时间：2022-07-09 19:12:46
开篇：写作不仅是一种记录，更是一种创造，它让我们能够捕捉那些稍纵即逝的灵感，将它们永久地定格在纸上。下面是小编精心整理的12篇油田施工论文，希望这些内容能成为您创作过程中的良师益友，陪伴您不断探索和进步。
1.建设单位领导不重视
油田建设单位的重视程度直接影响着施工质量，当前许多油田建设单位只一味地强调产量，忽视了地面建设，将其当做可有可无的一部分，还有的为降低成本，地面建设根本没有达到标准配置，对地下工作造成影响。领导的不重视导致单位员工在施工时也不负责任，影响工程质量。
2.施工人员素质低下
油田工程是一项很艰苦的工程，许多一线工作人员都是农民工，农民工受教育程度不高，自身的文化水平有限，施工时会遇到很多技术性难题，这些困难如果没有得到及时解决，会给工程埋下质量隐患。另外，许多油田单位没有对工作人员进行相应的职业培训，或者培训不规范，导致本来自身素质就参差不齐，进入单位后又没有得到提高，必然造成施工质量不合格。
3.工程监管力度不强
对于施工人员来说，专业水平、个人素质等方面都会对工程质量产生影响。许多施工人员在工作时由于粗心，可能犯下了错误，大型的错误可能一眼就能看出来，但细小的差别可能就需要专门的监管人员来检查。实践中，在工程的监管上，存在很多问题。比如，有的施工单位根本不设监管人员或者用一些没有专业知识的人来充当监管人员，都会让本身已存在的小失误，由于没被及时更改，而随时演变成大事故。
二、油田地面建设施工的管理措施
从上述问题中可以发现，油田地面建设存在着四个方面的问题，这些问题不及时解决会直接影响油田工程质量，笔者从上述四个问题入手，结合自身经验和相关研究，提出了解决上述问题的有效措施，希望能对提高油田地面建设施工管理提供帮助。
1.从领导做起，正视地面建设的重要性
单位领导的一言一行会对员工产生巨大影响，领导应当首先重视起来，抓住机会强调地面建设的重要性，比如可以召开会议的方式树立员工的地面建设意识。在日常的施工过程中，应当多进行地面建设的巡视，随时指导施工过程中的难题，鼓励员工不怕苦不怕累，营造一个积极上进的建设氛围。
2.提高建设方案的可行性
方案设计人员应当努力提高自身素质，可以寻找机会培训或进修，了解最新的设计水平，不断研究和学习，提高自身设计水平。另外，方案设计人员要注重实践，因为方案是要被建设成一个实体，如果缺乏了可操作性就等于没有方案。因此设计人员应当在设计之前，先进行实地的考察和测量，再进行数据的科学分析，结合当地的自然条件进行科学合理的设计，充分保证其可操作性。
3.提高工程监管力度
对于监管制度，建议从以下三个方面入手：第一方面，提高监管意识。必须要重视监管工作，提高监管意识，将监管列入建设日程，做好每一天的监管工作，并不断重申监管的重要作用。第二方面，设立专门的监管人员或者监管机构，确保整个工程的质量得到有效保证，为了排除暗箱操作，应当设立专职的监管人员，让监管工作独立于其他部门的工作，才能避免监管人员和施工人员之间的包庇行为，实现有效监管。第三方面，制定严格的监管惩罚措施，监管过程中会出现监管失误，而带来严重影响。应当建立监管失误后的惩罚措施，比如按照减薪处理，目的是提高监管人员的监管责任心，提高施工人员的施工责任心，最终提高工程质量。
三、结束语
关键词: 防砂技术;化学防砂;固砂剂;热采稠油井;技术发展;辽河锦州油田;综述
锦州油田现生产区块主要有锦45 块、锦7 块、欢17 块、锦25 块、锦16 块等，在长期的开采过程中，油井出砂一直是制约油田正常生产的一个主要因素。据统计2000 年出砂井数873 口， 2005 年上升到1056 口。 这些区块呈现的特征是出砂的套变油井逐年增多，出砂粒径逐年变细，出砂量逐年增多。其中锦45 块和锦7 块由于成岩作用差，胶结疏松，油井出砂极为严重。机械防砂、压裂防砂、螺杆泵排砂等防排砂技术受井下工具的限制，均不适用于出细粉砂油井和套变油井防砂，而化学防砂具有其他防砂措施不可替代的优越性，具有固化强度高、有效期长、对地层伤害性小、施工简便的特点，所建立的人工井壁能有效地阻挡地层出砂，具有普遍性，能很好地解决各种油井防砂问题，是解决套变油井和出细粉砂油井防砂难题的有效方法。
1 化学防砂技术的发展历程
锦州油田已开发15 年，油井出砂一直是影响油田开发水平提高的主要因素之一，毕业论文 化学防砂技术的应用和发展在油田开发中起了至关重要的作用。1992～2005 年期间化学防砂技术的发展可分为四个阶段。
(1) 1992～1995 年，在稀油和稠油区块分别使用以长效黏土稳定剂为主的FSH2901 稀油固砂剂和以无机物为主的BG-1 高温固砂剂。
(2) 1996～1997 年，稠油井化学防砂技术有了新突破，先后开发并研制了含有有机成分的三氧固砂剂、高温泡沫树脂和改性呋喃树脂溶液防砂剂。
(3) 1998～2002 年，以具有溶解和溶合作用的氟硼酸综合防砂技术代替长效黏土稳定剂成为稀油井化学防砂技术的主流，以含有水泥添加剂的有机硅固砂剂代替了三氧固砂剂。
(4) 2003～2005 年，改性呋喃树脂防砂技术由于有效率较高和有效期较长，医学论文 成为化学防砂技术的主流，其余早期的化学防砂技术不再使用，同时LH-1 高强度固砂剂防砂技术通过了现场试验。
2 化学防砂技术的应用效果
2.1 FSH-901 稀油井固砂剂防砂技术
(1) 防砂机理 FSH-901 固砂剂主要成份为线性的高分子阳离子型聚合物N2胺甲基聚丙烯酰胺，这种聚合物中阳离子与黏土晶格中的阳离子发生交换作用，中和黏土表面的静电荷，消除黏土片层间的排斥力，使黏土呈吸缩状态，阻止黏土膨胀引起砂粒运移。由于与黏土发生交换的阳离子是连接成链状的，可在黏土颗粒表面形成强大的吸附膜，包裹黏土颗粒，使黏土颗粒与泥砂颗粒牢固地黏结在一起，又可防止其他阳离子的侵入和交换，达到固砂和防止油层出砂的目的。
(2) 应用效果 1992～1997 年，使用FSH-901稀油井固砂剂总计施工136 井次，有效107 井次，有效率78.7 %。
2.2 BG-1 高温固砂剂防砂技术
(1) 防砂机理 该高温固砂剂是以含钙的无机化合物为主体，加入有机硅化物及分散剂，经密闭表面喷涂工艺处理制得的白色粉末状固体颗粒。在快速搅拌下将该剂分散在水介质中，配制成微碱性的悬浮液，在注汽条件下挤入井内，其中的硅化物在井筒近井地带高温表面发生脱水反应，将地层砂牢固地结合在一起，从而达到固砂的目的。
(2) 应用效果 1992～1995 年，使用BG-1 高温固砂剂总计施工79 井次， 有效63 井次， 有效率79.7 %。
2.3 三氧固砂剂防砂技术
(1) 防砂机理 三氧固砂剂由粉状氢氧化钙、碳酸钙、甲基三乙氧基硅烷，二甲基二乙氧基硅烷、分散剂、助乳化剂及其他助剂组成。承载于氢氧化钙和碳酸钙上的乙氧基硅烷在高温条件下遇水分解，乙氧基变为硅醇基，硅醇基与砂粒表面的氢氧基( —OH) 之间和硅醇基相互之间发生脱水缩合反应，硅醇基与钙化合物之间也会发生某些反应，其结果是砂粒和钙化合物颗粒之间形成网状结构的有机硅大分子，使松散的砂粒胶结在一起。
(2) 应用效果 1996～1997 年，使用三氧固砂剂总计施工98 井次，有效81 井次，有效率82.7 %。
2.4 高温泡沫树脂防砂技术
(1) 防砂机理 当高温可发泡树脂液挤入地层后，一部分树脂液在砂粒之间吸附而形成胶结点，树脂固结后将地层砂固结;进入地层亏空处的另一部分树脂在发泡剂作用下发泡并形成固体泡沫挡砂层，起人工井壁的作用。这一技术是高温树脂固砂与固体泡沫人工井壁防砂的结合。
(2) 应用效果 1997 年，使用高温泡沫树脂总计施工4 井次，有效2 井次，有效率50 %。
2.5 改性呋喃树脂防砂技术
(1) 防砂机理 改性呋喃树脂防砂剂由改性呋喃树脂、固化剂、催化剂及抗高温老化剂、吸附剂及后处理剂组成，在紊流状态下易分散于水中，职称论文 不结团、不沉降。防砂剂在清水或污水携带下进入油井目的层段，分散并吸附在砂粒表面，在地层条件下固化，在套管外地层中形成不熔化不溶解的阻砂井壁，水则作为增孔剂使其具有一定的渗透率[1 ] 。这种防砂剂形成的人工井壁，抗压强度为5～15 MPa ，可阻挡粒径> 0106 mm的砂粒通过。
(2) 应用效果 1997～2005 年，使用改性呋喃树脂防砂剂总计施工99 井次，有效94 井次，有效率94.9 %。
2.6 氟硼酸综合防砂技术
(1) 防砂机理 氟硼酸可水解产生HF[2 ] ，即BF4- + H2O =BF3OH- + HFBF3OH- 阴离子可进一步依次水解成BF2 (OH) 2- 、BF(OH) 3- 、H3BO3 ，同时产生HF。各级水解生成的HF 与砂岩中的黏土和地层骨架矿物颗粒的反应为HF + Al2SiO16 (OH) 2 H2SiF6 + AlF3 + H2O与此同时，羟基氟硼酸和硼酸亦与地层矿物颗粒如高岭石反应，生成硼硅酸盐和硼酸盐。硼硅酸盐可将小片黏土溶合在一起，阻止其分解和运移，使氢氟酸进一步与地层骨架矿物反应。在这些反应中，黏土中的铝生成取决于F - 的某种氟铝酸盐络离子而溶解在溶液中。在矿物表面富集了硅和硼，在硅酸盐和硅细粒上则形成非晶质硅和硼硅玻璃的覆盖层，溶合成骨架，使颗粒运移受阻。
(2) 应用效果 1998～2002 年，使用氟硼酸综合防砂技术总计施工130 井次，有效106 井次，有效率81.5 %。
2.7 YL971 有机硅固砂剂防砂技术
(1) 防砂机理 该固砂剂能改变黏土表面的电荷性质，其中的主体成份聚合物还能与地层中的硅氧结构矿物(包括黏土中的硅氧结构矿物和砂砾中的SiO2) 反应，形成牢固的化学键;同时在油层条件下固砂剂分子之间相互交联，形成牢固的网状结构，既稳定了胶结物，又固结了疏松砂粒。
(2) 应用效果 1998～2002 年，使用YL971 有机硅固砂剂总计施工89 井次，有效76 井次，有效率85.4 %。
2.8 LH-1 高强度固砂剂防砂技术
