石油企业成本控制措施探讨分析论文
一、我国石油企业成本管理现状及存在的主要问题
（一）成本管理的理论研究观念、方法滞后
我国成本管理的理论研究与改革前相比有了长足的进步，但在成本管理研究方面的系统性较差。此外，很多石油企业仍将成本管理的范围局限于企业内部甚至只包括生产过程，而忽略了对其他相关企业及相关领域成本行为的管理。而且，我国虽然有一些企业进行了先进成本管理方法的试点，并取得了不错的成绩，但整体上讲，成本管理方法还是很陈旧。
（二）企业内部成本管理主体的定位失误
长期以来，人们存在一种偏差：把成本管理作为财务人员、少数管理人员的专利，认为成本、效益都应由企业领导和财务部门负责，而把各车间、部门、班组的职工只看作生产者，导致管成本的不懂技术、懂技术的不懂财务，广大职工对于哪些成本应该控制，怎样控制等问题无意也无力过问，成本意识淡漠。职工感受不到市场压力，控制成本的积极性无法调动起来，浪费现象严重。
（三）成本管理信息失真
在我国，有相当多的企业管理者因偷逃税款、粉饰业绩、谋取私利或小团体利益等不良利益动机的驱动，任意调整、编造成本资料，从而使成本信息失真现象日益严重。
（四）过分细化分工，导致成本过高
企业内部的分工越来越精细，这就要求企业进行高度的协作管理，由此导致企业管理的协调体成本过高；另外由于过细的分工导致企业管理复杂化，不利于企业管理效率的提高，从而为企业带来一定的低效率成本，并造成直接经济损失和人力资源的严重浪费。
二、影响我国石油企业成本的因素分析
（一）资源状况
油田企业成本的高低和经济效益的好坏，主要来自勘探、开发、油气生产的级差地租，而级差地租的多少受资源状况和追加投入和投入的效率的影响。
（二）勘探开发所处阶段
油田所处油藏类型不同，所处勘探开发阶段不同，表现在油田递减状况和钻井的投资、生产费用等不尽相同。如在油田生产初期，由于地下能量较高，原油单纯依靠地层自然能量就可以流出井口，因此，这一时期的成本在总的生产成本中所占比例很小，而探井、开发井的折旧费用则比例很大。当油田进入生产中后期，地层能量逐渐下降，为保持油田产量，必须采取许多稳产增产措施。这些措施的相应费用在石油成本中所占比例越来越大，从而会明显改变生产初期的成本构成情况。
（三）科技水平
科技水平的高低和不同方法的应用，影响着勘探、开发和生产等各阶段的成本。另一方面，采用高新技术会提高局部成本，但由于投入、产出的结构变化，有可能会引起整个油田成本水平的下降。
（四）企业组织形式和管理水平
目前我国的油田内部各单位管理机构较臃肿，管理层次较多，“大而全、小而全”的现象较严重。因此，石油成本中的非生产性因素太多，出现了成本不实现象，从而削弱了成本信息在管理决策中的作用。
（五）财务费用的高低
从企业总成本的角度而言，负债成本（利息）已成为石油企业的固定负担。特别在低油价、企业营业毛利水平较低、债务包袱沉重的情况下，这种固定的负担就显得尤为沉重，再加上汇率变化带来的损失，更加大了石油企业的资金平衡压力。
（六）国家政策
不同的国家产业政策和税赋比例，对石油企业投入、产出的影响和未来发展影响很大。
三、我国石油企业成本控制的方法思考
（一）目标成本法
目标成本是根据预计可实现的销售收入，扣除目标利润计算出来的成本。目标成本的制定从企业的总目标开始，逐级分解成基层的具体目标。制定时强调执行人自己参与，专业人员协助，以发挥各级管理人员和全体员工的.积极性和创造性。目标成本管理法强调授权，给下级一定自主权，减少干预，在统一的目标下发挥下级的主动性和创造精神。
（二）成本否决法
为提高企业的经济效益，使成本指标在奖金分配中起决定性作用，并严格考核，实行成本否决制。基本内容是：如果成本指标完不成，其他经济指标完成得再好，也不能得奖。在考核中，成本考核不仅与奖金挂钩，而且与职工晋级挂钩，成本指标完不成，不仅不能得奖，同时也不能晋升。
（三）档次成本法
档次成本法是将产品的目标成本分为3个档次：最高目标、较高目标和最低目标。然后再将各种档次的目标成本进行分解，制定出各种档次下的材料消耗、费用支出定额，并以各车间、管理部门为责任中心，核定各责任中心的考核标准，进行严格考核，以达到成本最低，经济效益最佳的目的。
（四）标准成本法
标准成本是指在较高效益下预计产品所耗费的原料、人工及制造费用发生的成本。标准成本是通过详细的调查、认真分析和精确计算来制定的，用于评价实际成本、衡量工作效率的一种预计成本。四、油田企业控制和降低油气成本的主要措施
1、全面推行目标成本管理。
（1）成立预算委员会。
成立以油田主要领导为主任，各主要职能部门负责人为主要成员的预算委员会，通过考察、研究和讨论，决定各责任中心的责任目标。这与以往在历史成本的基础上统一“砍一刀”的预算方法相比，有了很大的科学性和先进性。
（2）目标责任落实到“纵向到底、横向到边”。
油田要对部门和其所属单位进行细致的划分，把目标责任落实到每一个单位，做到“横向到边”。同时，要求下级单位在进行内部单位管理中，把成本进一步细分，使每个岗位、每个人都有一定的责任，实现“纵向到底”。
（3）在成本控制过程中发挥激励、约束机制的作用。
在成本控制过程中应充分发挥激励、约束机制的作用，如为约束下级单位领导的行为，实行风险抵押金制度；为防止下属单位的短期行为，实行专项资金制度；为调动职工积极性，实行奖金与成本挂钩、工资与成本挂钩的制度等。
2、按成本类别实施控制。
按照责任与权力对等的原则，将油气成本按类别分别落实到相应的单位和分管者加以控制。
（1）将勘探成本和勘探费用落实到勘探部门，再由勘探部门落实到各油气田企业，重点考核单位勘探成本及物化探成本占勘探总成本的比例和勘探干井成本占探井成本的比例。
（2）将开发成本和折旧折耗与摊销落实到各油气田企业，再由各油气田企业将单位开发成本落实到开发部门。重点考核单位开发成本，同时考核折旧折耗与摊销。
（3）将现金
操作成本落实到各油气田企业，再由各油气田企业落实到各采油（气）厂。
（4）将管理费用与财务费用分别落实到油田总部和各油气田企业的财务管理部门，然后再由财务管理部门分别落实到各职能管理部门。
3、控制老区油气成本，实现老区的持续发展。
目前国内主力区块大多已进入“三高”阶段，呈现出原油产量下降，单位油气成本上升的趋势。采取合理措施，控制老区油气成本，是降低油气成本的关键和重要举措。
（1）改变生产方式，变低效无效为高效有效。
目前全国已有多个油田改变生产方式，通过捞油生产、低效井转注、生产井间开、注水井间注或停注、简化地面工艺流程等生产方式，可使许多按常规方式无法开采的油井实现经济有效开采。
（2）健全和强化财务管理功能。
财务管理是企业管理的核心工作，要重点发挥其资金运营中心、成本控制中心、会计核算中心及资本经营中心等四大功能。
（3）依靠科技进步，努力降低成本。
国外石油公司科技进步贡献率达到70%以上，我国只有40%多。因此，借鉴国外成熟的技术和经验降低成本的空间还很大。
（4）减员增效，提高劳动生产率，降低人工成本。
目前，我国一般石油企业人工成本占总成本的比例是国外石油公司的4～4、5倍，人工成本过高且刚性化是当前成本构成中面临的主要问题之一，通过精简队伍降低人工费用是降低总成本的重要举措。
（5）处置高成本区块，优化产量的成本结构。
处于开发后期和特殊类型油田，勘探开发及油气操作成本相对较高。应依据经济产量原则，将这些高成本的油田（区块），通过出售、出租、委托开采及人员与资产整体分离等各种方式予以处置，优化产量的成本结构，降低油气成本的总体水平。
4、实行油气并举战略，优化油气产量结构。
天然气成本远低于原油成本。国外石油公司的天然气产量占油气总产量的比重一般在30%以上，bp、埃克森美孚和壳牌等公司的天然气产量甚至接近油气总产量的一半，而中国石化目前只有8、3%。因此，加大天然气的勘探开发力度、提高天然气在油气产量中的比例是降低油气成本的一条重要途径。
石油不仅是人类主要的能源之一，也是人类环境污染源之一。据资料统计，每年有800多万吨石油进入世界环境，污染土壤、地下水、河流和海洋。随着黄土高原地区石油的大量开采利用，该地区呈现采油面积大、油井多、产量低、开发技术落后等特点。它对自然环境带来的污染日趋严重，直接影响到该地区的生态与生存条件。局部地区情况已经极为严重，已威胁到当地的农业生产和农民的生存环境。石油类物质已成为该地区的重点污染物之一，区内土壤、河流等已不同程度的遭到石油类的污染。
一、鄂尔多斯盆地主要含油气系统
鄂尔多斯盆地是多旋回的叠合含油气盆地，地跨陕、甘、宁、晋、内蒙古5省(区)，面积32万km2，显生宙沉积巨厚。盆地基底为太古宙—古元古代变质岩系，中、新元古代为裂陷槽盆地，沉积物为浅海碎屑岩—碳酸盐岩裂谷充填型;早古生代为克拉通盆地，沉积物为陆表海碳酸盐岩台地型;晚古生代—中三叠世为克拉通坳陷盆地，沉积物由滨海碳酸盐岩型过渡为陆相碎屑岩台地型;晚三叠世—白垩纪为大型内陆坳陷盆地，沉积物为陆内湖泊、河流相沉积型;新生代整体上升，盆地主体为平缓西倾的大斜坡，沉积物为三趾马红土和巨厚的风成黄土;周缘有断陷盆地发生和发展。盆地内已勘探开发的4套含油气系统均属地层-岩性油气藏。
1.上三叠统延长组岩油藏含油系统
最早勘探开发的延长组含油系统烃源岩以延长组深湖相及浅湖相黑色泥岩、页岩和油页岩为主，生烃中心分布在盆地南部马家滩—定边—华池—直罗—彬县范围，油源岩最厚达300～400m，有利生油区面积达6万km2(图3-3)，储集岩围绕生油凹陷分布，北翼缓坡带有定边、吴旗、志丹、安塞和延安等5个大型三角洲及三角洲前缘砂体，南翼较陡坡带则发育环县和西峰等堆积速率较快的河流相砂体及水下沉积砂体。储渗条件靠裂缝及浊沸石次生孔隙改善，圈闭靠压实构造，遮挡靠岩性在上倾方向的侧变。
2.下侏罗统延安组砂岩油藏含油系统
延安组砂岩油藏以淡水—微咸水湖相沉积的上三叠统延长组烃源岩为主要油源岩，属混合型干酪根;以沼泽相煤系沉积的侏罗系延安组为辅助烃源岩，属腐殖型干酪根，陕北南部的衣食村煤系更以含油率高为特征。三叠纪末期，印支运动使鄂尔多斯盆地整体抬升。在三叠系顶部形成侵蚀地貌，以古河道形式切割延长组。规模最大的甘陕古河由西南向东北汇聚庆西古河、宁陕古河和直罗古河，开口向南延伸(图3-4)。印支期侵蚀面的占河道切割了延长组，成为油气下溢通道，溢出侵蚀面的油气首先向古河床内的富县组和延安组底砂岩运移和聚集，也向延安组上部各砂岩体及古河床两侧的边滩砂体中运移、聚集，以压实构造和大量岩性圈闭为其主要圈闭形式。
图3-3 鄂尔多斯盆地晚三叠世延长组沉积期沉积相图
3.奥陶系马家沟组碳酸盐岩含气系统
鄂尔多斯盆地奥陶系陆表海浅海碳酸盐岩的烃源岩主要为微晶及泥晶灰岩、泥质灰岩、泥质云岩及膏云岩，厚达600～700m。生烃中心:东部在榆林—延安一带，西部在环县—庆阳一带，产生腐泥型裂解气。加里东运动使鄂尔多斯盆地整体抬升，经受130Ma的风化剥蚀，导致奥陶系顶面形成准平原化的古岩溶地貌，盆地中部靖边一带分布有南北走向的宽阔潜台，周缘有潜沟和洼地，在上覆石炭系煤系铁铝土岩的封盖和东侧奥陶系盐膏层的侧向遮挡双重作用下，古潜台成为天然气运移聚集的大面积隐蔽圈闭(图3-5)。
