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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.
. [银行金融] 石油市场的金融支持体系研究 [佚名][2008年1月14日][510]简介：无内容： 内容摘要 : 国际石油市场价格不断攀升，中国作为第二大消费国深受影响。石油基金、石油外汇和石油银行的运作是石油市场发展的动力，并通过石油金融支持的法律法规、部门规章程序加以保障。 关键词:石油金融;石油衍生品市场;石油战略储备;石油基金 &nbs……2. [机械制造] BOG压缩机在液化石油气基地的应用 [佚名][2007年1月11日][73]简介：无内容：摘 要：介绍了在液化石油气基地用压缩机处理蒸发气时的工艺流程、压缩机容量的调节、辅助设备的自动控制以及压缩机的报警和连锁保护控制系统。1 前言通常情况下，低温丙烷（C3）罐内液体温度为-40～-42℃，而低温了烷（C4）罐内液体温度为0～-2℃；正常运行时，罐压一般都保持在5～11KPa。尽管罐体有很厚的保温层，但由于罐壁以及工艺管线等与外界的换热，低温罐内液体会部分吸热蒸发，……3. [国际经济] 美拟对伊拉克动武推升石油价格 [佚名][2006年12月15日][81]简介：无内容： [摘要] 美国坚持动用武力推翻伊拉克总统，引发石油价格上升。石油价格上涨影响世界经济增长，抬高经济活动成本并转化为通货膨胀，减缓近几个月来美元兑欧元和日元的贬值趋势。但原油市场价格不大可能持续超过每桶30美元的水平，即使美国对伊拉克动武，油价短期剧烈波动后，仍可能回到每桶30美元以下。 美国坚持动用武力……4. [管理科学] 入世后我国石油安全储备战略研究 [佚名][2006年8月24日][295]简介：无内容：0 引言 1999年，我国对石油和石化行业的管理体制进行了重大改革，组建了中国石油集团和中国石化集团，形成南北竞争的格局；2000年，中国石油和中国石化两家股份有限公司股票分别在境外上市，标志着我国石油行业管理体制已步入市场化和国际化的轨道。石油行业经营的不仅是国家的自然资源，而且是投资者的财富；不仅肩负着国民经济的能源供应，而且力求投资者效益最大化目标的完成。在新的经营环境下，风险、收益、安全……5. 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石油工程钻井论文
随着经济的发展，人们对石油的需求不断增长，为满足人们需求，石油工程技术也呈现出了不断发展的趋势。以下是我搜索整理一篇石油工程钻井论文，欢迎大家阅读!
摘要： 石油钻井工程技术是石油工程技术中的重要部分，为提升钻井速度，提高钻井质量，黑龙江大庆油田有限公司也加强了对这一技术的研究。本文就石油工程技术钻井技术进行了研究分析。
关键词： 石油工程技术；钻井技术；研究
石油的开采中，石油工程技术具有重要地位，石油钻井技术则是石油工程技术中的重要部分。为充分满足现阶段人们对石油的需求，石油企业也应加强对石油工程技术中钻井技术的研究，以提升钻井效率和工作质量，以推动我国石油开发与勘探工作的进一步发展。
1、石油钻井技术相关概述
近年来，我国石油产业得到了巨大的发展，石油技术方面也取得了显著的成就。尤其是近十年，越来越多的先进技术被引入石油工程[1]。尤其是钻井技术的应用，使我国的油气储备量大大增加，对石油的开采也从以往的地面转向了海洋、深层等难度较大的区域，有效提升了我国的'油气产量。而石油工程钻井技术的创新发展，也成为了现阶段石油企业发展的关键。
2、主要石油钻井技术研究
2.1石油工程技术水平钻井技术研究
水平钻井技术是一种定向钻井技术[2]。在实际运用过程中，需要利用井底动力工具、随钻测量仪器等，钻井完成时的斜角应保持86°以上。这一技术的应用时间较早，大庆油田在这一技术的研究应用中，抓住了动态监控、上下方位调整，钻具平稳、多开转盘等技术要点。其中，上下调整是要求工作人员能够对井斜角和铅垂位置进行调整，动态监控是实现对已钻井段、钻具组合定向状态等进行分析，以便进行科学调整的过程，钻具平稳是要求钻具稳定性能较强，这一要点主要受钻具选型和组合设计所影响，而多开转盘则是通过减少摩擦力提升钻速，以保证水平段开钻盘进尺度能够不小于总进尺的75%。
2.2石油工程技术地质导向钻井技术研究
地质导向钻井技术的运用需要将导向工具和仪器相结合，并实现了钻井技术与测井技术和油藏工程技术的协同使用。因其具备的电阻率地质参数等，使这一技术在运用中，能够给对地质构造进行准确判断，并对储层特性进行明确，有效实现了对钻头轨迹的控制，使钻井工程的开采成功率提升，成本降低。
2.3石油工程技术大位移井钻井技术研究
这一技术是现阶段石油工程技术中的高精尖技术之一，能够实现定位井和水平井技术的有效统一。现阶段，这一技术的运用中还存在着很多难点，我国大庆油田企业也加强了对这一技术的研究，不但优化器配套技术和相关理论，并将其应用于浅海区域油田，以充分发挥其实际价值。
2.4石油工程技术连续管与套管钻井技术研究
连续管与套管钻井技术主要应用于小眼井、侧钻以及老井加深等方面，由于其所用设备和空间较小，因此具有较大的优势，能够在海上或是限制条件较多的地面的钻井工作中。这一技术在运用时，需要在防喷器上设置环形橡胶，以保证欠平衡压力钻井工作的顺利进行，并起到保护油气层的作用，钻井时通常不需要停泵，钻井液会在这一技术的运用下始终处于循环状态，有效避免井喷。
2.5石油工程技术深层钻井提速技术研究
