负离子电喷雾－傅立叶变换离子回旋共振质谱研究石油中酸性化合物

刘 鹏1，2，3 黎茂稳1，2

（1中国石化油气成藏重点实验室，江苏 无锡 214151；2中国石化

石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214151；

3浙江大学 地球科学系，浙江 杭州 310027）

摘 要 采用负离子电喷雾－傅立叶变换离子回旋共振质谱（ESI FT－ICR MS）分析了加拿大油砂沥青、加拿大原油和我国冀东原油中的酸性杂原子化合物组成，以研究不同类型石油样品中石油酸组成的分布特征。研究结果表明，加拿大油砂沥青中主要以DBE（Double band equivalence）为2～4的O2类化合物为主，对应1～3环的环烷酸；加拿大原油中O2类主要以1～2环环烷酸为主，还含有一定量的脂肪酸；我国冀东原油含有丰富的石油酸类型，其中既含有丰富的脂肪酸，也含有大量的1～3环的环烷酸，还在其中鉴定出丰富的C30—C35的甾烷酸和藿烷酸。

关键词 石油 环烷酸 高分辨质谱 酸性化合物 电喷雾－傅立叶变换离子回旋共振质谱

Molecular Characterization of Acidic Compounds in Crude Oil

by Negative Electrospray Ionization Fourier Transform Ion

Cyclotron Resonance Mass Spectrometry

LIU Peng1，2，3，LI Maowen1，2

（1Key Laboratory of Petroleum Accumulation Mechanisms，SINOPEC，

Wuxi 214151，China；2Wuxi Research Institute of Petroleum Geology，

SINOPEC，Wuxi 214151 ，China；3Department of Earth Science，

Zhejiang University，Hangzhou 31 0027，China）

基金项目：中国博士后科学基金项目 “原油中大分子极性化合物高分辨质谱分析及地球化学应用”（2012M520550）资助。

Abstract Oil sand bitumen，crude oil of Canada and crude oil of Jidong，China were characterized by negative－ion electrospray ionization（ESI）and Fourier transform ion cyclotron resonance mass spectrometry（FT－ ICR MS）The results indicated that the most abundant O2 class species in oil sand bitumen of Canada were centered at DBE values of 2～4These were likely 1～3 cyclic－rings naphthenic acids，respectivelyThe most abundant O2 class species in crude oil of Canada were 1～2 cyclic－rings naphthenic acids，as well a s soe fatty acids（DBE＝ 1）crude oil of Jidong，China contain abundant O2 class species，in which the fatty acids（DBE ＝1）， 1～3 cyclicrings naphthenic acids and C30—C35 hopanoid acid and steroid acid were all identified

Key words crude oil；naphthenic acids；high resolution mass spectrometry；acidic compounds；electrospray ionization Fourier transform ion cyclotron resonance mass spectrometry（ESI FT－ICR MS）

随着全球高酸值原油产量的快速增长，石油酸组成研究已经成为近期石油化学研究的热点之一。石油酸组成分析对高酸值油藏的形成与分布研究具有重要的指导意义，受到油气勘探地球化学家的广泛关注。石油酸的分子量分布范围很宽，组成差异较大，直接分析原油中的石油酸组成十分困难。分析前往往需要进行样品预处理，然后再进行仪器分析。利用传统分析仪器，人们已在石油酸组成研究方面取得了很多成果［1～4］。但是，各种预处理步骤固有的特性导致分析结果存在很大局限性，人们始终无法在分子层次上整体了解石油酸组成的全貌。

近年来，基于傅立叶变换离子回旋共振质谱（FT－ICR MS）提出了 “石油组学”［5～7］的概念，即从分子层次上研究石油化学组成及其物理性质与化学转化性能之间的关系。FT－ICR MS具有超高的分辨率和质量准确度，可以精确确定由C、H、O、N、S及它们主要同位素所组成的各种元素组合［8］。同时，FT－ICR MS可与多种软电离技术联用来分析复杂的石油样品混合物。特别是FT－ICR MS与电喷雾电离源（ESI）联用，能有效地分析石油中的极性杂原子化合物组成研究［9，10］。ESI电离源可以在烃类存在的条件下选择性地电离石油中的极性杂原子化合物，如分别在正离子和负离子模式下，选择性地电离石油中的微量的碱性（主要是碱性氮化合物）和酸性（主要是石油酸）化合物，中性氮化合物（含吡咯氮化物）通常出现在负离子质谱图上，但是其电离选择性相对较差［11］。本文以3个不同来源的原油为例，展示负离子ESI FT－ICR MS在原油中酸性化合物分子组成研究中的应用前景。

1 实验部分

11 样品制备

研究样品包括西加拿大盆地下白垩统的一个油砂沥青样品和一个原油样品及一个我国冀东油田产层为第三系沙河街组的原油样品，分别取大约10mg原油溶于1mL甲苯中，再取其中20μL样品溶液溶于1mL甲苯：甲醇（1：1（V：V））混合溶液中，向所得溶液中加入15μL 28％氨水，轻轻振荡使其混合均匀，然后进行负离子ESI FT－ICR MS分析。

12 ESI FT－ICR MS分析

仪器：美国Bruker公司Apex－Ultra型FT－ICR MS，磁场强度为94 T。ESI电离源，负离子模式。

FT－ICR MS主要仪器参数：进样速度180μL/h，极化电压4000V，毛细管入口电压4500V，毛细管出口电压－320V，离子源六极杆累积时间001s，离子源六极杆直流电压24V，射频电压300Vp－p；四极杆Q1m/z 300，射频400Vp－p；碰撞池氩气流量03L·s－1，碰撞能量－15V，贮集时间02s，激发衰减1175dB，采集质量范围200～900Da，采样点数4M，扫描谱图叠加64次以提高信噪比。

13 数据处理

所有分析数据均采用自编软件对质谱数据进行处理，数据处理方法见文献［12］。简言之，即将所有信噪比大于6的质谱峰导出到Excel表中，将质谱仪器所测并经内部校正后的IUPAC质量数（IUPAC Mass）通过下式转换为Kendrick质量数（Kendrick Mass）［13］：

Kendrick质量数＝IUPAC质量数×（14/1401565）

转换后的Kendrick质量数与其最接近的整数质量的差值定义为质量偏差（Kendrick Mass Defect，KMD）［14］。Kendrick质量数的实质是将CH2的相对分子质量1401565定义为整数质量单位，即1400000，这样转换后的质量表中所有相差14的整数质量单位所对应的化合物即具有相同的母体结构单元，但具有不同的亚甲基数，也就是取代基不同的同类型化合物具有相同的KMD数值。通过KMD值大小可以快速鉴定同类型化合物；通过分子量计算程序计算出各个化合物分子中C、H、S、N、O等原子的组合方式，得到各质谱峰对应的分子式（CcHhSsNnOo，c、h、s、n、o分别为分子中碳、氢、硫、氮、氧的原子个数），最终能得到样品中所有类型化合物的分子组成信息及其对应的等效双键数（Double band equivalence，DBE）：

油气成藏理论与勘探开发技术（五）

式中：c、h、n分别为分子中碳、氢、氮原子个数。

2 结果与讨论

加拿大油砂沥青、原油及我国冀东原油的负离子ESI FT－ICR MS质谱图如图1所示。其中，加拿大油砂沥青和原油具有相似的分子量分布，在m/z250～600之间，其质量重心在m/z 400附近；我国冀东原油具有较高的分子量分布，在m/z 300～750之间，其质量重心在m/z 480附近。

图1 3个不同样品的负离子ESI FT－ICR MS谱图

图2为图1中两个相邻质量单位m/z 419～420处的局部放大图，从中可以看出，这3种石油样品在详细分子组成上存在很大差异。在3个样品的高分辨率质谱图中，奇数质量单位（m/z 419）均以O2类的质谱峰（8号峰）具有最高的相对丰度；在偶数质量单位（m/z 420），均能检测到O2类的同位素质谱峰（18号峰），此外在加拿大原油样品中N1类化合物（12号峰）也具有很高的相对丰度。在m/z 420处质量分辨率达到400000以上（m/△m50％＠m/z 420 ＞400000，△m50％定义为质谱峰高一半处的峰宽），显示了FT －ICRMS具有超高的分辨率。在此分辨率条件下，能得到样品中酸性化合物的精确分子量，基于此能准确地对质谱峰进行定性，得到样品中酸性化合物的分子组成。以加拿大原油高分辨率质谱数据在m/z 419 ～420处所鉴定出的质谱峰为例，其定性结果见表1，共鉴定出18个质谱峰（其中9个为同位素峰），并且均能在质量精度为1×10－6以内准确确定其分子组成。

图2 图1中m/z 4191～4206的局部放大图（18个质谱峰的定性结果见表1）

基于质谱峰的精确分子量进行定性，并将鉴定出的化合物按照杂原子类型进行归类，加拿大油砂沥青和原油及我国冀东原油中不同杂原子类型化合物的相对丰度见图3，图中不同的色块代表不同DBE数值，在相同样品及同一类杂原子化合物中，色块的高度代表其对应DBE值的化合物类型的相对丰度。可以看出，这3类石油样品中的杂原子类型也具有很大差异。加拿大油砂沥青及原油含有较为复杂的杂原子类型，其中油砂沥青中O2类占有绝对优势的相对丰度，O2S1次之，N1类很低，此外还含有少量的O3、O1、N1O1、O1S1及N1S1。加拿大油砂沥青中O2类丰度很高，这可能与其经过较强的生物降解有关，含有较高的O2S1类及少量的O1S1及N1S1类说明加拿大油砂沥青硫含量较高，这与之前的分析结果一致。在加拿大原油中，N1类化合物具有最高的相对丰度，其次是O2类和O1类化合物，与加拿大油砂沥青相比，加拿大原油的生物降解程度应该较弱。我国冀东原油含有5类主要的杂原子类型，其中O2类化合物具有最高的相对丰度，其次是N1、O1、N1O1和N1S1。

表1 图2中质量数m/z 4191～4206处质谱峰定性结果

本文重点分析了3种石油样品中的O2类杂原子化合物，其负离子ESI FT－ICR MS质谱图中O2类的DBE值及碳数分布图见图4。加拿大油砂沥青中O2类的DBE分布在1～14之间，碳数分布在15～45之间，其中DBE主要分布在2～4，碳数分布在C18—C35之间，说明其中的O2类化合物主要以1～3环的环烷酸为主，DBE＝1的O2类相对丰度很低说明其中的脂肪酸含量非常低。加拿大原油样品中O2类的DBE分布也在1～14之间，碳数分布在12～45之间，其中DBE主要分布在1～3，碳数分布在C18—C35之间，说明其中的O2类化合物主要为1～2环的环烷酸为主，DBE＝1的O2类含量较高，说明加拿大原油中含有一定量的脂肪酸。Kim等［15］曾采用脂肪酸与1～3环环烷酸相对含量的比值来衡量生物降解程度，该数值越低，其生物降解程度越高，由此可以看出加拿大油砂沥青的生物降解程度应该较原油的生物降解程度要高。我国冀东原油中O2类的DBE分布在1～13之间，碳数分布在14～56之间，其中含量较多的O2类化合物主要分布在两个范围：一个DBE分布在1～4，碳数分布在C24—C45之间，其分别对应脂肪酸和1～3环环烷酸；另一个DBE分布范围在5～6，碳数分布在C30—C40之间，4环、5环环烷酸由C29到C30相对丰度突然增高，在C30-C35附近出现最高值，说明冀东原油中甾烷酸和藿烷酸含量丰富，这一现象在研究辽河原油酸性化合物组成时也曾被发现［16］。Jones等［17］指出高丰度藿烷酸与原油的生物降解程度有关，Kim等［15］认为藿烷酸在降解初期增加，而在进一步生物降解过程中藿烷酸也受到攻击。遗憾的是本实验所研究样品并没有非常直接的相关性，不能从油气地球化学角度进行更深层次的分析，但是通过该分析技术已经可以得到石油样品中含有丰富地球化学信息的石油酸分子组成，这预示着FT－ICR MS将为油气地球化学研究提供重要的技术支持。

图3 3个石油样品中负离子ESI FT－ICR MS谱图中杂原子类型的相对丰度分布

图4 3个石油样品负离子ESI FT－ICR MS质谱图中O2的DBE值及碳数分布图

3 结论

1）加拿大油砂沥青、原油及我国冀东原油的负离子ESI FT－ICR MS质谱图中，均检测出大量的石油酸分子（O2类），其中加拿大油砂沥青和我国冀东原油中O2类具有最高的相对丰度，加拿大原油中O2类的相对丰度仅低于N1类化合物。

2）加拿大油砂沥青中O2类化合物主要以1～3环环烷酸为主；加拿大原油中O2类化合物主要以1～2环环烷酸为主，还含有较高的脂肪酸类（DBE＝1）化合物；我国冀东原油中O2类化合物类型非常丰富，其中既含有丰富的脂肪酸，也含有大量的1～3环的环烷酸，还在其中鉴定出丰富的C30—C35的甾烷酸和藿烷酸。

3）ESI FT－ICR MS能有效地在分子层次上得到石油中的酸性化合物分子的组成及分布特征，而这类化合物又包含有大量的地球化学信息，因此，ESI FT－ICR MS将在油气地球化学研究中提供重要的技术支持。

