江汉油田工程院在“智能井”技术发明、方法创新、现场应用等方面努力探索，系列技术的应用使措施井平均含水下降18个百分点，节约污水处理成本和电费合计约33700万元，措施井累计增油93.6万吨，创效32.8亿元
中国石化新闻网讯 “在焦页64-2HF井，我们自主研发的新型智能柱塞排采技术运用成功，井下柱塞在该井连续三次顺利达到井口并被成功捕捉。”7月25日，江汉油田分公司高级专家陈建达介绍，这一技术的成功并非偶然，早在10年前江汉油田工程院就开始致力于井下智能控制技术的研究，目的已能解决油气田开发过程中出现的很多问题。”
江汉油田工程院紧密跟踪国际采油气技术发展的新趋势，在“智能井”技术发明、方法创新、现场应用等方面努力探索，目前，智能控制技术涵盖油、水、气井，形成了智能管柱排采、分层开采、压力实时无线监测、遥控配水等系列化智能开发技术，在油气田推广应用后，产生巨大的经济与社会效益。
截至6月份，智能控制技术共在现场应用744井次，应用场景范围遍及国内几乎所有油田及“三桶油”的部分海外区块。初步统计表明，系列技术的应用使措施井平均含水下降18个百分点，节约污水处理成本和电费合计约33700万元，措施井累计增油93.6万吨，创效32.8亿元，降本增效合计36.2亿元。
焦页61-6HF井是涪陵页岩气田乌江南区块的一口低产低压井，该井进入油管间开生产阶段后，产气、产水不断下降。该院对此井应用智能柱塞排采技术，措施工艺后，对比油管间开生产期间，柱塞生产期间的日均产气从1.04万方上升至2.43万方，日均产水从6.83方上升至16.17方，生产时率从47.7%上升至72.6%，气井生产状态得到明显改善。
柱塞排采技术可充分的利用气井自身能量排出井下积液，具有可维持气井稳定生产、提高气井采收率以及管理维护方便、投资较少的优点，是重要的气井排采手段。但是因页岩气井特殊的井筒结构特征，使得传统的柱塞排采技术在页岩气井存在下不去、上不来的问题，存在无法应用的瓶颈问题。
然而，随着涪陵气田的发展，部分气井已进入产量递减阶段，携液采气能力减弱，消除气井积液成了急需解决的难题。
该院根据气田不同发展阶段面临的不同问题，坚持问题导向和需求导向，成立页岩气排采工艺研究专项课题组，开展系统的排水采气技术攻关，一直在优化推广工艺技术。
针对中低产液气井，课题组发明了页岩气井智能柱塞排采装置，攻克了常规柱塞技术没办法在页岩气井应用的技术瓶颈，并创新形成了以常规弹块式组合柱塞、轻量化组合柱塞、可卸载组合柱塞、连续生产自动柱塞为主的页岩气井智能柱塞系列，研究的智能控制管理系统通过操作井口模块化流程，以控制柱塞在井内的运作时的状态，实现根据气井生产状况对柱塞运行进行智能优化调节，使气田排采有了真正意义上的智能载体，被总部专家鉴定为国际领先技术。
“这一技术不仅延长了气井生命周期，还可配合地面智能控制管理系统，进而实现井下工况自动检验测试和识别、远程人工干预和智能调参。”该院排采团队核心成员王大江解释。
目前，涪陵气田已应用智能柱塞排采技术的页岩气井，日均产气从2.06万方增加至2.48万方，增长了20.4%；日均产水从8.0方增加至10.0方，增长了25.0%。该技术的规模化推广应用，有效保障了涪陵页岩气田稳产。
潭70斜-4-6井是江汉采油厂2011年完钻的一口老井，由于最大井斜达到38°，层间矛盾大，传统动态监测手段难以实施，2018年底，通过开展智能分采工艺，该井日产油量由措施前的0.2m³提高到1.96m³，含水由97%降低至31%，增油降水效果非常明显，最大限度克服了层间干扰，为老区剩余油分布规律研究及产能方案落实提供了有力的技术支撑。
