中国石油油气开采工程技术进展与发展方向

作者及机构
本文由雷群（中国石油勘探开发研究院）、翁定为（中国石油勘探开发研究院/国家能源致密油气研发中心储层改造部）等7位作者共同完成，发表于《石油勘探与开发》（Petroleum Exploration and Development）2019年2月第46卷第1期。

研究背景与目标
中国石油油气开采面临资源劣质化、老油田稳产难度大、环保成本上升等挑战。本文旨在总结中国石油近年来的技术进展，分析当前挑战，并提出未来发展方向，以支撑低油价环境下油气田的经济高效开发。

主要技术进展
1. 采油采气系统效率提升
- 抽油机井系统效率从21%提升至24.3%，检泵周期延长至780天。
- 无杆举升技术（如电潜直驱螺杆泵）在斜井、水平井中应用超100口，节电30%以上。
- 气井泡沫排水采气技术中，纳米粒子泡排剂（Gemini发泡剂+纳米稳泡剂）使单井日增气达5200 m³，成本降低40%。

1. 体积压裂技术推动非常规资源开发

   • 水平井分段压裂技术最大分段数达45段，单井产量为直井的3.9倍。
     
   • 自主研发的可溶桥塞（可溶解时间<15天）在页岩气井中应用300余段，节省费用超1500万元。
     
   • 压裂液体系创新：超低浓度瓜胶（0.12%）和滑溜水（黏度≤3.0 mPa·s）降低伤害与成本。
     

2. 分层注水与调驱技术

   • 第4代分层注水技术实现井下压力、流量实时监测与自动调控，注水合格率超90%。
     
   • 深部调驱技术通过“堵、调、驱”一体化，在8个区块增油73.4×10⁴ t，降水1100×10⁴ m³。
     

面临的挑战
1. 资源劣质化
- 新增储量中低渗透占比超80%，致密油储层渗透率下限降至0.17×10⁻³ μm²，效益开发难度大。
2. 老油田稳产难题
- 高含水（>90%）油田产量占比53.4%，自然递减率9.39%，水驱无效循环严重。
3. 与北美的技术差距
- 页岩气井建井成本为北美的2.17倍，工厂化作业效率低（国内平台井数6~8口，北美达16口）。

未来发展方向
1. 低成本技术集成
- 推广“缝控储量”压裂技术（Fracture-Controlled Stimulation），优化裂缝间距与段长。
- 石英砂替代陶粒（目标替代率70%以上）及电动压裂装备研发，降低材料与能耗成本。
2. 老油田关键技术
- 第4代分层注水技术推广，结合油藏地质一体化平台（图3），动态优化注水方案。
- 水平井重复压裂技术研发，延缓产量递减。
3. 前沿技术储备
- 纳米驱油技术：纳米驱油剂QS-SiO₂可将注水启动压力梯度降至普通水的1/32，岩心实验显示波及体积增加13%。
- 同井注采技术：特高含水井（含水>95%）试验中，地面含水率降低70%以上。

意义与价值
本文系统梳理了中国石油开采工程的技术成果与瓶颈，为低品质资源开发提供了明确的技术路径。缝控储量改造、纳米驱油等创新方向，兼具科学价值（如微观渗流机制研究）与应用潜力（降低成本、提高采收率），对保障国家能源安全具有重要意义。

亮点
1. 可溶桥塞与超低浓度压裂液的自主研发，突破国外技术限制。
2. 首次提出“缝控储量”理念，推动致密储层开发从“打碎”转向“精准控制”。
3. 纳米驱油技术为化学驱后的战略接替，有望解决低渗透区注水难题。

（注：专业术语如“缝控储量”（Fracture-Controlled Stimulation）、“滑溜水”（Slickwater）等首次出现时标注英文原词。）