Innovation Practice and Prospect of Oil Production Technologies in Offshore Oilfields
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摘要:
海上油田主要采用大位移井和水平井开发，具有“少井高产、高采油速度”的特点，已建立了高效的采油技术体系。综述了海上油田采油技术的发展历程，系统介绍了包括大液量油井电动潜油泵举升技术、低液量油井举升技术、高含气油井举升技术、特殊工况举升技术体系和同井注采技术在内的多项关键技术。同时，指出海上油田采油技术面临技术难度不断增大、智能化水平有待提升和继续提质降本等挑战。为应对这些挑战，提出了“一体化、差异化、智能化、低碳化、科学化”5个发展方向，旨在为海上油田采油技术的扩大应用及技术创新提供借鉴和参考。
Abstract:Offshore oilfields are mainly developed with extended-reach wells and horizontal wells, which have the characteristics of “high productivity and production rate with fewer wells”, and an efficient oil production technology system has been established. This paper reviewed the development history of oil production technologies in offshore oilfields and systematically introduced several key technologies including the high fluid rate electric submersible pump （ESP） lifting , low fluid rate lifting, high gas content well lifting, lifting systems under special working conditions, and simultaneous injection & production in the same well. In addition, It is pointed out that oil production technologies in offshore oilfields are facing challenges such as increasing technical difficulties, insufficient level of intelligence, and requirements of continuous cost reduction and qiality improvement. In order to cope with these challenges, the five development directions of “integration, differentiation, intelligence, low carbonization, and scientificity” were proposed, so as to provide a reference for the expanded application and technological innovation in offshore oilfields.