(1) 防砂机理 在高温下该固砂剂中的有机硅化物经水解、表面脱水，以硅氧键与地层砂结合，并在各种添加剂的共同作用下将地层砂紧密连接在一起，留学生论文形成具有一定渗透率和高强度的立体蜂窝网状结构滤砂层，阻止地层砂流入井筒。
(2) 应用效果 2005 年，使用LH21 高强度固砂剂总计施工11 井次，有效11 井次，有效率100 %。
3 现场施工中出现的问题
以上各种化学防砂技术在锦州油田开发的不同时期发挥了极其重要的作用，有力地保障了油田生产的正常运行。随着各个区块开发力度的加大及上产措施的实施，化学防砂主要面临以下几种状况。
3.1 出砂套变井逐年增加
据统计，随着锦州油田各采油区块递减幅度的加大，出砂油井数每年递增， 2000 年共有873 口，2005 年已增加到1056 口。其中出砂的套变油井数也逐年上升，2000 年为163 口，2005 年底已上升到316 口。出砂的套变油井如不及时采取防砂措施，套管变形将更加严重，甚至发生套管损坏、油井报废。虽然套管严重损坏的油井可以采取注灰、补层、侧钻等补救措施，但会大大增加采油成本。对于套变油井，最好在出砂初期便采用化学防砂法防治出砂。
3.2 长井段油井化学防砂的难度加大
进入油田开发中后期，锦州油田在布井上采取了井网加密策略，在油层开发上采取了几套层系合采措施，油井开发层系增多，油层厚度加大，井段加长，也加大了化学防砂的难度。有些油井由于井段长，层间差别大，笼统的化学防砂方式已不再适用，只能根据不同油层的地质状况、出砂量及出砂粒径，设计不同浓度、不同组成、不同药剂用量的合理的分层防砂方案，并利用井下工具来完成分层化学防砂措施。该技术正在逐步完善之中。
3.3 油井出砂粒径逐年变细
以锦45 块为例，根据463 个采集砂样的筛选分析结果，2000 年砂样平均粒度中值为01243 mm ，2005 年为01156 mm ，呈现逐年变细的趋势，出细粉砂油井逐渐增多。另外，在少数油井采集的砂样中，有大粒砂和近似泥浆的细粉砂，说明油层骨架已遭到破坏，如不及时采取防砂措施，将发生地层亏空严重、套管变形、破裂损坏的危险现象。
4 开发中后期化学防砂技术发展方向
4.1 开发新型常温固化、耐高温的化学防砂技术有一些出砂比较严重的套变的检泵油井，由于油层温度低，不能采用现有的化学防砂技术防砂。曾尝试使用常温环氧树脂防砂技术，由于固化强度低而被淘汰。目前锦州油田使用的改性呋喃树脂防砂技术和LH21 高强度固砂剂防砂技术，所用药剂都是高温固化类型的，不适用于常温检泵油井，有待开发常温固化、耐高温的化学防砂技术。
4.2 逐步完善配套分层防砂工艺
针对多层合采，井段加长的出砂油井，笼统防砂方法已不再适用，分层防砂是有效措施之一。目前的分层防砂技术应逐步完善各层系的设计方案、药剂的选用和施工方式方法，以适应这类油井防砂的需要。 参考文献:
关键词：油气田 地面工程 建筑管理
中图分类号：TE4文献标识码： A 文章编号：
一、前言
工程项目的现场管理是指从事项目管理的企业受业主委托，按照合同约定，代表业主对工程项目的组织实施进行全过程或若干阶段的管理和服务。工程管理采用项目管理模式既是市场经济的必然产物，又是加入WT()后的迫切需要。但在现阶段，油田建设市场参与各方，尤其是业主的认识，还不能适应发展，仍是工程建设指挥部或建设单位自营(业主自营)的项目管理方式。
二、油田地面建设工程常见的质量问题
通常在实际油田地面L程建设过程中，常见的质量问题主要体现在以下几个方面：第一，施工现场的土建部分，容易出现地面起砂、空鼓；砂体组砌混乱；清水墙面游丁走缝超出标准；如果地面带有地漏，则发生泛水或者积水的问题；混凝土砂浆搅拌时间不足，计算有误；墙体抹灰出现裂缝。第二，施工现场管理部分，常见的质量问题包括：补强板上未预留信号孔；螺孔间距过大，沟底不平；未彻底清理管线组对焊接前坡口和内外表皮；除锈等级、搭接宽度以及层数等与质罐要求不符；周定管架末焊牢或者活动支架点焊；管道埋深与质鼍要求不符等。第三，施工现场设备部分，常见质量包括势垫铁组间距过长；垫铁和设备点焊；地脚螺栓与孔肇距离太近．未及时清理表面；斜垫铁使用不对称；安装设备后未进行有利保护；地脚螺栓外露部分未涂防锈油；设备之间连接未考虑温度的因素；塔内设备地脚螺栓未加备帽或者未进行材质复验。
三、油气田地面工程建设现场的过程管理
油气田地面工程施工施工过程的管理，地面工程现场主要的环节是施工过程，但是在施工中，很多项目是由多个不同的建设市场主体来承担采购、施工、设计等工作，施工现场工作复杂，所以需要细致的管理工作。（一）地面工程建设的主管部门对工程的开工报告要强化管理，对开工条件进行审查，如果不符合规定，就不予批准，同时，加强施工现场内部控制和监督，派专门的技术人员在施工现场进行指导和协调，保证现场的各项工作有秩序、保质量地完成。严抓施工质量管理及工程质量评定。在保证建设施工质量上，建设单位、项目管理部、施工单位及监理单位齐抓共管，保安全、保质量，抓文明施工。各施工单位建立了质量保证体系，严格实施项目各阶段的质量管理。工程质量评定由施工单位自评，监理工程师初评，质量监督站终评，全部工程均达到合格。
（二）施工单位应该对施工现场的控制和统筹计划认真设计，提高旋工过程中识别和排除风险的能力、提高对策应对、定量分析的能力，对施工现场各个组织和部门的工作进行有效指导，监督人员对施工过程中的设备操作、设备运行、安全提示、安全措施等都要进行把关，项目部和工程的监理人员要对施工现场各部门的任务安排和设计进行仔细审查，确保施工部门负责的工作与实际的施工运行相适应。
（三）对施工人员进行严格控制和管理。油气田地面工程与普通的建筑施工工程不同，它对施工人员的施工背景知识程度和施工技术水平有特殊的要求。要对在油气田地面施工的劳务人员进行资格审查，对劳务工的上岗资格、技术水平等严格考察，对于一些有特殊的要求的，或者要求较高的工种，必须要求持证上岗，检查其上岗证、技术等级证等证书。之后，要考察期现场实际操作能力和水平，看施工人员的技术熟练程度，根据不同的技术水平和考查结果来分配任务。上岗之前及旖工中，要不断宣传责任意识，确保工人在责任心和吃苦耐劳精神的驱使下，在过硬的技术支持下，更好地保证施工现场的质量。另外，对于施工人员的控制除了以上的素质要求以外，还要严格控制施工人员的数量和配置方法。由于油气田场地属于安全隐患较多、管理复杂的场地，所以对于施工人员的数量和配置要合理。在分配施工人员时，要以工程完成量和作业完成所需要的时间为依据，分配的人员数量要做够完成任务。一旦施工人员不足，会直接影响工期，很多单位人手不足，就加班加点赶工期，施工任务是完成了，但是却影响了施工质量。
（四）建设单位对施工现场的管理除了在具体工作等细节上要加强之外，更要做到统筹全局，管理工作要有大局意识和前瞻意识，对于关系整个工程的重要问题，例如对造成设计图纸不得不改动的问题等，要及时发现并与监理人员探讨解决办法，对于暴露出来的问题的端倪要及时发现并解决，确保施工的正常进行。
四、提高油气田地面建设工程质量的具体措施
1、从观念上提高认识
工程各级领导要加强质靖管理意识的宣传，科学处理质量、工期以及工程投资二者的辩证天系，对工程建设各方的质昔行为做出进一步规范，严格控制建设程序，使得工程建设的长期效益得到进一步保证。
2、相关人员要提高业务素质
首先，设计人员承担的足勘察与设计的任务，因此在进行工程设计时要加强章业理论知识的学习。主动参与到现场实践中，取得相关的资质证书；此外，油田还可以与一些资质较高、规模较大的设计院或者研究所等建立良好的培训交流学习关系，为设计人员积累更多的实战经验，提高其综合素质。而工程监理人员要做好建设上程项目的质量管理，则要做好下面的工作：首先，监理人员要取得相应的资格证书；其次，要改变监理人员只负责质量控制的观念，全方位参与到工程建设活动中来；最后。监理人员要提升自身的综合业务水平。
3、施工过程中落实“三检”
在实际施丁过程中，要切实执行“三检”制度。
首先是操作者的自检工作，要注意以下几个方面：第一，特殊工种要具备相应的从业资质证书，因为操作者自身、啦务水平会对工作程质量产生直接的影响，因此特殊攻种的操作人员要对其工艺流程、质量标准非常熟悉，并采取相应的事故防范措施，才能进一步保证工程的质量；第二，做好员工培训，将施工规范及标准落实到个人，使得每位操作者的技术素质均有所提高，使得自捡落到实处；第三，制定岗位作业指导书，其主要内容包括风险识别、操作规程、质量标准以及应急对策等．在施丁前操作者认真学习作业指导书，可以有效的防止违章操作，从而将质量隐患降至最低。
互检要做好以下工作：第一，要编写施丁技术措施，由施工企业专业技术人员编制。技术负责人审批后送报监理单位；第二，要制定相应的质量监督检查计划，结合工程的特点、工期等，列出关键工序、重要部位以及隐蔽工程的质监点．制定合理的质量监督检查计划；第三，保证从业质检人员持证上岗；第四，文件资料准备充分，相关的标准、规范以及工程记录表格等要一应俱全，将实际的工程进度、现场测量的数据以及相关的隐蔽工程等信息均做出全面的记录，并存该过程中做出质量评定，保证资料的准确性、时效性以及可追溯性。
而“专检”则要做好工程招标的监督与检查以及施工过程中的专项检查，具体而言包括：重要的材料与设备、隐蔽工程质鼍、关键工序以及分项、分部的检查与验收，关键部位还要做相应的抽检与复测，材料则实行见证取样，并根据规定进行封存与送检。
五、结论
“工程质量，百年大计”，从某种程度而言，油气田地面建设工程的投资效益、社会效益以及环境效益均与工程质量有着直接的关系，工程项目质量的好坏影响着国家、人民生命财产安全。在油气田地面建设工程管理中，质量问题应该受到高度的重视与严格的控制。
参考文献：
[1] 陈世进.CHEN Shi-jin 对工程施工项目管理总结评价的思考[期刊论文]-油工程建设2005,31(5)
本文介绍了石油与天然气工程硕士专业学位的培养模式和理念，紧密联系石油行业的生产实际，通过强化课程体系、实践环节、学位论文等各环节培养，注重工程硕士培养的过程管理，提高了培养质量。学校突出工程应用、宽口径培养和多学科综合的特点，遵循应用型、复合型高层次工程技术和工程管理人才培养目标，采取特色过程管理模式，加强教学课程、实践环节和学位论文管理，不断提高工程硕士培养质量。
