第四节 油田开发技术
第四节 油田开发技术
一、储层地质研究与油藏描述技术
（一）细分沉积相研究
1985年，进一步编制完善《河流—三角洲沉积相的油层对比方法》，形成从沉积成因入手，依据各类储层的静态非均质特征及其在注水开发中的油水运动特点，遵循“动静结合”的研究思路，将大量测井曲线所反映出来的油层沉积层序、特征形态等，作为剖析单砂体、细分沉积相的研究方法。采用这一方法，将油田所在的陆相湖盆河流—三角洲相沉积进一步细分为叶状三角洲、鸟足状三角洲、席状三角洲三种沉积模式，并按其成因大致分为5类10种砂体：曲流河道砂体（点砂坝、废弃河道砂），分流河道砂体（曲流河点砂坝、顺直分流河道砂），三角洲前缘砂体（河口砂坝、内前缘席状砂、外前缘席状砂、残留水下河道砂），河间席状砂体等，进而科学地指导了油田开发设计以及调整挖潜对象的优选工作。同时在油藏特征的研究方面，深化了对储层微观非均质性的认识。在此基础上，1988年，表外储层地质特征研究和表外储层开发试验开始实施。1991年，确定表外储层及薄差油层作为二次加密调整对象。此项研究到至此告一段落。
（二）精细地质研究
1993年，喇嘛甸、萨尔图、杏树岗（以下简称喇、萨、杏）油田经过开发层系细分调整和二次加密调整后的井网密度达到每平方千米布井30口以上，井距缩小到150～200米；新开展的密井网试验区井距仅100～120米。为弄清剩余油分布状况，以便有针对性地实施油田开发调整，开始对沉积微相特征进行精细鉴别，细分沉积单元，由大到小、由粗到细，逐步解剖砂体的几何形态及其内部结构，精细构建储层地质模型，系统描述储层非均质体系。到20世纪90年代中后期，采用层次分析和模式预测描述法，形成一套“系统描述非均质体系、建立精细地质模型”的储层精细描述方法，纵向上可将油层细分到单砂体或沉积单元，平面上可细分出沉积微相，详细辨认砂体的内部建筑结构。
20世纪90年代后期，在喇、萨、杏油田和长垣南部油田全面进行典型区块解剖，建立三维相控地质模型，指导油田调整挖潜。2000年后，在外围油田继续应用并发展细分储层沉积单元和沉积微相研究技术，开展精细地质构造研究，重点实施储层应力敏感性研究，强化裂缝、地应力研究，构建裂缝分布模型，形成应用井震结合的三维地质建模技术。
2002年，通过厚油层层内非均质研究，探索层内高渗透大孔道的识别描述方法，建立起注入水低效或无效循环层的判别标准，形成低效或无效循环层系列描述方法，对控制低效和无效循环层系列描述方法，对控制低效和无效环及提高油田开发效益提供了保证。2005年，针对厚油层挖潜，发展了曲流河型砂体分层次描述技术，形成了以单一河道划分、点坝砂体识别及以侧积夹层描述为核心的内部建筑结构表征技术，同时，探索厚油层层内建模及数模一体化技术。
二、注采及堵水工艺技术
实施早期内部注水，保持油层能量开采，是大庆油田开发一直遵循的一项基本原则。油田注水开发是一项系列工程，即二次采油（包括人工注水、注气）技术。水源的水经过除铁、脱氧、杀菌、清除杂质等处理过程，达到不同油层的水质标准要求，进入注水站，经高压注水泵送往配水间，再按地质方案要求向各注水井分配水量，最后通过注水井配水管柱向油层注水，其过程包括供水（水源）、注水泵输水、试注试配、分层测试、调试调整和污水处理回注等多个环节。
（一）分层注水工艺技术
20世纪80年代，针对注水井套管损坏井段数逐年增多的问题，大庆石油管理局研究应用了小直径分层注水工艺，它包括小直径偏心管柱、655—3分层管柱和过加固管配水管柱。这些小直径分层配水管柱一般可下2～3级封隔器，分注层段3～4个，下井一次成功率达90％，工作寿命17个月以上。到1991年底，已在160多口套变注水井中使用，平均单井口恢复注水200立方米左右，改善了分层注水状况。1996年开始，针对在薄油层、薄隔层条件下细分注水，缩短分层注水管柱卡距，研发液力投捞分层控制注水工艺技术。其技术关键是改变了分层配水器的结构、投捞及测试方法。1996～1997年，利用这项工艺技术，在大庆、辽河及二连油田共施工近60口井，成功率达90％以上。
1998年，研制同心集成式细分注水技术。该技术是用封隔器将全井分成几个层段，配水器位于相应的封隔器中，1个同心集成式配水器可同时对两个层段进行分层注水，1～2个同心集成式配水器可实现2～4个层段的分层注水。当年推广54口井，最小卡距2.9米。2001～2005年，累计完成407井次，每口井平均分层测试，调配时间由7小时缩短到1.5小时，配注误差率由9.4％降低到6.4％。该技术适用于不出砂、水质好的4层段以内分层注水井，尤其适合新开发区块。
大庆油田进入高含水后期，针对高含水层段内非均质仍然存在，特别是在低渗透薄互层和厚油层条件下，分层管柱无法把其中的特高含水部位或强水淹部位单独分隔开来，致使层间和层内矛盾更加突出的问题，研发注水井化学调剂工艺技术。该工艺技术包括聚乙烯醇选择性控制注水技术、体膨型聚合物调剖技术和复合调剖剂的长有效期调剖技术。体膨型聚合物调剖技术已试验应用103口井，启动压力平均上升1.5～2.0兆帕，有效期180天以上，平均单井日降水150立方米，工业成功率95.6％。复合调剖剂的长有效期调剖技术，截至2000年11月，应用52口井，平均单井日降水50立方米，调剖后压力上升1.5～2.0兆帕，封堵成功率达95.6％，平均有效期达13个月。
2001～2005年，针对注水井数逐年增多，层段划分越来越细，注水井测调工作量日益加大，研发高效测调联动分层注水工艺技术，包括油田采油三厂研制的注水井存储式自动调测技术，以及采油四厂研制的注水井直读式自动测调技术。2005年配备了3套测调联动测试设备，共测试164口井，212井次。联动测试班组每月测试13.5井次，比常规测试的班组6.3井次提高1.14倍。
2002年，大庆油田有限责任公司王德民、程杰成、吴军政、瘳广志等在原有偏心分层注采技术的基础上，研发出桥式偏心分层注水测试配套技术。通过偏心主体的创新设计和新型密封元件的应用，解决了在主通道工作时密封段绝对密封和密封体运行到分流孔附近时不节流两个极端的矛盾，实现分层注入量直接测试等技术要求。可满足7层段以内的分层注水要求，适应最小卡距5米以上。封隔器压差15兆帕，工作温度70℃，管柱施工成功率达到100％。在以后的5年间，其推广应用765口井，其中大庆油田的各采油厂或公司应用726口井，国内外其他油田应用39口井。2003年该技术获国家技术发明奖二等奖。
（二）机械堵水工艺技术
1986年，大庆石油管理局开始推广应用平衡管柱和整体管柱的机械堵水技术。1988年，研制可钻式封隔器及插入管柱。它包括13种井下工具，下入不同工具组合的插入管柱可进行调整开采层系、机采井封堵高含水层、代替水泥塞、分层酸化及压裂。该工艺下井成功率95％，使用寿命10年以上，1988年开始在大庆油田广泛应用。
20世纪80年代，油井自喷开采转为机械采油，相应发展了机械采油条件下的分层注水。经多年研究，1991年形成了平衡堵水丢手管柱、不压井平衡式丢手堵水管柱、卡瓦悬挂式堵水管柱、可钻式或253型堵水管柱四大类32种机械堵水管柱。其中平衡式堵水管柱已发展成14种结构方式，据应用的24口井统计，施工成功率达85％，平均使用寿命在2年以上；可钻式封隔器插入丢手堵水管柱，具有对油井堵水或改造等多种功能，其封隔器的工作压差达100兆帕，工作温度达150℃，是任何可取式封隔器不可比拟的。
1993～1994年，研制推广适应不同油井初水状况的可调式机堵管柱、滑套式可调多层堵水管柱和液压式双层可调堵水管柱。
1996～1997年，开发悬挂式细分机械堵水技术，并于1997年开始应用；开发侧钻定向井机械堵水技术，并于1999年开始应用；开发卡瓦支撑细分堵水技术，使卡距缩小至2.5米或1米左右。
（三）化学堵水工艺技术
20世纪80年代，大庆油田在发展机械采油条件下分层堵水工艺技术的同时，发展化学堵水技术，主要形成水玻璃加氯化钙双液法和单液法两大类化学堵水技术，1987～1989年推广应用，共施工62井次；还开展平衡法化学堵水工艺技术现场试验，以适应薄夹层或物性变差的厚油层底部或上部高含水部位进行堵水的需要，到1987年，共施工21井次21层次，堵水成功率100％，保护平衡层的成功率72.2％，平均单井日降水91立方米。
1991年，开发适用于砂岩油层高含水层段的氰凝堵水及封窜技术，它适用于直径140、168、178毫米的套管，到2000年已推广应用110多口井。1993年，研制适用于解决厚层封堵问题的高聚物单液法化学堵水工艺技术，到1996年共推广62口井，一次封堵成功率达90％，有效期2年以上。1997年，针对油田开发后期层系调整和三次采油的需要，研制高强度浅封堵（窜）工艺技术。它既可用于封堵射孔炮眼和封窜，又可用于人工裂缝和厚油层，承压能力达10兆帕。截至2005年底，已现场试验5口井7井次，封堵成功率100％。
同年，研发朝阳沟油田油井防蜡降粘工艺技术。它包括CY－II型清防蜡剂技术和抽油井不压油层热洗管柱技术。CY－II清防蜡剂，当加药的体积分数为5／万时，降粘率为30％～40％，凝固点下降幅度为13℃，防蜡率15.4％，年推广600多口井；抽油层不压油层热洗管柱技术推广应用40口井，封隔器密封良好，洗井液不进油层、不伤害油层。1993年，在榆树林油田使用“榆树林油田低产能油井磁防蜡降粘技术”。1994年开始在外围油田应用“油基清防蜡剂及工艺”，推广近1 000口井次，并在老区的二次加密和三次加密井应用，使油井的抽油井电流下降，载荷降低，定期加药还可避免热洗。1995年开始推广油井法化学防蜡降粘及配套技术，包括水溶性防蜡降粘剂和油溶性防蜡降粘剂两种防蜡降粘剂，在全油田共应用3 620口井，其中水溶性1 024口，油溶性2 596口。