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海上油田的油藏具有构造破碎、断裂发育、油水系统复杂及边低水能量充足等特点，储层以河流相三角洲、古潜山为主，埋深1 300～5 000 m，储层温度60～150 ℃。海上油田主要采用大斜度井和水平井开发，大部分井产液量100～800 m3/d，部分井产液量低于50 m3/d，产出流体具有腐蚀性、高气液比、高含蜡等特点；此外，海上油田还具有地层易出砂、海上作业空间受限、作业费用高和受气候影响大等特点。为提高海上油田的开发效益，需建立高质高速高效的海上油田采油技术体系，以确保海上油田的开采质量和效率。
经过40年的发展，基于“少井高产、高采油速度”的开发原则，形成了具有海上油田生产特点的采油技术体系。针对供液量充足的油井，发展了大泵提液增产和宽幅电动潜油泵举升技术；针对供液量低的井，发展了直线电机往复泵举升技术、水力射流泵举升技术和电潜螺杆泵举升技术；针对含气高的井，发展了气举举升技术、高效气体处理器技术、井下气液分离举升技术；针对存在腐蚀、高温、出砂的井及无修井机的平台，研发了罐装泵及防腐泵举升技术、高温电动潜油泵举升技术、耐砂电动潜油泵举升技术和双泵举升技术；针对海上平台井槽受限的问题，为提高井筒利用效率，发展了同井注采采油技术。上述采油技术在一定程度上满足了海上油田高效举升、高效开采的需求。
随着海上油气开发由常温/常压向高温/高压、深水、稠油、多介质、低供液量深抽和（超）大排量等复杂井况发展，油气田高效开发要求采油技术逐步向复杂井况、智能采油、全生命周期一体化解决方案转变，采油技术需在技术创新与现场实践中不断升级完善[1–2]。
1. 海上油田采油技术发展历程
海上油田采油技术历经40年的发展，从初期以借鉴陆上油田和海外油田开发经验为主[3]，逐步发展出多项拥有自主知识产权的采油技术，其发展历程可划分为3代。
1.1 第Ⅰ代采油技术——笼统合采技术
第Ⅰ代采油技术以自喷采油及笼统采油为主。新投产的油井未细分防砂段，采用笼统合采方式，基于地层压力、流体物性等参数预测举升工艺参数，优选举升方式，下入自喷或电动潜油泵举升管柱，如图1所示。该技术操作简单，作业成本低。其突出缺点是纵向层间差异大的储层层间干扰严重，多层笼统合采会严重影响油田整体开发效益[4]。
1.2 第Ⅱ代采油技术——Y形分采技术
渤海油田在20世纪90年代末期引入国外的井下Y-Block工具，并应用于海上生产井分层开采中。2000年初，渤海油田采油工程技术服务公司借鉴国外经验，着手井下Y-Block工具国产化攻关，逐渐形成系列分采关键工具—Y接头（目前海上常用的Y接头主要有210Y接头、216Y接头和150Y接头）[5]。Y接头的成功研制，标志着渤海油田已经形成第Ⅱ代采油技术，初步实现了不动管柱分层开采和动态监测的目的[6]。
Y形分层开采的原理为：生产管柱采用多级滑套及插入密封配合，实现油井有选择性的分层开采。正常生产时，生产堵塞器坐落于堵塞器工作筒内，其密封总成封堵Y接头直孔通道，井内流体由电动潜油泵抽吸进入油管。生产测试时，测试堵塞器与压力计连接，用钢丝或电缆下入到堵塞器工作筒内并密封，实现不动管柱动态监测生产参数（压力、流量、温度等）的目的，如图2所示。
目前该技术已十分成熟，渤海油田大部分采油井采用Y形分采技术开采，现场应用井逐年增多。
1.3 第Ⅲ代采油技术——智能分采技术
第Ⅱ代采油技术虽然实现了不动管柱分层开采和动态监测的目的，但需要关闭高含水层，或测试井下压力时，需用钢丝进行滑套开关作业，或用电缆进行分层测试作业，导致调配和测试周期偏长，且不能获取井下实时动态生产数据。
2014年起，在攻关智能分注技术的同时，进行了智能分采技术研发，其目的主要是在不进行任何钢丝/电缆作业的前提下，实时获取井下分层开采参数，并可实时调控井下分层产液量[7–8]。
截至目前，已形成了以电控式分采[9–10]、无缆压控式分采[11]和液控式分采[12]为主的智能分采技术，并根据现场应用情况持续进行迭代升级，不断扩大其应用规模，实现了更多井分层动态数据的实时采集，为智能油田的建设奠定了数据基础。
总结分析认为，3代海上油田采油技术主要有以下特点：
1）多采用普通合采管柱和Y管分采管柱，井下管柱兼顾井下生产状态、长寿命和施工作业简单等要求。
