首个“页岩油气富集机理与高效开发”全国重点实验室和“济阳页岩油勘探开发试验示范基地”授牌；牵头承担的三个国家科技重大专项立项成功；“稠油多元热复合驱技术规范”获国际标准化组织(ISO)立项……

  “十四五”以来，胜利油田实施各类科研攻关项目1800余个，老油田提高采收率、页岩油、CCUS（碳捕集、利用与封存）等理论技术不停地改进革新突破。胜利油田快速推进科技成果转化为现实生产力，以科学技术创新强力支撑高效勘探、效益开发。

  济阳陆相断陷盆地页岩油勘探开发关键技术有力支撑页岩油规模效益开发，储量、产量实现跨越式增长，提前一年实现示范区产量目标；化学驱大幅度提高采收率技术为老油田效益开发蹚出新路，近3年覆盖地质储量1.2亿吨，增加可采储量1594万吨，提高采收率13.7个百分点……

  在《胜利油田“十四五”科学技术创新发展规划》（简称《规划》）中，“十四五”期间，胜利油田面临的技术难题和需求、发展思路、发展目标等内容十分清晰，梳理出10项基础理论研究、60项关键技术攻关、20项集成配套推广、6项前瞻储备技术，“怎么干，干到什么程度，如何保障”，每项技术都十分明确。此外，《规划》还制定了“中期（2035年）发展的潜在能力及远大目标规划”和“百年（2061年）胜利发展的潜在能力及远大目标规划”。

  围绕这个方向，胜利油田搭建了科技项目管理一体化系统，形成了从立项、运行、奖励到后评价的全链条闭合管理，建立了项目和专利跟踪评价标准；搭建了科技成果转化应用平台，探索科技成果转化激励路径和收益分配机制，快速推进科技成果转化为现实生产力。

  海上，CB251GA-P6井日产油123吨，刷新了海上单井日产纪录；陆上，丰页1-10HF井钻井施工从180天压缩到19天，创国内陆相页岩油水平井钻井施工最快纪录。

  胜利油田科技管理部经理张雷认为，科学技术创新不是一个部门的事，要开放合作、协同创新，从基础前瞻、技术攻关、集成应用等多重维度推进 “一体化”攻关。

  胜利油田围绕东部滩坝砂、砂砾岩、浊积岩及西部深层致密油藏储量的有效动用，开展地震-地质-油藏-工程一体化多专业协同攻关，实现多类型数据共享应用、多专业方面技术互动综合、多参数模型实时更新、多工种作业协同决策，推进有效开发。

  依托国家项目等高等级重点项目设立项目群，建立“大兵团”联合攻关模式，跨单位、跨领域组建一体化联合攻关研究团队，统筹配置科研资源，集智聚力，推动重点项目关键核心技术攻关。

  同时，他们还实施“揭榜挂帅”攻关，针对11项“卡脖子”关键核心技术，广发“英雄帖”，与北京大学、清华大学等院校开展联合攻关，实现在关键技术上的快速突破。

  胜利油田实施项目管理一体化，打破原有的“技术条块分割、管理接力运行”模式，实现短流程、快决策、提效率、提效益；将科研项目分为国家、集团公司、油田、直属单位等四级，将主要资源向东部精细勘探、大幅度提升采收率、页岩油、CCUS、西部勘探开发等重大和重点项目倾斜。

  科研成果转化离不开研究院和生产单位的紧密结合，研究院和生产单位组成联合攻关项目群，联合开展低渗油藏地质工程一体化、准噶尔勘探开发、页岩油勘探开发等领域攻关研究与示范应用。