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聚合物驱油 聚合物驱油属于三次采油技术，它的主要机理是扩大水驱的波及体积，通过注水井注入04～06倍孔隙体积的聚合物段塞，从而提高了水的黏度，减少水驱油过程水的指进的不利影响，提高驱油效率。大庆油田已经成为我国最大的实施聚合物驱油基地，1996年开始了聚合物驱大面积推广应用，喇嘛甸、萨尔图、杏树岗三个老区地质储量占大庆油田总储量927%，年产油量占大庆油田年总产油量8826%。其产量构成可分为两部分：聚合物驱产油820万吨，占1705%；水驱采油量3990万吨，占8295%。根据萨尔图的中区西部注聚合物现场试验，聚合物驱比水驱采收率提高75%～12%，平均每吨聚合物增产油209吨。注聚合物初期，注入压力普遍上升比较快，当近井地带油层对聚合物吸附滞留达到平衡后，注入压力趋于稳定，当转入后续注水后，注入压力开始下降，注入压力上升幅度随注采井距和注入强度增大而增加，反映出注聚合物驱应有合理的注采井距和油层要有一定的渗透率。聚合物驱油见效后，含水大幅度下降，产油量上升。在中区西部现场注聚合物前后钻了两口相距30米的密闭取心井，岩心资料表明，萨Ⅱ1-3层水洗厚度增加了50%，葡Ⅰ1-4层水洗厚度增加了48%。目前大庆、大港、胜利等几个注聚合物试验区的筛选条件基本是埋藏深度小于2000米、渗透

聚合物

大庆油田PO5井聚合物驱见效动态率大于50×10-3平方微米的砂岩油藏；原油地下黏度5～60毫帕·秒；地下水矿化度小于10000毫克/升。目前所使用的聚丙烯酰胺聚合物只适用于矿化度低、二价金属离子少的油田，抗高盐、高温的聚合物仍处于实验和攻关的阶段。为克服聚丙烯酰胺的缺点，许多研究学者还研究过如聚乙烯醇、聚乙酸乙烯酯及多糖类黄原胶等多种生物聚合物。

复合物驱油 复合物驱油是设想研究一种能比聚合物驱油更大幅度地提高采收率，又比表面活性剂驱成本低的物质驱油，使它成为具有工业化应用前景的高效驱油技术，它的主要机理是形成超低的油水界面张力，提高洗油能力，另一方面发挥聚合物扩大水驱的波及体积的作用，起到多种化学剂间存在的协同效应。在日常生活中，我们都了解一个很普通的现象，碱是很容易去油污的，如果再加点活性剂，去油污的能力就会更强。复合物驱油的道理与此类似，主要是降低油水界面张力和改变油对岩石表面的亲和能力。对油藏提高采收率而言则有碱水驱现场试验，碱加聚合物或活性剂加聚合物驱称之为二元复合物驱油，碱加活性剂加聚合物驱称之为三元复合物驱油。复合物将与岩石表面作用，使岩石表面润湿性由亲油变为亲水，使油膜变得不稳定，甚至破坏油膜，从而使残余油能流动起来并被聚合物驱赶出去。这方面的研究和试验已经有很大的进展，展示很好的前景。

分散凝胶驱油及体积膨胀颗粒深部调剖技术 降低聚合物驱的成本是提高采收率工业化应用的一个重要方向。近年来研究出低浓度分散可动凝胶是一项重要成果，可动凝胶是聚合物与交联剂形成的非网络结构的多分子聚集体。用原子力显微镜进行微观结构观察，结果表明：可动凝胶以分子内交联为主，尺寸比聚合物大10倍左右，这样，可大大地节省聚合物的用量。可动凝胶还具有良好的流动性，驱油效果模型实验研究表明，水驱主要沿高渗透层指进，聚合物驱可提高中渗透层的波及效率，而可动凝胶驱则可改善低渗透层的采收率。聚合物驱后再用可动凝胶可以进一步提高采收率39%。投入产出比1∶39。在大庆油田现场试验中，对6口注入井吸水剖面进行不同程度调整，总的变化趋势为油层底部吸水量向上部转移。在河南油田两口井的可动凝胶调驱先导性试验中，聚合物注入浓度600毫克/升，交联剂浓度60毫克/升，注入量25100立方米，日增油4吨。与聚合物驱相比节约化学剂费用13万元。

可动凝胶的原子力显微照片并联模型水测渗透率（10-3平方微米）含油饱和度（%）水驱采收率（%）聚合物驱CDG调驱累积采收率（%）提高采收率（%）累积采收率（%）提高采收率（%）高渗2980820857147214867257057中渗72984112914627533616539264低渗51765209242733543513924

可动凝胶在三管并联模型中聚合物驱后的调驱效果近年来还研究出一种体积膨胀颗粒深部调剖技术，这种颗粒调剖剂在地面交联合成，避免了地下不成胶问题。体积膨胀颗粒具有良好的耐温（120℃）抗盐（30万毫克/升）性能，体积膨胀颗粒具有“变形虫”深部调剖的功能，颗粒遇油体积不变，遇水不溶解，体积膨胀变软，在外力作用下可发生变形，而且具有可逆性。体积膨胀颗粒在地层深部的变形运移，可有效改变地层深部长期水驱形成的定势的压力场和流线场，达到实现深部调剖、提高波及体积、改善水驱开发效果的目的。据大庆、大港、中原355个井组现场试验不完全统计，累计增油4673万吨，增收657亿元。

混相驱油 混相驱油机理是希望驱替流体和被驱替流体（油）两者达到完全相互溶解，两相之间的界面张力等于零。这样，采收率肯定最高。如加拿大的帕宾那油田实验区混相驱结束后的采收率达到672%～757%。各种液态碳氢化合物如煤油、汽油、酒精及液化石油气在与地层原油接触时，都能与原油直接形成混相，但主要问题是成本太高，谁也不会把汽油注入到地层去置换出原油，做这样的大傻事。现在有三种不同烃类混相驱方法，第一个方法称之为混相段塞法，即向油层内注入约5%孔隙体积的液态碳氢化合物，然后再用天然气、干气或水推动混相段塞驱油，第二个方法是富气法，也称为凝析气混相驱法，它是首先向油层内注入一个已富化的天然气（C2—C6）段塞，然后再用天然气、干气或水推动混相段塞驱油，在富气混相驱过程中，C2—C6组分是由段塞转到原油中去。第三个方法是高压干气法，也称为蒸发混相驱法，它是在高压干气驱过程中，引起原油的反蒸发，C2—C6组分由原油转到气相中去，这与第二种方法达到混相的路径是相反的。第三种方法应用的油藏深度一般都比较深，达到混相的压力也比较高，只能应用于压力超过20兆帕，原油比重超过40°API的近挥发性原油，这种方法在新疆葡北油田正开展试验，混相的压力要求达到32兆帕，需要高压压缩机注气。

高温高压油气界面张力变化在西方，混相驱矿场试验比较多，目前多采用第二种富气法，中国混相驱油除了葡北油田正在试验外，基本还是空白。混相驱用于采出多孔介质的剩余油是非常有效的，但用气体或液化石油进行混相驱时，混相段塞容易发生分散以至完全变质，气体容易发生超覆突进，不均匀渗透率分布以及溶剂被一些死孔隙捕获以至失去混相能力，在这种状况下又非常需要注入大量而又昂贵的混相段塞，这些不利的因素还需要不断去改进和克服。

二氧化碳也可以用作混相驱油，但世界上许多油田附近往往缺乏二氧化碳气源，这是影响二氧化碳混相驱油的先决条件。二氧化碳混相驱油有它的特点，在地层压力超过102兆帕的油藏中就可以获得混相。二氧化碳溶解于油会使原油膨胀，并能降低原油的粘度，这种油的混相带更容易被以后注入的气体或水驱替向前推进。但也有它的缺点，二氧化碳的临界温度是31℃，超过这个温度，不论压力有多高，二氧化碳都是以气态存在，很容易过早地从生产井中逸出。二氧化碳很容易溶于水形成碳酸，这种酸对设备腐蚀很强，减缓设备腐蚀的费用是该方法总投资的重要组成部分。中国目前还没有进行过二氧化碳驱油的现场试验，在江苏、大港、中原等油田主要是利用二氧化碳进行非混相的注二氧化碳吞吐试验，都收到比较好的增产效果。

热力采油技术 热力采油主要是针对稠油油藏提高采收率的开采技术，它包括注热水驱、蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油藏等技术。这些技术在中国稠油油藏开发中都进行了大量研究，通过实践的检验，取得了很好的效果。稠油的粘度高，采收率低，对于特稠油通常的注水方法也难以开采。但稠油对温度却极为敏感，每加热增温10℃，黏度即下降一半。一般的普通稠油油藏，注热水驱就会较大地提高采收率，不能开采的特稠油油藏通过蒸汽吞吐或蒸汽驱、火烧油藏可以进行开采。蒸汽吞吐是周期性对油井注入蒸汽，在实际应用中周期注蒸汽量一般几百吨至几千吨水当量蒸汽，注蒸汽强度一般在50～150吨/米，注蒸汽的干度对其效果影响很大，井底干度越高就可以保证注入的热量越多，吞吐的效果就越好。注蒸汽后关井数天（一般一周左右），俗称为焖井，使蒸汽的热量得以扩散，然后开井生产。由于近井地带的重油提高了温度，显著地提高了重油的流度，流体热膨胀、溶解气体压缩、减少近井地带的残余油饱和度、井筒清洗效应，使重油的产量得到了提高。这个方法世界上都在普遍应用。中国这方面技术发展很快，辽河油田突破了1600米深井蒸汽吞吐开采技术难关，1995年热采油量就达到674万吨，占全国热采油量的615%。蒸汽吞吐经过几个周期吞吐之后，增产量都是一次比一次少，吞吐采收率一般仅为15%～20%，最有效的方法就是转为蒸汽驱。但蒸汽驱有两个限制条件，一是深度不宜大于1500米，二是油层厚度应大于9米以上。深度限制是由于蒸汽的临界压力（217兆帕）造成的，油层厚度限制是由于盖层和底层的热损失速度决定的。国外几个大油田如美国的Kern river油田和San Ardo Aurignac层原油重度为115～13°API，蒸汽驱最终采收率可达到62%～65%。蒸汽驱阶段的采收率一般认为可达20%～30%。蒸汽驱热力采油技术近10年内发展很快，为了提高热力效应，有效地开发超稠油，提出了水平井蒸汽辅助重力泄油技术（SAGD）。它的基本原理是以蒸汽作为加热介质，在流体热对流传导作用下加热油层，依靠重力开采稠油。加拿大亚萨巴斯卡（Athabasca）油藏应用SAGD技术非常成功，该油藏平均井深150米，油层厚度20米，孔隙度35%，渗透率5～12平方微米，在油层温度7℃条件下，沥青重度8°API，黏度500万毫帕·秒，属于超稠油油藏。这种难以动用的油藏，依靠SAGD技术搞活了，热效应采油响应很快，平均日产油量超过30立方米。

蒸汽辅助重力泄油（SAGD）方法微生物采油技术 微生物采油最早在1926年由美国学者Bachioan提出将细菌注入地层来提高原油采收率。20世纪40年代Zobell报道了加拿大艾伯塔省的阿萨巴斯卡焦油砂中用细菌释放出油，此后引起人们很大的兴趣。经过70多年研究，许多国家研究微生物采油已经从实验室走向现场试验。它的基本原理是：

PBS、PBST、PBSR菌色谱图微生物能有效降解原油中的蜡、胶质、沥青质等重质组分，产生大量有利于驱油的代谢产物，从图明显看到PBST菌种效果特别明显，低碳数正构烷烃含量增加（向左偏移），高碳数正构烷烃含量降低；能大幅度降低原油粘度，产生一定量的生物表面活性物质和有机溶剂，降低界面张力，有利于提高原油的采收率；将原油乳化成水包油或油包水乳状液，对原油产生良好的乳化分散能力，改善了油对水的流动度；微生物在油藏中繁衍生殖，由于发酵作用会产生许多如CO2、CH4、H2等有利气体，可以使原油膨胀、恢复油层压力，油层中的碳酸盐胶结物被CO2溶解有利于提高储层的孔隙度和渗透率。

微生物周期驱结果分析中国许多油田如吉林、大庆、中原、华北、青海和辽河等都进行过微生物采油现场试验，目前还主要是限于一些单井吞吐试验，但都得到明显的效果。大庆油田试验的几个菌株的降黏率都达到28%～34%，室内实验采收率可以达8%～1157%。辽河油田在齐108断块的中质稠油油藏中分离出的多种微生物进行驯化培养和生理活性研究，筛选出适合齐108块稠油油藏的菌种，对8口井进行了2～3轮次吞吐试验，效果良好，投入产出比大于1∶3。微生物采油当前主要的问题还是要进一步加强基础研究，筛选出适合于不同油藏的菌种；掌握注入油藏中菌种的生存能力；菌种和其代谢物对油的作用；掌握微生物的分布、迁移和控制。高度重视环境保护和安全，需要油藏工程师、微生物学家、遗传学家、化学工程师、环境工程师、经济工程师多方合作，对微生物采油提高采收率做出定量和经济最优化的设计。