2）采用大尺寸套管完井和大尺寸油管生产，以满足生产测试和增产措施要求。套管以ϕ244.5 mm套管或ϕ244.5 mm套管+ϕ177.8 mm套管为主，生产油管以ϕ88.9，ϕ114.3和ϕ139.7 mm油管为主，气井、气举井及高气油比井（>170 m3/m3）采用气密封螺纹油管。
3）生产管柱中设置井下安全阀，油套环空设置环空生产封隔器；生产管柱中下入用于诱喷投产、循环和洗压井等作业的循环滑套。
4）考虑生产时存在结蜡、结垢、腐蚀和形成水合物等风险，一般要求下入化学药剂注入阀，一般下在风险点以下100 m处。
5）海上油田采油方式以人工举升为主，人工举升井产油量占90%以上，人工举升方式以电动潜油泵为主（占人工举升井的97%），气举、电潜螺杆泵、直线电机往复泵、射流泵为辅[13]。
2. 海上油田人工举升技术创新与实践
人工举升技术是采油技术的核心，是完成油田开发指标和原油生产任务的技术保障。针对海上自然环境恶劣、平台作业空间受限和油藏性质复杂等苛刻条件，研究形成了海上特色举升技术体系。
2.1 大液量油井举升技术
2.1.1 大泵（电动潜油泵）提液增产技术
随着油田开发的进行，单井含水率逐渐升至90%以上。为了更好地释放单井产能，基于边底水油藏提液增油机理，综合考虑电动潜油泵举升能力、地面变频器/变压器容量、平台电量负荷、液量处理能力，确定单井大泵提液时机。2005年初开始探索通过放大生产压差提高单井产液量的大泵提液方式实现挖潜，2010年渤海油田开始大规模应用，截至2020年，已累计实施大泵提液900多井次，成功率大于95%；电动潜油泵最大额定排量4 000 m3/d，单井最高日产液量超过
3500 m3，累计增油量超过380×104 m3，占渤海油田油田人工举升增油量的32%，成为重要的挖潜方式，有效提高了采油速度，实现了提液增油的目的[14–15]。2.1.2 宽幅电动潜油泵举升技术
截至2021年底，海上油田人工举升油井3 500口以上。以渤海油田为例，多数采油井采用排量50～
1000 m3/d的电动潜油泵，电动潜油泵型号多达20多种，考虑对扬程的不同需求，电动潜油泵机组型号可达上千种，造成库存积压，并且常规电动潜油泵对于单井产液量覆盖范围小，电动潜油泵高效工作区间范围窄，能量转换效率低。为此，自2017年开始试验宽幅电动潜油泵举升技术。与常规电动潜油泵相比，宽幅电动潜油泵具有以下技术优势：1）止推力小，泵排量范围大，叶导轮高效工作区间由10%～30%增大至40%～60%；2）采用了流动设计，提高了泵效及单级扬程，额定泵效可达62%～73%，与欧洲标准相比最高可提高17.5%[16–18]；3）增强了泵的抗气锁能力，自由气处理能力由15%提升至30%[14]。宽幅电动潜油泵举升技术已在渤海油田应用超150井次，产液量稳定，生产实践中与变频调速相结合，满足了油田大幅提液变化生产对电动潜油泵宽幅高效工作的要求[19]。
2.2 低产液量油井举升技术
海上油田将日产液量低于50 m3的油井认定为低产液量井。据统计，渤海油田低产液量油井约450余口，采用电动潜油泵举升时易出现泵抽空、电机散热差等问题，导致电动潜油泵频繁故障停机，检泵周期大幅缩短。为此，开发了直线电机往复泵举升技术和正循环水力射流泵举升技术，解决了海上油田低产液量油井举升难题。
2.2.1 直线电机往复泵举升技术
直线电机往复泵是一种使用潜油式直线电机直接驱动往复泵进行采油的无杆采油设备。工作中，直线电机通过控制电流的方向和交变频率，使定子产生周期交变的行波磁场，与动子的固定磁场相互作用，实现动子的直线往复运行[20]。直线电机往复运动驱动柱塞做往复运动，采用电机下行程做功、倒置下拉抽油泵下行程出液的方式设计，将产出液举升至地面[21]。
基于海上油田的生产特点，针对直线电机往复泵，开展了大斜度井适应性、出砂井适应性、振动问题技术、推力不足问题、可靠性、地面控制系统等6项技术改进[22]。
