第一篇：采油工程复习提纲
名词解释
1.IPR曲线：表示产量与流压关系的曲线称为流入动态曲线。2.表皮系数：描述油从地层向井筒流动渗流情况的参数与油井完井方式，井底污染或增产措施等有关。
3.流压：原油从油层流到井底后具有的压力。
4.流型：油气混合物的流动结构是指流动过程中油气的分布状态。
5.采油指数：是一个反映油层性质，厚度，流体参数，完井条件及泄油面积与产量之间的关系的综合指标。6.油井流入动态：指油井产量与井底流动压力的关系，它反映了油藏向该井的供油的能力。7.滑脱损失：由于油井井筒间密度差异，在混合物向上流动过程中，小密度流体流动速度大于大密度流体速度，引起小密度流体超越大密度流体上升而引起的压力损失 8.流动效率：指油井的理想生产压差与实际生产压差之比。
9.临界流动：流体的流速达到压力波在流体介质中的传播速度时的流动状态。10.自喷采油法：油层能量充足时，利用油层的本身的能量就能将油举升到地面的采油方式。11.气举采油法：依靠从地面注入井内的高压气体与油层产出流体在井筒混合，利用气体密度小及气体膨胀使井筒中的混合液密度降低，将流入到井内的原油举升到地面的采油方式。12.气举启动压力：气举启动过程中，当环形空间的液面将最终达到管鞋处的井口注入压力 13.平衡率：即抽油机驴头上下行程中电动机电流峰值的小电流与大电流的比值。14.背面冲击：当扭矩曲线出现负值时说明减速箱的主动轮变为从动轮，如果负扭矩值较大，将发生啮合面的背面冲击。
15.等值扭矩：用一个不变化的固定扭矩代替变化的实际扭矩，使电动机的发热条件相同，则固定扭矩即为实际变化的扭矩等值扭矩。
16.水力功率：指在一定时间内将一定量的液体提升一定距离所需要的功率。17.光杆功率：通过光杆来提升液体和克服井下损耗所需要的功率。18.泵效：在抽油井生产过程中，实际产量与理论产量的比值
19.气锁现象：当进泵气量很大而沉没压力很低时，由于泵内气体处于反复压缩和膨胀状态造成泵的吸入阀和排出阀无法打开，始终处于关闭状态的现象。
20.应力范围比：抽油杆的应力范围和许用应力范围的比值。
21.扭矩因数：悬点载荷在曲柄上造成的扭矩与悬点载荷的比值。
22.抽油机结构不平衡值：等于连杆与曲柄销脱开时，为了保持游梁处于水平位置而需要加在光杆上的力。(方向向下为正)23.冲程损失：由于抽油杆和油管在交变载荷作用下发生弹性伸缩，而引起的深井泵柱塞实际形成与光杆冲程的差值。
24.泵的沉没度：泵沉没在动液面以下的深度。
25.折算液面：把套压不为零时的液面折算成套压为零时的液面。
26.示功图：由抽油机井光杆载荷随位移的变化曲线所构成的封闭曲线图。27.生产压差：与静液面和动液面之差相对应的压力差。
28.充不满现象：地层产液在上冲程末未充满泵筒的现象。
29.液击现象：泵充不满生产时柱塞与泵内液面撞击引起抽油设备受力急剧变化的现象。30.初变形期：抽油机从上冲程开始到液柱载荷加载完毕。
31.气蚀：环空过流面积越小，油井产出流体流过该面积的速度就越高。流体的压力随其流速增加而下降，在高流速下压力将下降到流体的蒸汽压，导致蒸汽穴的形成，该过程称之为气蚀。
32.注水井指数曲线：稳定流动条件下，注入压力与注水量之间的关系曲线。33.吸水指数：单位注水压差下的日注水量，大小表示油层吸水能力的好坏。34.35.36.37.比吸水指数：地层吸水指数除与地层有效厚度所得的数值。吸水剖面：在一定注入压力下，各层段的吸水量分布。
配注误差：配注量与实际注入量的差值与配注量比值的百分数。
相对吸水量：在同一注入压力下某一层吸水量占全井吸水量的百分数。
38.注水井调剖：为了调整注水井的吸水剖面提高注入水的波及系数改善水驱效果，向地层中的高渗透层注入化学药剂。
39.填沙裂缝的导流能力：油层条件下填沙裂缝渗透率与裂缝宽度的乘积 40.裂缝内的砂浓度：单位体积裂缝内所含支撑剂的质量。41.裂缝闭合后的砂浓度：单位面积裂缝上所铺的支撑剂质量。42.地面砂比：单位体积混砂液中所含的支撑剂质量。
43.平衡状态：液体的流速逐渐达到使颗粒处于悬浮状态的能力时颗粒处于停止沉降的状态。
44.平衡流速：平衡时的流速。也即携带颗粒最小的流速。
45.酸岩反应速度：单位时间内酸浓度降低值或单位时间内岩石单位反应面积的溶蚀量。46.H+的传质速度：H+透过边界层达到岩面的速度。
47.面容比：岩石反应表面积与酸液体积之比。
48.残酸：当酸浓度降低到一定浓度时酸盐基本上失去溶蚀能力。26.起渗透率下降的现象。
水敏：储层遇水引49.活性酸的有效作用距离：酸液由活性酸变为残酸之前所流经裂缝的距离。
50.裂缝的有效长度：活性酸的有效作用距离内具有相当导流能力的裂缝长度。
51.土酸：10～15％的HCl及3～8％的HF混合成的酸 52.逆土酸：氢氟酸浓度超过盐酸浓度。
53.速敏：在流体与地层无任何物理化学作用的前提下，当流体在地层中流动时，会引起颗粒运移并堵塞孔隙和喉道，引起地层渗透率下降的现象27.裂缝导流能力：在油层条件下裂缝宽度与填砂裂缝渗透率的乘积。
54.地层的破裂压力梯度：地层破裂压力与地层深度的比值。
55.前置液酸压：在酸压中常用高粘度液体当做前置液，先把地层压开裂缝后再注入酸液的方法。
56.酸洗：将少量酸液注入井筒内，清除井筒孔眼中酸溶性颗粒和钻屑及结垢等，并疏通射孔孔眼。
57.基质酸化：在低于岩石破裂压力作用下将酸注入地层，依靠酸液的溶蚀作用恢复或提高井筒附近油层渗透性的工艺
58.压裂酸化：在高于岩石破裂压力下将酸注入地层，在地层内形成裂缝，通过酸液对裂缝壁面物质的不均匀溶蚀形成高导流能力的裂缝。59.蜡的初始结晶温度：当温度降到某一值时原油中溶解的蜡开始析出，蜡开始析出的温度。60.底水锥进：当油田有底水时，由于油井生产在油层中造成的压力差，破坏了由于重力作用建立起来的油水平衡关系，使原来的油水界面在靠近井底处呈锥形升高的现象。61.人工井壁防沙方法：地面将支护剂和未固化的胶结剂按一定比例拌合均匀，用液体携至井下挤入油层出砂部位，在套管外形成具有一定强度和渗透性的壁面，可阻止油层砂粒流入井内而又不影响油井生产的工艺措施
62.凝固点：在一定条件下原油失去流动性的最高温度。
63.酸压裂缝的有效长度：酸压过程中，由于裂缝壁面被不均匀溶蚀，施工结束后仍具有一定导流能力的裂缝 63.完井工程：衔接钻井和采油工程而又相对独立的工程，是从钻开油层到固井完井下生产管柱排液诱导油流，直至投产的工艺过程组成的系统工程蜡的初始结晶温度：当温度降到某一数值时，原油中溶解的蜡开始析出时的温度
64.余隙比：余隙体积与泵上冲程活塞让出的体积之比
65.节点分析方法：应用系统工程原理，把整个油井生产系统分成若干个子系统，在每个流动子系统的起始和衔接处设置节点，研究各子系统间的相互关系及其各自对整个系统工作的影响，为优化系统运行参数和进行系统的调控提供依据。
简答
1.多相垂直管流压力分布按深度迭代计算步骤：①已知任一点(井口或井底)的压力作为起点，任选一个合适的压力降作为计算的压力间隔p。②估计一个对应的深度增量h ③计算该管段的平均温度及平均压力，并确定流体性质参数④判断流型，并计算该段的压力梯度dp/dh⑤计算对应于p的该段管长(深度差)h。⑥重复②～⑤的计算，直至误差在允许范围之内。⑦计算该段下端对应的深度及压力。⑧以计算段下端压力为起点，重复②～⑦步，计算下一段的深度和压力，直到各段的累加深度等于管长为止。
2.有油嘴系统以油嘴为求解点的节点分析方法的步骤：①根据设定产量Q，在油井IPR曲线上找出相应的Pf；②由Q及Pf按垂直管流得出满足油嘴临界流动的Q~Pt油管曲线B；③油嘴直径d一定，绘制临界流动下油嘴特性曲线G；④油管曲线B与油嘴特性曲线G的交点即为该油嘴下的产量与油压。
3.节点分析在设计及预测中的应用：(1)不同油嘴下的产量预测与油嘴选择(2)油管直径的选择(3)预测油藏压力变化对产量的影响(4)停喷压力预测
4.抽油机平衡
(1)不平衡原因：上下冲程中悬点载荷不同，造成电动机在上、下冲程中所做的功不相等。(2)不平衡造成的后果：①上冲程中电动机承受着极大的负荷，下冲程中抽油机带着电动机运转，造成功率的浪费，降低电动机的效率和寿命；②由于负荷极不均匀，会使抽油机发生激烈振动，而影响抽油装置的寿命。③破坏曲柄旋转速度的均匀性，影响抽油杆和泵正常工作。
5.扭矩曲线应用：检查是否超扭矩及判断是否发生“背面冲突”、判断及计算平衡、功率分析 6.影响吸水能力的因素：与注水井井下作业及注水井管理操作等有关的因素、与水质有关的因素、组成油层的粘土矿物遇水后发生膨胀、注水井地层压力上升 改善吸水能力的措施：加强注水井日常管理压裂增注酸化增注粘土防膨
7.简述影响深井泵泵效的因素及提高泵效的措施：因素：抽油杆和油管的弹性伸缩，气体和充不满的影响，漏失影响，体积系数变化的影响。采取措施：(1)选择合理的工作方式(2)确定合理沉没度。(3)改善泵的结构，提高泵的抗磨、抗腐蚀性能。(4)使用油管锚减少冲程损失(5)合理利用气体能量及减少气体影响
8.简述压裂过程中压裂液的任务：前置液：作用是破裂地层并制造成一定几何尺寸的裂缝以备后面的携砂液进入，在温度较高的地层里，它还可起一定的降温作用，有时为了提高前置液中还加入一定量的细砂以堵塞地层中的微隙，减少液体的滤失。携砂液：它起到将支撑剂代入裂缝中并将支撑剂填在裂缝内预定位置上的作用，在压裂液的总量中，这部分比例很大，携砂液和其他压裂一样，有造缝及冷却地层的作用，携砂液由于需要携带比重很高的支撑剂，必须使用交联的压裂液。顶替液：中间顶替液用来将携砂液送到预定位置，并有预防砂卡的作用，注完携砂液后要用顶替液将井筒中全部携砂液替入裂缝中，遗体高携砂液效率和防止井筒沉砂
9.压裂液的性能要求：滤失少、悬砂能力强、摩阻低、稳定性好、配伍性好、低残渣、易返排、货源广、便于配制、价钱便宜 10.支撑剂的性能要求：粒径均匀，密度小；强度大，破碎率小、圆度和球度高、杂质含量少、来源广，价廉
11.影响酸岩复相反应速度的因素：面容比、酸液流速、酸液类型、盐酸质量分数、温度、压力
提高酸化效果的措施：降低面容比，提高酸液流速，使用稠化盐酸、高浓度盐酸和多组分酸，以及降低井底温度等。
12为什么砂岩地层的酸处理不单独使用氢氟酸：从砂岩矿物组成恶化溶解度可以看到，对砂岩地层仅仅使用盐酸失达不到处理的目的，一般都使用盐酸和氢氟酸混合的土酸作为处理液，盐酸的作用除了溶解碳酸盐类矿物，使HF进入地层深处外，还可以使酸液保持一定的PH值，不至于产生沉淀物。酸化原理：依靠土酸液中的盐酸成分溶蚀碳酸盐类物质，并维持较低的PH值，依靠氢氟酸成分溶蚀泥制成分和部分石英颗粒，从而达到清除井壁的泥饼及地层中的粘土堵塞，恢复和增加近井地带的渗透率的目的
在垂直井筒多相管流压力分布计算中为什么要采用分段迭代方法计算：由于多相管流中每相流体影响流动的参数与井筒流体压力和温度互为函数，且沿程压力梯度并不是常数，因此需要采用分段迭代计算
13.简述常规有杆泵抽油工作原理
上冲程：抽油杆柱带着柱塞向上运动，活塞上的游动阀受管内液柱压力而关闭。此时，泵内压力降低，固定阀在环形空间液柱压力与泵内压力之差的作用下被打开。如果油管内已充满液体，在井口将排出相当于柱塞冲程长度的一段液体。
下冲程：抽油杆柱带着柱塞向下运动，固定阀一开始就关闭，泵内压力增高到大于柱塞以上液柱压力时，游动阀被顶开，柱塞下部的液体通过游动阀进入柱塞上部，使泵排出液体。由于有相当于冲程长度的一段光杆从井外进入油管，所以将排出相当于这段光杆体积的液体。
14.分析油井各种清砂方法的特点
（1）冲砂：通过冲管·油管和油套环空向井底注入告诉流体冲散砂堵，由循环上返的液体将砂粒带到地面，以解除油水井砂堵的工艺措施，是目前广泛应用的清砂方法。
（2）捞砂：用钢丝绳向井内下入专门的捞砂工具-捞砂筒，将井底积存的砂粒捞到地面上来的方法。一般适用于砂堵不严重·井浅·油层压力低或有漏失层等无法建立循环的油井。15.分析气液混合物在垂直管中的流动形态的变化特征。