一、中国石油工业的特点

1油气储产量不断增长

近年来，中国石油企业加大勘探开发力度，油气储产量稳中有升，诞生了一批大型油气生产基地。

中国石油天然气股份有限公司油气新增探明石油地质储量连续3年超过5亿吨，新增天然气三级储量超过3000亿立方米;先后在鄂尔多斯等盆地发现4个重大油气储量目标区，落实了准噶尔盆地西北缘等7个亿吨级以上石油储量区和苏里格周边等3个数千亿立方米的天然气储量区。经独立储量评估，2006年中国石油天然气集团公司(以下简称“中石油”)实现石油储量接替率1097，天然气储量接替率437，均超过了预期目标，为油气产量的持续稳定增长提供了资源基础与此同时，中石油一批较大油气田相继投入开发，油气业务实现持续增长。长庆油田原油产量一举突破1000万吨，标志着中国石油又一个千万吨级大油田诞生。地处鄂尔多斯盆地的中国储量最大、规模最大的低渗透苏里格气田投入开发，成为世界瞩目的焦点。塔里木油田的天然气产量突破100亿立方米，西气东输资源保障能力增强。西南油气田的年产油气当量突破1000万吨，成为我国第一个以气为主的千万吨级油气田，也是国内第6个跨入千万吨级的大油气田。2006年，中石油新增原油生产能力1222万吨，天然气生产能力91亿立方米。

中国石油化工股份有限公司在普光外围、胜利深层、东北深层等油气勘探获得一批重要发现。全年新增探明石油储量23亿吨，探明天然气储量约1600亿立方米，新增石油可采储量约4500万吨，天然气可采储量约739亿立方米。2006年4月3日，中国石油化工集团公司(以下简称“中石化”)正式对外宣布发现了迄今为止中国规模最大、丰度最高的特大型整装海相气田———普光气田，受到国内外广泛关注。经国土资源部审定，普光气田到2005年末的累计探明可采储量为2511亿立方米，技术可采储量为188304亿立方米根据审定结果，该气田已具备商业开发条件，规划到2008年实现商业气量40亿立方米以上，2010年实现商业气量80亿立方米。

中国海洋石油有限公司2006年在中国海域共获得10个油气发现，其中包括中国海域的第一个深水发现———荔湾3－1，并有6个含油气构造的评价获得成功。该公司2006年实现储量替代率199%，年内新增净探明储量4676万吨油当量。截至2006年年底，中国海洋石油有限公司共拥有净探明储量约356亿吨油当量。

2006年，全国共生产原油184亿吨，同比增长17%;生产天然气5855亿立方米，同比增长192%其中，中石油生产原油107亿吨，再创历史新高;生产天然气442亿立方米，连续两年增幅超过20%;中石油的油气产量分别占国内油气总产量的58%和76%。连同海外权益油在内，当年中石油的油气总产量达到149亿吨油当量，同比增长49%。中石化原油生产量超过4000万吨，同比增长228%;生产天然气超过70亿立方米，同比增长156%。中石化“走出去”战略获得重要进展。预计海外权益油产量达到450万吨，增长了12倍。随着中国海洋石油有限公司的涠州6－1油田、曹妃甸油田群、惠州19－1油田、渤中34－5、歧口17－2东、惠州21－1等油气田的先后投产，全年该公司共生产油气4033万吨油当量，较上年增长34%，比3年前增长了21%。

2经济效益指标取得进展

近年来，国际油价持续高涨，2007年底一度接近100美元/桶。在高油价的拉动下，中国石油工业的油气勘探开发形势较好，收获颇丰。2006年，中国石油行业(包括原油和天然气开采业、石油加工业)全年实现现价工业总产值20132亿元，工业增加值6371亿元，产品销售收入19982亿元，利润3227亿元，利税4713亿元，分别较上年增长263%、358%、278%、182%和222%

2006年，三大国家石油公司突出主营业务的发展，在全力保障国民经济发展对油气需求的同时，创造了良好的经营业绩，各项主要经济指标再创新高，经济实力显著增强。但是，受油价下降等多方面因素的影响，各公司的利润增幅均有大幅降低。尤其是中石油，该公司2005年的利润增长了38%，但2006年仅增长43%。中国海洋石油总公司(以下简称“中海油”)的利润增长率也下降了一半以上。

3炼油和乙烯产能快速增长

近年来，国内油品需求增长较上年加快。面对持续增长的市场需求，中国炼油行业克服加工能力不足、国内成品油价格和进口成品油价格倒挂、检修任务繁重等困难，精心组织生产，主要装置实现满负荷生产。2006年全年共加工原油307亿吨，比上年增长63%，但增幅回落了02个百分点。其中，中石油加工原油116亿吨，增长48%;中石化加工原油146亿吨，增长46%。

全年全国共生产成品油182亿吨，比上年增长45%，增幅同比回落26个百分点。其中，汽油产量为55914万吨，比上年增长37%;柴油产量为116534万吨，比上年增长55%;煤油产量为960万吨，比上年下降29%。中石油生产成品油7349万吨，比上年增长33%。其中汽油产量为24083万吨，增长481%;柴油产量为460517万吨，增长253%;煤油产量为33345万吨，增长48%。中石化约生产成品油16亿吨。其中汽油产量为25460万吨，增长137%;柴油产量为616158万吨，增长583%;煤油产量为63540万吨，下降415%(表1－1)。

由于乙烯需求的快速增长，我国加快了乙烯产能建设的步伐。2006年我国乙烯总产量达到9412万吨，增长222%。其中，中石油的产量为207万吨，增长95%;中石化为633万吨，增长153%，排名世界第4位。长期以来，我国的乙烯领域为中石化、中石油两大集团所主导，但随着中海油上下游一体化战略的推进，尤其是中海壳牌80万吨乙烯项目于2006年年初建成投产后，其在2006年的乙烯产量就达到了6462万吨。我国乙烯生产三足鼎立的格局已现雏形(表1－2)。

表1－1 2006年全国原油加工量和主要油品产量单位:万吨

注:①由于统计口径不统一，煤油数据略有出入;②中国海洋石油总公司2006年的燃料油产量为6261万吨，比上年增长107%。资料来源:中国石油和化学工业协会。

表1－2 2006年中国乙烯产量单位:万吨

资料来源:三大石油集团及股份公司网站。

2005年国家发布了《乙烯工业中长期发展专项规划》和《炼油工业中长期发展专项规划》，使我国炼化工业的发展方向更为明确，势头更加迅猛。我国一大批炼化项目建成投产或启动。吉林石化70万吨/年、兰州石化70万吨/年、南海石化80万吨/年、茂名石化100万吨/年乙烯新建或改扩建工程建成投产;抚顺石化100万吨/年、四川80万吨/年、镇海炼化100万吨/年乙烯工程，以及天津石化100万吨/年乙烯及配套项目开工建设。2009年镇海炼化100万吨/年乙烯工程投产后，镇海炼化具有2000万吨/年炼油能力和100万吨/年乙烯生产能力，成为国内炼化一体化的标志性企业。值得一提的是，总投资为435亿美元、国内最大的合资项目———中海壳牌南海石化项目的投产，标志着中国海油的上下游一体化发展迈出实质性步伐，结束了中海油没有下游石化产业的历史。

2006年是多年来中国炼油能力增长最快的一年。大连石化新1000万吨/年、海南石化800万吨/年炼油项目，以及广州石化1300万吨/年炼油改扩建工程相继建成投产;大连石化的年加工能力超过了2000万吨，成为国内最大的炼油生产基地。与此同时，广西石化1000万吨/年炼油项目也已开工建设。可以看出，我国的炼化工业正在向着基地化、大型化、一体化方向不断推进。

2006年，我国成品油销售企业积极应对市场变化，加强产运销衔接，优化资源流向，继续推进营销网络建设，努力增加市场资源投放量。中石油全年销售成品油7765万吨，同比增长13%，其中零售量达4702万吨，同比增长233%。中石化销售成品油112亿吨，增长67%。中石油加油站总数达到18207座，平均单站日销量78吨，同比增长167%。中石化的加油站数量在2006年经历了爆发式增长，通过新建、收购和改造加油站、油库，进一步完善了成品油网络，全年新增加油站800座，其自营加油站数量已经达到28万座，排名世界第3位。

4国际合作持续发展

近年来，中国国有石油公司在海外的油气业务取得了进展，尤其是与非洲国家的油气合作有了很大发展，合作的国家和地区不断扩大。

中石油海外油气业务深化苏丹、哈萨克斯坦和印度尼西亚等主力探区的滚动勘探，稳步开展乍得等地区的风险勘探，全年新增石油可采储量6540万吨。同时加强现有项目的稳产，加快新项目上产，形成了苏丹1/2/4区、3/7区及哈萨克斯坦PK三个千万吨级油田。2006年，中石油完成原油作业量和权益产量分别为5460万吨和2807万吨，同比分别增长1877万吨和804万吨;天然气作业产量为57亿立方米，权益产量为38亿立方米，同比约分别增长17亿立方米和10亿立方米在苏丹，中石油建成了世界上第一套高钙、高酸原油延迟焦化装置，3/7区长输管道工程也投入运营;该公司还新签订乍得、赤道几内亚和乌兹别克斯坦等9个项目合同，中标尼日利亚4个区块;海外工程技术服务新签合同额319亿美元，业务拓展到48个国家，形成了7个规模市场。在国内，中石油与壳牌共同开发的长北天然气田已正式投入商业生产，并向外输送天然气。

中石化“走出去”获得重要进展。2006年，中石化完成海外投资约500亿元，获得俄罗斯乌德穆尔特石油公司49%的股权，正在执行的海外油气项目达到32个，初步形成发展较为合理的海外勘探和开发布局。中石化全年新增权益石油可采储量5700万吨，权益产量达到450万吨。该公司还积极开拓海外石油石化工程市场，成功中标巴西天然气管道、伊朗炼油改造等一批重大工程项目。在国内，中石化利用其在下游领域的主导地位，与福建省、埃克森美孚及沙特阿美在2007年年初成立了合资企业“福建联合石油化工有限公司”、“中国石化森美(福建)石油有限公司”。两个合资企业的总投资额约为51亿美元，成为中国炼油、化工及成品油营销全面一体化中外合资项目。项目将把福建炼化的原油加工能力提高到1200万吨/年，主要加工来自沙特的含硫原油;同时建设80万吨/年的乙烯裂解装置，并在福建省管理和经营大约750个加油站和若干个油库。此前，中石化与BP合资的上海赛科90万吨/年乙烯、同巴斯夫公司合资的扬巴60万吨/年乙烯项目已于2005年建成投产。

目前，在政府能源外交的推动下，中国企业“出海找油”的战略已初见成效。但随着资源国对石油资源实行越来越严格的控制，中国企业在海外寻油的旅途上也将面临更多的困难与障碍。

5管道网络建设顺利进行

我国油气管道网络建设继续顺利推进，并取得了丰硕的成果。目前，我国覆盖全国的油气骨干管网基本形成，部分地区已建成较为完善的管网系统。

原油管道:阿拉山口—独山子原油管道建成投产，使中国首条跨国原油管道———中哈原油管道全线贯通，正式进入商业运营阶段;总长度为1562千米的西部原油成品油管道中的原油干线已敷设完成。

成品油管道:国家重点工程———西部原油成品油管道工程中的成品油管道建成投产，管道全长1842千米，年设计量为1000万吨;干支线全长670千米、年输量300万吨的大港—枣庄成品油管道开工建设;中石化的珠三角成品油管道贯通输油，管道全长1143千米，设计年输量为1200万吨，将中石化在珠三角地区所属的茂名石化、广州石化、东兴炼厂和海南石化等炼油基地连接在一起，有利于资源共享，优势互补，对于提高中石化在南方市场的竞争力有着重要意义。

2006年是中国液化天然气(LNG)发展史上的里程碑。中国第一个LNG试点项目———广东液化天然气项目一期工程投产并正式进入商业运行;一期工程年接收量为260万吨的福建液化天然气项目与印度尼西亚签署了液化天然气的购销协议，资源得到落实;一期工程年进口量为300万吨的上海液化天然气项目开工建设，并与马来西亚签订了液化天然气购销协议。在我国，经国家核准的液化天然气项目有10余个。在能源供应日趋紧张、国际天然气价格持续走高的情况下，气源问题将成为制约中国LNG项目发展的最大瓶颈。

6科技创新投入加大

科学技术是第一生产力，也是石油企业努力实现稳定、有效、可持续发展的根本。2005年中石油高端装备技术产品研发获得重大突破，EI－Log测井装备和CGDS－I近钻头地质导向系统研制成功。这两项完全拥有自主知识产权的产品均达到或接近国际先进水平，打破了外国公司对核心技术的垄断。中石油全年共申请专利800余项，获授权专利700项，7项成果获国家科技进步奖和技术发明奖，登记重要科技成果600项。2006年，中石油优化科技资源配置、加快创新体系建设令人瞩目。按照“一个整体、两个层次”的架构，相继组建了钻井工程技术研究院、石油化工研究院，使公司层面的研究院已达到8家，覆盖公司10大主体专业、支撑7大业务发展的20个技术中心建设基本完成，初步形成“布局合理、特色鲜明、精干高效、协同互补”的技术创新体系。

中石化基本完成了生产欧Ⅳ标准清洁成品油的技术研究，为油品质量升级储备了技术;油藏综合地质物理技术、150万吨/年单段全循环加氢裂化技术等重大科技攻关项目顺利完成;空气钻井、高效柴油脱硫催化剂等一批技术得到应用;一批自主开发的技术成功应用于新建或改造项目，特别是海南炼油、茂名乙烯的建成投产，标志着中石化自主技术水平和工程开发能力迈上了一个新台阶。中石化及合作单位的“海相深层碳酸盐岩天然气成藏机理、勘探技术与普光气田的发现”的理论和技术成果，带动了四川盆地海相深层天然气储量增长高峰，推动了南方海相乃至中国海相油气勘探的快速发展，是中国海相油气勘探理论的重大突破，获得了2006年度国家科技进步一等奖。2006年，中石化共申请专利1007项，获得中国专利授权948项，其中发明专利占74%;申请国外专利97项，获得授权61项。