4.石炭-二叠系煤系含气系统
鄂尔多斯盆地石炭系为河湖相和潮坪相沉积，二叠系为海陆过渡相和内陆河湖相沉积，以碎屑岩为主，仅石炭系有少量碳酸盐岩。烃源岩主要为石炭系太原组和下二叠统山西组的煤系，显微组成为镜质体与丝质体，干酪根属腐殖型，煤层气的组分以甲烷为主。北部东胜、榆林地区煤层厚20m，暗色泥岩厚50～90m，范围约7万km2;南部富县、环县地区煤层厚5～10m，暗色泥岩厚10～100m，范围约6万km2。储集体以砂岩为主，主要物源区在北部大青山、鸟拉山一带，各层砂体叠置，蔚为壮观。山西组沉积中心位于盆地南部洛川—庆阳一带，以盆地北部砂体最发育，共有6条大砂体向盆地内延伸，各条大砂体内部受古河网控制，呈现复杂的条带状。储渗条件靠裂缝及后生成岩作用改善，圈闭靠压实构造及上倾方向的岩性遮挡。
图3-4 鄂尔多斯盆地早侏罗世甘陕古河示意图
二、石油开发引起的主要地质环境问题
(一)石油类污染物的产生
在石油的勘探开发过程中，从地质勘探到钻井及石油运输的各个环节中，由于工作内容多，工序差别大，施工情况复杂，管理水平不一，以及设备配置和环境状况的差异，使得污染源的情况比较复杂。石油开采的每一个环节都可能产生石油类污染物(图3-6)。
石油开采不同作业期所产生的石油类污染物具体描述如下:
1.钻井期
在油田进行钻井作业时，会产生含有石油类污染物的钻井废水及含油泥浆。这是钻井过程中，由冲洗地面和设备的油污、起下钻作业时泥浆流失、泥浆循环系统渗漏而产生。废水含抽浓度在50～1200mg/L之间，水量从几吨至数十吨不等。另外，有些情况下，在达到高含油层前，要经过一定数量的低含油地层，从而引起油随钻井泥浆一起带至地面。同时，一经到达高含油层，地压较高时少量高浓度油可能喷出。
图3-5 鄂尔多斯盆地奥陶系顶面古地貌图(据范正平等，2000)
图3-6 石油开采过程中石油类污染物的来源及污染途径示意图
2.采油期
采油期(包括正常作业和洗井)，排污包括采油废水和洗井废水。在地下含油地层中，石油和水是同时存在的，在采油过程中，油水同时被抽到地面，这些油水混合物被送进原油集输系统的选油站进行脱水，脱盐处理。被脱出来的废水即采油废水，又称“采出水”。由于采油废水是随原抽一起从油层中开采出来，经原油脱水处理而产生，因此，这部分废水不仅含有在高温高压的油层中溶进了地层中的多种盐类和气体，还含有一些其他杂质。更为主要的是，由于选油站脱水效果的影响，这部分废水中携带有原油———石油类污染物;另外，在研究流域范围内，也存在采用重力分离等简单的脱水方法，并多见于单井脱水的油井。一般地，油井采油废水含抽浓度在数千mg/L，单井排放量平均为数十m3/d。洗井废水是对注水井周期性冲洗产生的污水或由于油井在开采一段时间后，由于设备损坏、油层堵塞、管道腐蚀等原因需要进一步大修或洗井作业而产生的含油废水。
3.原油贮运过程的渗漏
原油在贮存、装运过程中由于渗漏而产生落地原油，以及原油在管道集中输运过程的一些中间环节均有可能造成一定数量的原油泄漏或产生含油废水。
4.事故污染
事故污染包括自然因素和人为因素两种情况:自然事故包括井喷，设备故障和采用车辆运输时山体滑坡引发的交通事故而造成原油泄漏。延安地区地表黄土结构松散、水力冲刷剧烈，由于山体滑坡而导致的污染事故更为频繁。人为事故指各种人为因素造成采油设备、输油管线被破坏及原油车辆运输时，人为交通事故引起的翻车等污染事故。事故污染具有产污量大、危害严重，难以预测的特点。
(二)石油开采过程中对水土环境的影响
在石油的各个环节都可以产生污染，污染对象以土壤为主，其次为地表水体，地下水的污染以间接污染为主，在鄂尔多斯盆地没有明显指标显示石油泄漏或渗透污染了地下水，即地下水中没有检测出有石油类污染物。但在石油开发过程中，地下水的水质发生了明显变化，矿化度明显增加，其他指标也发生了很大变化。
1.对土壤的影响
(1)落地原油对土壤环境的影响
大量的泄漏原油进入土壤中后，会影响土壤中微生物的生存，造成土壤盐碱化，破坏土壤结构，增加石油类污染物含量。原油泄漏后，原油在非渗透性基岩及黏重土壤中污染(扩展)面积较大，而疏松土质中影响扩展范围较小。特别强调的是，黏重土壤多为耕作土，原油覆于地表会使土壤透气性下降，土壤肥力降低。在最初发生泄漏事故时，原油在土壤中下渗至一定深度，随泄漏历时的延长，下渗深度增加不大，根据在陇东油田和陕北油田等实地调查表明，落地原油一般在土壤内部50cm以上深度内积聚，因此，原油泄漏后主要污染土壤的耕作层。
(2)石油类污染物在土壤中的垂直渗透规律
鄂尔多斯盆地气候干燥，降雨量少，地表多为戈壁砂砾覆盖，土壤发育不良，含沙量高，因此，在该盆地进行油田开发，其产生的石油类污染物更容易沿土壤包气带下渗迁移，危害生态环境。其迁移速度决定于土壤对污染物的吸附能力。一般原油比重小于1，长期在土壤中既不是静止不动，又不类似于可溶性物质上下迅速迁移。为了弄清油类物质在土壤中的迁移状况，采用野外取样分析的方法，对石油类污染物在油田区土壤中的迁移规律进行了研究。
分别对陇东西峰油田和庆城油田的井场附近土壤剖面中石油类物质的含量进行了测定，测定结果见表3-5至表3-7。
表3-5 庆城油田石油类污染物在土层中的纵向分布情况
表3-6 西峰油田石油类污染物在土层中的纵向分布情况
表3-7 陕北安塞杏2井放喷池附近石油类在土层中的纵向分布情况
由表3-5至表3-7可知，由于土壤的吸附等作用，石油类污染物随土层纵向剖面距离的增大，其含量逐渐降低，尤其是50cm以内污染物降低得很快。石油类污染物主要积聚在土壤表层80cm以内，而且一般很难下渗到2m以下。长庆油田所在区域多为风沙土和灰棕漠土壤，颗粒较粗，结构较松散，孔隙率比较高，垂直渗透系数较一般土壤大。但由于西北各油田所在地气候干旱，降雨量少，土壤中含水率很低，使污染物的迁移渗透作用大大减弱，又很少有大量降水的淋滤作用，因此油田开发过程中产生的这些落地原油只积聚在土壤表层，渗透程度较浅，对深层土壤影响较小。
2.对地表水体的影响
鄂尔多斯油田地跨陕、甘、宁3省(区)，境内主要水系有3个，即甘肃陇东马莲河水系、陕西延安延河水系、陕西靖边无定河水系。石油开发过程中这三大水系都不同程度地受到了污染。
陇东石油开发区地表水最主要的污染物是COD和氯化物，其中COD污染最严重，14个样品中全部超标，环江超标尤其严重;氯化物污染指数除葫芦河、固城川及蒲河各样点中的未超标之外，其余均超标，也以环江为最。pH值均未超标;石油类除环江韩家湾断面严重超标外，其余样品的石油类介于0.04～0.3mg/L;挥发酚除柔远河华池悦乐断面超标1倍之外，其余未超标;环江洪德桥由于地质原因，TDS含量非常高，这部分苦水下泄影响了下游水质，但随着下游水量增加，矿化度逐渐降低。
总体来看，在陇东地区环江和马莲河干流的污染最为严重的，其次是柔远河，蒲河污染最轻。环江与马莲河干流已不能满足Ⅲ类水体功能使用要求，柔远河和蒲河已不能满足Ⅱ类水体功能使用要求。
根据吴旗县水文站从1987年至1992年的水文资料(表3-8)，可以看出在石油资源大规模开发前北洛河上游河水中的硫酸盐，氯离子、六价铬含量年均值已超过国家标准Ⅲ类标准，尤其是氯化物含量和硫酸盐含量超过标准2～3倍，矿化度均大于1000，大部分为高TDS水，而且总硬度在500～600mg/L之间，超标严重。
表3-8 吴旗县水文站水质监测数值统计单位:mg·L－1
洛河上游地区水质矿化度及各种盐类含量超标与洛河上游地下水补给区的白垩系、第三系(古、新近系)地层含盐有关，地下水本身矿化度或含盐量高。吴起地区的白于山南缘存在吴起古湖，干枯后形成含盐地层，在地下水补给时将大量盐分输入洛河。吴起西北方向定边地区存在大量盐池及含盐地层，盐分进入地下水向东南方向补给也不容忽视。90年代以来，石油资源大规模开发之后，TDS、六价铬、氨氮、氯化物、高锰酸盐指数、硫酸盐、总硬度等均呈明显的上升趋势，说明目前的洛河上游“高盐、高矿化度(TDS)、高硬度”是在本地较高的基础上进一步水质污染造成的。
陕北地区，石油开发区地表水体中六价铬均超标，其他重金属均未超标，挥发酚大部分都不超标，只有两个样品超标，超标分别为1.8，0.6倍，相对而言，化学需氧量和氨氮超标率大一点。氯化物超标最严重，超标率达到了63%，其次为硫酸盐，硫酸盐有一半多断面超标，接下来是硝酸盐和总磷，氟化物全部不超标。
表3-9是2006年、2007年长庆油田公司安塞油田开发区地面水中有害物监测结果。其中对环境污染最严重是石油类，最大超标32倍，硫化物最大超标120倍，挥发酚最大超标4.2倍，COD最大超标1.71倍，BOD5最大超标5.23倍。其中超标严重地点主要在王窑水库、杏子河冯庄上游。从表3-9可以看出，2007年8月监测数据超标情况比2006年4月监测数据值高。
表3-9 长庆油田公司安塞油田区地面水中有害物监测结果表单位:mg·L－1
3.对地下水的影响
鄂尔多斯盆地地下水埋藏较深，结合上述土壤和地表水体污染特征来看，落地原油和石油废水对地下水没有影响，石油开发对地下水的影响主要是注水井对地下水的影响，这主要在石油开发过程中，大量掠去地下水，改变了地下水环境。
(1)地下水污染状况
在陇东油区，各主要油田区块的地下水由于采油活动使得地下水中的指标超标严重(表3-10)。马岭油田地下水中氨氮超标最为严重，监测结果全部超标，六价铬6个监测点位中有5个超标或接近标准值;氯化物也有超标现象。华池油田地下水有1个监测点位的大肠菌群指标严重超标;各点COD均超标或接近标准值。樊家川油田地下水中氨氮、六价铬、氯化物、细菌总数、大肠菌群全部超标，其中，大肠菌群污染最为严重;另外，氟化物也有超标现象。总体上讲，属较差水质，不适合人类饮用。这些污染与石油开发有很大关系，但是也存在其他的污染因素。
表3-10 陇东油区地下水水质指标表单位:mg·L－1
总体来说，陇东油田地下水的主要污染物是COD，56.25%超过国家Ⅲ类标准，其次是氯化物，31.43mg/L;pH值未超过国家Ⅲ类标准;石油类全部未检出;矿化度变化范围为452.67～15736.00mg/L。
陕北地区石油类、六价铬、氯化物、硝酸盐、硫酸盐部分超标，其余的测试项目均未超标;个别地区石油类超标十倍多，部分井水和泉水六价铬超标，不是很严重;部分样品氯化物超标较严重，最高超标500倍。硝酸盐有1个井水样超标。泉水的pH值较大，井水次之，油层水最小(表3-11)。
表3-11 陕北地区地层水与河水TDS、硬度、氯离子含量对比表
续表
将各地的地下水与其地表水的矿化度、硬度、氯离子进行对比分析，以揭示地下水的地表水的相互关系。表中选取的河水水样是根据地层水的样点位置选取的，在地层水的附近。选取井水、泉水与相应的河流水进行对比，可以看出井水的TDS、硬度、氯离子的含量都比河水低，从其他指标看来地下水的水质也优于同一地区的地表水，这与在调查中发现的当地居民基本饮用地下水的情况相一致。
