中国石油西南油气田公司2026年核心技术攻坚纪实

社区小编

5月20日，四川盆地大深3井酸化施工现场传来捷报 ，面对灯影组地层破裂压力超过210兆帕、储层压开难度极大且温度高的“地狱级”挑战，中国石油西南油气田公司自主研发的超高温加重酸技术成功实施先导试验，破裂压力骤降34兆帕，一举创下四川盆地最高井底压力和地层破裂压力梯度两项新纪录。
今年以来，西南油气田公司始终把科技创新摆在发展全局的核心位置，以一系列关键核心技术突破，生动诠释了“把能源的饭碗端在自己手里”的使命担当和“高水平科技自立自强”的深刻内涵。

向深地向极限
勇闯勘探开发“无人区”

四川盆地天然气资源丰富，但地质条件复杂，剩余资源多埋藏在超深、超高温、超高压的“三超”地带。想要拿到这些资源，就必须攻破高温下酸液失效、水泥石强度衰退、管柱腐蚀加剧等世界级难题。
以“酸”为矛，刺穿坚硬地层。在超深层碳酸盐岩储层改造中，酸液是打开油气通道的“第一把钥匙”。传统酸液在温度超过180摄氏度后，缓蚀剂会钝化析出，腐蚀速率急剧上升，施工风险成倍增加。
西南油气田公司科研团队从分子结构入手，创新研发出具有界面活性的增溶剂，有效解决了缓蚀剂在超高温高盐环境下的配伍难题。最终形成的加重酸体系，耐温达220摄氏度、密度达1.30克每立方厘米，实现了腐蚀速率可控、降阻性能优良的目标。
这把“酸矛”不仅刺穿了灯影组的坚硬地层，更开辟了深地油气安全高效开发的新路径。
以“凝”为盾，筑牢井筒屏障。井筒是油气生产的生命线。在超高温工况下，传统固井缓凝剂耐温不足180摄氏度，且温度敏感性高，极易引发水泥浆超缓凝或强度发展缓慢等质量问题。
西南油气田公司创新采用多元功能单体共聚体系，研发出新型超高温聚合物缓凝剂。其最高耐温可达230摄氏度，适用温区覆盖110至230摄氏度，能够精准适配不同深度的温度需求。这就像为高温井筒量身定制的“时间锁”，既不会提前凝固，也不会迟迟不凝，有效保障了深井超深井的固井质量。
以“防”为网，守护管柱安全。深层含硫气井的环空保护，长期面临缓蚀剂高温失效的痛点。天研院专家创新分子设计，将酰胺基与季铵基引入含氮芳环骨架，使缓蚀剂兼具配位吸附与静电吸附双重作用机制。新型缓蚀剂耐温性能提升20摄氏度，高温老化后无不溶物，如同为管柱穿上了“防腐铠甲”。
与此同时，在硫磺回收催化剂诊断领域，西南油气田公司首次揭示了催化剂硫酸盐化失活的本征实质，开发出分级萃取与离子色谱联用技术，实现了从“总量测定”到“形态区分”的根本性跨越，为净化装置提前预警失活风险提供了精准的“病因诊断”。
这一项项“从0到1”的突破，让我国在超深层油气勘探开发领域拥有了更多话语权。然而，向地球深部进军只是第一步。如何让能源开发更清洁、更绿色，同样是一道必须回答好的时代考题。