中海油2006年的科技投入超过20亿元，约占销售收入的13%，产生了一批有价值的科技成果。“渤海海域复杂油气藏勘探”、“高浓缩倍率工业冷却水处理及智能化在线(远程)监控技术”荣获2006年国家科技进步二等奖。渤海复杂油气藏勘探理论和技术研究取得突破，发现、盘活了锦州25－1南、旅大27－2等一批渤海复合油气藏和特稠油油群，该公司的海上稠油开发技术达到了世界先进水平。

7加强可再生能源发展

我国国有石油公司明显加强了可再生能源的发展，尤其是在生物柴油的开发上有了实质性的突破，彰显了从石油公司向能源公司转型的决心和勇气。

中石油与四川省政府签订了合作开发生物质能源框架协议，双方合作的目标是“共同实施‘四川省生物质能源产业发展规划’，把四川建设成‘绿色能源’大省、清洁汽车大省;‘十一五’共同建成年60万吨甘薯燃料乙醇、年产10万吨麻风树生物柴油规模”;与国家林业局签署了合作发展林业生物质能源框架协议，并正式启动云南、四川第一批面积约为4万多公顷的林业生物质能源林基地建设，建成后可实现每年约6万吨生物柴油原料的供应能力。到“十一五”末，中石油计划建成非粮乙醇生产能力超过200万吨/年，达到全国产能的40%以上;形成林业生物柴油20万吨/年商业化规模;支持建设生物质能源原料基地达40万公顷以上，努力成为国家生物质能源行业的领头军。

中石化年产2000吨生物柴油的试验装置已在其位于河北省的生物柴油研发基地建成，成为迄今国内具有领先水平的标志性试验装置，为我国生物柴油产业开展基础性研究和政策制定，提供了强有力技术平台与支撑。中国海洋石油基地集团有限公司与四川攀枝花市签订了“攀西地区麻风树生物柴油产业发展项目”备忘录，计划投资2347亿元，建设年产能为10万吨的生物柴油厂。

目前，我国生物柴油的发展十分迅猛，但存在鱼龙混杂的现象。国有大企业介入生物柴油领域，不仅可以提高企业自身的可持续发展能力，对整个生物柴油行业的规范化发展也是很有益的。

二、中国石油工业存在的问题

1油气资源探明程度低，人均占有量低

我国油气资源丰富，但探明程度较低，人均占有量也较低。根据全国6大区115个含油盆地新一轮油气资源评价的结果，我国石油远景资源量为108557亿吨，其中陆地93407亿吨，近海15150亿吨;地质资源量76501亿吨，其中陆地65765亿吨，近海10736亿吨;可采资源量21203亿吨，其中陆地18276亿吨，近海2927亿吨。尽管我国油气资源比较丰富，但人均占有量偏低。我国石油资源的人均占有量为115～154吨，仅为世界平均水平73吨的1/5～1/6;天然气资源的人均占有量为10万～17万立方米，是世界平均水平7万立方米的1/5～1/7。与耕地和淡水资源相比，我国人均占有油气资源的情形更差些

2油气资源分布不均

全国含油气区主要分布情况是:东部，主要包括东北和华北地区;中部，主要包括陕、甘、宁和四川地区;西部，主要包括新疆、青海和甘肃西部地区;西藏区，包括昆仑山脉以南、横断山脉以西的地区;海上含油气区，包括东南沿海大陆架及南海海域。

根据目前油气资源探明程度，从东西方向看，油气资源主要分布在东部;从南北方向上看，绝大部分油气资源在北方。这种油气资源分布不均衡的格局，为我国石油工业的发展和油气供求关系的协调带来了重大影响。从松辽到江汉和苏北等盆地的东部老油区占石油储量的74%，以鄂尔多斯和四川盆地为主体的中部区占577%，西北区占133%，南方区占009%，海域占663%。而海域中渤海占全国储量的4%。2000年，随着更多的渤海大中型油田被探明，海上也表现出石油储量北部多于南部的特点。

目前，我国陆上天然气主要分布在中部和西部地区，分别占陆上资源量的432%和390%。天然气探明储量集中在10个大型盆地，依次为:渤海湾、四川、松辽、准噶尔、莺歌海－琼东南、柴达木、吐－哈、塔里木、渤海、鄂尔多斯。资源量大于l万亿立方米的有塔里木、鄂尔多斯、四川、珠江口、东海、渤海湾、莺歌海、琼东南、准噶尔9个盆地，共拥有资源量307万亿立方米

3供需差额逐渐加大

最近5年，石油消费明显加快。2006年全国石油消费量达到35亿吨，比2000年净增124亿吨。

到2020年前，我国经济仍将保持较高速度发展，工业化进程将进一步加快，特别是交通运输和石油化工等高耗油工业的发展将明显加快。此外，城镇人口将大幅上升，农村用油的比重也将增加。多种因素将使我国石油需求继续保持快速增长。在全社会大力节油的前提下，如果以平均每年的石油需求量大体增加1000万吨的规模估计，到2020年，我国石油需求量将接近5亿吨;进口量3亿吨左右，对外依存度(进口量占总消费量的比率)约60%，超过国际上公认的50%的石油安全警戒线。我国石油安全风险将进一步加大

4原油采收率较低，成本居高不下

俄罗斯的原油平均采收率达40%，美国为33%～35%，最高达70%，北海油田达50%，国外注水大油田的采收率为50%左右。我国的平均采收率大大低于这一水平。原油包括发现成本、开发成本、生成成本、管理费用和财务费用等在内的完全成本，目前与国际大石油公司相比，我国原油的完全成本非常高。1998年，中石油和中石化重组之前，我国的石油天然气产量一直作为国家指令性计划指标，为保证产量任务的完成，在资金不足的情况下，只有将有限资金投向油气田开发和生产;而在新增可动用储量不足的情况下，只有对老油田实行强化开采，造成油田加速进入中后开发期，综合含水上升很快，大大加速了 *** 作费用的上升。重组后的中石油，职工总数很多，原油加工能力不高，这就导致人工成本太高，企业组织形式不合理，管理水平不高。各油田及油田内部各单位管理机构臃肿，管理层次很多。预算的约束软，乱摊乱进名目不少。在成本管理上，没有认真实行目标成本管理，加之核算制度不够严格和科学，有时还出现成本不实的现象。

5石油利用效率总体不高

我国既是一个石油生产大国，又是一个石油消费大国，同时也是一个石油利用效率不高的国家。以2004年为例，我国GDP总量为19万亿美元，万美元GDP消耗石油16吨。这个数字是当年美国万美元石油消费量的2倍，日本的3倍，英国的4倍。目前，国内生产的汽车发动机，百公里油耗设计值比发达国家同类车要高10%～15%。我国现阶段单车平均年耗油量为228吨，比美国高21%，比德国高89%，比日本高115%。要把我国2020年的石油总消费量控制在5亿吨以内，就要求在过去15年石油消费的平均增长水平上，每年降低25%以上。以上情况，一方面，说明我国节约用油的潜力很大;另一方面，也反映出节约、控制石油消费过快增长的难度相当大

6石油科技水平发展较低

我国石油科技落后于西方发达国家，科研创新能力更差。基础研究水平差，大部分基础研究工作只是把国外较为成熟的理论和方法在我国加以具体运用。如地震地层学、油藏描述、水平井技术和地层损害等。另外，国外还有许多先进理论尚未引起国内足够的重视，如自动化钻井、小井眼钻井、模糊理论在油藏工程中的应用等。基础研究的这种局面表现为我国科研工作的创新能力差，缺乏后劲，技术创新能力不足，科技成果转化率不高，科技进步对经济增长的贡献率低。

钟广见

（广州海洋地质调查局　广州　510760）

作者简介：钟广见（1965—），男，教授级高工，主要从事石油地质、海洋地质调查研究工作

摘要　油藏描述主要对油藏各种特征进行三维空间的定量描述和预测，以综合分析地质、物探、测井、分析化验、地层测试等各项资料为基础，采用油藏描述的地质技术、油藏描述的地震技术、油藏描述的测井技术和油藏描述的计算机技术揭示地下油藏的规律。油藏描述软件主要有Petrel、Discovery、RMS、EarthVision、SMT等，其中Petrel应用比较广泛。四维地震技术、高分辨率层序地层学的应用及储集层物性动态变化空间分布规律研究技术是油藏描述技术发展趋势。

关键词　油藏描述　四维地震　高分辨率层序地层学

1　油藏描述的概念及特点

11　油藏描述的定义

油藏描述，简称RDS技术服务，就是对油藏各种特征进行三维空间的定量描述和表征。油藏描述亦称为储集层描述，源自英文Reservoir Description一词。早在1979以至预测[1]年，斯仑贝谢公司就已针对油藏描述这一课题设计出了一些软件，随后把三维地震处理、声阻抗以及垂直地震剖面（VSP）等引用于测井研究，并结合高分辨率地层倾角、岩性密度测井、能谱测井等最新技术，进行实际应用，对油藏进行综合分析，取得了较好的效果[2]。

现代油藏描述是应用地质、物探、测井、测试等多学科相关信息，以石油地质学、构造地质学、沉积学为理论基础，以储层地质学、层序地层学、地震岩性学、油藏地球化学为方法，以数据库为支柱，以计算机为手段，对油藏进行四维定量化研究并进行可视化描述、表征及预测的技术。在不同的勘探开发阶段，利用不同的信息，采用不同的技术方法和手段，描述不同的具体对象[3]。

12　油藏描述的特点

借助一体化综合油藏描述软件能把地震解释、构造建模、岩相建模、油藏属性建模、裂缝建模和油藏数值模拟显示及虚拟现实于一体，为地质、地球物理、岩石物理、油藏工程工作提供一个共享的信息平台。软件不仅可以提高研究人员对油藏内部细节的认识，精确描述透视油藏属性的空间分布，计算其储量和误差、比较各风险开发模型、设计井位和钻井轨迹、无缝集成油井生产数据和油藏数模结果、发现剩余油藏和隐蔽油藏、降低开发成本。

阐明油气藏的精细构造面貌，沉积体系与沉积相的类型与分布规律、储集体的空间展布，描述储集体参数分布规律及演化特征、储集体非均质性、油气藏的流体性质和分布规律，建立油气藏地质模型，计算油气储量值和进行油气藏综合评价，研究开发过程中油气藏基本参数的演化特征和规律，并为油气藏数值模拟提供基本数据和地质体模型[4]。

油藏描述具有一大特点，两个层次，三条支柱和四项任务。“一大特点”是指油藏描述是以综合为本，即综合运用了地质、物探、测井、分析化验、地层测试等各项资料；“两个层次”是指油藏描述按描述的阶段不同，可以分为油藏描述和油藏管理；而“三条支柱”是指油藏描述是以地质理论、物探技术和油藏工程技术为基础的，在这三条支柱中，地质理论是最重要的；最后，油藏描述的研究内容主要包括“四项任务”：即研究油藏的构造格架、地层格架、岩性分布和油气分布。总而言之，油藏描述的本质是“精细”与“综合”[5-8]。

2　油藏描述方法及技术

构造圈闭、储层展布及流体性质是研究油藏的三大要素，油藏描述研究即研究油藏三大要素的四维变化特征，简单的可以归结为：①油气田地质构造和储层几何形态的研究；②关键井的研究及解释模型的确定；③油田参数转换关系的确定、渗透率估算及测井项目不全井的评价；④单井测试评价；⑤多井处理、单井动态模拟研究及三维油藏模型的建立。因此，对油藏的描述包括静态和动态两部分。

油藏描述在油气勘探与开发中具有特定地质任务，即使阐明油气藏的精细构造面貌，沉积体系与沉积相的类型与分布规律、储集体的空间展布，描述储集体参数分布规律及演化特征、储集体非均质性、油气藏的流体性质和分布规律，建立油气藏地质模型，计算油气储量值和进行油气藏综合评价，研究开发过程中油气藏基本参数的演化特征和规律，并为油气藏数值模拟提供基本数据和地质体模型。

提高储层描述和预测的精度，需解决好储层空间分布问题，而其关键和难点在于做好地震地质联合反演[9-12]。

油藏定量表征的手段主要是运用储层反演，即通过测井地震等信息通过地质统计方法（多点地质统计）[13-21]、反演方法得到表征储层的波阻抗数据体，人机交互解释储层的空间分布规律，得到解释成果：储层顶面构造图、砂体展布图等。存在的问题是反演储层厚度精度依赖于地震分辨率，反演过程中缺少地质沉积知识等信息的控制。储层三维模拟方法预测储层，充分利用测井垂向高分辨率，并引入沉积相控的概念，即储层分布与沉积相的匹配关系，利用地震属性体作为三维模拟的协约束条件加以控制[22-52]。

