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工程技术是实现油气勘探开发目标的重要手段，是推进油气发展的核心动力。每次石油工程技术革命都会引发油气产量和储采比的重大飞跃、单井油气产量的大幅提升，尤其是近年来石油工程技术的快速发展，引领了世界油气的技术革命，降低了非常规油气资源效益开发门槛，实现了低品位储量从“难动”到“可动”甚至“高效动用”的转变。

□赵 茜 付豫蓉 赵 楠 宋翔宇 马献珍

当前，油气行业正从“资源为王”向“资源为王与技术为王并重”转变，石油工程技术的创新与发展对推进油气有效开采具有举足轻重的作用。“石油工程投资约占油气勘探开发总投资的60%，石油工程技术水平决定了可开采资源量及开采的经济性。”华北油气石油工程技术研究院院长王翔说。

随着工程技术不断进步，很多“不能”变为“可能”，以往不能有效动用的低品位油气逐渐实现经济有效开发。超深层油气、页岩油气、致密油气、煤层气、深海油气……这些曾经让人束手无策的油气资源也渐渐走进大众视线。

同时，工程技术进步也使得油气勘探开发盈亏平衡点显著下降。据bp公司技术展望估算，到2050年，石油工程技术创新可增加全球2万亿桶油当量的可采资源量，较目前增产33%的同时降本24%。“近3年来，我们气田10亿立方米产能投资已下降了11.4%。”王翔说。

钻井工程：“拐弯抹角”追踪油气藏

随着全球对天然气资源需求急剧增长，非常规、致密气的勘探开发成为焦点，亦成就了石油工程技术的突飞猛进。

全球致密砂岩气资源量约210万亿立方米，主要分布在北美、欧洲、亚太等地区，目前已有36个国家70多个盆地实现了工业性开采，其中美国致密气产量最高。“在学习和借鉴国外成熟经验的基础上，我们加快探索和完善适合鄂尔多斯盆地非常规资源特点的工程工艺技术。”华北油气石油工程技术研究院钻井所所长张辉说。

鄂尔多斯盆地是典型的低压低渗、高含水致密油气藏。随着开发不断深入，华北油气建成的大牛地气田和东胜气田剩余可动用资源均呈现“薄、小、散、深、差”的特点。“要精准找到这些剩余储量，必须研发有针对性的钻井工程技术。油气藏在哪儿，钻井就要‘拐弯抹角’将它找出来。”张辉介绍。

结合剩余致密气藏特点，华北油气以最大程度扩大井筒泄气面积和提速降本为目标，主要采取集群化钻井部署与设计方法，自主创新形成了弓形水平井、工厂化丛式井组、三维绕障水平井等钻完井工程技术系列，为储量动用和成本控制找到了新方向。

随着储层认识不断加深，技术人员对储层展布走向更加清晰。有的区块同一气层几个含气“甜点”在一条直线上，他们就部署水平井，尽可能地将“甜点”全部穿起来。东胜气田JPH-489井就实现了一井穿3个“甜点”，试获产气量超过设计预期。“如果‘甜点’不在一条直线上，就将井眼轨迹设计成‘弓’形，绕个弯把几个‘甜点’全部收入囊中。”张辉说，“2022年我们部署了4口弓形水平井，日产气较常规水平井提升两倍以上。”

为节省钻井占地，他们根据地下储层分布情况，部署设计丛式井组，在一个钻井平台钻2~7口井。如果纵向发育几套储层，可打一口直井将其穿起来；如果其中一套储层较长，储层显示好且横向展布范围广，可部署两口水平井或者长水平段水平井。“有时候，在此井组上还会有一套位置特别的储层，受其他井的干扰不能直接钻穿，我们就创新部署三维绕障水平井。这种井型就像城市的高架桥，其井眼轨迹如同匝道，边转弯边下移，直至钻达储层。”华北油气石油工程技术研究院钻井工程研究所主任师闫吉曾形象地解释。

