油气田动态分析毕业论文

一、动态监测技术要求

中国海洋石油制定的《海上油气田开发井动态监测技术要求》，规定了公司所属油气田的油、气井，注水井，观察井动态监测资料录取内容及要求。其内容及要求：单井生产能力监测；取油样要求及油井含水监测；液体性质监测；井口资料录取要求；地层压力监测；油井产液剖面监测；注水井监测要求。

二、油气田监测技术

目前海上人工举升的油井占有很大比重，由于受到海上生产平台条件的限制，主要采用的人工举升方法有电潜泵采油和气举法采油，少部分井采用螺杆泵、射流泵、增压泵等采油方法。因此，采用的监测技术亦不同。

（一）自喷井电缆过油管测井监测技术

惠州21-1、惠州26-1油田及西江30-2油田自喷井采用国际上先进的井下作业监测系统，通过电缆过油管作业技术与一系列仪表工具配套使用，进行生产测井（PLT），获得井温、分层含水、产量、井底压力等数据。

定期的生产测井可以用来确定油井的产液部位、流体类型和比例、井下温度、井下压力、流体的流动速率，监控储层消耗进程，发现水侵部位、气侵部位、油水界面变化等，为油井配产提供重要的依据。

通过系统的生产测井资料分析，可以掌握储集层变化情况，采取相应措施，使油井（或油田）维持在最佳状态下生产，解决油田高产和提高采收率等问题。

西江30-2油田根据生产测井资料发现，影响油田产量的主要原因是水层的水向油层中倒灌，为此采取了相应的措施保证油田高速生产。

目前已建立了几种三相斜井、水平井模型，并依据经验公式编出了解释软件。可以定性解释所有的井下情况，对90%以上的井况做出定量解释。

（二）电潜泵井监测技术

通过海上油田开采的实践，逐渐形成了一套适用于不同油层特点、不同开采方式（分采、合采）、不同管柱结构的电潜泵井监测技术系列：“Y”管柱测试技术；测压阀测试技术；井下测压装置（PSI和PHD）测试技术；毛细管测试技术；无线电波传递测试技术；液面测试技术等。

1．“Y”管柱测试技术

“Y”型管柱是电潜泵井采油和测试的一种特殊管柱，只适用于 油层套管的油井。“Y”型管柱顾名思义，是指在油井生产管柱上端安装一个“Y”型接头，其一侧悬挂电潜泵机组，另一侧悬挂可以通至油层部位的测试管柱。测试管柱这一侧有一工作筒，筒内安放堵塞器，测试时通过钢丝作业，先捞出生产堵塞器，后将组合好的测试工具串和测试堵塞器一起下入井内，测试堵塞器在工作筒内被挡住，测试工具串继续下行到达预定的测试位置并进行测试。这种方法可以测试任何位置的油井温度、压力和出液剖面，既可以进行分层测试，又适用于单采或多层分采油井测试，解决了电潜泵井不起泵便可分层开采和随时进行测试作业的难题。该项技术是目前渤海湾地区电潜泵井测试的主要方法之一。

2．测压阀测试技术

是一种机械式测压装置，装置本身不能进行测压，必须通过钢丝作业下入压力计才能完成测压工作，故不能连续监测，但可以准确测试泵出口和入口压力和温度，适用于有自溢能力的单采或多层合采的油井。具有测试时操作方便、作业时如发生事故也易处理、费用较低等特点。该项技术在渤海湾及南海西部北部湾地区部分电潜泵油井被使用。

3．井下测压装置（PSI和PHD）测试技术

属于电子式测压系统，是一种随完井管柱一起下入的测压装置，可以进行连续监测，在平台上随时读取泵挂处的压力、温度，PSI测试系统在停机后还可以测试井下机组系统的绝缘性能。适用于单采或多层合采油井。这项技术在渤海湾、南海西部北部湾部分电潜泵油井采用。

4．毛细钢管测试技术

通过毛细钢管传递压力，可以连续工作和监测。其装置的井下部分通过充满工业氮气或氦气的毛细钢管将井下压力传至平台（地面），平台上的仪器由压力变送器和数据采集系统组成。特点是可以在平台上随时直读井下压力和压力恢复数据，并具有数据储存功能。一般采用此项技术进行电潜泵井长期生产监测、压力恢复测试、压降测试、干扰试井等。另外，毛细钢管测压装置可以下到油层部位，测得油层段的压力数据。该测试设备由于井下无电器元件，一般来讲经久耐用，可重复使用，而且测试精度高。毛细管测试技术适用于单采或多层合采油井。例如绥中36-1油田J区是一座无人驻守平台，采用此技术的监测井占该平台开发井总井数的一半。现场应用情况表明，它比PSI、PHD等测压设备经久耐用。