油藏描述要正确揭示地下油藏的规律，必须利用多种手段和多种信息，并以多学科的理论为指导，才能做好油藏的综合研究和描述，达到预期的目的。故油藏描述的方法和技术涉及的内容很广，概括起来说，可分为油藏描述的地质技术、油藏描述的地震技术、油藏描述的测井技术和油藏描述的计算机技术等四个方面。上述四个方面技术的目的是相同的，即对油藏进行整体或局部、宏观或微观、静态或动态的研究，去揭示复杂油藏的地质问题。由于各个技术属于不同的学科，故各自应用的原理、方法、手段和信息各不相同，所以，它们揭示油藏问题的侧面也是不同的。综合应用上述四种技术，就可以使研究人员从多个侧面来认识油藏，研究油藏，必将有利于正确揭示地下复杂油气藏的地质规律，深化对油气藏的认识。

21　地质综合分析

地质综合分析要求进行地层对比、构造特征研究、储层特征研究、储层四性关系分析、数据分析、断层封堵性分析（图1、2）。

图1 地质综合分析模式图Fig1 Model map of comprehensive geological analysis

图2 地层对比分析Fig2 Correlation analysis map of Strata

22　地震储层反演

在储层特征研究基础上进行反演、储层反演技术是精细油藏描述技术中不可或缺的关键技术（图3）。

图3 井约束反演Fig3 Inversion constrained by well

23　地震解释技术

地震构造描述的主要任务是要确定圈闭构造特征和构造发育史，提供油藏的空间几何形态、断裂展布和组合关系、圈闭类型等油藏的格架信息（图4）。

三维地震是油藏构造模型研究的最有力技术手段，具有其他方法不可取代的优势，主要有以下一些先进的解释技术。

231　相干体技术

滤波－振幅包络－一阶导数－相干体，这种技术的特殊之处在于突出了不连续性，比地震水平切片的地质解释更直观。尤其是断层解释更客观、更细致。此外，对河道砂体及裂缝的预测也有独特的作用。目前相干体技术已成为三维处理的质量控制手段，确定偏移速度场、偏移算法、比较处理流程的合理性及三维连片效果的工具（图5）。

232　断层自动追踪

利用蚂蚁追踪功能自动追踪断层（图6）。

233　三维可视化技术

三维可视化技术是用于显示描述和理解地下和地面诸多现象特征的一种工具。它被广泛地应用到地质和地球物理学及工程地质等领域，它既是描绘和了解模型物的一种手段，也是数据体的一种表征形式。作为地震资料解释手段的三维可视化技术主要包括：①构造可视化、②地层可视化、③振幅可视化、④信息的综合可视化。

图4 构造特征研究Fig4 Study of structural characteristics

图5 相干体分析Fig5 Analysis of coherent body

24　三维构造模型建立

利用测井数据、钻井数据和各种属性层面趋势图采用序贯高斯模拟算法进行确定性和随机性属性等资料建立油藏属性模型，使用3D相模型或3D地震属性约束属性建模，多种方法交错使用，建立三维物性模型（图7）。

利用序贯指示模拟、基于目标体的建模、截断高斯模拟、神经网络模拟、适应性河流相模拟、分级相带多种方法建立沉积相模型。分析各时期相带空间分布，分析沉积演化历史。作为油藏属性建模的相控条件如孔隙度建模、应用各种趋势及多参数约束建模。

图6 自动构造解释模块功能示意图Fig6 Schematic diagram of automated structural interpretation module function

图7 三维构造模型建立功能示意图Fig7 Schematic diagram of 3-Dstructure model

25　储层横向预测与目标优选技术

储层预测研究是在地震构造描述和沉积相等的研究基础上，对储层进行厚度展布、物性参数定量分布研究和预测。储层预测技术包括地震属性分析、微地震相分析技术、地震资料反演技术、油气检测技术等[22-52]。

251　地震资料属性分析技术

地震属性是对地震波几何学、运动学、动力学或统计学特征的具体测量。目前用于储层预测中主要是地震波动力学信息，且对地震反射波振幅、相位、频率和吸收系数等参数的研究和应用最多。这些都与地层的岩性、物性、厚度及其含油气性有关系，通过地震处理手段分别从地震反射信号中提取地震反射波动力学信息，并结合井下资料进行综合解释，即可不同程度地达到储层横向预测的目的。

252　微地震相分析技术

微地震相分析技术是对某一目的层所对应的反射波同相轴的物理参数（振幅、频率、极性）和几何特征进行分析，并与已知井下目的层岩性与储层物性相结合，以建立反射波特征与目的层岩性及其储层空间展布特征之间的关系，进而指导对研究区内目的层岩性及其储集体空间分布的预测。

253　地震反演技术

地震反演是根据地表地震观测资料，用已知地质和钻井、测井资料为约束条件，借助各种数学方法对地下岩层物理参数求解的过程。波阻抗和速度反演是地震反演的核心，在储层预测中得到了广泛的应用，并且有较好的预测效果。

254　目标优选

地震属性的聚类分析进行储层预测、通过地震体透视功能优选目标、提取目标体的包络，产生目标体、对优选出的目标体进行重采样、基于模型中的有利目标设计靶点及井轨。

26　油藏描述的主要软件

油藏描述软件系统主要由Petrel、Discovery、RMS、EarthVision、SMT等油藏描述软件及计算机工作站或微机组成。

Petrel—综合利用了地质学、地球物理学、岩石物理学和油藏工程学等学科来实现全三维环境下的地震解释、地质解释、建模和油藏工程研究等工作，实现油藏的优化管理。综合了地震资料解释、测井分析、地质综合研究、地质建模、数值模拟的一体化平台，适用于各种油藏类型。利用多资料综合分析，可以精确描述油气藏及其孔渗饱等属性参数的空间分布，计算其储量、定量估算风险性、优选模型、设计井位和钻井轨迹、无缝集成生产数据和数值模拟器，发现剩余油藏和隐蔽油藏，从而降低开发成本，提高效益。Petrel应用了各种先进技术：强大的构造建模技术、高精度的三维网格化技术、确定性和随机性沉积相模型建立技术、科学的岩石物理建模技术、先进的三维计算机可视化和虚拟现实技术。提高了对油藏内部细节的认识，精确描述透视油藏属性的空间分布，计算其储量和误差、比较各风险开发模型、设计井位和钻井轨迹、无缝集成油井生产数据和油藏数模结果、发现剩余油藏和隐蔽油藏，从而极大地降低开发成本。

Discovery—微机一体化油藏描述软件，是美国Landmark公司在Windows环境下开发的产品，无论地质情况简单还是复杂，Discovery能提供一整套有效的工具，把地质研究、地震解释、测井分析、开发生产动态管理集成到一个完整的解释系统中，形成微机一体化油藏描述平台。具有以下特性：

新的地层柱管理，用户可以根据需要选取所需要的地层名称建立适用于本工区需要的地层柱；批量修改WellBase图层，增加了OpenWorks常用的井符号；多次完井数据输入，进行地层名称与其他生产数据匹配时可以参考兴趣区域，曲线数据也可以用GXDB进行数据库管理。生产数据分析功能，可以进行产量预测，并且可以生成以下三种图件：生产油、气、水随时间变化图、生产油、气、水与累计产量变化图、P/Z与累计产气量变化图，并将生产曲线落到平面图上。

可以制作测井曲线图层，用户自定义显示井段、模版等；增强的绘图工具；增强的数字化功能：可以让用户使用数字化桌，在GeoAtlas的图层中直接进行断层、等值线、数据点等线条的数字化；在GeoAtlas增加了一个井信息工具，可以通过移动鼠标来观察在WellBase、Prizm、Zonem anager、GMA等中存储的井信息；新增了一个图层检查修改功能，它允许用户通过网络修改编辑在服务器上较大的图层；增强隐闭图层，在以前版本中也可隐闭图层，但是一张图上有多个隐闭图层会使系统运行速度降低，在新版本中有多张隐闭图层也不会使系统运行速度下降；在IsoMap中的一些新功能，如Zmap格式数据输入直接生成AOI图层；强制数据点等值线；可以用数据点进行图层运算等。

根据井曲线进行井间颜色（或岩性）充填的功能；新增了井位索引图和曲线上浮的功能；新增用户自定义的光栅文件或第三方软件提供商提供的光栅文件的输入输出接口；增强智能选择工具，可对层位、断层、注释等任意选择；其他的功能增强：如在井间的界线上添加断层名和地层名、注释可任意旋转、在投影剖面上划弯曲的虚线等。

TVDSS井深显示方式，在新增的测井显示道上可以显示Zonemanager中的属性；在Prizm曲线模版中新增了一个矿资道（Minerals Track），这个道用来显示矿物之间的比例（如3＆4矿物模型）；新增加了一个曲线编辑菜单，这个菜单包括曲线拷贝、曲线删除、剪切曲线最大值或最小值、给曲线改比例、曲线滤波（平滑曲线、方波化曲线、三角化曲线）以及内插曲线等。并且每项功能可以应用于一口或多口井，也应用于全井段或指定井段；在二维地震解释中新增一个层位多Z值，这样可以很好地进行逆断层的层位解释；新的时深选项。

二维地震解释中成图与等值线的增强；修改了工作流程，增强了易用性；在MapView、Isolmap、Quick Map中的炮点上显示速度和深度。在二维工区中进行层位深度网格化，新的等值线管理器可以进行；易用性增强：可以生成、存贮以及恢复测线闭合差校正的流程，扩展了快捷键，自动二维测线排序，断层、层位滚动，建立断层面图层，输出层拉平的SEGY数据，给二维地震数据加EBCDIC数据头，在自动追踪时确定追踪的振幅最大/最小范围值。

SeisVision地震模块中对应于WellBase中多地层柱功能，在SeisVision中也可以选择相应的地层柱进行显示。简化了增加井位和分层的导向 *** 作。增加了变面积剖面覆盖波形显示的方式。增加了生成深度域地震数据体的功能。在底图上可以高亮显示用于时深转换的参考井。

3　油藏描述技术发展趋势

31　四维地震技术

在油藏开采过程中，储集层孔隙流体的温度、压力及组分会产生变化，影响储集层的体积密度及地震速度，从而影响反射波的振幅及传播时间。在油田开发过程中，隔一定时间进行一次三维地震观测，每次观测的测试位置、野外参数、处理参数都不相同，然后比较前后的地震记录，就可以知道地下油、气、水分布的变化，得到流动体系、油气运移比较精确的空间图像。四维地震正在成为当前和今后监测油藏动态和描述油藏的一项新技术：①监测油田注水开发过程中气顶变化、底水推进以及油、气、水分布范围。②监测热采等人工措施的作用范围。热蒸汽到达的部位地层温度升高，地震波传播速度变慢，引起地层反射系数、透射系数以及地震波的振幅和到达时间改变，根据这些标志可以监测热蒸汽推进的前缘[54]。

32　储集层物性动态变化空间分布规律研究技术

通过研究储集层沉积相与物性关系，分析储集层在三维空间中的连续性和物性变化特征，对各种分析化验资料，特别是注水开发后的密闭取心资料以及开发动态资料进行研究，结合吸水剖面、产液剖面和C/O 比等测试资料，从储集层基本特征、注入水与地层流体的物理化学作用、地层温压变化、油水渗流机理及影响因素等方面，可研究注水开发后储集层结构的变化规律和油水分布特征[2]。

33　高分辨率层序地层学的应用

多学科交叉是未来石油工业发展的方向，也是解决石油勘探开发中各种技术问题的必由之路。作为一项成功的工业技术，高分辨率层序地层学运用于油藏描述也促进了油藏描述的完善和发展[38]。层序地层学的核心在于确定等时地层格架以及时间地层框架内沉积地层的分布类型。在一个基准面旋回变化过程中形成的岩石单元是一个成因地层时间单元，通过基准面旋回的识别和等时对比，分析不同级次的陆相地层内部结构特征，建立高分辨率的地层框架，根据低级次旋回特征进行局部地层精细对比，可以为精细油藏描述提供基础[53～56]。随着钻井、地震、测井技术的发展，运用高分辨率层序地层学将地质、测井、地震进行一体化处理解释来解决油藏问题将是未来的发展方向[55]。

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Technology and Its Development In Reservoir Description

Zhong Guangjian

（Guangzhou Marine Geological Survey,Guangzhou,510760）

Abstract:Reservoir description technology is used to descript and predict the 3-dismention characteristic of reservoirThis technology is based on analyzing geological data,geophysical data,well data,test data,including geological technology,seismic technology,logging technology and computer technology Petrel,Discovery,RMS,Earth Vision and SMT are the main softwares,Petrel is the most popular soft ware of them Dseismic technology,the application of high resolution sequence stratigraphy and the study of reservoir dynamic variation are the tendency of reservoir description technology

Key words:Reservoir description;4D seismic;High Resolution Sequence Stratigraphy

油井试油并确认具有工业开采价值后，如何最大限度地将地下原油开采到地面上来，实现合理、高产、稳产，选择合适的采油工艺方法和方式十分重要。目前，常用的采油方法有自喷采油和机械采油（见图5-1）。

图5-1　采油方法分类

一、自喷采油

依靠油层自身能量，将石油从油层驱入井底，并由井底举升到地面，这样的生产方式称自喷采油。依靠自喷方法生产的油井称为自喷井。自喷井地面设备简单、 *** 作方便，产量较高，采油速度快，经济效益好。

（一）自喷井采油原理

1．原理油井之所以能够自喷是由于地层能量充足。地层能量的高低就反映在油层压力的高低。当地层打开之后，原油在较高的地层压力作用下，从地层深部向井底流动，克服了地层的渗滤阻力，剩余后的压力是井底压力。原油在井底压力作用下，沿着井筒从井底流到井口，同时溶解在原油中的天然气开始分离出来，气体也会成为举升原油的能量。