为提升钻井速度、加快石油勘探工作，大庆油田企业对深层钻井提速技术进行了研究。深层勘探主要是对超过两千五百米深度的地质层进行勘探的工作，这一工作多由深层气藏岩性的复杂，导致工作很难进行，硬度较大的岩石会造成钻头的严重磨损，并影响钻井工作效率，而地下的高温也会对钻井设备造成极大的伤害，地下压力层和胶质性较差的破碎性地层会为工作人员的工作造成极大的安全隐患。大庆油田公司对深层钻井提速技术进行了研究，深入研究钻井设计、提速工具、配套技术等。钻井设计优化有利于深层钻井提速提效[3]。大庆油田公司综合考虑了井深、岩性、地层压力等方面的因素，要求深层直井全部采用三开井身结构，例如对古深3井进行优化，使其表层套管下深为352m，二开井段采用气体钻井技术，套管下深为3180m，三开井段采用气体技术与涡轮技术等相结合的方式。最终完钻井深4920m，钻井时间与以往相比缩短了19.37d。同时，根据不同井段选择了相应的高效钻头。另外，大庆油田公司对提速工具进行了研制。其中，液动旋冲提速工具能够实现钻井液流体能量向机械能的转化，减轻了钻头的磨损度，有效提升了机械钻速。涡轮钻具则能够利用钻井液的冲击产生机械能，推动钻头高速运转，有效提升了对高硬、极硬地层的钻井速度。同时，其在地层出水预测技术、气体钻井技术等方面也进行了完善。建立了不同渗透率、不同流动方式等条件下底层出水的判别公式，有效提升了预测精度。完善后的气体钻井技术也在石油钻井中中得到了成功运用，平均钻井周期缩短了25.70d。
3、结语
石油工程技术在石油勘探工作中起到了重要的作用，尤其是其中的钻井工程技术的有效运用，能够有效减少安全事故的发生。我国大庆油田公司针对这一技术进行了积极研究，并实现了深层钻井提速技术的有效研究运用，对我国石油工程技术的发展做出了巨大的贡献。
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钱 星
（广州海洋地质调查局 广州 510760）
作者简介：钱星（1985—），男，助理工程师，主要从事海洋石油地质方面的科研及生产工作。E-mail：made607＠126.com。
摘要 南海东部某油田沙河街组储集层岩石结构复杂，层间差异明显，总体上为低孔低渗型储集层，使用传统的油气测井评价方法解释精度往往较低，常常造成油气层的漏解释或者误解释。依据岩心物性、毛管压力曲线等实验分析数据，以测井相分析为手段和桥梁对储集层进行分类分析，提出了以沉积微相砂体分类为单元的精细测井评价方法。应用此方法对该油田实际井进行测井解释结果表明，以该方法建立的测井解释模型具有较高的精度，为进一步提高储量计算和储集层表征的准确性奠定了基础。
关键词 低孔低渗储集层 沉积微相 孔隙结构 精细测井解
1 引言
储集层参数模型的精度直接影响着储量计算和储集层表征的准确性。低孔低渗油气藏与中高孔渗油气藏的储层特性有许多不同，一般具有孔隙结构复杂、喉道细小、束缚水饱和度高［1～3］等特点。
常见的针对低孔低渗储层参数模型的研究思路主要以细分储集层类型来研究岩电参数规律，从而达到提高储集层参数模型精度的目的［4～9］。大量的研究表明，在测井精细解释的过程中，有效的对储集层进行分类分析是提高解释精度的有效手段。周灿灿等［10］依据岩石物理理论，提出岩石相控建模的概念对近源砂岩进行有效分类；张龙海等［11］以地层流动带指数和储集层品质指数来研究岩石物理分类的有效方法；这些分类方法对储层参数模型建模都具有一定的实际指导意义。
南海东部某油田沙河街组储层孔隙度平均值一般小于20％，渗透率平均值小于50×10-3μm2，为典型的低孔低渗储层［12］，其储层质量主要受原始沉积环境和成岩作用所控制［13～17］。
纵观低孔低渗储层成因的各因素，结合研究区低孔低渗储层成因特点，本文试以沉积微相分类为思路来细分储集层，使得测井解释岩电参数模型更加准确，从而达到对该地区低孔低渗储集层进行精细测井解释之目的。
2 低孔低渗储层与沉积相带之间的关系
南海东部某油田沙河街组沙二段为扇三角洲沉积，主要为扇三角洲前缘亚相，进一步可分为水下分流河道、水下分流河道间、河口坝和远砂坝微相；沙三段为较深水湖泊环境下的浊积扇沉积，发育有扇根、扇中、扇前缘亚相，其沙河街组沉积分析综合柱状图如图1所示［18～19］。
依据常规物性分析数据，对各微相砂体的孔隙度和渗透率统计分析表明（图2）：沙三段各微相砂体总体上表现为低孔低渗的物性特征，其中，扇根砂体孔隙度分布范围7.9％～16.9％，平均13.3％，渗透率分布范围0.01～39.9 mD，平均1.19 mD；扇主体砂体孔隙度分布范围3.8％～17.0％，平均13.0％，渗透率分布范围0.05～49.7 mD，平均4.0 mD；扇前缘砂体孔隙度分布范围1.7％～14.2％，平均4.6％，渗透率分布范围0.01～42.1 mD，平均1.07 mD。沙二段水下分流河道砂体孔隙度分布范围4.5％～24％，平均13.17％，渗透率分布范围0.005～466.5 mD，平均42.89 mD，表现为中低孔渗；河口坝砂体孔隙度分布范围5.2％～12.6％，平均8.93％，渗透率分布范围0.006～0.43mD，平均0.09 mD，与沙三段各微相砂体一样，表现为低孔渗的物性特征。
由此可见，沉积作用的差异使得各微相砂体储层物性不同，研究区低孔低渗储层主要发育于扇三角洲沉积的河口坝及近岸水下扇沉积的扇根、扇主体、扇前缘砂体之中。
3 各沉积微相砂体的孔隙结构特征
在对该油田各井测井相分析的基础上，依据毛管压力实验分析数据，对具有不同物性特征的各微相砂体其孔隙结构进行分析，根据毛管压力曲线的主要特征，其孔隙结构可分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ四种类型（图3），其中水下分流河道砂体主要以I、Ⅱ类为主，Ⅰ类曲线排驱压力较低，小于0.2 MPa，最大进汞饱和度大于80％，喉道半径分布大于1.0 μm，喉道相对较大，分选较好，为细喉；Ⅱ类曲线排驱压力介于0.2～0.5MPa之间，最大进汞饱和度大于60％，喉道半径为0.25～1.0μm，喉道细小，分选较差，为特细喉。