  胜利油田勘探开发研究院与开发单位搭建共研共享一体化平台，针对各个采油厂不一样的典型单元形成技术规范，快速实施推广，为采油厂增储上产提供强力支撑。

  胜利油田石油工程技术研究院打造技术支撑合作共赢平台，组织专家定期赴开发单位参与论证、对接方案、解决难题，最大限度缩短从样品到产品再到商品的转化周期。

  研究院“主动上门问诊”，开发单位主动提需求，共同解决“疑难杂症”，推进科研成果在解决生产难题中落地，转化为现实生产力。

  油田层面则抓好项目规模化推广实施，编制科技成果转化推广清单，跟踪评价项目成效。

  “项目验收不是结束，我们设立3~5年评估期，按年度评估，评估结果作为转化奖、滚动立项、优秀科学技术创新团队等申报依据。”相关工作人员介绍，“引导科研人员从‘重成果’转向‘重转化’。”

  在激励机制建设方面，胜利油田逐渐完备以价值为导向的多元化激励机制，重视对前瞻基础性研究的奖励，设立基础前瞻和重大成果奖；侧重对直接研发人员进行精准激励，主要贡献人员的奖金比例不低于奖励总额的70%，科学技术创新生态活力迸发。

  前不久，江汉油田在钟112-斜31井完井施工全套工艺流程中顺利完成第二代数码滑套入井试验，节省了成本、减少了工序。这是数码滑套完井技术从室内走向现场的又一进步，目前该技术已获得4项发明专利，两项实用新型专利获国家授权。

  科技创新是推动高水平发展的核心动力。如何将科技成果快速转化为生产一线的实际应用，是油气田企业面临的共同课题。江汉油田通过精准攻关、加速转化、搭建平台等一系列举措，让科技成果转化驶上“快车道”。2024年以来，江汉油田35项创新成果在现场实施，增产降本增效效果良好，助推企业高水平发展持续推进。

  “集气站压缩机故障停机率由之前的0.5%降至0.05%，平均每月可减少页岩气量损失360万立方米，目前已申请发明专利。”近日，涪陵页岩气公司“天然气往复式压缩机升级优化研究”项目负责人姜干说。

  压缩机是气田增压开采的主要设备，如果出现故障对气井生产影响较大。在了解一线需求后，姜干和团队开展攻关，对压缩机来优化升级，降低了现场故障率，提高了设备的运行效率。

  科学技术创新来自生产需求，成果回到一线发挥作用。坚持以生产需求为导向，江汉油田针对页岩气提高采收率、江汉和八面河碳酸盐岩勘探开发等重点工作，建立常态化的科技创新需求征集机制，通过调研、合理化建议等多种方式，进一步探索生产一线的实际的需求，精准识别技术“痛点”。

  摸清“痛点”“堵点”后，江汉油田以“揭榜挂帅”、项目运行等方式，将生产需求与科研团队的攻关方向紧密结合，实现精准攻关，加速科技成果转化应用，真正的完成科研服务生产的目标。

  3月1日，焦石坝区块焦页17-Z1HF井以二开钻井周期4.58天、机械钻速30.6米/时创下该区块瘦身Ⅰ型井两项施工新纪录。“瘦身井”是指在保证安全成井的前提下，通过优化钻井设计，科学缩小各开次井眼及套管尺寸，来提升钻井速度、节约材料成本。

  近年来，江汉油田科研人员持续攻关，摸索出3套“瘦身井”井身结构，已成功应用240口井。该技术的推广，助力气田钻井周期从最初的90天左右缩短为现在的30多天，年均源头缩减钻井费用3.15亿元，充足表现了科技成果的生命力和价值。

  江汉油田以成果落地检验创新价值，打通了成果征集、成果评价、现场应用等环节的堵点。通过建立完善的成果转化机制，该油田加速形成了一批具有独立自主知识产权的优秀创新成果，并将其充分应用于生产一线，真正将科技成果转化为“真金白银”。

  “过去注水管线清洗要做好几台车的计划，施工时间长，投入成本高。现在有了这家伙，两个小时就轻松处理问题了。”江汉采油厂王场采油管理区王东一站副站长魏勇对新使用的注水管线清洗收发球装置赞不绝口。此装置是张义铁创新工作室联盟新推出的创新成果，已经推广应用70多套。

  无独有偶，张义铁创新工作室联盟的15项创新成果都成功打开“销路”，其中，膨胀式驴头销子解决了注水井水质配药难、污油池清污工作量大、压力罐出口管线堵塞等多个现场问题，预计创效248万元。