（1)原油从油层流入井底后，当井底流压大于饱和压力时，单液相从井底流压为起始压力向上流动——纯液流。
（2)在井筒中从低于饱和压力的深度起，溶解气开始从油中分离出来，这时，由于气量少，压力高，气体都以小气泡分散在液相中，气泡直径相对于油管直径要小很多，这种结构的混合物的流动称为泡流。
（3)当混合物继续向上流动，压力逐渐降低，气体不断膨胀，小气泡将合并成大气泡，知道能够占据整个油管断面时，在井筒内将形成一段油一段气的结构，这种结构的混合物的流动称为段塞流。
（4)随着混合物继续向上流动，压力不断下降，气相体积继续增大，炮弹状的气泡不断加长，逐渐由油管中间突破，形成油管中心是连续的气流而管壁为油环的流动结构，这种结构称为环流。
（5)如果压力下降使气体流量增加到足够大时，油管中内流动的气流芯子将变得很粗，沿管壁流动的油环变得很薄，此时，绝大部分油都以小油滴分散在气流中，这种流动结构称为雾流。
16.简述造成油气层损害的主要损害机理：外来流体与储层岩石矿物不配伍造成的损害，外来流体与储层流体矿物不配伍造成的损害，毛细现象造成的损害，固相颗粒堵塞引起的损害 17.写出三种完井方式，并简要说明各自的特点：裸眼完井、套管射孔完井和割缝衬管完井。裸眼完井的最主要特点：是油层完全裸露，不会因为井底结构而产生油气流向井底的附加渗流阻力，这种井称为水动力学完善井，其产能较高，完善程度高。裸眼完井方式的缺点是：不能克服井壁坍塌和油层出砂对油井生产的影响；不能克服生产层范围内不同压力的油、气、水层的相互干扰；无法进行选择性酸化或压裂。
套管射孔完井即可选择性的射开不同压力、不同物性的油层，以避免层间干扰，还可避开夹层水、底水和气顶，避开夹层的坍塌，具备实施分层注、采和选择性压裂或酸化等分层作业的条件。其缺点是出油面积小、完善程度较差、对井深和射孔深度要求严格，固井质量要求高，水泥浆可能损害油气层。
割缝衬管完井方式是当前主要的完井方式之一。它既起到裸眼完井的作用，又防止了罗眼睛比坍塌堵塞井筒，同时在一定程度上起到防砂的作用。由于这种完井方式的工艺简单，操作方便，成本低，故而在一些出砂不严重的中粗砂粒油层中不乏使用，特别在水平井中使用较普遍。
18.电潜泵采油装置主要由哪几部分组成？并说明其工作原理：
电潜泵采油装置主要由三部分组成：井下机组部分：潜油电机、保护器、分离器和多级离心泵。电力传输部分：潜油电缆。控制屏、变压器和接线盒。
电力由潜油电缆传输到井下潜油电机，电机带动潜油多级离心泵旋转，当充满在叶轮流道内的液体在离心作用下，从叶轮中心沿叶片间的流道甩向叶轮四周时，液体受叶片的作用，使压力和速度同时增加，并经导轮的流道被引向次一级叶轮，这样，逐级流过所有的叶轮和导论，进一步是液体的压能增加，逐级叠加后就获得一定的扬程，将井液举升到地面。
19.试比较常规有杆泵抽油系统所用的杆式泵与管式泵的异同点及其各自适用范围：基本组成相同：主要由工作筒（外筒和衬套）、柱塞及游动阀（排出阀）和固定阀（吸入阀）。组成 按照抽油泵在油管中的固定形式，抽油泵可分为管式泵和杆式泵。管式泵的结构简单、成本低，在相同油管直径下允许下入的泵泾较杆式泵大，因而排量大。但检泵时必须起出有关，修井工作量大，故适用于下泵深度不很大，产量较高的油井。杆式泵检泵方便，但结构复杂，制造成本高，在相同油管直径下允许下入的泵径比管式泵小。杆式泵适用于下泵深度大、产量较小的油井。
20.常用的无杆泵采油方式有哪些？它们都是如何实现井下流体增压的? 常用的无杆泵采油方式有：电动潜油离心泵采油方式、水力活塞泵采油方式和水力射流泵采油方式
增压机理：a.电动潜油离心泵通过潜油电缆将地面电能传给潜油电机，将电能转化为机械能，带动多级离心泵旋转，给井筒流体增压
b.水力活塞泵利用液马达将动力液的压能转化为机械能带动泵工作，再利用泵将液马达传递的机械能转化为井筒流体的压能
c.水利射流泵的增压原理是：高压动力液与井筒流体间压能和动能之间的直接转换实现井筒流体的增压 21.试应用麦克奎尔—希克拉曲线（增压倍数曲线），说明对不同渗流率底层进行压裂时应如何提高增产倍数：
答：在麦克奎尔—希克拉曲线中： 横坐标：相对导流能力；纵坐标：无因次增产倍数；不同的曲线上的数值是裂缝长度和供油半径的比值；对不同渗透率地层进行压裂时提高增产倍数的途径：高渗透率地层：由于较难获得较高的相对导流能力，提高填砂裂缝的导流能力比增加裂缝的长度对增产更有利。低渗透率地层：较容易获得较高的相对导流能力，增加裂缝的长度比提高填砂裂缝的导流能力对增产更有利。
（1）裂缝导流能力越高，增产倍数越高。（2）造缝越长，增产倍数越高。
（3）以横坐标0.4为界：左边要提高增产倍数，应以增加裂缝导流能力为主；右边要提高增产倍数，应增加缝的长度。22分析常规有杆泵生产过程中抽油杆柱下端受压的主要原因：
答：柱塞与泵筒的摩擦力，抽油杆下端处流体的压强产生的作用力，流体通过游动阀孔产生的阻力，抽油杆柱与井筒流体的摩擦力，抽油杆柱与油管间的摩擦力，抽油杆柱和井筒流体的惯性力和振动力
23.影响油井结蜡的因素有哪些？防止油井结蜡应主要从哪些个方面考虑？
答：影响原油结蜡的因素包括：原油的性质和含蜡量，压力和溶解气油比，胶质和沥青质的含量，水和机械杂质的影响，流速，结蜡表面粗糙度和表面性质。防止油井结蜡主要从以下三个方面考虑：阻止蜡晶的析出，抑制蜡晶的聚集，创造不利于蜡沉积的条件 24抽油机井正常工作中抽油机悬点承受哪些载荷的作用？
答：静载荷：抽油杆柱重力载荷。上冲程：杆柱在空气中的重量。下冲程：杆柱在液体中的重量。作用在柱塞上的液柱载荷。上冲程：作用在柱塞环空面积的载荷。下冲程：无。沉没压力对载荷的影响。上冲程：减轻悬载。下冲程：减小抽油杆柱载荷
动载荷：惯性载荷：与加速度大小成正比，方向相反；大小取决于抽油杆柱的质量、悬点加速度及其在杆柱上的分布:抽油杆柱惯性载荷，上冲程、下冲程都有。液柱惯性载荷，上冲程有、下冲程无。振动载荷：由抽油杆的自由纵振产生，大小与抽油杆柱的长度、载荷变化周期及抽油机结构有关。摩擦载荷：抽油杆柱与油管间：上冲程增加悬点载荷，下冲程减小。柱塞与衬套间：上冲程增加悬点载荷，下冲程减小。液柱与抽油杆间：与抽油杆长度、运动速度、液体粘度有关，上冲程无，下冲程减小悬载液柱与油管间：与液体流速、液体粘度有关，上冲程增加悬载，下冲程无液体通过游动阀的摩擦力：与阀的结构、液体粘度、液流速度有关，是造成抽油杆下部弯曲的主要原因，上冲程无，下冲程减小悬载
第二篇：采油工程实验
《采油工程》实验教学安排
本课程的实验教学部分要求学员根据在学习过程中学到的新知识，结合自身在实际现场工作中的实践经验和体会，撰写一篇关于采油工程相关的新理论、新技术、新方法、新工艺的报告，要求文字通顺、字迹端正，报告的内容涉及采油工程方面的前沿知识和研究方向，字数不少于3000字。
如以下有关采油工程的专题方向都可列为选题参考：油田开发总体建设方案；采油工程方案编制；采油工程方案设计的基础资料准备；完井工程设计；储层伤害与保护工艺技术；注水工程方案设计；自喷开采技术及采油方式确定；酸化压裂优化设计；油井防砂技术；堵水、调剖工艺技术；油管防腐与放垢工艺技术；稠油注蒸汽开采工程设计；采油工程方案经济评价；采油增产新技术等。格式要求：一律用A4纸手写，报告封面上应注明年级、专业、层次、姓名、学号、课程名称。
第三篇：采油工程终极版
一．抽油杆柱设计步骤 1.最轻杆柱方案
除最上面一级，以下各级杆顶断面的疲劳强度均等于最大许用强度 2.等强度设计方法
PLi100%
PL1PL2......PL应保持较高的数值，以更有效地
使用抽油杆 抽油杆柱设计步骤①首先选定抽油杆的材料,确定抗张强度，并在0.8～1的范围内确定设计许用最大应力范围比。
②根据现场实际情况确定最小杆径，第一级(最下一级)杆径，取泵深L为杆柱长度
③将杆柱分为小段，计算各小段顶端面的应力范围比。若最后一小段顶端面的应力范围比大于设计许用最大应力范围比，则停止杆柱设计，杆柱为单级杆； 若第一小段顶端面的应力范围比即大于设计许用最大应力范围比，说明此杆强度不够，需换大杆重新设计； 若中间某小段顶端面的应力范围比大于设计许用最大应力范围比，且则可内插求得对应顶端面应力范围比为许用最大应力范围比的第一级杆长度。④将杆径增加3mm(我国抽油杆尺寸系列的直径差)作为第二级杆，若杆径大于28mm，则停止杆柱设计，说明此组抽汲参数太大，超应力范围比；否则可取剩余长度为第二级杆。
用（3）计算各小段顶端的应力范围比，若第二级抽油杆最上面应力范围比小于许用应力范围比，且两级抽油杆顶部应力范围比接近，则停止杆柱设计，杆柱为两级杆；
若两级抽油杆顶部应力范围比差异过大，则可减小许用最大应力范围比，重新设计杆柱。
⑤若中间某小段顶端面的应力范围比大于设计许用最大应力范围比且则可内插求得对应顶端面应力范围比为许用最大应力范围比的第二级杆长度。增加3mm作为第三级杆径，设计方法同第二级杆柱。
一般最小杆径取19mm，最大杆径取=25mm，两级抽油杆顶端面应力范围比的最大允许差值为0.05，每段长度一般为50～100 m，深井多采用三级或四级杆柱。
二有杆抽油井生产系统设计有杆抽油系统设计内容
(1)油井流入动态计算；(2)采油设备(机、杆、泵等)选择；(3)抽汲参数(冲程、冲次、泵径和下泵深度等)确定(4)工况指标预测。有杆抽油系统设计目标： 经济、有效地举升原油。有杆抽油系统设计依据： 油藏供液能力 有杆抽油系统设计理论基础： 有杆抽油系统设计基础数据： 油藏供液能力 节点系统分析方法(1)油井和油层数据；(2)流体物性参数；(3)油井生产数据。
定产量有杆抽油井生产系统设计思路：(1)IPR计算(3)温度场计算(2)Qi-qwfi(4)Pwfi-Pin-0(5)计算 Hf(6)初设杆径Pt-Pout(7)给定泵径和初定泵效确定冲程与冲次若不满足要求重新选择抽汲参数或换抽油杆(8)泵效分析(9)得多满足产量的所有组合(10)工况指标计算
三．Vogel 方法
qp2
wf
q10.2pwf
利p0.8omax
rpr
用Vogel方程绘制IPR曲线的步骤 已知地层压力和一个工作点：a.计算
qomax
b.给定不同流压，计算相应产量：
c.根据给定的流压及计算的相应产量绘制IPR曲线。
组合型IPR曲线（prpbpwf 时的流入动态）当 时，油藏中全部为单相液体 流动，流入动态公式为：当
prpb 时，油藏中全部为单相液
体流动，流入动态公式为：
流压等于饱和和压力时的产量qb为
当
pwfpb时，油藏中为气液两相流
动，流入动态公式为：在pwfpb点上述两个导数相等即：
将J=代入得
综合IPR曲线的实质: 按含水率取纯油IPR曲线和 水IPR曲线的加权平均值。当已 知测试点计算采液指数时，是 按产量加权平均；当预测产量 或流压时是按流压加权平均。
第四篇：采油工程复习
《采油工程》综合复习资料
一、名词解释
6.气举启动压力 1.采油工程 2.滑脱损失 3.冲程损失 4.吸水指数 5.土酸
7.采油指数 8.注水指示曲线 9.油井流入动态 10.蜡的初始结晶温度 11.气举采油法 12.扭矩因数 13.底水锥进
14.配注误差 15.裂缝的导流能力
二、选择题
1.氢氟酸与砂岩中各种成分均可发生反应，其中反应速度最快的是。
A）石英 B）硅酸盐；C）碳酸盐
D）粘土。
2.注水分层指示曲线平行右移，层段地层压力与吸水指数的变化为。
A）升高、不变
B）下降、变小 C）升高、变小
D）下降、不变
3.油层酸化处理是碳酸盐岩油层油气井增产措施，也是一般 油藏的油水井解堵、增注措施。
A）泥岩 B）页岩 C）碎屑岩
D）砂岩
4.某井产量低，实测示功图呈窄条形，上、下载荷线呈不规则的锯齿状，分析该井为。
A）油井结蜡 B）出砂影响 C）机械震动
D）液面低
5.不属于检泵程序的是。
A）准备工作 B）起泵 C）下泵
D）关井
6.压裂后产油量增加，含水率下降，采油指数或流动系数上升，油压与流压上升，地层压力上升或稳定，说明（）。A）压裂效果较好，地层压力高
