2023年，采油采气工程围绕新区效益建产、老油气田挖潜增效、数字化智能化发展和绿色低碳转型等方面开展技术攻关并取得突出创新成果。分层注入领域，智能化水平不断提高、技术适应范围进一步拓展；人工举升领域，新型高效举升技术指标再创新高、机采提效效果明显、数字化水平明显提升，节能降耗成效显著；采气工艺向绿色智能化采气、全生命周期精细采气、复合排水采气等方向发展，有效推动了天然气产量跨越式增长；储层改造技术取得重大进步，非常规水平井体积压裂2.0向精细化、个性化方向发展，压裂理论、装备工具材料、裂缝监测技术等取得创新突破；井下作业领域在带压作业、连续油管作业、数字化智能化修井作业和复杂工况井下作业等方面技术进展明显，有效保障了油气水井健康生产。
目前中国原油对外依存度高达71.2%，天然气达到40.2%，随着国民经济的稳定发展，原油和天然气对外依存度将持续高位运行，严重影响中国能源战略安全。加大油气资源勘探开发力度、坚守国内原油2亿t产量红线、满足国家绿色发展对天然气快速增长的需求，是油气行业的重大责任和社会担当。采油采气工程保障了全国超过50万口油气水井的正常生产，是油气田维持正常运转与保持产量稳定的关键，是连接地面和井下的桥梁，是复杂的、多学科系统工程。采油采气工程以注入井和生产井为通道，通过一系列工程技术措施，使地层中的油气顺利入井，并高效举升到地面，其目标是经济有效地提高油气产量和采收率，本文重点介绍2023年采油采气工程在分层注入、人工举升、储层改造、采气工艺及井下作业5个核心领域的技术新进展。
中国油田储集层中92%为陆相碎屑岩沉积，纵向非均质性强，实施分层开采可使各类油层得到均衡动用。针对不同时期的开发矛盾，形成了分层注采系列工艺及配套技术，实现了分层注采层段生产参数的实时监测和动态调整，满足了该类储层的高效开发，大幅提升了油气田整体经济效益。当前国内外分层注入技术朝着高效智能化方向迅速发展，2023年在智能化分层注水、同井注采及分层采油技术等方面取得突出进展。
中国石油形成以“缆控式”和“波码无线控制”为主体工艺的智能分层注水技术，处于国际领先水平，已规模应用6000余口井。2023年中国石油在缆控带压分注（图1）、平台井集约式分注和注采协同优化等方面取得突出进展（图2）。一是突破了井下非接触供电与通信一体化关键技术，研发了非接触对接装置和集成式缆控智能配水器，形成了带压作业井缆控分层注水工艺技术，在吉林和长庆现场试验6口井，实现了3MPa以内带压作业，非接触对接装置最大传能功率36W，最大通信速率4800bps。二是攻关形成了流量波无线控制集约式分层注水工艺技术和压力/流量一体化传感器，实现了以井组为单位的分层注水井集中智能监测与控制，能够基于流量变化信号达到井筒双向通信与高效调控的目的。三是研发并发布了智能油藏分析与优化软件IRes，形成了以“注水动态实时监测、剩余油潜力快速分析、优化方案自动化实施、注-采-举升协同”为特色的油藏工程一体化技术体系，创建了“边注边测边调边控”的高效开发新模式。
同井注采技术是在油田开发后期，为实现（特）高含水油田持续效益开发形成的一种新技术 ，对保障老油田持续稳产具有重要作用。 2023年中国石油突破了聚结-强旋串并联油水分离技术，实现了含水率90%以上的油水混合物高效分离，分离效率超过99%，同井注采的技术指标进一步提升，应用范围进一步扩大。
针对气液比较高油井，研发了井下油气水三相分离技术，解决了因气体含量较高油水分离失效的难题，实现了油气水三相气液分离效率达到97.3%，油水分离效率超过98%，2023年首次在大港油田下井试验成功，技术应用范围扩大到产气油井（图3）。
创新形成同井注采区块互注互采、循环驱替模式，大庆油田同井注采试验井平均产水由78.8m3/d下降到15.2m3/d，降幅达80.7%，区块累计增油5000余t，年减少地面产水约16万m3，构建了“井下油水分离车间”，实现油藏与井筒能量循环利用，开发指标明显提升（图4）。
分层采油是解决油田高含水阶段层间和平面矛盾、充分发挥中低渗透层产能、减少无效水循环、实现剩余油挖潜的重要手段。 国内“十三五”时期研发了缆控式、振动波控制等电控分层采油技术，初步实现了井下分层产量、含水率、压力等参数的在线实时监测，为油藏动态分析和优化提供了数据基础。2023年中国石油研发了电磁耦合有缆智能分层采油技术，利用电磁耦合原理建立井下可重复对接与分离的电能及信号传输通道，通过井下多个配产器实现分层采油。该技术通过电能及数据的非接触传输实现了生产管柱与配产管柱之间的可分离作业，在不动配产管柱的情况下完成检泵等作业，大幅降低作业成本及现场工作量。在大庆油田采油四厂智能注采示范区完成4口井现场试验，实现了井下层段温度、压力、流量的实时监测和产液量调控，为稳油控水、提升生产效益提供了有力工程支撑。