而具有低孔渗物性的河口坝、扇根、扇中及扇前缘砂体则主要以Ⅲ、Ⅳ类为主，Ⅲ类曲线排驱压力介于0.5～1.0 MPa之间，最大进汞饱和度小于60％，喉道半径峰值一般都小于0.1～0.25μm，孔喉特别微细，但是分选中等，细歪度的喉道，流通性能较好，属于微细喉；Ⅳ类曲线毛管压力曲线近直立，排驱压力大于1.0 MPa，最大进汞饱和度一般小于50％，在仪器压力范围内读不出中值毛管压力，表示岩石渗流能力极差，喉道半径峰值小于0.1μm，属于特微喉。
由上分析不难看出，在一定的沉积环境背景下，各微相砂体与储层的孔隙结构类型有较好的对应关系，在研究层段主要表现同一微相砂体其孔隙结构具有相似性，不同微相砂体之间孔隙结构特征差异明显的规律。
图1 沙河街组沉积相分析综合柱状图（据杨玉卿［20］修改）
4 在南海东部某油田中的应用
众所周知，在储集层评价中，孔隙结构分析是储集层微观物理研究的核心，不论是砂岩还是碳酸岩，其孔隙、喉道类型以及它们的配合情况，与储集层的物理特性和储集性能有密切关系。对于低孔渗储层中孔隙结构的评价则显得更加重要，其孔隙、喉道的大小、分布以及几何形状不但是影响储层储集能力和渗透特征的主要因素，而且也是影响测井解释评价精度的关键。
图2 各微相砂体储层孔隙度-渗透率关系图
图3 毛管压力曲线类型
在测井解释过程中，常受实际条件的限制，取心段往往较少且分布不均，储层的物性、孔隙结构、岩电参数等实验分析数据有限，分析所得的测井解释参数往往不能较完整的对全区域、全井段储层有所反映。在已知沉积背景的情况下，测井相的划分和分类分析则为解决这一实际难题带来了可能，测井曲线是地层岩性的地球物理响应，相同的微相砂体其地球物理特征具有一定的相似性，以测井相为手段和桥梁，通过研究有分析数据的各微相砂体的孔隙结构特征，进而对相似的砂体间接进行孔隙结构分析，最终研究不同孔隙类型储层的岩电参数变化规律，从而根据地质成因和孔隙结构类型来视储层不同而分开选择参数模型，进而达到对全井段的精细测井解释之目的。
阿尔奇公式是利用电阻率曲线计算含油饱和度的经典方法，公式 中解释参数a、b、n、m的选取对解释结果往往有较大的影响。其中a、b（岩性系数）为与岩性有关的参数，取值一般接近于1；n（饱和度指数）定义了含水饱和度间与储层电性特征间的数量关系；m（胶结指数）表现为地下地质体的一种综合响应，是反映储集层孔隙结构的参数，对孔隙结构具有非均质性的储集层常常变化较大。
针对研究区不同微相砂体储集层孔隙结构具有差异性这一特点，在本次解释中，对不同孔隙结构类型的储层分类分析了其孔隙度与各岩电参数a、b、m、n的变化规律（图4）。分析结果表明，储层的孔隙结构类型和特征对m值的变化起了主导作用，低孔渗储层段胶结指数与孔隙度表现出较好的相关性，非低孔低渗储层段胶结指数m与孔隙度等参数之间则没有明显规律，最终其参数选择见表1。
表1 不同类型储层的a、b、m、n参数值
最终，利用上述方法，对研究区X井沙河街组沙三段的低孔低渗储层段进行了实测井解释，发现了一系列的可能存在的低孔低渗型油气藏，测井解释成图如图5所示。
5 结论
依据实验分析数据，以测井相为手段和桥梁，对南海东部某油田沙河街组储集层分类分析，针对不同孔隙结构类型的储集层选择不同的岩电参数分类进行测井建模解释，可较好地改善和提高低孔低渗储层测井解释的准确性。
图4 不同类型储层孔隙度与m值变化关系
图5 测井解释成果
参考文献
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Fine logging interpretation of the low porosity ＆ low permeability reservoir ——By a case study of anoilfield in the east of South Sea of China
Qian Xing
（Guangzhou Marine Geological Survey，Guangzhou，5 10760）
Abstract：It one-sided or wrongly explains about oil andgas layer by using traditional oil and gaswell logging evaluation because of low porosity and low permeability reservoir as the Shahejie For-mation reservoir texture is complex and different obviously between the layer in an oilfield in theeast of South Sea of China.A more accurate Log Evaluation method of classifying sedimentary mi-cro-faces is proposed by analyzing well logging faces and reservoir bed according to some experi-ments’ data such as core properties experiment or capillary pressure curves experiment.It showsthat the logging interpretation model is more accurate by applying this method to log explanation ofoil field real well，therefore it establishes a theory foundation of more accurate reserve calculationand reservoir charaeterization.
