海上油田智能井技术发展应用及探讨

冯高城，尹彦君，马良帅，张 亮，王 伟

中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 塘沽 300452

引言

自1997 年北海Snorre 油田成功完成世界上第一口智能井以来，智能井技术已经在北海、巴西等油气田得到广泛应用，满足作业者实时了解油藏动态、远程优化油气生产，具有极强的管理优势。随着开发进入中后期诸多问题的逐渐暴露，海上油田开发亟待更科学、更经济、更高效的技术解决手段，以缓解薄散小边际油藏经济难动用的困境、高含水期水平井过早水淹导致全井报废的窘境、注水开发层间干扰严重以致驱替不均衡的痛点。同时，深水、台风等恶劣的海洋环境条件，对常规生产方式和工程装备也提出了更高的挑战。

因此，针对复杂油藏开发的要求和海上工程应用的需求，中国海上亟待自主研发出与油气生产现状和特点相符合的智能井工程装备，并在人工智能、新型通讯、新兴材料等高新科技推动下[1]，逐步完成自动化与数字化油田的升级建设，打造油气勘探开发上游领域的核心装备重器，以解决油田开发所面临的复杂经济技术环境等一系列挑战。为此，有必要梳理国内外智能井技术进展与应用现状，分析智能井技术在海上油田深化应用存在的技术瓶颈，探讨未来进一步改造升级的潜力目标与应用方向，助力中国海洋石油开发的增储上产。

1 智能井国内外理论发展与应用

1.1 国外智能井技术发展现状

国外智能井技术作为一项前沿的、集成性的技术，其主流技术发展趋势：围绕井下监测数据的更有效采集与调节工具的更高效优化，进而提升获取数据的准确程度、提高智能工具的控制质量、保持油藏最佳的生产状态。

1.1.1 国外理论内涵与进展

国外智能井主要泛指智能完井技术，由井下状态监测系统、实时数据传输系统、数据优化处理系统以及生产流体控制系统等组成[2]，简单概况主要涵盖“监、传、优、控”4 个层面。

（1）智能井技术“监”方面，即感知系统。信号监测采集主要包含有近井监测技术和远井成像技术[3-6]，并在近井监测领域实现了规模化应用。近井监测指标涵盖温度、压力和流量3 项主要参数，信号感知监测提取了背向散射光谱中拉曼频段的核心参数，形成了单点、多点以及分布式光纤测量技术[7]；合理运用了石英晶体谐振器，量化了谐振频率与压力的函数关系，发展了以分布式光纤温度和布拉格光栅传感器为监测参数的技术载体[8-10]；基于伯努利方程求断面收缩压差的方法，演化形成了多相流量器嵌套的实时测量技术。2019 年，在有线传输信号的基础上，进一步突破了井底与完井段间的“作业禁区”，完成了永久型混合绝缘硅测量装置与无线监测技术的有机融合。

（2）智能井技术“传”方面，即神经系统，涵盖了信号处理、解释与传送3 个维度。在数据处理技术方面，建立了时间、深度与温度的热传导预测模型[11]，提出了注入热流体的传热系数简化方法[12-13]，完善了混合点处液流温度的喷嘴模型，模拟了高温气藏试井的井筒瞬态温度场，推导了井筒循环流动温度模型[14-18]，识别了压力多步处理的突变点与遗漏点[19]；在信号解释技术方面，深化了压力-产量反褶积试井解释方法，解决了变产量转化为定产量求解的关键问题[20]，进一步发展了多传感器的反演解释技术[21-22]；在信号传输技术方面，主流技术仍然是基于井口贯入、管内坐封、电缆断开及动力存储的有缆式传输方式。

（3）智能井技术“优”方面，即大脑系统，是最能体现油藏智能化需求的领域。基于不同的目标函数优化油藏状态，延长生产井无水采油期，得到最大净现值。以1987 年Bang-Bang 优化方法与隐式微分控制理论为起点，直至2000 年实验证实了优化控制理论在流体驱替优化中的应用价值，奠定了现代控制理论在油藏优化中的理论根基，发展了以油藏渗流力学为理论基础的智能优化控制技术[23-24]。油藏优化控制理论围绕宏观与微观两条优化主线发展，宏观层面围绕油藏的系统性优化，解决剩余油挖潜的实时优化问题。微观层面围绕多段井近井地带的流量控制阀局部优化，解决均衡井筒压力减缓井段间干扰问题[25-31]。近年来，围绕微观近井优化与宏观井间优化，二者向着协同耦合调控延伸[32-33]。