  近日，在江汉油田勘探开发研究院主办的2025年原油高效开发技术交流会上，来自上海石油化工研究院、胜利油田勘探开发研究院，以及中国地质大学（武汉）、长江大学等单位的专家齐聚一堂，围绕不一样油藏高效开发技术开展研讨。“近两年，我们与高等院校、科研院所合作交流的频次显著增加了。”该院相关负责人表示。

  创新不是“独角戏”，开放合作是推动高水平科技自立自强的关键。江汉油田以更加开放的思维和举措，携手高等院校、科研院所进行技术攻关，与兄弟单位做“一体化合作”，整合多方优势资源，形成了强大创新合力。

  开放合作在推动成果转化应用中作用逐渐凸显。油气产能建设管理中心技术专家部主任师易争利介绍，他们通过与胜利石油工程开展技术合作，快速迭代升级“四提”成果应用，推动复兴区块提速提产提效，钻井周期降至20天，水平一趟钻率提升至80%，单井EUR（评估的最终可采储量）提升53%；与西南石油大学联合攻关，加快全域支撑压裂工艺试验应用，在焦页34-Z4HF井开展全井段试验，单井EUR提升15.9%。

  近年来，全力建设“技术先导型”油田，深入实施创新发展的策略，围绕“卡脖子”难题出实招、求实效，以“产学研用”深层次地融合为路径，构建“基础研究-技术攻关-成果转化”的创新链条。2024年油田申请发明专利170项，获省部级科学技术进步奖13项，推广成果转化示范项目15项，获得河南、四川两省科技进步一等奖，走出了一条科技赋能、创新驱动的转型之路。

  “原油含水率是油井生产管理与评价的一项重要指标，对及时掌握油井生产动态、实施油藏开发措施等均具备极其重大意义，”自动化控制技术专业专家田芳勇说，“当前，原油含水率的测量方法主要有离线测量和在线测量两大类，存在周期长、效率低、成本高等弊端。”

  耗时3年进行技术攻关，研发出覆盖量程0~100%、经济适用的含水率自动监测装置，经过现场试验、调试改造、技术升级等一系列操作，已批量化生产、推广，一举实现了井口产液含水率在线全量程的准确测量。

  面对老油田资源递减、复杂油气藏开采技术不足等挑战，将目光锁定在核心技术的突破上，以“科技强企”破局。

  东濮老区开发近50年，受断块破碎、盐层发育等多方面因素影响，井况问题较为突出，存量故障井率最高达32.2%，严重破坏了井网基础，影响油田的效益开发。为此，自主研发油水井高效修井技术，创新应用低成本解卡打捞、多级防卡整形等技术，平均单井缩短施工周期7天，年减少大修井数量达30口，修井成功率保持在95%以上。该技术不仅获河南省科技进步奖，更被列入中国石化重点推广目录，为夯实油田稳产基础提供了技术支持。

  在智能装备领域，瞄准修井作业效率瓶颈，成功研发了“智能液压举升装置”。

  以往，在传统的修井过程中，遇到油管或套管卡住的情况，往往需要强大的力量来实现解卡，而现有的小修修井设备负荷能力有限，大修修井设备则施工操作不便。

  “该装置1600千牛的举升能力填补了中国石化井下作业行业内技术空白，首次应用于濮1-318井即实现高效解卡，将复杂井修井周期缩短75%，成为开拓外部作业市场的 ‘硬支撑’。”采油气工程服务中心工程技术探讨研究中心经理柴志刚介绍。

  深谙协同创新之道，与中国石化石油勘探开发研究院、中国石油大学（北京）等17家研究院所及高校签订战略合作协议，组建“矩阵式大兵团”攻关团队。

  矩阵式大兵团技术攻关模式是一种以系统化组织、跨学科协同、资源高效整合为核心的科学技术创新机制，旨在破解复杂油气开发中的技术难题。

  组织架构上，纵向分层，以勘探开发、工程技术、新能源等七大领域为纵轴，设置学科团队，聚焦关键节点攻关；横向联动，按基础研究、技术攻关、现场试验三阶段布局，联合高校、研究院所集智攻关，形成“产学研用”一体化链条。