Key words：Low porosity ＆low permeability reservoir Sedimentary microfaciesPore structure Fine logging interpretation
测井解释资料是开发储层评价中最重要的间接资料。任何一个油田取心井总是少数，测井就成为取得储层信息的主要手段。
目前国内外广泛采用组合测井，即用一组测井曲线解决某一个开发地质问题，形成专门的测井系列。而一个油田测井系列的选择和确定，必须建立在搞清本油田储层的 “四性” 关系的基础上。
测井资料应能满足如下需要：
（1） 岩类的判别、对比标准层的建立、测井相的建立。
（2） 渗透性砂岩、隔夹层、产油层、产气层、产水层的定性判别。
（3） 孔隙度、渗透率、有效厚度，原始含油、含水饱和度的定量解释。
（4） 投产后的储层动态参数的确定，如动用厚度、油气层产能、剩余油饱和度等。
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.
石油工程有很多方向可以写的，比如石油开采技术、勘探、储存与运输。开始也不咋会，还是学姐给的文方网，写的《大庆油田石油开采环境成本的构成及核算方法》，十分顺利就过了完善石油开采企业成本管理对策研究大庆油田石油开采对水文地质环境的影响及应因对策美国石油开采技术的发展态势分析及其对我国的启示我国石油开采业战略成本管理理论体系的构建石油开采企业知识管理研究石油开采企业可持续发展战略研究表面活性剂在石油开采中的应用论沿海国对其专属经济区内石油开采设施环境污染的管辖权复合高效微生物处理高含盐石油开采废水浅析中国石油开采技术以及一些技术在石油开采中的应用庆阳地区石油开采补偿机制的调研报告我国石油开采企业的价值链分析及实证研究石油开采对地下水的污染及防治对策石油开采废水处理技术的现状与展望石油开采企业可持续发展战略研究石油开采区土壤污染等级判别技术探讨典型石油开采区生态风险评估与预警管理系统研究与构建石油开采区域产业转型潜力研究——以陕西省志丹县为例石油开采防护H_2S危害的研究我国石油开采设备领域专利技术现状与发展建议基于实物期权法的石油开采项目评价方法研究战略成本管理下石油开采成本管理体系研究石油开采存在的问题及原因分析黄河三角洲石油开发的环境影响定量评价研究浅析当前中国石油开采的现状及其措施基于污染物持久性的化学品评分排序模式(SCRAM)修正我国石油开采企业的物流成本优化哈萨克斯坦与俄罗斯矿产资源(石油)开采税浅析
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油田注水是利用注水井把水注入油层，以补充和保持油层压力的设施。油田投入开发后，随着开采时间的增长，油层本身能量不断地被消耗，致使油层压力不断下降，地下原油大量脱气，黏度增加，油井产量大大减少，甚至停喷停产，地下残留大量采不出来的死油。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，并获得较高的采收率，须对油田进行注水。还有一部分为无效注水，是把采出来的原油里面的水经过分离出来后净化处理，但是达不到人引用标准，又无处排放，又重新注入地层
这个要根据所学专业来确定。油田注水站供配电部分的设计毕业论文好不好做不能一概而论，主要根据您所学的专业和爱好决定的。毕业论文（graduation study），按一门课程计，是普通中等专业学校、高等专科学校、本科院校、高等教育自学考试本科及研究生学历专业教育学业的最后一个环节，为对本专业学生集中进行科学研究训练而要求学生在毕业前总结性独立作业、撰写的论文。
采油气工程的论文
采油气工程是一个运用科学的理论、方法、技术与装备高效地钻探地下油气资源、最大限度并经济有效地将地层中的油气开采到地面，安全地将油气分离、计量与输运的工程技术领域。我整理的关于采油气工程的论文，欢迎大家一起来看看！
摘要 ：纵观我国石油开采技术发展的整个历程，从其最初的探索试验阶段发展到分层开采阶段，再发展到如今的多种油藏类型采油工艺技术、采油工程智能技术等，期间走过的道路是非常曲折和艰难的，同时，这也体现了石油人的勇于奉献和不断创新的精神。随着采油技术的不断发展，它的工艺配套技术也不断完善，这使得油田的产量也不断的提高，但与此同时，要想进一步提高我们的油田产量，则仍然需要不断的改进我们的采油技术，这才能够让我国的石油工程处于良好的发展之中，才能为我国的经济带来巨大的效益。目前，我国的大多数油田已经处于高含水，高产出阶段，产量呈递减的速度，水油比上升造成的油气田开采难度越来越大。因此，研究采油技术对我国的经济发展有重大的'意义。这对我国的经济带来的帮助也是不可估量的。
关键词 ：采油技术；工艺；产量；创新
采油是油田开采的过程中，根据开采的目标通过生产井和注入井对油藏采取的各项工程技术的总称。众所周知，油田的产量高低取决于采油技术的好与坏，因此，采油技术就成为我国实现油田开采技术的重要途径，另外，采油技术还影响采油速度的快慢、最终采收率的大小、经济效益的优劣等油田生产中的重要问题。
一采油技术的分类