随着气田对钻井的要求提高，针对气田纵向上多套气藏储层，该公司探索设计分支水平井（多底井），在一个水平井井眼中分别实施两个或两个以上的水平段，可有效扩大单井控制储量和储层泄气面积，提高单井产能，尤其可大幅降低非均质储层地质预测和经济投入风险，解决一井多层储量无法同时动用的难题。“通过不断优化钻井设计，我们的钻井投资成本连续10年保持下降，有力支撑了气田产能建设。”闫吉曾说。

压裂工程：“架桥铺路”疏通致密气

压裂工程是利用地面的高压设备，通过高压管线将携带支撑剂的液体输入致密的油气层中。高压液体将储层压开裂缝，支撑剂进入裂缝后，相当于给天然气铺设了一条条高速公路，让天然气快速产出。

水力压裂是常用的增产手段，经过近半个世纪的发展，已成为增储上产的主要措施，广泛应用于低渗透油气藏的开发中。美国30%的原油产量通过压裂获得，国内低渗油气田的产量也大多是通过水力压裂获得。

“我们通过引进、消化、吸收，研发精准压裂技术，极限激活‘甜点’。”华北油气石油工程技术研究院储改所所长姚昌宇介绍，“针对鄂尔多斯盆地不同的油气藏类型，我们自主创新了适合气藏特性的压裂工艺，在气藏品位越来越差的情况下，实现单井产量提升。”

下古生界裂缝不发育的碳酸盐岩储层以往多采取酸化压裂，依靠酸液造缝，而这种工艺所造的缝短且容易闭合，压后产量差异大。针对这个问题，他们大胆应用水力加砂压裂，用支撑剂支撑裂缝，所施工的DK13-FP24等4口井单井日产量由之前的2.1万立方米提升至4.3万立方米，稳产效果良好。

针对天然裂缝发育的储层，华北油气采用混合水压裂技术，充分沟通利用天然裂缝。混合水由高黏度和低黏度液体组成，其中高黏度液体造主裂缝、低黏度液体沟通和扩充天然裂缝，最终形成复杂裂缝体系。目前，该技术已在东胜气田锦30井区全面推广应用，裂缝监测结果显示，改造体系扩大了1/3。通过集成应用密切割和混合水压裂技术，平均单井日产气由之前的1.36万立方米提高到5.7万立方米。

开采气水分离不明显的高含水气藏，之前基本都是遵循小规模、小排量压裂设计思路，这样做,虽然水不出来了，但气也不会出来。“因此，我们转变思路，采用大排量、大液量密切割压裂，先把气拿出来，再从排水采气上想办法，研发了遇气溶解、遇水固结封堵剂，尽可能阻止水，只让气出来。”姚昌宇介绍，“该技术在东胜气田广泛应用后，水平井平均日产气较方案配产提高了25.8%。”

针对泥岩交互发育储层，为提高储层纵向动用率，华北油气着重考虑储改层应力差、储隔层厚度等对缝高的影响，采取大规模、大排量穿层压裂，创新形成了水平井穿层压裂技术。在气田共实施58口井，日产气量提高47%，储量动用率提高30%。

采气工程：科学排水“培育”长寿井

鄂尔多斯盆地北缘属于典型的低压低渗高含水气藏，效益开发难度极大。“通过几年努力，我们发现了2000亿立方米的可动用资源量，建成了20亿立方米的年产能。”华北油气石油工程技术研究院采气所所长周瑞立说。

对于低压低产气井，国内外石油公司普遍采用泡排、气举、机抽、电泵等常规成熟工艺，华北油气在此基础上，进一步配套完善了同心连续细管、智能柱塞、同井采注、射流泵采等工艺技术，并广泛应用自动化、智能化排水采气工艺手段，有效支撑了低压低产气井稳定生产。

鄂尔多斯盆地北缘气藏高产液、递减快，选用何种集输模式决定了能否实现经济高效开发。华北油气通过采用井下节流器实现了高产液气藏低压集输，把气井的压力降下来，保持较高温度，井内不易产生水合物，避免向井内注入甲醇防止冻堵，节省了废水处理成本，保证了气田高效低成本清洁开发。“这类能够利用自身能量携液生产的气井，称之为A类井，井下节流采气工艺技术可让自喷气井保持更长的生产时间。这项技术已达到国际先进水平。”周瑞立介绍。