C）压开了高含水层
B）压裂液对油层造成污染
D）压裂效果好，地层压力低
7.非选择性化学堵水中，试挤用（），目的是检查井下管柱和井下工具工作情况以及欲封堵层的吸水能力。A）清水
B）污水
C）氯化钙
D）柴油
8.抽油机不出油，活塞上升时开始出点气，随后又出现吸气，说明（）。
A）泵吸入部分漏 B）油管漏
C）游动阀漏失严重 D）固定阀漏 9.可以导致潜油电泵井欠载停机的因素是（）。
A）含水上升 B）油井出砂 C）井液密度大
D）气体影响
10.下列采油新技术中，（）可对区块上多口井实现共同增产的目的。
A）油井高能气体压裂 B）油井井下脉冲放电 C）人工地震采油 D）油井井壁深穿切 11.油井诱喷，通常有（）等方法。
A）替喷法、气举法 喷法、抽汲法 C）替喷法、抽汲法、气举法 D）替喷法、抽油法、气举法 12.地面动力设备带动抽油机，并借助于抽油杆来带动深井泵叫（）。
A）有杆泵
B）无杆泵
C）电泵 D）水力活塞泵
/ 12 13.（）泵径较大，适合用在产量高、油井浅、含砂多、气量小的井上。
A）管式泵 B）杆式泵
C）电潜泵
D）无杆泵
14.（）是指只在油、气层以上井段下套管，注水泥封固，然后钻开油、气层，使油、气层裸露开采。
A）射孔完成法 B）裸眼完成法 C）贯眼完成法 D）衬管完成法 15.油井常规酸化的管柱深度应下到（）
A）油层顶部 B）油层中部 C）油层底部 D）油层底部以下5～10m 16.抽油杆直径可分为（）等几种。A）3/8in，3/4in，6/8in B）16mm，19mm，22mm，25mm C）5/8in，3/4in，4/8in，5in D）15mm，20mm，22mm，25mm 17.（）就是在新井完成或是修井以后以解除钻井、完井期间形成的泥浆堵塞，恢复油井天然生产能力，并使之投入正常生产的一种酸化措施。A）酸化 B）解堵酸化 C）压裂酸化 D）选择性酸化 18.磁防垢的机理是利用磁铁的（）来破坏垢类晶体的形成。
A）作用
B）类别 C）强磁性 19.目前应用较为广泛的防腐蚀方法是（）。
A.刷防锈漆 B.实体防腐 C.阴极保护 D.阳极保护
20.油层压裂是利用（）原理，从地面泵入高压工作液剂，使地层形成并保持裂缝，改变油层物性，提高油层渗透率的工艺。A.机械运动 B.水压传递 C.渗流力学 D.达西定律
三、填空题
1.自喷井生产过程中，原油由地层流至地面分离器一般要经过的四个基本流动过程是（1）、（2）、（3）和（4）。
2.抽油机悬点所承受的动载荷包括（5）、（6）和（7）等。
3.自喷井井筒气液两相管流过程中可能出现的流型有（8）、（9）、（10）、（11）和（12）。
4.气举采油法根据其供气方式的不同可分为（13）和（14）两种类型。5.根据压裂过程中作用不同,压裂液可分为（15）、（16）、（17）。
6.压裂液滤失于地层主要受三种机理的控制：（18）（19）（20）。
四、判断题
1.控水稳油的意思是控制综合含水上升速度，稳定原油产量。2.分层注水井发现水嘴堵后，应立即进行正洗井措施解除。
3.注水引起的油层损害主要类型有堵塞、腐蚀、结垢。
4.对油井生产来讲，原油凝固点越高越好。
（）
（）
（）
（）
D）吸附性
/ 12
5.抽油杆下部断脱后，抽油机可能严重不平衡，甚至开不起来。
（）
6.热化学解堵技术，利用放热的化学反应产生的热量和气体对油层进行处理，达到解堵增产或增注目的。（）
7.水力振荡解堵技术是利用流体流经井下振荡器时产生的周期性剧烈振动，使堵塞物在疲劳应力下从孔道壁上松动脱落。（）
8.某抽油机固定阀严重漏失，则示功图下行载荷明显下降。（）9.抽油井出砂后，上、下行电流均有上升现象。（）10.油管结蜡严重，抽油机下行电流增大。（）11.注聚合物驱油，只可提高注入水波及系数，不能提高注入水驱油效率。
（）12.计算沉没度时，应考虑泵挂深度、动液面深度及套压高低。
（）
13.低能量供液不足的抽油井，可通过换小泵、加深泵挂或降低冲次等方法来提高泵效。（）14.抽油机平衡的目的，是使上、下冲程时驴头的负荷相同。
（）
15.抽油机在上冲程时，由于游动阀关闭，液体载荷作用在活塞上引起悬点载荷增加。（）16.低能量供液不足的抽油井，可通过换小泵、加深泵挂或降低冲次等方法来提高泵效。（）17.井组分析一般从水井入手，最大限度的调整平面矛盾，在一定程度上解决层间矛盾。（）18.酸化可以提高井筒附近油层的渗透率，但对孔隙度没有影响。
（）
19.压裂选井时，在渗透率和含油饱和度低的地区，应优先选择油气显示好、孔隙度、渗透率较高的井。（）20.在结蜡不严重、不含水的抽油井中，用热水循环洗井后，上行电流暂时下降较多。（）
五、简答题
1.简述目前油井人工举升方式的分类。2.根据麦克奎尔—西克拉垂直裂缝增产倍数曲线分析提高增产倍数的措施。3.为什么砂岩地层的酸处理不单独使用氢氟酸？
4.简述影响深井泵泵效的因素及提高泵效的措施。5.简述压裂过程中压裂液的任务。6.简述油井节点系统分析方法在自喷井设计和预测中的应用。
7.简述目前油井人工举升方式的分类。8.简述常规有杆泵抽油工作原理。
9.简述提高酸化效果应采取的措施。10.根据注水指示曲线左移、右移、平衡上移、平衡下移时的变化情况说明地层生产条件的变化。
六、论述题
1.绘制常规有杆泵采油井有气体影响且游动阀漏失时的示功图，并分析其特征。2.储层敏感性评价有哪几种？简述各自的试验目的。3.画出并分析有杆泵排出部分漏失影响的典型示功图特征。4.绘制并分析深井泵吸入部分漏失时的典型示功图
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《采油工程》综合复习资料参考答案
一、名词解释
1、采油工程：采油工程是油田开采过程中根据开发目标通过产油井和注入井对油藏采取的各项工程技术措施的总称。
2、滑脱损失：在气液两相管流中，出现滑脱之后将增大气液混合物的密度，从而增大混合物的重力消耗。因滑脱而产生的附加压力损失称为滑脱损失。
3、冲程损失：由于抽油杆和油管在交变载荷作用下发生弹性伸缩，而引起的深井泵柱塞实际行程与光杆冲程的差值。
4、吸水指数：表示单位日注水压差下的日注水量，它的大小表示油层吸水能力的好坏。
5、土酸：10～15％浓度盐酸和3～8％浓度的氢氟酸与添加剂所组成的混合酸通常称为土酸。
6、气举启动压力：气举采油时，向井内注入的高压气体挤压环空液面，当该液面下降到气举管管鞋时，压风机达到的最大压力。
7、采油指数：油井日产油量与生产压差之比。或单位生产压差下的油井日产油量。
8、注水指示曲线：稳定流动条件下，注入压力与注水量间的关系曲线。
9、油井流入动态：指油井产量与井底流动压力的关系，它反映了油藏向该井供油的能力。
10、蜡的初始结晶温度：当温度降到某一数值时，原油中溶解的蜡开始析出时的温度。
11、气举采油法：依靠从地面注入井内的高压气体与油层产出流体在井筒中混合，利用气体的膨胀能使井筒中的混合物密度降低，将油排出地面的方式。
12、扭矩因数：悬点载荷在曲柄轴上造成的扭矩与悬点载荷的比值。
13、底水锥进：当油层有底水时，由于油井生产时在地层中造成的压力差，破坏了由于重力作用所建立起来的油水平衡关系，使原来的油水界面在靠近井底时呈锥形升高，这种现象叫底水锥进。
14、配注误差：指配注量与实际注入量之差与配注量比值的百分数。
15、裂缝的导流能力：在闭合压力下裂缝中流体通过的能力。其大小为填砂裂缝的渗透率与其宽度的乘积。
二、填空
1、自喷井生产过程中，原油由地层流至地面分离器一般要经过的四个基本流动过程是（1）地层中渗流、（2）井筒中的多相垂直管流、（3）嘴流 和（4）地面水平管线中多相流动。
2、抽油机悬点所承受的动载荷包括（5）惯性载荷、（6）震动载荷 和（7）摩擦载荷 等。
3、（8）纯液流、（9）泡流、（10）段塞流、（11）环流 和（12）雾流。
4、（13）连续气举和（14）间歇气举
5、（15）前置液、（16）携砂液、（17）顶替液。
6、（18）压裂液粘度（19）地层岩石及流体压缩性（20）压裂液的造壁性。
三、单项选择
1、D
2、D
3、D
4、B
5、D
6、A
7、A
8、C
9、D10、C
11、C
12、A
13、A
14、B
15、D
16、B
17、B
18、C
19、C 20、B
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四、判断题
1、√
2、×
3、√
4、×
5、×
6、√
7、√
8、×
9、√
10、√
11、×
12、√
13、√
14、×
15、√
16、√
17、×
18、×
19、√ 20、×
五、简答题
1、简述目前油井人工举升方式的分类。
答：人工举升方式分为气举采油、有杆泵采油和无杆泵采油三大类，其中气举采油分为连续气举和间歇气举两类；有杆泵采油分为抽油机井抽油和地面驱动螺杆泵采油；无杆泵采油分为潜油电泵采油、水力活塞泵采油、水力喷射泵采油和电动潜油螺杆泵采油。
2、根据麦克奎尔—西克拉垂直裂缝增产倍数曲线分析提高增产倍数的措施。答：（1）裂缝导流能力越高，增产倍数越高；（2）造缝越长，增产倍数越高；
（3）以横坐标0.4为界：左边要提高增产倍数，应以增加裂缝导流能力为主；右边要提高增产倍数，应以增加缝的长度。
3、为什么砂岩地层的酸处理不单独使用氢氟酸？
答：首先，氢氟酸与硅酸盐类及碳酸盐类反应时，其生成物中有气态物质，也有可溶性物质，还会生成不溶于残酸的沉淀；其次，氢氟酸与砂岩中各种成分的反应速度各不相同。氢氟酸与碳酸盐的反应速度最快，其次是硅酸盐，最慢是石英。当氢氟酸进入砂岩油气层后，大部分氢氟酸首先消耗在与碳酸盐的反应上，不仅浪费了大量价值昂贵的氢氟酸，而且妨碍了它与泥质成分的反应。在酸液中加入盐酸，除了溶解碳酸盐类矿物，使氢氟酸进入地层深处外，还可以使酸液保持一定的PH值，不致于产生沉淀物。因此，砂岩地层的酸处理不单独使用氢氟酸，而是使用氢氟酸和盐酸混合物。
4、简述影响深井泵泵效的因素及提高泵效的措施。
答：影响有杆泵泵效的因素有：1）抽油杆柱和油管柱的弹性伸缩；2）气体和充不满的影响；3）漏失影响；4）体积系数变化的影响。
采取的措施有：（1）加强注水，提高地层能量。（2）选择合理的工作制度，使泵的工作能力与油层生产能力相适应。（3）使用油管锚减少冲程损失。（4）合理利用气体能量及减少气体影响。（5）降低漏矢量，减少漏失的影响。
5、简述压裂过程中压裂液的任务。
答：压裂液是一个总称，根据压裂过程中注入井内的压裂液在不同施工阶段的任务可分为：
①前置液 它的作用是破裂地层并造成一定几何尺寸的裂缝以备后面的携砂液进入。在温度较高的地层里，它还可起一定的降温作用。有时为了提高前置液的工作效率，在前置液中还加入一定量的细砂(粒径100～140目，砂比10％左右)以堵塞地层中的微隙，减少液体的滤失。
②携砂液 它起到将支撑剂带入裂缝中并将支撑剂填在裂缝内预定位置上的作用。在压裂液的总量中，这部分比例很大。携砂液和其他压裂液一样，有造缝及冷却地层的作用。携砂液由于需要携带比重很高的支撑剂，必须使用交联的压裂液(如冻胶等)。
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③顶替液 中间顶替液用来将携砂液送到预定位置，并有预防砂卡的作用；注完携砂液后要用顶替液将井筒中全部携砂液替入裂缝中，以提高携砂液效率和防止井筒沉砂。
6、简述目前油井人工举升方式的分类。
答：人工举升方式分为气举采油、有杆泵采油和无杆泵采油三大类，其中气举采油分为连续气举和间歇气举两类；有杆泵采油分为抽油机井抽油和地面驱动螺杆泵采油；无杆泵采油分为潜油电泵采油、水力活塞泵采油、水力喷射泵采油和电动潜油螺杆泵采油。
7、简述常规有杆泵抽油工作原理。
答：上冲程：抽油杆柱带着柱塞向上运动，活塞上的游动阀受管内液柱压力而关闭。此时，泵内压力降低，固定阀在环形空间液柱压力与泵内压力之差的作用下被打开。如果油管内已充满液体，在井口将排出相当于柱塞冲程长度的一段液体。