直线电机往复泵间歇式工作，具有防砂、防气锁和泵效高（60%～95%）等特点，适用于直井、斜井和水平井。目前已在海上油田应用了20多井次，日产液量2.7～25.0 m3，最长检泵周期1 092 d，为海上油田低产、稠油等特殊井况油田开发，提供了一种新的举升解决方案。
2.2.2 水力射流泵举升技术
海上油田水力射流泵举升技术的应用始于1987年，共有40多口井应用了水力射流泵举升技术。射流泵具有无运动部件、作业简单和维修保养方便等优点。20世纪80年代，反循环射流泵在埕北油田实现了规模化应用，后因地面处理液量大、费用高逐步停用。2000年初期，油井面临的井况愈发复杂，水力射流泵在结蜡、稠油热采、高温低产液量、出砂、酸化返排等井况下的优势逐渐显现。2015年后，射流泵注采一体化举升技术、正循环酸压射流泵举升返排一体化举升技术在稠油热采、沙河街组低渗储层高效举升方面发挥了重要作用。
射流泵注采一体化技术采用同心双油管，其由外管柱和内管柱组成。注蒸汽时，起出泵芯和一根小油管，打开注蒸汽通道，蒸汽通过同心管环空及内管柱注入井底。注热结束后，回接之前起出的一根小油管，射流泵内泵重新插入射流泵工作筒，投入泵芯，恢复生产，如图3（a）所示。射流泵注采一体化技术可节省直接作业费用81%，缩短作业时间82%。截至目前，该技术已在渤海油田11口井进行了应用[23–24]。
正循环酸压射流泵举升技术是由油管注入高压动力液，通过射流泵增压后由油套环空产出；酸化作业前捞出射流泵，投入射流泵工作筒隔离套筒，实现油管主通道畅通且油管与环空隔离，酸化后投入射流泵排酸生产，如图3（b）所示。该技术已在8口井应用，累计增产油量1.9×104 m3，解决了电动潜油泵适应性差、举升效果不佳和检泵周期短等技术难点，单井一次作业费用约节省400万元。
2.2.3 电潜螺杆泵举升技术
自20世纪90年代，渤海油田开始使用杆驱螺杆泵举升，应用过程中出现驱动杆断脱、地面井控安全等问题，2001年逐步转为电潜螺杆泵举升，取得了较好的应用效果。
电潜螺杆泵对开采高黏度、高含蜡、高含砂和高含气原油具有独特优势，并具有泵效高、能耗低、检泵周期长、制造成本低和维护费用低等优点，适用于稠油、中低产、油层温度低的油井。
截至2022年底，渤海油田累计应用电潜螺杆泵超200井次，平均检泵周期超过350 d。目前应用电潜螺杆泵的生产井16口，平均运转时间超
1500 d，平均日产液量42.6 m3。2.3 高含气油井举升技术
2.3.1 高效气体处理器
高含气油井采用电动潜油泵生产时，大量气体的存在会影响电动潜油泵系统工作的稳定性，严重时导致气锁，引发电动潜油泵故障。为解决高含气井况电动潜油泵举升难题，发展了系列高效气体处理技术。
对于海上油田生产气油比50～200 m3/m3的油井，采用电动潜油泵生产时，泵需下至含气率10%～50%的井段；当含气率小于10%时，可不下入气体处理器；当含气率在10%～25%时，多采用单级分离器；当含气率在35%～45%时，可选用双级分离器、气体分离“大师”或高效气体处理器，海上油田通常选用高效气体处理器。高效气体处理器采用轴流式叶轮，叶轮高速旋转推动井内产出液，压缩游离气体，提高了气体处理能力，有效避免了气锁，其结构如图4所示[25]。截至2022年底，高效气体处理器已累计使用超过80井次，取得了良好的应用效果，检泵周期延长至400 d以上。
对于井下含气率为40%～60%的油井，需在电动潜油泵机组下方下入双级分离器，在分离器上端连接高效气体处理器，经过双级分离器的初步分离，可将产出液中60%的气体分离出来，再通过高效气体处理器将剩余的游离气增压溶解到原油中，以该种方式能大幅度降低电动潜油泵吸入口处的气体含量，有效保障高含气井况下电动潜油泵的平稳运行。
对于井下含气率50%～85%的油井，研发了井下管道式气液分离器，实现了产出液在进泵前气液的高效分离。分离后气体中的含液率小于10%，可快速溢流至井口；分离后液体中的含气量小于20%，可保证电动潜油泵高效举升，有效解决了井下含气率50%～85%油井及大积液量气井的举升难题，实现方式如图5所示[26]。