5．无线电波传递测试技术

这是20世纪90年代中后期研制的一种新型电潜泵井监测系统，系统分井下和地面两部分。井下部分随完井管柱下入，管柱下部安装具有温度、压力、流量、密度等感应测试功能的高温耐蚀元件，并将测得的参数调制成无线电波信号，以无线电波形式传递到地面（平台）。地面（平台）上安装有信号接收和解调的监测器，它能将接收到的信号解调还原，并具显示、储存和远传功能。此项技术已用于惠州32-2油田、惠州32-3油田电潜泵井的监测，并获较好的效果。

6．液面测试技术

液面测试技术用来监测电潜泵井的动液面深度，分析油井供液状况。测试方法又可分为回声法液面测试（气枪式双频道CJ-2型、WSC-1型计算机综合测试）和物质平衡法液面测试。它能在不影响生产的情况下随时测试电潜泵井的动液面，分析供应状况。当采用WSC-1型计算机综合测试仪测试时，其数据通过计算机以曲线形式显示出来。该项技术操作简单，在渤海湾地区的电潜泵井中广为使用。绥中36-1油田、埕北油田等主要应用电潜泵采油的油田，每年动液面监测井数都不下几十口。

（三）气井监测

气井监测系统主要采用静压监测来观察地层能量损失情况。

位于海南岛南部海域的崖城13-1气田，自1996年1月1日正式投产以来，平均每年进行2次系统压力测试。1997年5月还利用气田设备维修改造的时机，对全气藏关井5d对气井进行测试、测压及测压力梯度。获得气藏地层压力并估算开发区气藏储量动用情况，取得了极为宝贵的资料，为其后的增产措施提供了可靠的依据，保证该气田稳定供气。

三、油气田的动态分析（一）查明油井低产原因，实施有效的增产措施

缓中36-1油田J区有16口开发井预测投产初期平均单井日产油94m3，全区日产油1500m3左右，年产油量50×104t。油井全部采用电潜潜泵开采，见图10-31。

图10-31绥中36-l油田已开发区井位图

1997年12月该区投产，平均单井日产油47m3，全区日产油751m3，远远低于方案预测。个别油井还因供液不足而欠载停泵。通过动态分析，查明造成油井低产的主要原因。研究工作是从两个方面入手的：一是根据16口井的资料与相邻（已投入开发）A、B区分析对比静态上的异同，二是进行钻井完井作业施工情况分析查找可能影响的因素。

1．静态资料分析

油层有效厚度（m）:J区、AⅠ区、AⅡ区、B区。

油层孔隙度（%）:J区、AⅠ区、AⅡ区。

平均地面原油密度（g/cm3, ）:J区、AI区、AⅡ区。

可能影响油井产能的几项数据，都不至于造成J区如此低产。

2．油井对比

选择与J13井相距350m的A2井比较，结果见表10-26。

相邻油井对比证明J区低产绝非储层因素所致。

表10-26J13与A2对比表

3．钻井、完井作业

在J区作业时首次应用“屏蔽暂堵”技术，为的是在井壁周围形成强而韧的保护层，但是由于缺乏经验，选用的“屏蔽暂堵”架桥粒子的粒径不妥和数量不足，致使泥浆中部分固相微粒在作业时侵入近井地带，堵塞了孔道，严重伤害了油层。另外与J区相邻的A区由于投产多年，造成J区地层压力的下降，在作业过程中容易造成钻井、完井液浸入油层深部污染油层。

针对以上分析结果采用了酸化解堵和酸化后更换大排量泵等措施。

J区酸化后效果明显，参见绥中36-1油田酸化效果统计表10-27和对比图10-32。各井产量均有大幅度提高，其中半数井单井增产超过100m3d。1998年仅J区酸化增产一项就增产原油22×104t。

表10-27缓中36-1油田酸化效果统计表

另外，通过J区酸化增产这一事实联想到与本区相邻的AI区。AI区尽管投产初期产量达到配产要求，但其采油强度仍不如J区酸化后的采油强度（），因此1998年12月对AI区4口井进行了酸化作业，作业后平均单井日增原油34m3。

（二）研究调整措施，优化注水方案

1993年埕北油田已进入高含水产量阶段，边部油井含水率已达90%以上，尤其是B平台污水处理已满负荷。为了改善油田的开发效果，提高油田的采收率，利用数值模拟方法对边部高含水油井进行堵水及关井研究。数值模拟研究的结论是，关井或封堵高含水层都能起到增油降水作用，从而减少平台污水处理量，降低油田开发成本。

