2008 年，在世界 10 家最有价值的公司中，石油公司占了5家，但到了2018 年， 前 10 家最有价值的公司已由石油公司为主体转变为互联网(数据)公司为主体，如 Alphabet(Google的母公司)、亚马逊(Amazon)、苹果(Apple)、脸书 (Facebook)和微软(Microsoft)是当前全球估价最高的5家上市公司^[4]。2019年1月，英国BP公司投资500万英镑助力人工智能初创公司Belmont Technology，开发了一个融合物理、地质、历史和油藏信息的地球科学云平台，为 BP提供独特的“地下资产图谱”^[5]。采取开放式创新和产、学、研深度融合的模式，与 IT公司合作是油气行业智能化发展的通用策略。国际石油公司通过与 IT 公司联手开展业务智能化探索，实现上游勘探开发业务的智能化，产生了道达尔+谷歌云、雪佛龙+微软、壳牌+惠普等跨界组合^[6]。

早在2006年，大庆油田公司出台了大庆油田信息化建设的发展战略：围绕主营业务， 做“3篇文章”，打造数字油田，实现企业的信息化。作为行业技术和未来发展方向的领军者，大庆油田始终在数字化、智能化、智慧化油田的进程上稳步推进。在电子计算机发展形成之初，大庆油田数字化建设即已拉开帷幕，大力开展诸多研究和部署，如模拟计算井网井距，生产参数的数据化存储，开发各级单位间数据共享的企业网、ERP系统管理软件及A11/12等油田信息化系统等，为油田开发和各类数据高效、有效的存储及使用带来极大方便。油田数字化建设是一个完整且庞大繁复的系统工程，其构建不是一蹴而就的，而是需要油藏工程、地面工程、信息工程以及井筒工程等自下而上、由内向外、由易入难逐步发展而成的。基于国内各油田油藏数字化、智能化发展状况，结合近年来大庆油田相关技术领域深耕成果，对井筒数字化、智能化进行定义，同时分析未来发展方向。

油田生产过程中，随着油田生产的不断深入，生产难度越来越高，新的应用需求随时产生，以大港油田为例，对油水井措施施工存在问题的分析，油田生产管理部门亟需研发和建设一套满足油田措施施工实际需要的实时数据采集、视频监控和远程传输系统，将施工前期、中期、后期的关键生产数据信息和视频图像信息传输到采油厂的管理中心，从而实现信息共享和应用、压裂方案设计、远程专家诊断和现场监控^[7]。技术供需的转换代表着技术发展的方向和进程。

油田开发初期，原油产量高、开发难度低，油水井井下以机械调控为主，可满足绝大部分测调需求，以近年来的研究成果角度看，机械调控方法井筒数据获取方式少、测量准确性不高，井与井、层与层之间的连通关系及液体流向无直观、准确的认识。近年来，随着高效、精准测调需求的提出，智能注采工艺技术发展速度明显加快，智能注入端应用井数多且分层调配方案相关理论十分完善，已经具备构建井筒数字化和智能化的基础，而采出端大部分以笼统开采为主，井筒数字化控制研究近几年才刚刚兴起。大庆油田于2010—2020年加大机电一体化油水井测调工艺技术的研究，代表着机械油水井分层调控向自动化调控方式的转变。截至2021年年底，研发的油水井缆控智能注采工艺技术已初步实现井筒的人工干预分层控制和数据采集，但是距离空间化、数字化、网络化、智能化和可视化特征的井筒控制系统功能实现还很远。

油水井井筒数字化不同于地面采集数据的数字化存储及使用，是更直接、更真实反映单井各层段生产情况的数据采集、处理、存储及调用。

油田开发由于注入井和采出井功能、井筒的流体流态及其工况不同，所以注入井和采出井的井筒数字化建立也各有不同。注入井侧重各注入层介质的流入特性，即分层压力、分层注入量是核心参数。而采出井则侧重各层产出介质的流出特性，即分层流量、分层含水、分层压力是核心参数。

注入井井筒数字化建立必须但不限于具有井下各层的分层压力、分层注入量、分层温度等参数的实时监测功能。如果注入特殊介质，如聚驱、复合驱，则增加井下介质黏度等参数的监测也是十分必要的。采出井井筒数字化建立必须但不限于具有井下各层的分层流量、分层含水、分层压力、分层温度等参数的实时监测功能。如果是特殊油藏，如稠油的气驱，需要增加井下分层产气量、介质黏度等参数的监测，只有全面且准确获取井筒内各种参数才是构建油水井井筒数字化的基础。

获取数据量加大需要快速存储及调用，建立适用于油水井动态分析所需要的数据信息库，是动态分析数据库建立的最终目标，将物联网环境下采集的大量动、静态数据，通过已建的各类生产、管理系统接口进行数据重新整理、排列，并上传至数据库，为油水井动态分析提供畅通的数据通道和数据信息支撑，实现分析数据及信息的全面展示，为技术人员提供现成可用的分析数据，辅助地质、工艺、设备等各个生产单位管理需求；同时实现从单井到油藏的生产动态指标科学计算，为油藏管理者提供全面可靠的决策信息^[8]。