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图 5 高含气井况井下气液分离举升技术示意Figure 5. Downhole gas-liquid lifting & separation lifting technology in high gas content wells2.3.2 气举举升技术
气举举升技术具有产量范围大、作业简单和作业费用低等优点，在渤海油田和东海油气田广泛应用。以渤海油田为例，气举举升技术先后应用40多口井，通常采用半闭式气举举升工艺，设置2～4级气举阀，单井日均注气量（1.5～2.0）×104 m3，注气压力6～9 MPa，日均产液量50～200 m3，最高产液量400 m3/d，取得了良好的应用效果。
对于低压、油套无连通通道的油井，研发了气体射流泵和打孔气举举升技术。2018年，对水力射流泵进行改进，研制了气体射流泵。气体射流泵举升技术是将连续气举和气液射流泵结合起来，采用节点分析法优选与设计喷射−气举。该技术在渤海某气举井进行了试验，取得了较好的举液效果。对于海上无修井机的平台，油气井更换生产管柱作业费用高、作业时间长，可在油管上打孔，下入气举阀，利用气举实现油气井生产[27]。打孔气举技术首先在油管进行机械冲孔，实现油管与油套环空连通，并在油管内下入封隔工具，建立油套环空向油管的单向通道，实现油气井单点注气生产，该技术已在东海气田应用了8井次。
2.4 复杂井况油井举升技术
海上油田油气生产同样面临腐蚀、出砂、稠油和结蜡等问题，随着油田开发技术的进步与积累，形成了行之有效的举升技术。
2.4.1 腐蚀井况举升技术
渤海油田产出液中普遍含有CO2，部分产出液中含有H2S，其中CO2是主要的腐蚀源。CO2腐蚀导致电动潜油泵金属件强度降低，严重时出现断裂、密封件失效等问题，从而引起电器元件损坏，导致电动潜油泵工作寿命缩短。为此，研发了罐装电动潜油泵和系列防腐电动潜油泵举升技术，大幅提高了电动潜油泵对腐蚀环境的适应性。
罐装电动潜油泵举升技术是将电动潜油泵机组封闭在井下罐装系统内部，实现产出液与套管完全隔离，避免腐蚀发生[28]。渤海油田累计应用了20余井次，运行稳定，最长运转时间超1 000 d。
防腐电动潜油泵举升技术是采用耐腐蚀材料提高电动潜油泵机组耐CO2腐蚀的性能[29]，可适用于CO2分压达到1.6 MPa、温度达到180 ℃、流速达到4.0 m/s的井况，已累计应用了130多井次，平均运转时间已超过1 000 d，有效解决了腐蚀井况举升设备寿命短的难题。
2.4.2 180 ℃高温电动潜油泵举升技术
油井高温对潜油电动机、电缆接头等均有影响，导致电动潜油泵故障，检泵周期变短。通过研究电动潜油泵的绝缘系统、润滑系统、轴承系统、密封系统、配套技术及制造工艺，解决了180 ℃高温电动潜油泵机组制造工艺、结构及材料存在的问题，成功研制了456及540系列耐高温电动潜油泵[30]，其适用于150 ℃高温油井，累计在渤海油田应用了150多井次，平均运转时间超过1 000 d，最长运转时间超过2 000 d。
2.4.3 耐砂电动潜油泵举升技术
电动潜油泵的耐砂性能有限，适用于产出液含砂量不超过500 g/m3的油井，当含砂量过高时，叶轮和导壳将产生磨损，造成电动潜油泵举升性能降低，严重时出现砂卡，导致检泵。为了解决因疏松砂岩出砂引发的举升难题，通过优化离心泵、分离器和保护器的结构和改进制造工艺，提高了电动潜油泵机组与井液接触部件的耐砂性能[31]，研制了耐砂电动潜油泵，其耐砂性能达到1 000 g/m3，在渤海油田场应用了100多井次，平均运转时间超过500 d，最长运转时间超过2 000 d。
2.4.4 双电动潜油泵（双泵）举升技术
海上油田部分采油平台无修井机，故障井检泵需利用钻井船，作业费用非常高。为了进一步延长无修井机平台电动潜油泵检泵周期，发展了电动潜油泵举升技术，在套管内同时下入2套电动潜油泵机组，2套电动潜油泵机组通过独立的电缆进行供电和控制，根据生产制度控制2套电动潜油泵机组的交替运行，从而达到延长检泵周期的目的。根据分层开采和动态测试需求，形成了单Y接头双泵和双Y接头双泵举升技术[32]，所用管柱如图6所示。截至2022年底，双泵举升技术在渤海油田应用60井次，平均检泵周期超过了1 500 d，最长达4 000 d，检泵周期较常规单泵井延长11%。