陕西靖边安塞油田位于大理河上游，从1990年到2006年，靖边青阳岔215km2的范围内先后打成近千口油井，致使这里的浅层地下水渗漏，深层高盐水上溢，地下水资源衰竭，加之民采混乱，蜂窝式的滥采，使油层、水层相互渗透污染，80%的水井干枯，部分能出水的水井水质苦涩，不能饮用。
(2)注水井对地下水的影响分析
以陇东地区为例，目前，陇东油田共有7座采出水处理厂，采出水经处理后回注地层，主要工艺流程为:沉降罐脱出水—除油罐除油—过滤—絮凝—杀菌—回注。
污水回注层位是直罗组(深度约1000m以下)。地层中夹有多层较厚的泥质粉砂岩与泥岩等弱透水层或不透水层，贯通上下岩层的导水构造极不发育，回注水不大可能突破不透水层向上部地层运移和渗透，更不可能进入潜水层与地表水。同时，直罗组砂岩层孔隙度大(19%～22%)，纳水容量大，以注水井为基点，影响半径500m范围内，仅按射孔段砂岩平均厚度30m(直罗组砂岩层厚达200～340m)计算，孔隙体积约为500万m3时。可见，选择直罗组作为回注层是合理可行的，在压力驱使下采出水回注直罗组地层后，不大可能突破多层隔水层而污染地下水。
采出水在回注前必须处理达到《地下水质量标准》(GB/T14848—1993)Ⅲ类标准值，这样与深层承压水水质无明显差异，某些组分还低于地下承压水水质，故不可能对深部承压水产生不良影响。此外注水的水体是随原油的开采来自深层地层，经过原油脱水处理后，它的体积远远小于开采时含水原油体积，再返注于作业区深部地层，有利于原油采空区的填充，不大可能因此引起水文地质与工程地质条件的改变。
但是，采出水处理后一般含有较高的矿化度与硬度，并含有一定的DO，H2S，CO2，硫酸盐还原菌和腐生菌。因此在回注过程中易产生沉淀而堵塞污水处理系统及地层孔隙，导致注水不畅，严重时易造成采出水回流污染地表水及地下潜水。DO，H2S，CO2和厌氧菌还可能造成污水处理系统及管线的腐蚀穿孔，也有可能使采出水向非注水层渗漏，引起地下水污染。
通过野外调查，鄂尔多斯盆地在石油开采过程中，用处理后的污水作为回注水的量实际上很少，大部分回注水还是采油部门通过购买当地的淡水资源(TDS含量小于1.5mg/L)进行回注，该盆地需要回注水的量很大，这样大量的占用了当地极为宝贵的淡水资源。
4.对植被影响
石油勘探开发是对地层油藏不断认识发展的过程，不仅扩大了人类活动的范围，更使原先无人到达或难以进入的地区变的可达和易进入，尤其是生态环境脆弱地区，对于黄土丘陵沟壑区、戈壁风沙区来说，灌木、蒿草在维持该地区生态系统平衡方面具有很重要的作用，地表剥离引起的植被破坏，短时间内很难恢复。从用地构成看，井场、站(所)对植被是点状影响，道路、集输管道是线状影响，线状影响远大于点状影响;从用地方式看，临时用地植被可采取人工和自然恢复，永久性用地则完全被人工生态系统代替，虽然经人工植树种草，植被覆盖率上升，但可能造成遗传均化，生态系统功能减弱。
石油生产过程产生的污染物对生长在土壤上植被资源也同样产生影响，污染物超过植物耐污临界点和适应性，将导致局部脆弱生态系统的恶化。对于荒漠戈壁沙滩植被来讲，自然更新很慢，及不易恢复。一般来说，采油、试油等过程中产生的落地原油在地表1m以内积聚，在1m以下土壤中含油量很少，一般不会污染地表水层，对区域地下水基本不产生影响。油田产生的废水、含醇废水经专门收集处理达标后，除部分生活污水用于绿化外，其余全部回注奥陶系，不外排。
同样，由于石油输送是密闭式地下管道输送，也不会对植被造成影响。当原油泄漏时，在管道压力的作用下，原油喷发而出，加上自然风力影响，原油喷溅在周围植物体表上，直接造成植物污染，情况严重的造成植物枯竭，死亡。输油压力越大，喷溅范围越广，污染越严重。
三、地质环境问题对石油开发的影响
石油开采破坏生产环境、增加了生产成本、引发所在生产地居民和生产单位的矛盾。油田道路与管线的修建，对山区方向来的洪水有一定的阻挡作用，水通过自然冲沟自流而下，而道路和管线则起到一定的阻挡和汇集作用，改变洪水流向，形成局部地段较大的洪水，会产生新的水蚀。而经污染的高矿化度的水必定会加速这种水蚀，缩短了石油管线等的使用寿命。
基于石油生产及运输(管道)的特点，不会像煤炭开采一样造成比较大的较明显的地质问题(塌陷、滑坡、泥石流、荒漠化)，不会形成严重的事故(如坍塌)而造成的人员及财产损失。它对地质环境的危害相对缓和(与煤炭资源开采相比)。然而其对水体、土壤、气体、作物的影响，必定会危害原本和谐的生态环境，引起当地居民的强烈不满。在没有给当地政府和居民带来良好经济效益的时候，石油的开采及炼化过程必定会步履维艰，如建设征地、劳动力雇佣等。而这些会直接减缓甚或停止生产的顺利进行，从而加大了生产成本;另外，石油开采和生产引起当地土地和水资源的损失，严重影响了当地居民的生存状态，反过来，当地群众为了夺回属于自己的土地和水资源，阻碍石油部门的开采活动。
凡哲元邴绍献徐龙云周香翠马妤冯义娜
摘要分析研究了胜利油田“八五”以来“双低”单元（采油速度小于1%，且采出程度小于10%）的变化状况及现状；总结了“九五”期间不同类型油藏“双低”单元治理的主要做法及效果，分析了“双低”单元治理的潜力；部署了“十五”期间“双低”单元治理计划和治理目标，明确了“十五”主攻方向，这对改善“双低”单元的开发效果和提高油田整体开发水平具有重要意义。
关键词胜利油区“双低”单元“双低”单元治理效果评价采收率
一、引言
“八五”以来，胜利油区“双低”单元逐年增加，严重地影响了全油区的开发效果，制约了油田开发水平。从1996年起，油田设立专项资金，开展了“双低”单元专项综合治理工作，效果明显。总结“双低”单元治理的主要做法，分析目前“双低”单元的潜力，提出进一步改善“双低”单元开发效果的主攻方向，对增强油田稳产基础，提高采收率，改善油田开发效果，实现油田开发良性循环具有重要意义。
二、“八五”以来胜利油区“双低”单元变化状况
1990年以来，胜利油区“双低”单元逐年增加，由1990年的71个增加到1999年的163个。从投入开发时间来看，新增加的“双低”单元中有87个单元是“八五”以来新投入开发的，其储量占“八五”以来陆上新建产能块储量的33.7%，主要是因为对其地质认识程度低、储量品位差、注水工作滞后、注采井网不完善、调整不及时等原因造成的。在163个“双低”单元中，动用储量51664×104t，占胜利油区动用储量的16.0%；共有油井1813口，开油井1116口，日产油水平4675t，平均单井日产油水平4.2t，综合含水77.8%，年产油184×104t，占全油区产油量的6.9%；注水井529口，开注水井281口，油水井利用率59.6%，注采井数比1:3；平均采油速度0.35%，平均采出程度5.44%。“双低”单元具有采油速度、采出程度低，单井控制储量高，储量动用状况差，注采井网不完善等特点，同时也说明改善开发效果的潜力较大。
163个“双低”单元分布在除海洋、清河以外的10个采油厂，其中储量绝对值较高的有滨南、河口、纯梁、现河等（表1）。
表1各采油厂“双低”单元分布状况表
三、“九五”期间“双低”单元综合治理效果评价
“九五”期间共治理“双低”单元63个，覆盖储量2.8357×108t。主要对“九五”前四年治理的50个单元进行了分析评价，这些单元分布在胜坨、东辛、渤南、临盘、牛庄等28个油田，主要为稠油出砂、低渗透和复杂断块油藏。“双低”单元总体治理效果明显，采油速度由治理前的0.59%提高到治理后的0.83%，共增加可采储量738×104t，提高采收率3.2%，扩建原油生产能力75×104t，已有17个单元彻底摆脱了“双低”局面。
1.不同类型油藏“双低”单元治理及效果
“九五”期间“双低”单元综合治理的总体做法是实施项目管理、强化组织运行，确保治理工作有序高效开展；深化油藏地质研究，做好“双低”单元治理的前期准备工作；配套完善综合治理工艺，突出工艺技术在“双低”治理中的作用；分油藏类型采取针对性治理措施：稠油出砂油藏采取防砂、降粘等措施，低渗透油藏主要是改善注入水水质，复杂断块油藏以完善注采井网为主。
1）稠油出砂油藏
“九五”前4年共治理稠油出砂油藏单元18个，如埕东油田西区馆下、胜坨油田胜三区东三等。这些“双低”单元主要生产馆陶组（Ng）、东营组（Ed），具有油层埋藏浅（1000～1500m），压实作用弱，固结成岩性差，油层胶结疏松，原油性质稠等特点[1]。因此，油井出砂严重，停产停注井多，开采困难，油水井利用率低，单元开发效果差。陈家庄油田南区、埕东油田埕古13等单元的地面原油粘度达7000mPa.s以上，埕东油田西区馆下每米油层吐砂量高达0.687m3，严重影响了油井正常生产。
针对稠油出砂油藏“稠”与“砂”的问题，开展了一系列的攻关研究，在防砂抽稠采油工艺技术上有了新的突破和发展，探索出一套防砂抽稠综合配套工艺技术，提高了油藏的开发水平。
（1）开展出砂机理研究
孤东油田四区馆上3～4单元，在治理的过程中开展了出砂机理研究，认为油井产量达到某一门限产量之前，油井产出砂仅是填充在岩石骨架中可以移动的充填砂；当超过门限产量后，因地应力变化而引起岩石骨架变性破坏，骨架砂与充填砂同时产出，油井大量出砂。根据油层出砂机理并结合沉积相研究，对不同沉积相油层采取不同的防砂技术：主河道相油层采取地层填砂与井筒机械防砂结合的双重防砂方法；河道边缘相采用地层复射挤稳定剂与绕丝管相结合的复合防砂方法，大大提高了防砂成功率，取得了很好的防砂效果。
（2）地质与工艺密切结合，因井制宜，采取针对性防砂措施
在防砂治砂的过程中，加强了油藏地质研究，充分认识油藏和单井的地质特点及井况，地质与工艺相结合，选择适合油藏和单井地质特点的防砂治砂工艺技术。胜坨油田胜三区东三单元对层数少、油层厚度薄、纵向层间渗透性差异小、口袋大于15m的出砂井，采用覆膜砂（涂料砂）防砂工艺技术；对井况复杂、层数相对较多且需分层防砂的油井主要采用树脂防砂技术；供液能力强、含水较低的油井主要应用绕丝管－砾石充填防砂技术，同时还配套应用其他防砂技术，以提高防砂措施的成功率；新井投产或老井上返采用防砂卡泵生产。此外，还应用AR-4防砂、解堵防砂、金属滤砂管防砂、稳定剂固砂等防砂方法，也取得了较好效果胜利采油厂.利用综合配套技术，搞好胜三区东三段“双低”单元治理.2000.。
孤岛油田针对中16-13井区粉细岩油藏，在防砂工艺配套技术上采取因井制宜、解防结合的防砂治砂策略：对地层能量充足、出砂严重的井实施混排、地填石英砂、覆膜砂封口、砾石绕丝环空充填防砂工艺技术；对单层生产、射孔密度小的井实行复射孔、解堵、化学防砂技术，已形成了针对不同油井特点的解堵防砂工艺技术孤岛采油厂.孤岛油田馆1+2中16-13井区“双低”单元治理效果总结.2000.。
（3）综合运用射孔、防砂、抽稠、稠油解堵、井筒降粘等技术，防砂扶停产井