一、先进的培养模式和理念
工程硕士培养主要着眼于为中石油、中石化、中海油和延长石油（集团）公司培养专业技术人才，根据企业的要求和工程硕士的特点制定好工程硕士的培养方案，选好或编好工程硕士教材，保证课程教学质量。制定合理的培养方案是保证工程硕士培养的质量的关键，课程设置既要保证必要的理论基础，又要反映企业的需求，课程内容应具有知识的宽广性和综合性，要反映当代工程技术的发展前沿。在保证基本内容的基础上，充分考虑工程硕士生实际基础，根据油田企业要求，适当调整公共课和专业基础课的设置，各课程要突出各油气工程领域的通才教育，打好基础。专业选修课要根据油田企业实际，加强应用性、针对性，开设油田各工程领域学科前沿与学科交叉的讲座。这样才能充分体现为油田企业培养人才、为油田企业服务。校企联合培养的核心是紧密结合企业需要，充分发挥企业科学研究和专业技术人才在人才培养中的作用，实行共同指导，联合培养。我校研究生教育在走产学研一体化的道路上建立并完善了“西石大—长庆”联合培养研究生模式并把它推广到延长、胜利、中原、华北等相关企业。该培养模式的特点主要体现为：一是校企“两个培养主体”，企业与高校并列作为人才培养的主体，从招生录取、课程安排、培养计划、论文选题、研究条件协调等各个方面，企业与高校作为两个并列的人才培养的主体共同发挥作用；二是培养过程“两个阶段”，第一阶段学校培养为主，侧重理论学习，完成西石大与长庆共同规定的公共课、专业基础课和专业课学习；第二阶段以长庆油田培养为主，研究生深入到长庆油田参加工作实习、实验和论文设计，培养其工作实践、技术应用、科研开发能力。研究生论文在长庆油田完成，毕业时回校参加西石大与长庆油田共同组织的答辩。三是实行“双导师”，每位研究生都安排两位导师指导，一个来自西石大，一个来自长庆油田，在指导过程中学校导师和企业导师要做到密切交流和沟通。
二、强化各环节培养，注重工程硕士培养的过程管理
随着工程硕士研究生教育的规模发展和外延改革的顺利进行，适时地开展深化工程硕士研究生教育的培养改革，把外延改革引入到内涵改革上不仅是势在必行，而且也是工程硕士研究生教育发展的需要。改革重心从招生方式、规模发展等方面的改革向培养阶段的内涵改革转移，特别是课程与教学环节的改革，其目的是深化工程硕士研究生教育的改革、提高工程硕士研究生培养质量、确保工程硕士研究生教育的教学特色、办出工程硕士研究生教育的水平，使培养出的高层次、应用型工程技术和工程管理人才真正受到广大企业的欢迎，真正得到社会各界的肯定。
(一)课程体系的设置与建设针对工程硕士研究生的特点，建立合理的课程体系。合理的课程体系除应遵循一般的研究生教育规律外，还应针对其特点设置课程。课程设置既要符合培养复合型、应用型人才的需要，又要体现知识的宽广性、新颖性、先进性、综合性，使工程硕士研究生具有扎实的文化素养和合理的知识结构。课程设置既要考虑工程领域的发展方向，也要考虑学生的基础背景；既要按工程领域的要求培养，又要注意按学科规律安排课程，尽可能为他们单独设置必要的学位课，课程内容既要有先进性，又不过分强调教学内容的系统性、严密性，使之适合培养目标的要求。
(二)实践环节的设计与实施工程硕士侧重掌握本学科基本理论、本门学科专业知识、外语及分析研究问题的能力等方面，工程硕士侧重掌握本门学科相关学科知识、人文社科知识、管理学科知识、理论联系实际能力、综合解决问题的能力、技术创新能力、管理能力、工程意识和工程的设计能力等方面。工程硕士的知识结构方面强调宽广性，既要按工程领域进行培养，专业覆盖面广，更要求具有宽广的专业知识。其中公共基础部分知识主要培养学生的世界观和方法论以及外语能力，这对一个高技术人才是不可缺少的。根据现代科学技术的发展和社会变革，专家们认为二十一世纪研究生的知识结构和能力结构，应作如下调整:1.在知识结构方面强调三点：拓宽基础知识和基础理论；拓宽相关学科的知识；提倡文理科的结合。2.在能力结构方面也强调三点：创造能力的培养；自我控制能力的培养；人际交往能力的提高。3.在知识和能力关系上也要强调重视能力的提高。实践环节是工程硕士研究生培养的重要环节，充分的、高质量的专业实践是工程硕士研究生教育质量的重要保证。吸纳和使用社会资源，建立多种形式的校企联合实践基地是确保专业实践的一个重要渠道，同时建设一批校级研究生公共实验课和学科专业实验课也非常重要。带着生产中的问题，进行有针对性的课程学习，再结合问题进行学位论文研究，充分利用企业的科研工作和技术人才优势进行应用型人才培养，从而在进行人才培养的同时提高单位生产技术水平，产、学、研相结合培养工程硕士已经成为我国工程应用型人才培养的重要途径。石油行业是国民经济的支柱产业，能源需求的不断增加与开采难度的不断增大，决定了石油企业不仅具有十分丰富的研究课题，而且要求其不断提高自身的生产技术水平，而石油行业本身存在着巨大的资金、技术优势，这为产、学、研联合培养工程硕士提供了条件；与此同时，在实践中培养实际工作能力，通过工程技术人员的传、帮、带和共同技术攻关，更有利于工程硕士提高工程技术水平，从而不断提高培养质量。
(三)学位论文模式与评价等改革内容与课程教学一样，学位论文也是培养的主要环节，应与课程教学放在同等重要的位置上。要做到工程硕士专业学位论文的工程性、实践性和实用性，在学位论文工作中必须强调把好三关：一是选题关，这是前提，也是难点；二是中间过程管理关，这是立足关，也是重点关；三是论文质量审核关，这是落脚点，也是关键。把好这三关，对保证培养质量具有至关重要的作用。硕士论文选题应来源于应用课题或现实问题，必须要有明确的职业背景和应用价值。研究生应在查阅文献、调查研究的基础上做好开题报告，开题报告须通过开题答辩。工程硕士论文强化应用导向，论文也可以采用调研报告、应用基础研究、规划设计、产品开发、案例分析、项目管理等形式。
三、结束语
我校十分重视产学研相结合培养工程硕士专业学位研究生工作，早在20世纪90年代末就进行试点，学校就先后与三大石油公司建立了长期联合培养高层次人才的合作关系，并与其下属20余家大中型企业签署了联合培养研究生的协议，加强与企业和科研机构的广泛合作和交流，联合开展科学研究和培养研究生。严格执行工程硕士培养双导师制，每位工程硕士都在企业配有高级工程师以上的导师，企业导师在时间、研究经费等方面提出了具体要求。在研究生教育特别是工程硕士教育不断发展的过程中，学校叉逐步与20多家企业建立了研究生培养基地；我校产学研培养高层次人才获得油田单位和工程技术、工程管理人员的欢迎，取得了丰硕的成果。结合具体工程技术或管理问题，技术上有一定难度，且有足够的工作量，采用的方法与技术具有先进性，还提出了解决工程实际问题的新思想，新方法，具有良好经济效益和社会效益。
关键词：江苏地区 钻井技术 应对措施
一、油田钻井技术的现状
目前，江苏地区油田每年钻井的数量在130口左右，针对近年来江苏地区油田内部井队依钻井的情况进行统计分析表明，随着江苏油田钻井量的不断增加，裸眼的长度也在不断增加；随着裸眼长度的不断增加，机械钻井速度却急剧降低。从江苏油田地质上分析，江苏油田钻探的主要是中生界和新生界。其中中生界在钻井过程中非常容易发生井壁失稳现象，从而直接导致井下复杂事故的发生。同时，江苏地区地层破脆，断裂带比较多，变质岩在各个区域分布的比较广。因为固相的含量比较高，会直接影响机械钻速。另外，在钻井过程中，因为江苏地质特点，钻井液密度越高，压差就越大，从而使压持效应变得非常严重。高浓度钻井液因为钻井井底与井壁之间的压差比较大，将变质岩压在井底会形成垫层。这样会使钻头很难接触新地层，消耗了大量了功率对井底进行破碎，从而直接降低了机械的钻井速度。
二、关于钻井技术的防范措施
1.防斜打直措施
因为江苏地区昼夜温差比较大，因此应该及时校对指重表的灵敏度，从而确保钻井参数的真实性；在钻井过程中，江苏地区上部大尺寸井眼都需要采用低密度、大排量、高泵压，优选钻头。在钻深井过程中，应该使用加长、倾斜嘴以及双喷嘴组合，同时利用水力射流来协助破岩和清洁井底。这样可以有效提高钻井速度；而上部层钻具组合采用钟摆的结构，深井施工应该采用塔式组合，同时使用PDC钻头轻压钻进或者使用牙轮钻头来强化钻井参数，从而在钻井过程中防斜打直，提高钻井速度；优选钻头系列，优选耐高温、抗研磨性好的钻头；在条件允许的情况下，可以采用PDC+井下动力钻具复合钻井技术，提高钻井速度的同时达到防斜打直的目的。
2.防卡技术措施
江苏油田中上部的软泥岩阶段，应该加强在钻井过程中划眼和拉井壁措施，从而有效、及时去除粘附在井壁上的钻屑；在施工盐膏层段时，应该提高钻井液的抑制性，起下钻时要严格控制速度。另外，阻卡严重时应该采用划眼或者倒划眼等方式进行解除；在深井钻井施工中，要定期探伤钻铤以及井下工具，这样可以有效避免钻具事故的发生；保持良好的泥浆性能，加强活动钻具，减少泥饼磨阻，尽可能的减少钻具在钻井内需要静止的时间，预防粘附卡钻；另外，在钻深井时，首先应该调整好钻井液的性能，使其具有较强的悬浮能力和携砂能力，比如油田井下垮塌非常严重，此时就应该采取“进一退二”或者勤拉多划等作业方式，从而减轻油井下的复杂钻井过程。但是因为井壁容易出现失稳而导致井内可能有难以携带的掉块，随着井眼的加深，掉块的积累会直接影响到钻井速度。施工过程中可以通过短起下钻，让掉块落入井底，再用小排量、小钻压破碎，从而使钻井速度恢复正常。在钻具组合中加入耐高温、性能良好的随钻震击器，能有效的解决井下阻卡问题。
3.防垮、漏技术措施
首先应该根据江苏地区实钻情况进行分析，并且尽可能提高钻井液密度，采用性能好的钻井液，深层钻井施工需要选用抗温性能强的钻井液；在钻进过程中，要实时保证井下压力之间的相对平衡，减少不必要的钻具甩打、旋转等对井壁的机械损坏；采用适合的钻井排量，严禁定点循环，减少对油井井壁的冲刷。