  合作方式上，采用“科研+专业化+生产”技术合作模式，一体统筹油田内部资源协同，以工程院为主体，组织联合采油气、地面工程抢维修等专业化单位分别与采油厂、储气库管理中心签订技术合作协议，油气生产单位“出题目”、选区块、提需求，科研单位负责研发、方案、质控和技术指导，专业化单位发挥人力、装备、能力优势优化组织实施，全生命周期、全业务链条协同转化迈出坚实步伐。

  科技成果若不能落地，便是“空中楼阁”，创新构建技术成果转化机制。

  在前端孵化上，设立“创新成果孵化基地”，健全成果孵化平台，统筹油田内部实验资源，推进石油地质实验中心、石油工程实验中心、油田质检机构、现场实验室联动融合，打通“应用研究-小试开发-中试应用-市场推广”全流程创新链关键环节；在中端推广过程中，设立七大领域成果转化示范项目，优选特色技术示范区块，明确油田机关牵头部门，技术实施单位与成果落地单位联动推进，促进技术迭代、工艺改进和产品升级；在后端迭代上，建立“回头看”机制，跟踪成果应用，结合实际应用情况组织研发人员与技术部门进行联合优化，将技术成果进行迭代升级。

  未来，油田将继续深化“产学研用”协同，加速绿色低碳技术突破，取得更多“从0到1”的原创成果。

  胡心玲：江汉油田始终以“科研生产一体化”为主线打通成果转化链条。第一，一体化协同攻关，汇聚区域科技优势资源，建立常态化交流机制，针对生产难点集合最优力量，开展一体化攻关；第二，推行全链条项目管理，针对生产难题，设立多个“厂院联合”攻关项目，从研发、试验到产品落地，实行一体化管理，确保生产难题得到一定效果解决；第三，引导科研聚焦价值创造，极大调动了科研人员聚焦市场价值的积极性。

  刘晓敏：为加快科技成果转化，让技术不仅“落在纸上”，而且回归应用现场，一直探索科技成果梯度转化新机制，强化以成果落地为核心的产学研合作机制，常态化开展“博士+专家”一线行活动，对接研发需求和成果推介，实施“首台套、示范区、规模应用”连续转化路径，对首台套成果实施全额补贴，并依据技术成熟度和经济适配性建立成果转化示范区，促进优质成果规模化、效益化转化，扭转了科研攻关“前端高投入、后端低产出”的被动局面。

  胡心玲：第一，完善科学技术成果评价体系。构建完善科学的量化评价体系，量化评价科技成果的创新程度、难易程度、行业影响力，精准考量成果投入生产后带来的收益增长、成本降低等指标，引导科研立项与成果转化潜力挂钩，提升成果的市场适配性。

  第二，设立新技术推广项目。对应用前景广阔的新技术，给予资金支持，推动新技术的现场试验和技术配套研究，验证并完善技术应用效果。

  第三，持续推进科研生产一体化。加强完善科研生产一体化管理机制，从需求端发力，推动“需求-研发-应用”闭环，加快研究成果转化进度。

  刘晓敏：加大供需对接和资源投入力度，定期梳理科技成果清单，开展研发需求对接和成果推介，促进科技成果在科研单位、生产单位、专业化单位之间快速流通循环和迭代；加大成果转化和推广应用力度，开展好集团公司“双链”融合项目，抓好首台套（首批次）转化，加快示范区建设，推进规模化应用；固化概念验证、小试放大、中试转化流程，提升产品成熟度、适配性，加速扩大成熟技术和产品覆盖面；加大政策配套与支持保障力度，健全成果转化服务保障机制，强化研发经费支持，加强多部门、多单位、多专业联动，提高选井、选区精准度，合力推进科技成果快转化、见效果。

上一篇文章

返回列表