《油气田开发方案设计》

第一篇：《油气田开发方案设计》

中国石油大学（北京）远程教育学院

期末考试

《油气田开发方案设计》

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一、题型

本课程考核题型为论述题，10选5题。每题20分，试卷总分100分。

二、题目

1、论述开辟生产试验区的目的、任务、内容和原则。

提示：参见教材第一章，结合自己的理解全面阐述生产试验区的各项内容。

2、详细论述油气田开发的方针和原则，以及编写油气田开发方案涉及到的各个方面的内容。

答：油田开发方针和基本原则

我国油田勘探开发应遵循的方针是：少投入；多产出；确保完成国家原油产量总目标。

具体遵循的原则是：

1、在详探的基础上尽快找出原油富集规律，确定开发的主要油层，对此必须实施稀井广探、稀井高产和稀井优质的方针。尽快探明和建设含油有利地层，增加后备储量和动用储量

2、必须实施勘探、开发、建设和投产并举的方针，即边勘探、边建 设、边生产的方针

3、应用在稀井高产的原则下，实行早期内部强化注水，强化采油，并且向油层展开进攻性措施，使油田长期高产稳产。油田开发的核心是采油和采气

一个含油构造经过初探发现具有工业油流以后，接着就要进行详探，并逐步深入开发，油田开发就是依据详探成果和必要的生产性开发实验，在综合研究的基础上，对具有工业价值的油田从油田的实际情况和生产规律出发制定出合理的开发方案，并对油田进行建设和投资，使油田按预定的生产能力和经济效果长期生产，直至生产结束。

一个油田的正规开发经历三个阶段

1、开发前的准备阶段：包括详探、开发实验等选取代表性的面积，选取某种开发方案，提前投入开发，取得经验，指导全油田的开发工作。主要任务是研究主力油层的分布，厚度和储量，孔隙度的大小和非均质的情况井网研究、生产动态规律研究确定合理的开采工艺

2、开发设计和投产，其中包括对油层的研究和评价，全面布置开发 井，注采方案和实施。

3、方案实施过程中的调整和不断完善，由于油气埋藏在地下，客观 上造成了在油田开发前不可能把油田的地质情况都认识得很清楚，这就不可避免地在油田投产后，会在某些方面出现一些原来估计不到的问题，使其生产动态与方案设计不符合，加上会出现对原来状况估计不到的问题，使其生产动态与开发方案设计不符合，因而我们在油田开发过程中就必须不断地对开发方案进行调整。

油田开发的整个过程也就是一个对油田不断重新认识及开发方案不断调整和完善的过程。

在编制开发方案时，应对以下几方面的问题作出具体规定

1、确定采油速度和稳产期限

一个油田必须以较快的速度生产以满足国家对石油的需要。但同 时对稳产期或稳产期采收率有明确的规定。它们必须以油田的地质条件和工艺技术水平以及开发的经济效益为出发点。一般的稳产期采收率应满足一个统一的标准，即大部分的原始可采储量应在稳产期采出来。

2、规定开采方式和注水方式

在开发方案中必须对开采方式作出明确的规定，是利用什么驱动 方式采油以及开发方式如何转化（如弹性驱转溶解气驱再转注水、注气等）。如果决定注水，应确定早期还是后期注水，而且还必须明确注水方式。

3、确定开发层系

一个开发层系，应是由一些独立的上下有良好隔层，油层性质相近，驱动方式相近，并且具有一定储量和生产能力的油层组合而成。每一套开发层系应用独立的一套井网开发，是一个最基本的开发单元，当我们开发一个多油层油田时，必须正确地划分和组合开发层系。一个油田要用那几套开发层系，是开发方案中一个重大决策，是涉及油田基本建设的重大技术性问题，也是决定油田开发效果的很重要的因素，必须慎重考虑和研究。

4、确定开发步骤，开发步骤是指从布置基础井网开始一直到完成注 水系统。对于多油层大油田，在通常情况下应包括如下几个方面：

a、基础井网的布置

基础井网是以某一主要含油层为目标而首先设计的基本生产井 和注水井。它们是进行开发方案设计时作为开发区油田地质研究的井网。研究基础井网时要进行准确的小层对比工作，作出油砂体的详细评价，进一步为层系划分和井网布置提供依据

b、确定生产井网和射孔方案

根据基础井网，待油层对比工作作完以后，全面部署各层系的生 产井网，依据层系和井网确定注采井井别并编制方案，进行射孔投产。

c、编制注采方案

在全面打完开发井网以后，对每一个开发层系独立地进行综合研 究。在此基础上落实注采井别，确定注采层段，最后依据开发方案的要求编制出注采方案。

d、确定合理的采油工艺技术和增注措施

在方案中必须对油田的具体地质开发特点，提出应采用的采油工 艺措施，尽量采用先进的工艺技术，使地面建设符合地下实际情况，使增注措施能充分发挥作用。

从以上可以看出，合理的开发步骤，就是如何认识油田和如何开发油田的工作程序。

3、论述如何建立油气田开发方案综合模型。答：常规地质模型的建立技术流程为三级两步建模：

三级：单井地质模型； 二维地质模型（平面、剖面）； 三维地质模型。

两步：储层骨架模型的建立； 属性模型的建立。

（一）单井地质模型

单井模型：用来研究井剖面上砂体的厚度、韵律特征、物性变化及其剖面非均质性。

模型目的：建立单井模型就是把井筒中得到的各种信息，转换为所需的开发地质的特征参数，尽可能地建立每口井表示各种开发地质特征的一维柱状剖面。

九项属性和参数：

划分：渗透层、有效层、隔层；

判别：产油层、产水层、产气层；

参数：渗透率、孔隙度、流体饱和度。

流动单元定义：为横向上和垂向上连续的具有相似的渗透率、孔隙度和层理特征的储集层，在该单元的各部位岩性特点相似，影响流体流动的岩石物理性质也相似。这里的岩石物理性质，主要是指孔隙度和渗透率。建立把各种储层信息转换成开发地质特征参数的解释模型。

在单井模型的建立中，测井资料是其主要的信息来源，同时结合岩芯分析与化验、试油、试采资料，难点为渗透率的解释。

根据油藏的“四性”关系，选择合适的测井信息，建立简易的解释模型，提高测井解释精度。测井解释结果仍然要用岩芯、测试等直接资料来标定和检验

单井地质模型分以下几个步骤来完成：

1、标识砂层在剖面上的深度及砂层厚度－－测井。

2、在砂体内部按物性特征进行细分段。

① 同一小段内部物性基本一致或差别很小；

② 相邻小段的物性有较明显的差别；

③ 分段不能太薄或太厚。

3、在各小段上标识厚度并计算其平均孔隙度、渗透率。

4、夹层的划分。按照小段物性特征，用一个地区的物性下限截止值作为标尺，划分出层内夹层。

5、计算并标识砂层的平均物性－－二次加权平均。

6、标定油、气、水层－－测井解释成果，试油结果。

二维地质模型是表示两度空间的非均质模型，包括平面模型 和剖面模型两种类型。

1．平面二维模型（层模型）

所谓层模型，实际上是单层砂体的平面分布形态、面积、展 布方向、厚度变化和物性特征的综合体。对于块状砂体油田，这 一模型可以不建立或只进行粗略的表征；而对于层状油藏，这一模型的建立则显的尤为重要。

2．剖面模型

剖面模型是反映层系非均质性的内容，包括：各种环境的砂体 在剖面上交互出现的规律性，砂体的侧向连续性，主力层与非主 力层的配置关系，以及各种可能的变化趋势等内容。

（三）三维地质模型

在三维空间内描述储层地质体及储层参数的分布，就是 在储集体骨架模型内定量给出各种属性参数的空间分布。建立地质模型的核心问题是井间参数预测，如何依据 已有井点（控制点、原始样本点）的参数值进行合理的内 插和外推井间未钻井区（预测点）的同一参数值。

（1）储层骨架模型的建立

储层骨架模型是在描述储层构造、断层、地层和岩相的空间分布基础上建立起来的，主要表征储层离散变量的三维空间分布。

储层骨架模型是由断层模型和层面模型组成。

建模一般是通过插值法，应用分层数据，生成各个等时 层的顶、底层面模型，然后将各个层面模型进行空间叠 合，建立储层骨架模型。

（2）属性模型的建立

属性模型是在储层骨架模型基础上，建立储层属性的三维分布。

对储层骨架模型（构造模型）进行三维网格化，然后利用井数据和地震数据，按照一定的插值（或模拟）方法对每个三维网格进行赋值，建立储层属性的三维数据体。

三维空间赋值的结果形成一个三维数据体，对此可进行图形变换，以图形的形式显示出来。

储层属性：

1.离散的储层性质—沉积相、储层结构、流动单元、裂缝积相

2.连续的储层参数变化—孔隙度、渗透性、含油饱和度

4、论述油藏不同驱动方式的开采特征。

提示：参见教材第五章，结合开采特征曲线进行论述。

5、详细列举一种地质储量的计算方法。

提示：参见教材第六章，列举一种自己熟悉的储量计算方法，对其涉及到的各项参数分别进行阐述。

6、论述油气田的各类非均质，并提出有针对性的解决方案。

提示：参见教材第七章，阐述流场非均质和流体非均质的特点，结合实际提出各种开发对策。

7、论述合理划分与组合开发层系的目的、意义与原则。提示：参见教材第七章，结合自己的理解全面阐述。

8、论述油田注水的意义及如何确定注水时间、注水方式和部署井网。答：

一、油田注水生产概述

(一)油田注水的意义和方式

1．油田注水的意义

油田投入开发后，如果没有相应的驱油能量补充，油层压力将随 着开发时间，逐渐下降，引起产量下降，使油田的最终采收率下降。通过油田注水，可以使油田能量得到补充，保持油层压力，达到油田产油稳定，提高油田最终采收率的目的。