（4）智能井技术“控”方面，即控制系统。智能井控制系统先后经历了3 代智能井技术的发展，目前正向第四代智能井技术演进。第一代为直接液控型智能井系统，多点液压控制及流量控制阀集成的液压控制系统。第二代液控型智能井系统体现了过渡与集成的技术演化特点，即数液混控型智能完井系统，演化了全开全关式、精细可调式及步进式的流入控制阀。第三代全电控智能井系统，迭代升级了无级节流阀套、高精度的压力和温度传感器[34-39]。目前，虽然全电式智能井系统已经成功获得了矿场应用，但在超深井等特殊环境下仍存在可靠性等问题。国外技术解决方法是通过引进航空领域技术及小型数据库修正等方法，增强集成电路的适应性[40]。随着物联网等技术应用与发展，新型智能控制阀正逐步替代传统“导线控制”及“机械控制”的远程开关[41]，催生出第四代智能井控制技术。

1.1.2 国外应用现状与特点

智能井技术之所以具有突出的油气田开发优势，除了可以大幅提升数据传输效率，更主要的是在油气生产过程中可以控制气水指进与锥进的速度、减缓或避免层间的干扰、调节多层段或多分支的分采与合采、提高分布式注入的注水效率、降低产量分配不均衡的风险、提高净现值收益及重复回收使用等，以8个典型现场应用情况为例[42-46]。

（1）智能井控水提产领域。沙特Ghawar 油田28口多分支智能完井，连续生产2 a 平均含水率都保持在1%以内。（2）智能井极限增油领域。科威特4 级双分支智能完井净现值增长100%，俄罗斯5 级双分支智能水平井产量超过51 000 bbl/d（1 bbl=159 L）。（3）智能井多层合采领域。尼日利亚三段砾石充填智能完井有效释放单层段压力，累产油量超过300×104bbl。（4）智能井可控回注领域。科威特油田利用zubair 层天然能量闭式注入minagish 层，达到了低碳式注水驱油目的。（5）智能井二次开采领域。阿曼石油加强了对驱替前沿监测与控制裂缝闭合，提高水驱波及效率。（6）智能井控气防窜领域。Brunei Swa 油田地层伴生气驱油与监视注气速度，生产17 个月控气效果较好。（7）智能井注气调剖领域。美国SACROC 碳酸岩油藏CO2混相驱替，阻止了CO2气窜快速井间突破。（8）智能井深水出砂领域。巴西深水油藏控制压力降低速度，减少地层脱砂与出砂风险。

虽然智能井已在国外深水领域取得了较好的技术应用，但仍需持续解决若干关键问题。目前，深水智能井开发面临的一大难题是水合物溢出对完井的影响[47]。坐放水下采油树时，须在井口内注入甲醇和乙二醇，减少后续对生产作业的影响；另一大问题是流量控制阀（ICV）在安装和运行过程中，可能会发生因ICV 腐蚀或堵塞等原因的生产故障，从而导致无法完成关键控制装置的调节功能，例如Snorre 油田中ICV 失效率达到39%。

1.2 中国智能井技术现状回顾

国外智能井技术经历了二十多年的发展历程，已在智能井相关理论研究与现场实践方面，取得了全面的发展与应用。中国从智能井概念与理论的引入，到关键技术消化、探索、起步的自主攻关，在近十年的技术发展历程中逐步达到了整体布局与多点开花的效果。

1.2.1 国内理论进展与迭代

2008 年，中国石油依托国家863 计划“智能完井技术与装备”课题，率先启动智能完井技术的攻关与研发，形成了一套液压控制与光纤监测集成的IC-Riped 系统。2011 年，中国石化也加强了智能井技术的研发力度，深化了低渗油气田智能完井关键技术的研发[48]。2013 年，中海油启动“深水油气田智能完井关键技术”，解决了制约中国深海油气开发的技术装备等问题[49]。

（1）智能井数据采集。室内实验模拟了电导测量的含水率测量方法，矿场试验了压力或流量脉冲信号载波的双向传输技术，攻克形成了晶体吸收的光纤温度传感器等工具[50-51]，优先解决了传感器的高压密封和光纤保护问题[52-53]，加快改进了卧式横切的机械化光纤开槽装置，推广应用了无线信号与协议接口的双向信号传递采集系统[54-55]。近年来，井下分布式光纤温度（DTS）和应力（DSS）传感监测技术已经相对成熟并得到了大量应用[56]。但对于多相流体中单相流的量化解释与井筒固态沉积物的准确定位，尚存在较大的技术困难。