图10-32绥中36-1油田J区油井酸化前后采油强度对比图

1994年，利用数值模拟方法，在获得较为理想的油田生产历史拟合成果（见图10-33）的基础上，对油田内部点状注水进行了全面研究，并优化了注水方案，方案设计4口注水井。1995年开始进行了稳油控水的产液结构调整和油田内部实施注水，油田开发效果明显改善，注水井周边油井压力回升、油田内部低压区消失、低压区油井气窜得到控制，东部气顶区多年未开的气窜井也恢复生产，注水井周边油井产量上升，油田产量递减速度减缓。

图10-33埕北油田油藏模拟生产历史拟合曲线

（三）实施气层补孔，提高气田储量动用程度

崖城13-1气田位于海南岛南部海域，气田储量×108m3，是迄今为止在我国海上发现的最大气田。一期开发气田北块，动用储量602×108m3，设计6口采气井，日产气量981× 104～990×104m3。每年向香港输气29×108m3，向海南省输气×108m3。

气田于1996年元旦正式投产，其生产动态特征：生产稳定、气油比和产水均较稳定、气田压力有规律地下降。在1997年5月一次利用气田设备维修改造关井5d的时机，对采气井进行静压测量并在A5井进行测试、测压，A1、A3井关井测压力梯度，测量结果压力值高低不一致。

经过对崖13-1气田静压及动态资料分析认为，造成以上现象的原因是：崖城13-1气田主要含气砂岩在纵向上分成的4个气层组，其间存在薄层（1～3m）泥岩、粉砂岩的夹层，在纵向上起到了一定的封隔作用，气井射孔时上部2个气层都已射开，但有些井下部2个气层没有全部射开。解决的办法是对未全部射开下部2个气层的井实施补孔。

1998年10～11月对Al、A4、A5井实施补孔作业，取得较好的效果。通过补孔，气井井筒压力明显上升，气田压降减缓。补孔不仅使下部产层储量得到充分动用，也将延长崖城13-1气田稳产年限。

（四）认清油田动态特征，改善开发效果

涠洲10-3北油田位于南海北部湾盆地，是一个小型碳酸盐岩潜山底水油藏，油田石油地质储量仅500×104t。1991年8月投产，其中5口油井日产油量500～1100m3，由于油井过早见水，含水上升速度快，产量迅速下降。1993年，针对油田动态特征进行系统的油田动态分析。内容包括：水体体积大小、底水活跃程度、驱动类型、极限水锥高度与油层厚度及油层射开程度的关系、采油速度与产量递减及含水上升速度的关系等。结论是该油田水体体积大（估计水体体积为石油体积的100倍）、能量充足，属弹性水压驱动。充分利用天然能量可以不注水开发油田，但需要引起重视的是，带水锥生产是普遍现象，生产过程中油井产量和生产压差不要超过极限产量和极限压差，产量应控制在极限产量～50%为宜，采油速度为2%较合理，油层射开程度控制在10%为宜。

油田1993～1995年期间采油速度过高，都在以上，综合含水也从猛增至，到1997年底，由于油田含水较高（80%左右）、产油量较低难以维持平台操作费而废弃。通过油田生产实践，更加清楚地认识到，只有充分认清油藏动态特征，加上科学的管理，才能实现这类油藏最佳开发效果。

你没有睡醒哦...谁给你贴6000字，还要文献网上的人要给钱才给你写而且很贵...