2．油田注水方式简介

根据油田面积大小，油层连通情况，油层渗透性及原油粘度等情 况，可选择不同的注水方式。

(1)边外注水

在含油层外缘以外打注水井，即在含水区注水。注水井的分布平行于含油层外缘，采油井在含油层内缘的内侧，并平行于含油内缘。边外注水对于面积不太大、油层连通情况好、油层渗透性好、原油粘度不大的油藏比较合适。

(2)边内注水

鉴于边外注水不适合大油田，提出边内注水方式，即在含油范围 内，按一定方式布置注水井，进行油田开发。边内注水又分以下形式：

①行列式内部切割注水：即用注水井排将油藏人为地分割成若干 区，每个区是一个独立的单元，在两排注水井之间布置成排的油井。

②环状注水或中央注水：注水井呈环状布置在油藏的腰部，所以 又称腰部注水，适用于面积不太大，油藏外围渗透性变差，不宜边外注水的油藏。如边外渗透性好，也可以同时配合以边外注水。

③面积注水：注水井和生产井按一定几何形状均匀分布方法为面 积注水。它是一种强化注水的方法。

按注水井与生产井的井数比例和相互配布位置的不同，可构成不 同的注水系统，如三点法、四点法、五点法、九点法等等，这种方法注水可使一口生产井受多口注水井的影响，采油速度比较高。

(二)注水井布井方法及井身结构

1．注水井布井方法。根据油田开发方式及注水方式，选择最合 适的布井系统。

(1)网状布井。网状布井分为三角形井网和正方形井网两种。两 种形式比较，在同样面积上，用同样大小的井距布井，三角形井网的井数比正方形井网多15．4％。

(2)排状或环状布井系统。这种布井系统适合用于水压驱动方式 的油藏，水、气混合驱动方式的油藏，油层倾斜角陡的重力驱动方式的油藏以及采用排状或环状注水及顶部注气的油藏。网状和排状布井系统有时也结合起来用。

2．注水井井身结构

注水井井身主要由导管、表层套管、技术套管、油层套管等组成。导管用来保护井口附近的地层，一般采用螺纹管，周围用混凝土固定。表层套管用以封隔上部不稳定的松软地层和水层。技术套管用以封隔难以控制的复杂地层，保证钻井工作顺利进行。油层套管的作用是保护井壁，造成油气通路，隔绝油、气、水层，下人深度视生产层层位和完井的方法来决定。一般采用4″～6″套管。

二、注水井生产安全技术(一)注水井投注及安全技术

注水井从完钻到正常注水，一般要经过以下几个步骤。

1．排液：排液的目的是为了清除井地周围和油层内的“赃物”； 在井地附近造成适当低压带，另外靠弹性驱动可采用一定的油量。排液时应做到以下几条：

(1)排液的程度以不破坏油层结构为原则，含砂量应控制在0．2％ 以内。

(2)排液前，必须测井压及井温以便为试注提供依据。

(3)油水边界外的注水井排液时，要求定时取水样和计算产水指数。

(4)应以排净井底周围的“污物”为目的，同时，还要确定注水的排液时间。

2．洗井：注水并排液结束后，在试注之前，应进行洗井。目的 是为了把井底的腐蚀物、杂物等冲洗出来。避免油层被脏物堵塞，影响试注和注水效果。

2．注水井洗井

(1)注水井洗井：新注水井排液后，试注前要进行洗井。注水井 注一段时间，也要进行洗井，通过洗井，使水井、油层内的腐蚀物、杂质等赃物被冲洗出来，带出井外。避免油层被赃物堵塞，影响试注和注水效果。一般在以下几种情况下，必须洗井：

①排液井转入注水前(试注前)；

②正常注水井、停注24h以上的；

③注入水质不合格时；

④正常注水井，注入量明显下降时；

⑤动井下管注后。

洗井方法一般分正循环和反循环或称正洗和反洗。即洗井水由油 管进入，从套管返出地面为正洗，反之，为反洗。对于下封隔器的注水井只能反洗。

(2)洗井水对环境的影响：注水井洗井用水量一般需几十立方米，洗井放出的污水，对没有洗井水回收管线的油田，通常直接排放流人大地，或放进水池里，对环境影响很大，特别是人口密集区或农田，情况更为严重。近年来，油田洗井研究出专门用于注水井洗井处理装置，由水处理车将洗井出口的污水直接处理，循环洗井，直到出口水水质合格为止，这样避免了洗井水外排对环境的污染，并减少水资源的浪费。

3．注水井增注

在一个注水系统中，由于地质情况的差异，注水井洗水能力各不 相同，注水压力相差较大时，一般采用提高注水泵泵压，调整注水井阀门，控制注水井的注水压力和排量。当少数井需要高压时，在满足多数井的压力需要情况下，对高压注水井则采用单井或几口井增压方法解决，这样可提高注水系统效率，减少能耗。

根据注水井压力和排量，选择合适的增压泵，将注水站提供的已 具有相当压力的水，再次升压，保证注水井的需要。

4．注水系统设备腐蚀和防腐

(1)注水井对设备的腐蚀：任何金属设备都存在腐蚀问题，而在 注水系统中，金属设备直接同注入的水接触，腐蚀尤为严重。注水系统的金属设备腐蚀，主要形式为电化学腐蚀。电化学腐蚀有可分为全面腐蚀和局部腐蚀，不论那种腐蚀，都减弱了金属的机械性能，都将给设备带来危害。在注水系统中，水中溶解氧、二氧化碳、硫化氢、溶解盐类等含量，直接影响金属设备的腐蚀，还和水的温度和流量有关。

(2)注水系统的防腐技术：解决注水系统腐蚀的主要技术有以下几种。

①设备合理选材或进行特殊处理。例如，可以采用耐腐蚀的合金 材料或非金属材料，如不锈钢，工程塑料和玻璃钢等，代替一般的碳钢。同时，对碳钢材料采用防腐处理法，如水泥砂浆衬里，玻璃钢衬里或其他防腐涂料等方法，都可以有效的缓解水对设备的腐蚀。

②改变介质状态。可采用各种方法降低注入水中溶解气体(如 H2S、CO2，O2等)的含量，改变pH值，使其更接近中性，使注水水质达到规定的标准，同时，应尽可能降低水的温度。

③阴极保护。应用电化学原理，使足够量的电流通过浸于水中的 金属，以阻止设备的腐蚀。

④投化学药剂。即在注入水中，投加缓蚀剂，以抑制腐蚀。

9、论述油气藏开发方案的经济评价原则。

提示：参见教材第十章，结合自己的理解进行论述。

10、论述如何做好油气藏经营管理，分析油气藏经营管理失败的原因、存在的问题及应对的建议。

答：①油气藏经营管理的提出原因；

随着油气田开发的技术难度、投资额度和风险程度的日益增加，世界石油工业呈现出如下总体发展趋势，即能力过剩占主导地位，石油的需求增长适中．而世界石油储量增长减缓，环境保护费用递增，国际原油市场疲软，油价偏低，波动性起伏很大出于对这些因素的考虑，油公司越来越重视盈利率，尽量减小石油勘探开发成本，优化油气田的开采。在广泛采用新技术和新方法的同时，油公司积极寻求一种新的灵活的具有商业观点的管理模式，以求得最佳的经济效益—“油藏管理”（多学科团队）在这种技术革命要求的大背景下应运而生。

②油气藏经营管理的意义；

降低成本；技术创新程度增强；培养人才；提高工作效率；提高采出程度；提高经济效益；增大了开发前景；注重系统协调；突出了团队价值；责权利得以明确。③油气藏经营管理的时机；

油气藏经营管理始于油气田的勘探发现，终于油气田的废弃，贯穿于油气田开发的各个阶段。

④油气藏经营管理的组织机构；

由“学习型扁平式”的组织结构取代了传统的“金字塔型层状”结构。多学科油藏经营团队在职能部门和生产经理的领导下工作。职能部门主要负责指导和工作情况评价，生产经理负责把握团队工作研究方向和商机；团队成员对生产经理和职能部门领导负责。这种组织形式强调多学科间的协同作用，加强了不同专业间的横向联系。它使不同专业人员在不同领域，不同层次上进行互补，最大程度地利用各种专业信息。油藏经营团队成员中不仅要发挥自身的专业职能作用，同时还要对相关的专业工作予以协助配合，从而求得整体业绩大于局部之和的效果。⑤油气藏经营管理的工作模式；

旧体制下油公司的油藏开发工作模式宛若接力赛，这种单一进程的工作模式往往可能由于某个环节的失误而影响油气田开发效果。新体制下的油藏经营管理体制工作模式宛如篮球赛，它将油藏作为一个独立的开发、经营管理单元。在油藏开发过程中，多学科专业人员共同参与油田开发的各项决策，实现地质-工程-经济-经营管理的协同化和实施制定油藏经营计划，以获取最大的油田开发经济效益为最终目的。

⑥油气藏经营管理的团队分工；

团队成员具有双重角色。一是其专业职能主角，即团队成员的本职工作；二是在团队协同作用中的配角，即团队成员的协同工作。成员自身专业技能、业务素质固然重要，但其协同性、创新性的个性不可忽略。只有将各类素质和作用的人才集中起来，使团队具有团结协同的工作氛围，充满活力和生气的工作作风，才能取得高效率高质量的工作成果。

⑦油气藏经营管理的失败原因；

1、井、地面设备、油藏没有被看作是一个有机结合的系统，没有用平衡的方式对待所有的组成部分；

2、油藏管理项目组工作不协调；

3、起步过晚；

4、缺乏维护；

5、没有把握油藏经营管理的过程。

⑧油气藏经营管理的总体理念；

系统协同工作、动态中的管理、高新技术的支撑、综合效益的最大化。把握理念、改变方式。

⑨油气藏经营管理的存在问题；

⑩油气藏经营管理的发展趋势和建议。

团队工作模式将进一步加强；地球物理技术倾向于发现隐蔽油藏；数据存储和检索将更加便捷和迅速；油藏动静态结合软件和含有高度智能化软件的研制与应用。

第二篇：油气田开发HSE

HSE:

健康、安全、环境

第一部分 概述

油田开发全过程必须实行健康、安全、环境体系（HSE）管理。贯彻“安全第一、预防为主”的安全生产方针，从源头控制健康、安全、环境的风险，做到健康、安全、环境保护设施与主体工程同时设计，同时施工，同时投产。

油田开发应贯彻执行 《安全生产法》、《职业病防治法》、《消防法》、《道路交通安全法》、《环境保护法》、《海洋环境保护法》等法律。预防、控制和消除职业危害，保护员工健康。落实安全生产责任制和环境保护责任制，杜绝重特大事故的发生。针对可能影响社会公共安全的项目，制定切实可行的安全预防措施，加强与地方政府的沟通，并对公众进行必要的宣传教育。

按照国家职业卫生法规、标准的要求，定期监测工作场所职业危害因素。按规定对劳动卫生防护设施效果进行鉴定和评价。对从事接触职业危害作业的岗位和员工，要配备符合国家卫生标准的防护设备或防护措施，定期进行职业健康监护，建立《职业卫生档案》。

按照国家规定开展劳动安全卫生评价和环境影响评价，实行全员安全生产合同和承包商安全生产合同管理。严格执行安全生产操作规程；对工业动火、动土、高空作业和进入有限空间等施工作业，必须严格执行有关作业安全许可制度。在海域的施工作业必须遵守海上石油安全作业法规，按规定办理作业许可证书。

新技术推广和重大技术改造项目必须考虑健康、安全、环境因素，要事先进行论证及实验。对于有可能造成较大危害的项目，要有针对性地制定风险削减措施和事故预防措施，严格控制使用范围。

对危险化学品（民用爆炸品、易燃物品、有毒物品、腐蚀物品等）、放射性物品和微生物制品的采购、运输、储存、使用和废弃，必须按国家有关规定进行，并办理审批手续。

针对可能的安全生产事故、环境污染事故、自然灾害和恐怖破坏须制定应急处理预案，定期训练演习。应急预案应该保证能够有准备、有步骤、合理有序地处理事故，有效地控制损失。

健全环境保护制度，完善环境监测体系。油田开发要推行“清洁生产”，做到污染物达标排放，防止破坏生态环境。油田废弃要妥善处理可能的隐患，恢复地貌。凡在国务院和省、自治区、直辖市政府划定的风景名胜区、自然保护区、水源地进行施工作业，必须预先征得有关政府主管部门同意，并开展环境影响和消减措施研究。

第二部分 职业卫生管理规定

第一章 总则

第一条 为了预防、控制和消除职业病危害，防治职业病，保护职工健康及其相关权益，促进安全生产，走可持续发展道路，根据《中华人民共和国职业病防治法》制定本规定。

第二条 本规定适用于中国石化集团公司所属各企事业单位（以下简称企业）。

第三条 职业卫生工作坚持“预防为主，防治结合，分类管理，综合治理”的方针，实行“总部监督、企业负责、分级管理，定期考核”的管理体制。企业内部相关部门各负其责相互协作，做好职业卫生工作。

第四条 企业职业卫生工作实行一把手负总责，企业对产生的职业病危害承担责任。职责卫生管理部门对本企业职业卫生工作的监督管理与考核负责。

第五条 职业卫生工作是企业安全、健康、环境（HSE）管理的重要组成部分，企业在执行HSE管理体系过程中，必须按本规定做好职业卫生有关工作。

第六条 各级工会组织应依法维护职工享有的职业卫生保护权利，组织实施对本单位职业病防治工作的民主管理和群众监督。

第七条 企业对在职业卫生工作中成绩突出的个人或单位给予奖励。

第二章 机构与管理

第八条 集团公司安全环保局在集团公司安全生产监督委员会的领导下，主管职业卫生工作。集团公司职业病防治中心在安全环保局领导下，负责职业卫生日常管理的具体工作。

第九条 企业安全生产监督委员会负责指导职业卫生工作，企业应有领导分管职业卫生工作，各企业的安全（环保）部门是本企业职业卫生工作的主管机构。

第十条 在将医疗卫生机构交地方的过程中，企业现有的职业病防治专职技术服务机构应予以保留。

第十一条 企业内部应建立职业卫生“管理网络”，负责各级职业卫生的监督管理工作。

第十二条 建立职业卫生工作例会制度。制定计划，研究工作，布置任务，通报企业有毒有害作业场所监测、职业健康监护、职业卫生宣传教育及劳动防护检查考核、职业卫生隐患检查及治理等情况。

第十三条 企业应按国家有关规定，依法参加工伤社会保险，确保职工能依法享受工伤社会保险的有关待遇。

第十四条 职业卫生和职业病防治工作所需经费（包括健康监护费、职业病诊疗康复伤残费、尘毒监测仪器设备购置费、监测费、职业卫生宣传教育费、培训费、管理费、职业病危害调查费、职防科研费等）应列入企业资金计划，专款专用，其经费支出在生产成本中据实列支。

第十五条 企业工会、人事、劳资、生产、技术和设备等管理部门，在其岗位责任制中应列入相关的职业卫生责任条款，协助作好职业卫生工作。

第三章 职业病危害前期预防

第十六条 企业应加强新建及改、扩建工程建设项目的职业卫生“三同时”监督管理工作。应建立建设项目职业卫生“三同时”管理审批程序，企业职业卫生管理部门应参加建设项目的设计审查。

第十七条 按照国家有关法规的要求，建设项目在可行性论证阶段，应开职业病危害预评价的有关工作，并按有关规定报批。建设项目在设计阶段，设计单位应充分考虑和落实职业病危害预评价报告中提出的有关建议和措施，企业应同时建立相应的职业病危害评价等档案。

第十八条 建设项目在竣工验收前，应进行职业病危害控制效果评价工作，并按国家有关规定办理职业卫生验收手续，对不符合职业安全卫生标准和职业病防护要求的职业卫生防护设施，必须整改直至达标，否则不得投入生产。

第十九条 建立健全企业职业病危害事故应急救援预案，每年至少进行一次应急救援模拟演练，同时进行讲评并持续改进。

第二十条 建立职业病危害事故报告制度。发生严重职业病危害情况和中毒事故时，应及时报告集团公司和地方主管部门，准确提供有关情况，并配合做好救援救护及调查工作。

第二十一条 做好防尘、毒、射线、噪声以及防氮气窒息等防护设施的管理、使用、维护和检查，确保其处于完好状态，未经主管部门允许，不得擅自拆除或停止使用；企业应根据作业人员接触职业病危害因素的具体情况，为职工提供有效的个体职业卫生防护用品。企业应建立职业卫生防护设施及个体防护用品管理台账。

第二十二条 企业不得将产生职业病危害的作业转移给不具备职业卫生防护条件的单位和个人。不具备职业卫生防护条件的单位和个人亦不得接受产生职业病危害的作业。

第二十三条 对可能造成职业病或职业中毒的作业环境、导致职业病危害事故发生或扩大的职业卫生隐患，应纳入企业安全隐患治理计划，按《事故隐患治理项目管理规定》（中国石化安〔2004〕166号）和《事故隐患限期整改责任制》（中国石化安〔2002〕250号）执行，并由各单位职业安全卫生管理部门牵头负责整改。

第四章 劳动用工及职业健康检查管理

第二十四条 企业在与员工签定劳动合同时，应将工作过程中或工作内容变更时可能产生的职业病危害、后果、职业卫生防护条件等内容如实告知职工，并在劳动合同中写明，不得隐瞒。违反此规定，职工有权拒签劳动合同，企业不得解除终止原劳动合同。

第二十五条 企业所有员工都有维护本单位职业卫生防护设施和个人职业卫生防护用品的责任和义务，发现职业病危害事故隐患及可疑情况，应及时向有关单位和部门报告，对违反职业卫生和职业病防治法律法规以及危害身体健康的行为应提出批评、制止和检举，并有权提出整改意见和建议。

第二十六条 企业不得因员工依法行使职业卫生正当权利和职责而降低其工资、福利等待遇，或者解除、终止与其订立的劳动合同。

第二十七条 企业应对从事接触职业病危害因素的作业人员进行上岗前、在岗期间、离岗和退休职业健康检查，以及特殊作业体检、企业不得安排未进行性健康检查的人员从事接触职业病危害作业，不得安排有职业禁忌证者从事禁忌的工作。

第二十八条 企业人事部门应根据新招聘及调换工种人员的职业健康检查结果，以及职防部门鉴定意见安排其相应工作。

第二十九条对职业健康检查中查出的职业病禁忌症以及疑似职业病者，患者所在企业应根据职防机构提出的处理意见，安排其调离原有害作业岗位、治疗、诊断等，并进行观察。

第三十条 企业职业卫生管理部门应按规定建立健全职工职业健康监护档案，并按照国家规定的保存期限妥善保存。档案内容应包括员工的职业史、既往史、职业病危害接触史、职业健康检查结果和职业病诊疗等个人健康资料、相应作业场所职业病危害因素检测结果。

第三十一条 对在生产作业过程中遭受或者可能遭受急性职业病危害的职工应及时组织救治或医学观察，并记入个人健康监护档案。

第三十二条 体检中若发现群体反应，并与接触有毒有害因素有关时，职业卫生管理部门应及时组织对生产作业场所进行劳动卫生学调查，并会同有关部门提出防治措施。

第三十三条 所有职业健康检查结果及处理意见，均需如实记入职工健康监护档案，并由职防部门自休检结束之日起一个月内，反馈给有关单位并通知体检者本人。

第三十四条 企业应严格执行女工劳动保护法规条例，及时安排女工健康体检。安排工作时应充分考虑和照顾女工的生理特点，不得安排女工从事特别繁重或有害妇女生理机能的工作；不得安排孕期、哺乳期（婴儿一周岁内）女工从事对本人、胎儿或婴儿有危害的作业；不得安排生育期女工从事有可能引起不孕症或妇女生殖机能障碍的有毒作业。