义东油田沾4区、埕东油田西区馆下等单元由于油稠，出砂严重导致大部分井长期停产，储量动用状况变差，可采储量损失严重。在治理过程中综合运用以下技术：应用深穿透、大孔径、高孔密的射孔技术，增加原油渗流面积，降低油流入井筒的附加阻力，充分发挥油井潜能，为稠油常规开采及其他工艺措施的实施提供有利条件；高泵压、大排量充填式涂料砂防砂、PS防砂、机械防砂等防砂技术，不仅可以提高防砂井的成功率，而且还有较好的解堵效果；根据生产井的井况和原油粘度高低，采用不同的抽油杆、泵型和机型配套模式；在稠油生产过程中，容易在射孔炮眼附近形成蜡质或胶质成分沉积，堵塞油流通道，作业过程中入井液也容易在射孔孔眼形成乳化堵塞，影响油井产能，为充分发挥油井潜能，对近井地带有堵塞的油井可采取微生物采油等稠油解堵技术；开发出HKJ-1型降粘剂，以保持“地层－井筒－泵”的供排协调。
义东油田沾4区综合配套应用以上技术，实行从地层—井筒—地面全方位、多层次、立体的防砂扶井措施，恢复长期停产井10口，初期日增油48.3t，效果明显。
（4）采用蒸汽吞吐热力引效技术，热力启动高粘度油井，提高储量动用程度
为了充分发挥稠油出砂油藏的地下资源优势，采用注蒸汽吞吐热力引效技术，增强油层渗流条件，提高储量动用程度，改善开采效果。该技术特别适用于油层厚度大、储量丰度高，但由于油稠、出砂严重而无法开采的油井。埕东油田埕古13单元油层胶结疏松，出砂严重，原油稠，地面原油粘度平均为5546mPa.s，油井无法正常生产，在部分高粘度井点上利用了此项技术，CN13-6井热力启动后，生产效果较好，转抽后生产正常，已累积产油14474t。
通过前四年的综合治理工作，稠油出砂油藏18个“双低”单元的采油速度由治理前的0.64%提高到治理后的0.86%。已累积增油75×104t，增加可采储量278.1×104t，提高采收率2.62%，取得了明显的治理效果。
2）低渗透油藏
“九五”期间共治理低渗透油藏“双低”单元15个，覆盖储量4209×104t。“双低”单元主要储集层是下第三系沙三段，油层埋藏较深，在2500m以上，储集层渗透率低，砂体连通性差，并且蒙脱石、伊蒙混层等水敏性矿物含量高，遇水易膨胀，堵塞地层，使渗透率下降。由于低渗透油藏储集层发育差，注水开发时对水质要求高，但大多数单元注入水水质不合格，悬浮物固体、机械杂质含量等严重超过行业标准，如五号桩油田桩74单元，空气渗透率仅为6.4×10-3μm2，注入水中含油量30.2mg/L，悬浮物固体含量11.4mg/L，严重超标，污染油层，使地层吸水能力下降，渗流条件变差，采油井供液不足，开发效果差。
针对低渗透油藏开发过程中主要存在问题，“双低”单元治理过程中，从改善注入水水质入手，加强注水配套工艺技术研究，采取油层改造措施，发挥各个环节的整体优势。
（1）利用水质处理技术，改善注入水水质
利用注水精细过滤装置，对注入水进行多级过滤，精细处理污水，改善注入水水质，使处理后水中的悬浮物固体含量、颗粒粒径、含油量等指标达到行业标准。
（2）采用增注技术，提高注水井注入能力
在改善注入水水质的同时，通过改造干线提高泵压，上单体增压泵井口提压，酸化增注等措施，提高注水井注入能力，恢复地层能量。
（3）采用油层改造、油层保护技术，提高产油井产出能力
通过酸化压裂等油层改造措施，解除油层污染，解放油层，同时采取钻井、采油、作业等全过程中的油层保护措施，减少外来因素对油层的污染，提高采油井的产出能力。
通过综合应用以上注水配套工艺技术，同时进一步完善注采井网，提高注采对应率和水驱控制程度，现河庄油田河135、五号桩油田桩74、纯化油田纯92等低效单元在注水水质处理和水井增注工艺技术上有了很大提高，开发效果得到明显改善。现河庄油田河135断块注入水中悬浮物固体含量已有处理前的58.8mg/L下降到处理后2.0mg/L，达到行业标准，采油速度由治理前的0.34%提高到治理后的0.75%，开发效果得到明显改善。
低渗透油藏单元治理效果明显，15个治理单元已累积增油28×104t，增加可采储量169×104t，提高采收率4.01%，增加产能15×104t，采油速度由治理前0.67%的提高到治理后的0.79%。
3）复杂断块油藏
“九五”前4年共治理复杂断块油藏13个单元，包括东辛油田营66、胜坨油田坨15、滨南滨37-363等，具有断层多，断裂系统复杂，断块含油面积小，含油井段长，含油层系多，层间差异大，油水关系复杂等地质特点[2,3]，但对其地质认识、尤其是构造认识程度低，造成注采系统难以完善，储量动用程度低，开发效果较差。因此，深化断块油藏的地质认识特别是构造认识，是取得好的治理效果的前提。
（1）充分利用三维地震等技术，深化油藏认识，为编制调整方案做好前期准备
断块油藏治理过程中，充分利用三维地震资料，并结合钻井、测井、生产动态等资料开展精细地质研究，尤其是构造研究，建立精细地质模型，落实构造和储量。东辛油田营66断块利用三维资料综合解释成果，对该块的构造及储量有了新的认识，认为断块内部构造相对简单，仅在腰部有两条近东西的南掉断层，并存在基本无井控制的不连续高点。由于该块构造格局发生了变化，含油面积向西南扩大了0.5km2，新增地质储量70×104t，这些地质新认识为编制调整方案奠定了基础姜岩.营66双低单元综合治理的做法与效果分析.2000.。
（2）完善注采系统，提高储量动用程度
对断块油藏构造形态、储集层发育状况和流体分布有进一步认识后，部署了治理方案，完善注采系统，提高储量动用程度。东辛油田营66块利用新的地质认识成果，在微构造高点钻新井12口，新井投产平均初日产油能力18.1t，并选择老井下电泵提液，提高开采强度。这些治理措施，明显改善了开发效果，采油速度由治理前的0.4%提高到2.86%，增加可采储量68×104t。
复杂断块油藏在治理过程中，通过加强前期地质研究工作，落实构造和储量，治理效果明显，采油速度由治理前的0.38%提高到治理后0.62%，已累积增油52×104t，增加可采储量260×104t，提高采收率4.3%。
2.经济效益分析评价
用增量法对1996、1997年“双低”治理单元进行了经济后评估。从评价结果来看，1996年治理单元中，内部收益率大于12%的单元13个，储量占95.5%；1997年内部收益率大于12%的单元5个，储量占94.5%。大部分治理单元经济效益明显。但也存在着一部分低效益区块，主要原因是这些低效益单元的新井、低效井比例过高，为29%。
另外，从百万吨产能建设投资对比来看，1996年“双低”治理单元的百万吨产能投资为6.1×108元，而同期新区的百万吨产能投资为18.5×108元，“双低”治理单元的投资要远低于新区产能投资。经过对投资构成分析，钻井投资两者差别不大，主要是地面建设投资和公用工程投资“双低”治理单元要大大低于新区产能建设区块。
四、“双低”单元综合治理潜力分析及主攻方向
在总结“九五”以来“双低”单元综合治理做法的基础上，按照“分析有潜力、技术有保障、治理有效益”的原则，对胜利油区163个“双低”单元进行筛选评价，分析其潜力，提出进一步改善“双低”单元开发效果的主要措施和主攻方向。
1.“双低”单元“十五”治理潜力
分析认为1999年底“双低”单元中可治理的有92个，储量2.3445×108t。“十五”期间重点安排治理单元73个，储量1.93×108t，预计增加可采储量460×104t，增加产能45×104t。其中复杂断块油藏35个单元，储量7819×104t，增加可采储量200×104t；稠油出砂油藏17个单元，储量6405×104t，增加可采储量160×104t；低渗透油藏21个单元，储量5056×104t，增加可采储量100×104t。
2.“双低”单元综合治理主攻方向
1）稠油出砂油藏
该类油藏在“双低”单元中占有较大的比例，油稠、出砂是该类油藏治理的难点，也是需要攻关的方向。
（1）加强油层出砂机理研究
胜利油区油藏类型复杂，岩石类型多种多样，不同油藏、沉积相带、不同层位、不同完井方式和不同含水阶段出砂情况各不相同，油层出砂机理较为复杂。根据稠油出砂油藏的出砂特点，开展不同砂岩类型（粉细砂岩和疏松砂岩）的出砂机理研究；因井制宜，开展不同井况和不同沉积相带的出砂机理研究、不同含水阶段（特别是高含水阶段）的出砂机理研究。
（2）完善防砂抽稠配套工艺技术
在目前工艺技术水平的基础上，地质与工艺相结合，油层－井底－井筒－地面四位一体，从油层射孔、井底解堵、防砂、有杆泵抽稠、井筒降粘、地面集输等多层次、多方位，进一步完善防砂抽稠配套工艺技术，提高该类油藏工艺技术应用水平。
（3）开展低廉、高效防砂技术攻关
近几年发展起来的涂料砂防砂、PS防砂等技术，防砂效果较好，但措施费用较高，一定程度上制约了推广和应用。开展低廉、高效的防砂技术攻关，要在延长防砂措施有效期的同时，降低防砂成本。
（4）开展防砂提液技术攻关
目前油井防砂后普遍存在着采液强度下降的问题，影响了单井产量和单元开采效果。开展高采液强度的防砂技术研究，研究出在防砂的同时，采液强度不但不会下降，反而能提高，形成防砂不防液的防砂技术，提高稠油出砂油藏的采油速度。
2）低渗透油藏
该类油藏主要从提高注水井的注入能力和油井的采出能力入手，开展攻关研究。具体工作有以下四个方面。第一，深化低渗透油藏的渗流机理研究。开展低速非线型渗流理论研究、双重介质渗流规律、合理驱动压力梯度、井网适应性等研究，寻求解决“注不进、采不出”的途径，为改善目前低渗透“双低”单元的开发效果提供理论依据。第二，切实加强水质精细处理。对于污水回注的“双低”单元要进行多级精细过滤（采用精细过滤装置），使悬浮物固体含量、颗粒粒径、含油量等指标达到部颁标准；加强注入水与地层的配伍性研究，对于水敏性地层，要采取防膨措施，防止伤害地层。第三，逐步完善高压注水配套技术。在解决注入水水质问题的同时，通过干线提压（泵站升级改造）、井口增压（单体增压泵）、油层改造（酸化压裂）、增注工艺等手段，逐步完善高压注水配套技术，提高注水井注入能力，并把水质精细处理技术和高压增注技术结合起来，发挥整体优势，加强注水，恢复地层能量，彻底解决低渗透油藏注水问题。第四，充分利用油层保护、油层改造和水平井等技术。油水井要采取钻井、采油、作业、注水等全过程的油层保护措施，减少外来因素对地层的污染，并采用油层改造和水平井等技术，提高油藏的注入和产出能力。
3）复杂断块油藏
复杂断块油藏具有断层多、块小、构造复杂等特点，且受地质认识手段的限制，早期投入开发的复杂断块油藏多存在着构造不落实，储集层认识不清等问题，应充分利用三维地震技术，加强精细地质研究，深化对油藏的地质认识。
针对难于完善注采系统的小断块油藏，可进行注CO2和单井吞吐试验和攻关，以提高储量动用程度，挖掘该类油藏的潜力；对含油层系多、含油井段长，层间动用差异大、注采不均衡的断块油藏，可利用分层注水和细分开发层系技术，提高水驱动用程度，改善开发效果。
五、结论
“九五”期间“双低”单元治理效果明显，油区“双低”储量不断增长的趋势得到控制。目前年新增加的“双低”动用储量与治理升级的储量基本处于平衡状态。
不同类型油藏应采取有针对性的治理措施，提高治理效果。稠油出砂油藏主要是选择和应用好防砂抽稠配套技术。低渗透油藏主要是加强水质精细处理、高压注水、防膨解堵、完善注采井网、提高注入产出能力。复杂断块油藏主要是深化地质认识，落实构造和储量，完善注采系统，提高储量动用程度。
主要参考文献
[1]李兴国.陆相储集层沉积与微型构造.北京：石油工业出版社，2000:106～107.