近年来，国内外的采油新技术发展很迅速，有物理的、生物的、化学的以及各种综合的方法等，但其本质都是在努力提高原油采收率。从技术的应用时间顺序和技术原理上来看，可分为一次采油、二次采油和三次采油。顾名思义一次采油，就是依靠油藏天然能量进行油田开采的一种方法，常见的一次采油方法有溶解气驱、弹性水驱和气顶驱等；经过一次采油之后，地层压力明显变小，需要为油井注水以平衡地下能量的减弱，这被称为二次采油。通过二次采油之后，采取注水，并应用物理和化学方法，改变流体的性质、相态等，扩大注水的波及范围以便提高驱油效率，从而再一次提高采收率。三次采油主要是依靠化学方法，辅助开采最艰难的层面油藏，一般包括碱驱、聚合物驱、表面活性剂驱、聚合物复合驱等。与二次采油相比，三次采油的特点是高投入、高技术和高效益，在二次采油水驱的基础上向油层注入排驱剂来采油，不同的排驱剂有不同的排驱机理。三次采油增油的效果非常好，近年来已经被国内外广泛重视和研究。
二 我国采油技术的现状
1. 完井工程技术 。
完井工程是衔接钻井和采油工程的，但又与其相对独立的工程，从钻开油层开始，到下套管注水泥固井、射孔、下生产管柱、排液、直到投产的一个过程。到目前为止，我国在直井、定向斜井、丛式井、水平井的技术上面已经达到了一定的技术高度，并且掌握了多种完井的方法，比如裸眼井补管完井、下套管射孔完井、套管内外绕丝筛管等完井方法。根据油田所处的地理位置及油藏情况等来确定并采用不同种类的方法，比如象华北迷雾山油藏，由于它的地质条件为碳酸盐岩裂缝油田，因此采用了裸眼完井方法，这样不但保护了生产阶段，且也取得了油井的高产，大大提高了采油率。另外，由于大庆油田属于老油田，所以采用了注水开发的方法，对加密井采用高密度钻井液完井并进行油层保护，这样取得了很大的成功。特别值得提出的是，我国在实践中发展配套了采油和钻井联合协作的技术，以保护油层、达到高产为目标。目前，我国的钻井技术较之以前有很大的发展，下套管射
孔完井、裸眼完井、各种衬管完井技术被一些油田采用，并取得了十分显著的成绩。
2. 人工举升工艺技术 。
根据各类油田在不同开发阶段的需要，在最近的五十多年中，我国发展配套和应用了多种人工举升工艺技术，比如：抽油机有杆泵采油技术、电动潜油泵采油技术、水力活塞泵采油技术、地面驱动螺杆采油技术、气举采油技术等等。借鉴国外的先进技术，又研发了井下诊断和机杆泵优化等技术问题，极大地提高了采油效率。
3. 分层注水技术 。
分层注水技术已经在多层油藏注水开发中被广泛应用，它的关键技术就是要提高注入水在地下的波及效率。早在多年前，克拉玛依油田就在调整中应用了分层注水技术，并且取得了非常好的效果。研究成功的管式活动配水器和支撑式封隔器，在油田的分注中发挥了一定的积极作业，并且取得的结果非常令人满意。90年代河南油田、大庆油田进一步研究成功了液压投捞式分层注水管柱、并且达到了一次可测试、调整多层的细分注水的目的。
4. 热超导技术 。
热超导技术是控制物质的热阻，并且使它趋近于零，它主要是利用化学技术，在封闭的管体内加入复合的化学介质，利用物质受热不均产生的相变，激活气状分子，使其在巨大的气化潜热中以声速传递热量。热超导技术主要有两种，第一种是能耗自平衡稠油技术，它主要是利用超导液，在地下注入超导液之后，利用其导热的性能，把地下的热能传递到井口，从而提高井口产出液的温度。在不经过任何加热装置辅助的情况下，最大限度地实现清蜡降粘、减少抽油机悬点载荷、提高泵效的节能目标。另外一种是超导加热热洗技术，它是将应用超导技术加热之后的产出液注入到油套内，通过循环升高井筒内的温度，从而实现清蜡降粘的目的。采用这种技术的好处是环保，并且成本低、效率高，而且安全可靠，是油田普遍应用的一种技术。
另外，我国的采油技术还有压裂、酸化工艺技术，堵水、调剖工艺技术，稠油及超稠油开采技术，多层砂岩油藏“控水稳油”配套技术等。
三 目前采油技术遇到的问题
常规采油工艺难以满足目前开发的需要，主要体现在：一是大泵提液技术越来越大，目前应用的大抽液泵主要有0.70mm泵和0.583mm泵两种。二是有杆泵加深泵挂受到限制。三是斜井采油技术需要进一步突破，由于需要加深的泵挂，部分油井的杆、管等抽油设备进入斜井段。四是高温限制了电潜泵的应用范围。另外就是开发后期的垢、绣现象日益严重；重复堵水的措施的效果日益变差了等。
四 采油技术的前景展望
未来采油技术的发展趋势主要体现在复合驱油法、混相法、热力采油法、微生物法等等。并且在未来油田的生产中，生物工程技术也将会得到广泛的应用。由于生物技术在其他行业的广泛应用，并且取得良好的效果，这便使其成为采油技术的一种新的研究。随着老油田注水开采的延续，石油的综合含水的不断上升，污水处理已经成为一个棘手的问题，而生物工程技术具有污染小、成本低的特点，这使得它将成为油田采油技术中的一项新的技术，而且会不断地提高原油采收率。
另外，碳纳米管在油井中也得到了广泛的应用，其密度小，但强度却是钢的100倍。未来的油田开采中将会利用其轻、柔软、结实等特点，制作油管或抽油杆，其性能会比现在的钢管更强，这将为油田的开发和挖潜做出更大的贡献。
根据我国石油和天然气的发展战略，针对西部油区的油井深度大、产量变化范围广、地质矿藏多样以及复杂、气候恶劣、天然气充足等特点，应该采用较先进的采油技术，从而提高开采的效率，这对我国的经济发展起到了促进的作用。
参考文献
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二元复合驱工艺技术在辽河油田的应用论文
