北京
现场验证：标杆井应用成效显著
近期江苏油田采油一厂花 40 侧 HF 井通过新工艺治理，产量止跌回升。该厂页岩油地质工程一体化团队落地自喷机采一体化技术，顺利解决油井压力波动、产能下滑难题，充分验证该套工艺适配本地页岩油井长效生产，为规模化低成本开发开辟全新技术路线。
传统开采多重核心制约
苏北页岩油储层以纳米级微孔为主，必须依靠体积压裂造缝才能实现原油动用。长期开采后地层能量持续衰减，人工裂缝闭合、流体渗流阻力大幅上涨；同时地层压降带来井筒降温，结蜡卡堵故障频发，稳产难度持续加大。传统开采模式将自喷、机采分为两套独立管柱体系，自喷产能衰减后需起出全部油管重新配套，停工施工耗费大量物料与人工，严重制约连续采油节奏。
一体化工艺创新逻辑
技术团队深挖井筒流体流动规律，发现油井中后期压力下降、含气量提升后具备平稳举升条件，由此研发一套可适配双生产阶段的一体化管柱工艺。依托单井生产历史曲线预判能量衰减节奏，精准匹配泵型、管串结构与下入深度，联合地质、工程多专业开展推演模拟，提前预判并化解各类井下风险。工艺原理参照导流控流思路，通过收窄液流通道，约束气体无序窜动，保障液体匀速稳定产出。
规模化应用效益突出
该工艺核心优势为自喷转机采无需起下油管、不用停井作业，实现生产无缝衔接。目前厂区已有 12 口页岩油井批量推广，累计延长自喷周期 1592 天，整体增油 3 万吨，单井井下作业投入明显下降，兼顾稳产、增产、降本三重价值。
CSGS观点
江苏油田自喷机采一体化举升工艺打通页岩油分阶段开采痛点，依靠单套管柱适配全生命周期生产，大幅减少修井停工与物料消耗，形成可复制的页岩油低成本规模化开发成套技术方案。
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