防漏技术的具体措施有以下几点：（1）针对江苏地区油田，在油田井场储备一定量的常用堵漏材料。（2）在下钻过程中要强调平稳操作，控制好起下钻速度，从而防止蹩漏地层。同时，下钻过程中还需要根据不同井深分段开泵循环，从而降低环空压耗。（3）钻井过程中一旦发现钻头遇阻，就应该立刻起到安全的井段。需要使用高密度钻井液钻进时必须控制好钻进速度，如果有漏失，及时采取承压堵漏措施提高低压层段的井壁承压能力。（4）在钻井过程中，江苏地区上部疏松地层需要采用较高粘度的泥浆，同时使用比较恰当的钻井排量，避免出现井漏复杂情况。
4.防套损技术措施
在钻井过程中，钻具上端接上防磨接头，从而避免井口附近的套管受损。另外尽可能控制好钻具的转速，尤其是起下钻或者活动钻具时要求操作必须平稳，避免钻具剧烈碰撞井壁而造成套损；使用顶驱钻井时，应该在井口使用钻具居中装置，这样可以有效避免上部套管发生偏磨。如果条件允许的情况下，还可以使用套管保护器，可以防止套管磨损；如果入井工具或钻具尺寸较大时，应有一定的倾斜角度过度，同时减慢起下钻速度，尽可能避免钻头或者扶正器在技套内的转动。
三、总结
经上述论证表明，江苏地区因为长期开采、注水导致的地层压力异常，从而油层压力亏空或者压力过高，钻井施工过程中经常出现出水、井漏等问题。因此，只有优选钻井液处理剂，提高钻井液的抑制性，解决钻井过程中井壁稳定的问题，才能最终实现对于江苏地区复杂地层的综合开采，才能降低钻井中出现的复杂事故。
参考文献
【关键词】油田开采 压裂 地应力 裂缝
1 引言
七里村油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡的东部，主要开采层位为延长组长6油层组，开发井网采用正方形、菱形、三角形三种井网格局，长6地层构造为一平缓的西倾单斜，地层倾角小于1°，内部构造简单，局部具有差异压实形成的低幅度鼻状隆起。油藏埋深浅、物性差、地层压力衰竭严重，无边底水，为典型浅埋藏、低压、特低孔、超低渗岩性溶解气驱油藏。七里村油田属于特低渗透的致密油田，必然要求对目前普遍应用的整体压裂改造技术进行系统研究，研究压裂后裂缝的形态及规律，以提高开采效益和开发水平。
2 裂缝形态
通过对七里村采油厂98口井的资料分析，对不同井深的压裂破裂压力、工作压力、停泵压力进行拟合计算，寻找规律确定不同井深在压裂过程中形成裂缝形态，最终通过拟合分析、回归分析、应力拟合、盖层应力叠加计算等分析手段，确定出不同井深的人工裂缝形态分为三类。井深分布为500米以内深度的井为浅层水平裂缝；由于七里村油田地层应力系统比较复杂，介于水平裂缝和垂直裂缝之间，易于形成复杂裂缝，比较难以拟合，因此我将其定义为复杂裂缝，一般深度在500-650米之间的井深形成的裂缝心态非常复杂。井深大于650米的储层，在压裂时形成了先对比较稳定的垂直裂缝。
3 压裂裂缝监测
3.1 常用压裂裂缝监测技术
水力压裂过程中，大量的压裂液和支撑剂在超过破裂压力的情况下进人地层，这会引起几种显著的变化，即由于地层破裂、裂缝延伸所形成的微地震，由于地层裂缝的张开造成地面或井下位移的变化，由于大量低电阻、低温的压裂液进人地层造成裂缝附近电位以及井筒、地层温度的变化，压裂裂缝监测技术也就是基于这几种变化而发展出了几种监测技术体系。有电位法裂缝测试技术；地面测斜仪裂缝监测技术；地面微地震裂缝监测技术；井下微地震压裂监测技术。3.2 现场压裂裂缝监测认识
3.2.1？现场破裂压力显示裂缝方位
对郑庄区油层破裂压力进行分析，区内油层破裂压力一般在30Mpa左右，最高可达54Mpa，但部分井破裂压力较低（20Mpa以下，最小为郑590-3井12Mpa），而且有规律成带分布，分析认为这种低破裂压力带应是天然微裂缝存在的证据。
初步分析，区内存在两组天然裂缝：一组是北东40°-45°走向，如郑634、郑639-6、郑170、郑214、郑218、郑219井的裂缝带。另一组是近东西走向，如郑581-4、郑581、郑581-5、郑582-6、郑582-5井的裂缝带。
3.2.2？水驱前缘测试
对2010年-2011年开展的19口注水井水驱前缘测试进行分析，水驱前缘测试显示，注入水优势渗流方向主要为北东向，依据注入水渗流方向分析油区主裂缝方向为北东向，但注水压力升高后会开启北西向裂缝。
3.2.3？微地震裂缝监测
微地震裂缝监测是使用平面微地震台网，该检测系统在压裂井周围以压裂层中心深点为中心分布6个微震观测台，无线传输，主站记录分析，现场检测绘出压裂井裂缝形态、方位、高度和产状。
根据2011年7口井的微地震裂缝监测，初步得出七里村油田压裂产生人工裂缝方位为北东47.2°-69.1°。
根据破裂压力分布带研究，北东向裂缝为40°-45°。微地震裂缝监测，人工裂缝方向为北东47.2°-69.1°。
总之，鄂尔多斯盆地延长组发育北东-北西一组共轭裂缝，其中北东方向裂缝最为发育并常处于开启状况；同时盆地还发育东西-南北一组裂缝，以东西方向的较为发育。且北东方向与东西方向裂缝连通情况好，对油水运移影响最大。
3.2.4？电位法裂缝监测
2012年对油田内的郑645-8井和郑680井采用电位法对人工裂缝进行监测。
郑645-8井，完钻井深747m，人工井底738m，测试层段中部水平位移214.77m，方位角317.24°，测试段636-637.5m，有效厚度1.5m，测试中深637m。
从图1 （17：14～17：29阶段）视纯异常环形图可以看出：压裂施工中，形成了一条对称不等长的垂直裂缝，中心方位角为75°、270°方向，其中255°方向为长裂缝；应用《电位法井间监测技术解释软件V1.0》摸拟计算：该阶段255°方向裂缝长度为37.05 m、75°方向裂缝长度为31.25m。
郑680井，完钻井深818米，人工井底806米，测试层段中部水平位移和方位角均为0，测试层段694.5-696.5米，有效厚度2米，测试中深695米。同样方式可得出：压裂施工中，形成了一条对称不等长的垂直裂缝，中心方位角为90°、270°方向，其中270°方向为长裂缝；应用《电位法井间监测技术解释软件V1.0》摸拟计算：该阶段270°方向裂缝长度为24.08 m、90°方向裂缝长度为20.31m。
通过对岩石力学理论和应力场的构建研究应用，在七里村油田实施的水力压裂，人工裂缝形成多种类型，油藏埋深小于500米的压裂后形成的裂缝以水平裂缝为主；油藏埋深在500米到650米范围内的压裂后形成的裂缝以斜交缝为主；在油藏埋深大于650米的压裂后形成的裂缝以垂直裂缝为主。分析得出区内存在两组天然裂缝：一组是北东40°-45°走向，另一组是近东西走向。
参考文献
我首先感谢领导、同志们的信任和支持，给我这个机会参加竞职演讲。之外我还想代表今天参赛的选手对各位领导、各位评委一天来的辛苦工作表示感谢，谢谢大家为我们xx厂选拔人才而付出的辛勤劳动。
我叫xxx，现年29岁，油藏地质工程中级职称。xx年6月自xxxx学院石油地质专业毕业后，我积极响应国家号召，并投身于柴达木盆地的石油事业。参加工作以来，我最初一年在xxx厂修井大队实习，后来调到开发室一直从事油田地质研究与管理工作。
回顾自己的工作经历，自己由一名走出校门的大学生成长为从事油田开发地质工作的骨干，我深刻感觉到这和柴达木这块土地是分不开的，和参加工作以来领导们的关心与共同在这里奋斗的人们对我的勉励是分不开的。初到柴达木的时候，我在修井队实习，说句实话，在实习的那一年里日子过的很苦，但我坚持并承受了所有的一切。也正是有过那段经历，现在仔细想想依然让我感动：因为在修井工作中，使我深刻感悟了什么是真正的石油工人，感悟了在那样的工作环境下人们对意志的锻炼和对理想的追求！也让我深深爱上了柴达木这块给予我宽容、理解与为理想奋斗充满激情的土地！
时光总是过的很匆匆，转眼间我在这块土地上已经生存并奋斗了6个年头。很多时候我有种特别想让自己忽然年迈起来的冲动，这不是颓废，而是那些多年奋斗在柴达木石油事业上的老师傅们给我了太多的震撼：他们都是些普通人，但却都很能够坚持自己的意志与理想！对于我，一个仅仅在柴达木生活了六年的青年来说，缺乏最多的却恰恰是那些老师傅们的意志与理想。于是，让自己年迈起来的这种冲动久而久之便成了一种责任，一种对理想而奋斗的动力！
各位领导，各位师傅，正是怀着这样的心情我来参加今天的竞聘演讲。之外，促使我努力去争取开发室副主任这一角色的专业优势主要有以下几个方面：
一是有较为扎实的专业知识。油田开发是一项系统工程，这项工程中，要求我们必须认识清楚地下地质特征、储层特征以及地下流体渗流特征，此外还应必须了解钻井工程、测录井工程、生产测试以及油田开发中的产量变化、含水变化等的诸多动态规律。作为开发室副主任这一重要角色，只有具备较为全面的扎实的专业知识，才能够把握好油田开发中的各个环节，才能够为油田保持产量做出贡献。就我个人而言，六年的工作和学习中，我熟悉油田生产的开发环节，且具有扎实的地质、测井、录井、钻井及油藏地质管理知识。爱因斯坦说过：热爱是最好的教师。我热爱油田开发工作，正是这样的热爱，使我具备了虚心好学、开拓进取的创新意识。在平时工作中，为了及时更新自己的知识储备，我时常翻阅有关油田开发的专业期刊和书籍，时常和科室里的同志们一起讨论油田地质、开发、测井等方面的最新动态，这样的学习和交流，对于我来说是一种进步，对于一名即将上任的开发室副主任来说，是一种财富，也是一种必备的条件。通过这些年个人的努力奋斗，通过学习我拿到了股份公司测井监督资格证，参与并完成厂级项目8项，公司级3项，股份公司级1项目，并先后发表过专业论文7篇。
二是有较为丰富的实践经验。从事过油田开发的人都知道，做好油田开发工作光有专业知识是不够的，还必须有丰富的实践经验。因为油田开发工作经常和地下打交道，而地下的情况则千变万化，要了解和掌握这些变化，则必须要有多年的对地下地质特征、地面生产情况认识的经验，而我恰好有这样的经验。多年的工作中，我由一名技术员成长为油田开发的技术骨干，在这成长过程中，过修井工，当过修井技术员，后来一直在开发室从事油田地质研究、产能建设及油藏评价工作。六年的工作时间虽然不是很长，但就在这六年里，