1999年，以两性离子聚合物为堵剂、单体丙烯酰胺为封口剂的细分化学堵水试验取得成功。2001～2005年，聚丙烯酰胺选择性化学堵水技术试验、注氮气泡沫控制水窜技术现场试验取得成功，并开始推广应用 。
三、机械采油工艺技术
随着大庆油田含水上升，井筒的阻力明显增加，自喷采油压差也将随之减小，不利于保持油田稳产。因而在全油田进入高含水期后，要大幅度提高油田产液量，就需要放大生产压差，降低井底流压。为此，从1981年开始油田的开采方式逐步由自喷开采全面转为机械采油。
（一）小排量螺杆泵举升配套工艺技术
螺杆泵作为一种机械采油设备，具有其他抽油设备所不能替代的优越性，适用于稠油、含砂和高含气井的开采，具有体积小、安装方便、无污染和能耗低等优点，提高油田经济效益。为大面积推广应用提供科学的依据，2001～2002年，大庆油田采油工程研究院（以下简称大庆采油工程院）经过2年的现场试验，研究出小排量螺杆泵举升配套工艺技术。该技术具有完善的地面设备配套，运行稳定性好；配有清防蜡配套、抽油杆防断脱配套工艺；并配有便携式扭矩测试仪，完善的泵况诊断配套技术；实现转子及井下配套工具重复利用，大幅度地降低了检泵费用。该技术解决了影响螺杆泵采油工艺发展的几个主要问题，为进一步完善螺杆泵采油工艺配套技术奠定了基础，推动了螺杆泵采油工艺技术的纵深发展，2004年获中国石油天然气集团公司科技进步奖二等奖。
（二）螺杆泵水力特性检测技术
“十五”期间，大庆采油工程院研究出螺杆泵水力特性检测技术。该技术适用于最大排量500立方米／天、最高扬程2 500米、最大扭矩2 000牛顿·米螺杆泵水力特性检验，实现了组装、拆卸机械化，转速、压力、温度自动控制，减轻了检测人员的劳动强度，提高了检验效率。系统能够对泄漏的检测介质进行收集回收，减少对工作环境的污染。年检测能力1 000台套，能够满足螺杆泵规模应用的要求，2005年获黑龙江省科学技术进步奖三等奖。
（三）螺杆泵采油配套技术
“十五”期间，大庆采油工程院王玉普、程杰成、王林、韩修廷研究出螺杆泵采油配套技术。该技术以化学、物理和数值3项模拟技术为基础，重点攻克了定子橡胶溶胀机理及溶胀特性规律、工作参数对螺杆泵工作特性影响规律、工况环境对螺杆泵工作特性影响规律、螺杆泵定转子合理匹配技术、螺杆泵定子橡胶温度场的有限元分析；使专用抽油杆无脱扣；驱动装置 “零”渗漏密，实现了螺杆泵结构参数优化设计、螺杆泵采油系统优化设计、抽油杆柱扶正优化3项优化设计技术。螺杆泵采油已成为大庆油田继抽油机和电动潜油泵之后的主要人工举升方式之一。与抽油机和电动潜油泵采油相比，可降低一次性投资20％以上、节电40％以上、降低维护费50％以上，经济效益明显，同时，可减少占地面积，利于环保，节约钢材，减轻电力负担，社会效益显著。2005年获国家科技进步奖二等奖。
（四）含聚合物抽油机井杆管偏磨治理技术
2001～2003年，大庆石油学院韩洪升等进行含聚合物抽油机井管偏磨的机理及防偏磨措施的试验研究。该项研究从理论上搞清了抽油机井杆管偏磨的机理；研制抽油杆柱系统受力测试方法和测试仪器；开发了杆柱轴向力、侧向力的测试仪器，通过大量的室内和现场测试掌握了抽油机井杆柱受力特点和规律，建立了柱塞加重、杆柱优化扶正和低磨阻泵等防偏磨配套技术。该技术应用于大庆油田8 341口井，有效地解决了含聚合物抽油机井杆管偏磨问题，2003年获中国石油天然气集团公司科技进步奖一等奖。
1986年以来，抽油机、电潜泵采油技术水平不断提高，螺杆泵采油技术迅速成熟完善，至2005年共有抽油机井4万多口，电泵和螺杆泵井各2 000多口，抽油机井利用率保持在95％以上，检泵周期达到714天；电潜泵井利用率保持在96.5％以上，检泵周期达1 189天；螺杆泵井利用率保持在94.2％，检泵周期达到513天，在油田生产中发挥了重要作用。
四、油层改造工艺技术
分层改造工艺是实现油田增产的一项重要措施，可改善中低渗透层的吸水能力和产能，调整层间矛盾、层内矛盾和平面矛盾，提高采油速度和最终采收率，尽可能地动用更多的储量。大庆油田低渗透层的储量占总储量的30％～50％，分层压裂改造对改善油田开发效果起到了重要的作用。
1987年，大庆石油管理局王德民、潘时景、周望等研发平衡限流法压裂工艺，以此为薄差油层以及表外储层的开采提供技术支持。1988年限流法压裂在薄油层开发中的应用获国家科技进步奖一等奖。
20世纪90年代，采油工程院研发薄隔层平衡限流法压裂及平衡孔封堵等10种技术。其中：大庆油田是一个多层系开发的油田，依据大庆油田长垣内部压裂裂缝形态是以水平为主的特点，1991年研制QYZ—2系列高强度转向剂，与分层压裂管柱配套使用。利用压开层吸液能力大的特点，压完一个层后，在较低的压力下挤入转向剂，封堵压开层的炮眼，迫使高压压裂液转向进入其他层，当泵压有明显上升时，启动其他泵车压裂第二层，然后封堵，再压裂逐次压开多层，从而实现了一井压多段，一段压多层的目的。该技术1992年获中国石油天然气股份公司科技进步奖二等奖；针对油田主力油层砂体部位已经高含水，压裂必须严格控制裂缝半径，防止油井含水过快地上升的问题，采油工程院开发了高砂比分层压裂技术和桥塞法压裂技术。高砂比分层压裂技术通过提高砂浆中尾砂浓度，产生短宽裂缝，从而可有效地提高裂缝的导流能力。压裂工艺管柱具有反洗冲砂解堵的功能，可避免砂比高、卡距内易存砂造成的砂堵现象，保证施工顺利进行。高砂比分层压裂技术现场试验了51口井，工艺成功率100％，平均单井含水下降5.75％，平均增油8.25吨／天，增油最多达到23吨／天。桥塞法压裂技术是针对三次加密井油层薄、分散、层间跨距可达100米以上，采用常规分层压裂管柱不能满足大卡距、低替挤施工要求的实际问题而开发来的。该技术上下封隔器之间没有管柱限制，可进行任意卡距的压裂，满足高砂比、低替挤、多层段压裂的要求，通过逐层上提的方式，一趟管柱能够压裂2～4个层段，管柱耐压50兆帕，耐温90℃。现场应用30口井，单井可压裂3个层段，尾砂替挤量1∶0.95。根据压裂后生产数据，桥塞压裂井产液强度比普通压裂井高23.8％。
大庆外围油田油水井井筒及近井地带结垢非常严重，共有结垢水井400多口，结垢油井1 010口，给油田生产带来了极大的危害，严重影响了外围油田的开发效果。如何保证油水井正常生产，有效地动用这些未动用储量，是外围油田要解决的首要问题，也是大庆油田稳产和实现可持续发展的关键。1998年，采油工程院研发外围油田油水井清防垢配套工艺技术。经过几年的研究与应用，分析了温度、压力、地层水矿化度等因素对油水井结垢的影响，找出了油水井的结垢机理及规律，确定了油水井井筒、地层结垢量预测方法。针对外围油田结垢特点研究出相应的油水井井筒、地层的清、防垢剂系列配方及配套施工工艺，该技术已成为维持外围油田正常生产的十分必要的措施，共推广应用840口井，创经济效益2.16亿元，取得了显著的经济效益和社会效益，2004年获黑龙江省科技进步奖二等奖。
大庆深层火山岩储层孕育着大量的天然气资源，是大庆油田公司今后勘探开发“以气补油”实现可持续发展的一个重要依托。2001～2005年，采油工程院研发徐家围子深气层增产改造工艺技术。该技术结合大庆探区深层火山岩复杂岩性特征，按微裂缝近井多发和储层内部多发，分别建立了“千层饼”和“仙人掌”物理和数学模型，由破裂机理延伸机理入手，围绕大幅度提高压裂改造成功率和压裂改造后天然气产量目标，形成了大庆独创的压裂施工风险预测技术、测试压裂参数快速解释技术和压裂主裂缝延伸控制技术，针对储层深层温度高，研制150℃、170℃、180℃压裂液。形成一整套系统研究火山岩复杂岩性储层压裂改造技术的方法，并以上述创新技术为核心构成了大庆独有的火山岩复杂岩性压裂增产改造工艺技术，有效地提高了压裂施工成功率，大幅度增加了单井产能。2005年黑龙江省科技进步奖一等奖。
同期，采油工程院研发海拉尔复杂岩性储层压裂增产技术。从理论上突破了对兴安岭群含凝灰质储层的认识，搞清了储层水力压裂早期砂堵的原因，开发了应用于兴安岭群含凝灰质储层的交联乳化压裂液技术，解决了储层水化泥化无法压裂的技术难题；形成了缩短低砂比段时间、延长中高砂比段时间的加砂模式，提高了储层的加砂强度；形成了降低布达特群储层裂缝滤失、封堵次生裂缝的现场控制技术，提高了储层施工成功率。2005年获中国石油和化学工业协会科技进步奖一等奖。
五、开发动态分析研究
（一）密闭取心检查井技术
钻井取心并进行分析化验，是确定油层含油、含水饱和度的最直接、最准确的办法。20世纪80年代初，推广应用密闭取心技术，先后在中区西部、北三区厚油层注水开发试验区及其他油田（区块）钻一批密闭取心井。
1985年，压力密闭取心技术研发成功，并形成制造和生产内筒密封结构装置、球阀密闭装置和CCH密闭液的能力。该技术经现场应用，密闭率达90％以上，保压率达80％。20世纪80年代，密闭取心技术逐步系统完善，主要包括密闭取心工具、岩心密闭保护液、钻井液示踪剂检测技术；使用的工具有机械加压式、自锁式、双节双筒式和双功能深井密闭取心工具四种。适用于井段800～3 000米的中深井和深井，经常使用自锁式密闭取心工具。
2000～2005年，油田年均安排3～5口密闭取心检查井。在重要的开发试验区块或进入新的开发阶段，钻检查井取岩心，分析了解水淹状况和剩余油分布特点。在外围升平、宋芳屯油田的葡萄花油层完钻4口密闭取心井。
（二）水淹层测井解释技术
1985年，在萨尔图和杏树岗油田推广应用环自然电流和环自然电位测井为主体的薄层水淹层解释方法，提高了对0.5米以上薄层的定量解释精度，一次进机可解释出水淹级别、水淹厚度、孔隙度、渗透率、原始含油饱和度与现时含油饱和度等参数。