第五章 作业场所管理

第三十五条 企业应建立生产作业场所职业病危害因素监测与评价考核制度。定期对生产作业场所职业病危害因素进行检测与评价，检测评价结果存入单位职业卫生档案，定期向所在地卫生行政部门汇报，并向员工公布。

第三十六条 企业应加强对工艺设备的管理，对易产生泄漏的设备、管线、阀门等应定期进行检修和维护，杜绝或减少跑、冒、滴、漏。企业在生产活动中，不得使用国家明令禁止、或可能产生严重职业病危害的设备和材料。

第三十七条 企业对不符合国家职业卫生标准和卫生要求的作业场所应立即采取措施，加强现场作业防护，提出整改方案，积极进行治理。对严重超标且危害严重又不能及时整改的生产场所，必须停止生产运行，采取补救措施，控制和减少职业病危害。

第三十八条 企业要在可能产生严重职业病危害作业岗位的醒目位置，设置警示标识和中文警示说明，警示说明应当阐明产生职业病危害的种类、后果、预防及应急救治措施。

第三十九条 企业要在可能发生急性职业危害的有毒有害作业场所按规定设置警示标识、报警设施、冲洗设施、防护救急器具专柜，设置应急撤离通道和必要的泄险区，同时做好定期检查和记录。

第四十条 生产岗位职工从事有毒有害作业时，必须按规定正确使用防护用品，严禁使用不明性能的物料、试剂和仪器设备，严禁用有毒有害溶剂洗手和冲洗作业场所。

第四十一条 加强对检维修场所的职业卫生管理。对存在严重职业危害的生产装置，在制定停车检修方案时，应有职防人员参与，提出对尘、毒、噪声、射线等的防护措施，确定检维修现场的职业卫生监护范围和要点。对存在严重职业危害的装置检维修现场应严格设置防护标志，应有相关人员做好现场的职业卫生监护工作。

第四十二条 要加强检维修作业人员的职业卫生防护用品的配备和现场冲洗设施完好情况的检查。

第四十三条 对承担检维修的特殊工种（放射、电焊、高空作业等）人员，必要时需组织检维修前体检，发现健康状况不适者，应立即通知不得从事该项工作，避免职业伤害。

第四十四条 要加强检维修现场尘毒检测监控工作。企业应根据检维修现场情况与职防部门联系检测事宜，随时掌握现场尘毒浓度，及时做好防护工作。

第四十五条 做好检维修后开工前的职业卫生防护设施防护效果鉴定工作，重点对检维修后的放射源防护装置、防尘防毒防噪声卫生设施的整改等情况进行系统检查确认，减少开车运行时的意外职业伤害。

第四十六条 企业应加强对劳动防护用品使用情况的检查监督，凡不按规定使用劳动防护用品者不得上岗作业。

第六章 职业病诊断与管理

第四十七条 职业病的诊断与鉴定工作由企业统一管理。职业病诊断和鉴定由企业和当事人如实提供有关职业卫生情况，按法定程序取得职业病诊断、鉴定的有关资料。

第四十八条 企业要加强对职业病病人的管理，实行职业病病人登记报告管理制度，发现职业病病人时，要按有关规定向地方政府卫生行政部门和集团公司安全环保局等报告。

第四十九条 企业应安排职业病患者进行医疗和疗养。对在医疗后被确认为不宜继续在原岗位作业或工作的，由职防部门提出调整岗位意见后，由有关部门和单位按有关规定办理。

第五十条 职业病患者的诊疗、康复和复查等费用以及伤残后有关待遇和社会保障，应依照国家和集团公司有关规定执行。

第五十一条 对疑似职业病的职工应及时进行诊断，在其诊断或者医学观察期间的费用按职业病待遇办理，同时在此期间不得解除或者终止与其订立的劳动合同。

第七章 职业健康教育与培训

第五十二条 企业安全生产监督委员会应定期研究职业卫生和职业病防治工作。各级领导和岗位职工都必须熟悉本岗位职业卫生与职业病防治职责，掌握本岗位及管理范围内职业病危害情况、治理情况和预防措施。

第五十三条 企业主管部门要组织对职业卫生管理人员进行职业卫生专业知识与法律法规的教育培训工作。结合生产实际，每年至少组织一次学习，举办专题培训和学习讲座，提高职业卫生管理人员的业务水平和管理水平。

第五十四条 企业要对全体职工进行职业病防治的法规教育和基础知识培训与考核。要组织职工认真学习和贯彻国家的职业病防治法规、条例及中国石化的规章制度，树立法制观念，提高遵纪守法意识。班组每季度在安全活动中安排一次职业卫生知识学习活动，并做好记录。

第五十五条 生产岗位管理和作业人员必须掌握并能正确使用、维护职业卫生防护设施和个体职业卫生防护用品，掌握生产现场中毒自救互救基本知识和基本技能，开展相应的演练活动。

第五十六条 从事职业病危害作业岗位职工必须接受上岗前职业卫生和职业病防治法规教育、岗位劳动保护知识教育及防护用具使用方法的培训，经考试合格后方可上岗操作。

第五十七条 企业要做好生产检维修前的职业卫生教育与培训，结合检维修过程中会产生和接触到的职业病危害因素及可能发生的急性中毒事故，重点掌握自我防护要点和急性职业病危害事故情况下的紧急处理措施。

第八章 附则

第五十八条 企业对外来施工人员和长期雇用的劳务工的职业卫生管理可参照本规定执行。

第五十九条 对放射线、噪声、硫化氢、氢氟酸等职业病危害因素的防护管理，按集团公司有关规定执行。

第六十条 各企业应按照本规定，结合实际情况，制定本单位职业卫生工作管理办法和实施细则。

第六十一条 销售企业由油品销售事业部参照本规定，制定相关管理办法。

第六十二条 本规定解释权归中国石化集团公司安全环保局。其他未尽事宜按国家有关规定执行。

第六十三条 本规定自印发之日起执行，原《中国石化集团公司职业卫生管理规定》（中国石化安〔2002〕341号）同时废止。

第三部分 安全检查规定

第一条 安全检查的主要任务是进行危害识别，查找不安全因素和不安全行为，提出消除或控制不安全因素的方法和纠正不安全行为的措施。

第二条 安全检查主要包括安全管理检查和现场安全检查两部分

安全管理检查的主要内容：

1.检查各级领导对安全生产工作的认识，各级领导班子研究安全工作情况的记录、安委会工作会议记要（录）等； 2.安全生产责任制、安全管理制度等修订完善情况；各项管理制度落实情况；安全基础工作落实情况等；

3.检查各级领导和管理人员的安全法规教育和安全生产管理的资格教育是否达到要求；检查员工的安全意识、安全知识教育，以及特殊作业的安全技术知识教育是否达标。

现场安全检查的主要内容：

1.按照工艺、设备、储运、电气、仪表、消防、检维修、工业卫生等专业的标准、规范、制度等，检查生产、施工现场是否落实，是否存在安全隐患； 2.检查企业各级机构和个人的安全生产责任制是否落实，检查员工是否认真执行各项安全生产纪律和操作规程。

3.检查生产、检修、施工等直接作业环节各项安全生产保证措施是否落实。

第三条 安全检查应按照国家现行规范、标准和集团公司有关规定进行。

第四条 安全检查分为外部检查和内部检查。外部检查是指按照国家职业安全卫生法规要求进行的法定监督、检测检查和政府部门组织的安全督查，内部检查是集团公司、直属企业内部根据生产情况开展的计划性和临时性自查活动。

第五条 内部检查主要有综合性检查、日常检查和专项检查等形式。1.综合性检查

综合性安全检查是以落实岗位安全责任制为重点，各专业共同参与的全面检查，集团公司对直属企业至少每年组织检查或抽查一次；直属企业至少每半年组织一次；二级单位至少每季组织一次；基层单位至少每月组织一次。2.日常检查

日常检查包括班组、岗位员工的交接班检查和班中巡回检查，以及基层单位领导和工艺、设备、安全等专业技术人员的经常性检查。各岗位应严格履行日常检查制度，特别是应对关键装置要害部位的危险点源进行重点检查和巡查，发现问题和隐患，及时报告有关部门解决，并做好记录。3.专项检查

专项安全检查包括季节性检查、节日前检查和专业性安全检查。

季节性检查是根据各季节特点开展的专项检查。春季安全大检查以防雷、防静电、防解冻跑漏为重点；夏季安全大检查以防暑降温、防食物中毒、防台风、防洪防汛为重点；秋季大检查以防火、防冻保温为重点；冬季安全大检查以防火、防爆、防煤气中毒、防冻防凝、防滑为重点。

节日前检查主要是节前对安全、保卫、消防、生产准备、备用设备、应急预案等进行的检查，特别是应对节日干部、检修队伍值班安排和原辅料、备品备件、应急预案落实情况进行重点检查。

专业性检查主要是对锅炉、压力容器、电气设备、机械设备、安全装备、监测仪器、危险物品、运输车辆等系统分别进行专业检查，及在装置开、停工前、新装置竣工及试运转等时期进行的专项安全检查。

第六条 直属企业应认真对待各种形式的安全检查，正确处理内、外部安全检查的关系，坚持综合检查、日常检查和专项检查相结合的原则，做到安全检查制度化、标准化、经常化。

第七条 对法定的检测检查和政府督查，直属企业应积极配合，认真落实法规要求。按照规范标准定期开展法定检测工作；对政府部门组织的督查，直属企业应将检查情况及时向集团公司汇报。