井下智能分层开采控制技术顾名思义，是指在油田分层开发过程中，利用智能AI技术实现无线控制的分层精细注水、分层找堵水、分层开采、分层测试的一体化工艺技术。
“该技术对于老油田实现稳油控水、节能降耗，化解层间矛盾，提高油田开发效果和水平起到良好的推动作用。”该院测试所副所长别香平介绍，老油井能否焕发青春，此技术作用十分重要。
基于这一认识，该院从2011年开始，集中力量加强基础和应用研究，充分的利用武汉高校科研资源，与知名大专院校、科研单位联合，攻克了关键技术。还面向全油田勘探开发，建立起了以武汉为中心，辐射涪陵、江汉、清河、坪北、荆州、建南等油气区的技术支撑6小时工作圈，重点对井下智能分层开采技术进行攻关。
江汉油田坪北经理部P18—P5—92井是一口低效井，投产了两个层位进行合采生产，产水率较高，出水层和主生产层不明晰。通过应用井下智能找堵水技术（井下智能分层开采技术之一），技术人员找出该井的高含水层并成功卡堵，产水率降低20%以上。
陵72斜-9井是一口具有10年历史的老井，含油层系多，出水层和主生产层不明晰，技术人员下入智能找堵水管柱后，分别对5个不同层位进行智能分段开采，找出该井主力生产层和需要封堵的高含水层段，并进行堵水分层开采生产，让这口因水淹被废弃了3年的长停井重新焕发青春。
此技术获得股份公司科学技术进步二等奖，整体技术达到国际领先水平， 发明的技术成果与目前现场使用的分采分注工艺相比，采用该发明的技术，每口井预期能节约40％的成本，按一口井平均实施工程的成本25万元计算，可节省10万元。若每年施工200口井，则可节省费用2000万元。若算上降水增油的间接效益，则其综合经济效益将更大。
在常规油气田开发中，常用的井下压力监测方法主要有钢丝测压、生产管柱带入存储式测试仪器监测、下入电缆或光纤实时监测、井口测量间接折算井下压力等方法，以上测试方法都会存在：数据不能覆盖整个生产的全部过程，测试数据时效性较差，管柱绑定电缆或光纤施工工序复杂，并且不能带压作业，线缆损坏风险大等问题。
是否有一种测试工艺，既能覆盖整个动态生产的全部过程，又能直接获取连续、准确、实时的井底动态压力，进而结合地面产气量及地面系统压力，进行产能动态评估；真实反映井下生产动态、地层能量递减及井下积水情况，为调整开采方案、优化提产排水方案提供了实时、完整及可靠的数据依据。”工程院测试所副所长王宇琦说。
井下压力实时无线监测技术，无需借助电缆，仅需将预置在井下的压力采集及无线发射系统采集的数据信号，通过无线方式实时传输至地面接收设施，为监测油、气、水井下压力数据及获取完整的试井数据提供了一种便捷、可靠的测试手段，弥补了我国在井下信号无线发射技术领域的空白。
同时，井下信号无线传输难度比卫星信号传输难度更大，堪比网络时代的“5G”技术，该技术的成功现场应用，为我国在井下智能工具的研发方面，提供了一种崭新的实时控制手段。
焦页199-4HF井于2018年8月11日下入井下压力无线米，截止目前，已在井下长期连续工作350余天，并仍在正常工作，利用生产动态分析软件对本阶段录取的井底流压数据及井口产量数据来进行生产动态分析，并获得了裂缝表皮、地层系数、总控制地质储量、平均裂缝导等参数，流能力及平均有效裂缝半长等地质参数。井下压力实时无线监测技术的应用对于气田动态调整、合理配产、产量预测等均有重要意义。
与此同时，该院研发的注水井无线遥控分层配水技术，已在江汉、吐哈、华北、辽河、中海油、胜利等油田现场试验54口井58井次，成功率100％。试验最大井深3319米，最大井斜42.148度，井口最高注水压力27MPa，最低注水压力3MPa。该技术的试验成功，使油田分层注水技术全方面提升到免投捞、任意遥控、智能化的水平，也使超深井、大斜度井及水平井开展分层注水工作成为可能。