（2）智能井信号解释。小波分析完成了长时井下监测的降噪处理[57]，探索提出了多层合采井筒温度场异常的解释方法[58-59]，量化分析了流量控制阀温度误差的原因[60-66]，解析建立了海上深水井筒的分段稳态传热模型[67-68]，理论推导了自动气举阀的井下流动方程[69]，实验对比了变产量反演表皮系数的数学模型，回归了压力损失与进油量的定量关系，对比重构了移动窗与正交设计的流量模型[70]，模拟反演了井筒没有安装井下测量计条件的分层含水率[71]。当前阶段，井下监测数据解释的可靠性与准确性尚有一定的提升空间。

（3）智能井优化理论。中国优化理论研究以油田宏观产能规划起步，到2010 年将油藏数值模拟与离散极大值原理相结合[72-73]，运用遗传或粒子群等算法加速收敛的特点，大幅提升了最优解的求取效率与运算速度，形成了与国际接轨的现代油藏闭环控制理论。微观层面，以分支多段井的智能阀附加降压模拟起步，依据二次规划算法调节井下阀孔面积，模拟累产油量和净现值的增长[74]。当前，强化学习等人工智能尚处于起步阶段，也具有较高的研究潜力，须优先解决物理意义与样本采集方法等问题。同时，注采井间与近井耦合的大规模分区优化与代理提速算法研究较少，未来主动式生产控制理论已成为发展趋势。

（4）智能井控制系统。设计研发了液控型流量控制阀和电控型流量控制阀、穿越式封隔器等关键器件，攻克了与国外同类封隔器性能水平接近的高强压缩式管外封隔器，形成了能够满足现场应用要求的遇油（水）自膨胀管外封隔器[75-77]，优选提出了井下流量微型液压控制解码器的设计方案，大幅减少了控制管线数量[78-81]。深化了液控式调节阀控制，降低了长液控管线在动作时间、运行压力及可靠性等因素的不确定性，但仍需在井下流量控制阀设计结构与流量压力脉冲的无线控制上持续优化。

（5）设备优选与相关标准。建立了深水智能井的设备组合数学模型，探讨不同工况下的智能完井最优设备组合方案。运用浴盆曲线深化评价了智能完井流量控制阀的适应性，降低流量控制阀开关动作的失效率[82]；同时，进一步发展了国家ISO 及石油天然气行业API 的采标标准[83-84]，制定了与智能完井密切相关的18 项标准和规范，促进了中国智能井技术标准的发展。

1.2.2 国内探索应用与趋势

在智能井理论研究上已取得进展的同时，现场配套试验有序实施。对标国外智能井技术，中国石油起步较为迅速。2004 年，西南油气田实施了J17、Z7 气井永置式井下压力温度监测的现场试验[85]，实现了对井下压力、温度状况的实时监测；2011 年，辽河油田Lei632 现场试验智能分采，稠油热采开发的动态监测技术成功应用，试验表明，高含水期双层分采智能井的单井产油量提高了10.5%[86]；2016年，吐哈油田现场成功试验了电控智能完井系统，同步实施了智能找堵水和分段生产[87]。

中国海上油田以国外智能井技术引进与合作起步，摸索智能井对不同类型沉积储层的开发效果，并在海外印尼爪哇NE Intan、南海礁灰岩LH4-1 和渤海疏松砂岩油田尝试了智能完井技术[88-90]，实现了在不动管柱条件下对压力和温度等参数的实时采集。2017 年继续开发了液电混控型智能完井系统[91-92]，完成了智能井工艺系统的全部国产化，并于2019 年在南海P18-1 油田进行了现场测试。在历经了近十年的研究，中国智能完井系统技术突飞猛进，现场应用表明中国海上液控型智能完井系统已经基本成熟，可以对各层段进行井下生产流体调控，已达到了国际公司第一代智能完井系统技术水平。特别是近几年，智能井动力控制系统类型从液控型到液电混控型的过渡，逐步发展了区别于国外智能完井技术的智能分层注水装备，为克服现有技术瓶颈和数字化升级奠定了基础。