采油开发后期，需准确掌握油井分层压力及流体参数等动态数据，为开发方案调整、油层改造、提高采收率等提供依据。中国石油研发了具有模块化、全电控、快捷化等特点的分层测压及流体取样测试系统，可快速实现分层流体液样采集与分层压力测试。2023年，进一步创新研制了大通径环形电控封隔器、大排量电控排液泵、多腔室大容量电控取样器等多套核心工具，排液能力和可靠性大幅提高，扬程、排量大幅提升，封隔器耐压差由10MPa提升至20MPa，在吉林油田完成4口老井复产压前测试，井下稳定工作时长超过120h，较常规分层监测手段节约单井费用4.8万元，减少测试时间3~4d。
油田经长期开发后地层能量逐渐衰竭，通过人工举升方式能够有效降低井底流压，将井筒内原油举升至地面，保障油田的长期稳产。经过多年发展，形成了以抽油机、螺杆泵、电潜泵、气举等为代表的人工举升技术体系，基本满足了油藏不同开发阶段的生产需求。但随着深层/超深层、非常规等油气资源成为重点开发资源，现有举升技术面临能力不足、效率低、复杂工况适应性差等问题。同时，仅中国石油机械采油井超过24万口，年耗电近110亿度，人工举升成为节能减排、降本提效的重点挖潜对象。经过持续攻关，2023年国内外在新型高效举升、机采系统提效及机采数字化技术等方面取得显著成效。
针对高气液比油井举升和气井排水采气需要，美国Upwing能源技术公司研发了一种井下气液混相无杆泵，由高速电机、磁性联轴器、气液混相压缩泵组成，其电机最高运行速度可达50000r/min，适用生产气油比达10000m3/m3以上。
中国石油针对大平台井常规抽油机杆管偏磨、效率偏低等突出问题，研发了电潜螺杆泵、电潜柱塞泵、宽幅电潜离心泵等新型无杆举升技术，应用井数超过1200口，在大庆、长庆、新疆、大港等油田建立了典型示范区，系统效率比抽油机平均提高10.6个百分点。2023年攻克了井下超细长比的高功率密度永磁电机和宽幅电泵叶导轮设计技术，井下电机输出功率首次突破24kW，电潜螺杆泵下深首次超过3000m，电潜柱塞泵下深首次超过4000m，宽幅电潜离心泵最佳排量范围拓展到20~200m3/d，同时攻关形成了无杆泵井数字计产、故障预警等技术，准确率达到90%以上，不断完善新型无杆泵举升技术体系。
针对低产井研发了超长冲程抽油机，冲程达50m，冲次10次/h，提高泵效、降低偏磨效果突出，国内油田应用超过1000口井，在平台井、深井中应用潜力巨大。2023年建立了电参高精度转供图方法和井筒三维力学仿线%以上，解决了难以测试示功图的问题，大幅提升智能化生产水平；创新形成一机双井、共直流母线等生产模式，解决超长冲程抽油机平衡难题，节电率提升30%以上（图5、图6）。
针对常规抽油泵漏失严重、泵效低等问题，巴西石油公司最新研发了一种渐进涡旋有杆泵，地面电机通过抽油杆柱将旋转运动传递井下渐进涡旋泵，在实验室环境中，涡旋抽油泵降低40%压力损失，增加20%流量，不仅大幅提高系统效率，还可延长井下泵、抽油杆和其他井下部件运行寿命。
国内油井低产低效态势相对更为严峻，以中国石油为例，日产液低于5t的低产井已占开井数的50%，系统效率不足15%，低于平均值11个百分点。中国石油自主研发了云边协同、边缘计算、不停机间抽等多种模式的智能间抽技术体系，并制定了技术应用规范，规模应用2.3万口，占总间抽井数的34%，智能间抽年节电1.9亿度，已成为老井机采提效的主体技术。2023年攻关形成了地质工程一体化、技术经济一体化的选井与间抽制度优化技术，将间抽周期由天级精细为分钟级，长庆油田云边协同间抽技术实现2m3/d以下油井全覆盖，大庆不停机智能间抽应用超过7000口井。
目前抽油机井仍然占国内总油井数的80%以上，杆管普遍偏磨。针对泵上杆柱屈曲失稳效应导致的杆管偏磨加剧问题，国内创新研发了拉杆柱塞泵、液力反馈泵，优化中和点以下抽油杆柱应力分布，有效消除杆柱屈曲失稳，减轻井内偏磨和碰撞，提高了系统效率，预期可延长检泵周期200d以上。
国外油田积极布局油气井智能生产模。