随着气井压力降低，自喷井生产出现困难，这时气井进入B类井阶段，就要注入泡排剂，协助排液。泡排剂加入井内后，会在气的扰动下与水反应产生泡沫，降低水的密度，可较容易把水携带出来。“这个阶段时间较长，一般可以延长气井3~5年寿命。”周瑞立说。

当使用泡排剂仍不能让气井正常生产时，气井便进入了C类井阶段，一般需采取机械手段协助气井生产。华北油气依据气井含水高低、压力大小，探索出10多种工艺技术，如同井采注、射流泵排水、机抽、智能柱塞等。尤其是自主创新的同井采注技术，通过下入井内的电潜泵等设备，让气和水在井内实现分离，气出井口、水回地层，大幅减少了废水处理、拉运的费用。为进一步优化同井采注技术，技术人员还创新了射流泵排水技术，将井内的水通过射流泵抽到地面，经过气液分离后，再将水返注入地层，试验井JPH-361井已稳产600多天。

“通过多年不懈探索，我们已拥有完善的排水采气工艺系统。”周瑞立说，“我们将气藏流入流出、气井携液、携泡曲线整合在一张图上，能清晰知道气井的生产现状，及时指导工艺优选，形成了井筒、气藏、集输三位一体协同开采理论，保证气井高效生产。”

目前，华北油气正在东胜气田打造“高含水气田排水采气示范区”，对指导国内同类型气藏高效开发具有重要意义。

新闻会客厅

■截至目前，我国致密气开发工程技术取得了哪些长足进步？

华北油气石油工程技术研究院副院长王锦昌：我国陆上致密气地质资源量20万亿～28万亿立方米，可采资源量10万亿～15万亿立方米，主要分布在鄂尔多斯、四川、塔里木三大盆地。

在四川盆地，西南油气针对川西中浅层储层品质逐年变差、单井产量变低的问题，攻关形成了全通径无限级滑套和脉冲式柱塞加砂压裂等特色技术，有效降低了成本，提高了单井产量，保障了致密气的可持续发展。

在鄂尔多斯盆地，自2000年以来，苏里格气田通过“直井—水平井—丛式混合井组”等工程技术的探索、突破和推广，天然气产量逐年攀升，快速建成国内最大气田，引领了致密气的跨越式发展。

针对鄂尔多斯盆地储层工程地质特征，华北油气历经近20年的攻关探索、优化完善，形成了适应不同气藏类型及不同开发方式的工程地质一体化钻压采输工程工艺技术系列，实现了致密气藏持续规模建产和有效开发。

■针对鄂尔多斯盆地非常规资源开发难题，中国石化石油工程技术有哪些创新？

华北油气采油气工程高级专家罗懿：为破解鄂尔多斯盆地非常规资源开发难题，华北油气工程院自主创新了四大关键技术。

一是煤层长裸眼井壁稳定技术及水平段高比例复合钻进技术。研制强抑制、强封堵和适当比重钻井液，严格控制失水，提升物理支撑能力，解决煤层层理发育易垮塌难题；采用稳斜钻具组合，调整至井斜与煤层倾角互补时，可实现高比例复合钻进，复合钻进占比可达96%。

二是致密高含水气藏大幅提产压裂技术。基于降低液气比、提高单井产量的思路，创新提出气水同层大规模疏水压裂技术，通过大规模、大排量、密切割等方式，配套控水支撑剂和多簇暂堵等技术，解决了高含水气藏压后低产气的问题，为东胜气田连续规模建产提供了技术保障。

三是高含水气藏排水采气关键技术。建立高含水气藏气井强化携液采气理论、发明高含水气藏井下节流强化携液设计方法、构建高含水气藏“井-藏”协同排采诊断系统，创新形成高含水气藏全生命周期低成本排水采气技术，气井积液判断符合率从40%提高至95%、井下节流气井生产时率高达98.9%，为我国高含水气藏有效开发提供了核心技术支撑。