2 海上智能井瓶颈与制约

2020 年，中国已迈入数字技术发展的新时期，数字新基建必将催生5G 等数字化技术进一步向各领域衍生应用[93]，智能井、智能油田建设将驶入高速发展的快车道，同时对现有油藏数字化技术提出了更高的要求。当前海上油田智能井应用主要围绕自主流量控制装置（AICD）、流量控制装置（ICD）等平衡控水技术[94]，调节流体流入水平井筒的流入剖面，合理分布水平段径向流量、均衡水平段产液产出，但其智能化程度仍远远不够。面对海上油田上产的有序实施，智能井技术与数字油田建设相结合，建立以油藏工程科学为基础的面向未来生产方式，形成一种高效的生产优化决策制定手段，平衡当前最佳产量和未来最终采收率之间经济矛盾。

海上油田智能井技术完成从实验研究到现场应用的蜕变，仍需克服诸多问题，特别是特殊类型油藏开发与配套技术应用问题。（1）开发经济角度制约因素。未来世界油气总储量的44%将来自于深水，中国南海深水油气田有着广阔的开发前景。相比于常规油气藏，深水油气田开发投入和风险更高。通过智能井技术可提高开发动用储量的界限，合理降低边际储量动用的经济门槛，为日益增长的边际储量开发提供技术可能。（2）井下温压角度制约因素。海上水驱冷采技术对普通稠油的开发发挥了重要作用，稠油热采是未来重要的产量补充方式。由于注入热流体温度高，智能井需要解决井筒隔热、工具耐温、防砂工艺等问题，亟待设备极限性能的提升，以确保长期使用的寿命。（3）技术融合角度制约因素。以蒸汽辅助重力泄油（SAGD）融合技术为例，通过蒸汽高效分配可均匀驱替稠油，最大限度地减少由于黏度指进造成的驱替不均衡，未来仍需针对具体油田特点，研发水平井蒸汽驱等为场景的定制化工具。

截至2019 年，中国海洋石油自主研发的液控型智能井技术，与欧美国家的控制6 个以上层段或分支井电控智能井技术相比较，在工程应用领域仍然有很大的差距。数字化关键环节缺少数据处理与解释，以及工艺装备与油藏模型直接结合的生产优化策略功能，致使智能井技术的核心优化功能不全，导致平台生产系统的海量数据仅仅是采集上来，而没有得到充分的挖掘利用；同时，由于关键技术的门槛较高，国内普遍缺乏核心油藏数值模拟器。当前，围绕模拟器的生产优化偏向于中长期产能规划且优化目标较为单一，缺少在油田综合调整阶段将生产制度与层系、井位、井网一体的综合性优化技术，以致与国内主流的注采平衡开发理念存在偏差，未来仍需进一步加强对控制指标的深入研究，以符合中国油田“陆相沉积”开发模式的生产特点。

3 海上油田突破与未来展望

中国油田主要为陆相沉积成因的储集层，储层非均质性严重、注水开发效果有限、提高采收率潜力较大。韩大匡指出[95]，在油田高含水后期剩余油呈总体高度分散，局部相对富集的格局。中国海上油田中高含水期的剩余油分布仍然符合此规律，亟待探索新的综合调整或剩余油挖潜策略，减缓产量递减。探索多分支井为突破口的智能井开发策略，完成产能接替与持续稳产。以LF13-1 为例[96]，中高含水阶段部署2 口水平分支井，生产表明分支井含水上升趋势缓慢，含水率50%前单井累产油量达5.57×104m3，证实了海上油田多分支水平井提高采收率技术具有改造升级的潜力。

《Oil&Gas》杂志曾预测未来可能最具影响力的油气藏开发技术包括：数字油田技术、智能流动控制技术、无源地震监测技术、千兆网格技术和极大储层接触技术等[97-99]，预示了数字化与智能化的油藏高效开发技术已呈必然趋势。随着国家“十四五”期间新基建领域的深化，为直接启动第四代智能井及相应的配套装备系统提供了可能，有序发展具有中国石油特色的智能油气田开发装备，形成中国智能井相关产品的设计标准、作业体系和安全规范，实现油田开发技术的弯道超车。建议以多层砂岩油藏中高含水期智能水驱为突破口，借鉴大庆、胜利等陆地油田分层注采技术的成熟经验，通过集群攻关与技术联合等途径，完成信号解释与模拟优化技术的海上升级，并适时拓展至智能调驱及闭式注水（气）等领域，打造符合中国海洋石油开发特色的数字化装备序列体系。