第八条 开展安全检查，应成立由直属企业领导人负责、有关人员参加的安全检查组织，提出明确的目的和计划。参加检查的人员应有相应的知识和经验，熟悉有关标准和规范。

第九条 安全检查应依据充分、内容具体，必要时编制安全检查表，按照安全检查表科学、规范地开展检查活动。

第十条 安全检查应认真填写检查记录，做好安全检查总结，并按要求报主管部门。对查出的隐患和问题，检查组应向被检单位提交《中国石化安全检查隐患问题整改通知单》，被检单位应签字确认。

第十一条 被检单位对查出的问题应立即落实整改，暂不能整改的项目，除采取有效防范措施外，应纳入计划，落实整改；对确定为隐患管理的项目，应按《事故隐患治理项目管理规定》执行。

第十二条 对隐患和问题的整改情况，应进行复查，跟踪督促落实，形成闭环管理。

第四部分 事故隐患治理管理工作规定

第一章 总则

第一条 为了贯彻中国石化集团公司“安全第一、预防为主、全员动手、综合治理”的安全生产方针，加强事故隐患治理工作的管理，提高企业安全水平，增强抵御重大恶性事故和自然灾害的能力，特制定本规定。

第二条 本规定适用于中国石化集团公司范围内石油石化企业事故隐患治理项目。

第二章 事故隐患的范围

第三条 危及安全生产的不安全因素。

第四条 导致发生或扩大的生产设施、安全设施隐患。

第五条 可能造成职业病或职业中毒的劳动环境。

第三章 事故隐患的评估与分级

第六条 隐患评估办法。1.企业应首先进行自评。由企业主管领导、具有实陈工作经验的工程技术人员组成评估小组，深入现场实地考察，以国家和集团公司有关规范、标准为依据或经有资格的安全评价单位安全评价后提出的整改意见进行评估，评定后的项目应建立完整、齐全的档案资料，内容包括评估报告、评审意见、经自评小组做出的技术结论、隐患治理方案和概算等。2.企业安全部门根据自评结果，征求计划、财务、生产、机动部门的意见后，编制出本企业下事故隐患治理计划表，经企业主管经理（局长、厂长）或总工程师批准，上报集团公司安全与环保监督局。

3.集团公司安全与环保监督局对企业上报的事故隐患治理计划进行初步审，对符合本规定的隐患治理项目，安全与环保监督局组织有关专家进行复查，提出复查评估报告。

4.根据事故隐患治理项目复查评估报告，确定隐患治理项目，做出集团公司事故隐患治理项目计划，报集团公司安全监督委员会审批后，作为集团公司级隐患，立项执行。

5.未获集团公司批准的隐患项目作为企业级隐患项目，由企业自行立项治理。

第四章 事故隐患治理项目计划编制程序

第七条 凡形成固定资产的隐患治理项止，由企业主管技术改造部门按《中国石化集团公司技术改造管理办法》，以安全技术措施纳入投资规模统一管理。限额以上项目由集团公司发展计划部审批，如需集团公司安保基金补助的隐患项目，需报集团公司安全与环保监督局审批。

第八条 凡属上级主管部门审批范围或申请补助的隐患治理项目，企业应先办报批手续，再列入计划。撤消或调整已经上报批准的治理项目或计划，应按同样手续办理。

第九条 每年七月底前，企业安全部门与技术部门协商，将下的隐患治理项目列入企业的技措建议计划，参加集团公司发展计划部的技术改造计划预安排。

第十条 企业每年十月底前报批下隐患治理计划表。

第十一条 计划外新增隐患治理项目，按本规定另行申报。

第五章 事故隐患治理项目的管理、分级、验收

第十二条 事故隐患治理项目的管理。

1.事故隐患治理项目由企业安全部门管理，并建立隐患评估、治理完成情况和效果考核验收等管理档案。

2.对各类事故隐患的整改要做到“四定”（定整改方案、定资金来源、定项目负责人、定整改期限）。

3.对一时不能整改的事故隐患，企业要采取可靠的安全措施，加以监护。4.企业主要领导须对本单位事故隐患的整改负首要责任，企业技术负责人应对事故隐患的整改方案负责技术审查和批准。

第十三条 事故隐患项目的实施。

1.企业对本单位的事故隐患治理项目进行全面的组织实施，按进度完成年计划。

2.集团公司安全与环保监督局负责事故隐患治理项目实施情况的督促检查与协调。

第十四条 事故隐患项目的验收。

1.重大隐患治理项目由集团公司安全与环保监督局或委托有关单位组织验收。

2.已竣工的隐患治理项目经试运转基本正常后的两个月内，由工程主管部门或单位报

请企业安全技术部门，按事故隐患管理权限组织考核验收。验收后，由企业安全部门将竣工验收报告、竣工验收表、连同补助项目的财务决算一并报集团公司安全与环保监督局。

3.项目验收合格后，应由车间（部门）制定相应的规章制度，组织操作人员学习，转入正常维护管理。

4.企业事故隐患治理项目完成情况要按季、年上报集团公司安全与环保监督局。季报为下季度第一个月5日前，年报为下年1月底前。

第六章 事故隐患治理项目资金的补助

第十五条 补助的范围。

经集团公司安全与环保监督局组织有关专家或有资格的安全咨询公司评审，由集团公司安全监督委员会批准的隐患治理项目，企业可提出补助申请，报安全与环保监督局审查，按规定给予补助。

第十六条 补助标准。

1.集团公司批准立项的集团公司隐患项目，按项目预算总投资的20％补助。第十七条 补助资金的使用。

隐患治理项目，应先投用自筹资金，集团公司补助资金根据工程实际进度分期拨款，跨项目补助资金分安排。

第十八条 不属于补助的范围：

1.没有在集团公司投保的设施（设备）隐患；

2.没有按规定数额足额交纳安保基金的单位的隐患项目； 3.办公设施、生活福利设施、与生产无直接关系的设施； 4.新建、扩建、改建工程正式投产三年内发现的隐患；

5.属于大修、更新、扩建项目（无论成套装置、单体设备或构筑物）。

第五部分 人身安全十大禁令

1．安全教育和岗位技术考核不合格者，严禁独立顶岗操作。

2．不按规定着装或班前饮酒者，严禁进入生产岗位和施工现场。3．不戴好安全帽者，严禁进入生产装置和检修、施工现场。4．未办理安全作业票及不系安全带者，严禁高处作业。

5．未办理安全作业票，严禁进入塔、容器、罐、油舱、反应器、下水井、电缆沟等有毒、有害、缺氧场所作业。

6．未办理维修工作票，严禁拆卸停用的与系统联通的管理、机泵等设备。7．未办理电气作业“三票”，严禁电气施工作业。8．未办理施工破土工作票，严禁破土施工。9． 机动设备或受压容器的安全附件、防护装置不齐全好用，严禁启动使用。

10.机动设备的转动部件，在运转中严禁擦洗或拆卸。

参考文献

1.《油田总体开发方案编制指南》

2.《中国石油化工集团公司安全生产监督管理制度》 3.《中华人民共和国安全生产法 》 4.《石油工程建设施工安全规定》 5.《钻井作业安全规程》

第三篇：油气田开发工程

中国石油大学(北京)油气田开发工程专业介绍

2006-6-19 16:59 中国石油大学(北京)【大 中 小】【我要纠错】

082002

（一级学科：石油与天然气工程）

石油与天然气是不可再生的一次性战略资源，如何提高已探明储量的采出程度是高效开发油气资源的关键环节。油气田开发工程专业的主要任务就是根据不同类型油气藏的地质特点，制定和实施合理的开发方案和开采措施，以实现油气藏的高效开采。

油气田开发工程专业是于1953年在清华大学原石油系基础上创建的，是国内同类学科点中最先建立的，也是最早获得硕士、博士学位和一级学科授予权，以及建立博士后流动站的学科；同时也是国家“211工程”重点建设学科和国家级重点学科。

本学科拥有一批达到国际90年代先进水平的仪器和设备，中国石油天然气集团公司与油气田开发工程有关的三个重点实验室都在本学科设立了分研究室。这些实验室为本学科进一步的发展奠定了基础。

一、培养方向

1.油气渗流理论与应用

2.油气田开发理论与系统工程

3.采油工程理论与技术

4.提高采收率与采油化学

二、课程设置

必修课7门，总学分最低30学分

第四篇：油气田开发方案

油气田开发方案

油气田开发方案是在油气地质研究的基础上，经过油藏工程、钻井工程和采油工程、地面建设工程的充分研究后，使油气田投入长期和正式生产的一个总体部署和设计。其主要研究内容包括油气田地质、储量计算、开发原则、开发程序、开发层系、井网、开采方式、注采系统、钻井工程和完井方法、采油工艺技术、油气水的地面集输和处理、生产指标预测及经济分析、实施要求等。在油田进入开发中后期开发阶段后，需要根据具体要求编制油田开发调整方案。油气井的钻井技术

地下油气资源通常都埋藏在地表以下几百、几千，甚至近万米深的各种岩层内。为了勘探开发这些油气资源，必须从地面或海底建立一条条直达地下油气藏的密闭通道。这种细长的密闭通道，有的与地面垂直，有的要定向弯曲伸向不能垂直钻达的油气藏，有的还要在油气藏内沿一定方向水平或弯曲延伸。这就在地下的三维空间内，构成了直井、定向井、水平井井或多分支井等多种形态的油气井。因此，钻井工程是勘探开发地下油气资源的基本手段，是扩大油气储量和提高油气田产量的重要环节。它主要包括钻井、固井、完井和测井等多种工程技术，涉及地质学、岩石矿物学、物理学、化学、数学、力学、机械工程、系统工程和遥感测控等各种学科。