井筒数字化的建立可以实时掌握油层的开发状态，提高工作效率，但更重要的是能够无人工参与地实时自动调控油藏开发动态及状况，进而提高采收率，即实现井筒智能化。所以，在井筒数字化的基础上，实现井筒智能化，注入端必须具有注入压力及注入量的调控功能，需配套流量调控装置，采出端必须具有流压及流量的调控功能，需配套流量调控装置，两端各功能相互联系、共成一体。

井筒实现数字化、智能化，不仅满足了油田开发动态调整及其提高采收率的需要，实现真正意义上精准的“六分四清”（其中，“六分”工艺包括：分层注水、分层采油、分层测试、分层改造、分层研究、分层管理；“四清”工艺包括：分层注水量清、分层采油量清、分层产水量清、分层压力清），还将与地面计量和测试系统部分功能有效整合，简化地面设施部署和投入，同时大幅度降低人工成本。如图1所示为井筒数字化、智能化构建的系统原理图，其主要由无线传输设备、地面控制器、配水/产器组成。井下流量计、压力计、含水仪、温度计等传感器，将监测数据实时传输到地面，通过地面控制器接收、解析后供工作人员查看，同时利用无线传输设备将数据远程传输到控制中心。控制中心分析后，如注采两端需要调整，则控制中心给地面控制器发出无线指令，注采井井下各层段的流量调控装置接受指令完成调控动作。

图  1  井筒数字化智能化系统

Figure 1.  Digitization and intelligentize system for well

井筒数字化、智能化需要满足井筒完整性、参数准确性、调控可靠性、系统实用性及决策智能性的要求。以大庆油田智能采出井为例从4方面描述技术现状及未来发展方向。

将温度、流量、压力和含水率等传感器置于井下配产器中对各参数进行采集，并通过交直流电压变换、信号功率放大及数模转换等方式，最终将传感器采集的微弱电信号转化为地面仪器可识别的信号(图2)。每个传感器模块对应1种井筒参数，传感器种类越多，井筒数据采集种类越全面，数据测量准确性取决于传感器设计精度和信号转换电路精度。现阶段各核心传感器精度均满足油田生产实际需求，未来的发展方向为集合特殊介质和特殊油藏的全参数采集，长寿命、超高精度传感器及信号转换电路研究。

图  2  数据信号处理流程

Figure 2.  Processing flow of data signal

数据传输的基础是数据规范化，即通讯协议格式完整统一。如表1样例所示，协议由定长的16字节数据构成，包括报头(2字节)、设备码(2字节)、指令码(2字节)、数据段(8字节)、校验和(2字节)等5个字段。其中8字节数据段能够保证6类生产参数的并发传输。校验和字段位于指令及应答数据尾端，用于收发两端的数据自校验，能够保证数据解析的准确性，同时降低因通信波动引发的误解析。综合井筒深度和投入成本等因素，利用电力线载波+单芯铠装电缆的通讯方式进行数据传输。现阶段通讯成功率几乎达到100%，数据双向传输速率在2 s以内。未来的发展方向为基于电磁波、流量波的无线通讯传输方式。

井下流体控制主要体现在进液口处流量和压力的控制，即控制阀门的开关截面积。实现方式是通过微型电机带动传动机构，使活塞杆轴向伸缩运动，电机受地面控制器控制连续改变运行速度和时间，进而对流体进行无级调节。现阶段的调控方式主要为人工参与设置运行参数，手动控制阀门开关。未来的发展方向为研究自适应控制算法，从注采两端同时控制形成分层联动，最终无人工干预自动调整。

通过电缆供给直流电，针对智能配产器内各用电模块工作电压跨度大、分路多、供电复杂等需求。如图3所示，研究攻关智能配产器核心模块转压供电电路，通过转压供电电路实现220 V交流电AC~3.3 V直流电DC的大跨度电压转换，能够为智能配产器内直流电机、传感器和单片机等多种用电设备稳定供电。现阶段供电仍需下入全井深度的电缆。未来发展方向包括高密度可充电电池供电、井下无线供电以及井下流体自发电等研究方向。

图  3  转压供电示意图

Figure 3.  Schematic diagram of power supply after voltage transformation

(1)井筒数字化、智能化是数字油田、智能油田、智慧油田建设的基本要求，同油藏、地面数字化工程同等重要，其最终目的是提高采收率、降低开发成本。

(2)井筒数字化、智能化构建要以注入井、采出井流体特性、控制及环境的动态监测为核心，监测的准确性和稳定性最为重要。

(3)未来数字化、智能化构建以现有技术为基础，发展并完善主体监测技术，实现全参数、高精度、立体化测控，由井下有线传输向无线传输转变。