我从认识油田到熟悉所辖各个油藏开发中钻井、测录井、投产及生产运行等各个环节；从跟着老师傅学习油田产能建设到独立开展油田地质研究并熟练管理产能建设、油藏评价等等，所有的这些都为我今后开展工作积累了宝贵的经验。作为开发室副主任，尤其是主管油田地质工作的副主任，我相信自己所从事的实际工作和积累的经验更便于开展工作，更能够为油田的开发事业做出更大的贡献！从这点来讲，我相信自己完全有能力胜任开发室副主任这一职务。
三是有较强的工作能力和管理能力。我信奉诚实待人、严于律己的处世之道。在日常生活和工作中注意不断地加强个人修养和党性修养，以“明明白白做人，实实在在做事”为信条，言行与各级党委保持高度一致，踏实干事，诚实待人。
论文摘要：本文时油田设备集中管理进行了探讨，并从以下几个方面进行了分析:设备分散管理的弊端、设备集中管理的优势、加强设备集中管理的措施。
在油田公司普遍推进精细管理的实践过程中，企业一方面需要设备的投人与更新，另一方面更需要设备的优化配置与高效利用，因此，通过对采油二厂、采油三厂先后试行特种设备区域化集中、专业化管理的经验总结，以及今后在油田公司范围内推广集中管理经验，必将为引导二级单位树立全局意识，做到全面统筹，有效控制，促进资源共享，充分挖掘资产运营潜力，为油田公司的降本增效提供支持和保证。
一、设备分散管理的弊端
1、设备重复购里，整体装备优势不突出
过去，油田公司的各单位为了保证生产任务的完成，在购置设备时，都存在着“大而全、小而全”的观念，各单位的设备重复购置现象较为严重，有限的投资未取得最佳的效果。
2、设备管理水平低，设备完好率无法保证
由于设备分布在各单位的矿、大队，较为分散，设备的种类、型号众多，专业性不强，使设备的使用、管理、维修和保养出现问题，如有的设备长期没有专门的操作手，由其他工种人员兼任。设备没有专业维修、保养人员，使设备不能得到有效的维修、保养等，长此以往，使设备管理、使用处于停滞、松散状态，影响了设备性能的发挥和管理水平的提高。
3、设备使用不均衡，利用率有待提高
工作量很大的单位设备不够用，经常超负荷运转，且保养不及时.工作量不足的单位宁可设备闲置，也不愿给其他单位使用，造成一些设备利用率低，有的设备甚至低于30%，或长期闲置。
4、设备管理工作未受重视，职工积极性不高
由于设备效益通过生产效益体现，在各级生产管理人员中普遍存在重生产、轻设备的观念，设备维修及管理的人力资金投人得不到保证，导致设备管理人员和操作人员对自身工作重要性认识不足，工作积极性、主动性不够。
二、设备集中管理的优势
设备集中管理是通过设备区域化集中、专业化管理，使设备资源达到优化配置，设备效能充分发挥，不断提高在用设备的完好率和利用率。
1、提高设备利用率，降低装备资金投入
设备集中后，设备实现了统一调配，避免出现以前有的单位设备利用率不高，而有的单位同样设备满负荷工作还满足不了生产需要的现象，设备的利用率有很大提高。同时，节约装备资金，科学安排设备购置计划，将有限的装备资金用在刀刃上。
2、降低修理费用，提高设备运行效率
设备集中后，严格执行设备保养标准，实施设备“分类”维护保养措施，有计划、有秩序进场检修、保养、大修和回场检查，使设备保养到位，同时合理利用拥有油田公司修理资质的特车大队保养站，不仅能方便、快捷修理车辆，又能使设备按计划、按时间得到维修保养，保证了设备的完好率，切实提高了设备运行水平。
3、控制设备总量，实现运营效益最大化
设备集中管理后，对达到报废条件的活动设备坚决予以报废。在能保证正常工作的情况下，只做自然减少，不再予以更新。车辆集中后，各种车辆也相应的减少。这些车辆的减少，不仅减少了日常的维护、保养、修理和人工费用等，同时也减少一定的装备资金的再投人，提高了存量资产的质量，实现了资本运营效益的最大化。
4、夯实基础工作，保证交通安全
设备集中后，通过同类设备相互间的对比，司机能够相互沟通，进一步了解设备的性能、原理，掌握维护保养内容，消除隐患。大队能够定期开展以小队为单位的设备检查活动，对检查结果进行讲评，帮助司机查改问题。同时，大队建立严格的大队、小队和班组“三级”安全管理网络，扎实有效的开展小队班前教育、大队安全负责人专项教育和专项讲座的事故案例教育，促进了驾驶员安全意识的提高，保证了车辆和人员安全。 转贴于 5、规范服务行为，提升工作水准
车辆集中管理以后，服务范围、服务项目不断扩大，基层大队从规范约束员工服务行为人手，实行服务点名制，开展“优质服务明星评比”、“80万公里”等活动，有效激发了员工的工作积极性。同时，为满足油田生产抢修任务，特种车辆服务提出了“24小时全天候”的服务承诺，客车统一服务标准，设立安全监督员岗，实行了车厢文化、孕妇专座、女士乘车优先等亲情服务。
6、大力开展群众性技术革新活动，综合效益显著提高
近年来，各厂积极开展以群众性技术革新为重点的降耗增效活动，充分调动了员工的创造热情。但由于特种活动设备的特殊结构，群众性技术革新只限本种设备，车辆的集中管理给技术革新搭起了平台，实现了共享。例如二厂特车大队二队员工贾仲伟研制的锅炉车喷油嘴清洗装置，虽然一年至少节约了换两个油嘴的4000多元钱，但当时推广受限，设备集中后得到了应用;再有，二厂特车大队保养站研制节能的油箱防盗锁，集中后的178台特种设备均已用上，年节约各种油料48吨，节约燃油费用25万元。
三、结语
1、设备集中管理是石油企业加强设备管理的必然选择
随着油田生产规模在不断地扩大，同时技术服务队伍参与外部市场竞争程度加深，高精尖设备不断配备，施工队伍频繁流动，设备集中管理在专业化管理、资源共享、统一调配方面的优势越来越明显。
2、领导重视是建立设备集中管理模式的前提
设备管理模式由分散到集中涉及队伍结构变化、分配制度调整、管理方式转变等，领导的支持是搞好设备管理的前提。
3、实行集中与分散相结合的车辆调整原则
设备集中管理实施过程中，要因地制宜，聚散有度。对于专用性特别强且生产单位天天都要用的车型，采取原单位管理使用，方便生产。对于有些单位不经常用，但从全局角度看，生产需求很大的车型，为了发挥车辆更大的作用，采取全部集中的方式，有利于合理调配。
【论文摘要】分析了萨中油田重复压裂措施改造效果日益变差的现状，结合精细地质研究成果，在分析重复压裂井失效原因的基础上，通过合理选择压裂井层和压裂时机，完善重复压裂井施工工艺，现场应用效果显著，为今后重复压裂井改造提供技术支持。
萨中油田特高含水期，随着措施改造程度的不断提高，可选井层物性条件日益变差，重复压裂井数越来越多（占年压裂井数的24%）。目前，基础井网压裂井数比例达86.76%，压裂厚度达74.5%；调整井网压裂井数比例达84.5%，压裂厚度达80.3%；高台子油层压裂改造井数比例达95.6%，压裂厚度达84.5%。而压裂措施效果也在逐年降低，单井初期日增油由6.4t降到5.1t；单井累计增油由以前的1046t降到600t以内。因此，提高老井重复压裂措施效果对油田的可持续发展变得尤为重要。
1.原缝压裂失效机理
以往原缝重复层压裂措施有效率为40%左右，有效井压后初期平均单井日增油仅为平均压裂井增油效果的1/3，平均有效期只有3个月。分析原因有五个方面。
（1）压裂选井选层不合理。对井层认识不准，压裂层段物性差、地层能量低或注采不完善导致压后低效和高含水；
（2）二是压裂时机选择不当。改造时间相对超前，上次增产改造未得到充分发挥，改造时间滞后，不能及时接替产量，造成增油量的损失；
（3）三是施工规模和砂量不够。由于重复压裂裂缝长度、砂量不足，原裂缝未能得到有效扩展，裂缝导流能力变化不大，原裂缝内石英砂破碎产生的堵塞不能得到解除；
（4）支撑剂镶嵌到裂缝壁面，减小了裂缝宽度，使导流能力下降，其影响达到20%以上；同时对裂缝壁面产生压实作用，加大了地层流体进入裂缝的渗流阻力；
（5）化学结垢和沉积引起堵塞。此外，胶质、沥青等重质烃组分沉积也将堵塞裂缝及附近地层。
2.重复压裂措施效果技术
2.1压裂井选井选层技术
（1）油井必须具有足够的剩余储量和地层能量。一般油井静压应在7MPa以上。
（2）有足够的地层系数。地层系数过低，地层供油能力弱，必须加大施工规模，增加裂缝长度；地层系数过大，必须有很高的裂缝导流能力，宜采用端部脱砂压裂技术。一般要求kh>0.5×10-3μm2。
（3）优先选择前次压裂由于施工原因造成施工失败（如早期脱砂）井；前次改造规模不够的压裂井；前次改造对裂缝支撑不够的井；改造后支撑剂破碎的井。
（4）选井要注意井况，应选择套管状况及强度具备条件，最好距边底水、气顶有一定距离，有较好遮挡层的井层。
（5）用模糊识别原理进行定量选井选层。模糊识别原理的应用综合权衡各种因素，得出理想压裂井层的特征参数，计算出重复压裂井层的欧氏贴近度。欧氏贴近度数值与重复压裂有效期呈正比关系， 其中萨尔图油层欧式贴近度应高于0.58，高台子应高于0.5，葡萄花应高于0.6。
2.2重复压裂时机的确定
压裂投产后油气井的生产特征一般分为3个阶段。
（1）线型流阶段。此阶段原油从支撑裂缝前缘流向井筒，为压后高产阶段，不过产量下降较快。
（2）拟径向流阶段。此阶段原油一方面从支撑裂缝前缘流向井筒，另一方面也从裂缝两侧基岩流入井筒。此时产量已低于第一阶段产量，但生产能力仍高于油层未经过压裂改造前的产量，此阶段产量较稳定。
（3）径向流阶段。此阶段支撑裂缝已失去了高导流能力，生产能力已恢复到压前水平。压裂井经过线型流、拟径向流直至径向流，增产期即告结束，此时，原油处于经济生产下限，应考虑重复压裂。
（4）重复压裂间隔时间确定
统计以往压裂井措施效果，其增液有效期一般在16-20个月之间，拟径向流阶段在压后4到20个月之间。根据压裂裂缝失效时间一般在2年左右和达到径向流阶段时间20个月，确定复压时间间隔为22个月以上。此外，用压裂模拟软件和油藏模拟软件对重复压裂后日增油量与复压前地层压力系数的关系进行模拟发现，当复压井层压力系数为0.7～1.3时，是获得复压效果的最佳区间。
2.3重复压裂施工工艺优化