1989年，开发调整井水淹层解释系统软件，其解释结果与岩心资料验证，砂岩有效厚度符合率达90％以上，水淹层解释符合率达85％以上。
1992年，研制薄层三侧向测井仪和贴井壁三侧向测井仪，用来解释非均匀严重、薄油层发育的高台子油层水淹层，单井综合解释符合率达85％。同年，研制用于套管井多种参数解释的NP－5型中深井C／O比能谱测井仪和用于解释水淹层剩余油饱和度与地层岩性的XJC—3型相位介电测井仪。
1993年，研制在垂向上可对0.1米定量取值的GFC－1型高分辨率侧向测井仪，进而形成厚油层细分水淹层解释方法，解释厚油层多段多韵律水淹状况的难题得以解决，处理解释率符合率达85％以上。
1994年，建立厚油层细分水淹层测井系列和相应的解释模型，并在SUV－490工作站建成一整套测井解释系统，为大庆聚合物驱开发方案和三次采油试验方案的编制提供重要资料。
1996年，研制高精度C／O比能谱测井仪，经现场试验，测井成功率较高，具有较好的重复性、稳定性和含油饱和度等级区分能力。
2000年开始，应用硼中子寿命测井技术，解读地层剩余油分布状况及评价射孔层段内的动水含量。同年，研发适用于薄差油层的水淹层解释新技术，实现储层水淹级别的定性判别，并根据“双地层水电阻模型”及“泥质砂岩体积模型”可计算出储层参数。
2002年，研制2.0版调整井单井处理系统，该系统按地质条件诸要素构成的储层参数解释方程式，可对中厚油层进行细分层解释，并实现对储层的产液性质、层间与层内油水分布的定量解释。
（三）油藏模拟技术
1.物理模拟
20世纪80年代，油田开发中建立起多种物理模型，用以准确模拟油层渗透率非均质性、油层微观孔隙结构和润湿性。90年代，研发成功微观驱油动态彩色图像量化处理系统，通过平面物理模型等多种方法，进行表外储层水驱油实验研究，并完成水驱油微观物理模拟实验研究以及泡沫复合驱微观驱油机理研究，进而研制出能代表某个裂缝油藏的大平面物理模型，用以进行平面物理模型实验与数值模拟计算。2001年，完成三元复合驱配方物理模拟优化研究，以及三元复合驱对地层伤害及其防治研究。2002～2005年，通过物理模拟方法的前期研究，从关键节点上促进了海拉尔盆地复杂断块油田的开发试验以及老区研发二类油层三类技术及其所需新型驱油剂的试验进程。
2.数值模拟
1987年起，全面推进油藏数值模拟技术研发与大型油田开发数据库建设。1988～1990年，在喇、萨、杏油田的6大开发区选择不同层系井网的6个典型区块，建立三维地质模型，对稳产趋势做出预测。1990年，油田开发系统建成局、厂、矿三级计算机数据传输系统以及油田开发、测试、采油工艺等数据库。1991～1995年，采用储层随机建模技术，完成13个区块油藏模拟项目，使其成为研究主力油层剩余油所必需的关键手段。1996年，油田开发系统进一步以ORACLE机为平台，建成6类、579个表、2 121.82兆节的数据库，并研发出相关应用软件，植入国产大型机和微机。1997年，在油田开发规划方案设计、区块加密、注采系统调整和试验区跟踪调整中，广泛应用数值模拟技术，共模拟24个区块、218个工作层，总节点达293 067个。
1998年，在油田开发系统全面推广自行开发的《数据库—地质模型—油藏数值模拟一体化软件》，以及DQHY（大庆黑油模型）软件。1999年，在开发调整、动态分析及注聚合物、调剖等方案设计中，运用油藏数值模拟技术，完成41个区块、676个工作层，总节点达503.1万个，其中5个区块采用了跟踪模拟预测系统软件。同年，应用大型油藏并行处理技术，完成杏1—3区乙块三次加密试验区百万节点的数值模拟项目，区块模拟面积6.9平方千米，模拟工作层71个。油藏数值模拟技术进入三次加密调整和三次采油方案设计领域，并逐步实现串行黑油模拟器的并行化。
2002年，自主开发微机机群环境下的并行黑油模拟PBRS2.1软件，以及沉积相带和断层自动识别、相约束井间参数预测、相约束储层属性分别描述技术，解决了沉积相约束下油藏数值模拟井间参数预测问题，使按砂体类型对储层属性分别描述、油藏数值模拟与精细地质研究得以同步进行。
2005年，开发《水驱裂缝油藏模拟软件》和《全隐式聚合物驱油藏模拟软件》，使外围油田和进行聚合物驱的老区应用数值模拟技术范畴进一步扩大。大庆油田使用数值模拟方法，广泛运用于老区的开发调整、三次采油方案编制、各种试验方案以及新油田、新区块的开发。
（四）多学科油藏研究
2001年，大庆油田开展现代多学科油藏研究，应用软件集成化和数字化为主要手段，综合运用地质、地震、测井、生产测试等多种资料，实现精细地质研究、油藏模拟和油水井生产测试等应用技术的有机结合，从而对于油藏定量有了全面的认识。2005年，初步形成一套具有大庆油田特色的以油田开发数据库为数据基础，以相控地质建模、并行油藏数值模拟、结合生产测试和常规动态分析为技术手段的多学科油藏研究技术系列。包括远程油田开发数据库查询技术、相控地质建模技术和适合大规模精细油藏研究的并行模拟技术、多学科油藏研究工作流程及方法、多学科油藏研究平台，并运用此平台完善“油藏工程数字化综合软件系统”。截至2005年底，多学科油藏研究配套技术已应用于大庆油田28个区块，达到减缓产量递减、控制含水上升、改善油田开发效果的目的。
六、水驱开发调整技术
（一）开发方式调整
1986年，大庆石油管理局完善了国产电潜泵的7项配套技术，潜油电泵技术、使用规模和增油效果居国内领先地位；有杆泵采油技术完成了大泵脱接器、抽油杆防脱、机械防砂、偏置式节能抽油机等项，初步形成了抽油井的10项配套工艺技术。是年，南二、三区降压开采试验区也告结束，试验效果显著；进一步总结了成片转抽做法的优越性，调整了区块的压力系统，增加区块产油量，延长区块的稳产期。在组织油井转抽的同时，加强了机采井的管理工作，各采油厂建起抽油机检修车间，对在用的10个制造厂家生产的2 844台抽油机进行调查，对查出的问题组织落实、整改。1987年，推广了机采井的拟液面测压和环空测试等新工艺，加强了转抽后的动态监测工作，同时抽油井油管锚装置、电潜泵降压启动装置、斜井有杆泵抽油、节能降耗技术等得到发展。
1988年底，喇嘛甸、萨尔图、杏树岗（以下简称喇、萨、杏）油田有4 076口井转抽，包括调整井的抽油井共有8 550口机采井，占喇、萨、杏油田油井总数9 557口的89.5％，至此，油井全面转抽工作基本结束。1981～1988年，每年转抽增产油量从几十万吨到200多万吨，平均每年增产116.7万吨，年产液量也以每年1 600万吨的速度增长，平均年增长率9.5％；自喷转抽降低了流压，使压力系统得到合理调整，地层压力由1981年的11.41兆帕（高于原始地层压力0.38兆帕）逐步降低到1988年的9.73兆帕，流动压力由9.12兆帕调整到5.56兆帕，生产压差由2.29兆帕增大到4.17兆帕；注水压力也得以调整，大多数井的注水压力降低到油层破裂压力以下，减缓油水井套管损坏速度。转抽结束后，油田自然递减率从1985年的11.90％逐步降到1988年的8.70％，恢复正常状况。
（二）层系调整与井网加密调整
20世纪80年代，大庆石油管理局在喇、萨、杏油田全面实施以细分开发层系为主的一次加密调整。至1990年，全油田共钻层系细分调整井10 480口，井网密度达到17.14口／平方千米，10年内调整井累积增加产量7 725万吨，年均增油约770万吨；喇、萨、杏油田可采储量由原来的11.99亿吨增至17.68亿吨（增幅达47.5％），储量动用系数提高到0.75～0.85；调整井含水大都控制在40％以下，较之调整前5年，含水上升率降低3.33％。
20世纪90年代，大庆石油管理局进行以提高表内薄差层和表外储层动用程度、完善单砂体注采关系为主的二次加密调整。截至1999年底，喇、萨、杏油田共投产二次加密油水井13 300口左右，年产油量达到976.4万吨（占总产量的17.91％）。二次加密井注水也改善了老井的动用状况和产量结构，并使老井含水上升速度得以有效控制。同时，二次加密井还成为结构调整中加强注水和提高产液量的重点对象。
油田二次加密调整后，30％左右的薄差油层（有效厚度0.2～0.4米）和60％左右的表外储层仍有进一步加密调整的潜力。1998年，大庆石油管理局进行以开采薄差油层、表外储层零散剩余油为主的三次加密调整试验。2002年，部分区块开展非均匀三次加密调整工作：优化井网部署方案，均匀布井；优化固井配套技术、长井段的封窜技术和机采方式，开发应用相应的清防蜡等配套技术；地面工程采取就近利用老井流程，简化工艺配套技术，以求减少投资成本。2005年，将油水同层段内的偏油同层、聚驱层段内的三类油层也纳入三次加密调整范围，使喇、萨、杏油田三次加密调整工作量进一步增加。喇、萨、杏油田39个区块共部署三次加密井9 675口，预计可增加可采储量3 000万吨。
（三）注采系统调整
1988年，针对喇、萨、杏油田成片转抽以后，部分区块注采系统无法满足提高产液量的需要，造成油田压力降幅大、产量递减加快的问题，开始进行6个注采系统调整试验，采用层次分析方法选择油水井数比、注水井注水压力、油井地层压力及流动压力、注采比、水驱控制程度等6项指标，运用合理量化指标的权重系数进行定量分析和评价，并以试验成果为依据，以主力油层为主要对象进行注采系统调整，将反九点面积注水井网改为不完善的五点法面积注水，转注了一些油井，并更新了部分套损井。
20世纪90年代，喇、萨、杏油田在进行二次加密调整过程中，针对高含水后期油田实行多套层系井网开发所形成的不同类型的注采系统（反九点面积注水井网、四点法面积注水井网、注水井网不完善地区），提出相应的14种调整方案，作了局部调整。1995年，长垣南部的葡萄花、太平屯、高台子油田开始针对水下窄小砂体的沉积特点，确立注采系统调整原则和分砂体量化评价模型，对注采系统进一步加以完善。长垣外围的大多数油田，根据油田不同时期开采状况，适时进行注采系统调整，变反九点法面积注水为灵活的不规则面积注水，部分裂缝比较发育、主裂缝方向性明显的地区，则改为线状注水。