2.5 同井注采技术
同井注采技术是针对海上油田井槽数量有限、生产套管多数为ϕ244.5 mm套管发展起来的一项新的技术。该技术在一口井中下入注入和采出2套管柱，可以解决注水开发油田的水源问题（注水井又是水源井），提高单井利用率（同井采油采气、采油注水），可降低钻井成本和平台建设的成本，具有显著的经济效益，主要形成了同井采水注水、同井采油注水和同井采油采气系列技术，同井注采技术累计应用了20多井次。
同井采水注水是将大排量的采水泵进行罐装，建立一个采水通道，套管与罐装泵系统的环空作为注水通道，实现了同井大排量采水和注水，最大采水量2 500 m3/d，最大注水量1 200 m3/d，采用的管柱如图7（a）所示。同井采油注水是采用特殊改进的Y管柱结构，ϕ114.3 mm油管中下入ϕ73.0 mm油管，将ϕ73.0 mm油管作为注水通道，外面环空作为采油通道，如图7（b）所示。同井采油采气是通过下入同心管，利用外层生产管柱、内层生产管柱组合实现电动潜油泵采油和气层自喷生产（见图7（c）），开关滑套与电动潜油泵配合，可实现气层排液采气，对气层进行诱喷。
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图 7 同井注采技术管柱示意Figure 7. String for simultaneous injection and production in the same well3. 海上采油技术面临的挑战
海上油田开发面临着海上油藏性质复杂、海洋自然环境恶劣、工程投资风险大等挑战，历经40年的发展，形成了具有中国海油特色的采油技术体系，满足了海上油田高效开发的技术需求。面对国内能源供需矛盾突出、勘探开发难度加大、自主技术创新能力不足等形势，国内各大石油公司纷纷通过一体化协同实践创新，积极推进数字赋能，提高管理效能，提升核心竞争力。面对增储上产需求、双碳目标和数字化转型的多层驱动，采油技术迭代升级面临着技术难度不断增大、智能化水平有待提升和降本增效等挑战。
3.1 采油技术难度不断增大
海上油田开发逐步进入“双高阶段”，水驱效益挖潜难度日趋增大，稳油控水和流场精细调控需求迫切；大泵提液效益逐步降低，多数生产平台液量处理能力已达上限，地面处理能力和大泵提液之间的矛盾愈发突出。海上低渗储层压裂逐步开展，但面临高温、产液量递减快、出砂、结蜡和腐蚀等问题，仍缺乏有效的解决措施，亟需研究低渗储层压裂返排生产一体化技术。低渗油藏气驱技术仍处于探索阶段，仍需进一步完善分层注气及精细控制技术、气驱后受效井气体产出配套高含气举升技术体系。化学驱油田对于深部堵塞机理及接触技术认识不足，亟需解决聚合物驱产出液堵塞电动潜油泵、产出液高效处理等问题。稠油热采取得突破性进展，但仍需加大稠油热采高效注采一体化技术、高温电动潜油泵、高温监测技术的攻关力度，以满足规模化推广应用需求[33]。
3.2 智能化水平有待提升
海上油田采油技术数字化转型从生产信息化建设、拓展到单一业务场景专业化开发，并逐步探索了采油工艺多业务领域的综合集成，实现了油气生产动态实时监测跟踪、电动潜油泵生产井智能化管理。但是，当前智能化覆盖率相对较低，已建成的智能化应用系统迁移性较差，智能化应用系统准确率有待提升，用户对于智能化应用系统的认可度偏低。出现上述问题的根源主要有以下几点：1）数据基础不完善，无法直接获取井筒内部流体温压剖面、井下工具和设备的运行状况等，影响了生产数据的完整性和准确性；2）数字化建设标准不统一，不同的生产部门基于各自的需求建设了相应的信息化系统、智能化应用系统，未形成统一的建设标准和规范，系统之间无法实现数据和资源共享；3）智能化应用系统对于数据利用不充分，数据应用仍以生产报表展示为主，缺少对油气水井生产及设备运行数据的深入分析，大量数据处于闲置状态，且油井智能管理应用系统以机理分析和专家经验为主，缺乏对海量数据的深入分析，无法充分发挥数据的价值。