中国大中型油气田主力烃源岩的分布在时代、盆地类型、岩性和沉积环境方面都具有多样性.在地质时代上,从中元古代到新生代(泥盆系除外)均有烃源岩分布,最重要的是在中、新生代.在盆地类型上,有中、新生代的裂谷盆地、古生代早期的克拉通盆地和晚期的前陆盆地、以及中生代的前陆盆地.不同类型盆地的烃源岩的分布、地质地化特征和生烃潜力差别较大.源岩类型有海相碳酸盐岩、泥岩以及海陆过渡相和陆相泥岩、煤系及碳酸盐岩,其中以湖相碎屑岩为主. 根据多方资料查证，得到了中国油气田特征及其分布规律。指出，中国大中型油田主要分布在裂谷型盆地中，大中型油田主要分布在克拉通盆地和山前盆地中；陆相生烃岩是中国大中型油气田的主要生烃岩，生烃岩从早古生代到新生代都有，南中国海和东中国海的古近系和新近系，中国北方的侏罗系和石炭系--二叠系是中国的主要生气层，古近系，新近系，白垩系，侏罗系，三叠系，二叠系是中国的主要生油层；大中型气田的储集层主要为陆源层（中砂岩，细砂岩和砂砾岩），其成因类型为扇三角洲和三角洲体系，碳酸盐储集层主要为裂缝型、风化壳型；油气藏盖层主要为均质泥岩，油气成藏期较晚，绝大多数大中型油气田形成于新生代，在早生代地层中仍有相当储量的油气田未被发现。中国油气资源潜力丰富，大多数盆地的油气田处于开发的早中期，发现大中型油气田的可能性是很大地。 中国的油气储量和世界大多数国家一样主要分布在大中型油气田中。自上世纪50年代初期以来，我国先后在82个主要的大中型沉积盆地开展了油气勘探，发现油田500多个。以下是我国主要的陆上石油产地。大庆油田： 位于黑龙江省西部，松嫩平原中部，地处哈尔滨、齐齐哈尔市这间。油田南北长140公里，东西最宽处70公里，总面积5470平方公里。1960年3月党中央批准开展石油会战，1963年形成了600万吨的生产能力，当年生产原油439万吨，对实现中国石油自给自足起到了决定性作用。1976年原油产量突破5000万吨成为我国第一大油田。目前，大庆油田采用新工艺、新技术使原油产量仍然保持在5000万吨以上。 胜利油田： 地处山东北部渤海之滨的黄河三角洲地带，主要分布在东营、滨洲、德洲、济南、潍坊、淄博、聊城、烟台等8个城市的28个县（区）境内，主要开采范围约平方公里，是我要第二大油田。 辽河油田： 主要分布在辽河中上游平原以及内蒙古东部和辽东湾滩海地区。已开发建设26个油田，建成兴隆台、曙光、欢喜岭、锦州、高升、沈阳、茨榆坨、冷家、科尔沁等9个主要生产基地，地跨辽宁省和内蒙古自治区的13市（地）32县（旗），总面积10万平方公里，产量居全国第三位。 克拉玛依油田： 地处新疆克拉玛依市。40年来在准噶尔盆地和塔里木盆地找到了19个油气田，以克拉玛依为主，开发了15个油气田，建成了792万吨原油配套生产能力（稀油万吨，稠油万吨），从1900年起，陆上原油产量居全国第四位。 四川油田： 地处四川盆地，已有60年的历史，发现油田12个。在盆地内建成南部、西南部、西北部、东部4个气区。目前生产天然气产量占全国总量近一半，是我国第一大气田。 华北油田： 位于河北省中部冀中平原的任丘市，包括京、冀、晋、蒙区域内油气生产区。1975年，冀中平原上的一口探井任4喷出日产千吨高产工业油流，发现了我国最大的碳酸盐岩潜山大油田任丘油田。1978年原油产量达到1723万吨，为当年全国原油产量突破1亿吨做出了重要贡献。直到1986年，保持年产量原油1千万吨达10年之久。目前原油产量约400多万吨。 大港油田： 位于天津市大港区，其勘探地域辽阔，包括大港探区及新疆尤尔都斯盆地，总勘探面积34629平方公里，其中大港探区18628平方公里。现已在大港探区建成投产15个油气田24个开发区，形成年产原油430万吨和天然气亿立方米生产能力。目前，发现了千米桥等上亿吨含油气构造，为老油田的增储上产开辟了新的油气区。 中原油田： 地处河南省濮阳地区，于1975年发现，经过20年的勘探开发建设，已累计探明石油地质储量亿吨，探明天然气地质储量亿立方米，累计生产原油7723万吨、天然气亿立方米。现已是我国东部地区重要的石油天然气生产基地之一。 吉林油田： 地处吉林省扶余地区，油气勘探开发在吉林省境内的两大盆地展开，先后发现并探明了18个油田，其中扶余、新民两个油田是储量超亿吨的大型油田，油田生产已达到年产原油350万吨以上，形万了原油加工能力70万吨特大型企业的生产规模。 河南油田： 地处豫西南的南阳盆地，矿区横跨南阳、驻马店、平顶山三地市，分布在新野、唐河等8县境内。已累计找到14个油田，探明石油地质储量亿吨及含油面积平方公里。 长庆油田： 勘探区域主要在陕甘宁盆地，勘探总面积约37万平方公里。油气勘探开发建设始于1970年，先后找到了油气田22个，其中油田19个，累计探明油气地质储量万吨（含天然气探明储量亿立方米），目前已成为我国主要的天然气产区，并成为北京天然气的主要输送基地。 