2000年以后，进入特高含水期开采的喇、萨、杏油田部分地区，将水驱开采精细挖潜重点放在完善单砂体注采关系、提高水驱控制程度上。2003年，初步建立起单砂体注采关系完善程度自动评价系统，从而规范了水驱控制程度标准，得以快速、客观、准确评价各区块单砂体注采关系完善程度，为各井点提供单砂体挖潜方向。随后，应用自动评价系统对喇嘛甸油田、萨北、萨中、杏北4个大开发区选择4个区块进行分析研究。2004年，完成6大开发区14个区块1 000多个沉积单元的单砂体注采关系评价工作。2005年，在萨中开发区北一二排西块等7个综合治理区块，为完善注采关系而补孔173口，平均单井补射砂岩12.7米、有效厚度5.6米，取得了单井增油效果。
（四）结构调整
20世纪80年代，进入高含水后期开采的喇萨杏油田，综合含水达80.23％，液油比开始急剧增长。为实现长期稳产和持续高效开发，自1986年始，大庆石油管理局王启民、王志武、钱棣华、胡博仲、巢华庆、严世才、牛超群等研究“稳油控水”技术，1990～1995年，大庆油田组织实施“大庆油田高含水期稳油控水系统工程”。该项目实施以来，在增加薄差油层可采储量配套技术方面，先后开发并应用0.2米以上差储层描述技术、薄层水淹层测井技术、薄层固井防窜技术和薄差层水力压裂技术。同时，在注采结构优化调整配套技术方面，开发应用厚层精细地质描述技术、“稳油控水”开发指标预测及规划优化技术、高含水期注水和产液结构调整技术、机采油井找水堵水技术等。共取得126项科技成果，其中15项取得专利权。这套技术，相互衔接，彼此交叉，既有相对的独立性，又有很好的适应性，并具有很强的实用性，从总体技术水平和推广应用规模及实际效果上，都处于国际领先水平。特别是在0.4米以上薄油层开采方面，形成了地质、油藏、测井、钻井和采油工程综合配套技术，已具备规模化生产能力，属国际首创。大庆油田通过实施该工程项目，在年产原油5 000万吨以上已连续稳产15年的基础上，支撑了大庆油田第二个10年稳产。综合含水率达78.98％的条件下，5年累计生产原油2.79亿吨，综合含水率只上升1.34％，取得显著的经济和社会效益。5年来实施结果与国家审定的同期 油田开发规划指标相比，累计多产原油610.86万吨，综合含水率少上升6.06％，少注水8 617万立方米，少产液2.48亿立方米，少作业23 176批次，少建33座注水、污水处理站和3 286公里管道及线路，少用电15亿千瓦时，增收节支150亿元，并为“九五”期间大庆油田继续保持较高稳产水平赢得主动，开创了高含水期提高油田开发总体经济效益的新路子。“稳油控水”技术从1992年起已在中国东部各主要油田普遍推广，并取得了非常显著的经济效益和社会效益。该项成果1996年获国家科技进步奖特等奖，是1996年全国科技进步奖唯一的特等奖。中国石油天然气总公司决定，把继续推广应用“稳油控水”技术作为“九五”期间进一步提高石油行业整体经济效益的战略性措施。
1996～2000年，大庆油田继续实施稳油控水工程，进行各类井之间的结构调整，还把聚合物驱区块纳入结构调整之列。2001～2005年，进一步开展精细结构调整，研究区块结构调整潜力及调整方向评价方法，并建立结构调整潜力评价层次结构，改进区块调整方向评价模式，精细刻画在井组间、小层间、单层平面不同部位和层内不同韵律段之间的差异及其不同形式的剩余油；从只注重含水的差异，转到既注重含水也注重剩余油分布的差异，结构调整由层系间的调整转到层内和平面的调整；通过完善单砂体注采关系，改善差油层动用状况，治理低效和无效水循环场，扩大了水驱区块的结构调整内涵。到2005年，喇、萨、杏油田结构调整对象由原来6个开发区细划为39个开发区块（含纯油区28个、过渡带11个），层系间调整对象由喇萨杏油田基础井网、一次加密调整井、二次加密调整井之间调整，转化为39个开发区块内部分类井间的调整。
（五）综合调整
1.周期注水
周期注水是利用现有的井网和层系，通过注水井层的间歇注水，实现压力场的调整，使常规水驱滞留的原油流动起来，提高注水利用率，扩大注水波及体积，从而控制含水上升，提高水驱采收率的一种技术手段。20世纪80年代初，在大庆太南开发区和葡南开发区进行间歇注水，冬季注水，夏季停注。1993～1995年，杏北开发区的杏六区中块进行水动力学采油试验，将基础井网的油层划分为两组油层，交替进行周期注水，6个月一轮换。通过“层停井不停”，使注水井在冬季均能正常生产，实现注采平衡，改善了水驱开发效果。1996年以后，在杏一、二区东部和喇嘛甸油田的北块开展周期注水试验。此后，大庆长垣及其外围油田老区全面推广了周期注水技术。在合理间注工作制度、间注周期以及周期注水量的确定等三个方面，采用同步周期、异步周期等四种方式，周期注水时的总注水量一般为常规注水时的70％～90％，注水半周期内的注水强度为常规注水的1.6～1.7倍。随着技术的成熟和含水的上升，周期注水除基础井网外，也在一次、二次加密调整井应用。2003年，大庆长垣油田水驱区块实施周期注水839个井组，2004年增至902个井组，2005年扩大到1 001个井组实施1 957井次周期注水。该年节约注水243万立方米，周围1 583口油井日产油量稳定略升，含水下降0.2％。
2.控制层内无效循环
控制层内无效循环是改善厚油层动用状况、提高注入水利用率的关键步骤。根据取心资料分析，特高含水期与高含水期相比，水洗层波及系数没有明显提高，注入水大部分沿强水洗段无效循环。从注水井同位素吸水剖面资料分析，主要吸水段的吸水量可占到吸水层吸水量的82.39％～78.76％，说明厚油层内注水量主要沿大孔道、高渗透部位窜进。2003年起，开展大孔道识别和控制无效循环研究，先根据沉积特征和注采关系预测无效循环场，再综合应用精细地质研究和测试资料判断无效循环场；通过细分注水、细分堵水、调剖等措施综合控制无效循环，控制无效注入取得了明显成效。
七、三次采油技术
（一）聚合物驱油技术
聚合物驱是在注水开发的中后期，采用注聚合物溶液替代注水，以提高排驱黏度改进流度比.扩大波及体积，提高油田采收率的三次采油方法。20世纪80年代后期，大庆油田确定了聚合物驱油技术为提高原油采收率的主攻方向。1985～1988年，大庆油田管理局王德民主持，与河南石油勘探局、大港石油管理局、江汉机械研究所合作在厚油层试验区高含水层注聚合物，进行层内调剖挖潜试验。此后，继续进行聚合物驱油试验；1989～1992年2月，在中区西部开展了单层和双层聚合物驱油试验，取得显著效果；1993年1月，北一区断西开展了大井距、大面积条件下的聚合物驱油工业化试验；1994年，在喇嘛甸油田南块进行了两种井网的工业性矿场试验；1995年，又在杏5区中块开展先导性矿场试验。这一阶段，相继形成了几项技术：①高黏度聚合物溶液配制及注入技术，自行设计和安装了粉末状聚合物的配制、储存、注入工艺装置，在浓度1 000毫克／升的条件下，聚合物溶液的黏度达20～50毫帕秒，改善了注入剂与原油的流度比；②可实现上层洗井、下层测静压及全井测吸水剖面的聚合物同心分层注聚合物技术；③应用综合测试仪的聚合物注入剖面测井技术，采用集流式点测流量与温度、压力及接箍定位器，可满足排量3～300立方米／天、温度80℃、压力40兆帕的井；④初步完善聚合物驱油采出举升技术，在抽油机和潜油电泵两种机采方式的基础上，又设计两种螺杆泵——GLB450一19—2型和GLB500一14型，能适应扬程900～1 100米、日产液量100～200立方米的油井需要，同时开发了Ⅱ型地面驱动装置，完善了大排量螺杆泵举升配套技术。经过10多年的研究和矿场试验研究，使聚合物技术在很短的时间内成功地工业化应用，形成生产能力，每吨聚合物增油120吨以上，吨原油成本仅643元，原油采收率比水驱提高10％以上，而且使中国聚合物驱油技术在整体技术水平上达到了世界领先水平。1998年，聚合物驱油技术获得国家科技进步奖一等奖。截至2000年，工业性应用区块达15个，含油面积157.24平方千米，地质储量为28 625万吨，聚合物驱油的年产油量超过900万吨。进入21世纪，聚合物驱油技术在喇、萨、杏油田广泛推广应用。2002～2005年，聚合物驱油的年产油量达到1 000万吨以上，约占油田总产量的1／4。截至2005年底，聚合物驱油技术累计增产原油1亿吨，创经济效益1 000多亿元，有力地支撑了大庆油田的持续高产和可持续发展。该项技术达到世界先进水平，获得发明专利权32件、实用新型专利权18件。大庆油田聚合物驱油理论实现了重大突破，聚合物驱油技术达到了系统、成熟、完善配套，形成了聚合物驱油的6种油藏工程方法和11项配套技术：
6种油藏工程方法：①运用数值模拟和物理模拟手段，建立了聚合物驱油开采指标预测和计算方法；②率先提出聚合物驱油控制程度的概念，研究了不同类型油层聚合物驱油的开发层系优化和合理井网、井距的计算方法；③根据不同油藏的特点，提出了合理聚合物用量的确定方法；④）研究提出了聚合物干粉的筛选、评价和检测的方法；⑤形成了聚合物驱油注入参数及注入方式优选的方法；⑥聚合物驱油的经济评价方法。