摘要： 针对辽河油田部分老区块水驱后地层中仍有大量原油未被采出的情况，采用聚合物驱油，辅以表面活性剂降低油水界面张力、增大波及体积并提高洗油效率，利用二元复合驱工艺技术，可以使水驱后的老区块达到良好的降水增油效果。
关键词： 二元复合驱;聚合物;表面活性剂;粘度剪切
目前，我国老油田的采收率每提高一个百分点，就可增加可采储量1亿多吨。自1996年起，中国石油三次采油产量呈梯级上升。1996年为359万吨，到2000年首次突破1000万吨，达到1050万吨。此后，产量连续6年保持在1000万吨以上。2005年达到了1323万吨，约占中国石油当年产油量的12.5%。这让能够大幅提高采收率的三次采油技术备受关注。
三次采油是油田开发技术的一次飞跃，与一次、二次采油相比，它借助物理和化学的双重作用，提高采油效率。经过十几年的不断钻研和实践，国内的石油开采行业研究出了聚合物驱工艺技术、二元复合驱工艺技术和三元复合驱工艺技术三种不同的三次采油技术。
1、二元复合驱工艺技术及机理
1.1 二元复合驱工艺技术
二元复合驱工艺技术是将聚合物与表面活性剂两者相结合，以表面活性剂为主，降低体系油水界面张力，通过添加聚合物，使体系粘度增大，扩大水驱波及体积，从而更好提高复合体系的驱油效果，是目前提高原油采收率的一种比较有效的技术。
针对国内不同油田油藏性质，通过对聚合物分子量及配比浓度调整、对表面活性剂性能筛选后，二元复合驱工艺技术将广泛地进行推广应用。
1.2 二元复合驱驱油机理
聚合物驱油机理：在注入水中加入水溶性聚合物，从而增加注入水的粘度， 提高驱油体系的粘弹性， 降低注入液与原油之间的流度比， 从而启动残余油。表面活性剂驱油机理：通过掺入表面活性剂，降低油水界面张力，使得剩余油内聚力下降，从而提高驱油效率。二元复合驱驱油机理是将聚合物驱和表面活性剂驱两种不同的驱油机理有机的结合在一起，通过表面活性剂降低油水界面张力，使地层内剩余原油产生“乳化油滴”和“油丝”，而掺入的聚合物使注入液具有较大的剪切粘度，导致产生的“油丝”被注入液的剪切下拉断，形成油滴被驱到抽油口附近被采出。
1.3 二元复合驱工艺流程
1.3.1 二元复合驱注入流程(见图)
2、国内二元复合驱工艺技术应用现状
大庆油田、胜利油田、辽河油田相继开展了二元复合驱工艺技术的理论研究和实践推广。2003年9月，胜利油田率先在孤东油田七区西南部Ng54-61层进行了二元复合驱工业化试验，标志着胜利油田成为国内第一个将二元复合驱工艺技术进行工业化应用推广的油田。截至2008年底，孤东油田七区西南部实验区快中心井区已累计增油10万吨，提高采收率14.7%;整个试验区已累计增油20.1万吨，提高采收率7.25%。
辽河油田于1993年3月在锦16块东区开展了聚合物驱地面工艺试验，由于注入聚合物溶液粘度剪切幅度较大，实际的.动态反映效果差，围绕这些问题进行分析研究，找出原因，采取针对性措施，试验效果不断改善。
1996年，辽河油田兴28块开展了“聚合物-碱”二元复合驱先导试验， 已取得较好效果。其中， 兴1井综合含水由98.4%降为85.6%，产油由0.9t/d上升到14.5t/d。外围观察井同样取得良好效果，兴191井综合含水由98.2%降为74.9%，产油由2.2t/d上升到14.2t/d。2000年，在曙22号注聚站开展了“聚合物+碱”二元复合驱工业化地面试验，为辽河油田二元复合驱工艺技术的应用打下了夯实的基础。
1997年，辽河油田组织科研部门对三元复合驱工艺技术进行了系统地研究，进行了相关技术理论论证及室内试验，为辽河油田后期开展三元复合驱工艺技术地面试验提供了理论和试验数据支持。
2007年，针对辽河油田锦16块在水驱后进入双高开采阶段，现有技术无法提高采收率情况，对二元复合驱工艺技术进行了大规模理论试验论证和调研，通过对地层储油层的分析和数据模拟，确定了采用“聚合物-表面活性剂”二元复合驱工艺技术对该区块进行三次采油开发的方案。2010年即将在锦16块开展二元复合驱工业化试验，为该技术在辽河油田各区块推广应用奠定基础。
3、辽河油田二元复合驱技术发展前景
通过近20年对三次采油技术的论证和试验，结合辽河油田实际情况，形成了以聚合物驱、“聚合物-表面活性剂”二元复合驱两种主要的三次采油技术。聚合物驱作为一种成熟的三次采油技术，在辽河油田各区块得到了广泛的应用，但是由于该技术本身的限制，通常只能提高采收率7 %～10 %，聚合物驱后油层中仍有50 %以上的原油未被采出，为了提高采收率，在聚合物驱的基础上，发展出了二元复合驱和三元复合驱两种工艺技术。但是三元复合驱中的主要成分“碱”在辽河油田水质情况下，容易结垢堵塞管道设备，因此该技术在辽河油田开展受到了水质的严重制约。综合聚合物驱和三元复合驱的优势，在聚合物驱的基础上增加了表面活性剂、在三元复合驱的基础上取消了碱，形成了适合辽河油田实际情况的“聚合物-表面活性剂”二元复合驱工艺技术。
“聚合物-表面活性剂”二元复合驱工业化试验在辽河油田的开展具有重要意义。该技术的成功应用，可以为辽河油田降水增油、盘活老区块、增加可开采储量做出重要贡献。
参考文献
1.王立芳. Ng54-61二元复合驱开发探索.内蒙古石油化工，2009.
2.寻长征. 孤东油田二元复合驱结垢机理及控制研究.山东化工，2008.