下冲程：抽油杆柱带着柱塞向下运动，固定阀一开始就关闭，泵内压力增高到大于柱塞以上液柱压力时，游动阀被顶开，柱塞下部的液体通过游动阀进入柱塞上部，使泵排出液体。由于有相当于冲程长度的一段光杆从井外进入油管，所以将排出相当于这段光杆体积的液体。
8、提高酸化效果应采取的措施。答：（1）降低面容比；
（2）提高注酸排量和酸液流速；
（3）使用稠化盐酸、高浓度盐酸和多组分酸；
（4）降低井底温度。
9、分析油井清砂所用各种冲砂方式的特点。
答：正冲砂冲击力大，易冲散砂堵，但因油套环空截面积大，液流上返速度小，携砂能力低，易在冲砂过程中发生卡管事故，要提高液流上返速度就必须提高冲砂液的用量；
反冲砂冲击力小，担液流上返速度大，携砂能力强；
正反冲砂利用了正冲砂和反冲砂各自的优点，可迅速解除较紧密的砂堵，提高冲砂效率。采用该方式时，地面应该配备改换冲砂方式的总机关。
联合冲砂可提高冲砂效率，既具有正冲砂冲击力大的优点，又具有反冲砂返液流速度高、携带能力强的优点，同时又不需要改换冲洗方式的地面设备。
10、简述造成油气层损害的主要损害机理。
答：生产过程中可能造成油气层损害的原因虽然很多，但主要的损害机理可归纳为以下四个方面：
① 外来流体与储层岩石矿物不配伍造成的损害； ② 外来流体与储层流体不配伍造成的损害；
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③ 毛细现象造成的损害； ④ 固相颗粒堵塞引起的损害。
五、论述题
1、绘制常规有杆泵采油井有气体影响且游动阀漏失时的示功图，并分析其特征。答：常规有杆泵采油井有气体影响且游动阀漏失时的示功图如下：
分析特征：
上冲程，由于余隙内残存气体的影响，泵内压力由于气体的膨胀而不能很快降低，使固定阀（吸入阀）打开滞后，加载变慢。游动阀漏失也会使加载变慢。当活塞速度大于漏失速度时，载荷达到最大值。
上冲程的后半冲程，活塞的上行速度逐渐减慢，当柱塞速度小于漏失速度时，由于漏失液体的“顶托”作用，悬点负荷提前卸载。下冲程，气体受压缩，泵内压力不能很快提高，使游动阀（排出阀）打开滞后，卸载变慢。
2、储层敏感性评价有哪几种？简述各自的试验目的。
答：油气层敏感性评价实验有速敏、水敏、盐敏、碱敏、酸敏评价实验，以及钻井完井液损害评价实验等。
速敏评价实验目的在于：① 找出由于流速作用导致微粒运移从而发生损害的临界流速，以及找出由于速敏引起的油气层损害程度；② 为以下的水敏、盐敏、碱敏和酸敏等实验确定合理的实验流速提供依据；③ 为确定合理的注采速度提供科学依据。
水敏实验的目的是了解粘土矿物遇淡水后的膨胀、分散、运移过程，找出发生水敏的条件及水敏引起的油气层损害程度，为各类工作液的设计提供依据。
盐敏评价实验的目的是找出渗透率明显下降的临界矿化度，以及由盐敏引起的油气层损害程度。碱敏评价实验的目的是找出碱敏发生的条件，主要是临界pH值，以及由碱敏引起的油气层损害程度，为各类工作液的设计提供依据。
酸敏评价实验目的是研究各种酸液的酸敏程度，其本质是研究酸液与油气层的配伍性，为油气层基质酸化时确定合理的酸液配方提供依据。
完井液评价实验的目的就是要了解现场用完井液与岩心接触后对储层的损害程度，从而评价完井液及
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优选配方。必要时还应专门考察完井液中的处理剂及钻井液滤液对储层的损害。
3、画出并分析有杆泵排出部分漏失影响的典型示功图特征。
答：上冲程前半冲程：泵内压力降低，柱塞两端产生压差，使柱塞上面的液体经排出部分的不严密处（阀及柱塞与衬套的间隙）漏到柱塞下部的工作筒内，漏失速度随柱塞下面压力的减小而增大。由于漏失到柱塞下面的液体有向上的顶托作用，所以悬点载荷不能及时上升到最大值，使加载缓慢。随着悬点运动的加快，顶托作用相对减小，直到柱塞上行速度大于漏失速度的瞬间，悬点载荷达到最大静载荷。（B点）上冲程后半冲程：因柱塞上升速度又逐渐减慢，在柱塞速度小于漏失速度瞬间（C点），又出现了漏失液体的顶托作用，使悬点载荷提前卸载，到上死点时悬点载荷已降至C点。
4、绘制并分析深井泵吸入部分漏失时的典型示功图
答：下冲程开始后，由于吸入凡尔漏失使泵内压力不能及时提高，而延缓了卸载过程(图中的CD线)。同时，也使排出凡尔不能及时打开。
当柱塞速度大于漏失速度后，泵内压力提高到大于液柱压力，将排出凡尔打开而卸去液柱载荷。下冲程后半冲程中因柱塞速度减小，当小于漏失速度时，泵内压力降低使排出凡尔提前关闭(A点)，悬点提前加载。到达下死点时，悬点载荷已增加到AA。
由于吸入部分的漏失而造成排出凡尔打开滞后(DD)和提前关闭(AA)，活塞的有效排出冲程SpedDA。这种情冲下的泵效DA/S。
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在线作业
1．第1题 单选题
（）是用于改造低渗透油层或解除范围大而严重的堵塞。
A、解堵酸化 B、压裂酸化 C、选择性酸化 D、酸化 标准答案：B 2．第2题 单选题 磁防垢的机理是利用磁铁的（）来破坏垢类晶体的形成。A、作用 B、类别 C、强磁性 D、吸附性 标准答案：C 3．第3题 单选题
注水井全井水量特别大，水量全部从油管末端进入套管，油套管内外无压差，封隔器失灵，测试卡片台阶一样高，是由（）现象引起的。
A、水嘴堵塞 B、水嘴刺大C、水嘴掉 D、底部球座漏失或脱落 标准答案：D 4．第4题 单选题
注水分层指示曲线平行右移，层段地层压力与吸水指数的变化为（）。
A、升高、不变 B、下降、变小 C、升高、变小 D、下降、不变 标准答案：D 5．第5题 单选题
携砂液数量是根据（）和加砂的数量来决定的。
A、压裂时间 B、压裂深度 C、悬砂浓度 D、裂缝长度 标准答案：C 6．第6题 单选题
超声波作用于流体产生（）方面的作用，具有防垢功能。A、两个 B、三个 C、四个D、五个 标准答案：B 7．第7题 单选题 当发现注水井水嘴掉时，应采用（）方法，使注水井保持正常生产。A、洗井或投捞解堵 B、洗井 C、投捞解堵 D、重新投水嘴 标准答案：D 8．第8题 单选题（）是指在加砂以前所有的液量。A、前置液 B、携砂液 C、顶替液 D、压裂液 标准答案：A 9．第9题 单选题
目前，我们较普遍使用（），除了具有其他配水管柱优点外，还具有测试调整方便，注水合格率高的优点。A、分层注水管柱 B、活动或配水管柱 C、空心活动或分层注水管柱 D、偏心分层配水管柱
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标准答案：D 10．第10题 单选题 水井调剖技术主要解决油田开发中的（）矛盾。A、平面 B、注采平衡 C、储采平衡 D、层间 标准答案：D 11．第11题 判断题 在抽油机井上、下冲程中，抽油杆和液体均会对悬点产生载荷。标准答案：错误 12．第12题 判断题 对任何抽油机井而言，下泵深度必须在动液面以下，不可能出现下泵深度小于动液面深度的现象。标准答案：错误
13．第13题 判断题 抽油机结构不平衡值指的是当连杆和曲柄销脱开时，为了保持游梁处于水平位置而加在悬点上的力。标准答案：错误
14．第14题 判断题 如果上冲程电流峰值大于下冲程电流峰值，说明平衡不够应该增加平衡半径或平衡块重量。标准答案：正确
15．第15题 判断题 可通过测量驴头上下冲程的时间来检验抽油机平衡，上冲程快下冲程慢说明平衡不够应该增加平衡半径或平衡块重量。标准答案：错误
16．第16题 判断题 抽油杆柱带动柱塞向上运动，游动阀打开，固定阀关闭，井口排出液体，泵腔内吸入液体。标准答案：错误
17．第17题 判断题 测量动液面的仪器称为回声仪，测量示功图的仪器称为动力仪。标准答案：正确 18．第18题 判断题 对于低气油比含水油井，可采用在泵下加深尾管的方法降低流压，以提高油井产量。标准答案：正确
19．第19题 判断题 按照抽油泵在油管中的固定方式，抽油泵可分为管式泵和杆式泵，管式泵适用于井深、产量高的油井。标准答案：错误
20．第20题 判断题 抽油机井由于冲程损失、气体、漏失等的影响，抽油泵的泵效一定小于1。标准答案：错误
试卷总得分：100.0 试卷总批注：
1．第1题 单选题 对于油水层同时开采的油井，当油层压力高于水层压力时，放大压差生产可以提高油量，导致含水()。A、上升 B、下降 C、不变 标准答案：A 2．第2题 单选题 下列各项不属于油田开发建设总体建设方案设计内容的有()。
A、采油工程设计 B、油气的加工与炼制 C、油藏工程设计 D、油藏地质研究 标准答案：B
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3．第3题 单选题 以下四个选项中，选项()不是自喷井生产系统分析与设计的内容。
A、油嘴的选择 B、生产管柱和出油管线的选择 C、停喷条件的预测 D、下泵深度的确定 标准答案：D 4．第4题 单选题 进行酸化、压裂等措施后的油井，其井壁附近的油层渗透率都会改变，其表皮因子S()0。A、> B、= C、< 标准答案：C 5．第5题 单选题 任何油井的生产都可分为三个基本流动过程，以下过程()是自喷井区别于其它类型油井特有的过程。A、油层中的渗流 B、井筒中的流动C、地面管线中的水平或倾斜管流 D、嘴流 标准答案：D 6．第6题 判断题 对于具有非直线型IPR曲线的油井，在使用采油指数时，应该说明相应的流动压力，也不能简单地用某一流压下的采油指数来直接推算不同流压下的产量。标准答案：正确
7．第7题 判断题 油井流入动态和井筒多相流动规律是任何油井举升方式设计和生产动态分析所需要的共同理论基础。标准答案：正确
8．第8题 判断题 Vogel方程可用来预测任意油藏的油井产量随井底流压的变化关系。标准答案：错误 9．第9题 判断题 Vogel在建立无因次流入动态曲线和方程时，认为油井是理想的完善井。即油层部分的井壁是完全裸露的，井壁附近的油层未受伤害而保持原始状况。标准答案：正确
10．第10题 判断题 适合于各种管流的通用压力梯度方程中包含重力损失、摩擦损失和加速度损失三部分 标准答案：正确
11．第11题 判断题 油井流入动态是指油井产量与井口压力的关系，它反映了油藏向该井供油的能力。标准答案：错误
12．第12题 判断题 利用Petrobras方法可计算见水油井的IPR曲线，其实质是按含水率取纯油IPR曲线和水IPR曲线的加权平均值。标准答案：正确
13．第13题 判断题 在计算沿井筒压力分布时通常采用迭代法进行计算，可按深度增量迭代，也可按压力增量迭代。标准答案：正确
14．第14题 判断题 使用Harrison方法可预测流动效率介于0.5~1.5之间的油井的流入动态关系。超过曲线范围之后，既无法预测。标准答案：错误
15．第15题 判断题 对于井底压力低于饱和压力的自喷井，井筒内可能出现的流型自下而上依次为：纯油流、泡流、段塞流、环流和雾流。标准答案：错误
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1．第1题 单选题 注水泵的效率是泵的（）之比。A、电压与电流 B、排量与扬程C、有效功率与轴功率 D、有效功率与无效功率 标准答案：C 2．第2题 单选题 抽油杆直径可分为（）等几种。A、3/8in，3/4in，6/8in B、16mm，19mm，22mm，25mm C、5/8in，3/4in，4/8in，5in D、15mm，20mm，22mm，25mm 标准答案：B 3．第3题 单选题 金属材料的（）与原接触的介质有着密切的关系。A、密度 B、硬度 C、抗酸化程度 D、耐腐蚀程度 标准答案：D 4．第4题 单选题 在注水系统的首端加入少量的能防止或（）结垢的化学药剂，称为防垢剂。A、清除 B、减缓 C、降低 D、增加 标准答案：B 5．第5题 单选题 油层压裂是利用（）原理，从地面泵入高压工作液剂，使地层形成并保持裂缝，改变油层物性，提高油层渗透率的工艺。