11项聚合物驱油配套技术：①聚合物驱油数值模拟技术：建立和发展了聚合物驱油数学模型。该模型对聚合物驱油机理聚合物溶液流变特征、渗透率下降系数和残余阻力系数等进行了多方面的描述，它能够较好地模拟聚合物驱油过程中所发生的分子扩散、吸附损耗、离子交换等12种物理化学现象。用于聚合物驱油方案进行优选、效果预测，还可以对实施中的聚合物驱油进行动态跟踪拟合，科学地调整方案的实施程序。②聚合物驱油方案优化设计技术：包括聚驱开发层系的优化组合、注聚前深度调剖井设计、聚合物驱注入参数的优选等环节。③高密度、大孔径、深穿透射孔技术：发展了YD一102型射孔弹，使其穿透深度从原来200毫米增加到3 080.7毫米，孔眼直径从7～8毫米增加到12.3毫米，并采用有枪身套管射孔技术，使聚合物从井眼进入孔隙介质的渗滤面积大大增加，大大减少剪切降黏，尽可能高地保持聚合物溶液黏度。④发展聚合物驱分层注入技术：建立分层注聚原则，确定有利的分层时机（注入聚合物用量200毫克／升·PV之前）；发展三段的聚合物同心分注技术（配注器分为直径58、直径56、直径54毫米3种规格），研制成采用流量和分子量双重控制的聚合物偏心及分质分压注入技术。⑤发展超高分子量聚合物驱油技术，改善了聚合物溶液的性能，超高分子量聚合物溶液剪切前后的黏度都比中分子量聚合物高出1倍以上。应用其作前置段塞，可以更好地调整吸水剖面，扩大波及体积；提高了聚合物溶液的驱油能力，节省聚合物干粉l0％以上，降低聚合物驱油成本。⑥聚合物驱油深度调剖技术：已主要形成复合离子、阴阳离子、铝体系低浓度的交链聚合物、铬体系低浓度交链聚合物、阴阳离子加铝体系低浓度交链聚合物深度调剖，以及预交链体膨颗粒深度调剖技术；建立了油田用3种主要类型调剖剂（高黏弹凝胶类、弱凝胶类交链聚合物调剖剂、体膨颗粒调剖剂）的评价方法，确定不同类型调剖剂的应用条件，以及深度调剖的选井选层原则。⑦聚合物驱油全过程的跟踪调整技术：在聚合物驱油的5个开发阶段（水驱空白及见效前期、注聚见效及含水下降期、低含水期、含水回升期和后续水驱期），优化各种调整措施，即深度调剖、分层注聚、注采系统调整、调整井组注入浓度和注入量等注采参数、注入井解堵、油井压裂、换泵等措施，及时进行跟踪调整。⑧进一步发展完善聚合物驱油举升工艺技术，包括抽油机井的杆管偏磨治理技术，提出由黏弹性流体法向力的偏磨机理，形成低磨阻大流道泵、全井扶正、统一杆径、定期旋转抽油杆等一整套防偏磨措施；同时发展聚合物驱油螺杆泵举升技术，实现了中、小排量系列螺杆泵的成熟配套，并研制专用防断脱螺杆泵、普通螺杆泵杆柱防断脱技术螺杆泵泵况诊断技术。⑨聚合物驱油树脂砂压裂、应用表面活性剂增注技术及化学复解堵技术。⑩聚合物驱油井测试工艺技术，包括注入井的脉冲中子氧活化测井和示踪相关流量测井技术，以及采出井剖面的电导相关流量测井。（11）发展配套聚合物驱油面工艺技术，进一步研制并开发了一套适合于超高分子量聚合物的配制工艺技术，并研制了适合于含聚合物采出液处理的新型SP—1003新型油水分离剂，提高了处理效果，处理后污水的平均含油量降低到10毫克／升以下。
（二）三元复合驱油技术
三元复合驱油技术是指通过聚合物、表面活性剂和碱的协同效应，提高驱油效果的一项三次采油技术。20世纪90年代，大庆石油管理局王德民等提出并确立了低酸值的大庆原油条件下，以“碱—活性剂—物”复合驱油技术提高原油采收率。从驱油体系配方、室内驱油实验及数值模拟等基础研究入手，逐步研究开发出大庆油田“碱—活性剂—物”复合驱油技术，并经5个矿场实验证实，此项技术的提高采收率幅度可比水驱提高20％以上。
2000～2002年，大庆油田勘探开发研究院吴晓林等经过5 600多次反复试验，研制成以十二烷基苯的副产品—重烷基苯为主要原料，适合强碱、弱碱的重烷基苯磺酸盐表面活性剂。实践证明，在聚合物中加入表面活性剂等成分的三元复合驱油技术比水驱提高采收率20％以上，仅在大庆油田一个工业性试验应用就比进口国外驱油剂节约1.47亿元。同期，大庆石油学院吴文祥等完成了大庆油田三元复合体系注入方式的研究，解决了三元复合驱技术研究与应用中的关键问题—AＳＰ复合体系的注入方式优化，其成果已在大庆油田2个矿场试验区应用，并取得了明显效果。该成果在整体上已达到20世纪90年代国际先进水平，在优化牺牲剂注入方式等研究方面已达到国际领先水平，2004年获黑龙江省科技进步奖二等奖。
（三）泡沫复合驱油技术
泡沫是指由不溶性或微溶性的气体分散于液体中所形成的分散体系，由液体薄膜包围着的气体形成单个的泡，而泡沫是这些气泡的聚集物。泡沫复合体系驱油既能提高驱油效率，又能降低油水流度比，提高波及体积，可以实现以三元复合驱油技术更大幅度地提高采收率的效果。1996～2004年，大庆油田有限责任公司王德民、程杰成、吴军政、廖广志、杨振宇、吴永祥发明了泡沫复合驱油技术，研发出一种既具有较低界面张力，又有较强扩大波及体积的驱油体系；研究出泡沫复合体系配方及气液比、表面活性剂浓度和类型；创新多相复杂流体的渗流理论，建立了描述多相复杂流体的渗流数学模型；形成了室内筛选和评价、地面注采工艺、采油工艺、动态监测、数值模拟和效果评价配套技术。泡沫复合驱油既具有与三元复合驱相同的提高驱油效率的优点，又具有较强的扩大波及体积的作用，而且其扩大波及体积的作用具有选择性，即堵大不堵小和堵水不堵油的作用，这种作用可以有效封堵含油饱和度较低的高渗透层，使具有提高驱油效率的驱油体系进入中低渗透层，从而大幅度提高原油的采收率。该成果达到国际领先水平，取得了发明专利权，并取得美国、俄罗斯和英国的发明专利权，在加拿大、挪威和印尼3个国家已进入实质性审查阶段，属世界首创。室内实验研究和矿场试验表明，泡沫复合驱油比水驱提高采收率30％，比聚合物驱油提高20％，比三元复合驱油提高10％。泡沫复合驱油技术展示了良好的应用前景，初步预测仅大庆油田应用此项技术可新增可采储量4.2亿吨，相当于又找到一个10亿吨大油田。2005年该项成果获国家技术发明奖二等奖。
（四）微生物采油技术
微生物采油方法是将特定筛选的微生物或细菌菌种注入地下油藏，通过其生长、繁殖及其产生各种增油作用的代谢产物，改变油层的渗流特性或使油水之间的物理化学性质发生变化，从而提高原油采收率的采油技术。1986～1990年，大庆油田勘探开发院利用大庆炼油厂的活性污泥中分离出的20多株可以降解原油的菌株，并研究培养出以经济实用的碳源作为营养物质的菌种，进行发酵实验。1990年6～7月，在萨尔图东过渡带的2口井进行微生物单井吞吐采油现场试验。随后，大庆油田勘探开发院自身或与中国科学院微生物所研究所、上海有机化学研究所开展了多项微生物采油课题研究和实验，开发了以原油为主要营养剂、适合各类油藏的微生物吞吐、微生物调剂和微生物驱等系列菌种上百株，形成了实验室研究、方案设计和矿场试验效果评价配套技术。1996～1997年，大庆石油学院建立微生物采油技术研究室以及微生物中试厂，可同时供几口井进行现场试验。
2000年11月～2001年3月，在宋芳屯低渗透油田的2个井组注入3个微生物段塞，进行微生物驱油现场试验。经过一年的试验，两个井组均取得了注入井注水压力降低、采出井产油量增加的好效果。2002年5～10月，在萨尔图中过渡带二次加密井网的4个注采井组进行微生物驱替和微生物吞吐采油试验。2002年8月～2003年11月，朝阳沟低渗透油田65口油井进行微生物吞吐采油试验。菌种作用后原油流动性能得到改善，有39口井效果明显，有效率占60％，其中一类油层有效率达77％。平均单井日增油量1吨。2003～2005年，在宋芳屯油田26口井进行微生物吞吐采油试验，有效率达70％以上。2004年6月～2005年2月，在朝阳沟油田朝50断块开展了微生物驱油现场试验，采用优化的CDI—F系列的驱油菌种，配制微生物菌液。试验区有2口注入井、10口采油井，面积0.81平方千米，地质储量62.8万吨。试验证明，以石油为主要营养剂的菌种对油层条件适应性较强，注入微生物能够生长繁殖；而微生物的注入，可以提高吸水能力，改善吸水剖面；代谢物的综合作用可改善原油的性质，使长关井恢复生产。同时，开始进行聚驱后微生物调驱研究，利用调剖菌封堵高渗透层，再注微生物驱油菌，驱替剩余油的提高采收率的实验。2004年8～11月，采用大庆油田勘探开发院筛选培养的调剖菌种TP一1和TP一2，在萨尔图北开发区北二西西块2口注聚井进行微生物调剖液的注入，取得了初步效果。
（五）热力开采
热力开采既是稠油开发的一种有效手段，也可作为大庆油田进一步提高原油采收率的一种方法。在外围油田水驱过程中，以及大庆喇、萨、杏油田聚合物驱后采用热力采油都取得了一定的效果。
1988年，大庆长垣南部的黑帝庙油层开始热采试验，先后在4口井进行蒸汽吞吐试验，成功运用了蒸汽吞吐工艺技术。1993年，开辟稠油热采试验区，32口试验井取得良好的生产试验效果。1996年形成较大的注汽系统，汽油比为0.415立方米／吨。2001年，对葡浅12区块进行井网加密，钻加密井36口。到2005年8月，正常生产的62口井，平均每口井进行蒸汽吞吐4.5个周期，最多的一口井（浅20井）进行蒸汽吞吐8个周期，平均汽油比为0.25立方米／吨。通过该区块的开采，完善了稠油热采技术及其配套的防热损、防膨胀、防出砂、防套损的技术。
2002年，进一步在朝阳沟油田的扶余、杨大城子油层开展了低渗透、低黏度稀油油藏的蒸汽吞吐试验。在井深1 300多米、井段较长、油层分散的条件下，研究了适合热采技术的油藏筛选标准、蒸汽注入工艺、注蒸汽隔热技术、油层预处理技术等，形成了一套蒸汽吞吐技术流程。2004年，在大庆西部斜坡区的稠油油藏江桥油田江37区块的2口井进行2个周期的蒸汽吞吐先导性试验。
八、外围低渗透油田开发技术
（一）外围油田注水开发