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渗透率是油田开发阶段需要求准的一个非常重要的物性参数，是描述和评价储层非均质性的重要参数。一般情况下，孔隙度与渗透率成正比关系，但是对于非均质性严重的油层，给定岩石的任一孔隙度之后其渗透率变化很大（闫伟林等，1996）。油田进入高含水期，储层参数如孔隙度、渗透率、饱和度等都发生了变化。用传统的解释方法来计算渗透率是很难达到理想的精度的。利用储层流体流动单元流动带指标计算渗透率，并应用于辽河油田欢26断块高含水油田储层评价中，取得了良好的地质应用效果。
1.渗透率计算
利用岩心分析数据和取心井测井资料建立起计算FZI的模型之后，即可利用FZI计算高含水油田储层渗透率。
把FZI代入（3—4）式有：
高含水油田剩余油分布研究：以辽河油田欢26断块为例
该式两边平方并乘以φe，有：
高含水油田剩余油分布研究：以辽河油田欢26断块为例
上式即是利用FZI反算渗透率的模型。其中，孔隙度可由声波时差求得。
2.应用实例
实际资料表明，辽河油田欢26断块兴隆台油层组砂岩的孔隙度与渗透率的相关性较差，而且渗透率变化范围大（1×10-3μm2～18550×10-3μm2），用常规的单因素解释很难达到理想的精度。根据该区块6口取心井、585个孔隙度和渗透率分析样品的计算结果来看，计算的渗透率值与岩心分析数据吻合良好（图3-12），相对误差为21.6%。图3-13为取心井欢2-12-217上井计算渗透率与岩心分析渗透率数据的对比结果。图中第一道实线为计算的渗透率，而虚线是岩心分析的渗透率。从图中可见，二者吻合良好，效果是令人满意的。表明利用FZI来预测渗透率是准确而又可靠的。
图3-12流动带指标预测渗透率与岩心分析渗透率对比图
本方法的最大优点是能提供高精度的渗透率数据。高精度渗透率数据的获得，为开展储层地质建模研究来预测孔隙度和渗透率等物性参数的平面和剖面分布特征，进而预测剩余油饱和度的分布特征提供了良好的数据基础。
图3-13欢2-12-217上井计算渗透率与岩心分析数据对比图
不同类型的流动单元，流体在其中渗流的能力是不同的。将通过开展储层条件下水驱油实验来进行流动单元水淹规律的研究，以认清不同流动单元中电阻率、含水率、相对渗透率与含水（油）饱和度间的关系及变化规律。为应用储层流动单元研究剩余油饱和度及其分布奠定坚实的理论基础。
（一）提高采收率技术在不同勘探开发阶段中的作用
在常规油田开发中后期，低渗透油田开发早中期，特低渗透、超低渗透油田开发早期、初期，提高采收率技术手段开始应用和推广，使油田采收率逐步提高，增加可采储量。可采储量随着开发技术进步不断增加。
一般而言，在油气资源的勘探开发过程中，可采储量的增长可划分为三个阶段：在勘探的早期，可采储量的增长主要来自于新区勘探所获得的储量，油气开采依靠地层的自然能量，除非在某些储层条件较差的地区，如鄂尔多斯盆地，开发的初期就需要采取压裂注水等增产措施；在勘探的中期，可采储量的增长既来自于新发现的储量，又来自于提高采收率技术的应用，且后者的比例随着勘探程度的增加而不断提高；在勘探的后期，新发现储量大幅度减少，可采储量的增长主要来自于老油田的扩边、三次采用技术的应用和提高采收率所增加的储量。
（二）提高采收率技术的实际应用
1.油藏精细描述挖掘剩余油、提高采收率
胜利油田对于整装构造油藏，通过细分韵律层，完善韵律层注采井网；利用水平井技术挖掘正韵律厚油层顶部剩余油；优化小油砂体注采方式。预计钻加密调整井335口，覆盖地质储量1.7534×108t，可增加可采储量385×104t，提高采收率2.2%。
对于高渗透断块油藏，通过细分开发层系、挖掘层间剩余油；完善复杂小断块注采井网，实现有效注水开发；利用水平井挖掘边底水、薄油层油藏的潜力。预计钻加密调整井1285口，覆盖地质储量7.09×108t，可增加可采储量1500×104t，提高采收率2.1%。
对于中低渗透油藏，通过开展低渗透油藏渗流机理研究，优化合理注采井距，确定优化压裂参数，改善低渗透油藏的开发效果预计通过整体加密、完善注采井网等措施，覆盖地质储量2.5×108t，可增加可采储量650×104t。
2.稠油热采新技术提高采收率
辽河油田曙一区超稠油探明地质储量近2×108t，目前已建成近300×104t的原油生产规模，2006年预计年产原油275×104t，占辽河原油年产量的近1/4，平均单井吞吐已达到9.2个周期，产量递减严重，已处于蒸汽吞吐开采的后期。2005年启动了SA G D技术开采曙一区超稠油的先导试验项目。到2006年12月23日，曙一区杜84块馆平11、12井组正式转入SAG D技术生产已超过300天。此期间原油产量稳定，日产原油达到120t，预计到年底可累计生产原油10×104t以上，标志着SA G D 先导试验在辽河油田初步获得成功。
辽河油田已经开发的区块中，可运用SAGD 技术进行开发的资源总量达1×108t，应用深度已达1500m,SAG D规模化实施后，预计可增加可采储量3250×104t，将这些区块的采收率由以前的23%提升到50%左右。
辽河油田规划2007～2008年转SAG D 开发的有101个井组，实现曙一区超稠油馆陶油层、兴I组、兴VI组SAGD整体开发，建成200×104t原油生产规模，并稳产3年，在年产150×104t以上的规模稳产7年，提高采收率30%。到2010年，SAGD的原油产量将达到190×104t，与蒸汽吞吐对比，增加原油产量112×104t，对辽河油田稳产1 200×104t的生产规模的贡献率近10%。通过规模实施和试验，如果达到预期效果，辽河油田SAGD井组将达到260个到300个，SAGD在辽河稠油开发上具有广阔的应用前景。