2．自喷井的四种流动过程

自喷油流从油层流到地面转油站可以分为四个基本流动过程——地层渗流、井筒多相管流、嘴流、水平管流，如图5-2所示。

（1）地层渗流：从油层流入井底，流体是在多孔介质中渗流，故称渗流。如果井底压力大于饱和压力，为单相渗流；如果井底压力小于饱和压力，为多相渗流。在渗流过程中，压力损失约占总压降的10%～15%。

（2）井筒多相管流：即垂直管流，从井底到井口，流体在油管中上升，一般在油管某断面处压力已低于饱和压力，故属于油、气或油、气、水多相流。垂直管流压力损失最大，占总压降的30%～80%。

（3）嘴流：通过油嘴的流体称为嘴流。嘴流流速较高，其压力损失占总压降的5%～30%。

（4）水平管流：流体进入出油管线后，沿地面管线流动，属多相水平管流。水平管流压力损失一般占总压降的5%～10%。

图5-2　自喷井的四种流动过程

1—地层渗流；2—井筒多相管流；3—嘴流；4—水平管流

四个流动过程之间既相互联系又相互制约，同处于一个动力系统。从油层流到井底的剩余压力称井底压力（井底流动压力）。对某一油层来说，在一定的开采阶段，油层压力稳定于某一数值不变，这时井底压力变大，油井的产出量就会减少；井底压力变小，则油井产量就会增加。可见，在油层渗流阶段，井底压力是阻力，而对垂直管流阶段，井底压力是把油气举出地面的动力。把油气推举到井口后剩余的压力称为井口油管压力。井口油管压力对油气在井内垂直管流来说是一个阻力，而对嘴流来说又是动力。

3．垂直管流中的能量来源与消耗

由于压力损失主要消耗在垂直管流中，下面重点介绍垂直管流。

1）单相垂直管流

当油井的井口压力大于原油的饱和压力时，井中为单相原油。流出井口后压力低于饱和压力时，天然气才从原油中分离出来，这样的油井属于单相垂直管流。

单相垂直管流的能量来源是井底流动压力。能量主要消耗在克服相当于井深的液柱压力，及液体从井底流到井口过程中垂直管壁间的摩擦阻力。所以，单相垂直管流中，能量的供给与消耗关系可用下列压力平衡式表示：

pf=pH+pfr+pwh

式中　pf——井底流动压力；

pH——液柱压力；

pfr——摩擦阻力；

pwh——井口压力。

2）多相垂直管流

当井底流动压力低于饱和压力时，则油气一起进入井底，整个油管为油气两相。当井底流动压力高于饱和压力，但井口压力低于饱和压力时，则油中溶解的天然气在井筒中某一高度上，即饱和压力点的地方开始分离出来，井中存在两个相区，下面是单相区，上面是两相区。在两相区，气体从油中分离出来并膨胀，不断释放出气体d性膨胀能量，参与举升。因此，多相垂直管流中能量的来源，一是进入井底的液气所具有的压能（即流压）；二是随同油流进入井底的自由气及举升过程中从油中分离出来的天然气所表现的气体膨胀能。气体的膨胀能是通过两种方式来利用的：一种是气体作用于液体上，垂直推举液体上升；另一种是靠气体与液体之间的摩擦作用，携带液体上升。

（二）自喷井采油设备

自喷采油设备包括井口设备和地面流程设备。

1．井口设备

自喷井井口装置从下到上依次是套管头、油管头和采油树三部分，如图5-3所示。自喷井的井口设备是其他各类采油井的基础设备，其他采油方式的井口装置都是以此为基础。

图5-3　自喷井井口结构图

1—清蜡闸门；2—生产闸门；3—油管头四通；4—总闸门；5—套管四通；6—套管闸门；7—回压闸门；8—防喷管；9—油嘴套；10—油压表；11—回压表；12—套压表；13—单流阀；14—套管头；15—取样阀门；16—油管头

1）套管头

套管头在井口装置的下端，是连接套管和各种井口装置的一种部件，由本体、套管悬挂器和密封组件组成。其作用是支持技术套管和油层套管的重力，密封各层套管间的环形空间，为安装防喷器、油管头和采油树等上部井口装置提供过渡连接，并通过套管头本体上的两个侧口可以进行补挤水泥、监控井液和平衡液等作业。

2）油管头

油管头安装于采油树和套管头之间，其上法兰平面为计算油补距和井深数据的基准面。其作用是支撑井内油管的重力；与油管悬挂器配合密封油管和套管的环形空间；为下接套管头、上接采油树提供过渡；并通过油管头四通体上的两个侧口（接套管阀门），完成注平衡液及洗井等作业。

3）采油树

采油树是指油管头以上的部分，连接方式有法兰式和卡箍式。采油树的作用是控制和调节油井生产，引导从井中喷出的油气进入出油管线，实现下井工具仪器的起下等。

采油树的主要组成部件及附件的作用如下：

（1）总闸门：安装在油管头的上面，用于控制油气流入采油树的通道，因此，在正常生产时它都是全开的，只有在需要长期关井或其他情况下才关闭。

（2）油管四通（或三通）：其上下分别与清蜡闸门和总闸门相连，两侧（或一侧）与生产闸门相连。它既是连接部件，也是油气流出和下井仪器的通道。

（3）生产闸门：安装在油管四通或三通的两侧，其作用是控制油气流向出油管线。正常生产时，生产闸门总是打开的，在更换检查油嘴或油井停产时才关闭。

（4）清蜡闸门：安装在采油树最上端的一个闸门。正常生产时保持开启状态以便观察油管压力，它的上面可连接清蜡或试井用的防喷管，清蜡或试井时打开，清蜡或试井后关闭。

（5）套管四通：其上面与总阀门相通，下部连接套管头，左右与套管闸门相连。它是油管套管汇集分流的主要部件。通过它密封油套环空、油套分流。外部是套管压力，内部是油管压力。

（6）回压闸门：安装在油嘴后的出油管线上，在检查和更换油嘴以及维修生产闸门及修井作业时关闭，以防止出油管线内的流体倒流，有的油井在此位置上装了一个单流阀代替了回压闸门。

（7）防喷管：防喷管是用φ63mm（25in）油管制成，外部套φ89mm（35in）管，环空内循环蒸汽或热水（油）保温（不保温循环的就不用外套），在自喷井中有两个作用：一是在清蜡前后起下清蜡工具及溶化刮蜡片带上来的蜡；二是各种测试、试井时的工具起下。

（8）单流阀：防止流出井口原油倒流回井筒。

2．地面流程主要设备

一般来说，自喷井井口地面流程都安装一套能够控制、调节油气产量的采油树；还有对油井产物和井口设备加热保温的一套装置，以及计量油气产量的装置，主要包括加热炉、油气分离器、高压离心泵及地面管线等。这一系列流程设备对其他采油方式也具有通用性。

二、机械采油

在油田开发过程中，由于油层本身压力就很低，或由于开发一段时间后油层压力下降，使油井不能自喷或不能保持自喷，有时虽能自喷但产量很低，必须借助人为能量进行采油，即利用一定的机械设备（地面和井下）将井中油气采至地面的方法。机械采油可分为有杆泵采油和无杆泵采油两大类。

（一）有杆泵采油

有杆泵采油装置包括游梁式抽油机—深井泵装置和地面驱动螺杆泵抽油装置。

1．游梁式抽油机—深井泵装置

1）游梁式抽油机

游梁式抽油机结构见图5-4。它是有杆泵采油的主要地面机械传动装置。它和抽油杆、深井泵配合使用，能将原油抽到地面。使用抽油装置的油井通常称为“抽油井”。抽油机的工作特点是连续运转、长年在野外、无人值守。因此，对抽油机的要求应当是强度高、使用寿命长、有一定的超载能力、安装维修简单、适应性强。

图5-4　游梁式抽油机结构图

1—悬蝇器；2—毛辫子；3—驴头；4—游梁；5—支架轴；6—横梁轴；7—横梁；8—连杆；9—平衡块；10—曲柄；11—大皮带轮；12—皮带；13—电动机；14—输入轴；15—输出轴；16—曲柄销；17—支架；18—底座；19—光杆

（1）主要部件的作用。

①驴头：装在游梁的前端，其作用是保证抽油时光杆始终对准井口中心位置。驴头的弧线是以支架轴承为圆心、游梁前臂长为半径画弧而得到的。

②游梁：游梁固定在支架上，前端安装驴头承受井下负荷，后端连接连杆、曲柄、减速箱传送电动机的动力。

③曲柄—连杆机构：它的作用是将电动机的旋转运动变成驴头的上下往复运动。在曲柄上有4～8个孔，是调节冲程时用的。

④减速箱：它的作用是将电动机的高速旋转运动变成曲柄轴的低速转动，同时支撑平衡块。

⑤平衡块：平衡块装在抽油机游梁尾部或曲柄轴上。它的作用是：当抽油机上冲程时，平衡块向下运动，帮助克服驴头上的负荷；在下冲程时，电动机使平衡块向上运动，储存能量。在平衡块的作用下，可以减少抽油机上下冲程的负荷差别。

⑥悬绳器：它是连接光杆和驴头的柔性连接件，还可以供动力仪测示功图用。

（2）工作原理。

电动机将其高速旋转运动通过皮带和减速箱传给曲柄轴，并带动曲柄轴作低速旋转运动；曲柄又通过连杆经横梁带动游梁上下摆动。游梁前端装有驴头，挂在驴头上的悬绳器便带动抽油杆作上下垂直往复运动，抽油杆带动活塞运动，从而将原油抽出井筒。

2）深井泵

深井泵是油井的核心抽油设备，它是通过抽油杆和油管下到井中并沉没在液面以下一定深度，靠抽吸作用将原油送到地面。

深井泵主要由工作筒（包括外筒和衬套）、活塞、游动阀（排出阀）及固定阀（吸入阀）组成，其工作原理见图5-5。

图5-5　泵的工作原理图

1—排出阀；2—活塞；3—衬套；4—吸入阀

上冲程：驴头上行，抽油杆柱带着活塞上行，活塞上的游动阀受内液柱的压力而关闭。如管内已经充满液体，则将在井口排出相当于活塞冲程长度的一段液体。与此同时，活塞下面泵筒内的压力降低，当泵内压力低于沉没压力（环行空间液柱压力）时，在沉没压力的作用下固定阀被打开，原油进入泵内占据活塞所让出的体积，如图5-5（a）所示。

下冲程：驴头下行，抽油杆柱带着活塞向下运动，吸入泵内的液体受压，泵内压力升高。当此压力与环形空间液柱压力相等时，固定阀靠自重而关闭。在活塞继续下行中，泵内压力继续升高，当泵内压力超过活塞以上液柱压力时，游动阀被顶开，活塞下部的液体通过游动阀进入上部油管中，即液体从泵中排出，如图5-5（b）所示。

3）抽油杆及井口装置

（1）抽油杆。

抽油杆是抽油装置的重要组成部分，它上连抽油机，下接深井泵，起中间传递动力的作用。抽油杆的工作过程中受到多种载荷的作用，且上下运动过程中受力极不均匀，上行时受力大，下行时受力小。这样一大一小反复作用的结果，很容易使金属疲劳，使抽油杆产生断裂。因此，要求抽油杆强度高、耐磨、耐疲劳。

抽油杆一般是由实心圆形钢材制成的杆件。两端均有加粗的锻头，下面有连接螺纹和搭扳手用的方形断面。抽油杆柱最上面的一根抽油杆称为光杆。光杆与井口密封填料盒配合使用，起密封井口的作用。

（2）井口装置。

抽油井井口装置和自喷井相似，承受压力较低。它主要由套管四通（或套管三通）、油管四通（或油管三通）、胶皮闸门和光杆密封段（或密封填料盒）组成，其他附件的多少及连接方法，视各油田的具体情况而定。但无论采取什么形式，抽油井井口装置必须具备能测示功图、动液面，能取样、观察压力等功能，并且要方便 *** 作和管理。图5-6是抽油井掺水井口装置。

图5-6　抽油机掺水井口装置

1—胶皮闸门；2—油管放空阀门；3—总闸门；4—套管测试闸门；5—套管闸门；6—回压闸门；7—直通阀门（小循环）；8—热洗阀门；9—掺水阀门（大循环）；10—单流阀；11—掺水调节阀；12—生产闸阀门；13—油压表；14—光杆密封段；15—套压表；16—套管出液阀

2．地面驱动螺杆泵抽油装置

20世纪70年代后期，螺杆泵开始应用于原油开采。螺杆泵是一种容积式泵，按驱动形式可分为地面驱动螺杆泵和井下驱动螺杆泵。

地面驱动螺杆泵设备如图5-7所示。它是由地面驱动系统、抽油杆柱、抽油杆柱扶正器、螺杆泵等部分组成。其工作原理是：螺杆泵是靠空腔排油（即转子与定子间形成的一个个互不连通的封闭腔室），当转子转动时，封闭空腔沿轴线方向由吸入端向排出端方向运移。封闭腔在排出端消失，空腔内的原油也就随之由吸入端均匀地挤到排出端，同时又在吸入端重新形成新的低压空腔将原油吸入。这样，封闭空腔不断地形成、运移和消失，原油便不断地充满、挤压和排出，从而把井中的原油不断地吸入，通过油管举升到井口。