油气井钻井工程中主要包括主要关键技术有井眼控制技术、井壁失稳和井下压力控制技术、高效破岩和洗井技术、钻井污染和油气层保护技术等。在油气井工程中，完钻井深在4500～6000米的井一般称为深井，完钻井深超过6000米的井称为超深井。目前世界上已钻成多口超深井，前苏联已钻达的井深为12200米，阿根廷海上一口大位移井的水平位移达11000多米。中国南海东部石油公司1997年在南海东部海域钻成一口完井深度达9238米、水平位移达8062米的高难度大位移井。

第五篇：油气田开发新技术分类介绍

油气田开发科学与技术进展

一、摘要

油气田开发科学与技术随着油田开发的进行，不断地发展。近些年，世界各大石油公司对油气田开发的基础研究不断深化，对关键技术的创新也取得了许多原创性成果，这些新技术新成果主要有以下几个方面：油藏数值模拟技术、井建技术、采收率技术、稠油开采技术、天然气开采技术海上油气田开发技术及数字油田技术。

二、报告内容

2.1 油藏数值模拟技术

油藏数值模拟技术可用来对油气藏特征进行研究、对油气田的开发方案进行编制、对油气田开采中的生产措施进行调整优化，可以提高油气藏的采收率。

油藏数值模拟技术发展现状与趋势：（1）油藏数值模拟技术发展现状

油藏数值模拟技术从20世纪50年代开始研究至今，已发展成为一项较为成熟的技术，在油气藏特征研究、油气田开发方案的编制和确定、油气田开采中生产措施的调整和优化以及提高油气藏采收率方面，已逐渐成为一种不可欠缺的主要研究手段。油藏数值模拟技术经过几十年的研究有了大的改进，越来越接近油气田开发和生产的实际情况。油藏数值模拟技术随着在油气田开发和生产中的不断应用，并根据油藏工程研究和油藏工程师的需求，不断向高层次和多学科结合发展，将得到不断的发展和完善。

目前，油藏数值模拟的主流软件系统一般均提供了一整套一体化的油藏模拟模型，包括黑油模型、组分模型、热采模型（SURE没有）等，还包括了用于辅助粗化、网格化和数据输入的综合前处理软件；模型结果分析和3D可视化的后处理应用软件。因此它能单独用来作数值模拟研究。

主要包含以下五个：ECLIPSE、VIP、CMG、WORKBENCH及SURE，其中，前四项为老牌软件公司，技术较成熟，特别是ECLIPSE和VIP，占据了世界80%以上的应用市场份额；SURE软件相对较新，但由于在技术上有较大的创新，故发展很快。

（2）油藏数值模拟技术发展趋势

很多国外的巨型石油公司都自行开发和维护自己的数值模拟工具，以满足他们及其巨大的需求。由于油藏本身的复杂性和工业界对开发方案的更高的要求，高性能的油藏模拟器一直是业界不断努力追求的目标。国外的很多大学和公司都在这一方面投入的巨大的人力物力，也取得了非常显著的进展。现代的油藏模拟器向着高速，多功能集成，系统耦合模拟的方向发展。

1）在模拟速度方面，新型线性求解器，如限制压力留数法多级求解器；新的数值格式，如使用IMPES，IMPSAT，FIM的多级自适应隐式格式；新的相平衡算法,可以把对于组分模型至关重要的相平衡计算速度提高一个数量级；并行计算方法，程序可以运行在多个CPU机器，或PC集群上，并随着CPU数目的增加，运行速度有显著的提高。

2）多功能集成方面，现代数值模拟器集成了越来越多的功能，并且倾向于使用统一的版本，便于维护和再开发。例如在一个模拟器中整合黑油，组分，热采模型；整合全隐式，压力隐式和自适应隐式等不同格式；整合结构化和非结构化网格系统，整合传统井模型和智能井模型。

3）在系统耦合模拟方面，现在油藏模拟器的模拟对象已经超出了油藏，而是对整个油藏系统（包含油藏，井，地面管网、设备）进行全隐式的模拟。而以前的各种努力通常是分部模拟，使用简单的曲线显式地链接起来。全系统的耦合模拟可以达到更精准的效果，只有依赖于这样的模拟器，才能实现真正的全局优化。

2.2 井建技术

井建技术主要包括水平井、多分支井和智能井等多种井的井建技术。其中水平井经过多年的研究发展，已经有了十分成熟的技术水平；而在多分支井方面，近年出现了鱼骨型水平多分支井钻井技术、智能多分支井钻井技术和膨胀管定位多分支井钻井技术等新技术;而对于智能井技术，是一种将油藏动态实时监测与实时控制结合在一起的技术，它可以有效提高油气田开发过程中的经营管理水平，而我国在这方面的研究还处于相对的空白阶段，与国际大石油公司有着较大皇轰距。

水平井、多分枝井、智能井等建井技术发展现状与趋势：

（1）水平井、多分枝井、智能井等建井技术发展现状

世界上最早的水平井于1937年诞生在前苏联，1939年美国也开始钻水平井，但是在20世纪80年代以前，水平井技术仍处于研究与开发阶段。20世纪80年代，国外水平井技术已得到很大的发展，并在低渗、稠油、裂缝等油藏中获得了成功的应用，但是，在80年代，水平井仍处于单井采油阶段。20世纪90年代以来，由于钻井技术的不断发展，水平井在油田开发中得到了成功的应用，不但提高了单井产量，而且提高了油田的采收率。随着钻井技术的发展，水平井和大位移井的水平位移已经超过10000米，这使得水平井和大位移井的泄油面积明显增大，因此，在油田开发中的应用越来越广泛。水平井在天然裂缝油田、稠油油田和海上油田都获得了成功大规模的应用，并获得了明显的经济效益。目前水平井钻井成本平均为直井的1.5～2倍，甚至有的水平井成本只是直井的1.2倍；水平井产量平均是直井的4～8倍。多分枝井是上世纪90年代在水平井技术上发展起来技术。多分枝井可以在主井筒的基础上，对一个以上油层钻接多个分枝水平井眼，达到一口多分枝井开采多个油层的目的，其效果是一井高产，在提高油藏采收率的同时，还可以有效地降低吨油成本。据2003年2月10日《油气杂志》统计，全世界共钻（一至六级）分枝井2481口，主要分布在美国Austin白垩纪地层、加拿大、委内瑞拉的重油及北海等复杂地层中。

据北美和北海油田的2000年统计，直井、水平井和多分枝井的吨油成本比分别为1:0.48:0.39和1:0.77:0.86。上世纪90年代中后期，世界大量油气发现从陆地转向深水、高温高压地区，大斜度井、水平井、大位移井和多分枝井应用越来越多，由于生产难以控制，常规完井方式受到挑战，随着水下控制系统、光纤传感系统和各种井下仪表、滑套和安全阀等技术的日臻完善，智能完井技术应运而生，其发展正在使油藏管理水平和生产经营模式产生飞跃性的变革。智能井可以减少或完全消除对井的传统干扰，为降低成本提供了很大潜力。在智能井中作业者可以通过地面遥控能够“随意”实现单井多层选择性生产和注入，而不必采用钢丝绳、连续油管或油管修井方法来完成这些转换。通过永久传感器，可对井下参数（各井段的压力、温度、流量、流体性质和地震监测情况等）进行实时测量、传输、分析与优化，避免了生产测试和作业的干扰，实现了油藏“闭环”的经营管理。智能井与分枝井的结合使其发展前景更加广阔，截止到2003年，世

界上能够实现分支控制的智能井达到了152口。

（2）水平井、多分枝井、智能井技术发展趋势

目前国外水平井、多分枝井、智能井技术发展趋势表现为：1）油气井设计向集成系统发展：即以提高成功率和综合经济效益为目的，结合地质、地球物理、油层物理和各工程技术，对油气藏进行地质评价和筛选，综合优化设计井型与井眼轨迹；2）油气井控制从地面控制、干扰作业向井下智能控制、无干扰作业发展；3）数据采集、处理、解释与生产优化向实时化的闭环方向发展；4）应用范围逐步扩大。2.3 采收率技术

所谓采收率，是指在某一经济极限内从油气藏原始地质储量中可以采出的石油(气)量的百分数，也就是可采储量与原始地质储量的比值。显然这一指标明确反应出了油气田的开发效果，是石油天然气资源是否得到有效利用的关键指标。

通常提高采收率技术在国外指EOR和IOR技术。EOR最初的基本概念是针对水驱后剩余油和重油，通过各种新技术、迫使其流动，从而提高原油采收率的过程。IOR的基本思路就是因地制宜、因时制宜，综合应用各种技术手段，造成有利的地下水动力条件，增加波及体积，使原本处于封闭状态的油流动起来，继而被采出。所以IOR技术是所有成熟技术或新技术的集成应用，核心是确定剩余油的分布、增加波及体积和增加驱油效率。

提高采收率技术发展现状与趋势：（1）提高采收率技术发展历程

在上世纪七十年代和八十年代早期，受油价和税收政策的激励，EOR项目迅速增加，特别是在美国和加拿大。但八十年代中期油价下跌以后EOR项目由于经济性欠佳，开始萎缩，特别是化学驱项目，例如美国EOR项目总数从1988年的266个下降到2004年的143个,其中化学驱项目从124个下降到4个（其中3个仍在试验中，仅有1个有经济效益），为适应新的形势，八十年代后期到九十年代早期，提高采收率在概念上有了一个明显的转变，既从单纯强调水驱后EOR发展到强调改善二次采油为主的IOR，报道中经常出现的是EOR/IOR技术。

随着油价的攀升和技术的进步，在世界能源需求日益增长的情况下，对提高采收率技术又提出了新的需求。许多作业者将最终采收率的目标提高到了70%以

上，这决不意味着去开展一些特别复杂的、难以实施的提高采收率项目，而是要集成应用现有的各种成熟技术和新技术，包括低成本的建井技术、低成本设施、改善流体分布技术、油藏成像技术等等。在此基础上还要求研发各种目前还没有的创新性技术。

