进口会导致油气安全供应的重大风险或核心数据资产流失；
例如，地下储气库建库工程技术、中低成熟度页岩油与油页岩原位开采技术等。二是部分技术装备虽然目前属于行业空白，但对未来国家能源安全具有重大影响，因此必须通过自主创新占据行业先发优势，避免受制于人，如天然气水合物试采技术等。

锻造油气工程技术装备长板是保障油气安全供应的长久之策。我国采油采气工程在常规油气开发和非常规页岩气开发领域，拥有一批长板技术和装备，但是长板优势不明显，原创性、引领性、颠覆性技术偏少。要改变这一状况，需要针对不同情况开展科技创新重点攻关和政策扶持。

一是大力扶植先发优势技术和装备，推动技术和装备升级迭代，逐步扩大领先优势。第四代智能分注技术是我国分层注水技术的最新成果，整合了先进的数字化技术和油藏工程一体化协同开发理念，为国内外高含水油田持续挖潜提供了高效解决方案，具有广阔应用前景，需持续加大科技创新投入力度、扩大推广应用规模。

二是加大培育具备优势潜力的技术，逐步实现由跟跑、并跑到领跑的角色转变。大规模体积压裂技术对中国非常规页岩油气开发的突破起关键支撑作用，综合能力处于行业并跑状态，但压裂设计软件开发和压裂装备研制方面原始创新能力不足，处于跟跑状态，应引进和培养行业领军人才，加大基础研究和关键技术装备投入力度，全面提升自主创新能力，逐步摆脱对国外技术装备的跟随和依赖。

三是建立前沿学科、颠覆性技术科技创新长效机制，是打造行业技术和装备长板的重要途径。同井注采工艺被认为是大幅度延长高含水开发油田稳产周期的最佳方案，中国石油经过长期研究，取得多项重要成果，整体处于国际领先水平，但是由于工艺复杂、技术难度大、多学科交叉等原因，要取得关键指标的突破，需要几代人的不懈努力。为了实现此类技术的最终突破并持续保持领先优势，亟需建立一套长效的科技创新保障机制［13］。

1.4 坚持“三个一批”实施路径，科学有序提升科技创新整体实力

《规划》指出，坚持“按照集中攻关一批、示范试验一批、应用推广一批‘三个一批’的途径，推动能源技术革命取得重要进展，有力支撑了重大能源工程建设，对保障能源安全、促进产业转型升级发挥了重要作用。”

《规划》中成立了“油气安全供应保障技术”专项，对于油气行业科技创新重点工作进行了明确部署，大部分内容与采油采气工程领域密切相关。覆盖油气安全供应保障技术和能源系统数字化智能化技术2个主题，陆上常规油气勘探开发技术等5个重点攻关方向，包括低渗透油气田提高采收率等18项重点任务(表1)，其中集中攻关5项，示范试验4项，推广应用1项。

表1 “十四五”采油采气工程科技创新重点任务统计Table 1 Statistical table of key tasks of scientific and technological innovation of oil and gas production engineering during the "14th Five-Year Plan" of China

1.4.1 油气安全供应保障技术

油气安全供应保障技术是油气行业科技创新的核心内容，共分3个重要方向。一是陆上常规油气勘探开发技术，包括低渗透油气田提高采收率、高含水油田剩余油挖潜和深层油气勘探等3项重点任务，重点开展成熟技术的示范和推广，深层/超深层领域以技术储备为主。二是非常规油气勘探开发技术，包括6种类型非常规油气藏勘探开发，其中，深层页岩气、海相非常规天然气和陆相中高成熟度页岩油的工程技术基本成型，将重点开展示范试验；
中低成熟度页岩油和油页岩地下原位转化、地下原位煤气化、海域天然气水合物试采技术及装备，由于油气藏条件复杂，缺乏成熟的工艺，需要开展大量基础理论研究和关键技术装备的集中攻关。三是油气工程技术，包括超高温高压测井与远探测测井技术与装备、高效压裂改造技术与大功率电动压裂装备，以及地下储气库建库工程技术等，共部署2项集中攻关和1项推广应用。

1.4.2 能源系统数字化智能化技术

能源系统数字化智能化技术是各种能源领域共有的技术领域。采油采气工程的数字化智能化技术主要部署在“基础共性技术”和“行业智能升级技术”2个重要方向，包括智能传感与智能测量技术等共计6项相关的重点任务。

为了帮助采油采气工程技术人员将《规划》精神落实到科技创新具体工作中，更好地指导本专业科技攻关实施方案的组织编写，笔者根据《规划》总体框架和重点任务划分原则，结合采油采气工程实际情况，将科技创新重点工作进行分解。

一是以增强油气安全保障能力、双碳目标需求导向、推进数字化智能化升级转型为原则，将工作归纳为4个方向：陆上常规油气开采工程关键技术、非常规油气开采工程关键技术、油气工程数字化智能化升级关键技术、低碳安全油气工程关键技术。