[2]王平，李纪辅，李幼琼.复杂断块油田详探与开发.北京：石油工业出版社，1994:8～9.
[3]程世铭，张福仁.东辛复杂断块油藏.北京：石油工业出版社，1997:3～7.
如何写好采油工程论文
采油行业在我国有着非常大的发展前景。以下是我收集的相关论文，仅供大家阅读参考!
随着社会经济的不断发展，人们的生活水平、生活质量的不断提高，对石油能源的需求量正在不断上升，我国石油行业得到了不断的发展。采油技术经过近几年的不断发展，化学驱油、注水开发技术得到了开发与应用，从而在一定程度上使原油采收率、油井产量得到了提升，但是现阶段还是比较低。因此，在油田的开发过程中，采油工程技术的发展以及应用非常重要。
1采油工程技术的发展
自进入21世纪以来，科学技术得到了不断的发展与进步，我国石油行业的采油工程技术经过不断研究与实验实践，也得到了不断发展。在进行发展的过程中，采油工程技术主要包括三个发展阶段，即分层采油技术的发展、采油工程技术的突破性发展以及采油工程体制的完善。
1.1分层采油技术的发展阶段
上世纪50到70年代，经过多方面的长期探索与实践，我国分层采油技术得到了有效的发展，主要成果包括实现了油田堵水、油田防砂等试验。分层采油技术的有效发展阶段主要包括以下四个方面：第一，分层采油，指的是有效地利用低渗透层潜力，分采自喷井，分层采油主要包括高压单管封隔器、油套管分采工艺、双管分采工艺。第二，分层测试，主要是对有杆泵抽油井实施环空测试以及对注水井的注入剖面、自喷采油井的产出剖面实施分层测试，第三，分层管理，通过在平面调整中实施注水结构，使注采系统得到完善，工程生产能力、细分注水能力得到提高，从而实现结构调整以及控液稳产的效果。第四，分层研究，以吸水刨面、产出剖面、密闭取心等资料为根据，结合油水井并进行改造，分析剩油分布情况、开发状态与油层动用情况，在油田的生产过程中掌握主动权。
1.2采油工程技术的突破性发展
上世纪70到90年代，我国采油工程技术得到了突破性发展，适合多种油藏类型、满足不同场地需要的采油工程技术得到开发与应用。主要有：首先，气顶砂岩采油技术，此种技术在大庆喇嘛甸油田的开采过程中得到了应用，并取得了良好的效果。其配套技术主要包括保障最优射孔井段、水锥与气锥保持稳定等。其次，稠油热力采油技术，上世纪80年代，在我国的许多油田中，稠油热力采油技术进行了大规模的实验以及应用，在克拉玛依、胜利等油田中完成了技术攻关。再次，潜山油藏开采技术，任丘油田中的一种典型油藏及时潜山油藏，与砂岩油藏不同的是，潜山油藏存在着是否适合开采、其大多数油气是否存在于孔隙、裂缝之中等问题。开采潜山油藏需要耐高温、大排量电潜泵技术以及完成裸眼测试。最后，断块采油技术，由于其油藏形状、油藏大小具有不确定性以及断层相互分割使油藏成为一个独立的单元等因素，在断块油藏的'开采过程中，必须要采取滚动勘探的方法进行注水、油层改造，才能保证产油效率及产油数量。
1.3采油工程体制的完善
在采油工程技术进行不断发展的过程中，采油行业的采油工程体制进行了不断地发展以及完善，体现在以下几个方面：第一，蒸汽吞吐接替的发展，能够扭转稠油开采过程中的被动局面。第二，在采油过程中采取中长期发展规划，可以处理好近期应用技术以及基础研究之间的关系，及时地、有效地解决出现的问题，并对采油技术进行改进。第三，采用简化地面流程、加强注水等采油工程技术对低渗透油田进行开发，可以使单井产量得到有效提高，实现利益的最大化。
2采油工程技术的展望
2.1对采油工程进行全面了解
第一，应对石油开采过程的规律性有一个全面的了解，对以此为根据采取相应的采油工程技术。第二，在采油过程中，采取人工补充能量、保持地层压力的采油措施，能够在很大程度上延长稳产期，实现采油效果的有效提高。第三，应国际项目加强合作，了解在采油技术方面国际上的最新发展趋势，并进行研究借鉴，使我国的采油工程技术得到发展。
2.2加强对专业人才的培养
采油工程技术的有效发展，离不开一支具有高技术水平、高操作技能的技术队伍。因此，采油企业应加强对专业人才的培养，组建专业团队，充分发挥其自身的组织能力、管理能力，深入挖掘人才潜力，从而实现整体队伍专业素质的提高，有助于采油工程实现效益的最大化。
2.3合理应用先进技术
应在采油工程合理应用先进技术，例如纳米技术、微生物技术等，从而使采油工程技术得到进一步的发展与完善。第一，纳米技术，目前纳米采油工程技术在我国处于起步阶段，MD膜驱油技术正在应用。第二，微生物技术，微生物采油技术是正在进行发展的三采技术，在含水高的油田、枯竭老油田中具有比较强的活力。
3结语
综上所述，随着人们对能源需求量的不断提升，我国正在面临着是由能源短缺问题，在油藏开采过程中合理利用采油工程技术，能够使原油采收率、油井产量得到有效的提升。
参考文献：
[1]杨晓梅,庞波,王利霞.探讨石油工程采油技术的现状及对未来的展望[J].石化技术,2015,01:74+95.
[2]雒斌斌,郭东,江澎雨.采油工程技术的发展与展望[J].化工管理,2015,26:178.
[3]陈斌,马学礼,贾胜山,杨仙珍.关于采油工程技术的研究及展望[J].中国石油和化工标准与质量,2014,06:77.
随着人们自身素质提升，大家逐渐认识到报告的重要性，报告具有语言陈述性的特点。一起来参考报告是怎么写的吧，以下是我精心整理的设备故障分析报告模板，欢迎阅读与收藏。
一、设备检修计划的汇总工作
在8月初完成了设备计划的汇总及审核工作（除工艺及电气未上报计划外），包含熟料车间各个主机设备及可能存在隐患的辅机设备，共计计划大项32项，小项93项。其中烧成计划大项16项，小项36项，生料计划大项16项，小项57项。
二、设备检修工作的开展
本次设备检修共7天，完成了检修计划的所有检修项目，其中对各主机设备进行了重点的检查，发现的问题及时进行了处理，并做好了相关的记录。针对以下几项我们做了更详细的处理。
1、篦冷机干油泵的加油泵调节阀，因为油脂脏引起阀芯堵死，无法调节压力。造成压力瞬间升高，油泵无法正常运行。经过拆卸检查，彻底的处理了油泵的问题。确保了干油站的正常，防止了设备隐患。
2、经过检查大窑的挡轮瓦的润滑油以及带油勺、瓦口螺栓的紧固情况后，发现两档托轮1、3号瓦油质脏，并伴有铁削，通过换油清洗确保轴瓦的正常工作。
3、对煤磨高压油泵打不起压的问题进行了处理，确保了轴瓦的安全，现存在溢流阀故障问题，待溢流阀采购回来后进行更换。
4、对高温风机的检查，发现挡油环破裂，为长远安全角度考虑，对挡油环进行加工并予以更换。为风机正常运行打下了基础。
三、检修的后期检查工作
在本次检修有时间相对比较充分，所有检修处理比较彻底，没有因为时间或备件问题影响检修。在检修的后期由运保部对检修计划所列的所有检修项目进行了全面的检查验收，发现检修中遗留的问题进行了处理，确保了本次检修的质量。
四、检修后的试车工作
本次检修工作由于设备方面计划详细时间充分，在检修后的单机试车中所有设备一次性试车成功。在这些方面值得下一次检修的借鉴和发扬。
五、存在不足之处
1、对生料磨磨辊补焊工作，认识不足，没能彻底的处理，可能对未来的几个月的运行存在影响，当然这也是一些客观的原因，比如时间紧，补焊工具迟迟不能到厂等。
2、检修完成后没有组织了相关人员进行现场验收，试机时间较短，从而没能及时发现设备仍存在的问题，影响开机。如开机当晚的高温风机轴承发热现象，就是因为试机时间短，不能及时发现问题所造成的。以后我们将吸取本次的教训，在下次的检修中我们必须把验收工作做实做扎实。
3、检修的记录做的不及时，检修计划中缺乏机电及工艺检修计划，从而导致工艺检修无计划可查。检修原始记录有些做得不够到位，填写滞后，部分检修人员填写不正确，这些需要以后有注意的。
实习目的
几天的认识实习既紧张又新鲜，因为参观的单位就是我们以后将要工作的地方。通过实习，我们亲身感受以后的工作状态，以及工作后将要从事的工作的对象以及所用的知识，这不仅激发我学习课程的热情，也会促进我们不断提升自己运用知识的能力，认识到课堂上学习的不足。在我看来，实习有以下几点好处：
其一，认识实习能培养我们全面思考的能力。电力系统要正常工作，要考虑诸多因素。例如支撑运输线的杆塔，分为拉线式、直立式、耐张型、跨越型，就是为适应不同的环境。运输线少不绝缘子、金具，为消除重力，风力等影响。
其二，认识实习能培养我们灵活思考与解决问题的能力。所参观的变电所的输入高压线要经过三个继电器，两个变压器。三个开关不同挡位，就可以控制两个变压器的工作状态，便于检查与维修。
其三，实习培养我们较强的是读图与实践能力。通过实习，我们更详细的解和我们同专业的工作人员是如何工作的，虽然由于专业知识有限，我们解的还不是很详细，但是我们对我们自己以后要做的工作有一个感性的`认识，这样更有利于以后理论的学习，感性认识上升为理性认识。
实习内容
注水站
以前只是听说地下石油开采后要往地下注水，不过在参观辛四注水站之前怎么也没有想到注水还有这么多的学问，更让我难以置信的是注水还要求是未被污染的水。利用注水井把水注入油层，以补充和保持油层压力的措施称为注水。油田投入开发后，随着开采时间的增长，油层本身能量将不断地被消耗，致使油层压力不断地下降，地下原油大量脱气，油井产量大大减少，甚至会停喷停产，造成地下残留大量死油采不出来。为弥补原油采出后所造成的地下亏空，保持或提高油层压力，实现油田高产稳产，必须对油田进行注水。而注水站的作用正是把供水系统送来或经过处理符合注水水质要求的各种低压水通过水泵加压变成油田开发需要的高压水，经过高压阀组分别送到注水干线，再经配水间送往注水井，注入油层。一般对于油田注水站的水的来源一般是炼油厂炼油后的水和来源于附近河流中的水。前者一般需经过净化才能输送至各大油田注入地下，而后者这可直接注入地下。注水站主要有储水罐，供水管 网 、注水泵房、泵机组、高低压水阀及供配电、润滑系统、冷却水系统组成。 注水方式即是注采系统，其指注水井在油藏所处的部位和注水井与生产井之间的排列关系，可根据油田特点选择以下注水方式：边缘注水，其分为缘外注水、缘上注水和边内注水三种；切割注水；面积注水，可分五点法注水，七点法注水，歪七点法注水，四点法注水及九点法注水等。
变电所与供电培训中心
我们实习的时间只有短短的五天，而在变电所实习的时间却达一天之长 ，在供电培训中心的实习也占半天的时间，可见电力方面的认识对我们电气专业学生的重要性。