3.三次采油技术提高采收率
截至2006年9月25日，大庆油田依靠自主创新，采用世界领先的聚合物驱三次采油技术累计产油突破1×108t，成为世界最大的三次采油技术研发、生产基地。
大庆油田从20世纪60年代开始研发三次采油技术，至今已有40年历史。1972年，三次采油技术第一次走出实验室被应用到生产实践中，取得了良好的技术经济效果，提高采收率5.1个百分点，注入每吨聚合物增产原油153t。1996年，三次采油技术首次在萨尔图油田实现了工业化生产，自此，以聚合物驱油为主导的三次采油技术应用规模逐年加大。
到2006年8月，大庆油田已投入聚合物驱工业化区块35个，面积达到314.41km2。动用地质储量5.2×108t，总井数5 700多口。三次采油技术连续5年产油量超过1 000×104t,2006年三次采油年产量达到1 215×104t，占大庆油田年原油总产量的27%，工业化区块提高采收率12个百分点，达到50%以上，相当于找到了一个储量上亿吨的新油田。并可少注水5×108m3，少产水30×108m3。
此外，三元复合驱油技术已从室内研究、先导试验发展到工业化试验，能比水驱提高采收率20个百分点以上。泡沫复合驱是继聚合物驱和三元复合驱之后提高采收率研究取得的最新进展。室内和矿场试验结果表明，该技术能比水驱提高采收率30个百分点左右。
4.低渗透率油气藏提高采收率
我国油气新增储量中低渗储量比例逐年提高，其中，中石油当年探明低渗储量占探明总储量的比例已上升到近70%，低渗油气藏的有效开发对油气产量的影响日益重要。
鄂尔多斯盆地的长庆油田，属于国内典型的低渗透、特低渗透油田。长庆油田采取地层压裂、酸化及油层注水和储层改造等技术，根据不同区块采取特色开发模式，使低渗透油气田得到了高效开发。先后将低渗储层极限推至10m D，进而1m D，目前工业性开发0.5m D 超低渗油藏，并正在开展0.3m D 超低渗油藏开发试验研究。低渗透油气田的开发使原来一大批难动用储量获得了解放，油气产量快速增长。随着原油产量连续6年以百万吨的速度增长，截至2006年底，长庆油田原油产量达1 100×104t，成为又一个千万吨级大油田。
苏里格气田位于内蒙古境内的毛乌素沙漠，探明储量5 336×108m3，为目前我国储量规模最大的整装气田。该气田属于非均质性极强的致密岩性气田，呈现出典型的“低渗、低压、低丰度、低产”特征，经济有效开发的难度非常大。经过长达5年的前期攻关试验，长庆油田公司创新集成了12项经济有效开发特低渗气田的配套技术，使苏里格气田规模有效开发取得了突破性进展。
2006年11月22日，苏里格气田天然气处理厂竣工投运，当年建成的15×108m3产能、30×108m3骨架工程全部并网生产，实现了向京、津地区及周边城市供气。12月28日，苏里格气田外输天然气达到304×104m3，标志着这个当年建设、当年投产的气田具备了年产10×108m3的能力。
（三）采收率的动态性
从一次采油到二次采油、三次采油，石油采收率逐步增加；随着提高采收率技术的不断进步，石油采收率还在不断提高。石油采收率具有随着采油阶段的变化和采油技术的提高不断提高的特点。
根据2005年全国油气矿产储量通报，2005年全国石油新增地质储量9.54×108t，新增探明可采储量1.71×108t，标定的采收率不到18%，而同期我国石油水驱采收率的平均值超过24%，标定的采收率偏低，我国目前个别盆地的标定石油可采储量保守，已经出现石油储采比接近1甚至小于1的情况，如珠江口盆地。随着技术进步，现有的地质储量中还有相当一部分可转化为可采储量。如果可采储量的标定还一成不变，会使可采储量与实际值的偏差越来越大。
（四）本轮资源评价的可采系数取值与目前采收率相当
新一轮全国油气资源评价的石油可采系数平均值为27.72%，与目前石油采收率27.11%相当，其中10个重点盆地的石油可采系数为28.70%，其他盆地的石油可采系数为24.16%。
其中，低品位资源，包括低渗碎屑岩、低渗碳酸盐岩和重（稠）油，其可采系数取值范围为10%～16%，比常规油资源的可采系数低5%～20%。低勘探程度的中小盆地，可采系数一般取相应评价单元类型可采系数标准的最低值。青藏地区诸盆地，可采系数也取相应评价单元类型可采系数标准的最低值。海域油气资源技术可采系数取值也适当偏小。总体上，本轮资源评价石油可采系数取值可靠，对可采资源量的评价留有一定余地。
（五）进一步提高采收率潜力
提高采收率技术大体可分为两类。其一为注水提高采收率技术（IO R），包括注采井网调整提高采收率技术和注采结构调整提高采收率技术，IO R 以水驱技术为基础，其挖掘对象主要为未被水波及到的、大尺度的原油富集地带的剩余油；其二为三次采油提高采收率技术（EOR）,EOR 通过改变驱替机理来提高采收率，其挖掘对象以水驱后高度分散的小尺度剩余油为主。
目前，我国石油的平均采收率为27.11%，其中：鄂尔多斯盆地石油的平均采收率为17.87%，渤海湾盆地为23.72%，松辽盆地为38.38%，塔里木盆地为20.1%。根据中国石油和中国石化的《中国陆上已开发油田提高采收率第二次潜力评价及发展战略研究》（2000）研究成果：通过各种提高采收率方法技术，鄂尔多斯盆地石油采收率可以提高10.1%，达到27.97%；渤海湾盆地提高12.84%，达到36.56%；松辽盆地提高16.48%，达到54.86%；塔里木盆地也可提高10%，达到30.1%。在提高采收率技术条件下，按平均采收率提高10%，全国石油的平均采收率可达到37.33%（表5-21）。
表5-21 石油可采系数与采收率对比表