（2）提高采收率技术发展现状

目前提高采收率的主要技术以热采和注气为主，化学驱主要集中在我国，微生物提高采收率技术目前尚不成熟，但未来20年会有较大进展。据《油气杂志》2006年统计，世界EOR产量8716万吨/年，占世界总产量的2.23%，其中热采产量5770万吨/年，占66%；气驱产量3233万吨/年，占37%；化学驱产量占0.88%。热采是世界第一大EOR方法，产量最大，占66%。主要分布在美国、加拿大、委内瑞拉、中国、印尼等国；气驱是世界第二大EOR方法，当今世界发展最快的方法。其中CO2提高采收率又是气驱中发展最快、前景最为看好的方法。注气技术应用有日益上升趋势。在美国和加拿大，注气技术已成为一项成熟技术，它不仅可作为一次采油手段用于新油藏的开发，也可作为三次采油手段用于水驱后油藏提高采收率。当用于水驱后油藏时，其开采对象主要是水淹带内被束缚在地层中的残余油，采收率可提高10％。化学驱主要集中在我国。化学驱提高采收率的幅度较大，但最大的问题是成本和环境问题。微生物驱尚在探索试验阶段，还没有大规模的应用。

（3）提高采收率技术的发展趋势

提高采收率技术的发展有四大主要趋势：一是以提高剩余油预测精度为基础；二是以加密井提高波及体积和效率为首选；三是注重发展以替代气源为主的低成本注剂，强调环境效益，发展环保、驱油联产技术；四是发展数字油田提高采收率。

因此提高采收率新技术发展集中在：集成应用4维地震、井间地震、成像测井、油藏工程等油藏精细表征技术准确确定剩余油的分布；利用水平井、多分枝井、多目标井、智能井、过油管旋转钻井(TTRD)侧钻等技术直接开采相对富集的剩余油区；利用各种交联液、泡沫、智能液等进行调堵和深部液流转向驱替，提高波及体积和驱油效率；发展注天然气、水气交注、空气低温氧化、火烧油层等技术降低注剂成本；发展注烟道气、CO2注入、CO2捕获（特别是发电厂、炼厂

等下游项目）驱油联产、产出水处理、微生物采油等技术提高驱油、环境综合效益；同时注重发展新工艺（如TOE-TO-HEEL、水驱后降压开采等）进一步提高采收率。数字油田可以实现实时监测、实时数据采集、实时解释、实施决策与优化的闭环管理，可以将油井、油田及相关资产相互联系起来统筹经营与管理，因此是提高采收率的有效途径和发展方向，特别是在注剂比较昂贵的情况下。目前随着油藏动态监测技术（微震技术、3D、4D地震技术、井下永久监测技术、测井、油藏模拟等多学科综合监测）和水平井油井管理（水平井段分段封割技术和分段生产控制技术等）和油藏管理技术的进步与成熟，数字油田提高采收率已经前景十分明亮。2.4 稠油开采技术

稠油占我国石油储量比重较大，我国针对稠油特稠油难采储量的有效利用问课题进行了相关研究。近些年来我国也在进行稠油蒸汽驱、蒸汽驱水汽交替驱和水平井开采稠油等方面的试验。但是目前我国采用的热采稠油技术面临着相应的生态环境问题，所以在稠油溶剂开采和热开采方面的复合方面还有很大的发展潜力。

全球石油资源约有一万多亿吨，常规原油只占其中的大约30%，其余都是稠油、超稠油和沥青。在石油需求强劲、油价高企、常规原油产量下降的背景下，石油工业在全球许多地方的重点正在转向稠油开采。

稠油开采技术发展现状与趋势：

（1）世界稠油开采关键技术发展历程及现状

世界稠油开采技术发展历程：稠油开发在流体分析和提高采收方面都给我们带来新的挑战和困难，然而通过采用新技术以及对常规油藏开发方法进行改进能够实现对稠油油藏的有效开发。当今世界重油技术的发展主要围绕两点：一是降低生产成本，二是提高重油价值。

目前世界稠油开发技术主要有两大类：一类是热采技术，包括：蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力驱、火烧油层、热水驱等，适用于重油、超重油及油砂，目前应用最为广泛；另一类是冷采技术，主要包括出砂冷采技术和水平井、分枝井冷采技术等，适用于在油藏条件下能流动的重油开采，这类技术由于成本低，发展前景看好；还有一类是浅层油砂的矿采与抽提技术。前沿技术包括溶剂注入

与抽提（VAPEX）技术、微波采油技术、微生物采油技术、井下蒸汽发生技术、井口减粘裂化技术、离子电弧技术、从端部到跟部驱油工艺等都处于试验中，目前尚没有商业性应用。

（2）世界稠油开采技术发展趋势

目前重油开发技术的发展趋势概况为：以油藏精细表征为基础，以热能管理为核 心，以动态监测为手段，以技术集成应用为特点，以油藏管理最优化为目标，注重节能降耗，联产增效，实现资产经营效益最大化。几项关键技术的发展趋势主要表现在：蒸汽吞吐技术和蒸气驱技术。目前属于成熟技术，是世界重油开采应用最广的技术。如在加拿大、委内瑞拉、美国、印尼、中国的重油开发中都得到普遍应用。

蒸汽吞吐技术操作成本相对较低，因为仅加热处理井眼周围地层，所以采收率也较低，一般为15％～20％。蒸汽驱采收率较高，一般能达到20％～40％，但是蒸汽驱技术目前还没有成功逾越中深层、大斜度油藏蒸汽驱的难关。蒸汽辅助重力驱（SAGD）。以水平井和热采技术结合为特点，自上世纪80年代 以来在加拿大和以世界多个地区都有成功试验和商业应用，该技术正以采收率高（高达60％）、见效快显示出广阔的发展前景。但热采技术的应用都面临能源消费量较高、温室气体排放量较高的问题。水平井、分枝井利用螺杆泵、电泵冷采在委内瑞拉等地的成功应用，为重油开发开辟了一条低投入、高产能、低操作成本、环境友好的新技术，但这项技术采收率也较低，一般为5％～10％。出砂冷采技术也类似，采收率较低，一般仅适于厚油层（5～20米），不适于油砂、沥青油藏开采，也不适于有活跃水层的油藏开发。

溶剂提取法（VAPEX）是一项相对较新的技术，目前正在加拿大进行试验。该工艺使用混合气体注入，包括甲烷、二氧化碳、丙烷等，这些气体溶解于重油中，通过化学方法降低原油黏度改进油的流动性。与SAGD相比，VAPEX大大降低了能量消耗，而且不排放大量的温室气体，将来可能大有用武之地。从端部到跟部注空气火烧油层技术（THAI）组合了垂直注气井和水平生产井，可实现全新的火烧油层方式。这种方式将一组水平生产井平行地布在稠油油藏的底部，垂直注人井布在距离水平井端部一段距离的位置，垂直井的打开段选择在油层的上部。THAI技术的重要特征是：燃烧前缘沿着水平井从端部向跟部扩散，并在燃

烧前缘前面迅速形成一个可流动油带。该流动油带内的高温不仅可以为油层提供非常有效的热驱替源，也为滞留重油的热裂解创造了最佳条件。另一方面，生产井中还装有移动式内套筒来进行控制。相对于燃烧前缘，可连续调整内套筒以维持生产井射孔段长度不变。2.5 天然气开采技术

天然气因其清洁和高效性，对于改善我国能源结构、保护生态环境都有着极大的优势，因而天然气的开发及利用也越来越受到国家的重视。随着天然气新区的地质条件越发复杂，开发程度的加深，老区挖掘难度的加大，在各个气田推广低渗储层改造、复杂机构井、排液采气、增压开采等新技术有着十分重要的意义。

地球上拥有丰富的天然气储量，与其他化石燃料相比，天然气燃烧时产生的二氧化碳和残留物质（烟灰和焦油）较少，因而需求量很大。此外，天然气用于热—电联作发电站发电时，能源利用效率很高。在过去的30年里，全球天然气需求持续上升，其上升速度高于任何其他燃料。1980年，天然气消费占世界能源消费总量的17%，如今，这个比例已升至21%。据国际能源署预测，这一比例还将继续升高，2030年可能达到23%。虽然全球天然气资源非常丰富（约为18兆立方米），但有些天然气（如致密气、高含硫天然气等）需要采用特殊的开采技术和处理工艺。

低渗致密气田开发技术：

致密气藏因其渗透率低而得名。这类气藏潜力巨大，在世界各地都有分布，但目前确认的主要分布地区在北美和中国。致密气藏在已探明气藏中约占10%～15%，相当于20～30万亿立方米的天然气。致密气藏的孔隙度处于平均水平（介于3%～5%和15%～20%之间），但基岩的渗透率极低，比常规油气藏低10,000倍。虽然天然气的粘度不高，但钻入致密气藏的生产井的自然产能极低，有时甚至为零，必须采取复杂的钻井工艺及水力压裂等增产措施。因此，提升致密气藏资源价值，一直是一项难度大、成本高的工作。这从另一方面也解释了致密气藏一直未得到开发的原因。但是，迅速发展的技术、有利的经济环境以及能源需求的压力，使开采致密气藏变得经济可行。

高含硫气田开发技术：

在现实条件下，含硫气系指二氧化碳含量超过几个百分点或硫化氢含量超过

2～3ppm的天然气。硫化氢通常还伴有硫醇等有机硫化合物，甚至还伴有COS或二硫化碳。所有这些化合物都具有腐蚀性，在高温高压环境下腐蚀性则更大，这意味着任何与气流接触的设备都必须采取特殊工艺加以处理。另外，硫化氢毒性很大，即便浓度达百万分之十时，也需采取安全防护措施。这一切都表明，含硫化氢过高的天然气在市场竞争中处于劣势，也就是说，生产者只有采出更多的此种气体，才能经处理而获得数量相当的具有商业价值的天然气，而处理工艺既复杂又昂贵。距离消费地最近且最具价值的天然气通常都最先得到开采。中东、俄罗斯和东南亚等地的含硫天然气资源十分丰富，在未来其产量可能占据较大份额。