一方面，打造先进的智能优化生产决策系统平台。充分利用AI 智能学习技术和油藏工程数字化手段量化经验关系式，逐步唤醒目前建设的数据库与数据湖等沉睡资源，催生新型工作方式以提高生产效率、缓解增储上产压力；自主攻关油藏数字型模拟器，摆脱传统数值型技术的制约，运用超算等新型工具大幅提高模拟速度，持续提高预测准确性和优化调整频次（胜坨不稳定注水试验已证明其技术价值）；充分借鉴陆地油田部署固定监测井的成功经验，摸索出一种较为可行的永久型动态监测技术推广途径；探索提升人工智能等新手段的实用性，攻关具有物理意义的强化学习算法反演分层井间连通性，深度聚类算法研究与提升流场驱替效果的表征精度[100-102]，有效识别出无效驱替通道及有效增油区域；综合考虑均衡排液、注采平衡、分区优化等不同阶段的开发需求，将国外主流优化算法进一步自主化改进，满足水驱砂岩开发及在线化学驱开发的智能优化要求，为海上智能油田工业化建设奠定基石。

另一方面，开发井下无线智能流动控制应用系统。基于电感耦合原理研发井下特殊环境下的物联网技术，如边缘检测技术、无线频率发射与接收器等新型通信，将有线液控系统直接升级至无线控制系统。依靠流体能量的电磁场传播信号，建立主井眼对各分支井眼的无线控制，应用北斗卫星传输逐步替代GPRS 无线传输网络，大幅提升数据传输系统的国产化应用。探索井筒内部可安装的无线信号微型处理芯片，实现对井下信息的信号处理、指令传输和流量控制，实时预测井筒各层段的产能与含水，调节流量控制阀的闭合程度，优化近井流线分布与驱油效率。井下智能无线调控的关键是考虑井筒内部空间与稳定运行能力的电能产生单元，目前，可供探讨的无线供电方式有高性能电池、涡轮发电机、超声纳米发电机等[103]，其中，涡轮发电机研发进度较为迅速。智能井优化控制反馈至数字闭环系统平台，构建“智能井近井优化与智能油田注采优化”的嵌套耦合系统，推动海上油气生产系统的整体升级。

此外，针对海上油藏特点研发具有针对性的智能井工具，明确液控与数控智能井在油藏应用的范围，提高智能井在不同油藏开发的适用性。液控型智能井的井下装备具备较好的耐高温与耐高压特性，维持装备系统在恶劣井况条件下的稳定性是首要的，现阶段仍然具有技术持续升级的潜力，如南海西部异常温压气藏、渤海海域稠油热采油藏等；而对于冷采油藏应该充分发挥智能井普适性的技术优势，将智能井增油与特殊井型的水驱前缘控制相结合、智能井控水与工艺的极限增产相结合，通过规模化应用逐渐触及技术可行的经济门槛，提升数字化装备对合理开发油藏的解决能力，如渤海水驱与聚驱的碎屑岩油藏、南海天然能量较强的礁灰岩油藏、低渗油藏的注伴生气开发，以及由于经济因素限制的低品位油气藏等。

4 结论

（1）中国智能井技术目前已达到国外第一代智能完井水平，未来会继续围绕陆相储层油藏高效开发模式，在宏观与微观相结合的多智能井协调优化控制、分布式光纤DTS、DAS 等测井技术解释与诊断、永久式电控压力监测系统和多相流量计采集装置、流量控制阀与控制管线的失效因素量化、井下特殊工况条件下耗材的耐温压等级提升等方向进一步发展。在吸收国外智能完井技术与持续攻关的同时，仍需完善矿场操作规范及管理标准，促使技术试验与现场安全紧密结合，加快关键技术的系统性突破推动工业化与规模化应用。

（2）国外智能井技术已在海上油气藏开发有成功的案例，但在中国海上油田仅限于相对简单的分层注水和水平井分段控水。针对海上油藏中高含水期二次开发及经济界限约束的难动储量的有效动用，可基于中国石油的液控光纤监测型智能完井系统与中海油的液控深水油气田智能完井系统升级，充分吸收5G 数字时代的新型无线通讯、人工智能等新兴技术，直接研发第四代智能井技术力求弯道超车，论证多分支井水驱极限增产、富烃伴生气与多元热流体等新型智能井开发技术的适用性，完善智能井升级应用的油藏开发技术储备。

（3）海上油田智能井技术应用潜力巨大，对于油田高效开发具有前瞻性与颠覆性的意义，智能装备将会是中国走出国门、保障国家能源安全的工业重器，符合数字技术深化发展的规律。建议以多层砂岩油藏智能水驱为突破口，集群式攻关智能井与数字油田的关键技术，力求关键数字技术的系统性突破，持续降低硬件技术应用的工业化成本，推动智能井技术向低品位油藏等领域纵向延展，形成符合中国海洋石油开发特色的核心装备序列体系。