技术创新助力页岩油高效开发降本

江苏油田采油一厂创新推广自喷机采一体化特色技术，为页岩油低成本、规模化高效开发开辟新路径

[中国石化报 2026-07-06]

本报记者徐博誩闻

通讯员赵海燕

近日，江苏油田花40侧HF井实现产量止跌回升。针对该井压力下降等问题，采油一厂页岩油地质工程一体化团队精准施策，应用自喷机采一体化技术稳住油井产能，验证了这一技术在页岩油稳产增效中的实效。

今年以来，针对页岩油井地层能量衰减、产量波动下滑、作业成本偏高等生产痛点，江苏油田采油一厂聚焦页岩油高效稳产、降本增效，创新推广自喷机采一体化特色技术，实现页岩油井自喷、机采无缝衔接，为页岩油低成本、规模化高效开发开辟新路径。

直面痛点，消除高效开发瓶颈

“井口油压跌到2兆帕以下，还不停波动，一关井静置油压就又回到10兆帕。”谈及页岩油产量不稳，采油一厂页岩油地质工程一体化团队负责人康玉阳十分苦恼，“地层中明明还有页岩油，却无法动用。”

页岩油赋存于纳米级页岩微孔隙，必须通过大规模压裂增能、人工造缝才能实现有效动用。随着开采周期延长，地层能量持续递减，人工裂缝与储层微孔隙逐步闭合，原油向井筒流动阻力大幅增加，给江苏油田页岩油稳产带来挑战。

与此同时，地层压力回落引发井筒温度下降，结蜡卡井故障频发，成为制约页岩油高效开采的重要因素。

传统的“分段式开采”模式，自喷、机采生产阶段相互独立，管柱结构互不兼容。油井自喷能力衰减后，技术人员必须全部起出井下油管，重新定制更换管柱，不仅耗费大量人力物力，而且严重制约了页岩油连续高效生产，必须立足油井生产规律创新开发新技术。

创新思路，挖掘利用地层潜能

技术团队通过数据分析发现，油井开采后期地层压力降低、井筒含气量上升，原油举升阻力随之减小，藏在地层里的页岩油，有条件被有效利用。

基于这一发现，他们创新开发自喷机采一体化技术，从举升工艺源头优化设计，使同一套管柱可根据页岩油井生产状态自适应调整，既能在自喷期高效排液，又可在机采期持续举升，实现“两个阶段、一套工艺”。

技术团队根据单井历史生产数据，精准预判各生产阶段的能量衰减曲线，完成机采设备型号选型、管柱组合设计、下泵深度优化等准备工作，并通过地质、工程、工艺等多专业人员的桌面推演和现场模拟，全面排查井下作业风险，逐一制定应对措施。

“收窄出油通道，看似压缩了液流空间，实则实现了稳产增产。”技术人员陈聪颖解读技术原理，“类似啤酒导流原理，直接倒啤酒容易泡沫多、出液紊乱。若在瓶中插一根筷子使通道变窄，瓶内气体膨胀后的力量能推着液体平稳、均匀流出。”

技术落地，无缝衔接平稳产油

自喷机采一体化技术通过优化流道结构，有效遏制井下气体无序窜流，提升原油举升效率，从根本上解决了页岩油低压稳产难、产量波动大的问题。

该技术最先在花2侧HF井试点应用。当油井自喷能力衰减后，无需起管、修井、停工，直接切换机采生产模式，使油井在低压工况下平稳产油，实现生产阶段零间断，验证了这一技术的实用性与先进性。

目前，该技术已在厂区12口页岩油井规模化应用，累计延长油井自喷周期1592天，增产原油3万吨，单井作业成本大幅降低。