3.3 低成本技术挑战
海上油田开发效益对油价的依赖程度高，竞争力和抗风险能力较差，因此，低成本是石油公司的核心竞争力，也是提升盈利和对抗油价波动风险的关键。中国海油自2015年开始全面强化成本管控，成本由2013年的45.0美元/桶降至2020年的26.3美元/桶，作业费用降至7.39美元/桶，依靠科学管理、技术创新降低成本的空间越来越小，降本难度变大。在低成本战略基础之上降本面临以下难点：1）如何加快技术攻关成功率、缩短研发周期，通过快速研发技术、现场规模应用，实现技术创新再降本；2）勘探、钻完井、油藏、采油应如何发挥一体化协同优势，合理分配投资配比；3）如何解决中高含水期注采剖面精准调控和精细挖潜难题，实现水驱开发油藏稳油控水和精细开发[34]。
4. 采油技术发展方向
为进一步保障国家能源安全，中国海油提出了“十四五”末油气产量超过8 000×104 t的奋斗目标，海上油田持续上产稳产对采油技术提出了更高要求。随着海上油气田生产规模不断扩大，海上油田采油技术需求逐步向复杂井况、全生命周期管理、数字化转型、节能低碳和一体化解决方案转变，面临的主要挑战也逐步向保障技术安全可靠、保证产品质量可控、降低采油作业成本和提高实施成功率转变。为此，立足海上油田采油技术需求，提出了海上采油技术向“多专业融合一体化、技术体系差异化发展、提质降本智能化、节能减排低碳化、全生命周期管理科学化”发展的方向。
4.1 油藏、采油、地面工程一体化
海上水驱油田逐步进入“双高、特双高”阶段，水驱效益挖潜难度较大，部分聚合物驱油田经济效益变差，天然水驱油藏产能递减快，单一专业的技术突破难以满足高效开发的需求，亟需建立多专业融合的一体化解决方案。油藏、采油、地面工程一体化的核心意义是将多专业、多业务融合，将解决问题的手段前置，以全生命周期开发的理念贯穿油气生产全过程。
以提高单井产能为出发点，以地质油藏研究为基础，在油田开发的不同阶段，针对采油速度控制、稳产控水、措施挖潜、大泵提液等问题，采取配套的采油技术及生产制度，加强油藏、采油一体化设计，形成一体化团队，打造一体化管理模式。
立足采油技术和设备发展现状，优选、优化防砂完井方式，在防砂完井阶段提前考虑采油工艺实施的可行性，预留足够的空间，或者预置相关关键工具，为开发中后期提供更多的选择。
统筹地面工程与采油工艺，在采出端，综合全生命周期生产指标，考虑地面管汇配置及地面处理能力；在注入端，优选满足全生命周注水指标的地面注水设备。
4.2 构建完备的采油技术体系
经过多年的技术积累和沉淀，形成了具有海上油田特色的、以分层采油、电动潜油泵举升、同井注采等为核心的采油技术体系。随着勘探开发技术进步，稠油、低渗等化学驱难动用储量的有效动用问题必将逐步攻克，深水和浅水区水下井口、简易井口导管架平台等特殊场景逐步增多，建立与之相匹配的采油技术迫在眉睫。攻关稠油热采射流泵注采一体化提效技术、250 ℃及以上高温电动潜油泵举升技术、高温直线电机往复泵举升技术、高温安全控制技术，提高海上稠油热采井举升效率和开采效益。攻关海上低渗储层压裂生产一体化技术、低渗油田分层注气精细调控技术和低渗气驱气举一体化技术，助力低渗油田高效开发。通过引进新材料、新工艺，进一步延长电动潜油泵检泵周期，拓宽其使用范围，以满足水下井口采油工艺长寿命、高可靠性的要求。开展钢丝投捞电动潜油泵、液力投捞射流泵、可投捞液力驱动往复泵等新型易维护举升方式的研究，实现无修井机平台快速作业，降低检泵作业费用，提升作业效率。攻关高压气举阀、智能气举阀、高效气举阀和跨隔气举技术，健全气举技术系列，助力气举技术走向深层和智能化。在提高电动潜油泵举升效率和耐高温性能的基础上，发展适合海上油田规模化应用的气举、直线电机往复泵、螺杆泵、射流泵举升技术，打造以电动潜油泵为主、多种举升工艺差异化发展的良性格局。
4.3 构建智能注采精细调控模式