图5-7　螺杆泵采油示意图

1—电控箱；2—电动机；3—皮带；4—减速箱；5—方卡子；6—专用井口；7—套压表；8—抽油杆；9—油管；10—抽油杆扶正器；11、16—油管扶正器；12—定子；13—转子；14—定位销；15—油管防脱装置；17—筛管；18—套管；19—丝堵

螺杆泵采油装置结构简单，占地面积小，有利于海上平台和丛式井组采油；只有一个运动件（转子），适合稠油井和出砂井应用；排量均匀，无脉动排油特征；阀内无阀件和复杂的流道，水力损失小；泵实际扬程受液体黏度影响大，黏度上升，泵扬程下降较大。

（二）无杆泵采油

无杆泵采油包括气举采油、电动潜油离心泵采油、井下驱动螺杆泵采油、水力活塞泵采油和射流泵采油。

1．气举采油

当油气能量不足以维持油井自喷时，为使油井继续出油，人为地将气体（天然气或空气）压入井底，利用气体的膨胀能量将原油升举到地面，这种采油方法称为气举采油法。气举方式有环形空间进气方式和中心进气方式两种。

气举采油法的井口、井下设备比较简单，管理调节与自喷井一样方便。

1）气举原理

以环形空间进气方式为例。油井停产时，油管、套管内的液面在同一个位置上。开动压风机向油套环形空间注入压缩气体（空气或天然气），环形空间液面被挤压向下（如果不考虑液体被挤进油层，则环形空间内的液体全部进入油管），油管内液面上升，当环形空间的液面下降到管鞋时，压风机达到最大压力，称为气举启动压力。当压缩气进入油管后，油管内原油混气，液面不断升高，直至喷出地面。

在开始喷出之前，井底压力总是大于油层压力。喷出之后，由于环形空间继续压入气体，油管内混气液体不断喷出，使混气液体的密度也越来越小，管鞋压力急剧下降。当井底压力低于油层压力时，原油便从油层流入井底。由于油层出油，使油管内混气液体的重度稍有增加，因而使压缩机的压力又有所上升，经过一段时间后趋于稳定，稳定后的压风机压力称为气举工作压力。这时，油层连续不断地稳定出油，井口连续不断地生产。

2）气举方式

气举方式有两种：

（1）环形空间进气方式。该气举方式也称反举。它是指压缩气体从油套环形空间注入，原油从油管中举出。

（2）中心进气方式。它与环形空间进气方式正好相反，即从油管注气，原油从油套环形空间返出。该气举方式也称正举。

当油中含蜡、含砂时，如采用中心进气，因油流在环形空间流速低，砂子易沉降下来，同时在管子外壁的蜡也难清除，所以在实际工作中，多采用环形空间进气方式。

3）气举采油的特点

气举采油的优点：井下设备一次性投资低，维修工作量小；井下无摩擦件，适宜于含砂、蜡、水的井；不受开采液体中腐蚀性物质和高温的影响；易于在斜井、拐弯井、海上平台使用；易于集中管理和控制。缺点：气举采油必须有充足的气源；如在高压下连续气举工作，安全性较差；套管损坏了的高产井、结蜡井和稠油井不宜采用气举；小油田和单井使用气举采油效果较差。

图5-8　潜油电泵井装置示意图

2．电动潜油离心泵采油

电动潜油离心泵（简称潜油电泵或电泵）属于无杆泵抽油设备。它是用油管把离心泵和潜油电动机下入井中，用潜油电动机带动离心泵把油举升到地面。电泵的排量及扬程调节范围大，适应性强，地面工艺流程简单，管理方便，容易实现自动化，经济效益高。

电泵设备由地面、中间和井下三大部分组成，如图5-8所示。

地面部分由变压器、接线盒、控制柜（配电盘）、电缆及井口装置等组成，主要起控制、保护、记录的作用。

中间部分主要是电缆，有动力电缆和引线电缆。动力电缆将地面电流传送到井下引线电缆；而引线电缆的作用是连接动力电缆和电动机。

井下部分一般自上而下依次是泄油阀、单流阀和井下机组。井下机组包括多级离心泵、油气分离器、保护器和潜油电动机。有的电泵井潜油电动机下部还装有监测装置，可测定井底压力、温度、电动机绝缘程度、液面升降情况，并将信号传送给地面控制台。

潜油电动机安装在井下机组的最下部，是电泵的动力。地面的高压电流经电缆传输给潜油电动机。潜油电动机把电能变为机械能输出，通过轴带动电泵工作。保护器安装在潜油电动机的上部，起平衡电动机中的压力，润滑、密封电动机的作用。油气分离器通常安装在保护器的上端、多级离心泵的下端，用来分离原油中的游离气体，提高泵效。多级离心泵由固定部分和转动部分组成。转动部分有泵轴，轴上安装有大量叶轮。当电动机带动泵轴上的叶轮高速旋转时，充满在叶轮内的液体在离心力的作用下，被甩向叶轮的四周，给井液加速，使井液具有动能，并由导壳引入次一级叶轮，这样逐级叠加后就获得一定扬程，并将井液举升到地面。

电泵机组的工作过程可简单地叙述为：地面电源通过潜油电泵专用电缆输入给井下的潜油电动机，潜油电动机就带动多级离心泵旋转，通过离心泵多级叶轮的旋转离心作用，将井底原油举升抽汲到地面。

实践表明，对于强水淹井、高产井、不同深度井以及定向井、多砂和多蜡井，电泵的使用效果都很好。其排量范围为16～14310m3/d；最大下泵深度可达4600m，井下最高工作温度可达230℃。

3．井下驱动螺杆泵采油

与地面驱动螺杆泵不同的是，井下驱动螺杆泵动力置于井底，不用抽油杆。其工作原理是：用油管将泵与电动机、保护器下入井内液面以下，电动机通过偏心联轴节带动螺杆转动，而螺杆又是装在衬套中，螺杆与衬套所形成的腔室之间是隔离的，当螺杆转动时，这些腔室逐渐由下而上运动，使液体压力不断提高，从而将井液送到地面。

就目前的情况来看，地面驱动螺杆泵从技术上比较成熟；井下驱动螺杆泵有很多优点，但还处于实验阶段。

4．水力活塞泵采油

水力活塞泵是一种液压传动的无杆泵抽油装置，是液压传动在抽油设备上的应用。与有杆泵相比，其根本特点是改变了能量的传递方式。水力活塞泵由地面、中间和井下三大部分组成，如图5-9所示。

图5-9　开式水力活塞泵采油系统

1—高压控制管汇；2—地面动力泵；3—发动机；4—动力液处理罐；5—井口装置；6—井下泵工作筒；7—沉没泵

地面部分包括动力液处理罐、发动机、地面动力泵、高压控制管汇、阀组及井口装置，担负提供动力的任务。

中间部分是动力液由地面到井下机组的中心油管，乏动力液和产出液排至地面的专门通道。

井下部分由工作筒和沉没泵等组成，起抽油的主要作用。

水力活塞泵的工作原理是：电动机带动地面动力泵，从储液罐来的液体经动力泵升压后进入中心油管，高压动力液体进入井下的水力活塞泵后，带动泵工作，抽汲的液体和做功后的动力液共同经外层油管返回地面。

水力活塞泵排量范围较大（16～1600m3/d），对油层深度、含蜡、稠油、斜井及水平井具有较强的适应性，可用于各种条件的油井开采，并可在温度相对较高的井内工作。但机组结构复杂，加工精度要求高，动力液计量困难。

图5-10　射流泵工作原理图

5．射流泵采油装置

射流泵分为地面部分、中间部分和井下部分。其中地面部分和中间部分与水力活塞泵相同，所不同的是水力喷射泵只能安装成开式动力液循环系统。井下部分是射流泵，由喷嘴、喉管和扩散管三部分组成，如图5-10所示。

射流泵的工作原理：动力液从油管注入，经射流泵的上部流至喷嘴喷出，进入与地层液相连通的混合室。在喷嘴处，动力液的总压头几乎全部变为速度水头。进入混合室的原油则被动力液抽汲，与动力液混合后流入喉管，在喉管内进行动量和动能转换，然后通过断面逐渐扩大的扩散管，使速度水头转换为压力水头，从而将混合液举升到地面。

射流泵的特点：井下设备没有动力件；射流泵可坐入与水力活塞泵相同的工作筒内；不受举升高度的限制；适于高产液井；初期投资高；腐蚀和磨损会使喷嘴损坏；地面设备维修费用相当高。

各位领导,同志们:

这次科技大会,主要是总结2014年科技工作成绩和经验,表彰年度在科技战线为我公司做出巨大贡献的科技工作者和科技管理工作者，深入贯彻落实公司届次职代会会议精神,就2015年科技工作提出整体部署,进一步明确目标和保证措施,把科技工作推向一个新的阶段。

一、2014年科技工作主要成果

过去的一年，广大科技人员以增油降本为中心，牢牢把握“四个原则”，围绕“三个突破、一个推广”,开展“五项工作”,采取“六项措施”, 开拓进取，拼搏奉献，超额完成了2015年科技工作目标，为公司经济效益的提高做出了巨大的贡献。

(一)依靠思路创新和科技进步，推动勘探增储上水平

广大技术人员,转变思想，坚持“老区内部找新层、老区外部找边界、老区深层找发现”，应用先进的VSP物探、地化录井、成像测井、双源距C/O比测井、压裂填防砂和化学降粘等新技术，优选、、、馆陶等个地区作为重点勘探目标，通过“三老”资料复查，结合利用三维地震、储层反演等勘探新技术，落实含油面积km2，地质储量×104t。

重点突破了油田边部的勘探禁区，针对东部潜山构造高部砂体不发育、低部位出水、储层薄、岩性细、易出砂的实际情况，创新提出围绕潜山腰部部署的原则，应用压裂填防砂技术，突破薄层出砂热采的理论极限进行扩边部署，取得良好效果。目前完钻并投产口井，日产油t。单井产量达到近年来的最高水平。新增含油面积km2，增加地质储量104 t。

(二)围绕生产搞科研，产能建设和老区综合治理成效显著

一是在利用物探、测井、录井、钻井、油藏工程新技术和理论研究黄沙坨油田裂缝发育规律、压力下降规律、水淹规律，并结合研究成果进行加密部署。二是开展油藏精细研究，不断优化注采结构，油田保持了递减阶段的相对稳产。三是细化开发管理单元，利用配套技术深入挖掘剩余油潜力，实现油田连续稳产个月。

年对比局计划实现了超产×104t。油田综合递减率、自然递减率、含水上升率、油汽比、产能建设到位率等指标均好于计划指标。

(三)立足科研求创新，已形成一整套适合油田特点的增产增效新技术

一是针对各类出砂井的具体特征，积极应用和改进新技术，建立了综合防砂、防排一体化的防砂思路，形成“两主两辅”的防砂技术，建立并完善了适合各油田的防砂手册，恢复停产井、卡关井口，恢复产能吨/天，使作业工作量减少井次，阶段投入产出比，油井检泵周期延长了天，累计增油万吨，砂害难题得到全面有效治理。二是摸索出一套地层靠点滴降粘、井底靠过泵加热、井筒地面靠掺油降粘的有效办法，使得稠油生产难题成功地得到了解决。三是坚持围绕注水进行治水配套技术攻关，以调剖、堵水、分注技术为手段，通过转注、分注、调剖、调驱、动态调配水等工作，使油田注采井数比、分注率、水驱储量控制程度、水驱储量动用程度大幅度提高，油田自然递减逐年下降。四是结合黄沙坨油田粗面岩油藏特点，深入现场，深化技术研究，改进普通压裂完善为防滤失压裂，进而又完善成酸化压裂一体化工艺技术，增油效果也有较大提高。五是应用处于国内领先地位的污水净化处理回用锅炉技术，有效地解决了污水外排难的问题。六是推广油气集输在线监测技术，实现了公司长输管线自动连续监测。七是规模实施机采优化设计口井，使机采效率由%提高到%，节约电费支出万元。八是试验成功井口连续加药清防蜡技术，有效地解决了热洗清蜡，固体清防蜡高成本问题。九是加强各部门、基层的各类标准的配备工作，对石油天然气行业新颁布的项标准进行统计征订并下发到各单位执行。对油公司下发的技术标准进行逐一检索登记和归类，完成了计量标准和石油信息与计算机工程等部分的内容。十是利用计算机网络实现了视频会的基础工作，为公司无纸化办公打下基础。

(四)规范运作求效益，科技管理已形成较完善运行体系

进一步完善了《科技项目管理办法》，《科技成果评审办法》;规范了措施效果统计方法;实现了科技措施规范的运作。在前几年科委成员求真务实、辛勤工作的基础上，进一步使科技工作走向管理制度化、分工明细化、流程程序化。实现了从调研、立项、审批、计划、实施、总结、验收有序进行。加强了统筹管理、采取随时监督，阶段考察调整的管理方式，从而保证了运作中的协调统一，促进了科技工作的顺利开展。

针对公司个区块的不同特点，结合生产过程中制约油井生产的疑难问题，在措施管理上认真把好“三关”，即措施论证关、方案设计关、现场施工关。在措施汇报上做到“四个一”，即每周一小结、每月一总结、每季一汇报、每半年一调整。每季度及时召开由公司领导参加的地质、工艺措施分析会，不定期开展区块分析和项目分析，确保了措施的实效性。