变电所就是电力系统中对电能的电压和电流进行变换、集中和分配的场所。发电站发出的电，一般电压不超过一两千伏，如果直接远距离输送，线路电流会很大，使得线路上的电能损耗很大，不经济，而且线路输送功率很低。所以要用变压器将电压升到几万伏甚至几十万伏（视距离和功率而定），以减小线路电流。为将不同距离和功率的电力线路连成电 网 ，以增加整体安全性，就需要多个变电站把不同等级的线路匹配连接起来。同样，高压电输送到目的地后，为适应不同用户的需要，又需将其降压到10kv、6kv、400v（即380/220v）等几个等级。所以在实际应用中需要很多的变电所。变电所的作用可以简要的概括为一下五点：变换电压等级、汇集电流、分配电能、控制电能的流向、调整电压。为保证电能的质量以及设备的安全，在变电所中还需进行电压调整、潮流（电力系统中各节点和支路中的电压、电流和功率的流向及分布）控制以及输配电线路和主要电工设备的保护。变电所由主接线，主变压器，高、低压配电装置，继电保护和控制系统，所用电和直流系统，远动和通信系统，必要的无功功率补偿装置和主控制室等组成。其中，主接线、主变压器、高低压配电装置等属于一次系统；继电保护和控制系统、直流系统、远动和通信系统等属二次系统。主接线是变电所的最重要组成部分。它决定着变电所的功能、运行质量、维护条件和供电可靠性。其一般分为单母线、双母线、一个半断路器接线和环形接线等几种基本形式。我们所参观的胜利油田变电所的主接线采用的是单母线分段结构。主变压器是变电所最重要的设备，它的性能与配置直接影响到变电所的先进性、经济性和可靠性。变电所的主变压器通常采用三相变压。，此外，对变电所其他设备选择和所址选择以及总体布置也都有具体要求。变电所继电保护分系统保护（包括输电线路和母线保护）和元件保护（包括变压器、电抗器及无功补偿装置保护）两类。变电所的控制方式一般分为直接控制和选控两大类。前者指一对一的按纽控制。对于控制对较多的变电所，如采用直接控制方式，则控制盘数量太多，控制监视面太大，不能满足运行要求，此时需采用选控方式。选控方式具有控制容量大、控制集中、控制屏占地面积较小等优点；缺点是直观性较差，中间转换环节多。
变电所引入两路高压电源，通过三路继电器控制，使高压电可以通过不同的备用设备输入，以便发生故障时进行维修。输入电压通过变压后，电压由110kv降为10kv。变压器是变电所的核心设备，变电所控制室内装有控制设备，控制着所内一切仪器设备，还有先进的报警功能。现在的变电所多以六氟化硫气体作为绝缘介质。变电站还装有防雷设备，主要有避雷针和避雷器。避雷针是为防止变电站遭受直接雷击将雷电对其自身放电把雷电流引入大地。在变电站附近的线路上落雷时雷电波会沿导线进入变电站，产生过电压。另外，断路器操作等也会引起过电压。避雷器的作用是当过电压超过一定限值时，自动对地放电降低电压保护设备放电后又迅速自动灭弧，保证系统正常运行。
供电培训中心是培训电力方面的专业人员的地方，我们参观的培训中心就曾培训出许多电力方面的优秀人才。在供电培训中心实习是我们认识到一个高级电工人员须具备的基本技能。我们亲临考试考场，深切的感受学校的气氛。最后进行的安全救护更是让我们受益匪浅，先进的模拟人体救护系统让我们对触电救护的步骤有一个初步的解。
炼油厂
石大科技炼油厂就在我们学校附近，这次去参观确实第一次去。
大家都知道在地下开采的原油是不能作原料的，石油是混合物。炼油厂的作用就是把混合物中的各个组分分离开来，将其分成用途不同的组分。随着开采的更加广泛，原油的含盐量和含水量正逐步增多。所以对炼油工艺中的除水和除盐的要求越来越高。除水和盐采用的工艺的原理是水合油的比众不同，水的密度大于油的密度，这样只要经过一定时间的静置，油和水就在脱盐罐中分离开。但是这样只是将油和水初步分离，油中还有少量的水分，这些水分大概占0.3%左右。而要除去这部分水分，有许多方法，如可以采用注水法，是小水滴变大，或是利用水是电解质的性质采用外加电场法。经过这步之后油中水的组分只占0.03%左右。由于盐溶于水，所以盐的去除不必另寻方法。
将油中的水去除后，就可以进一步的炼制。接下来的炼制利用原油中各个氢组分的沸点不同，用蒸馏的方法进行分离。蒸馏的方法可以分为常压蒸馏和减压蒸馏。其原理是相同的。由于油中含有硫元素，所以炼油厂中所用的设备都要具备一定的防腐蚀能力。蒸馏过后的成分一般可以分为汽油、柴油、蜡油和沥青。
变压器制造厂
由于上学期的课程中已经学过一些关于变压器的知识，所以参观胜兴变压器制造厂时感到不是那么的陌生。变压器是利电磁感应原理，从一个电路向另一个电路传递电能或传输信号的一种电器是电能传递或作为信号传输的重要元件。变压器是一种的电磁装置。
实习单位：xxxxx公司
实习科目：电动机与变压器的检测维修管理
实习时间：11月13日—12月8日
上班时间：上午，8点-11点下午，12点40分-4点
进厂对自己的要求：
进厂要穿工作服，穿防电绝缘鞋，戴安全帽
不要走近触摸机器设备，同学间不可开玩笑，工作认真，严格遵守纪律
尊敬师傅，给人家一个好印象
注意时间，不要迟到，以班集体为单位进厂
见事做事，灵活运用，结合所学知识，理论用于实践，从实践中见证理论
保持清醒的头脑做事警惕，注意安全
做完工作后注意打扫卫生，工具归位还原，勤快做事
实习感受
首先我想向所有为我的实习 提供 帮助和指导的武钢电气公司的技术人员和我的指导老师致谢!特别是我的班主任代老师的支持我很感动。他们为我的顺利实习所做的帮助和努力是我顺利完成实习的最大动力。
学院为了使我们更多了解机电设备，提高对机电设备制造技术的认识，加深对机电业在工业个领域应用的感性认识，开阔视野，了解相关设备及技术资料，特意安排我们到武钢电气公司实习，武钢电器公司是武汉钢铁公司的老工业基地。
通过实习，我在我的机电专业领域获得了实际操作经验知识。巩固并检验了自己两年专科学习的知识水平。
这次能有机会去武钢电气公司实习，我感到非常荣幸，虽然只有三个礼拜的时间，但是在这段时间里，对于一些至常理论的知识有了感性的认识。在厂中的生活让自己有了很好的锻炼和体验，提高了自己对厂中生活的适应度，为下一步的工作铺下基石。
在实习中所学的知识
电机修理常用工具及仪表：滑片、压线板、钢皮铁划板、拉钩、摇表、万用表、转速表、电流表、钳形电流表、电压表。
电动机是一种用来将电能与机械能相互转换的电磁装置，其运行原理基于电磁感应定律，电动机的种类与规格很多，按其电流类型很分为直流电机和交流电机两大类。
交流电机的基本结构由两个主要部分组成，固定不动的部分叫做定子，旋转部分叫转子，转子装在定子腔内，彼此之间有一个很小的均匀的气隙，此外还有盖端、轴承盖、风扇和风罩等。
直流电机的特点是可以无机变速，调速范围广，启动转距大，直流电机的构造好似一台装有换向器的交流电机，依靠换向器作用，把交流变直流。它主要有两大部分组成。定子和转子。
三相定子绕组星形与三角形连接：将三角形的首端d1、d2、d3、(或尾端)连接在一起，而另外三个线端与三相电源相接，即成星形连接;将三相绕组的一相首端与另一相的尾端想连接，如d1-d6，d2-d4，d3-d5，组成闭合三角形，三个端点与电源相接，即成三角形接法。
端部接线：定子绕组的接线按一定的规律排列旋转磁场。在一个极面下把属于一相的所有线圈串联(或并联)在一起，称为一个极相组。为保证n极与s极互相间隔排列，相邻的两个极相组中电流的流向必须相反。连接个极相组必须顺着电流方向。在四级电机中，一相就有四个级相组，n级下的极相组，电流逆时针方向，而s级下的极相组电流是顺时针方向。连接后个个极相组的电流方向是一致的。各极相组必须是头接头，尾接尾。在隐极接法中各极相组必须头接尾，尾接头。最后每组只留一头一尾，三相共有三头三尾接到六个线端子上。在接线中应掌握：
1、三相电机中，线圈数与槽数相同，没相的线圈数是定子总线圈数的三分之一。
2、每极没相的线圈数等于线圈总数除与极数。
3、每极相组的线圈数等于总槽数除以相数乘极数。
4、每个线圈的节距小于等于(槽数/极数)，称为短节距。
5、具体接法，串联接法前已诉，并联接法的条件是绕组感应电动势的大小及相位要相同，并联支路中绕组数相等。在整数槽绕组中，每对极下的极相组处于相同的磁场下，因此一般都可以并联。最大可能的并联支路数就是极对数。
浸漆意义：浸漆能提高防潮性能，增加绝缘强度与机械强度从而改善散热条件，还能起防腐作用，也直接影响到电机的寿命与可靠性能。
电动机的主要故障及排除方法：
故障可能原因排除方法
电动机起动时不转，有响声或震动一相断路查出断电处并清理
电动机起动后转速很低1，相绕组首端末端接错2，电源过低1，找出每相首端末端后正确连接2，检查电源电压
尊敬的总公司 领导 ：
我分公司（祁东分公司）三台锅炉于今年停炉后在5月份由安徽省特种设备检测院宿州分院再度进行锅炉内检。
经检测查明： 3#、4#锅炉因使用年久，主要安全受压部件的部分水冷壁管呈溃疡状腐蚀穿透而导致泄漏，必须重新更换；炉膛内燃烧室下塌部分需拆除重新砌筑；炉排及其搁架钢梁部件出现崩塌与断裂现象，急需更换与维修；送引风机系统的调整机构风道及电控系统受损，有待整修。为此检测部门要求本分公司，尽快联系服务质量可靠的锅炉维修单位及时进行维修。
经向检测部门咨询了解，近二年为本公司实施锅炉维修的单位宿州市森堡环保设备有限公司，是专业从事锅炉安装及维修的服务机构。该公司有着良好信誉、服务质量可靠、能主动委派维修人员与我司炉人员跟班作业，发现问题给予及时处理。与同行其他服务单位相比，该公司的信誉及服务质量均值得信任。去年冬季，该公司为我们更换安装了一台新锅炉，该锅炉投入运行后，发现其采暖效果为历年来之最佳，而且锅炉运行至今未产生过任何大的故障。
鉴于上述情况，本分公司拟选择宿州市森堡环保设备有限公司承担此项锅炉维修工程，现特此申请总公司 领导 酌情考虑决定。以便在今年冬季来临之前，锅炉得以及时修复，投入正常运行，保障职工届时能正常采暖。
妥否，请批示！
xx分公司
20xx年x月x日
尊敬的康华园小区临时业主委员会：
您好！自康华园小区建成至今已有7年多的时间，在这7年中我司首先感谢临时业主委员会和广大业主对我们工作的理解和支持，7年来康华园小区以优雅的居住环境、齐全的配套设施及优质的服务，曾多次被政府及上级主管部门评为“文明小区”、“平安小区”、“先进单位”等称号，同时也是旬阳县唯一的示范小区。
近年来，随着使用年限的增加，原有的部分公共、共用的配套设施、设备腐蚀，保修期已过，现已无法维修，影响部分物业的正常使用，主要有以下几个方面：
1、小区各单元原有的电子呼叫门基本不能正常使用，我部经过调研，目前安康地区现有的呼叫门经过2年多的使用后都不同程度的出现故障，是否再增加请考虑给予答复;
2、7.18自然灾害导致74个单元一楼墙皮脱落，业主要求粉刷一楼墙面（楼梯道）；
3、各单元楼的水表箱和部分公共铁艺现已损坏；
4、原一楼安装的电表箱和各楼的总开关现需要移动位置。（调至3楼）；
5、根据旬阳县政府通知要求小区各单元按装监控设施90个点，经过我部多次协调目前按30个头；