向绿色向低碳
擦亮高质量发展底色

绿色发展是能源企业的底色。页岩气开采过程中产生的大量废水，曾长期是制约行业可持续发展的“心头之痛”。面对“废水如何变资源”的时代之问，西南油气田公司给出了清晰的答案。
向“黑臭”宣战，让返排液重获新生。页岩气压裂返排液在现场长期储存后，极易变黑发臭，悬浮物、有机物、细菌等指标浓度远高于常规城市黑臭废水。传统治理方法难以奏效。
西南油气田公司创新构建了“空气曝气预氧化—软化耦合强化混凝—高级氧化—膜”一体化处理技术。空气曝气先除臭，软化混凝再降硬，高级氧化斩草除根，膜技术把关兜底。这套组合拳处理后的出水，水质完全达到回用标准，配制成的新压裂液性能丝毫不减。
在四川盆地页岩气主战场，这项技术已广泛推广，实现了水资源的循环利用，真正做到了“滴水不漏”。
向“泡排”攻坚，让废水达标排放。页岩气开采中后期，泡沫排水工艺会产生大量高有机物、高色度、高盐度的废水。常规工艺难以降解其中的COD和氨氮，极易出现排放超标风险。
西南油气田公司依托高氧化电位的羟基自由基，像精确制导导弹一样靶向降低泡排水中的核心污染物，辅以双膜法深度脱盐，最终使出水水质达到《污水综合排放标准》一级标准。这标志着我国在非常规油气田废水深度处理领域迈出了关键一步。
向“浮油”亮剑，让回收自动运行。在天然气开采现场，气田水池易积聚凝析油、润滑油等浮油。传统人工打捞不仅效率低、风险高，而且难以彻底清除。
西南油气田公司自主研发的浮油自动回收装置，深度融合油水自动分离与自动控制技术，实现无人值守运行、远程实时监控。从“人工打捞”到“自动运维”的跨越，既是安全管理的升级，更是生产方式的变革。
随着一项项环保技术的落地应用，清洁开发正在从理念变为现实。但勘探开发的最终目的，是把资源高效采出来、送出去。这就需要在工程配套上系统发力，打通增储上产的每一个环节。

向潜能向系统
打通增储上产“梗阻点”

如果说勘探突破是“找米下锅”，那么工程配套就是“把米做成饭”。固井水泥环评价、采气工艺优化、井下工具研发、管道无损检测，西南油气田公司正用系统思维打通增储上产的每一处“梗阻”。
给水泥环做“CT”，让自愈合可量化。深层天然气井固井后，水泥环极易产生微裂缝引发环空带压。过去，无法在实验室真实模拟井下环境，更无法量化评价水泥环的自愈合能力。
西南油气田公司自主研发出高温高压水泥石自愈合评价装置，耐温达260摄氏度、耐压达200兆帕，结合流量监测与CT扫描技术，建立了自愈合响应速率、真实自愈合率等量化指标。这项成果填补了国内技术空白，为自愈合水泥浆体系的研发提供了“试金石”。
给柱塞装“大脑”，让采气更智能。柱塞工艺是页岩气排水采气的重要手段。传统模式是“一个控制器控制一口井”，井间协同能力弱、运行成本高。
西南油气田公司依托物联网系统，实时采集压力、流量等秒级数据，构建了平台井柱塞工艺协调优化智能决策模型，研制出“一对多”集中控制装置。目前，该技术已集成至采气工艺智能管理平台，在百余口页岩气井实现规模应用，工艺制度优化有效率达90%以上。
给工具做“减法”，让套变井可改造。深层页岩气开发中，套管变形缩径是常见难题。传统座封工具外径过大，无法通过缩径段；小规格工具推力又不足。
西南油气田公司研发的小直径桥塞座封工具，最大外径仅59毫米，采用四级活塞缸和长行程结构，实现240毫米有效座封行程、30吨最大机械拉力。这个小巧而强大的工具，填补了国内外技术空白，让原本无法改造的套变井重获新生。
给管道配“慧眼”，让隐患无处藏身。燃气用聚乙烯管道热熔焊接质量，长期以来缺乏有效的无损检测手段。传统方法只能靠外观检查和破坏性抽样，主观性强、覆盖面有限。
西南油气田公司自主研发的太赫兹无损检测设备，可识别直径0.9毫米以上的微小气孔缺陷，有效检测夹渣、未焊透等多种内部缺陷。这项技术在四川华油燃气工程现场首次成功应用，为非金属管道施工质量监督提供了全新技术手段。
正是这些看似“细枝末节”的工程技术创新，构成了油气田高效开发的坚实底座。

“地狱级”的深地挑战、“滴水不漏”的绿色答卷、“穿针引线”的系统突破，每一次“从有到优”的跨越，都是对“卡脖子”难题的有力回击。
未来，西南油气田公司将向深地进军、向绿色转型、向智能跨越，在保障国家能源安全的新征程上，奋力谱写高水平科技自立自强的时代华章，为国贡献更多油气力量。

作者：彭刚