A、机械运动 B、水压传递 C、渗流力学 D、达西定律 标准答案：B 6．第6题 判断题 当自喷井产量较低时，与小直径油管相比，大直径油管中的压力损失稍大一些，其主要原因是摩擦损失的影响。标准答案：错误
7．第7题 判断题 在气举启动过程中，随着压缩机压力的不断提高，环形空间内的液面最终到达管鞋处，此时井口注入压力达到最高值称为启动压力。标准答案：正确
8．第8题 判断题 Vogel在建立无因次流入动态曲线和方程时，认为油井是理想的完善井。即油层部分的井壁是完全裸露的，井壁附近的油层未受伤害而保持原始状况。标准答案：正确
9．第9题 判断题 油层保护的问题贯穿于油田开发的全过程，主要体现在钻井、完井的技术措施中，增产措施不涉及油层保护的问题。标准答案：错误
10．第10题 判断题 对于正常生产的自喷井而言，只要油嘴直径保持不变，油井产量也不会发生变化。标准答案：错误
11．第11题 判断题 低渗透油田整体压裂改造方案设计与单井压裂增产措施设计思想和理论方法基本相同，只是施工规模要大得多。标准答案：错误
12．第12题 判断题 抽油机结构不平衡值指的是当连杆和曲柄销脱开时，为了保持游梁处于水平位置而加在悬点上的力。标准答案：错误
13．第13题 判断题 生产套管设计的主要内容在于套管尺寸、强度和密封性设计。标准答案：正确 14．第14题 判断题 油井流入动态和井筒多相流动规律是任何油井举升方式设计和生产动态分析所需要的共同理论基础。标准答案：正确
15．第15题 判断题 抽油机井由于冲程损失、气体、漏失等的影响，抽油泵的泵效一定小于1。
标准答案：错误
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第五篇：采油工程工作汇报
“十一五”工作回顾及2011年及“十二五”
工作规划部署
金马油田开发公司 2011年3月3日
目录
前言
第一部分：“十一五”工作回顾
一、主要指标完成情况
二、主要工作及成果
三、取得的认识
第二部分：存在的主要问题及技术潜力
一、工艺技术
二、采油管理
第三部分：2011年工作部署
一、工作思路
二、工作目标
三、重点工作
第四部分：“十二五”工作规划
一、工作思路
二、工作目标
三、重点工作
前言
“十一五”时期，金马油田开发公司认真贯彻油田公司专业工作部署，紧密围绕公司“两保一降一提”工作主线，在专业主管部门的指导和支持下，工程系统按照“精细管理挖潜力、创新增效促发展、优质低耗上水平”的工作思路，真抓实干，锐意创新，全面实现了采油系统工作目标。以技术配套为重点，加强成熟技术的集成应用和技术攻关，工艺系统实现“3个转变”、形成“四大体系”、取得“5项技术突破”；以高效运行为重点，强化对标管理，采油注汽系统实现自动化运行；以质量安全为重点，完善制度建设和强化质量安全监管，作业系统向规范化、效益化推进。开创了油田持续稳定发展的新局面。
第一部分：“十一五”工作回顾
一、主要指标完成情况
“十一五”时期，以良好的业绩完成了生产、科研、采油、作业系统考核指标，有效推动了公司的主营业务持续稳定发展。
——生产业绩指标，公司累积生产原油万吨，对比业绩考核指标万吨，超产万吨。完成原油商品量万吨，对比业绩考核指标万元吨，超产万吨。投资万元，发生运行费用亿元。单位运行成本元/吨，对比油田公司考核指标降低元/吨。
——科研管理指标，共完成技术推广项目30项，1927井次，累计增油29.1×104t；开展新技术研究与试验35项，127井次，累计增油2.487×104t；优化措施结构节约资金596万元；取得油田公司级以上技术创新成果17项，取得授权专利4项；8人被聘为厂处级以上技术专家。
——采油管理指标，累积实施油井机采优化539井次，使整体系统效率由18.9%提高到25%。泵效达到59%，平衡率90.2%，躺井率7.7%，油井检泵周期延长56天。开展群众性挖潜5298井次，累积增油2.95万吨。
——作业管理指标，累积完成作业工作量1155井次，作业一交成功率99.1%，有效率90.2%。有效开展修旧利废活动，累计创效1236万元。
二、主要工作及成果
“十一五”时期是金马公司技术发展最快、成果取得最多、规模效益最大的 五年。五年来，采油系统管理一路工作取得丰硕成果，科技创效形成规模、生产效率明显提升，作业质量显著提高，人才培养富有成效，为油田质量效益发展提供了技术和人才保障。
（一）坚持技术完善与难点攻关并重，推动科研创新发展
1、立足开发实际，实现“三个转变”
一是由单项技术应用向多项技术集成应用转变。开展了“选层调剖”、“对应调堵”、“堵驱结合”、“防砂堵水一体化”技术研究与应用。五年累计实施163井次，累计增油92292t，降水90913m3。二是由单一介质驱动向多元介质驱动转变。开展了氮气采油技术、二氧化碳采油、微生物调堵试验。五年累计实施12井次，累计增油2716t。三是由直井配套开采技术研究向水平井配套开采技术研究转变。开展了水平井举升、注汽、控水技术研究与应用。“十一五”期间，围绕新海27块水平井二次开发，重点开展了水平井堵水技术攻关。阶段试验3口井，见到明显的降水效果，累积降水44923m3。
2、加强集成应用，形成“四大体系”
一是形成了以调堵为主导的“有效注水配套技术体系”。针对海外河油田注水开发，坚持“注、堵、调、驱”多元化技术集成应用，提高技术应用效果。5年来，累计实施调剖、堵水、分注、解堵、调驱有效注水配套技术5项，345井次，措施有效率86.4%，累计增油199113t，累计降水1271380m3，取得较好的开发效果。二是形成了以调排为主导的“有效注汽技术体系”。针对小洼油田注汽开发，坚持“调排一体化”的技术思路，进一步改善高轮次吞吐井生产效果。5年来，累计开展有效注汽配套技术，239井次，有效率83.5%，累计增油65312t，累积增排水14.11×104m3，提高油汽比0.03，回采水率55%。恢复长停井8口井，增油2063t。通过多元开发技术手段的规模应用，实现了“十一五”期间小洼油田生产形势的稳定，原油产量始终保持在500吨/d以上。三是形成了以防砂为主导的“油井防排砂配套技术体系”。针对两个老油田油井普遍出砂的问题。“十一五”期间，海外河油田形成了地层深部防砂为主导，防砂泵、螺杆泵为辅助的“防排一体化”技术体系。小洼油田形成了高温人工井壁防砂为主导，筛管挡砂为辅助的“防挡一体化”技术体系。通过规模实施，有效恢复了一批停关井，保证了油井的正常生产。5年来海外河油田累计实施防砂技术455井次，有效400 井次，有效率87.9%，累计增油248564t。四是形成了以注采为主导的“水平井采油配套技术体系”。围绕水平井开发，配套开展了水平井均匀注汽、大泵举升、驱油助排技术应用与试验，“十一五”时期，累计实施水平井配套措施3项176井次，有效165井次，措施有效率93.8%，累计增油372410t。通过水平井配套技术的开展，有效保证了油田水平井的高效开发。
3、注重难点攻关，取得“五项突破”
一是温固型油井防砂技术，满足了稠油油藏防砂工作的需求。针对洼38块稠油井防砂技术有效期短的问题，研发了适宜的温固型树脂防砂技术。其技术特点是：⑴ 抗压强度达到6～8MPa；⑵ 渗透率40～50μm2；⑶ 耐温350℃；⑷ 挡砂最小粒径0.07mm。⑸固化条件由酸固化转变热固化。⑹适有于稠油热采、水平井防砂。2007年以来累计应用44井次，有效率97.5%，累计增油64173t，平均无砂生产685d，阶段投入产出比1：5.5。二是可动凝胶+活性水调驱技术，实现了向多元开发的转换。针对注水油田“双高”开发阶段措施稳产难度加大的问题，“十一五”时期，应用该项技术在海外河油田共开展了9个井组的调驱试验。海1块调驱设计3个井组（H8-
16、8-
17、23），含油面积为0.34km2，地质储量为139.1×104t，对应采油井13口；海31块设计6个井组（H10-
31、11-
34、13-
35、13-
38、10-
37、10-35），含油面积为1.2km2，地质储量为165×104t。2006年以来9井组化学调驱试验累计增油85758t，降水1187793m3，投入产出比1：2.9。三是多级分层注水技术，提高了注水分注级别。针对注水分注级别低的问题，研发了三管四配技术和新型多级分注技术。在三管分注技术基础上形成了三管四配注水工艺。其技术优势：可实现对井段长、层数多、层间干扰大的注水井进行细分、定量注水，且不受油稠、出砂、水质影响。其缺点是：三管四配分注技术无法对中间两层实际注水量进行有效控制。为此，又开展了采用恒流堵塞器与偏心分注相结合的多级分注技术，其技术特点是：注水级别可达到四级以上，6个月内无须进行流量测试。累积试验三管四配、多级分注技术19井次，对应油井94口，分注合格率92.8%，累计增油5345t。四是聚合物微球调堵技术，改变了传统调驱的作用机理。针对油田调堵技术单一的问题，聚合物微球调堵技术是以白油作为分散介质的水溶性高分子微凝胶。聚合物微球具有尺寸小、易注入、选择性强、逐级封堵的特点，可以实现堵驱综合作用。2007年以来开展调剖试验8 5 口井，累积增油5110t；开展堵水试验7口井，措施有效率达到100%，累积增油2390t，降水7665m3。五是双基团二次交联调剖及定位投放技术，实现了真正意义上的深调。针对常规调剖技术适宜性变差的问题，研发了一种新型调剖技术。与常规调剖剂相比，双基团二次交联调剖剂性能指标明显提高，具有二次交联、稳定性好、处理半径大、封堵率高的特点。在50h左右完成一次交联形成有机铬弱冻胶，125h左右酚醛树脂开始二次交联，形成强度大的网状冻胶；成胶时间由72h提高到300h以上；突破压力由1MPa提高到10MPa以上，封堵率由95%提高到98%以上；140℃条件下，220d体系强度在G级以上；预测提高采收率15%以上。通过数学模型及可视化物理模型设计出深部调剖定位投放工艺。处理半径由注采井距1/10处提高到1/2处，调剖剂段塞长度设计为5%～10%。研究成果改善了调剖技术性能、增加了处理深度，又节省了药剂用量，是一项集经济性、适用性兼备的新型调剖技术，具有较好的应用前景。
（二）坚持对标管理与技术达标并重，促进生产协调发展
1、实行分级管理，油井泵效连续3年位列第一
根据各区块实际情况将所辖油井分为高泵效井、边缘井和不达标井，按照“保持高泵效井，稳定边缘井，提升不达标井”的工作思路重点针对不达标井严密监控，建立了油井动液面跟踪曲线图，通过建立坐标曲线找准泵效最佳点，同时以“措施提效、控套提液、降压增产、降参提效”为手段努力提高油井泵效，使得油井泵效达到59%以上，在油田公司一直处于较高的水平，已经连续三年名列第一名。
2、配备软件和节能装置，系统效率明显提高
“十一五”期间，公司累计投入专项资金300多万元配备机采系统效率优化设计、预测与评价软件，400多台变频器，用于抽油机井机采优化工作，累计实施油井机采优化539井次，使得整体系统效率由18.9%提高到了25%，提高了6.1%，输入功率降低至7.9kw，系统效率实现率达到72.7%；水平井机采优化48井次，系统效率由22.5%提高到27%，提高4.5%。稠油井系统效率位居油田公司第二名。
3、应用节能设备，吨液单耗有效控制
2010年公司吨液耗电19.7kW.h/t，在油田公司处于第二名，主要得益于节 能设备的广泛应用与资金投入，在产液量逐年上升的情况下，吨液耗电由24kW.h/t降低到目前的19.7kW.h/t。具体做了以下四个方面的工作：一是应用机采优化设计，并创新应用于水平井。二是全部应用井口变频装置和无功补偿装置，使采油系统的节电设备普及率达到较高水平。三是应用转油站输油自控技术。四是应用液体粘性调速离合器和高压变频技术。
4、完善管理制度，躺井率明显降低。