以上四项的维修费用根据《陕西省物业管理条例》第六章第八十七条有关规定，应该按照该物业的建筑面积，分摊物业共用部位、共用设施设备的维修和更新、改造费用。为了给全体业主营造一个温馨、舒适、文明的居住环境，我部特将此事报告与您们！
另外，近年来由于物价、工价的上涨，我司目前多层的收费仍执行的是 2003 年旬阳物价批准的每平方米0.3元的收取标准，为此我部根据陕价费发[ 2004 ]72号文件；旬阳县物价局、旬阳县建设局有关物价指导。特申请将物业服务上调查为0.40元。
特此报告！
xx物业部
20xx年x月x日
研究什么问题，为什么要研究这个问题？1）看提出的问题是否有研究价值，研究内容有无指导意义，研究结果能否应用到实践中。（2）论文立意是否有创新，是否有重复别人的工作，即使是同一个主题也要不断增加 。 （3）看研究问题的发生率是否高，问题是否带有普遍性。（4）论文标题是否具体、鲜明、确切。用什么方法研究这个问题（方法）（1）、研究方法要采用哪种或哪几种方法来研究目标对象（2）、如何安排具体研究的程序等这样的问题也影响论文的优劣①采用的方法应该如何实施？（以调查问卷法为例）②确定问卷的调查对象（比如研究中学生课外书阅读情况，那么调查对象应该是中学生。）③发问卷，填问卷。④收回问卷，选出有效问卷（全部问题都选同一个答案的，问卷里有些问题没有回答的都属于无效问卷）⑤统计问卷结果研究的成果，能否准确得出结果并对其做出解释格式是否规范，论文是有固定的格式的。资料来源是否真实准确语言表达是否准确，逻辑是否清晰
目前国内有7大核心期刊（或来源期刊）遴选体系：北京大学图书馆“中文核心期刊”、南京大学“中文社会科学引文索引（CSSCI）来源期刊”、中国科学技术信息研究所“中国科技论文统计源期刊”（又称“中国科技核心期刊”）、中国社会科学院文献信息中心“中国人文社会科学核心期刊”、中国科学院文献情报中心“中国科学引文数据库（CSCD）来源期刊”、中国人文社会科学学报学会“中国人文社科学报核心期刊”以及万方数据股份有限公司正在建设中的“中国核心期刊遴选数据库”。如果该期刊被同时被两种核心期刊遴选体系认定为核心，那么该期刊就是双核心期刊了。比如，既入选“全国中文核心期刊”，又入选“中国人文社会科学核心期刊”。双核心期刊与单核心期刊在职称评选中，均为核心期刊。但双核心期刊的学术水准自然要更好一些。
首先，要对自己的论文有清晰的定位，论文水平怎么样？主题、类型、写作方式是什么？然后再根据论文的定位，去找相应的期刊。但是，作者评价自己的论文，很容易带有主观看法，不能给出客观评价与定位。这时候，最好找一家权威机构分析，并帮助选出最合适的期刊, 爱思唯尔(Elsevier webshop)可作为首选. 2018年，爱思唯尔出版的论文大约占全球学术论文出版总量的18%，引用占比25% 。自2000年起，164位诺贝尔科学奖和经济学奖获奖者中，163位（超过99%）曾在爱思唯尔旗下刊物发表文章。
你是行外人，我也是，但是我会搜~~你先恶补下你的知识吧，这个可以从别人的问题里面看出来，
习作： 师恩难忘（一等奖） 清远盛兴中英文学校 高三（1）班 黄婧 老师——一个多么令人向往的职业，他们用火一般的热情温暖着每个同学的心房，无数颗心都被他们牵引激荡，就连那背影也凝聚着滚烫的目光…… 如果一块黑板就是一片浩淼的大海，那么老师便是海上一名优秀的水手。铃声响起的那一刻，你用教鞭作浆，划动那船只般漂泊在港口的课本。课本上，那难题堆放，犹如暗礁一样布列。你手势生动如一只飞翔的鸟，在讲台上挥一条优美的弧线——一只船穿过天空飘下来一片云，犹如你亮堂堂的心，一派高远。 老师，您不是演员，却吸引着我们饥渴的目光；您不是歌唱家，也没有华丽的舞台与簇拥的鲜花，三尺讲台和一块黑板就是你挥洒人生的天地。面对几十双迷惘而渴求的双眼，您义无反顾地用自己如歌的声音，播洒爱的阳光、智慧的甘霖。伴着老师的旋律，我们学会了用灵魂去歌唱，用真诚去追求；您不是雕刻家，却塑造着一批又一批青年人的灵魂……老师啊，老师，我又怎能把您遗忘！ 啊，老师！人类灵魂的工程师，唯有这光辉的名字，才有着像大海一样丰富，蓝天一样深湛的内涵！老师，这个光彩夺目的名称，将像一颗灿烂的明星，永远高挂在我们的心中。 感谢您没有使学习变成劳作而变成一种快乐；感谢您让我们明白了自身的价值；感谢您帮我们发现了自己的专长而且让我们把事情做的更好；感谢您一路来为我们遮风挡雨；感谢您…… 有人说：师恩如山，因为高山巍巍，令人崇敬。而我还要说，师恩似海，令人难忘。 您是严冬里的炭火，是酷暑里的甘泉，是雾海中的航行灯。 再过几年、几十年，当我们已经建功立业，手捧着证书、金牌、奖状，我们一定不会忘记您为我们付出辛勤的汗水，引导我们追求理想之光。 敬爱的老师，您的谆谆教诲如春风，似瑞雨，永铭我心。我虔诚地祝福您：康乐，如意。 【简评】优美的语言，大量形象生动的比喻，使教师的职业显得更加神圣崇高，作为教师感到无比的自豪和骄傲，文章感情真挚，对老师的赞美之情表达的淋漓酣畅，具有很强的感染力。 （指导教师：张建刚）J
判断句在标题中的使用是最简单也是最直接的句式，同时也决定了论文的三大段并列式结构，这是论文最基本也是最不容易出错的一种结构，适用于文学底子比较差的同学，“求稳”。
比如“家国情怀是干事创业之基”、“平衡是一种大智慧”、“法治是化解社会冲突的正途”，这样的题目就是典型的判断句式标题，非常明确地决定了论文的写作结构，三大段式的整齐排列，是论文求稳的基本做法。
论文标题书写技巧
第一题目要有创意，千万不要用别人的烂题目，没有一点新意，让别人一看就没兴趣，所以写题目一定要有新鲜感，让别人有阅读的欲望，当然题目一定要基于文章。
第二要有简洁力，题目最好控制在20字以内，论文题目应该从简洁出发，能准确地表达文章的意思，精炼地概括文章，它就是一个成功的论文题目。
第三题目一定要用肯定式，自己的题目自己要有信心要心中又是我，让人觉得笃定，值得可信。不然会以为你自己写的文章用了反问，有点把问题抛给读者的意味。还有，不要写“浅谈，浅忆，浅论”这些字眼，让人觉得你的论文没有深度。
中文八千字。
具体讲是什么样的钻井液体系，不能一概而论 ，
提高抑制剂加量，如KPAM,FA367,聚合醇，KCl，等等。或者钙处理泥浆等。肯定油基是最好的。
深水石油钻井技术现状及发展趋势*摘要:随着世界深水油气资源不断发现,近几年来深水钻探工作量越来越大。随着水深的增加和复杂的海况环境条件,对钻井工程提出了更高的挑战,钻井技术的难度越来越大。从目前国内外深水钻井实践出发,对深水的钻井设备、定位系统、井身结构设计、双梯度钻井技术、喷射下导管技术、动态压井钻井技术、随钻环空压力监测、钻井液和固井工艺技术和钻井隔水管及防喷器系统等关键技术进行了阐述,对深水的钻井设计和施工进一步向深水钻井领域发展具有重要导向作用。关键词:深水钻井;钻井设备;关键技术全世界未发现的海上油气储量有90%潜伏在水深超过1000 m以下的地层,所以深水钻井技术水平关系着深海油气勘探开发的步伐。对于海洋深水钻井工程而言,钻井环境条件随水深的增加变得更加复杂,容易出现常规的钻井工程难以克服的技术难题,因此深水钻井技术的发展是影响未来石油发展的重要因素。1国内外深水油气勘探形势全球海洋油气资源丰富。据估计,海洋石油资源量约占全球石油资源总量的34%,累计获探明储量约400×108,t探明率30%左右,尚处于勘探早期阶段。据美国地质调查局(USGS)评估,世界(不含美国)海洋待发现石油资源量(含凝析油)548×108,t待发现天然气资源量7815×1012m3,分别占世界待发现资源量的47%和46%。因此,全球海洋油气资源潜力巨大,勘探前景良好,为今后世界油气勘探开发的重要领域。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扩大。目前,大于500 m为深水,大于1500 m则为超深水。据估计,世界海上44%的油气资源位于300 m以下的水域,其中,墨西哥湾深水油气资源量高达(400~500)×108桶油当量,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。20世纪90年代以来,由于发现油气田储量大,产量高,深水油气倍受跨国石油公司青睐,发展迅速。据估计,近年来,深水油气勘探开发投资年均增长30. 4%, 2004年增加到220亿美元。1999年作业水深已达2000 m, 2002年达3000 m。90年代以来,全球获近百个深水油气发现,其中亿吨级储量规模的超过30%。2000年,深水油气储量占海洋油气储量的12. 3%,比10年前增长约8%。2004年,全球海洋油气勘探获20个重大深水发现(储量大于110×108桶)。1998-2002年有68个深水项目,约15×108t油当量投产; 2003-2005年则增至144个深水项目,约4216×108t油当量投产, 2004年深水石油产量210×108,t约占世界石油产量的5%。2目前深水油气开发模式深水油气开发设施与浅水油气开发设施不同,其结构大多从固定式转换成浮式,因此开发方式和方法也发生了变化。国外深水油气开发中常用的工程设施有张力腿(TLP)平台、半潜式(SEMIOFPS)平台、深吃水立柱式(SPAR)平台、浮式生产储油装置(FPSO)以及它们的组合。3深水钻井关键技术3.1深水钻井设备适用于深水钻井的主要是半潜式钻井平台和钻井船2种浮式钻井装置。3.1. 1深水钻井船钻井船是移动式钻井装置中机动性最好的一种。其移动灵活,停泊简单,适用水深范围大,特别适于深海水域的钻井作业。钻井船主要由船体和定位设备2部分组成。船体用于安装钻井和航行动力设备,并为工作人员提供工作和生活场所。在钻井船上设有升沉补偿装置、减摇设备、自动动力定位系统等多种措施来保持船体定位。自动动力定位是目前较先进的一种保持船位的方法,可直接采用推进器及时调整船位。全球现有38艘钻井船,其中额定作业水深超过500 m的深水钻井船有33艘,占总数的87%。在这33艘深水钻井船中,有26艘正在钻井,有5艘正在升级改造。在现有的深水钻井船中, 20世纪70年代建造的有10艘, 80年代和90年代建造的各有7艘,其余9艘是2000-2001年建造的。其中2000年建成的钻井船最多,有8艘;其次是1999年,有4艘。目前在建的7艘钻井船中,均是为3000多米水深建造的, 2007年将建成1艘, 2008年和2009年将各建成3艘。钻井船主要活跃在巴西海域、美国墨西哥湾和西非海域。2006年7月初,正在钻井的26艘深水钻井船分布在8个国家。其中巴西8艘,占1/3;其次是美国,有6艘;安哥拉、印度和尼日利亚分别有4艘、3艘和2艘;中国、马来西亚和挪威各1艘。3.1. 