（1）压裂液的优选。针对重复压裂井层低压、低渗的特点，为减轻压裂液的伤害，全部应用残渣为134mg/l的低配比胍胶压裂液，其流变性、滤失性能均能满足指标要求。此外，对于修后压裂、污染严重和地层压力相对低的井应用高效助排剂提高返排率，最大限度降低压裂液污染。
（2）压裂工艺的优化。①原缝改造工艺。原层段压裂改造针对初次压裂施工规模和效果，采用增大压裂施工规模和高砂比，通过延长裂缝长度和提高导流能力保证措施效果。②层段内压开新裂缝。对于层段性质差异较大，或部分层含水高的井，采取暂堵压裂工艺封堵原层段，压开中低渗透层；对非均质厚油层，通过补射非主力油层和层段重新组合，压开新裂缝提高储量动用程度。③酸洗裂缝。对于低渗透井层（平均单层渗透率51X10-3um2）采用酸洗裂缝工艺提高和恢复裂缝壁面的导流能力，解除由于镶嵌、压实堵塞产生的伤害。
3.现场试验
截至2008年底，累计重复压裂施工59口井，平均单井射开砂岩厚度13.3m、有效厚度4.3m。初期平均单井日增液38.7t，日增油6.2t，有效率91.5%。2008年以前压裂的55口井平均有效期已达16.4个月，平均单井累计增油1769t。
（1）原层段原缝改造。原层段原缝压裂改造28口井、75个层，平均单层射开砂岩3.9m，有效1.1m，平均单层加砂量由原来的6.7m3提高到8.6m3（增加幅度28%），加砂半径由原来的26.3m提高到29.9m（增加幅度13.7%）。压后平均日增液35.7t，日增油6.5t。到目前平均有效期为16.9个月，平均单井累计增油1974t。
（2）层段内压开新裂缝。原层段开新缝27口井77个层，平均单层射开砂岩3.58m，有效1.67m，平均单层加砂量由原来的6.5m3提高到7.9m3（增加幅度21%），加砂半径由原来的25.9m提高到28.7m。单缝加砂量由原来的4.5m3提高到6.1m3（增加幅度35%），加砂半径由原来的22.3m提高到25.3m（增加幅度10.8%）。压后平均单井日增液41.7t，日增油5.9t，到目前平均有效期为15.8个月，平均单井累计增油1558t。
（3）酸洗裂缝。酸洗裂缝6口井19个层（其中原层段原缝酸洗4口，原层段开新缝酸洗2口），平均单层射开砂岩4.3m，有效1.1m。层段渗透率最高110×10-3μm2，平均单层渗透率仅为47×10-3μm2 ，措施后初期平均单井日增液35.8t，日增油5.3t。平均单井已累计增油1181t，平均有效期已达13.7个月。
4.结束语
石英砂破碎率逐渐增加、支撑剂镶嵌到裂缝壁面以及微粒运移引起堵塞都可以减小了裂缝的渗透率，使导流能力下降，重复压裂井的井层优选和压裂时机确定是提高措施效果重要影响因素。原缝重复压裂改造应优化施工参数并适当增加施工规模，以确保措施效果和获取较高的经济效益。对于低渗透井层或污染严重的井层，可采用酸洗裂缝工艺和应用高效助排剂，解除由于镶嵌、压实堵塞和压裂液污染产生的伤害。
【关键词】磨铣工具；小套管管柱结构；双级梯形扣；固井；负压；八面河油田
0 概况
八面河油田目前有套管变形井812口，占总井数的44%，其中只有111口成功修复，其余井被迫上返或报废。在修复的111口井中，修复套管穿孔井占了87%，而套管错断、弯曲变形和穿孔变形等情况仅修复了7口，侧钻4口。侧钻成本比较高，同时侧钻井径小于4″，后续生产管理、作业等都受到严重制约。针对这一情况，通过攻关，研究了成本低、作业周期短、设备要求低、修复后井径大于4″的小套管完井技术。
1 工艺原理及结构
小套管完井技术主要包括“打通道”技术、相应的小套管、固井技术等三项。
1.1 “打通道”技术
在不大面积损伤套管的情况下，打通井眼，保证小套管能顺利下入人工井底（或灰面），是该项修套技术的关键。打通道主要工艺技术磨铣，即用磨鞋铣到错断点、变形井段，主要存在以下问题：
（1）套管变形破裂、甚至断开，用磨鞋磨铣时易开窗，形成套管外通道，造成卡钻工程重大事故。
（2）磨铣工具的强度不足，磨铣点少。
（3）弯曲套管是一段变形，很容易铣掉大面积套管，造成井壁坍塌，正常循环洗井建不起来，造成修井失败。
针对存在的问题，我们进行了磨铣工具、磨铣工艺和临时防砂工艺研究。
1.1.1 研制新型磨铣工具
1）结构改进：对原来普通的平底磨鞋，单循环液流结构加以改进，制做成多刃平底磨鞋。一方面使其具有较大面积的液流通道，让碎屑能够顺利地排出；另一方面多刃结构使载荷集中作用于被磨铣的局部，提高磨铣速度。
2）YD合金的堆焊：由原来普通铜焊条铺焊改为采用镍银焊条来进行底焊，YD合金焊条来进行堆焊。底焊温度控制在590℃～700℃，研制出多刃系列磨鞋、犁形系列磨鞋；采用了石墨制作的模型，提高需要堆焊的厚度，从而提高磨鞋的使用寿命；
1.1.2 研究适用的磨铣工艺
1）针对普通三刃或单刃磨鞋易开窗的问题，我们改进了管柱结构，在磨鞋上接10m钻杆，之上接长Φ140mm（针对7″套管）或Φ110mm（针对51/2″套管）×10m扶正管，保证磨鞋一直在原套管内钻进，
2）磨铣时加大了冲洗排量，从300L/min提高到500L/min，一方面增加了携砂能力，另一方面降低磨铣点的温度，提高了磨鞋使用寿命。
3）研制了方钻杆自封，改变洗井方式，提高携砂能力。
研制了方钻杆自封，井口动态最高承压达15MPa，自封的轴承盘和方钻杆相连，里面装有特殊自封胶皮，既能将方钻杆外壁密封，又能将井口环形空间密封，大大提高了修井综合效率。
1.2 小套管管柱结构
常规小套管完井技术7″套管使用5″套管，51/2″套管使用4″套管。由于5″套管和4″套管比常规套管尺寸小，没有配套的防砂工具、分层采油、泵抽管柱等，增加了油水井使用时因不可预见的管卡而报废的可能性，同时加大了作业的难度。
壁厚7.72mm的51/2″套管本体外径139.7mm，套管节箍外径153.7mm，与7″套管间隙仅有5.7mm。不仅影响固井施工，易造成节流压差。我们改变了套管连接方式，将51/2″套管采取双级梯形扣连接。双级梯形扣接箍，比双级梯形扣套管本体厚1～2mm，一方面因丝扣部分壁加厚，加大连接扣的强度，另一方面因减少套管通径的要求，减少了打通道的工作量，增加修井成功的可能性。
1.3 固井
小套管下入井内预计位置后，进行固井施工。主要存在两个难点：
一是由于小套管与套管间隙小，且由于井身轨迹的影响，小套管贴边，导致固井时水泥浆上返不均匀，影响固井质量；二是八面河油田部分区块存在负压现象，在固井过程中，由于压差作用，水泥浆进入油层，形成水泥浆锥入。
1.3.1 临时屏蔽液
经过室内研究结果，设计并研制出ZD系列水溶性暂堵剂。ZD水溶性暂堵剂主要成份为微溶于水的化合物和无机盐类，在常温下不溶于水或微溶于水，在地层温度下，可通过架桥、充填和变形等作用，在地层表而形成一条低渗透性的暂堵带，从而阻止入井流体的浸入和伤害，作业完成后，ZD可被水逐渐溶解而自行解堵。
1.3.2 套管扶正器
套管扶正器在一根27/8″钻杆焊接Ф140mm（7″）或Ф114mm（51/2″）壁厚9.17mm的钢管，磨鞋工作时不会贴边，也就不会磨铣套管，保证了磨铣施工可靠进行，同时还能修复弯曲变形部分套管。
2 现场应用实例
2.1 7″套管
面14-509井，2003年4月作业时发现井筒内全部是泥浆，泵下2根21/2″油管弯曲变形，改捞油。根据生产要求，进行修套施工。
打通道：下Φ150mm×1m铣棒进行磨铣，从1053m磨铣至1059m，下Φ140mm×1m、Φ140mm×1m通井规顺利下至预计深度。
压井：于该井出砂严重，增加井筒压力，配制比重1.2的盐水压井，起下管柱时不停向井筒内补充盐水，保持液面在井口，保证井筒压力，成功防止地层出砂。
下小套管：为保证后继生产的顺利进行，下入51/2″套管。小套管结构由下至上为导锥+小套管+丢手接头+油管+油管短节+悬挂器。
固井：由于该井轻微负压，为了防止水泥浆进入地层，在固井前，先替入一定量的暂堵剂，将地层屏闭，再进行固井施工。
2.2 51/2″套管
角12-斜233井，由于套管在1001.37～1208.8m破裂，要求捞出在1601.0m处丢手封隔器，下小套管固井。
打通道：下Φ117mm铅模至1105.92m冲砂至1107.34m，打印，铅模边缘有刮痕，先后下钻杆带Φ117mm多刃磨鞋、Φ116mm铣锥、Φ118mm铣棒磨铣至1620.22m。
下小套管固井：下21/2″加大油管下接41/2″模拟套管650.1m，正替临时屏蔽液10方，用清水90方洗井，挤灰浆8m3，替清水6.77m3，泵压14MPa，悬重13T至9T倒扣15圈丢手，上提油管6m替出多余灰浆，起出丢手接头，关井候凝。Φ86mm刮刀钻头钻至灰面1620.0m，试压，打压5min，泵压15.0MPa未降，完井合格。
3 结论
通过八面河油田现场13口井试验，证明小套管完井技术对套管错断、变形等情况有较好的适应性，挽救了一些待报废井，修复一批高产井，取得了可观的经济和社会效益。
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论文关键词：CCS(CO2捕集与埋存)，技术现状，应对策略，战略区域
引 言
温室气体减排已成为国际社会关注热点。2009年12月哥本哈根会议的焦点是全球气候变化与应对。在哥本哈根会议上，192个国家的代表达成共识，碳捕集与埋存技术有助于减少温室气体排放和控制全球气候变暖。中国将温室气体减排纳入了国家中长期发展规划，2009年12月中国政府向世界做出到2020年单位国民生产总值CO2排放比2005年下降40-45%的承诺。
CCS技术是世界各国研究的热点[1、2、3]，也是世界各国公认的支撑温室气体减排策略的主要技术。如何低成本的捕集CO2并有效利用CO2是CCS技术的核心。在中国现行的能源结构中，石油是仅次于煤炭的第二大能源。根据国家能源局《中国能源发展报告2009》，2009年中国的原油产量为1.89亿吨，原油净进口量为1.99亿吨，原油的对外依赖度为51.3%。保障国民经济较快增长所需的油气安全供给已成为中国社会和国民经济可持续发展的重大战略问题。发展和推进CO2的捕集、埋存与大幅度提高石油采收率相结合的技术是目前中国主动应对气候变化的有效方法之一[4]。
