随着中国陆上油气资源品位呈劣质化趋势，主力老油田普遍进入特高含水期，油气田进入深度精细开发的新阶段，数字化转型和智能化发展成为必然选择。本文分析了国际智能油田技术发展现状与趋势、中国陆上油气田生产数字化建设现状与智能化探索进展。指出中国未来智能油气田应着力构筑全新的智能油气生产生态，提升复杂工况油气生产全流域的智能化水平，发展油藏注采注入端和采出端自动匹配的油藏-工程一体化生产技术，发展先进智能完井技术及智能协同调控系统，实现复杂油藏生产由“滞后调控”向“实时优化”转变。

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        智能油田建设旨在油气生产领域重点建立全面感知、自动控制、智能预测、优化决策的生产技术管理体系，将先进信息技术与传统油气生产业务深度融合，持续推动数字化转型和智能化发展，以驱动油气产业高质量发展。国外在智能完井方面已经形成了较为先进的液压控制、电动控制、电液一体化控制、无线信号传输控制等技术，但智能完井系统复杂、施工难度大、投资成本高，仅适合高产井。国际各大石油公司正在快速推动智能化技术在油气生产领域的应用与实践，虽然个别新技术有所突破，但是总体上还处在探索方向、技术准备的阶段。虽然与国外石油公司相比，中国智能油田建设起步较晚，但进步快、成效大。在创新发展理念的指引下，中国各大石油公司正在大力实施陆上油气田油气生产领域的数字化转型。

        中国陆上油气田生产数字化转型与智能化探索也取得了一定进展。建设了面向生产操作过程的油气生产物联网系统，并实现在中国陆上油气田的全覆盖。搭建了规范、统一的油气生产管理平台，通过传感、通信网络、先进计算等技术组合，对油气水井、计量间、油气站库等生产对象进行了全面的感知，生产数据、设备状态信息在生产指挥中心及生产控制中心的集中管理和控制，有效地支持了油气生产过程管理。

        中国重点开展了基于液压控制和电动控制的分层注采的智能化技术试验；开展了“多能互补”微电网的注采井筒与地面协同运行研究及实践；探索了基于数字孪生的注采单元生产优化调控技术，形成了多种类型的分层注采智能控制技术。在单项技术方面，其水平与国外技术已经较为接近，但在井下信号传输和智能测控方面还需要进行攻关研究。“抽油机井群错峰间抽调度”与“多能互补”协同自适应控制技术在中国石油长庆油田成功应用，填补了国内外“风-光-电”微电网抽油机井群生产协同优化技术的空白，为推进油田生产智能化、降本增效、绿色低碳提供了注采生产系统创新性理论和领先的技术支持。

        中国未来智能油气生产技术将着力拓展油气生产全产业链物联化，丰富分层注采实时监测、诊断预警、优化决策、智能控制技术系列，提升复杂工况的油气生产全流域的智能化水平；发展注采注入端和采出端自动匹配的油藏-工程一体化智能生产系统；发展先进的液压控制、全电动控制、电液一体化控制、无线传输控制等智能完井技术及智能协同调控系统，实现复杂油藏生产由“滞后调控”向“实时优化”转变。

1.国际数字化油气田技术发展现状

        分层注采技术是油田高含水阶段解决层间和平面矛盾、充分开发中低渗透储集层、减少无效水循环、实现剩余油挖潜的重要技术手段。国外注采技术迅速发展，已经达到分层注采精细化智能化控制的水平。20世纪60年代Acro公司研制了可编程逻辑控制器（Programmable Logic Controller, PLC）控制注水泵；80年代后期英国石油公司开始使用自动化控制注水技术进行油田开发；90年代壳牌公司就开始利用智能完井技术开发油田。

        国外分层注水工艺相对简单，主要是分层注水完井工艺，配水主要采用井口流量调节器和井下流量调节器进行定量配水，一般不需要进行井下流量测试。国外分层采油技术以直井桥塞封堵技术、流入控制技术和智能完井技术为代表，主要应用于水平井和高产直井。近年来提出了新型的自适应调流控水技术，其核心部件是自适应流入控制装置（Adaptive Inflow Control Device, AICD）。AICD能够实现油、水、气比例的自动识别和阀门开度的自动调整，从而实现控水、控气和增油于一体的分层段开采。目前，FloSure AICD在全球的使用数量已超过4.2万个，广泛应用于北海、北美、中东、东南亚等地区。