由于外围低渗透油层孔隙半径小、渗透率低，对注入水的水质要求较高。1987年，开始在龙一联进行水质处理试验，控制加氧除铁，加聚合氯化铝除悬浮物，加亚硫酸钠除氧，以及杀菌剂杀菌。1988年，各注水站均建成水质处理站，对注入水进行净化处理。至1990年，初步配套形成“采用接触过滤除悬浮物、微量空气锰砂除铁、柴油封顶、化学除菌除氧、全程防腐及井下防腐油管、井口磁增注器及井口精细过滤”的低渗透油层水处理技术。并形成采用柴油浸泡、活性剂洗井、注防膨剂段塞等试注工艺。1992年，在朝阳沟油田应用锰砂过滤、加氧除铁、核桃皮纤维球精细过滤、加氧杀菌、柴油封顶隔氧等水质深度处理。1995年，外围油田注水采取分散就地打水源井、低压输水，就地取水后进行井口精细过滤，不建注水站，用活动式电泵注水，采用防盗简易井口；采用渗镍防腐油管以及热泡沫混气水洗井，采用波一场综合解堵增注等。总结出一套以“两早三高一适时”为重点的大庆外围低渗透油田注水开发技术，其技术实质是针对外围油田的地质开发特点，早期及时补充油层能量，保持较高的地层压力；选择适当的井网和注水方式，争取较高的水驱控制程度；有效地防止注入水沿裂缝窜流，充分利用裂缝系统采用线性注水，变水害为水利。其主要内容是实施早注水（或同步注水）、早期分层注水，高压注水、高注采比及高注采井数比注水、高水质标准注水，及时调整注采系统，裂缝发育油层实现沿主裂缝方向的线性注水。1996年，研制形成小卡距、多层段细分注水技术，在两级封隔器之间卡距最小可达1米。1998年以后，对于新建产能地区注采井别选择上，坚持从单砂体人手，采用灵活的不规则井点注水方式，确保较高的水驱控制程度，并实现同步注水；水井投注的同时下入分层管柱。2002年11月，针对海拉尔盆地呼和诺仁油田贝301区块具有强水敏性的南屯组油层的注水开发问题，进行加入一定浓度防膨剂的注水试验，生产能力有效恢复，超过设计产能。
（二）开发地震
开发地震，即利用人工震源发生合成地震、三维地震、VSP（垂直地震剖面）资料，进行构造、断层、储层的描述、评价，或者监测提高原油采收率过程的方法与技术。开发地震包括资料采集、处理和解释综合技术，是油藏评价核心技术之一。1985年，大庆油田首次尝试应用开发地震资料（地震波形的分叉、畸变特征）预测砂岩发育区。1990年，依托密测网数字地震，初步形成薄层窄条带砂体分辨预测技术，即用地震反射频率值预测砂岩富集区，用反射波形畸变特征调整具体井位。1993年，宋芳屯油田利用地震反射波形畸变特征预测砂岩发育区，将钻井成功率提高到96.1％。1995年，改进、提高开发地震采集技术，通过采用记录动态范围较大的24位数字地震仪、高频多芯串联检波器以及高分辨率采集技术，并使用高能、高爆速炸药，开发地震始获丰富的高频有效信号，地震原始记录分辨率得以显著提高。同时，摸索出开发地震二次精细目标处理与解释技术，以至于可以解释小型断层和微幅度构造，预测砂体符合率提高约20％，综合预测符合率达到90％。
1996～1997年，升平油田采用神经网络及振幅预测技术，预测了砂岩富集区。后来，该项技术发展成为关联度分析、神经网络、模式识别等一整套岩性预测技术，预测岩性的符合率约达75％。同时，开始运用具有低频变密度和高频变面积等多种显示功能的IES地震解释系统，进行三维构造及断层解释，增大了识别中小断层的能力，可精细描绘微幅度构造形态，用以指导钻井施工，避开中小断层，优化了井位设计。1998年，高分辨率地震资料解释技术开始用于精细解释油层构造（处理解释断距约l0米的小断层和闭合幅度约10米的微幅度构造），并发展多参数灰色关联度等储层横向预测技术，钻井成功率达到98％以上，识别断层能力提高到90％左右，岩性预测符合率达70％以上。
2001年，在开发地震资料采集处理领域，形成千道三维高分辨率地震资料采集、高分辨率开发地震采集、复杂地表地震采集三大资料采集技术系列，以及高分辨率地震资料处理、全三维地震资料处理、二维及三维连片处理、深层复杂地质构造地震处理和叠前深度偏移处理五大资料处理技术系列；在开发地震油藏描述领域，形成油藏构造描述、储层描述及油气预测与综合评价三大技术系列，实现三维资料的可视化和断层及岩性异常体的全三维解释。2002年，叠前深度偏移开发地震处理技术的研究与应用取得新突破，地震剖面T1层和T2层的反射波频率约达80～70赫兹，可分辨3～5米厚的断层和单砂体；油藏描述领域形成地震岩性圈闭识别的有效技术，并配套形成一套火山岩地震、录井、测井综合解释技术。
2002～2005年，开发地震处理技术用于12个区块、面积1 716.3平方千米工区，部署井位1 000多口，钻井成功率达95％以上，形成一整套高分辨率三维地震采集、处理及以构造精细解释、井间储层定量预测为核心的开发地震技术系列。
（三）低渗透油田裂缝系统研究与开发设计优化
1984年，大庆油田低渗透油田裂缝系统研究启动，1986年，在朝阳沟油田注水开发试验区，着手对扶余油层裂缝（层理缝、层面缝和构造垂直缝）进行综合研究和描述。在岩心观察、地应力研究的基础上，通过钻井过程中的地层倾角测井研究裂缝方位，在开发井压裂前后进行地面电位测井，研究天然裂缝与人工裂缝的关系，通过脉冲试井、同位素吸水剖面测试、压力恢复曲线、注水井指示曲线和注水开发后的动态反映，直观地分析以东西向为主裂缝带的动态特征，用微地震法监测人工压裂裂缝，分析研究裂缝的几何形态，应用注示踪剂的方法定量描述裂缝的发育程度。
1994年，采用微地震法测试、岩心观察、岩石力学、注水指示曲线、开发动态监测等方法进行裂缝系统研究，为头台油田在部署井网时避开裂缝提供了依据。此后，通过古构造发育史、X射线反射法、平衡剖面反演、光弹模拟等方法，开展了三肇地区古地应力分布特征研究；通过波速各向异性、孔壁崩落方法和岩心差应变实验及数值模拟方法，测定现代地应力的分布及主应力方向，并采用X—CT（核磁共振）技术研究裂缝及基质相差十几倍或几十倍的渗透能力，对头台油田天然裂缝分布状况做出科学解释，为头台油田于1996年以后进行线状注水、2001年实施不同方式的加密调整提供了依据，使其注水开发效果得以改善。
2002～2004年，在肇源油田开发前期工程施工中，依据采用裂缝岩心的古地磁定向法、微电阻率扫描成像测井（STAR）、交叉式多极子横波测井（XMAC一Ⅱ）等技术，对裂缝发育状况做出的解释，实施井网优化与大规模开发压裂整合，取得了预期的开采效果。2004年，提出特低渗透油藏合理有效的井网是大井距、小排距的矩形井网。
（四）小井眼开采
1994年，宋芳屯油田芳607～908井地区开辟小井眼开发试验区（内有68口井），开展经济有效开发试验，并逐步形成小井眼采油、注水配套技术。1995年，实施以直径114.3毫米和101.6毫米套管为井眼的小机、小杆、小泵、小管、小采油树的“五小”机械采油，平均单井投资节约12.6万元。1996年，进一步完善小管、小井口注水技术和小井眼分层注水技术，抽油举升、分层注水、机械堵水、施工验窜、管杆打捞及114.3毫米套管井的压裂技术初步得以配套。1997年，三种小井眼分层注水工艺（桥式空心、D95毫米偏心、一次分三层）技术攻关取得突破，小井眼分层注水技术、分层压裂工艺趋于完善。
1998年，在芳507井区、朝阳沟油田长42～长10、永乐油田东部肇291等区块钻小井眼开发井170多口。同年，在3口小井眼开发井尝试应用整体堵水、平衡式液压可调层堵水两种机械堵水管柱，并进行小井眼无油管螺杆泵采油试验，取得增效、节资的效果。截至1999年，外围油田小井眼开发井累计达423口（油井311口、水井112口），建成产能38.3万吨；小井眼举升工艺、分层注水、油井测试、油井压裂及机械堵水工艺，基本可以满足井深小于1 600米中深井的需要；研制成功150一Ⅱ型小井眼偏心采油树，还通过将外径直径73毫米的抽油管式泵和N80与J55油管合理组合，应用直径20毫米电子压力计进行现场环空测试或环空测压。
（五）提捞采油
提捞采油是一种用捞筒或抽子起下捞油的简易采油方法。大庆外围油田将其作为动用难采储量的手段之一，逐步加以完善配套。1998年，外围油田主要采用与提捞采油工程车、卸油罐车、活动转油站、提捞采油井口和井下工具相配套的提捞采油技术以及提捞测试诊断技术。1999年，外围油田开辟提捞采油试验区，将自行研发的过射孔井段提捞抽子用于提捞采油，加深了捞油的深度，提高了产油量。同时，为适应斜直井平台采油的特点，研制出轨道提捞机，提高了捞油效率；开展套损井提捞采油，研发简单、实用、快速对接的提捞井口技术，使用具有加热、保温、强制卸油等多功能的拉油罐车及提捞泵。2001年，总结摸索出油井捞油经济极限产量、合理提捞周期的确定方法，找到影响经济极限产量的主要因素。2002年，井口与封井技术、通井技术与打捞工具以及适用于套变井、多级套管组合井、重蚀坑井、过射孔井段捞油井的提捞采油技术进一步配套完善，并编制出提捞采油操作规程。截至2005年底，全油田在用提捞车组共148套，有提捞采油井2 519口，开井1 662口，年捞油46.28万吨。
（六）特薄油层水平井开发
1991年9月，外围榆树林油田完成大庆第一口水平井——树平1井，其水平段长度为309.9米。该井在国内首次成功使用带有伽马参数的随钻测量仪器（MWD），并保持水平段轨迹在油层中延伸，上下波动幅度控制在1.55～0.95米。1995年和1997年，相继在朝阳沟油田和头台油田钻3口水平井，其中头台油田茂平1井水平段长度575米，第一年日均产油17.6吨，达到同区直井产油量的6倍以上。同期，还进行中短半径侧钻水平井的现场试验，先后完成高160一侧平38井和金侧平6井。2001年，始用数值模拟方法，探索将水平井技术应用于外围油田葡萄花、扶余油层开发的可行性。
2002年，肇州油田州603区块，开展水平井与直井对比开发试验，在地面条件无法钻直井的州19区块钻肇55、平46井等2口水平井，取得了较好的开发效果。薄油层水平井开发技术已具备优化设计、随钻调整及多项参数（水平井轨迹、水平段长度等）优化的功能，并建立随钻预测地层～沉积模型和自然伽马响应模型，可准确把握地质导向，优化井眼轨迹，提高储层钻遇程度。从此，水平井开发技术在大庆油田开始规模化应用。
