石油工程研究院聚焦“稳油、增气、提效”三大目标，立足工程技术支撑保障科研单位职责定位，围绕增储上产“十大工程”工作部署，扎实做好工程技术服务支撑。截至9月，完成各类工程工艺设计1528井次，现场技术服务1273井次，完成原油产量8.06万吨，增油4.51万吨，减少原油损失1.65万吨，全力为油田公司夺油上产保驾护航。
紧盯油区生产需求，以落实上产职责为核心，提高夺油上产“贡献点”。该院牢固树立“一盘棋”思想，把建设单位生产面对的热点、难点问题作为科研攻关的目标，充分发挥一体化工程设计优势，点对点支撑建设单位夺油上产，聚焦关键工程技术难题，编制优质方案，制定工艺对策，靠前技术指导，确保技术支撑取得实效。院主要领导、主管领导多次带队与建设单位开展技术交流工作，落实专家对口支撑制度，切实发挥专家领衔、团队出征的技术优势，确保技术科研成果能够真正满足建设单位的实际需求。截至目前，累计开展厂院技术交流、现场调研90余场次，解决实际问题50余项，组建跨专业、跨学科联合团队，扎实开展7项“揭榜挂帅”项目的立项攻关，围绕现场技术难题，组织开展29项院级课题攻关。紧密结合油田公司工程技术市场化新形势，聚力核心关键技术攻关，锚定工程技术服务全过程，提升整体价值创造能力，大力提升科技创新能力和核心竞争能力。年初以来，该院承担和参与各级别项目及课题33项，申报各类省部级科技奖励10项，知识产权16项，获得专利授权21项，其中“复杂油气藏高效联作试油及配套技术”“复杂井优快高效钻完井技术研发与应用”两项成果荣获集团公司技术发明奖，“一种免钻双级注水泥装置”获得油田公司专利金奖，“压裂酸化增产增注技术创新团队”荣获油田公司科技创新示范团队称号。
深化生产技术对接，以落实“十大工程”为抓手，稳住夺油上产“基本点”。该院聚焦制约增储建产“十大工程”技术难题，瞄准先期注水-压裂引效、前置增能-压裂改造、水井增能-压裂提效三个方向，以“四好两低”为选井原则，选择剩余潜力好、能量保持好、邻井压裂效果好、固井质量好和地层含水低、导流能力低的油井作为压裂目标，在段六拨、小集等低渗区块实现效益开发，累计实施20井次，初期日增油213吨，累增油7486.3吨，较去年同期提高156%。牢固树立抓注水就是“控递减、增可采”的理念，实现分注井远程调控和生产动态数据实时监测，推动水驱开发向精细实时调整转变，实施分注73口，日增注1367立方米。聚焦实际井况，以多粒径组合、多屏障充填为主要做法，严格执行“防结垢、防漏失、防污染、防错位、防沉砂、防交混”等精细过程质量管控措施，今年以来累计实施45井次，恢复日产能力122.4吨。针对埕海油田电泵井结垢特点，该院使用低成本快捷酸洗除垢工艺，措施后初期日增油11.4吨，日增气3722立方米，解决油水井结垢造成的停产、泵效低、作业过程遇阻等问题。深化推动潜山区带规模增储和千米桥等已发现规模气藏效益升级动用，研究形成了大港油田高温碳酸盐岩储层改造模式，千16-16井酸压后初期日产油14.62吨，日产气2.04万立方米；通过前期措施工艺适应性分析，结合勘探与生产分公司、北京勘探开发研究院、油田公司多次评审意见，高质量完成千探1井、千探2井措施改造方案。围绕常规措施增产工程，加大特色堵水技术规模应用，完成堵水施工20口井，累计增油5107吨。
充分发挥专业优势，以落实成果转化为目标，找准夺油上产“发力点”。该院统筹推进优势特色技术及关键配套技术应用，加速科技成果转化，快速解决生产技术难题，实现全方位、全成本、全过程降本增效，积极打造合作双赢的利益共同体。围绕沧东、歧口页岩油，完成官页5号平台等8口井压裂方案及2023年页岩油整体开发压裂方案，助力页岩油效益勘探开发。针对大港枣园/王官屯压舱石示范工程，完成枣园和王官屯油田停产停注井潜力摸排，编制潜力老井措施改造方案。聚焦影响钻井提质增效的突出问题，制定控减成本5条核心做法，配套18条设计优化举措。年初以来，该院累计完成钻井工程设计301井次，井眼轨迹可行性方案论证775井次，累计节约进尺3662立米米，降低综合成本2397万元；推广一趟管柱分层联作、试油三联作、射采联作等技术26井次，减少施工工序128道，平均缩短试油周期5.3天，节约试油费用860万元；研发形成系列低成本高效压裂液体系，优化压裂支撑剂及粒径组合技术，累计节约压裂综合成本338万元，其中海水基压裂液助力唐东地区高效增储建产，应用5口井，成功率100%，节约压裂液费用100万，压前无自然产能，压后自喷生产，日产油25.2-123.4立方米，平均日产油56.8立方米，压裂效果显著。开展精细化地层四项压力预测研究，形成潜山超深井钻井设计与提速配套技术，千探1井全井平均机械钻速提高61.26%，钻井周期缩短40.4%，千探2井全井平均机械钻速提高131.4%，钻井周期缩短48.1%；秉承“减损就是增产”的理念，集中多专业优势力量，从钻井、试油、修井三个阶段分析储层潜在损害因素，形成全过程油层保护技术体系，已在现场推广各类油层保护技术356井次，维护井平均恢复周期2.7天，恢复率99%，阶段减损10000吨。 （尹顺利）