公司建立了日汇报、周小结、月通报的躺井管理制度，通过“一井一议”的方式对躺井原因梳理归纳；对检泵周期频繁、产量较高的油井建立预警档案，对进入危险期的油井重点加强维护管理；按照“四把关”、两围绕”原则加强井筒日常精细管理。2010年公司躺井率降至4.9%，取得了较好的经济效益。
5、依靠技术创新，生产系统全面实现自动化
“十一五”期间，通过对所属三个油田现有工艺的优化、运用PLC编程控制技术，50座采油站全面实现计量、加热、外输、注水、化验、资料录入等六项工作的自动化控制。一是规模应用称重式油井计量器，实现远程自动连续量油、无人职守、减轻劳动强度的目标。二是规模应用自控相变加热炉，热效率由原来的77.6％提高到90.3％，日均节气300m3。三是规模实施自控输油系统，实现转油站自动、连续、平稳输油，输油泵效提高了8.1%。四是全面实施掺稀油LZK流量自动控制系统，实现了掺稀油“五分六清”的精细化管理。五是首次实施GLZ高压注水流量自控系统，注水合格率达到100%，实现精确注水、平稳注水的目的。六是高效应用采油站资料录入系统，实现采油生产数字化管理，降低了工人的劳动强度。
6、开展对标管理，注汽单耗有效降低
注汽系统开展关键技术指标对标管理，针对燃料单耗、动力消耗，从可控因素入手制定强化措施降低注汽单耗。一是实施标准运行参数管理，由“两对比”确定出六个关键指标，把关键指标以标牌形式挂于锅炉操作盘，通过对标调整、定期分析、限期整改，以刚性操作保证燃料完全燃烧，各台锅炉热效率控制在82%以上；二是实施烟气监测对标管理，组织自控仪表管理小组每月应用烟气分析仪对每台锅炉进行监测，填写锅炉效率检测通知单，提出处理意见，制定调整方案，严格监督实施,锅炉含氧均控制在3.5以下；三是制定清理积灰标准，根 7 据自身生产管理经验，结合喷砂吹灰、人工清灰的方式，制定了燃稀油最少两个月清灰一次，燃天然气最少六个月清灰一次的关键管理制度，制定下限保证传热效率；四是实施烟温对标管理，通过数据的实时监控，掌握锅炉烟温变化规律，烟温变化过快则利用吞吐井转注、汽驱井检修时机，在五日内实施喷砂吹灰，确保烟温达标，减少锅炉排烟热损失，各台锅炉烟温均控制在220℃以下（燃油站控制在230℃以下），对比以往锅炉平均烟温下降10℃。目前公司注汽单耗分别为：渣油60kg/t，稀油57 kg/t，天然气70m3/t。
7、推进系统改造，注汽管理向自动化发展
通过自动化系统改造，实现了注汽锅炉、汽水分离器、吹灰“三项自动化”控制。一是全面应用ECHO5706锅炉控制系统，热效率平均提高3～5%，燃料单耗下降2～3%。达到更加安全、经济、可靠、节能的目的。二是有效应用汽水分离器自动控制系统，投入使用后小洼油田沙三段蒸汽驱油汽比由0.1上升到0.11，东三段蒸汽驱油汽比由0.08上升到0.14，效果非常明显。三是规模应用脉动吹灰系统，实现了不用停炉即可完成吹灰全过程，可根据烟温高低随时进行吹灰，通过实施脉冲吹灰技术后，烟温降低了100℃左右，时率提高0.5%，锅炉热效率提高了2～3%，注汽单耗下降1.5～2Kg/t。
8、开展防控研究，硫化氢隐患彻底消除
目前，小洼油田发现硫化氢油井127口，硫化氢含量超标116口，生产井硫化氢含量最高达到15×104mg/m3。硫化氢治理成为生产安全的重点。通过制定防治方案、完善生产管理制度、应用脱硫装置，使硫化氢得到有效防控。一是制定硫化氢防控方案，保障生产本质安全。二是制定“7项管理制度”，提升管理水平。三是规模应用脱硫装置，提升防控力度。采用干法脱硫技术进行脱硫，使得脱硫处理后的天然气中硫化氢含量为零，同时配发H2S检测仪108台，空气呼吸器67台，空气充气泵2台，防毒面罩152套，加强硫化氢监测和防护力度。四是推行“管理六法”，确保施工安全。管理六法：“四色两标”预警法、分级检测管理法、日常防范管理法、硫化氢区域施工监管法、施工区域“十严禁”管理法、工艺辅助控硫法、应急演练强化法。五是实施“五项举措”，落实安全责任。通过采取以上措施，彻底基本消除了硫化氢安全隐患。
（三）坚持制度建设与质量安全并重，推动作业稳健发展 “十一五”期间作业系统从完善作业管理制度，规范作业管理、技术创新入手，不断优化作业设计，强化现场检查与监督，加大疑难井方案论证，细化作业结算审核，推广应用作业新工艺，新技术，进一步提高作业修井质量，降低作业成本，稳步推进井控管理，加强井控培训，强化硫化氢作业管理，实现了作业费用逐年降低，保证了作业施工安全。
1、不断完善作业管理制度，实现作业规范化管理。
“十一五”期间，中国石油上市促进了企业管理制度化、规范化。为了提高作业系统管理水平和工作效率，杜绝管理漏洞，先后制定了《金马油田开发公司井下作业工具管理办法》《金马油田开发公司石油专用油管、抽油杆管理办法》，完善了《修井作业质量考核管理规定》，编制了《作业成本预算标准》等10项制度与规定，实现了作业管理规范化、标准化。
2、不断完善作业设计、优化作业工序，强化作业现场监督，实现作业降本增效。
一是作业设计实现了网上设计、网上汇签，提高了作业设计审批效率。二是成立了井下作业工程设计室，制定了作业设计审核、审批管理流程，实现了作业设计规范化、科学化管理；三是优化施工工序，根据作业修井目的及要求，合理设计施工工序；四是强化现场监督与检查，严格按照内控流程管理作业现场，每道工序要求验收合格后方可执行下一道工序，通过以上工作，五年来共减少无序工序592道，减少作业费用297万元，减少无效作业127井次。节省作业费用416万元。
3、结合公司特点，编制《作业成本预算标准》，提高作业资金使用效率。为提高公司资金的使用效率，作业工程科针对作业费用无预算根据，开展了《作业成本预算标准》编制工作，为公司资金委员会合理、科学、高效分配有限资金提供决策依据。一是以金马油田开发公司算度配产方案、注水方案和工艺方案、近三年采油区的检泵周期的编制依据，通过对各采油区的检泵周期进行回归，得出各油田的油井检泵周期，根据油田的开井数确定全年的检泵作业井次，通过全年注汽量和平均单井注汽量确定转注作业和下泵作业井次，根据油田公司作业结算价格可以计算出全年的常规作业费用；二是根据采油和注水方案及产能建设方案确定的井次和近三年单项作业平均费用，可以确定调层、压防的作业费用；三是根据不同作业类型所需的井下工具、收送管材数量及清洗单 价来确定每类型的作业所需的工具费用、清洗倒运费用，根据全年的作业井次计算出全年的作业服务费用。通过2009～2010年运行检验，《作业成本预算标准》与生产实际误差小于5%，达到了科学指导生产经营的目的。
4、广泛应用新技术、新工艺，解决作业难题。
为解决作业生产中的难题，“十一五”累积应用新技术新工艺7项，228井次。一是应用降滤失压裂工艺技术，加大前置液量，减少滤失；加粉砂降低滤失；提高排量的施工方法，有效解决了黄沙坨油田火山岩储层压裂液滤失严重，动态裂缝不充分，很容易产生砂堵的问题，提高压裂施工的成功率，累计实施10井次，增油24200t；二是综合应用RY361－201水平井注汽封隔器、水平井抽油泵技术、大通径水平井泄油器、水平井连续冲砂技术提高了水平井的开发效果，增加水平井的生产时率直，三是应用了流线型无磁防漏固定阀、蒸汽驱中心井高效注汽管柱、高温泵等技术，有效地保证了蒸汽驱的开发效果；四是应用了液压解卡技术、有效在解决了在小修作业过程中常出现管柱卡现象，而解卡负荷受地面、设备及油管限制造成因解卡负荷不够而转大修的问题，降低了作业成本，又存在大负荷解卡的安全风险。
5、加强生产周转材料管理，开展修旧利费，降低作业成本
一是完善周转材料管理办法，健全“周转材料库存”、“管杆损坏跟踪记录”、“井下工具回收”三个报表，结合油井作业需求，摸清库存，合理调配，充分利用现有周转材料，减少维修、购进费用，利用Φ48mm油管替代空心杆进行三管分注7口，节省空心杆1085根，间接节约资金19.75万元；建立井斜井跟踪记录，针对管杆损坏情况，采取使用防偏磨接箍和抽油杆铸塑工艺，有效解决了井斜造成抽油杆接箍、油管内壁磨损问题，实施32口井，避免管杆损坏3493根，减少维修费用28.23万元；二是健全井下工具回收台帐等相关软件资料，依据油井上次作业情况，定人定责对每次回收工具进行数量、种类核实，并采取以修带购、外委维修的方式，加大回收再利用率，使井下工具回收再利用管理程序化、规范化，提高了挖潜效率。以修带购2554件，节约资金80.8万元，直接再利用8209件，直接减少维修、新购进费用200.5万元。三是根据实际情况，利用自行研制的抽油杆除锈装置组织开展除锈工作，延长了抽油杆使用周期，特别是为缓解空心杆库存紧张压力，自行研制内壁除锈装置，减少了空心杆维修和购进费用，除锈23453根，其中空心杆内壁除锈2010根，节约资金38.2万元。通过不 断规范作业管理，广泛应用新技术，强化现场监督，“十一五”期间，作业工作量由1697井次减少到目前1155井次、作业费用由5921万元减少到3840万元、吨油成本由89.01元/t减少到70.47元/t。
三、取得的认识
通过“十一五”时期卓有成效的工作，在科研管理和技术创新方面共取得“六点认识”：
——观念创新是发展的前提
“十一五”时期，坚持技术由简单应用向集成应用的转变，形成了适应油田开发阶段的“四个技术体系”；坚持技术水平的提升，围绕油田开发现状及主要矛盾，掌握了一批关键技术，取得了一批研究成果，完善了技术体系，形成了规模化效益，实现了油田稳产的目标。——技术进步是发展的关键
“十一五” 时期是油田发展阶段取得成果最为突出的五年。五年来，开展基础研究和新技术试验35项，127井次，累计增油2.487×104t。荣获油田公司级以上科技成果奖35项，其中省部级奖4项，另外还获得其它学术成果奖9项，取得授权专利4项。公司通过对采油、注汽系统自动化控制技术技术的综合研究，油田生产系统自动化管理向着油田地面系统数字化迈进了坚实的一步，自动化程度的提升，促进了工作效率的提高，增强了现场管理的连续性、及时性、精确性、可靠性，达到了安全、高效、低耗、平稳运行的目的。
——必要投入是发展的保证
“十一五”时期，工艺措施费用投入呈明显递减形态。2008年公司退市前三年，措施费用充裕，扩大了技术实施规模，研究储备了一批技术。2009年面对国际金融危机，油价下跌，成本紧缩的不利影响，近两年公司措施投入锐减。为保证油田的正常生产，将有限资金合理配置在注水、水平井、蒸汽驱、防排砂配套技术上，砍掉了综合效益不明显的维护性措施。同时，积极争限油田公司重大、重点项目资金的支持，有效缓解了资金紧张的矛盾，满足了油田生产对措施保障的需求。
——规模应用是发展的目标
“十一五”时期，围绕油田注水、注汽开发，加强配套措施的完善集成，形 成了“四个配套技术体系”，应用成熟适用性技术，取得了较好的规模化效益。累积完成科研项目30项，规模实施1927井次，累计增油30×104吨，油田年产量始终保持在50×104吨以上。——重大专项是发展的支撑
2010年油田公司启动了重大项目研究机制。重大专项是为实现油田稳产，通过核心技术突破和资源集成，在一定时限内完成的关键技术和重大工程，是科技发展的重大举措。金马公司承担了《海外河油田普通稠油注水油藏提高采收率配套技术研究与应用》项目，通过一年来的实效运行，取得5项技术创新成果，共开展课题12项，110井次，阶段增油1.87×104t，增注3×104m3，为注水区块的稳产提供了技术支持和保障。——人才培养是发展的动力
人才是企业发展的动力，是技术创新的源泉。拥有人才也就增强了企业抵御风险的能力。以人为本，注重专业技术人才培养，着力发挥技术骨干的引领作用，不断提升技术创新水平，是公司各级领导的共识。“十一五”时期，工艺研究所1人被聘为油田公司专家，3人被聘为厂处级技术专家。
第二部分:存在的主要问题及技术潜力
一、工艺技术
围绕金马油田开发公司“十二五”时期“45万吨稳产5年”的原油生产目标，认真梳理了目前公司所属两个主力油田在配套技术研究方面的关键技术难题，明确了“十二五”科研攻关所面临的11个技术挑战和技术潜力。