2003年，运用地震、地质综合资料，建立精确的三维模型，并利用数值模拟技术及经济评价方法，完成20口薄层水平井开发设计，并依托随钻测试软件（LWD）把握地质导向，顺利完钻11口水平井。同年，还研发水平井接力泵采油工艺，实现水平井有杆泵深抽，3口水平井投产初期日产量逾20吨。2004年，进一步开展水平井开发界限、开发设计优化研究以及水平井加密调整、注水开发试验。到2005年，外围低渗透油田水平井开发及采油工艺初步配套，薄层水平井已开发动用难采地质储量314万吨。
九、天然气藏开发技术
（一）气藏描述
1987年，随着中浅层气藏投入试采，大庆石油管理局开始对以汪家屯为代表的由多个复杂岩性、断块小气藏组成的复合性气藏群进行描述与研究。采用常规的系统试井技术，求取合理的工作制度和产气量。1988年，先后采用压降法、弹性二相法、探边测试法对气井落实动态储量，并应用地球物理测井方法监测产气、注气剖面，对三次采油的注气试验井和高压气井进行动态监测，取得了6口井的产气剖面资料。1989年，摸索出大庆外围地区气水层解释判断方法。1990年，运用小型气藏的早期评价方法，评价分析白音诺勒气田的气藏开发潜力。同时，与西南石油学院合作，重新解释汪家屯气田的系统试井资料，首次提出井控可动储量概念，研究气井的携带能力，预测气井产量，科学地编制开发方案。1997年，开始推广应用噪声测井技术。1998年以后，应用修正等时试井方法进行产能测试，重新研究确定部分气井的产能，并用多种方法确定气井的工作制度和产气量。
2002年，大庆油田有限责任公司启动实施深层天然气开发技术攻关项目，进行火山岩岩性和岩相模式研究，建立相应的岩电关系；采用恒速压汞测试与核磁共振测试法，检测并研究储层孔隙结构与饱和度。到2005年，初步形成一套适用于火山岩气藏储层描述的火山岩岩性与岩相描述技术、测井火山岩岩性识别技术、地震火山岩体识别技术、火山岩储集空间描述技术以及火山岩气藏储层描述标准，并针对深层火山岩、砂砾岩气藏的自然产能普遍较低、靠大型压裂才能达到工业气流的实际情况，初步建立起升平、兴城2个开发区块的产能方程。
（二）气井堵水及排液采气
1989年，大庆石油管理局采用可钻式封隔器实施气井堵水，使5口因产水量大被迫关闭的气井恢复生产，堵后单井日产气量达3.37万～5.46万立方米。随后，该技术得以在其他气田推广应用。1991年，抽油机排水采气技术始用于气井生产，并研发出双层油管热洗解堵、排液采气工艺。1992年，尝试依靠气井自身气体能量柱塞气举排液采气，取得阶段性成果；用化学堵水工艺封堵层间水取得成功。1995年，试制成功软密封柱塞，实现普通油管柱塞气举，并延长了运行周期。1999年，开发提捞积液和泡沫排水复合采气工艺技术，使被积液压“死”的气井恢复生产。2005年，泡沫排液采气等方法用于56口井次，增产天然气788万立方米。
（三）气井压裂
1989年，大庆石油管理局运用自产泡沫液在朝阳沟油田2口气井进行氮气泡沫压裂试验取得成功。1992年，具有低滤失、高返排性能的系列水基压裂液研制成功。1994年，研发致密气藏压裂设计、产量预测软件，并改进压裂液生产工艺及配方，设计出气井大型压裂井下管柱，在升气1—1井成功进行大型气井压裂试验，气井压裂后初期日产气量达到10.9万立方米。1999年以后，先后对10口气井施行二氧化碳泡沫压裂，其中7口井平均日产气量由压裂前的0.3万立方米上升到压裂后的1.7万立方米。2002年，开始研究火山岩储气层的改造问题。到2005年，初步形成配套的深层火山岩压裂技术，应用于徐深气田34口井的58个气层，14口井获工业气流，其中9口井日产量超过20万立方米，压裂优化设计符合率达到91％。
十、测试工程技术
（一）注入剖面测井
1.放射性同位素载体法注水剖面测井
20世纪80年代初，大庆生产测井研究所（以下简称测井研究所）牛超群、李明生等研发放射性同位素载体法注水剖面技术。该技术是利用随注入水向井下注入放射性示踪物质，人为提高地层的伽马射线强度来研究井的注入剖面和井身技术状况的方法。测井仪器主要由磁性定位器、伽马探测器、井下同位素释放器组成。该方法可以测得注水井分层的注水量，检查评价分层配注结果。
为适应油田水井分层配注条件下，了解配注情况、检查配注效果的需要，1986年，测井研究所乔贺堂、陈士铎、尚芝喜等与胜利油田、大港石油管理局、辽河石油管理局等5个单位合作完成“放射性同位素示踪技术在油田开发中的应用”课题，并推广了配注管柱内同位素吸水剖面测井工艺，该项成果于1987年获得国家科技进步奖二等奖。
针对三次加密井注水量低的实际，1999年，测井研究所王金钟、张志文等研制新型放射性同位素微球载体，将同位素微球载体的平均密度由原来的1.20克／立方厘米调整为1.03～1.06克／立方厘米，粒径在100～900微米之间可选，使得同位素管柱沾污、同位素微球载体下沉、粘污等明显减少，低注入层测量精度有较大提高。2002年该成果获大庆油田有限责任公司技术创新奖一等奖。截至2005年底，应用新型同位素载体完成22 930井次注水剖面测井。
2.注入剖面多参数组合测井
油田进入高含水开发后，由于长期注水冲刷，使地层的孔隙喉道扩大，加之压裂、酸化、深穿透射孔等措施，使用传统的放射性同位素示踪法测井准确测定注水剖面有一定难度。1999年，测井研究所唐海涛、李金凤等研制IPCT－500B2型注入剖面五参数组合测井仪。该仪器可同时录取到流量、伽马、井温、压力、磁性定位等5项参数，通过综合解释，减少部分同位素沾污、套管漏失等对资料解释的影响，解决了高渗透地层、条带裂缝和封隔器漏失方面问题。1999年该项研究成果获得大庆石油管理局科技进步奖一等奖，2000年后其应用数量和比例逐年增长，成为注入剖面测井的主导技术。
3.聚合物驱注入剖面测井
在三次采油过程中，注聚合物驱油是提高原油采收率的重要手段之一。但由于聚合物具有黏度高、分子量大以及非牛顿流体等特性，使涡轮流量计、同位素示踪等注入剖面测井方法难以适应聚合物驱注入剖面测井的需要。为此，1991年，测井研究所研发聚合物驱注入剖面测井技术。1994年，该所吕殿龙、于向江等研究出电磁流量计测聚合物注入剖面测井技术，研制的电磁流量计是根据电磁感应原理，测量管道中导电流体的流量，解决了笼统井聚合物驱注入剖面的测井问题，1999年获得大庆石油管理局科技进步奖一等奖和中国石油天然气集团公司技术创新奖二等奖。针对三元复合驱注入液腐蚀性强、高度乳化、黏度较高且是非牛顿流体等特性，1999年，测井研究所吕殿龙、韦旺等研制电磁流量组合仪，用于三元复合驱注入剖面测井。
4.配注井注水剖面放射性示踪相关测量测井
油田开发中后期，由于开发方式和地质条件的改变，同位素载体法注水剖面测井受到高渗透层、深穿透射孔、井内流体黏度大等因素的影响，导致测井可靠性和解释精度不高。2001年，大庆油田测试技术服务分公司张耀文、王金钟等研究出配注井吸水剖面放射性相关测量方法，采用测量通过两个一定距离的探测器所探测示踪剂运移时间，进而确定各层注入量的方法。配注井吸水剖面放射性相关测量方法除适用于一般水驱注入剖面测井外，还适用于聚驱配注井和“三低”油田注入井的剖面测量。此项成果2003年获得大庆油田有限责任公司技术创新奖二等奖。
（二）产出剖面测井
1.抽油机井过环空找水测井
20世纪80年代中期以后，大庆油田的开采方式由自喷采油逐渐向机械采油转变，产出介质也由纯油逐渐向油、水两相转变。为了适应这个变化，1984～1986年，测井研究所张淑英、刘兴柏等研制抽油机井集流式过环空找水仪。该仪器的外径为25毫米，适合在抽油机井油、套环形空间内起下，实现了机采井产出剖面的测量。其流量的测量范围和精度分别为1～80立方米／天±3％和5～130立方米／天±5％。该技术1987年获得大庆石油管理局科技进步奖一等奖，1990年获中国石油天然气总公司科技进步奖二等奖。
为了提高含水率测量精度，1988～1992年，测井研究所王瑜珑、王宝春、乔贺堂等对含水率测量方法进行了研究，先后研制超高频含水率计和高含水高分辨率含水率计，分别获得了大庆石油管理局科学技术进步奖一、二等奖，1991年获中国石油天然气总公司科技进步奖三等奖。
为了适应高产液油井的产出剖面测量，1994年测井研究所李军、张宝群等研制过环空两相流大流量找水仪，该仪器流量测量范围和精度是100～250立方米／天±5％，1994年获得大庆石油管理局科技进步奖二等奖。截至2005年底，应用该技术完成3.8万余井次产出剖面测井。
2.阻抗式过环空产出剖面测井
油田进入高含水期，以往测量持水率的方法受流速、产液波动、高含水等的影响较大。1998年，测井研究所谢荣华、刘兴斌、胡金海等研制阻抗式过环空找水仪。该仪器由阻抗式含水率计、涡轮流量计、集流器组成。采用电导法测量持水率，其优点：①在水为连续相时，能够进行过流测量含水率，克服了井内波动及间歇出油的影响，实现了对含水率的实时监测；②测量结果不受温度及地层水矿化度的影响；③电极被油沾污导致的误差很小；④受流态影响小，含水率测量范围为50％～100％，测量精度为±3％。该成果1998年获大庆石油管理局科技进步奖一等奖，2004年获得国家科技进步奖二等奖。在阻抗式产出剖面测井仪器基础上研制成功的电导式含水率—相关流量传感器，1999年获大庆石油管理局科技进步奖一等奖。截至2005年底，应用阻抗式过环空产出剖面测井仪在大庆、吉林、胜利等油田完成测井1.9万余井次。
3.同轴相位法找水测井