江汉油田： 是我国中南地区重要的综合型石油基地。油田主要分布在湖北省境内的潜江、荆沙等7个市县和山东寿光市、广饶县以及湖南省境内衡阳市。先后发现24个油气田，探明含油面积平方公里、含气面积平方公里，累计生产原油万吨、天然气亿立方米。 江苏油田： 油区主要分布在江苏的扬州、盐城、淮阴、镇江4个地区8个县市，已投入开发的油气田22个。目前勘探的主要对象在苏北盆地东台坳陷。 青海油田： 位于青海省西北部柴达木盆地。盆地面积约25万平方公里，沉积面积12万平方公里，具有油气远景的中新生界沉积面积约万平方公里。目前，已探明油田16个，气田6个。 塔里木油田： 位于新疆南部的塔里木盆地。东西长1400公里，南北最宽外520公里，总面积56万平方公里，是我国最大和内陆盆地。中部是号称“死亡之海”的塔克拉玛干大沙漠。1988年轮南2井喷出高产油气流后，经过7年的勘探，已探明9个大中型油气田、26个含油气构造，累计探明油气地质储量亿吨，具备年产500万吨原油；100万吨凝折、25亿立方米天然气的资源保证。 吐哈油田： 位于新疆吐鲁番、哈密盆地境内，负责吐鲁番、哈密盆地的石油勘探。盆地东西长600公、南北宽130公里，面积约5。3万平方公里。于1991年2月全面展开吐哈石油勘探开发会战。截止1995年底，共发现鄯善、温吉桑等14个油气油田和6个含油气构造探明含油气面积平方公里，累计探明石油地质储量亿吨、天然气储量731亿立方米。 玉门油田： 位于甘肃玉门市境内，总面积平方公里。油田于1939年投入开发，1959生产原油曾达到万吨，占当年全国原油产量的。创造了70年代60万吨稳产10年和80年代50万吨稳产10的优异成绩。誉为中国石油工业的摇篮。 除陆地石油资源外，我国的海洋油气资源也十分丰富。中国近海海域发育了一系列沉积盆地，总面积达近百万平方公里，具有丰富的含油气远景。这些沉积盆地自北向南包括：渤海盆地、北黄海盆地、南黄海盆地、东海盆地、冲绳海槽盆地、台西盆地、台西南盆地、台西南盆地、台东盆地、珠江口盆地、北部湾盆地、莺歌海——琼东南盆地、南海南部诸盆地等。中国海上油气勘探主要集中于渤海、黄海、东海及南海北部大陆架。 1966年联合国亚洲及远东经济委员会经过对包括钓鱼岛列岛在内的我国东部海底资源的勘察，得出的结论是，东海大陆架可能是世界上最丰富的油田之一，钓鱼岛附近水域可以成为“第二个中东”。据我国科学家1982年估计，钓鱼岛周围海域的石油储量约为30亿~70亿吨。还有资料反映，该海域海底石油储量约为800亿桶，超过100亿吨。 南海海域更是石油宝库。中国对南海勘探的海域面积仅有16万平方千米，发现的石油储量达亿吨，南海油气资源可开发价值超过20亿万元人民币，在未来20年内只要开发30，每年可以为中国GDP增长贡献1~2个百分点。而有资料显示，仅在南海的曾母盆地、沙巴盆地、万安盆地的石油总储量就将近200亿吨，是世界上尚待开发的大型油藏，其中有一半以上的储量分布在应划归中国管辖的海域。经初步估计，整个南海的石油地质储量大致在230亿至300亿吨之间，约占中国总资源量的三分之一，属于世界四大海洋油气聚集中心之一，有“第二个波斯湾”之称。据中海油2003年年报显示，该公司在南海西部及南海东部的产区，截至2003年底的石油净探明储量为亿桶，占中海油已探明储量的。 到目前为止，渤海湾地区已发现7个亿吨级油田，其中渤海中部的蓬莱19-3油田是迄今为止中国最大的海上油田，又是中国目前第二大整装油田，探明储量达6亿吨，仅次于大庆油田。至2010年，渤海海上油田的产量将达到5550万吨油当量，成为中国油气增长的主体。从以上来看，我国石油资源集中分布在渤海湾、松辽、塔里木、鄂尔多斯、准噶尔、珠江口、柴达木和东海陆架八大盆地，其可采资源量172亿吨，占全国的％；天然气资源集中分布在塔里木、四川、鄂尔多斯、东海陆架、柴达木、松辽、莺歌海、琼东南和渤海湾九大盆地，其可采资源量万亿立方米，占全国的％。 从资源深度分布看，我国石油可采资源有80％集中分布在浅层(＜2000米)和中深层(2000米～35 00米)，而深层(3500米～4500米)和超深层(＜4500米)分布较少；天然气资源在浅层、中深层、深层和超深层分布却相对比较均匀。 从地理环境分布看，我国石油可采资源有76％分布在平原、浅海、戈壁和沙漠，天然气可采资源有74％分布在浅海、沙漠、山地、平原和戈壁。 从资源品位看，我国石油可采资源中优质资源占63％，低渗透资源占28％，重油占9％；天然气可采资源中优质资源占76％，低渗透资源占24％。 截至2004年底，我国石油探明可采储量亿吨，待探明可采资源量近144亿吨，石油可采资源探明程度％，处在勘探中期阶段，近中期储量发现处在稳步增长阶段；天然气探明可采储量万亿立方米，待探明可采资源量万亿立方米，天然气可采资源探明程度仅为％，处在勘探早期阶段，近中期储量发现有望快速增长