1 国际CCS发展现状
近十年来，在政府间气候变化专门委员会、（IPCC）国际能源署（IEA）等国际组织的发起和协调下，围绕CCS技术研发和实践的活动非常活跃。很多国家都成立了专门的研究机构。美国、欧盟各国、日本等国相继开展了CO2地下埋存的试验工作，制定了本国的CCS技术发展路线图。
目前全球正在运行三个工业规模的CCS示范项目，分别是北海Sleipner盐水层埋存CO2项目[5]、北美Weyburn油田CO2驱油与埋存项目[6、7]以及非洲In Salah气藏底水埋存CO2项目[8]。Sleipner项目于1996年投入运行，建有世界上第一个工业级的（从天然气中）捕集CO2的设施，年埋存CO2100万吨战略区域，主要示范海底盐水层安全埋存CO2技术。Weyburn项目始于2000年，通过320公里管线将美国北达科他州Beulah煤气化厂副产的CO2输送到Weyburn油田，用于提高油田采收率，年注入CO2150万吨，主要示范CO2驱油与埋存技术。2004年In Salah项目开始将从天然气中分离的CO2注入气藏底水中埋存，年注入量120万吨，主要示范陆地盐水层安全埋存CO2技术。
美国在CO2驱油方面具有四十多年的实践，拥有成熟的技术[9]。因此，在从CO2-EOR技术转向CCS-EOR技术的研发方面进展较快论文格式。目前已开展了25个地下构造注入CO2、储存与监测的现场试验。世界上已有10个以上国家已经开展和正在开展盐水层埋存CO2或油藏CO2驱油与埋存的现场存试验[10、11、12、13、14]。国际社会在有关CCS主体技术的研发已进入实质性试验阶段。中国面临着来自国际社会的压力。
2中国在CCS方面的实践与发展现状
中国政府积极推动CCS技术的发展[15、16、17]。自1988年IPCC成立以来，中国一直积极参与IPCC的会议和活动。中国气象局作为国内IPCC活动的牵头部门，组团参加了IPCC历次全会和主席团会议，阐述中国关于气候变化科学评估的基本立场，在重大问题上反映中国政府的意见和建议；同时，在IPCC评估报告中反映中国科学界的相关科研成果。自2000年以来，中国政府先后出台和了包括《中国应对气候变化国家方案》在内的一系列文件和政策法规，向国际社会阐释了中国政府积极应对气候变化的政策，以及中国政府努力推动和发展CCS技术的决心。
自2000年以来，中国政府在国家自然科学基金、国家重大基础研究计划（973）、国家高技术计划（863）和国家科技重大专项等国家层面上设立了多个CCS技术研发的重点项目和课题，并取得了显著的进展。在国家政策的引导下，国企、民企、科研院所、高校等积极参与和自主开展CCS领域的应用基础和应用技术的研究和实践活动。
2006年中国石油在吉林油田开展了中国第一个规模化的CCS-EOR试验项目。该项目将天然气所含CO2分离并注入油藏提高石油采收率，同时进行CO2的地质埋存，实现CO2零排放条件下的CO2利用与埋存的双赢。目前已转入工业扩大试验。
基于2004年“绿色煤电” 发展计划，华能集团于2008年建成了中国首个燃煤电厂CO2捕集示范工程－华能北京热电厂年捕集3000吨CO2示范工程；2009年底建成了上海石洞口第二电厂年捕集10万吨CO2示范工程。神华集团于2010年启动了中国首个CO2捕集与地质封存全流程（CCS）示范项目建设。
与国外相比，中国在CCS技术方面的研究起步较晚。经过近10年的研究，认识和掌握了关键技术。在工程实践方面，虽然规模较小，但认清了技术瓶径，具备了工业化发展的技术基础。
3石油行业在CCS方面的优势和挑战
石油行业在CCS方面的最大优势是在将CO2驱油与CO2埋存相结合[18]，可以实现社会效益与经济效益的双赢。2006年中国石油在吉林油田开展的CCS-EOR试验项目已经初步证实了这一优势。
CO2驱油技术是以CO2为驱油剂，利用其与原油混相、降低原油粘度和使原油体积膨胀等特性提高原油采收率的技术。在CO2驱油过程中战略区域，将有一部分CO2替换原油而滞留地下以及通过吸附于地层岩石和溶解于地层流体而滞留地下，实现埋存。CO2驱油过程中产出的伴生CO2气体，可经过分离（或直接）回注到油层循环利用，实现CO2驱油和埋存的双重目标，因此石油工业在CCS方面具有独特的优势。
中国的石油行业自上个世纪后期开始系统地进行CO2驱油与CO2地质埋存的研究。从目前的理论研究成果和现场试验效果看，无论在高含水后期油藏提高原油采收率，还是在特/低渗透油藏开发中建立有效的驱替系统并大幅度提高单井产量方面，均表现出显著的效果，预示着提高石油采收率主体技术的发展和进步。其意义在于不同于国外海相沉积储层的中国陆相沉积储层，在化学驱提高采收率技术广泛应用过程中储备了新的气驱提高采收率的技术。中国石油在吉林油田开展的CCS-EOR先导试验，凸显了CO2驱油技术在开发低渗透油藏的三大技术优势。
第一，CO2作为驱油剂可以在低渗透油藏建立有效的驱替系统。水驱开发低渗透油田最大的难点是补充能量困难，不能建立有效的驱替系统。而CO2驱可以在相对较大的井距下，持续建立有效的驱替系统，现场动态表明，CO2的注入能力是注水的3～4倍，且能保持稳定。同时，CO2驱具有比水驱小的井网密度和更高的产量，在经济上更具优势。
第二，CO2驱可缓解由于供液供能不足造成的低渗透油藏中高含水阶段产量快速递减问题。国内部分低渗透油藏具有原始含油饱和度低（不到45%）的特点。油田投产即含水（含水率在40%左右）。现场动态表明，经过短时间注入CO2后，就会出现油井产油量上升和含水率下降的开发阶段，上升幅度为50~120%、下降幅度为30~60%。国内低渗透油藏开发中存在的另一个问题是在水驱开发的中高含水阶段，油田整体出现产液、产油和供液能力下降，依靠注水提液技术难以维持产量稳定。对于这类油藏，注CO2可以缓解因供液供能不足引起的开发产量快速下降的趋势。
第三，实施CO2驱油技术可减少低渗透油田的压裂投资，更具经济性。国内多数低渗透油田基本没有自然产能，需要通过压裂改造才能实现工业性开发[19]论文格式。吉林油田CO2驱先导试验中尝试了不进行储层压裂直接投产方式，取得了明显的效果战略区域，根据对典型低渗透油田水驱压裂井与CO2驱不压裂井的产量对比统计， CO2驱不压裂油井的产量一直是水驱压裂油井的产量的1~1.9倍，并且由于不进行压裂，降低了运行成本，获得较好的经济效益。
国内低渗透石油资源占总资源量的一半以上。鉴于CO2驱技术在开发低渗透油藏方面的优势，应用CO2驱技术开发边际油藏将是今后一段时期国内石油行业的主要发展方向之一。与国际前沿水平相比，中国的石油行业在CCS-EOR方面还面临两大技术挑战。
第一，CO2驱大幅度提高石油采收率技术。根据目前国内外的共识，CO2混相驱提高石油采收率的幅度在10-15%，CO2非混相驱提高石油采收率的幅度在8-12%。与国际上的应用对象不同，中国主要应用CO2驱油技术开发难动用储量和提高水驱后油藏的采收率。由于国内陆相沉积原油的含蜡、含胶质、沥青质量高以及凝固点高等特点，中国东部许多油田难以达到CO2混相驱条件。因此，通过扩大波及体积、改善混相条件、增加注入量等手段把CO2驱提高的采收率增加到15%左右，是东部地区油田CO2驱大幅度提高采收率的主要技术挑战。西部地区是中国发现新储量、产量接替的地区，需要针对西部大量低渗/特低渗油田的特点，逐步开展提高动用率和混相驱大幅度提高采收率的应用基础和应用技术研究。
第二，地下埋存CO2的能源转化技术。上世纪末日本、美国等提出能源转化的思路。例如，利用自然界的产甲烷菌，通过生物学、化学和地球物理学等学科的交叉，建立微生物或生物反应系统，将CO2转化为CH4。利用产甲烷菌进行油藏埋存CO2的能源转化是对CCS-EOR架构的拓展，对中国石油行业更具有战略意义，可实现CO2驱油提高采收率、CO2埋存以及CO2转化能源的三重功效。核心技术是筛选和培育在高温、高盐、高压等条件下高效利用CO2产生CH4的菌种。目前国内已有多家单位开展了利用微生物地下再生甲烷技术的探索与研究。
4 中国发展CCS的策略及实施建议
中国已将减排CO2内容纳入能源发展的中长期规划。结合中国现阶段在CCS-EOR方面的实践和技术特点，建议中国分阶段实施CCS技术。
第一阶段，利用成熟技术，实施优势产业部门的CCS技术集成与示范。例如，利用含CO2天然气开发过程中分离出的高纯度CO2或工业乙醇制造业副产的CO2，进行CO2驱油与埋存的先导性试验与示范。
第二阶段，跨产业部门的技术集成与工业化CCS技术试验与示范。针对精细化工、煤化工等部门产生的较高纯度CO2，进行CO2驱油与埋存的工业示范。
第三阶段战略区域，跨部门实施工业化的CCS；对普通燃煤电厂捕捉的CO2，进行工业化的CO2驱油与埋存，建成广义的CCS-EOR产业链。
根据中国目前乃至今后CO2排放源相对集中分布的特点和油气藏的总体分布特征，初步规划八个CO2驱油与埋存的战略区域。
①松辽盆地CO2驱油与埋存区
松辽盆地是中国蕴藏丰富油气资源的重要油气生产区。大庆长垣中高渗储量和长垣外围低渗储量平分秋色。前者已进入特高含水期，利用CO2驱技术仍具有进一步提高采收率的潜力；后者水驱开发效果差，从目前已开展的CO2驱油试验看，前景良好。CO2驱既能改善储层的物性，又能提高单井产量和采收率，可以作为油气战略储备基地进行工业规模的CO2驱油与埋存。松辽地区距油田百公里的范围内分布有多个乙醇厂、化肥厂和化工厂，它们副产的大量高纯度的CO2，是开展CO2驱油和埋存的物质基础。
②海拉尔/二连盆地CO2驱油与埋存区
海拉尔/二连盆地具有十亿吨以上的油气资源规模，属典型的特低渗油藏。发育含火山质储层，强水敏特征，水驱开发极其困难，油品多属轻质油，注CO2易于混相，能较大幅度提高采收率。在该地区煤炭资源极其丰富，具有很多电厂，并准备启动IGCC项目，产生大量较高纯度的CO2，有着进行CO2驱油与埋存得天独厚的条件。
③环渤海CO2驱油与埋存区