大庆油田进入三次采油阶段，油水井注采关系日益复杂，提高录取资料的准确度显得非常重要。2001年，大庆油田测试技术服务分公司、大庆石油学院张永奎、王进旗等研制同轴介电相位含水率计。同轴介电相位含水率计是将圆同轴线作为测量传感器，油水混合介质在同轴线的内、外导体之间流过，通过测量电磁波在油水混合介质中传播的相位差，测量含水率。仪器的含水率测量范围为0～100％，测量精度为±5％，尤其适合于低含水井测量。2001年该项成果获大庆油田有限责任公司技术创新奖三等奖。
4.过环空三相流测井
油田开发进入中后期，油层压力不断下降，部分井出现井内脱气与地层产气共存现象，在井筒中产生油、气、水三相流动，为适应这种复杂的测量要求，1987～1990年，测井研究所张淑英、张宝群等研制过环空三相流测井仪，该仪器1次下井可录取到流量、密度、持水率、温度和压力5个参数，经综合解释计算，可得到油、气、水三相的产量及各相的含率。该成果1990年获得大庆石油管理局科技进步奖二等奖。
1991～1995年，测井研究所郑华、张宝群、钟兴福等对仪器和资料解释方法进行了改进完善，研制高温三相流过环空测井仪并配套了相应的资料处理方法，1995年获大庆石油管理局科技进步奖一等奖。截至2005年12月，过环空三相流产出剖面测井技术应用3 000井次以上。
（三）工程测井
1.井径测井
1986年，测井研究所研制八臂井径仪，1次下井可同时录取互成45°夹角的4条套管内径变化曲线，可测出套管的最小内径值，检测套管变形、破裂、错断或变形的位置。20世纪90年代，该所先后研制十六臂、二十臂、三十六臂、四十臂等一系列井径测井仪。由于采用高精度非接触式位移传感器，使井径仪可实现精确定量测量套管的内半径，这些仪器测得的井径资料可直观、精确、全面地反映套损情况，给出套管最大、最小及平均井径，提供套管内壁结构状况立体图（可旋转）及内壁彩色成像展开图，在任一深度对应给出套管内径截面图及俯视图，方便了用户从不同侧面、采用不同方式观察套损情况，解释精度显著提高。这些仪器已形成比较完整的产品系列，可根据实际井况选用不同性能指标的仪器进行测井，较好地满足油田开发需要。2005年，大庆油田测试技术服务分公司向美国Probe公司出口两支三十六臂井径仪。
2.磁法测井
1995年，测井研究所史东明、张有明等针对油水井射孔质量检查工作的需要，进行了磁技术检查射孔孔眼位置研究，研制磁法射孔孔眼位置检测仪。该仪器可对实际射孔位置和射孔的数量进行检测，在井下油气水等介质中正常工作，查验射孔孔眼漏检率≦2％，对正确认识二次加密井的开发效果有较大意义。该成果1996年获大庆石油管理局科技进步奖一等奖。
2003年，大庆油田测试技术服务分公司张友明、刘青昕等研制小直径涡流套损检测仪，它可以透过油管测量套管的技术状况，对于套管壁厚、磨损程度、腐蚀区域等情况可准确测量，2003年该技术获大庆油田有限责任公司技术创新奖二等奖。截止到2005年12月，该技术已推广应用260井次。
3.超声成像测井
1988年，测井研究所顾焕平等与中国科技大学合作共同研制成外径90毫米的井壁数字超声成像测井仪，它可直观地给出井下套损的情况和井壁的几何立体图形，该成果1990年获石油部科技进步奖三等奖。
为了更好地适应套损严重井的监测要求，2000年，大庆油田测试技术服务分公司王兴国等研制外径46毫米的小直径井壁超声成像测井仪，不仅提高了测井成功率，而且大提高了套损严重井段的通过性能，提高了施工效率，有效降低了施工难度。该成果2001年获得大庆油田有限责任公司技术创新奖二等奖。
4.工程组合测井
2004年，大庆油田测试技术服务分公司刘广锁、刘青昕等研制小直径高精度方位系列工程组合测井仪器，其中包括小直径高精度方位综合测井仪、小直径方位二十臂井径组合测井仪、小直径方位井壁超声成像组合测井仪。这些仪器的外径减小至50毫米，有较强的通过性能，在能够准确地检测套损位置、类型和套损程度的同时，还能给出套损的方位信息，使有关人员能够准确分析套损机理，从而采取有效地修防措施，更有效地解决套损问题。
5.套损预测
“九五”末期至“十五”初期，大庆油田出现了较严重的套损现象。2003年，大庆油田测试技术服务分公司刘继生、吕秀梅等完成利用横波及工程测井信息检查异常地应力方法研究及现场试验，通过研究给出了单井井周地应力检测及分析方法，揭示了地层蠕变、水泥环缺损影响套管载荷的规律，应用该方法可及时预测区域套损发展趋势，评估油水井套损危险等级。通过在葡北二断块进行的试验有效地降低了该地区的套损发生率。2004年，该公司陈茂龙、刘青昕等研究出金属磁记忆检测地应力方法，该方法利用铁磁构件的磁记忆特性，可准确地探测到井下套管上，以应力集中为特征的危险部位，给出套损危险等级，并能半定量评价套管所受应力的分布状况，从而达到预测套损的目的。
（四）产层参数测井
1.碳氧比能谱测井
1985年以后，单个探测器的碳氧比能谱技术在大庆油田推广应用见到了较好的应用效果。但因该技术受井壁附着油（包括蜡）的影响较大，且消除其影响的洗井作业成本较高，技术应用规模受到了较大的影响。
2000年，大庆油田测试技术服务分公司王金钟、郑华等研制双源距碳氧比能谱测井仪器，并开发了配套的解释软件。该技术克服了井内多相介质和井壁附着油或蜡的影响，省略了洗井作业工序，既降低了技术应用成本又提高了测井结果的符合率，分辨率达0.6米，在不洗井条件下的套管井中可连续测量，在中、低矿化度地层油田均获得较好的效果。2004年获得中国石油天然气股份公司技术创新奖二等奖。截至2005年底，该技术在大庆、吉林、辽河、冀东、大港、中原、南阳、胜利、江苏等油田测井800余口，
2.测—渗—测中子寿命测井
测—渗—测中子寿命测井技术，在20世纪90年代末在大庆油田开始现场试验并得到一定程度的应用。为了解决好测井工艺中把握“渗而不驱”和建立配套的解释方法问题，2001年，大庆油田测试技术服务分公司郑希科、韩玉堂、周履康等进行了测—渗—测中子寿命测井施工工艺及解释方法研究，研究形成了硼（或钆）溶液浓度配比、注入压力设计方法、密闭施工方法等配套工艺、确定解释校正参数并编制了现场直观解释软件。截至2005年底使用该工艺已测井400口，获得了较好的应用效果。
（五）开发试井
1.井下压力测试
1983年、1985年，大庆石油管理局采油工艺研究所分别研制CJ—1型双频道回声仪和抽油机井流面自动监测仪，它根据声波传播速度及液面反射波的时间差，测量抽油井油管环形空间中的液面和油管接箍位置，实现了液面法间接测压，有效地解决了转抽后采油井压力资料的录取问题。1984年和1986年这2项成果分别获得了大庆石油管理局科技进步奖一、二等奖，截至2005年底已完成测试100万井次以上。针对电潜泵井测压问题，大庆石油管理局采油工艺研究所研制电泵井测压阀，实现了电泵井测压的目的，该项成果获大庆石油管理局科技进步奖一等奖，已应用25万井次。
1986年，大庆石油管理局开发部肖培琛从江汉石油管理局引入偏心井口装置，结合大庆油田的实际定型了“Ⅲ型偏心井口装置”，它可将油管置于偏向套管的一侧，留出下放仪器的通道，使20毫米直径外径仪器直接由油管环形空间下入井底进行压力实测，从而解决了抽油机井测压问题。
1990年以前大庆油田试井测压仪器主要是机械式压力计，常用的有20毫米小直径振弦压力计、QTY—X型小直径弹簧式压力计、721型弹簧式压力计等。随着电子技术的进步以及在石油行业的广泛应用，新型传感器和测量方法不断涌现，至2000年，电子压力计取代机械式压力计，成为油水井测压的主要手段。电子压力计主要由压力传感、温度传感器、AD转换器，数据处理及存储器组成。
2.注水井流量测试
20世纪90年代中期以前，大庆油田的注水井流量测试主要使用机械式106浮子式分层流量计进行测试，每年测试2.5万井次以上。1997年，大庆油田采油工艺研究所科技人员在106浮子流量计的基础上，研制成浮子式电子流量计，克服了106浮子流量计存在的卡片折、皱，线条断、粗等缺点，提高了测试成功率。2000年以后，随着超声波流量计和电磁流量计的推广应用，浮子式流量计逐渐退出服务市场。
1998年，采油二厂测试大队和凯山仪器厂研制成超声波井下流量计，它是利用超声波在顺水流和逆水流传播速度的差异而研制的测试仪器，其优点是没有截流元件，可避免因粘污带来的影响，并有测压和测温的功能。
1999年，大庆油田采油五厂测试大队与中国工程物理研究院应用电子学研究所合作研制ZDLⅡ型存储式电磁流量计。它即可测注水井，也可测聚井；即可测偏心井，还可以检测注水井非射孔井段的漏失点。它无集流部件、无机械活动部件，并通过优化仪器的结构设计，减少了仪器掉卡事故，大幅度提高了测试成功率。该仪器2000年后在各采油厂得到应用，年测试井数在2万井次以上。
3.抽油机井工作状况诊断
大庆油田自喷井大面积转抽后，了解抽油机井的工作状况，优化抽油机工作参数，成为一个重要问题。1987年，大庆油田采油工艺研究所开发了抽油机井井下诊断技术，该技术可以对整个抽油系统进行诊断。
1995年，大庆油田引进北京金时仪器厂抽油井综合测试仪，该仪器可同时进行动液面测试以及抽油机的载荷、位移、冲次、电流、电压及功率等数据的测试。在各采油厂普遍应用，每年测试约40万井次。
4.多井和同井层间试井工艺
1986年，大庆油田采油工艺研究所研究应用了脉冲试井工艺，即把一口井作脉冲井，周围几口井作为反映井在其中下入高精度压力计，测出反映井的井底压力变化趋势，通过分析其变化即可得出油层是否联通、检验井间是否存在断层、断层是否密封以及不同方向的渗透率等信息。
1992年，大庆采油工程研究院研究出同井层间干扰试井及解释方法，其原理是在同一口井的目的层（油层）顶底隔层的中间下一只封隔器，上封隔器以上为反映层，下封隔器以下是封堵层，用两支高精度电子压力计，监测反映层和激动层的压力变化，进而分析夹层是否存在尖灭，是否存在窜流，窜流量大小等。该方法在各采油厂均有应用，1992年获大庆石油管理局科技进步奖二等奖。