(五)以人为本求发展，科技队伍建设已见成效

重视专业人材的作用，积极抓好全员技术素质提高。公司针对青年人居多的现状，开展了青年水井分析会、地质工艺措施分析会。通过购买科技图书，加强自学等形式，促进全公司科技理论水平的提高。为了配合油公司开展的“十大科技带头人”活动，公司开展了评选“十大科技标兵”及评选“科技先进个人”等活动，并实施重大科技成果重奖制度。通过宣传、动员及给青年技术人员“压担子，辅路子”等办法，极大地调动了科技人员学技术、搞科研的积极性，通过多年来努力，公司已培养出一批爱岗敬业的科研技术骨干。

(六)技术创新保生产，科研推广结硕果

自公司成立年来，科技工作取得了丰硕成果。公司共计开展项目项，实施井次，实现增油万吨，共计获得局级科技成果奖项。在年《》获油田分公司科技进步特等奖;《》获油公司科技进步一等奖;并获油田分公司二等奖项，三等奖项。多人获油公司科技先进个人等称号。公司广大科技工作者充分发挥“敢于吃苦，勇于攻关”科研精神，已连续六年实现了公司职代会提出的科技工作目标。

二、2015年科技工作安排意见

2015年公司将面临着开发后期产量接替困难、开采成本升高的不利局面。面对严俊的开发形势，需要广大科技工作者紧紧依靠技术进步，大胆探索、勇于实践，为公司缓解递减、降本增效发挥重要的作用。

(一)工作思路

2015年科技工作的总体思路是：深入贯彻公司届次职代会会议精神,围绕经济效益为中心，坚持以人为本的方针，牢固树立“科技是第一生产力”的理念，充分发挥科学技术在增储降本、挖潜增效中的先导作用。

(二)工作目标

巩固和扩大已有的科技成果，充分发挥技术专家和学术带头人的作用，利用政策和机制调动广大科技人员的积极性，开展好科技攻关和新技术推广工作。以“防砂、治水、开发难动用储量、节能降耗”为核心，重点实施好“防砂、深度调剖、难采储量开采、多级分注、大修、侧钻、汽驱和水平井”等八项增产增效技术，努力完成全年科技增油目标。全年开展科技措施项，实施次，投入资金万元(含作业区成本部分)，增油万吨，投入产出比大于：,措施效率%以上。

(三)2015年科技工作重点

1继续做好勘探增储工作，实现公司生产的持续稳定

年，公司确立了“深化老区、拓展边部、突破新区”的滚动勘探思路，重点在三个区域上的老区周边寻找边界，力争实现增储万吨的目标。一是在油田井区通过“三老”资料复查，采用储层反演先进技术，进一步落实构造和储层，大胆探索，向薄层、油水同层、低油层要储量，力争拿到万吨储量。二是在油田针对潜山构造高部位砂体不发育、低部位出水、储层单层薄、岩性细易出砂的实际情况，围绕潜山储层，应用压裂填防砂技术，突破过去薄层出砂吞吐热采的理论极限，继续外扩个井距，实现增储万吨。三是油田继续在井区和井区南北两个方向，利用区域地质、开发地质研究方法，应用地应力技术和大型酸化压裂措施开展扩边储量攻关，努力使这一区域的储量进一步增加或落实。四是充分发挥资金优势，按照油田分公司的部署，积极参与外围盆地的勘探开发，为产量接替寻找后备战场。

2以“”为契机，加大油田综合治理力度，提高注水油田开发水平

年在油田的主要工作是以精细地层对比和量化剩余油分析为基础，以实现数字化油田为方向，重点做好注采井组完善、细分重组、多级分注、整体调堵、动态调配水等工作，在现有的个注水井组基础上，继续完善个注水井组，改善个注水井组，保持其余注水井组相对稳产;保持注水水质达到“双十”标准，保持注水合格率%，保持注水井分注率%以上;测试率由年的%上升到%，注水井利用率由年的%上升到%，分注层段比年上升%。在断层多、油水粘度比大、注采对应关系复杂的块实施井组注水、周期注水、间歇注水等工作;在注采系统相对完善的局级综合治理区块块和块，实施完善注采井网、细分注水、整体调剖、动态调配水、油井找堵水等措施，控制含水上升速度。实现自然递减率下降%，含水上升率由%降至%。

具体做法：一是做好块整个区块的调剖方案，有计划、分步骤进行实施，提高块的水驱效果;二是继续做好分注工作，根据地质配注方案和注水要求，有针对性地实施三管注水技术和偏心分层注水技术，完善和调整好油田的分层注水开发层系。三是在油井上，一方面做好一块化学堵水和机械找堵水工作，同时研究和改进现有堵水技术，力争在块和块上取得新的突破;四是做好防砂工作，进一步延长油井检泵周期，大力恢复停产井，以提高油井的利用率和单井产液量;五是不断地总结深部调驱试验经验教训,提高评价水平，结合集团公司现场评价,选择合作伙伴的机遇,使块三次采油试验得以开展。

3继续做好油田难采储量的研究与试验，进一步提高油田储量动用程度

年油田立足于现有的优化注汽、间歇注汽、防砂、降粘等成熟技术维持产量的稳定，同时在难动用储量的新井区和井区进行了高压填防砂与电加热技术联合攻关的道路，已取得了一定的经验和教训。年计划在这两个难动用井区及块和站井区的停产井中优选口井采用封层、高压填防砂、临界压力注汽、油管(抽油杆)电加热技术进行试验，以求恢复正常生产，逐步形成产量规模，使近万吨的难动用储量得以升级，确保油田日产吨水平的稳定。

4继续搞好油田汽驱试验，积极寻找热采吞吐油田开发后期有效的开采方式

转变开发方式是油田持续稳产的必由之路，年月日进行的井汽驱实验已见到明显效果，在油区进行的吞吐油田转蒸汽驱的实验中油田的汽驱效果是最好的。公司在该井组试验成功后将向油田分公司申请资金扩大试验井组，力争实现油田开发方式的转变，保障油田的长期有效开发。

5应用水平井技术实现公司三个油田的生产方式的巨大变革

目前水平井采油技术日趋成熟，这种技术从国内外的经验来看非常适用于我公司管辖的油田的块稠油底水油藏，油田的块状油藏，油田块状底水油藏。水平井采油技术的应用将会给我公司带来巨大的变革性进步，将会解决公司目前面临的水锥困难和重力采油的困难。因此广大科技人员要加紧对水平井油藏研究和地质选井技术、钻井技术、录测井技术、防砂技术、举升技术的学习，迅速适应新的工作要求

6继续开展好成熟的增油、降本、节能技术的应用和推广工作

继续开展好大修、侧钻、套管补贴、深抽、优化机采系统效率、防排砂技术、分层配汽、点滴降粘、氟硼酸防砂、深抽工艺、井口加药化学清防蜡、排水采气、污水处理等技术应用，进一步提高规模化效益。

(四)2014年技术措施保障

1加强科技管理，向管理要效益

强化项目管理指标检查考核：措施成功率%;措施有效率%;大型措施(单井投入大于万元)有效期在半年以上;当年综合措施投入产出比达到。

严格执行《公司科技管理办法》，严格科技立项、审批、招投标、合同管理、项目验收等技术项目管理程序，堵塞管理漏洞，继续实行风险合同，提高措施有效率。

在项目实施上，继续贯彻项目实施严把“四关”，重点加强措施论证、优化设计，确保措施成功率。项目管理汇报上执行“四个一”的管理规定，即每周一小结，每月一总结，每季一汇报，每半年一调整汇报度，保证各项措施有效进行。

在科技项目管理上还将推行针对不同类型的项目实施不同的管理原则。研究项目要针对研究项目特点应突出以下几方面：一是先进性，必须达到国内同行业领先水平;二是普遍性，必须至少在公司内部有较大的应用前景;三是长期性，至少在三年以内不能过时。试验项目要针对试验项目特点应突出以下几方面：一是突出技术适应性，熟悉新技术特点力求适应油田需要;二是重视改进和提高，改进是项目试验重要环节;三是严把实施进度，试验项目不宜进展过快，应加强测试、分析、总结。推广项目要针对推广项目特点应突出以下几方面：一是严把选井关，一定要按照试验总结出选井条件执行，不能轻易更改;二是严把设计关，一定要按照试验总结出设计原则执行;三是严把实施关，重点是工具、用料质量，及施工程序。

2大力提倡开展丰富多彩技术练兵活动，向人才、素质要效益

2015年公司将开展各种形式学习教育活动，加强技术人员的技术培训。开展科技论文征集活动，评选优秀论文，编撰公司论文集,并由将优秀论文推荐给《》国家期刊发表;继续搞好项目负责人讲课活动，尽可能的组织专家讲座;为技术人员提供最新科技资料和更多的调研学习机会;组织办好《》宣传材料，不断提高广大生产和技术人员业务水平;建立科技奖罚机制。为加强科技项目管理，公司计划开展评选“最佳项目负责人”活动，各项目完成好与差直接影响到年终“科技先进个人”，“优秀科技成果”以及技术职称的评定。另外公司拟开展评选具有较高津贴的十名“技术专家”活动，凡未参加过公司重大项目实施的技术人员不能参加评比，对完成项目较差的项目负责人，将取消其负责人资格。对能够在公司做出巨大贡献的技术专家进行重奖。

3加强调研、积极储备，向新技术要效益

水平井采油技术、油田蒸汽吞吐转汽驱驱技术、油田难采储量动用技术、油田水井多级分注技术、油田有效的找堵水技术的成功应用，将会给我公司带来巨大的效益，也将会给油田开发带来质的飞跃。因此广大科技工作者要集中精力抓好这几项重点试验项目，争取取得更大突破。重点抓好调研、学习、实践工作，通过“走出去，请进来”的方式，采取对外调研、组织经验交流会、现场观摩等多种形式从局内外获取大量的新技术信息。认真总结、不断完善现有的技术，使之升华并向规模化方向发展，从而走上“实施一批，准备一批，研究一批”的科技发展良性循环之路，为公司长期发展打下坚实的技术基础。

4深化油藏研究和动态分析等基础性工作，实现油田可持续发展

油藏研究和动态分析工作是做好油田开发的基础，这些工作要时刻围绕制约油田生产和持续稳定发展的矛盾来展开。

重点做好油气藏构造、岩相、“四性”关系及成藏规律等方面的基础研究。以构造圈闭、岩性圈闭和潜山“裙带”的地层圈闭为重点，以区带为单元，对“三老”资料进行祥查，对历史上的“可疑层”进行细致分析，联系周围井的资料，依靠地层对比，应用物探处理解释新技术进行重新评价勘探开发潜力。注水油田要根据高含水期剩余油高度分散的特点，对油藏的构造、微构造进行精细解释和描述，在储层描述上，要以小层甚至单砂体为单元，搞清其分布规律、微相类型、非均质特点等，并与注水动态紧密结合，搞清小层水淹状况，划分储层流动单元，确定剩余油富集的相带和储层，为调整挖潜打下基础。热采稠油油田要以储量动用程度研究为重点，要对所有井按含水、周期、油汽比、层系、区域位置等进行分类，要对地质和工艺措施效益进行剖析，要按不同油价和油田公司给定的 *** 作成本按高效、低效、无效进行分类排序，以适应国际油价的风云变化和股份公司日益缩减的投资、成本形势。裂缝性油藏要研究压力、采出程度、采油速度和边底水锥速度的相互关系，应用录测井资料、岩心分析资料、稳定试井和不稳定试井资料、生产动态资料，借鉴国内外同类油藏的勘探开发经验，探索一条适合我们油田的稳产和提高采收率之路。

动态分析是措施挖潜、方案调整最基础性工作。其核心就是建立完善的动态分析体系，目标明确，责任到人。应用统计法、物质平衡法、水动力法等多种方法，把单井、井组、单油层、区块、全油田的动态分析有机结合在一起。加强对油藏开发指标的分析、调整和控制，实现“三升三降一稳” (地层压力、存水率、注采比上升;综合递减率、自然递减率、含水上升率下降;相对稳定吞吐油汽比)的总体目标，实施以注水井、吞吐井为中心的单元式管理，建立采油作业区井组承包、地质研究所井组负责，把动态监控细化到人。坚持季度总结，月度分析，旬度调整的动态管理办法，及时拿出对策，及时进行调整。动态分析和调整要按现代油藏经营管理的要求来开展。要把每个方案和每项措施当做系统工程来抓。要做好这项工作，就要做好四个结合，地质与工艺结合，与生产结合，与技术进步结合，经济评价结合。从油藏实际出发，地质研究要为工艺技术发展指出方向，地质措施要为工艺技术的实施提供便利条件;工艺技术的发展要紧密联系油藏实际，从解决油藏开发矛盾出发，形成完善、实用的工艺手段和配套技术，为油藏开发服务。要进一步搞好资料录取。只有及时掌握齐全、准确的油藏动态资料，才能对油藏进行及时有效的调整，改善油藏开发效果。要建立一套从采油井站——作业区地质——地质研究所的资料录取制度。利用三级把关的体系和地质人员工作经验和敏锐的洞察力，及时发现和纠正偏差。把计算机做为最重要的载体，认真建立和完善动静态数据库、作业系统建立修井作业数据库、工艺措施数据库。

各位科技战线的同志们，展望新的一年，面对日益复杂的生产经营矛盾，增储增产、措施挖潜、节能挖潜等方面工作的许多技术难题需要我们进行攻关，任务艰巨，任重而道远，让我们继续努力，携手并进，为公司完成年生产经营目标、保持油田持续稳定发展做出新的更大的贡献!

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