1、油田注采矛盾深化，化学调堵技术急需升级
油田油水粘度比平均在200以上，渗透率变异系数大于0.7的强非均质储层占68%，突进系数大于3的不均匀储层占46%。受油水粘度比大和储层非均质性的影响，注水三大矛盾突出。海一块油井综合含水86.1%，油井高含水大于90%的油井有31口，占生产井的35.2%。开井88口，平均单井产量3.1t。深部调剖技术最高应用轮次达8轮，平均单井增油量从2006年的849t降到目前的572t。
技术潜力：一是化学调驱技术具备前期研究试验基础。二是新型深部调剖技术取得研究成果。技术优势是：化学调驱技术增加了注水粘度，增大了水驱压力梯度，可有效改善流度比、调整剖面、提高原油采收率，工业化试验预测可提高海一块采收率3.6%。新型调剖剂和深部定位投放工艺，具有二次交联、稳定性好、处理半径大、封堵率高的特点。是一项集经济性、适用性兼备的新型调剖技术，具有较好的应用前景。技术缺点：调驱和调剖技术投入费用较高。
2、注水井分注级别低，多级分注技术和薄互层分注技术攻关急待试验 海外河油田由于注水井井段长、单层薄、层间矛盾突出、油稠、出砂及测试手段等因素影响，制约了多级别分注技术的有效开展，油田注水分注级别低，最高分注级只达到3级4层。有2口井需开展4级以上的级别注水。例如：H23井计划分注4级5段、H6-14和H11-18计划分注5级6段。此外，薄互层发育的注水井细分注水难大。海1块边部有8口注水井薄互层发育，夹层厚平均在2m左右，目前为笼统注水，细分注水难大。目前海1块分注率为各区块最低为88.2%，全油田目前有注水井146口，分注井有108口，其中一级两层32口中，两级3层58口，三级四层18口。细分注水工作仍任重道远。
技术潜力：一是开展高级别分注试验，满足油田细分注水的需要。目前，新型多级分注技术已具备进一步增大分注级别的技术基础，理论上可以实现高级别分层注水。其技术优势是：多级分注技术可提高分注级别，采用恒流配水器对各层进行定量注水，减少测试投捞所造成的作业及周期长问题。其技术缺点是注水杂质、井筒内死油、砂等易堵塞水嘴，造成注入量达不到配注要求。二是开展薄互层分层注水技术攻关。对于薄互层发育细分注水难度大注水井，计划研制长胶筒封隔器，改变目前薄互层注水井笼统注水的现状。
3、海26块水驱效率差，多元配套开采技术急需研究与试验
海26块水驱地质储量占海外河油田水驱储量的40.6%，居各注水区块之首。区块年产量8.53×104t，占油田水驱年产量的44.5%，采出程度19.38%，标定采收率22.2%，综合含水91.7%。目前有油井240口，171口，开井率71.3%，平均单井日产液18.4m3，单井日产油仅有1.5t。由于构造复杂、储层连通性差（连通系数63%），油稠、出砂严重，导致水驱调堵技术难以规模实施。2000年以来累计实施化学堵水和调剖9井次，累计增油仅有992t。
技术潜力：一是注气采油技术具备前期研究基础。“二氧化碳和氮气+泡沫驱”采油技术在海1块和海26块试验成功。在海一块H11221井和H1122井二氧化碳驱试验累积增油476t。在海26块H18129和H22233井氮气+泡沫驱试验对应井增油1336t。注气采油技术优势是：具有降粘、驱油、补充地层能量、压水锥的作用，适于提高低渗层原油采收率，技术缺点：投入费用较高。二是微生物采油适于复杂断块的开发。微生物采油技术技术优势：具有原油降粘、改善流度比、解堵作用，适用于低渗层开采，且安全环保无毒害。技术缺点：投入费用较高。
4、部分注水层段次注，多氢酸解堵技术和聚合物解堵技术急需研究。海外河油田2010年注水量完成152×104m3。目前有注水井147口，开井109口，日注水量4021m3，因注不进关井26口。统计欠注井有19口27层段，日配注量810m3，实际日注入量261m3，日欠注549 m3。其中有11个层段低渗注不进水，平均渗透率在50×10-3μm2。海1块欠注井7口，海31块欠注井7口，海26块欠注井5口。水井欠注的主要原因有四个方面：一是东三层系储层物性差，分层注水后对应层位造成注水压力上升；二是受长期注水影响，注水井近井地带存在机杂堵塞问题。三是调剖、调驱等措施封堵了高渗透层，液流改向提高了注水压力；四是干线压力低（11.5～12.5MPa），不能满足注水工作需要。
技术潜力：一是扩大多氢酸解堵技术试验，恢复低渗透层注水。2010年，多氢酸解堵技术在H8-24井试验成功，试验1口，注水压力降低2MPa以上。其技术优势是：采用压裂车组施工，压力高、排量大、处理半径大，具有酸压效果，可有效解决储层连通性差、水质污染形成的堵塞和注入压力高的问题。技术缺点是：投入大，不能解决聚合物污染堵塞。二是开展聚合物解堵技术攻关。随着调剖调驱注聚规模的扩大，聚合物近井堵塞现象日趋严重，计划开展配套技术研究，以降低注水压力。
5、新海27块水平井高含水，堵水技术急需突破
目前新海27块有水平井39口，开井37口，日产液3413m3，日产油225.6t，综合含水93.4%。含水60～70%的油井5口，含水80～90%的油井1口，含水90～95%的油井19口，含水95～98%的油井11口，高含水关井3口。高含水问题成为水平井高效开发的一只“拦路虎”。
技术潜力：一是水平井堵水技术研究启动较早，具备前期试验基础。试验3 14 口井见到明显的降水效果。二是明确了存在的问题和技术突破方向。计划配套开展二氧化碳采油技术，降低油水流度比。技术优势：找水、堵水、采油一体化实施，技术针对性强，节省措施投入。技术缺点：水平井堵水投入费用较高，工期较长、工序复杂。堵水方案上缺少配套的采油技术。
6、水平井出砂，防砂技术急需完善
油藏压实作用差，胶结疏松，在开采过程中地层应力结构受到破坏，油稠拖拽力强，油层出砂严重。金马公司现有83口水平井，目前发现出砂井10口，其中小洼油田出砂发现出砂水平井8口，占水平井数30.8%。海外河油田发现2口井。出砂10口井，油井正常生产能力日产油70.4t/d，日产液357m/d。通过检泵维持正常生产有8口井（日产油40.5t/d，日产液360.8m3/d），出砂严重关井2口（洼38-东H1、洼38-东H306）。水平井出砂问题日趋严重。
技术潜力：水平井防砂技术已开展了前期基础研究，待条件成熟投入现场试验，重点解决小洼油田水平井出砂问题。
7、蒸汽驱井纵向动用不均匀，高温调剖技术急需试验
小洼油田汽驱试验区年产量约占小洼油田年产量的28.6%。目前有蒸汽驱井12口，开井9口。对应生产井55口，开井48口，日产油145t，日产液1333m3，小洼油田蒸汽驱采用笼统注汽方式，生产过程中，中心注汽随注汽时间延长，主力层采出程提高，储层纵向上吸汽剖面不均匀，致使对应井汽窜、含水上升、产量递减，油汽比、采注比降低。随着小洼油田汽驱规模的扩大，急需配套开展高温调剖技术研究。
技术潜力：钻采院已完成了新型调剖技术的前期研究工作，待条件成熟将进入现场试验。其技术优势是研制的蒸汽驱调剖技术高温稳定性好。技术缺点是单井投入较高。
8、洼38块低效吞吐井增多，稠油深部热采技术急需储备
目前洼38块有油井421口，开井191口，日产油485t。已采出可采储量的87.6%，平均注汽周期11.3次，平均单井产液量29.8m3，平均单井产油量2.5t。产量呈逐年下降趋势，累计油汽比由2009年0.54下降到2010年0.53；年产油量由18.3×104t下降到目前的17.51×104t；油汽比低于0.2的采油井有72口。油汽比在0.2～0.3的采油井有21口，占开井数的48.7%，老井稳产难度加大。15 技术潜力：与中国石油大学（华东）合作开展了洼38块稠油凝胶泡沫调堵与催化降粘技术研究，试验2口井，增油370t。为稠油深部热采技术的研究提供了技术基础。技术优势：稠油深部热技术具有处理半径大、选择性好、驱油效率高的特点，还可以提高蒸汽的利用率。
二、采油管理
1、天然气组分发生变化，二氧碳浓度逐年增加
2010年以来，小洼油田采油站频繁出现加热炉熄火事件，在冬季尤为突出。给安全生产带来了极大的隐患，在熄火的同时取样化验，二氧化碳浓度高达62.92%。
2、设备和管线腐蚀严重，腐蚀穿孔事故频发
小洼油田的设备和流程使用年限都超过了16年，近年硫化氢的出现更加剧了材料腐蚀状况，目前单井和站间输油、输气管线腐蚀泄漏的事故时有发生，仅仅2010年10月份就发生5起进站管线腐蚀穿孔事故，由于发现处理的比较及时没有发生危险。但是作为高含硫化氢段的泄露，其危险性不容忽视。
3、含聚污水处理难度大，水质达标不能保障
随着海一块调驱和海31块“2+3”采油试验的深入，在提高原油产量的同时也增加了含聚合物污水的处理难度。海一联污水中因含有聚合物，水中油滴及固体悬浮物的乳化稳定性增强，进而导致油、水分离难度加大。存在的主要问题是机杂超标（最高为69mg/L, 最低为27mg/L均高于油田公司考核指标10mg/L）。为解决海外河油田含聚合物污水处理难题，公司组织大庆油田采油一厂聚南1-1污水处理站进行含聚合物污水处理工艺与技术调研，并制定了相关的整改措施，保证了污水处理效果。但随着海一块深度调驱工作的进一步开展，联合站污水处理将会迎来新的难题。
三、作业管理
小洼油田目前有10个汽驱井组，其中沙三油层5个，东三油层5个，需要定期对中心注汽井进行更换注汽管柱、调整注汽方式等作业。存在着地层温度高（200℃左右），地层压力低（2MPa左右），硫化氢含量高，作业时间长的问题，目前在作业前采用高温暂堵剂、水泥压井的方法来安装防喷器，并在作业过程中一直往套管内灌水降低井筒温度的做法，风险大、成本高、对地层伤害大。第三部分: 2011年工作部署
一、工作思路
2011年，认真落实油田公司专业工作部署，继续围绕公司“两保一降一提”和“工作对标准、管理讲效率、经营要效益”的工作要求，以实现油田有效注水、注汽和保证油水井正常生产为工作重点，深入开展采油工程精细化管理活动，依托油田公司重大科研项目，进一步提升科研管理水平。加快科研成果转化，推进化学调驱试验；加强难点技术攻关，开展 “十项研究”；做好 “四篇文章”，夯实发展基础，为油田质量效益发展提供技术支撑。
二、工作目标
全面完成各项科研、生产任务。2011年计划开展工艺措施23项，205井次，措施有效率80%以上，增油2.1×104t，投入产出比达到1：1.5以上。预期取得油田公司科技成果1项，申报专利2项；形成稠油注水核心技术2项，力争在化学调驱、水平井防砂、水平井堵水研究方面取得进展。采油系统实现生产管理指标全面达标。作业系统计划完成作业工作量1217井次，作业一次成功率大于98%；作业有效率大于95%；杜绝作业过程中井喷失控、硫化氢中毒、作业污染等事故的发生。
三、重点工作
（一）采油工艺
一是以油田效益发展为目标，规模应用“四个体系”，进一步提高油藏采收率。
——注水配套工艺技术。依托油田公司重大科研项目《海外河油田普通稠油注水油藏提高采收率配套技术研究与应用》，按照“注、堵、调、驱”的技术思路，配套应用多元注水技术，提高油藏采收率。形成3项关键技术：多级分层注水、精细调堵、化学调驱；开展2项技术试验：新型深部调剖、薄互层分层注水。
——注汽配套工艺技术。针对小洼油田吞吐轮次高、采出程度高和有效吞吐井减少的问题，按照”注、调、排”的技术思路，综合应用注汽配套技术，改善 蒸汽吞吐、汽驱开发效果。应用3项配套技术：分注选注、化学辅助吞吐、高温泵采油技术；开展1项试验：解除小洼油田蒸汽驱高温堵塞。
——油井防排砂技术。根据油井出砂状况，按照“固、挡、排”的技术思路，保证油井正常生产。应用2项主导技术：地层深部防砂、高温人工井壁防砂；实施2项配套技术：筛管防砂、螺杆泵；开展1项试验：温固型树脂水平井防砂。
——水平井配套工艺技术。以提高水平井动用程度为目标，应用水平井配套技术，改善水平井开发效果。应用2项注汽技术：多点注汽、双管注汽；实施2项举升技术：大斜度水平井抽油泵、大排量螺杆泵；开展3项技术试验：水平井堵水、水平井防砂、水平调剖驱油。