油气储运工程论文

古典文学常见论文一词，谓交谈辞章或交流思想。当代，论文常用来指进行各个学术领域的研究和描述学术研究成果的文章，简称之为论文。以下是我整理的油气储运工程论文，希望能够帮助到大家！

摘要： 针对油气储运工程专业旧有的专业课程设置及教学内容存在的问题，提出了该专业课程模块化设置的构想，根据油气储运工程专业特点将专业课程划分为油品输送和储存技术、天然气输送和储存技术和专业通用技术三大模块，以此为基础构成完整的课程体系框架。本文内容是对油气储运工程专业课程设置改革的一点探讨，起到抛砖引玉的作用。

关键词： 油气储运工程 课程体系 模块化

一、油气储运工程专业概况及专业特点

油气储运工程专业的培养目标是培养具备工程流体力学、物理化学、油气储运工程等方面知识，能在国家与省、市的发展计划部门、交通运输规划与设计部门、油气储运与销售管理部门等从事油气储运工程的规划、勘查设计、施工项目管理和研究、开发等工作，适应社会主义现代化建设需要，全面掌握油气储运工程领域各方面知识，具有开拓、创新精神、较强的动手能力和协调能力的高级工程技术人才。 油气储运顾名思义就是油和气的储存与运输，从油气储运工程的主要任务可以归纳得出：油气储运工程专业方向可以划分为两大方向，即油品（包括原油和成品油）输送和储存技术、天然气输送和储存技术。由于石油产品和天然气其物性参数有其共性又有其各自的特性，因此造成油气储运工程两大专业方向有共通处，又有其各个方向的独立性，两者即独立又有机的结合，这就是油气储运工程专业其独有的专业特色。

二、国内油气储运工程专业课程设置调研

我国的油气储运工程学科是从20世纪四、五十年代起借鉴前苏联的办学经验而建立起来的[1]。近二十年来，随着我国油气储运业的兴旺发展，对从事油气储运工作的专业技术人才的需求也不断增大，我国开办油气储运专业的大学已从原来的两所增加到20多所。其中具有代表性的大学除了江苏工业学院外，主要还有：石油大学、西南石油大学、辽宁石油化工大学和后勤工程学院。笔者调研了这几所高校的油气储运工程专业课程的设置情况，有如下认识：

总体上各高校的油气储运工程专业课程设置架构大体相同，都兼顾了油和气两个方向，开设的专业课程主要有：油气集输工程、油库设计与管理、专业英语、储运防腐技术、泵与压缩机、油料学、储运仪表自动化、城市配气、管罐强度设计、油气管道输送、储运焊接和施工等。但由于各高校所处位置和专业定位的不同，其课程设置也有其各自的侧重点。石油大学位于北京和山东，辽宁石油化工大学位于东北地区，主要面向油田和长输管道以研究原油的储存和运输为主，其课程设置偏重于油品的输送和储存技术。西南石油大学位于四川，主要面向气田以研究天然气的储存和运输为主，其课程设置偏重于天然气的输送和储存技术。后勤工程学院位于重庆，主要研究对象是野战油库和管线的工艺和设备问题，其课程设置偏重于军用油品的储存和输送技术。江苏工业学院位于经济发达的长江三角洲，由于长江中下游地区是我国重要的石油化工基地，以此为依托，该院的油气储运工程专业主要以炼厂油品及成品油的储存和运输技术为特色，课程设置也以此为基础。

通过调研以及在学生中的调查我们发现目前国内油气储运工程专业课程设置主要存在以下问题：

（1）油品和天然气的课程散乱设置，课程设置繁琐复杂，未突出专业的方向性，使学生在学习过程中无法理清思路，形成清晰、完整的专业链条，找不准专业的研究方向和重点。

（2）某些课程教学内容重复，比如：油气集输中天然气矿场集输、输气管道设计与管理、燃气输配课程中的天然气物性参数、水力计算、常用设备和管材等教学内容都存在重复，油气集输中原油矿场集输和输油管道设计与管理课程中也存在类似现象。此种重复极大的浪费了学时，降低了教学效率。

（3）无论是油品输送系统还是天然气输送系统都是由矿场集输处理系统、干线输送系统、城市终端配送和储存系统所构成的一个产、供、销一体化的大系统。而现行的课程设置却是人为的将整个油气储运大系统分割成前述的三个子系统分别进行讲授，使学生无法形成大系统的工程概念，也无法了解各个系统间的相互联系和影响，这是同系统论和大工程观的教学理念相悖的。