经过“十二五”、“十三五”期间的技术攻关，智能分层注采技术及智能井技术快速发展，为智能注采奠定了硬件基础。建设智能注采数据采集与远传物联网，应加大油藏智能化、注水智能化、采油智能化技术研发，将数字化、智能化融入注水井、采油井管理，串联智能分注分采设备和人工举升设备，优化生产的全过程，实现降本增效，提高水驱开发油田的采收率。攻关油藏分注分采方案在线智能优化技术、注采智能调控技术、智能采油技术、基于数字孪生的注采联调技术和端边云协同保障技术，实现注采生产动态在线预报警、生产动态评估、生产系统诊断和优化决策，引入知识图谱技术，建立智能化看板，实现先验知识和大数据算法的深度融合，建立可落地实施的智能注采精细调控技术。
4.4 大力发展采油低碳技术
随着海上油田生产规模不断扩大，油气开采能耗总量逐年攀升，机械采油年耗电量逐年上升，因次迫切需要降低设备能耗和碳排放。扩大海上油田群岸电改造应用规模，解决海上发电机组容量小、效率低的问题，发挥其供电稳定可靠的优势，保障机采井稳定生产。扩大永磁电机的应用，充分发挥永磁同步电动机节能优势，降低机采井耗电量。提高机采井科学管理水平，强化日常管理，改善工作状况，优化生产制度调整，利用变频智能调控技术，实现电动潜油泵节能降耗。
聚焦二氧化碳埋存及利用技术，攻关碳捕获、利用与封存的高效注采技术[35]，推进CO2混相重力驱与埋存机理、CO2埋存注气工艺及监测技术、注气管柱完整性评价技术、CCUS分层注气及控制技术、注CO2参数仿真优化技术和气窜后高含气举升技术研究，建立相关技术标准，实现CO2的有效埋存和高效利用。
4.5 科学管理
采油技术是多学科交叉的综合技术，生产过程中表现出多样性和复杂性特点。生产管理过程中应明确以实现油田高效开发为目标，不断进行技术创新，充分依靠科学管理，形成适应不同油藏类型、不同开发阶段、不同开发方式的采油配套技术体系，保障油气田的开发效益。
科学化管理是将油田开发过程中采油工程的各项任务、多种技术进行统筹规范管理。油气开发前期，统筹油田开发全生命周期，加强采油专题研究，发挥前期方案统领全局作用，以滚动方案设计覆盖采油工程全过程，对于采油过程中可能出现的问题提前制定预防措施。油气开发过程中，强化生产管理制度，加强机采井动态跟踪，提前预判故障，尽早采用应对手段，缩短躺井时间，提高生产时率；做好注采制度优化调整工作，实现油藏、注采工艺无缝衔接，达到流场精细调控和稳油注水的目的；细化生产指标管理，确保油藏开发指标、机采井运行动态指标和注水指标的科学规范统计，定期召开指标管理分析会。采油技术措施实施后，应建立效果评价指标体系，做好措施后评估工作，为后续技术迭代升级和优化管理提供数据支撑。综上所述，系统建立以发挥采油技术前期设计引领、精细化开发生产管理和坐实技术后评估为核心的科学化闭环管理方法，推动采油工程管理工作走向科学化。
5. 结束语
采油技术是油气田开发的核心技术，是串联油藏、钻完井、地面工程的关键环节。经过40多年的发展，我们已建立了适用于海上油田开发特点的采油技术体系，尤其在人工举升领域建立了满足海上油田高效开发的人工举升技术系列。当前，面对增储上产需求、“双碳”目标和数字化转型的多层驱动，采油技术迭代升级面临着技术难度不断增大、智能化水平有待提升和继续提质降本等严峻的挑战。为此，立足海上油田采油技术需求，提出了海上采油技术向“多专业融合一体化、技术体系差异化发展、提质降本智能化、节能减排低碳化、全生命周期管理科学化”发展的目标，为中国海上油气高质量开发提供了关键技术支撑和保障措施。
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图 5 高含气井况井下气液分离举升技术示意
Figure 5. Downhole gas-liquid lifting & separation lifting technology in high gas content wells
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