2半潜式钻井平台半潜式钻井平台上部为工作甲板,下部为2个下船体,用支撑立柱连接。工作时下船体潜入水中,甲板处于水上安全高度,水线面积小,波浪影响小,稳定性好、支持力强、工作水深大,新发展的动力定位技术用于半潜式平台后,到本世纪初,工作水深可达3000 m,同时勘探深度也相应提高到9000~12 000 m。据Rigzone网站截至2006年7月初的统计,全球现有165座半潜式钻井平台,其中额定作业水深超过500 m的深水半潜式钻井平台有103座,占总数的62%。在这103座深水半潜式钻井平台中,有89座正在钻井,有11座正在升级改造。其中31座是20世纪70年代建造的,最长的已经服役30多年; 40座是20世纪80年代建造的; 13座是90年代建造的; 19座是2000 -2005年建造的。此外,还有24座深水半潜式钻井平台正在建造。深水半潜式钻井平台主要活跃在美国墨西哥湾、巴西、北海、西非、澳大利亚和墨西哥海域。2006年7月初,处于钻井中的89座深水半潜式钻井平台分布在18个国家,其中美国最多, 24座,占总数的27%;巴西17座,挪威10座,英国6座,澳大利亚、墨西哥和尼日利亚各5座,其余国家各有1~3座。3.2深水定位系统半潜式钻井平台、钻井船等浮式钻井装置在海中处于飘浮状态,受风、浪、流的影响会发生纵摇、横摇运动,必须采用可靠的方法对其进行定位。动力定位是深水钻井船的主流方式。在现有的深水钻井船中,只有6艘采用常规锚链定位(额定作业水深不足1000 m),其余27艘都采用动力定位(额定作业水深超过1000 m)。1000 m以上水深的钻井船采用的都是动力定位,在建的钻井船全部采用动力定位。动力定位系统一般采用DGPS定位和声纳定位2种系统。声纳定位系统的优点: (1)精确度高(1% ~2% )、水深(最大适用水深为2500 m); (2)信号无线传输(不需要电缆); (3)基本不受天气条件的影响(GPS系统受天气条件的影响); (4)独立,不需要依靠其他系统提供的信号。声纳定位系统的缺点: (1)易受噪声的影响,如环境噪声、推进器噪声、测试MWD等; (2)折射和阴影区; (3)信号传输时间; (4)易受其他声纳系统的干扰,如多条船在同一地方工作的情况。3.3大位移井和分支水平井钻井技术海上钻井新技术发展较快,主要包括大位移井、长距离水平钻井及分支水平井钻井技术。这些先进技术在装备方面主要包括可控马达及与之配套的近钻头定向地层传感器。在钻头向地层钻进时,近钻头传感器可及时检测井斜与地层性质,从而使司钻能够在维持最佳井眼轨迹方面及时做出决定。由于水平井产量高,所以在国外海上油气田的开发中已经得到了广泛的应用。目前,国外单井总水平位移最大已经达11 000m。分支水平井钻井技术是国际上海洋油气田开发广泛使用的技术,近年来发展很快。利用分支井主要是为了适应海上需要,减少开发油藏所需平台数量及平台尺寸(有时平台成本占开发成本一半还多)。具体做法是从一个平台(基础)钻一口主干井,然后从主干井上急剧拐弯钻一些分支井,以期控制较大的泄油面积,或者钻达多个油气层。3.4深水双梯度钻井技术与陆地和浅海钻井相比,深海钻井环境更复杂,容易出现常规钻井装备和方法难以克服的技术难题:锚泊钻机本身必须承受锚泊系统的重量,给钻机稳定性增加了难度;隔水管除了承受自身重量,还承受严重的机械载荷,防止隔水管脱扣是一个关键问题;地层孔隙压力和破裂压力之间安全钻井液密度窗口窄,很难控制钻井液密度安全钻过地层;海底泥线处高压、低温环境影响钻井液性能产生特殊的难题;海底的不稳定性、浅层水流动、天然气水合物可能引起的钻井风险等。国外20世纪60年代提出并在90年代得到大力发展的双梯度钻井(DualGradi-entDrilling,简称DGD)技术很好地解决了这些问题。双梯度钻井技术的主要思想是:隔水管内充满海水(或不使用隔水管),采用海底泵和小直径回流管线旁路回输钻井液;或在隔水管中注入低密度介质(空心微球、低密度流体、气体),降低隔水管环空内返回流体的密度,使之与海水相当,在整个钻井液返回回路中保持双密度钻井液体系,有效控制井眼环空压力、井底压力,克服深水钻井中遇到的问题,实现安全、经济的钻井。3.5喷射下导管技术海上浅水区的表层套管作业通常采用钻孔、下套管然后固井的作业方式。在深水区,由于海底浅部地层比较松软,常规的钻孔/下套管/固井方式常常比较困难,作业时间较长,对于日费高昂的深水钻井作业显然不合适。目前国外深水导管钻井作业通常采用“Jetting in”的方式。常规做法是在导管柱(Φ914. 4 mm或Φ762 mm)内下入钻具,利用导管柱和钻具(钻铤)的重量,边开泵冲洗边下入导管。3. 6动态压井钻井技术(DKD)DKD(Dynamic killDrilling)技术是深水表层建井工艺中的关键技术。该技术是一种在未建立正常循环的深水浅层井段,以压井方式控制深水钻井作业中的浅层气井涌及浅层水涌动等复杂情况的钻井技术。其工作原理与固井作业中的自动混浆原理相似,它是根据作业需要,可随时将预先配好的高密度压井液与正常钻进时的低密度钻井液,通过一台可自动控制密度的混浆装置,自动调解到所需密度的钻井液,可直接供泥浆泵向井内连续不断地泵送。在钻进作业期间,只要PWD和ROV监测到井下有地层异常高压,就可通过人为输入工作指令,该装置立即就可泵送出所需要的高密度钻井液,不需要循环和等待配制高密度钻井液,真正意义上地实现边作业边加重的动态压井钻井作业。3. 7随钻环空压力监测(APWD)由于深水海域的特殊性,与浅水和陆地钻井相比,部分的上覆岩层被水代替,相同井深上覆岩层压力降低,使得地层孔隙压力和破裂压力之间的压力窗口变得很窄,随着水深的增加,钻井越来越困难。据统计,在墨西哥湾深水钻井中,出现的一系列问题,如井控事故、大量漏失、卡钻等都与环空压力监测有关。随钻环空压力测量原理是主要靠压力传感器进行环空压力测量,可实时监测井下压力参数的变化。它可以向工程师发出环空压力增加的危险报警,在不破坏地层的情况下,提供预防措施使井眼保持清洁。主要应用于实时井涌监测和ECD监控、井眼净化状况监控、钻井液性能调整等,是深水钻井作业过程中不可缺少的数据采集工具。3. 8随钻测井技术(LWD /MWD /SWD)深水测井技术主要是指钻井作业过程中的有关井筒及地层参数测量技术,包括LWD、MWD和SWD测井技术。由于深水钻井作业受到高作业风险及昂贵的钻机日租费的影响,迫使作业者对钻井测量技术提出了多参数、高采集频率和精度及至少同时采用2套不同数据采集方式的现场实时数据采集和测量系统,并且具有专家智能分析判断功能的高标准要求。目前最常用的定向测量方式是MWD数据测量方式,这种方式通常只能测量井眼轨迹的有关参数,如井斜角、方位角、工具面。LWD是在MWD基础上发展起来的具有地层数据采集的随钻测量系统,较常规的MWD增加了用于地层评价的电阻率、自然伽马、中子密度等地层参数。具有地质导向功能的LWD系统可通过近钻头伽马射线确定井眼上下2侧的地层岩性变化情况,以判断井眼轨迹在储层中的相对位置;利用近钻头电阻率确定钻头处地层的岩性及地层流体特性以及利用近钻头井斜参数预测井眼轨迹的发展趋势,以便及时做出调整,避免钻入底水、顶部盖层或断裂带地层。随钻地震(SWD)技术是在传统的地面地震勘探方法和现有的垂直地震剖面(VSP———VerticalSeismic Profiling)的基础上结合钻井工程发展起来的一项交叉学科的新技术。其原理是利用钻进过程中旋转钻头的振动作为井下震源,在钻杆的顶部、井眼附近的海床埋置检波器,分别接收经钻杆、地层传输的钻头振动的信号。利用互相关技术将钻杆信号和地面检波器信号进行互相关处理,得到逆VSP的井眼地震波信息。也就是说,在牙轮钻头连续钻进过程中,能够连续采集得到直达波和反射波信息。3.9深水钻井液和固井工艺随着水深度的加大,钻井环境的温度也将越来越低,温度降低将会给钻井以及采油作业带来很多问题。比如说在低温情况下,钻井液的流变性会发生较大变化,具体表现在黏、切力大幅度上升,而且还可能出现显著的胶凝现象,再有就是增加形成天然气水合物的可能性。目前主要是在管汇外加绝缘层。这样可以在停止生产期间保持生产设备的热度,从而防止因温度降低而形成水合物。表层套管固井是深水固井的难点和关键点。海底的低温影响是最主要的因素。另外由于低的破裂压力梯度,常常要求使用低密度水泥浆。深水钻井的昂贵日费又要求水泥浆能在较短的时间内具有较高的强度。3.10深水钻井隔水管及防喷器系统深水钻井的隔水管主要指从海底防喷器到月池一段的管柱,主要功能是隔离海水、引导钻具、循环钻井液、起下海底防喷器组、系附压井、放喷、增压管线等作用。在深水钻井当中,隔水管柱上通常配有伸缩、柔性连接接头和悬挂张力器。在深水中,比较有代表性的是Φ533. 4 mm钻井隔水管,平均每根长度为15. 2~27. 4 m。为减小由于钻井隔水管结构需要和自身重量对钻井船所造成的负荷,在钻井隔水管外部还装有浮力块。这种浮力块是用塑料和类似塑料材料制成的,内部充以空气。在钻井隔水管外部,还有直径处于50~100 mm范围的多根附属管线。在深水钻井作业过程中,位于泥线以上的主要工作构件从下向上分别是:井口装置、防喷器组、隔水管底部组件、隔水管柱、伸缩短节、转喷器及钻井装置,井口装置通常由作业者提供。4结论深水石油钻井是一项具有高科技含量、高投入和高风险的工作,其中喷射下导管技术、动态压井钻井技术、随钻环空压力监测、随钻测井技术、ECD控制等技术是深水钻井作业成功的关键。钻井船、隔水管和水下防喷器等设备的合理选择也是深水钻井作业成功的重要因素。另外,强有力的后勤支持和科学的作业组织管理是钻井高效和安全的重要保障。参考文献:[1]潘继平,张大伟,岳来群,等.全球海洋油气勘探开发状况与发展趋势[J].中国矿业, 2006, 15(11): 1-4.[2]刘杰鸣,王世圣,冯玮,等.深水油气开发工程模式及其在我国南海的适应性探讨[ J].中国海上油气,2006, 18(6): 413-418.[3]谢彬,张爱霞,段梦兰.中国南海深水油气田开发工程模式及平台选型[ J].石油学报, 2007, 28(1): 115-118.[4]李芬,邹早建.浮式海洋结构物研究现状及发展趋势[J].武汉理工大学学报:交通科学与工程版, 2003, 27(5): 682-686.[5]杨金华.全球深水钻井装置发展及市场现状[J].国际石油经济, 2006, 14(11): 42-45.[6]赵政璋,赵贤正,李景明,等.国外海洋深水油气勘探发展趋势及启示[J].中国石油勘探, 2005, 10(6): 71-76.[7]陈国明,殷志明,许亮斌等.深水双梯度钻井技术研究进展[J].石油勘探与开发, 2007, 18(2): 246-250.