进入21世纪以来，大力发展天然气工业是我国的基本国策，未来的'全国天然气总体布局中，30%多的工程涉及江苏省。天然气利用在江苏省及其全国的大力发展，必将需要大量的天然气输送和储存技术的专门人才，因此加强油气储运工程学科天然气输送和储存技术的研究是储运学科发展的大势所趋。江苏工业学院油气储运工程专业为了在坚持原有特色的基础上有更大的发展，针对储运学科专业课程设置中存在的问题以及储运学科发展的大趋势，有必要在专业课程设置上作出改革和创新，因此我们在此方面做了以下探讨。

三、油气储运工程专业课程模块化设置构想

在坚持原有通识教育平台课程和专业基础平台课程体系的基础上，主要对专业课程体系进行模块化设置，按专业方向将专业课程划分为油品输送和储存技术、天然气输送和储存技术和专业通用技术三大模块。主要构想如下：

1、专业通用技术模块

该模块课程设置主要为油品和天然气两个专业方向都需要的通用技术课程，以储运防腐技术、储运仪表与控制工程、储运焊接与施工、油气计量技术、油气储运实验技术、油罐与管道强度设计为主要必修课程。

随着石油天然气工业和油气储运学科的发展，越来越多的新技术、新设备、新理论应用于油气储运系统，油气储运学科的理论内涵和外延越越来越多的与其他相关学科进行交叉和渗透。例如随着SCADA技术、地理信息系统（GIS）、虚拟现实技术、智能管道机器人等尖端技术在油气储运工程上的应用，使得油气管道输送系统的自动化、信息化、智能化水平越来越高，这就使得从事油气管道设计和管理的专业人员必须具备自动化、计算机、智能机械等相关学科领域的相应知识;同时，随着世界各国经济发展对油气资源需求的进一步增长，国际油气营销市场的行情将会愈加变化莫测，各国都在通过建立一套完善的油气储运系统来预防国际油价、天然气价格波动给本国经济带来的不利影响。而随着我国加入WTO后油气工业国际化经营战略的实施，建成一套调度灵活的国内油气储运系统和数条与国际油气市场接轨的跨国油气输送干线的发展步伐必然加快。这一发展动向不仅会给包括油气储运业在内的相关产业带来一次很好的发展机会，同时也给油气储运学科提出了一些亟待解决的新课题，即如何规划好这样一个庞大的全国油气储运系统以及如何解决好调度管理、营销决策等方面的技术难题[2]。这就需要我们的油气储运技术人才具有一定的技术经济、工商管理和市场营销的相关知识;此外，近年来，国家大力倡导建设节约型、环保型社会，因此油气管道输送系统的节能环保技

术也将是本学科重点研究的方向。随着油气管道完整性，可靠性管理技术的应用，对油气输送系统进行完整性管理是油气管道系统的发展趋势，将大大提高油气输送和储存系统的安全性和可靠性，这也需要油气储运技术人员具备安全工程、可靠性、节能环保的相应知识。为了适应储运学科的发展趋势并遵循“厚基础、宽专业、高素质、能力强、复合型、重德育”型的人才指导思想，专业通用技术模块应注意以下三个方向的学科交叉和扩展。

（1）与自动化和计算机学科的交叉：在该方向拟开设自动控制原理、计算机网络技术、虚拟仪表和虚拟技术、GIS技术及应用、SCADA技术、智能清管技术等选修课程，以培养学生的计算机、自动控制和智能化等新技术的运用能力。

（2）同工商管理和市场营销学科的交叉：在该方向拟开设石油工业技术经济学、油气营销、石油法规与国际石油等选修课程，增强学生工程经济方面的知识水平和经济全球一体化的的应对意识和能力

（3）同节能环保，安全，可靠性方面的交叉：在该方向拟开设油气管道节能工艺技术、油气管道安全工程、油气管道风险评价与完整性管理等选修课程，培养学生安全、环保、节能管理和设计的能力，以满足建设节约型社会的人才需要。

通过这一系列课程的设置，在专业通用技术模块中将构成以必修课程为主，三个交叉子模块为辅的完整结构。学生可根据自身兴趣和发展方向，选择相应交叉子模块中的选修课程，以扩展自身的知识面，体现“厚基础”的指导思想。

2、油品输送和储存技术模块

在该模块中以油品输送和储存这一大系统为主链条，以输油管道设计与管理、油田集输工程、油库设计与管理为核心课程，构建完整统一的油品输送和储存技术课程群。在该模块中，为坚持江苏工业学院油气储运学科以炼厂油品及成品油的储存和运输技术为特色，继续开设炼厂管线设计、液化气站与加油站设计、油气回收与环保技术等选修课程，以适应炼化和销售企业的用人需要。