二是每个方向选择代表性重点任务，分别按照分层注入、人工举升、储集层改造、排水采气工艺、井下作业等5个专业进行分解落实，并按照集中攻关、示范试验和推广应用3个层次进行排列，由此形成更加符合采油采气工程专业特点的详细技术路线图。笔者选择4个方向有代表性的技术进行解读。

2.1 陆上常规油气开采工程关键技术

在低渗透油气田和高含水油田开发领域，通过示范试验，完善工程技术和装备，达到商业化推广水平；
在深层/超深层油气领域，重点攻关满足高温高压腐蚀工况的工程技术和装备。

2.1.1 低渗透油气田提高采收率关键技术

攻关目标：开展CO2驱油配套油气工程技术攻关，提升低渗老油田采收率，2025年实现纳米驱油提高采收率5%～10%，CO2提高采收率10%以上。

攻关思路：(1)开展CO2驱分层注入技术示范试验，提高CO2驱油效果，减少并消除窜层影响；
开展CO2压裂机理和配套工艺关键技术示范试验，提高储集层改造效果；
开展CO2驱防气防腐人工举升技术研究，延长生产井运行寿命；
开展纳米驱油和CO2驱注采工程示范试验并推广应用［14］。(2)攻关小排量宽幅电泵技术，满足低渗透油田小排量举升工艺和高含水气田后期排水采气技术需求［15-16］；
攻关低产低压井复合排水采气技术，满足产量低于3 000 m3/d气井的排水采气需求；
攻关水平段排水采气工艺和排水采气智能管控技术，实现气井生产数字化智能化升级；
开展示范试验并推广应用纳米泡沫排水采气技术［17］；
示范试验并推广应用智能间抽技术和超长冲程举升技术，大幅提高低渗透油田生产井系统效率。技术分解见表2。

表2 低渗透油气田提高采收率关键技术分解Table 2 Breakdown of key technologies of low permeability enhanced oil and gas oil and gas engineering

2.1.2 高含水油田精细化/智能化分层注采工程技术

攻关目标：以大庆长垣油田为代表，建成2～4个低成本精细化/智能化分层注采示范工程，实现高含水油田进一步提高采收率和大幅降低注水开发成本。

攻关思路：攻关水驱、聚驱分层开采实时监测与控制技术，实现高含水油田注采系统全过程动态管理；
完善第四代分层注水技术，建立油藏-注入-举升一体化智能分层开采模型，开发智能注采协同生产管理平台；
开展精细化/智能化分层注采工程示范；
攻关原位取心一体化测试技术，配套推广应用高效压裂堵水技术；
攻关高效井下油水分离技术，开展同井注采井组示范试验，探索延长水驱油田开采周期最终解决方案。技术分解见表3。

表3 高含水油田精细化/智能化分层注采工程技术分解Table 3 Breakdown of refined/intelligent separated-layer injection-production engineering technology in high water-cut oilfields

2.1.3 深层/超深层油气开采工程关键技术

攻关目标：研究深层/超深层条件下，影响人工举升技术、储集层改造、井下作业技术和装备适应性的关键因素和作用机理，建立相应技术对策；
开展关键装备样机研制，做好技术储备。

攻关思路：深层/超深层油田人工举升技术及装备、深层/超深层油气田储集层改造技术及装备、超深层气井排水采气技术、高压/超深井/超长水平段连续管装备及作业技术、非金属智能连续管装备及作业技术［18］。关键技术分解见表4。

表4 深层/超深层油气开采工程关键技术分解Table 4 Breakdown of key technologies of deep/ultra-deep oil and gas exploration engineering

2.2 非常规油气开采工程关键技术

在非常规油气藏效益开发中，以大规模体积压裂技术为代表的采油采气工程技术发挥了关键作用，以深层页岩气、海相非常规页岩气和中高成熟度页岩油为代表的页岩油气开发已经趋于成熟，新时期科技创新的重点是以示范试验为主，继续完善现有工艺技术并推广应用。对于中低成熟度页岩油和油页岩原位转化技术，由于国外公司在基础理论和加热器技术等方面掌握核心技术，重点通过集中攻关突破关键技术，打造自主创新能力。

2.2.1 页岩油气开采工程关键技术

攻关目标：2025年实现3 500～4 000 m深层页岩气储集层改造及排水采气技术推广应用，支撑页岩气年产300亿m3；
支撑2030年完成中高成熟度页岩油、深层页岩气技术示范；
支撑2025年建成中高成熟度页岩油、深层页岩气和非海相非常规油气开发示范工程。

攻关思路：(1)攻关深层页岩储层高温、高压和高应力水平井多段压裂技术，满足深层页岩气产能建设需求［19-20］；
攻关边底水气田地质工程一体化综合治水技术、深层气井排水采气工艺技术，完善页岩气完井排水采气一体化技术并开展示范试验；
(2)攻关穿层体积压裂及压后排采关键技术、井筒合采工具、 CO2增能复合压裂工艺技术应用，提高海相非常规页岩气储层改造措施效果；
(3)攻关水平井细分切割分段压裂技术，改善中高成熟度页岩油增产措施效果；
攻关宽排量举升工艺技术，满足举升设备长期生产需求。关键技术分解见表5。