        国外典型的智能完井系统目前有贝克休斯公司的InForce系统、哈里伯顿公司的SmartWell系统、Welldynamics公司的SCRAMS系统等，在世界各地的高产井中都有一定规模的应用，但智能完井系统复杂、施工难度大、投资成本高，仅适合高产井。国际各大石油公司，如壳牌、英国石油、沙特阿拉伯国家石油、挪威国家石油、斯伦贝谢、哈里伯顿等正在快速推动智能化技术在油气生产领域的应用实践，重点关注油气井实时远程监控、设备可靠性预警、油藏生产监测优化等领域，对各领域解决方案进行整合并实施，从个别智能化转向重点领域实现整体智能化，目的是提高油藏、油井、设施管理和生产运营效率。

        总之，国外油气公司虽然个别新技术有所突破，但是总体上还处在试探方向、技术准备的阶段，主要集中于日常生产技术的改进，尚未出现力度大、覆盖面广的系统动作，未出现更新换代的油气开发主体技术，未推出规模的、成熟的商业应用。

2.中国陆上油气田数字化建设进展与挑战

        中国智能油田建设与国外石油公司相比起步较晚，但进步快、成效大。近年来，中国石油工业正面临着石油资源品位劣质化、主力老油田进入特高含水期开发阶段等方面的严峻挑战，在创新发展理念的引导下，国内各大石油公司正在大力实施数字化转型。

2.1  建成了覆盖陆上油气田的生产物联网系统

        中国陆地油气田生产物联网建设经过了10多年的建设与发展，已经基本实现了数据采集感知、数据传输汇聚及数据应用等基础功能，完成了“云-端”架构的油气生产物联网系统建设，实现了物联网在油气生产业务链的全贯通。

        油气生产物联网系统的感知层与控制层由安装在油气水井、管网、站库等工艺流程上的各种感知设备和控制设备组成，从而实现对单井生产状态的全面感知和各种设备的自动控制；由无线传感网、专网和公网无线技术等组成的无线异构网络构成了系统的传输层，可实现数据的可靠传输；应用层则可实现包括生产动态实时监控、生产数据统计分析、生产工况实时诊断、生产趋势预测、生产参数智能优化、关键告警集中展现、生产调度指挥管理等功能。其中，物联网设备与网络管理系统的引入，可对各种感知设备和传输网络进行自身诊断和管理，而移动智能应用则可以实现诸如物联设备安装、运维的工单派发、工作上报、与物联网设备数据交互及应用等功能，使油气生产的管理更加数字化。

        随着油田智能化建设的深入，“云-端”架构难以满足实时性需求，需要在现场实现边缘快速计算和实时响应，为此提出了支持井场智能采集与作业区边缘计算的油气生产物联网系统新型架构，有效地协同了现场数据的分析决策从云端延伸到井站，实现了对油气生产过程的全面感知、可靠传输、智慧应用。

2.2  发展了精细化、智能化注采工艺技术

        面对中国油气资源品位呈劣质化趋势，主力老油田普遍进入特高含水期开发阶段，重点发展了精细化、智能化分层注采工艺技术，提高了油藏采收率和开发效益。

（1）建立了能够改善复杂储层均衡流入剖面的自适应调流控水完井方法和技术体系，提高了单井控制储量及采收率。井下智能分采分注提高采出程度15%，降低作业费50%；改善复杂储层均衡入流剖面的自适应调流控水完井技术可实现单井产能最大化，产能提高23%，油水井开井时率提高15.3%，采油成本节约15.5%。

（2）形成了以“边注边测边调”为技术内涵的第4代分层注水工艺，实现注入层段压力、流量等参数的在线监测与智能调控。分层注水井自适应在线测调决策控制技术在大庆油田、长庆油田获得规模应用，水井分层配注完成率提高了9.21个百分点。

（3）形成了“自喷分层配产”“机采井找堵水”“液压可调层”“智能分采”的技术系列，以预置电缆分层采油和振动波控制分层采油为代表的智能分采技术在油田有示范应用。

（4）形成了低压出水气藏的泡排、增压气举、柱塞气举等工艺系列及智能装备，在现场规模应用50余万井次、增产天然气近2×10¹⁰ m³，有效推动了天然气产量跨越式增长。

（5）创建了游梁式抽油井变速驱动优化模型及电-机-杆-泵互为边界条件的全耦合隐式迭代求解方法，发明了抽油机井柔性馈能控制装置，建立了抽油机井变速柔性驱动优化控制技术，有效提高油井生产的经济性和安全性。应用表明，抽油机井平均节电率为15.84%，扭矩峰值平均降低16.04%，系统效率提高7.88个百分点，完全消除了负扭矩和负发电。

（6）首创的“抽油机井群错峰间抽调度优化模型”和“多能互补微网生产协同控制技术”在中国石油长庆油田成功应用，并取得了较好的效果，填补了国内外“风-光-电”微网抽油机井群生产协同优化技术空白。抽油机井电机负载率由19%上升至30%，综合节能率达到了40.94%，在保证油井产量不降的前提下井均日节电超30 kW·h。