3、天然气输送和储存技术模块

（1）在该模块中以天然气输送和储存这一大系统为主链条，以输气管道设计与管理、气田集输工程、燃气输配为核心课程，构建完整统一的天然气输送和储存技术课程群。并根据天然气输送和储存技术的新发展和新动向，开设天然气水合物、天然气管道减阻内涂技术、液化天然气技术、地下储气库设计与管理、CNG加气站设计与管理等选修课程。

（2）按照天然气从产出到用户需经过矿场集输处理系统、干线输送系统、城市终端配送和储存系统这样一个完整、连续并相互影响的工艺流程，将输气管道设计与管理、气田集输工程、燃气输配三门课程整合成天然气管路输送一门课程，避免以前三门课程中部分内容的重复，并从大系统观的角度来加以讲授，使学生既了解三个子系统的区别，又了解了它们之间的联系和相互影响性，形成大工程观的概念。

（3）为适应天然气工业和天然气管道运输业的大发展，我们需适当加大天然气输送和储存技术课程模块的建设，除了完善天然气输送和储存技术的理论课程结构外，还需在实验、课程设计及毕业设计、实习三个方面加以建设。

①实验建设：在江苏工业学院原有油气储运省重点技术实验室的基础上，集中力量建设燃气储运实验平台和储运安全与防护系统，打造由燃气储运实验平台、油品储运实验平台和储运安全与防护系统三大平台为主体的江、浙、沪地区乃至国内先进的油气储运综合工程实验中心。逐步开设天然气输送、燃气物性测试、天然气水合物机理研究等相关实验，形成天然气输送和储存技术理论讲授和实验相结合的教学模式。

②课程设计和毕业设计建设：江苏工业学院油气储运工程专业原有的课程设计和毕业设计都偏重于油品输送和储存方向，天然气方向的课程设计和毕业设计较为薄弱，因此在天然气管路输送大课程的基础上，拟增设天然气集输、干线输气管道、城市燃气输配三个方向的课程设计题目，学生可任选一个方向进行课程设计。对于毕业设计，应增加天然气方向的毕业设计选题，为学生提供与工程实际结合，技术先进、难度适中的天然气方向的课题，使毕业设计选题更加多样化，体现专业方向和特色。

③实习基地建设：针对原有的实习基地主要以让学生了解炼油厂生产工艺流程、炼厂油品装卸工艺流程、油库工艺流程，炼厂和油库常用设备为主，实习基地类型较单一，缺少较大型的天然气输配技术实习基地的现状，我们需紧抓西气东输管网在长江三角洲大力发展的大好机遇和“十五规划”中的五大储气库之一——东南储气库将建在江苏工业学院所在地—常州金坛这一良好条件，积极联系和沟通相关企业，力争西气东输常州分输站、金坛储气库，西气东输管线上海终控中心等单位能成为本专业的实习基地，以完善本专业的实习基地类型，加强学生对天然气输送和储存工艺的实践认知。

本文的内容只是对油气储运工程专业课程设置改革的一点探讨，起到抛砖引玉的作用，希望能对油气储运工程学科建设有所贡献。

参考文献：

[1]严大凡。油气储运专业回顾与展望[J]。油气储运，2003，22（9）：1—3

[2]姚安林。我国油气储运学科的发展机遇[J]。油气储运，1999，18（2）：6—10

[3]张光明，汪崎生。石油工程专业课程体系及教学内容改革与实践[J]。江汉石油学院学报（社科版），2001，3（1）：33—36

油气储运工程就业方向分析

油气储运工程专业是研究油气和城市燃气储存、运输及管理的一门交叉性高新技术学科，是石油和天然气工业的主干专业。

1、油气储运工程专业研究方向

该专业所包含的研究方向有：01油气长距离管输技术02多相管流及油气田集输技术03油气储运与城市输配系统工程04油气储存与液化天然气技术05油气储运安全工程。

2、油气储运工程专业培养目标

本专业培养研究生具备油气集输、油气管输、油气储存、油气储运工程施工与管理、城市配气等方面知识，获得油气储运工程师的基本训练。具有较宽广坚实的专业理论基础，掌握较系统深入的油气储运工程技术知识，了解国际上有关领域的新动态，能正确地运用所学知识解决工程技术问题，具备独立开展专业技术工作和从事相关科学研究的能力，并具有继续学习、创新和提高的能力。具有较强的外语应用能力，能熟练运用一种主要外语阅读本学科的文献资料、撰写专业论文，具有较好的听说能力。

3、油气储运工程专业就业方向

本专业毕业生主要在油气田企业、油气管道的规划设计、建设、运营管理单位、石油化工企业、石油销售企业、城市燃气公司、建筑公司、部队和民航的油料公司、设计院以及国家物资储备部门等领域从事工程规划、勘测设计、施工、监督与管理、科学研究与技术开发工作以及油气储运设备运营等方面的技术管理、研究开发等工作。