四是东胜气田高效集输及数字化管控关键技术。立足高含水气藏开发与智能化气田建设需求，研究形成了适应气藏特征的不加热、不注醇的绿色控压集输技术，优化建成了“多井多站串接，单井气液混输计量”的高效集气模式，为高含水气藏地面智能高效集输树立了标杆。

专家视点

攻关关键核心技术 助力难动用储量高效开发

难动用油气储量是指资源质量差、赋存及分布特征复杂、在现有技术和经济条件下开发难度大的探明储量。从资源类型上看，主要包括低孔低渗、超-特超稠油、超-特超深油气资源，以及致密油气、页岩油气等非常规油气资源，在开发上普遍存在技术要求高、产能建设投资大、单井产量低、生产成本高等特点。近年来，非常规、超深等难采资源逐渐成为增储上产主力。

围绕中国石化油气勘探部署，石油工程技术研究院针对深层特深层油气、致密油气、页岩油气勘探开发难题，强化科技攻关和关键技术研发，培育核心技术，打造品牌技术，为中国石化上游发展提供强有力的技术保障。

针对页岩气深层钻井提速和降本增效等技术难题，工程院开发了随钻地层探测、长水平段水平井钻井提速、低油水比油基钻井液、页岩气井水基钻井液、长效密封固井等一系列技术，突破了深层页岩气多尺度体积压裂、湖相页岩气穿层体积压裂和常压页岩气控缝压裂技术瓶颈，形成了以地质工程一体化工程设计方法、山地“井工厂”优快钻井、多尺度体积压裂等为核心的具有自主知识产权的页岩气工程技术链，拥有了4500米以浅中深层页岩气井技术支持与服务能力，支撑了涪陵页岩气产能建设和丁山、威荣、东溪等深层页岩气、湖相页岩气、陆相页岩油气勘探突破。

针对顺南顺北、川东北和海外复杂深层超深层钻井风险大、机械钻速低、施工成本高等技术难题，工程院研发了井震信息融合指导钻井技术、多元协同破岩提速技术和安全钻井技术，形成了以井震融合指导钻井、超深井提速、高温高密度钻井液、高温高压防气窜水泥浆体系、超深硬地层提速为核心的8000~9000米超深特深井优快钻完井技术系列，钻井液、水泥浆耐温220摄氏度，支撑了8000米以上超深井钻完井86口（顺北56X完钻井深9300米），创多项亚洲、世界级钻完井工程纪录，全方位支撑了世界最深油气田顺北油气田的发现和产能建设。

针对碳酸盐岩、薄砂岩、干热岩等提高单井产量和提高采收率技术难点，工程院开发了耐高温交联酸体系，研制了可开关滑套、可打捞滑套、可溶解桥塞，形成了以深层碳酸盐岩储层酸压、致密砂岩控水压裂和干热岩热储改造为核心的特殊储层改造技术体系，为中国石化增储上产和国内首次干热岩体积压裂先导试验提供了技术保障。

针对低压低渗低品位和难动用油气藏含水高、单井产量低等技术难题，工程院开发了大位移水平井钻井、井眼轨迹精准控制、长水平段钻井提速等关键技术，研制了分支井壁挂式悬挂器、遇油遇水自膨胀完井工具和旋流流道式自适应节流控制器，形成了以复杂结构井钻完井、油气层精细识别和自适应调流控水等技术为核心的提高油气井产量工程技术体系，为塔河、华北、海外等地区的增储上产提供了技术支撑。

未来，工程院将进一步整合优势资源，狠抓标准化、流程化、模板化、产品化，加快特殊钻井液技术、复杂地层固井技术、高性能钻完井工具攻关与智能化转型，成为支撑低品位油气资源开发的强大科技力量。（何  同  陆沛青）

（作者单位：石油工程技术研究院）