二是以难点技术攻关为目标，重点开展“十项研究”，实现科研新进展。
围绕油田开发的难点问题，重点开展“十项新技术研究”，为油田稳定发展提供新的技术支持。
——水平井配套技术。开展水平井防砂技术、水平井堵水技术、水平井调剖助排技术研究，解决水平井出砂、高含水、水平段动用不均的问题，保证水平井高效生产。
——海26块提高水驱效果技术。开展氮气驱油技术、二氧化碳采油技术、化学调剖技术、微生物采油技术研究与试验，探索改善海26块复杂断块多元开发的技术方法。
——薄互层油藏分层注水技术。海1块边部油藏平均单层厚度2.84m，单井注水层数平均7.7层，最多注水层数27层，薄互层发育，细分注水难度大。研制适宜的长胶筒封隔器，提高分注级别。
——有效注汽技术。一是开展小洼油田蒸汽驱中心井改善注汽剖面技术研究，提高蒸汽纵向波及体积；二是开展蒸汽通道控制深部热采技术研究，改善小洼油田高轮次吞吐井开发效果。
三是以争创一流团队为目标，认真做好“四篇文章”，营造发展大环境
——加强项目对标管理，提升工作水平。严格执行《金马公司科技项目管理 办法》等四项规定，加强项目立项和成本管理，优化措施结构，加快技术成果应用与转化，提高技术创新水平和经济效益。
——严细工程设计审核，确保井控安全。严格执行《辽河油田井下作业井控实施细则》要求，加强小洼油田含硫化氢有毒气体工程设计及审核，设计符合率达到100%，为公司实现安全环保提供有力的技术保障。
——加强人才队伍建设，提升综合素质。编制培训计划，建立内部交流平台，加强技术调研，拓展工作思路，提升开拓创新、业务交流、论文写作和总结提炼“四种能力”，为公司发展提供技术人才保障。
——强化HSE管理体系，实现安全环保。落实有感领导、直线责任，严格执行安全环保责任制，加强施工过程监督，确保HSE管理体系有效落实，实现安全环保零事故。
2、采油工程
——做好两项推广。一是资料录入系统完善和推广。在采油站系统实施完善网络工程后，对所有50座采油站资料全部进行网上操作，实现采油站资料的计算机录入。自动生成数据汇总表，实现数据自动采集确保了及时性、准确性。有效降低工人填写各类报表的劳动强度。二是机采系统能耗对标管理方法推广使用。将《能耗最低机采设计与评价软件》配备到作业区和工艺研究所，实现对标管理软件功能网络化、油井数据库网络化，形成机采优化工作实现全方位、全过程的管理，全面提高系统效率和最佳系统效率实现率。
——夯实四项基础工作。一是夯实油田技术指标管理，努力实现“三提两降一延长”。针对躺井率指标重点研究油井出砂、泵漏、偏磨等成因、特点及规律，规范躺井分析制度，突出问题井、疑难井管理，力争躺井率由目前的5%降低至4.5%，检泵周期达到560天以上；通过优选泵型、应用特种泵等方法降低泵筒漏失，根据动液面变化动态调整油井参数，将油井泵效指标由59%提高至60%；引进系统效率预测与评价软件，建立油井系统效率网络档案，优化管杆组合，严格执行优化设计方案，系统效率指标由25%提高至25.5%；精细油井清防蜡管理，强化热洗过程监督和热洗效果评估与预测工作，做好油井的控、憋、碰、调、洗等维护性挖潜措施，细化生产技术管理，从而实现提高机采效率、提高泵效、提高一泵到底率、降低躺井率、降低吨液耗电、延长检泵周期。二是夯实油田生产 19 数据管理，不断完善管理制度和操作规程。在加强采油系统资料录入系统完善的基础上，对集输、注汽系统的资料录入进行研究，以实现整个生产系统的数据实现网络集成化管理。同时收集和整理与生产技术管理相关的理论资料、操作规程和技术介绍等专业资料，清理和完善公司操作规程，并将操作规程和管理制度上升为局级企业标准和厂级企业标准。三是夯实油田蒸汽驱生产管理，努力提高采注比。针对小洼油田汽驱井组的变化，及时协调汽驱项目组的有关人员对两个汽驱井组进行分析和调整，有效提高采注比。同时通过调研，论证等方法，对今后两个井组的方案进行研究，为汽驱井组的长期有效开展打下基础。保证井组产量的稳定工作。四是夯实油田稀油管理，确保稀油合理使用。根据油田公司统一安排部署，兴二联供给小洼油田的稀油量将降低为450t/d，结合小洼油田的开发现状和生产特点，生产技术科以保证采油二区掺稀油生产为核心编制了运行方案，按照季节特点，适量调整洼一联掺油量和注汽燃油量，同时积极争取注汽锅炉的燃气量，减少注汽烧油的缺口。在2011年的运行中要通过实际运行，摸索出更加合理的参数，以保证小洼油田各系统的平稳运行。
3、作业工程
——严格执行作业管理制度，提高作业管理水平。一是严格执行《金马油田开发公司石油专用油管抽油杆管理办法》、《金马油田开发公司井下工具管理办法》、《金马油田开发公司水平井作业暂行管理办法》三个试行文件，以指标考核、现场检查为重点，提高井下工具标准化、规范化管理。二是严格执行《作业增加工序(设计)审批制度》，对作业过程出现的增加工序，要求采油区、作业科、施工单位三方审批签字后才能执行，并以此为作业结算依据，从源头上控制好作业成本。三是严格执行《含硫化氢井施工作业标准“八条”规定》、《辽河油田井下作业井控实施细则》、《作业开工许可和施工审批制度》等作业规定和制度，杜绝作业事故发生。
——多方位入手，齐抓共管，实现作业降本增效。一是从工程设计入手，科学优化作业施工工序，从源头减少无效工序,提高作业一次成功率和措施有效；二是加强现场监督与检查，做好重点井、重点施工工序的监督检查，提高修井质，量保证作业质量，减少无效作业；三是针对疑难井，科学决策，准确判断井下情况，减少作业施工程序；四是精细审核，提高结算质量；五是开展节能挖潜、修 20 旧利废等降本创效活动，实现节约创效。
——强化“大井控”管理意识，联防联治，实现作业安全。一是做好作业井控培训工作，提高现场操作人员、采油站、作业监督、设计人员和技术管理人员的综合素质，计划2011年井控培训人员90人次，作业监督培训20人次；二是通过现场井控监督检查，加强一级、二级井控、工程设计检查以及作业现场标准化管理，消除事故隐患，杜绝违章指挥、违章操作和井喷、火灾和污染事故的发生。三是规范作业设计，推广应用《QSY1142-2008 油气水井井下作业设计规范》标准，杜绝设计中的井控缺项和漏洞。四是加大“大井控”理念的学习与推广，对停产井、生产井的日常管理增加井控管理内容，重点对采油树、套管、采油阀门进行监督和管理，并开展套管治理工作。五是针对小洼油田中心注汽井开展低密度压井液压井作业试验，并与相关单位研究高温带压作业，确保中心注汽井作业安全。六是与工程处联会开展硫化氢井井控防喷演习，提高职工的井控风险意识。
——应用作业新技术，解决作业难题，降低作业成本。重点应用好水平井、特殊井连续冲砂技术、液压解卡技术，不断改进和完善水平井注汽封隔器的密封性能和中心注汽井注汽井封隔器的解封及密封能力，并与钻采院开展无磁阀技术研究与试验，提高抽油泵泵效，延长油井检泵周期，降低公司躺井率。
——积极做好大修、安全隐患井、弃置井的封井工作。按照油田公司统一部署，主动向油田公司申请汇报，争取更大支持，并做好作业预算，加大现场监督与技术指导，降低作业成本，为公司创更大效益。全年计划实施大修井15口，计划实施弃置井15口，计划实施安全隐患井治理10口。
——加大作业费用审核与预算工作，有效控制作业费用。以“大预算”为统领，做好2011年作业成本费用预算标准，严格执行设计及增加工序审批制度，实行作业费用月度结算，有效保控制作业费用证作业系统内控、审计无例外事项。第四部分：“十二五”工作规划
一、工作思路
“十二五”期间，认真落实油田公司专项工作部署，坚持“提高油藏采收率和稳定并提高单井产量”的工作目标，坚持“基础研究重创新，技术配套重实效，转换方式重长远，过程控制重标准，规模实施重效益”的工作思路，大力实施工程“144”科技工程，即：积极推进海外河油田“化学调驱”一项重点试验；着力完善有效注水、有效注汽、水平井配套、油井防排砂“四个技术体系”；重点开展复杂断块多元开发、蒸汽驱调剖、水平井控水、水平井防砂、注水系统效率、含聚污水处理、硫化氢腐蚀防治、高含硅污水回用、油田数字化管理“九项关键技术”研究，为金马公司长期稳定发展提供新的技术支持。
二、工作目标
围绕油田勘探开发面临的11项关键技术挑战，组织实施11项重点技术攻关，集成应用成熟配套技术18项，形成具有自主特色的化学调驱、水平井堵水、水平井防砂、蒸汽驱调剖、复杂断块多元开发等5项关键开发技术，取得技术专利5项，7项油田公司级以上科技成果。确保“十二五”期间年产量在45×104t以上，实现科技增油15.9×104t。确保海外河油田注水区块综合递减率控制在8%,自然递减控制在13%以内，综合含水上升率控制在1.5%以内；到2015年,科技进步贡献率达50%以上,核心技术自主创新比例达到30%以上,形成一整套适合金马油田发展特色的开发配套技术。
三、重点工作
一是推进开发方式转换，实现油田高效开发。通过化学调驱研究试验，完善调驱工艺，为海一块构造主体扩大调驱规模、落实25个井组调驱整体方案积累经验，在海一块逐步形成以化学调驱为主导的核心注水稳产技术。通过洼38块东三段油藏蒸汽驱扩大部署研究，实现东三段油层吞吐末期产量的有效接替。在东三段逐步形成以蒸汽驱为主导的核心注汽开发技术。
二是加强难点技术攻关，形成自有特色技术。通过水平井堵水、防砂、调剖助排等3项水平井配套技术攻关，提高水平井开发效果。通过微生物采油、二氧 22 化碳驱油、氮气泡沫驱油等3项技术研究，进一步提高海26块复杂断块原油采收率。通过稠油吞吐井蒸汽通道控制深部热采技术攻关，进一步提高小洼油田高轮次吞吐井油汽比。通过双基团二次交联调剖技术的试验，进一步改善多轮次吞吐井注水开发效果。
三是集成应用成熟技术，支撑油田效益发展。依托油田公司重大科研项目的支持，在海外河油田配套开展了分层注水、深部调剖、化学堵水、注水井解堵、地层深部防砂、防砂泵等6项有效注水技术的规模应用，进一步提高了注水油藏采收率。通过分层注汽、化学辅助吞吐、高温人工井壁防砂、筛管挡砂等4项有效注汽技术的规模实施，进一步提高小洼油田稠油热采油藏采收率。通过地层深部防砂、防砂泵、高温人工井壁防砂、筛管等4项油井防排砂技术的有效应用，保障两个油田油井的正常。通过多点注汽、双管注汽、举升、电加热等4项水平井配套技术的有效开展，保障两个油田水平井的高效开发。通过有效注水、有效注汽、油井防排砂、水平井配套“四个技术体系”18项成熟技术的集成应用，从而保障公司“十二五”原油生产目标的实现。
四是加强采油系统技术攻关，提升管理水平。一是开展油田注水系统效率研究。针对海外河油田注水开发时间长，含水量平均已达85%以上，注水已成为油田最大的耗能点，通过系统效率测试形成模拟形态，实现注水系统低能耗运行。二是联合站含聚污水处理研究。随着化学调驱规模的扩大，污水中聚合物含量增加导致水质不达标。需要对含聚污水处理研究，保证系统平稳运行。三是小洼油田硫化氢腐蚀机理研究。确定小洼油田硫化氢腐蚀速率，确保小洼油田在用管线及压力容器的安全平稳运行，杜绝管线及压力容器泄露事故及硫化氢外泄事故的发生。四是开展高含硅污水回用注汽锅炉研究。除硅剂不但运行成本较高，而且造成后段过滤及软化系统结垢严重。计划洼一联实施高含硅污水进注汽锅炉，海一联将停运“南水北调”，剩余污水将进行污水回注。五是开展采油数字化管理的研究。建立统一的生产管理、生产运行、决策指挥的数字化管理系统，重点面向生产前端，以井、管线、站等组成的基本生产单元的过程管理为重心和基础。
五是提高设计效率，加强新技术研究。针对当前作业设计与作业修井总结不在同一软件下运行，并且工程设计与地质设计在同一平台运行造成工作效率低的问题，把作业设计与修井总结重新开发整合成一套软件，并可调用开发数据库，23 以提高作业设计效率。针对小35平1井的多支水平井，在作业过程中，无法判定油管进入分支的问题，要开展多支井作业技术研究。
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