表5 页岩油气开采工程关键技术分解Table 5 Breakdown of key technologies of shale oil and gas extraction engineering

2.2.2 陆相中低成熟度页岩油和油页岩地下原位转化技术

攻关目标：支撑2030年完成中低成熟度页岩油、油页岩地下原位转化技术示范。

攻关思路：攻关高精度长寿命加热器技术、高温高硫化氢环境举升工艺，建立全过程精细化生态环境保护技术体系，支撑中低成熟度页岩油和油页岩具备商业开发能力。技术分解见表6。

表6 陆相中低成熟度页岩油和油页岩地下原位转化技术分解Table 6 Breakdown of low-maturity shale oil and subterranean in-situ conversion technology of oil shale in continental facies

2.3 油气工程技术数字化智能化升级

攻关目标：加快先进信息技术与采油采气工程业务需求的深度融合，打造智能注采油气井物联网建设和智慧油气田典型应用场景，优化业务流程，提高生产管理效率，实现降本提效。

攻关思路：攻关基于边缘计算的油井智能管控系统，示范试验并推广抽油机智能间抽技术，提高油井智能化管控水平，实现降本提效；
开展水驱油田智能注采工程技术示范试验与推广应用；
示范试验压裂装备远程智能运维技术，实现油井生产与措施装备的智能化管理；
开展柱塞气举排水采气智能管控系统、泡沫排水采气智能加注/消泡装备示范试验，提高气井智能化生产能力；
攻关智能可视化修井技术，示范试验带压自动化修井装备［21］。技术分解见表7。

表7 油气工程技术数字化智能化升级分解Table 7 Breakdown of key technologies and key tasks of deep/ultra-deep oil and gas exploration engineering

2.4 绿色低碳安全油气工程关键技术

攻关目标：建设多能互补碳中和示范区，大幅度降低油气开采的能源消费强度和能源消费总量，持续削减CO2排放；
实现CO2安全注入和有效埋存，支撑 CCUS 示范区建设［22］；
攻关储气库、“三高”气井安全质量管控关键工程技术，提高气田/储气库生产的安全性和可靠性［23］。

攻关思路：攻关储气库注入及完井技术；
攻关“三高”气井和储气库井筒完整性评价技术、井控技术；
攻关多能互补举升系统，攻关气井风能/太阳能柱塞气举技术，攻关气井风光互补泡沫排水采气智能加注和消泡技术，提高油气井生产的节能减排效果；
示范试验CCUS/CCS新老井完整性评价技术、CCUS高压密相注入技术、低成本CO2分层注气工艺、 CO2大规模压裂技术；
示范试验高效压裂改造技术与大功率电动压裂装备电代油修井装备，示范试验气代油修井装备，提高油气工程措施的能耗和排放总量。技术分解见表8。

表8 绿色低碳安全油气工程关键技术分解Table 8 Breakdown of key technologies and key tasks of deep/ultra-deep oil and gas exploration engineering

3.1 加大基础研究投入，加强交叉学科融合

近年来，随着新开发油气藏的类型和开发方式不断丰富，采油采气工程技术持续创新发展，新理论、新工艺、新技术不断涌现，采油采气工程技术理念和技术内涵发生很大变化，传统的知识体系已经难以满足油气田开发需求，亟需进行补充和完善。一方面，要加大基础理论和实验研究的投入力度，深入剖析新型工程问题机理。另一方面，深化采油采气工程与人工智能、高分子材料、分子动力学、表面工程等学科的交叉融合，推动新时期采油采气工程的学科体系建设。

3.2 优化项目流程管理，营造潜心攻关环境

一是强化行政部门服务功能，以解决科研团队在业务审批、资源整合等方面实际困难为导向，切实改进工作制度和工作方法，简化、优化工作流程，提高工作效率。二是建立健全项目经理责任制，充分满足重点科研项目的科研资源和经费需求，最大程度赋予项目经理以技术方案决策权、项目成员管理权和项目经费使用权，精简行政管理会议和材料，减少对科研团队的行政干预。三是充分发挥顶层设计功能，建立科学合理的人员激励机制，调动科研人员潜心攻关的积极性，培养久久为功、拼搏进取的科学家精神。

3.3 加大领军人才培养，加强专业团队建设

一是在新型功能材料开发、3D打印技术、数字孪生技术等关键技术领域，引进储备高层次技术人才，推进采油采气工程基础理论与交叉学科研究团队建设，实现关键技术领域超前引领。二是按照重大工程项目和重点学科建设分类，组建相对固定的专业科研团队，实施项目经理负责制，培养关键领域高水平团队。三是搭建科研团队与一流科研机构、院校之间开展高水平学术交流和合作的长效机制，组建产学研科研联合体，不断提升团队业务素养和研究水平。

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