环渤海地区主要包括胜利、大港、辽河、冀东、华北和渤中等油田，具有近百亿吨油气资源，是中国最重要的油气生产基地。相对较浅的上第三系储层已进入特高含水期，需要通过CO2驱提高采收率，这套储层在渤海湾地区分布稳定，其中还发育丰富的水体是作为盐水层封存CO2的有利区域；相对较深的下第三系储层、埋深大、水驱效果差，但油品性质好，适于CO2混相驱大幅度提高采收率。环渤海地区发电厂、化工厂较多并排放大量CO2。特别是在滨海新区准备启动相当规模的IGCC项目，同时排放大量高纯度的CO2，所以进行CO2捕捉并埋存战略区域，既保护环境又提高采收率，是实现双赢的有利场所。
④鄂尔多斯盆地CO2驱油与埋存区
鄂尔多斯盆地是中国油气资源最丰富的地区之一，区内有长庆油田和延长油田等。该区内发育的三叠系储层，属典型的特低渗储层。水驱采收率低，但油品性质好、地温梯度低，适于CO2混相驱大幅度提高采收率论文格式。该地区已建和在建多个大型煤制油和煤化工项目，将产生大量较高纯度的CO2。该地区是CO2埋存和驱油相结合的有利地区。
⑤新疆三大盆地CO2驱油与埋存区
位于中国西部边陲的塔里木、准噶尔和吐哈盆地油气资源丰富，油品性质好，易于实现CO2的混相驱。在该地区运行的多个大规模化肥厂副产高纯度的CO2。另外，新疆地区煤炭资源丰富，正在筹备多个煤化工和燃煤发电项目，具备实施CO2埋存和驱油一体化发展的有利条件。
⑥中东部CO2驱油与埋存区
该地区涵盖中原、南阳、江苏、江汉等油田，油气资源较丰富。目前上述油田正在主攻提高采收率的主体技术。该地区分布有很多化工厂和发电厂，排放纯度不等的CO2。中原油田和江苏油田的前期试验表明，CO2驱提高采收率技术有较好的应用前景，该区是CO2驱油和埋存结合的理想区域。
⑦近海地区CO2驱油与埋存区
中国近海地区已经发现了多个油田，特别是在南海地区发现了含CO2的天然气资源，开发天然气资源需要解决CO2排放问题，因此，该地区也存在CO2埋存和驱油相结合的有利条件。
⑧晋陕地区提高煤层气采收率和CO2埋存区
晋陕地区有着丰富的煤炭资源和煤层气资源，是中国最有可能规模化实施提高煤层气的采收率（ECBM）的地区。该地区发电厂集中，产生的CO2数量较大。是构建火电厂捕集CO2、注CO2到煤层提高煤层气的采收率（ECBM）和进行CO2埋存的理想地区。
上述八个战略区域的资源特点各有不同，构建CCS产业链所需的关键技术也不同，应在统筹资源特点和技术经济条件的情况下，按照三阶段实施的原则，规划和部署CCS产业结构。在实施CCS技术的过程中，应遵循先易后难、积累经验、逐步推进、和谐发展的原则。在发展CCS技术的过程中，要以科技创新作为突破口，全面提升中国CCS-EOR方面的科学技术水平和自主创新能力，全面提升科技进步对发展经济和节能减排的贡献。目前战略区域，亟需在上述地区开展技术可行性论证，适当安排先导试验。鉴于上述地区已有大量的石油钻探和煤层开采的翔实资料，建议在国家统一规划下，尽早展开系统地CO2埋存与驱油的潜力评价，为尽快形成中国CCS的总体构架和制定中国的CCS路线图奠定基础。
5结 语
①CCS技术是解决全球气候变暖问题的最具发展前景的解决方案之一，许多国家都开展了相关的研究并进行了实质性试验，中国面临着国际社会的压力。
②中国的国情、发展阶段和能源结构决定了现阶段CCS最为可行的做法是走CO2捕集、埋存与油气田提高采收率（CCS-EOR）相结合的道路，既实现CO2减排的社会效益，又产生巨大的经济效益，是当前CCS的最佳实现途径。
③中国的石油行业将充分利用油气资源及其开发技术的优势，大力推动CCS技术的发展，积极攻关当前的瓶颈技术，储备未来地下埋存CO2的能源转化技术，为CCS技术的工业化推广奠定基础。
④根据中国油气煤等资源特点、CO2排放源的分布现状、CCS-EOR的实践和技术现状，提出了分步实施建议，规划了八个CO2埋存与驱油区域。
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中图分类号：TE624.6 文献标识码：TE 文章编号：1009914X（2013）34021602
一、概 述
PNN（Pusle Neutron Neutron）简称 脉冲中子一中子，PNN测试是向地层发射高能量（14.1Mev）的快中子，探测这些快中子经过地层减速以后还没有被地层俘获的热中子。与其他传统的中子寿命仪器的主要区别是：传统的中子寿命仪器是探测放射出来的中子被地层俘获以后放射出来的伽马射线。因此它可以在低矿化度、低孔隙度的地层情况下提供更为精确的测量结果。同时利用两个中子探测器上得到的中子记数的比值就可以计算储层含氢指数。据此在低矿化度地层水条件下，分辨近井地带的油水分布，计算含油饱和度、划分水淹级别、求取储层孔隙度、计算储层内泥质含量及主要矿物含量等等。而常规的C/ O 碳氧比〔1〕测井仪虽然使用时间较长，但存在记数率低、统计误差大、测速慢，探测深度较浅，受井眼影响严重（测前必须洗井）、仪器外径大、不能过油管测量，而且只适用于中高孔隙度（孔隙度大于20% 才能做定量分析）地层等诸多缺点。
PNN仪器利用两个探测器（即长、短源距探测器）记录从快中子束发射30ms后的1800ms时间的热中子计数率，根据各道记录的中子数据可以有效地求取地层的宏观俘获截面，同时利用两个中子探测器上得到的中子计数的比值就可以计算储层含氢指数（可以有效的识别气层）。在低矿化度地层水条件下，分辨近井地带的油水分布，计算含油饱和度、划分水淹级别、求取储层孔隙度、计算储层内泥质含量及主要矿物含量等等。
与传统的中子寿命测井相比，中子寿命测井记录的是热中子与地层俘获反应释放出的伽马射线，反推热中子的时间寿命，而PNN直接记录俘获反应前的热中子计数率。具有独特热中子探测：解决低孔、低矿难题；独特的高温设计：工作环境可高达175°；独特的记录方式：记录中子衰竭时间谱；独特的成像技术：可直观消除井眼影响；高精度评价技术：寻找出水点和剩余油。
二、技术特点
PNN是通过对地层中还没有被地层俘获的热中子来进行记录和分析，从而得到饱和度的解析。而传统的中子寿命仪器是探测放射出来的中子被地层俘获以后放射出来的伽马。这是PNN 测试技术的主要特点之一。
探测热中子方法，没有了探测伽马方法存在的本底值影响，同时在低矿化度与低孔隙度地层保持了相对较高的记数率，削减了统计起伏的影响。由于PNN 记录的是还没有被地层俘获的热中子，在低矿化度、低孔隙度的地层，俘获的中子少，反而剩下的没有被俘获的中子多了，这时候中子的记数率就高，统计起伏就低，提高了测量精度。PNN 可以在低矿化度、低孔隙度的地层情况下提供更为精确的测量结果，这也是PNN 仪器测试技术的主要特点之一。
同时，PNN还有一套独特的数据处理方法，能够最大程度的去除井眼影响，保证了Sigma（地层俘获截面）曲线的准确性，精度可以达到±0.1俘获截面单位。
PNN 具有施工简单，不需要特殊的作业准备，可以过油管测量、仪器不需刻度，操作维修简单、记录原始数据、去除井眼影响等等多方面的优势。PNN 现场无需任何特殊的作业，仪器外径为43mm，可以过油管测量，也可以在油井生产、关井情况下进行测量。现场施工前，只要确保仪器能够下放到目的层段即可。过油管测量以及在油井生产的情况下测量，都会受到井眼不同程度的影响。多层管柱以及管柱间流体的不同都会形成程度不同的井眼影响。PNN 通过其独有的数据处理软件包中的sigma 成像功能，成功的识别出不同的井眼影响，并避开这些井眼影响的数据，选择真正来自地层信息的数据进行地层sigma 的计算，从而最大程度的去除掉井眼影响，实现了过油管以及在生产的状况下进行测量。所以不管井筒中有水，有气、还是有油，PNN 都可以进行测量，并取得准确的解释结果。这也是PNN 测试技术的主要特点之一。
三、PNN测试技术在十屋采油厂秦家屯油田中的应用
SN78区块位于秦家屯油田的西部，主要含油层位为泉一段农Ⅺ油层[7]，属于常温常压低渗透油藏。该区块于发现工业油流以来，经过10余年的注水开发，目前已经进入了中高含水期阶段，油藏情况异常复杂多变，平面上及纵向上非均质性不断加剧[8]，造成注入水在平面上向生产井方向舌进和在纵向上向高渗透层突进的现象非常严重，导致油水井间出现串流通道，造成了无效注水，极大地降低了水驱效果。为了明确该块油水井对应关系、缓和层间矛盾，为下一步分注、堵水等调整措施提供依据，近年，结合监测实例，对比秦家屯油田前期监测的成功经验，对该区块进行PNN监测。共监测了QK5-7-1、QK3等2井。
四、结论
1.PNN 测井克服了传统中子寿命测井缺点，大大削减了储层本身存在的自然伽马和其它核反应产生的延迟伽马对测井响应的影响，提高了测井响应对储层的油水分辨能力和主要矿物分辨能力，能在地层矿化度大于20000ppm 或低于2000ppm 的油气井中进行有效的过套管或过油管的储层饱和度和孔隙度监测。
2.PNN测井工艺特别简单，无需任何特殊作业。而且独特的成像系统可以有效的去除井眼和水泥环的影响。可以有效得出剩余油气饱和度分布，找出出水部位，评价水淹部位，提供优化射孔方案，避免射开水淹部位给开采带来后续成本的提高和在工艺上无法处理的麻烦。
3.我们建议选井时尽量注意选择固井质量较好的井次，以此保证测量结论不受井筒工艺的影响。
4.在低矿化度地层水的条件，PNN探测热中子的方式可以得到较高的计数率，从而可以保证探测精度的准确性。
参考文献
[1]吉朋松，等.双晶C/ O 能谱测井[ J].测井技术，1997，21（2）：133.
[2]李慧玫，秦家屯油气田储集层评价。天然气工业，2000（20）：82-84.
[3]李永刚，秦家屯油田储层的敏感性评价。吉林大学学报，2004（34）：51-54.
[4]王建波，秦家屯油田储量评价研究。吉林大学硕士学位论文，2007：1-65.
[5]胡雅君，秦家屯油气田开发初期动态分析。天然气工业，2000（20）：78-81.
[6]周靖，张春芬，王守田，秦家屯油田勘探成果及油气评价。天然气工业，2000（20）：57-59.