2.6 海上油气田开发技术

从上世纪五十年代开始，我国就开始了海上油气田的勘探工作，而我国海上油气田的开采率相较于陆上还有很大潜力。但是由于我国海洋油气田的开发较晚，科研技术比较落后，深水工程技术能力十分薄弱，缺乏核心技术又难以引进外国技术，所以跟国外先进大石油公司相比还有着极大差距。

随着全球能源需求的不断膨胀，陆上大型油田日益枯竭，于是人们逐渐将目光投向海洋，因为那里有着很多未探明的油气储量。尽管过去由于技术不成熟人们对海洋望而却步，但自“深海钻井平台”出现后，人类就开始向几百甚至几千米的海洋深处“进军”。深水将是未来全球油气战略接替的主要区域，深水油藏的勘探开发也已成为跨国石油公司的投资热点。

海上油气田开发技术发展现状与趋势：

上世纪50年代，海上石油钻井平台才首先出现在美国，开始海上油气的地质勘探和开发。人类半个多世纪的海上油气勘探开发迅猛发展，海上石油产量一直稳步增长。从区域分布来看，墨西哥湾、巴西和西非及北海等海域集中了全球约70％的深水勘探开发活动，成为深水油气勘探开发的热点地区，主导了全球深水油气开采的潮流。

近年来，在全球获得的重大勘探发现中，有一半来自海上，特别是深水区域。据道格拉斯•伍德公司和油田系统工业数据公司的资料，当水深在500～1500米时，世界油气田的平均储量规模随水深而大幅增加，深水油气田的平均产量规模明显高于浅水油气田。许多深水勘探技术领先的公司往往更乐于进行深水勘探，大型跨国石油公司成为深水勘探开发的主力军。目前，深水油气储量居世界前十位的公司是：BP、埃克森美孚、壳牌、巴西石油、道达尔、埃尼、雪佛龙、挪威国家石油、加州联合石油和BG公司。这10家公司2003～2007年的深水油气开发产量将占世界产量的73％。深水项目较之常规油藏，需要克服许多难题。深水环境非常恶劣，海底温度极低导致原油凝结、气体形成冰状水合物，而且海底压力非常大，技术人员不得不远程操作。波浪和水流变化对设备产生很大的作用力。深水钻井会遇到松散储层、不稳定土壤层、高压和极低温，这些都需要新技术和新材料支持。

深水区域以其丰富的资源潜力，吸引了众多石油公司的关注，然而由于经济、技术等方面因素的制约，多数小公司对深水油气勘探是心有余而力不足，而具有雄厚资金、技术实力以及管理经验的大型跨国石油公司，就成为深水勘探开发的主力军。目前，BP、埃克森美孚、壳牌等全球十大石油公司拥有2003～2007年世界深水油气开发产量的73%。目前，海上油气田开发主要呈现三大趋势：

（1）海上油气勘探开发领域和作业范围不断加大。墨西哥湾、西非及巴西等海域将继续引领全球海洋油气勘探开发潮流，同时许多前景看好的海上新区将陆续投入勘探，如东南亚及澳大利亚大陆架海域、孟加拉湾、里海地区及两极大陆架地区。其中，北极地区海域发育30多个沉积盆地，勘探面积330多万平方千米，油气资源丰富。

（2）深水的概念和范围不断刷新。随着海洋钻探和开发工程技术的不断进步，深水的概念和范围不断刷新。90年代末，水深超过 300米的海域为深水区。目前，以大于500米为深水，大于1500米则为超深水。据估计，海上44％的油气资源位于300米以下的水域，其中墨西哥湾深水油气资源量高达50亿～70亿吨油当量，约占墨西哥湾大陆架油气资源量的40％以上，而巴西东部海域深水油气比例高达90％左右。

（3）海上油气开发新工艺与新技术不断发展。在一系列钻井新工艺如高压喷射钻井、近平衡钻井、定向钻井、大位移钻井、水平钻井、多枝井钻井等成功推广应用之后，近年斯伦贝谢公司又推出了套管钻井新工艺，它可使钻井下套管等作业总体效率提高35～40%。先进完井技术如：智能完井技术、油管传输负压射孔技术、油管传输负压射孔技术与地层测试器联做技术、过油管射孔技术、一

次多层射孔和一次多层防砂技术（ONE-TRIP）、压裂防砂技术（Frac-pack）、酸化解堵技术等为提高油气井产能，优化油藏经营提供有力支持。

（4）滩海油田开发向钻采作业设备一体化、海上油田开发向深水作业方向发展。滩海油田技术开发技术向钻井、试油、试采、采油和作业一体化平台、安全高效和灵活易动的装备方向发展。配套形成的海油陆采技术，使钻大位移井超过了10000米以上，提高了滩海油田综合开发效益。海上油田开发向深水钻井、完井及采用浮式生产设施和水下回接技术、恶劣环境下作业的方向发展。开发了系列配套水下作业技术（水下混输技术、深水大排量混输泵、水下供配电系统、水下作业机器人、水下采油树、水下多相计量技术等），满足海上油田安全、经济、高效开发总体要求。

总之，海上油气开发的发展，精细油藏表征是基础，装备发展是关键，技术创新是核心，环境保护是制约，优化油藏经营是目标。对此技术发展趋势为：油藏表征向精细化方向发展，装备能力向适应深海环境发展，技术应用向集成化方向发展，生产控制向智能化、实时化方向发展，油藏优化经营向闭环化方向发展。2.7 数字油田技术

“数字油田”的概念如今被越来越多的人提起，但是真正意义上的数字油田目前还没有公司可以做到，大部分只是油田的“实时管理中心”。我国大庆油田提出的数字油田的基本框架主要分为七个层次，由下而上是环境层、数据层、知识层、模型层、应用层、集成层、战略层，这种分层方法得到了普遍的认可。

实现应用三维和四维成像处理技术和实时勘探开发方法的数字油田构想全球的大型石油公司都面临着一个共同课题。国际上许多著名大油公司如BP、壳牌、雪佛龙、埃克森美孚等都在积极发展自己的“数字油田”技术。

数字油田技术发展现状与趋势：

数字化是21世纪的发展趋势，数字油田是一种虚拟现实表示，属于一种特殊系统，这个系统集成了油田数据、信息、软件和知识，是空间性、数字性和集成性三者的融合统一，使人们可以观察到油田的自然和人文信息，并与之互动。建立数字油田是一个系统工程，而建立数据银行和信息平台是建立数字油田的基础。数字油田的建立对于石油工业增加储量、提高产量、降低成本方面必将发挥重要的作用。2003年世界著名的剑桥能源研究所（CERA）公布的一项最新研究

成果指出，由多项新型数字化技术构成的数字油田，将在未来5～10年内使全球原油储量增加170亿吨，同时能够提高油气采收率2～7%，降低举升成本10%～25%，提高产量2%～4%。数字油田技术将大大扩展石油工业的发展空间，为石油行业展示出了一个更广阔、更美好的发展前景。

根据雪佛龙公司的分级系统，数字油田的升级换代在完善油田信息化建设的基础上经历了四个层次，即实时监测、实时分析、实时优化和经营模式变革等，迄今为止，世界上大多数数字油田远未达到第四个层次。未来数字油田的发展趋势主要表现在以下几个方面：

（1）各技术流派趋于统一。由于各方的视点不同,对数字油田的理解也不尽相同,因此产生了各种流派,主要包括:数字地球流派、地质模型流派、工程应用流派、信息管理流派和企业再造流派。前4个流派可以归结为狭义数字油田的范畴，企业再造流派即指广义数字油田。各技术流派产生的根本原因在于对数字油田内涵理解的片面性，在不同的阶段、不同的视角具有不同的认识是十分自然的现象。特别是，信息化建设领域的技术人员与具体的用户在认识上肯定存在较大的偏差，信息技术人员注重整体结构和实现的技术，而用户更注重实际的应用效果。但是，随着各方人员沟通的深入,接触面将日益增大，认识将逐步统一，思路将渐渐一致。因为建设目标是相同的，而目标是引导各流派发展的最终动力，所以最终的结果必将是从片面走向全面,建设内容趋于统一。

（2）信息技术与石油专业应用结合日益紧密。以往的信息化建设比较多地关注网络建设和软件系统开发，而专业应用领域一直保持着较为独立的地位。勘探、开发等应用领域仅仅将软件、数据库、网络视为生产和科研的工具，对信息技术对业务流程的优化、信息共享的重要意义以及ERP等没有深刻的认识。随着油气勘探开发难度的日益加大，信息技术已经成为解决勘探技术瓶颈、提高油田开发水平的必备支援，这大大促进了信息技术与勘探开发业务的紧密结合。

（3）统一应用平台的搭建将取得较快进展。目前困扰油田信息化建设的主要问题之一就是统一应用平台的建立。特别是勘探开发一体化应用平台是其中的难点。以往由于数据标准的不统一，以及应用软件主流的不确定，给一体化平台的搭建带来了巨大的阻力，这个问题将被逐步解决。值得注意的是，在数据层面的集成和整合将大大降低应用系统集成的难度和工作量。很多问题可以在数据层

面得到解决，这将降低应用系统集成的成本。

三、总结

油藏数值模拟技术、井建技术、采收率技术、稠油开采技术、天然气开采技术海上油气田开发技术及数字油田技术都在不同程度上取得了突破，但在很多方面仍存在亟待解决的问题。在当今国际形势下，我们更应该努力研究不断创新，把越来越多的科技成果运用到油气田的开发过程中去。

四、参考文献

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