油气生产论文篇（1）

油气井生产数据管理软件有三个功能模块：数据采集与存储、数据查询与导出、系统设置。数据采集与存储：通过ActiveX控件获取进口DTU上传的数据，然后根据系统设置中的数据结构对数据进行解码和校验。将数据存储于数据库对应表中，并同时将数据写入Dun-dasChart控件，重新绘制对应井的曲线。数据查询与导出：通过井号、起始时间、结束时间等关键字段，进行组合查询，查询的结果以报表和曲线形式呈现，可以对数据进行增加、删除、编辑等操作，也可以导出到EXCEL报表中，方便用户进一步使用或分析数据。系统设置：为其它模块正常运行提供基础参数，包括生产数据管理软件使用的网络IP、侦听端口号、DTU注册ID、DTU通讯密码、DTU对应的井号、实时监控的范围、告警阀值、数据结构（数据解码与校验）、数据库备份与还原、用户名和密码以及拥有的权限。

2数据库设计

数据库设计遵循第三范式的规则，数据表中的每一列数据都和主键直接相关，使得数据冗余度较低，数据库结构合理。数据库包括五张数据表：生产数据、DTU参数、生产井信息、用户信息、本系统参数。生产数据表的主要字段为：DTU注册ID、压力、温度、流量、液面高度、时间等。DTU参数表的主要字段为：DTU注册ID、电话号码、网络协议、网络IP、端口号、登录时间、更新时间、工作状态等。生产井信息的主要字段为：井号、DTU注册ID、生产单位、开井时间、备注等。用户信息表的主要字段为：用户名、密码、所属部门、角色、权限等。

3曲线设计（显示没一点的值）

采用DundasChart控件为生产数据管理软件提供先进的数据可视化功能。利用DundasChart控件创建实时曲线和历史曲线，两种曲线在元素布局上保持一致，方便使用者快速获取和理解曲线中所蕴含的信息，但在样式设计上采用不同风格，以便使用者快速区分实时曲线和历史曲线。另外，实时曲线是不断向左滑动的，当有新的数据时，首先删除最早的数据，然后添加新的数据点，始终保持最近五个数据点的曲线。历史曲线根据查询结果绘制曲线，同时显示所有符合查询条件的点。当使用者更换查询条件或修改数据时，历史曲线会重新绘制。生产数据管理软件最多同时显示六口井的实时曲线，同时监控所有井的状态；当生产数据超过告警阀值，软件会弹出警告提示；如果当前显示的实时曲线不包括该异常井，软件会用异常井的实时曲线替换当前显示的最后一口井的实时曲线。另外，实时曲线和历史曲线可以放大和缩小，隐藏或显示告警阀值线，隐藏或显示指定井的曲线。

油气生产论文篇（2）

2现代信息技术在油气生产运行过程中的有效运用

2.1自动化数据的控制与采集

在油气自动化生产过程中，信息的自动化收集与处理是整个自动化控制的重点。自动化数据采集系统采用集散型控制结构，运用两级SCADA自动化监控系统来实现对生产系统内各技术参数的实时数据收集与控制。油气自动化生产中，在联合站、计量站、油井等相关技术控制区域设置信息收集与控制基站。基站与生产系统中各离散点通过传感器与变送器进行数据信息收集，并利用各自动阀门、压力参数通过自动程序的控制进行实时的调节以实现PID闭环控制，从而构成油气生产自动化控制的一级SCADA监控。基站通过光纤、WLAN等方式将实时数据信息及时传输到工控室、自控中心，通过自控中心与工控室的调度实现数据的动态显示与数据信息异常的及时处理，从而实现对生产系统的控制。由此构成油气自动化生产控制的二级SCADA监控系统。一级单元与二级单元相互之间通过电台进行数据交互，以实现整个网络的信息实时交互联系。

2.2多媒体视频监控系统

多媒体视频监控系统一般由视频客户端、视频监控单元、视频监控中心组成，设置在厂区生产系统及其附属设施、系统的视频监控单元将实时的视频监控信息编码成数据流通过网络传输到视频监控中心，通过转码解流将视频信息反应到视频客户端上，由此实现实时的视频监控。而在整个视频监控系统中比较重要的一个部分是网络视频器，主要负责各种多媒体影像声音的采集以及该视频影像的压缩编码；同时，将网络用户以及监控中心的实际控制命令有效地往前端设备上进行传输。目前，MPEG-4网络视频编码器的压缩比例相对较高，运动补偿性方面较为优越，逐渐成为主流。由于大部分采油厂的视频监控多置于室外，所以，一般要选用能够进行360°全景扫描的恒温监控设备，实施对整个尤其生产自动化系统的全天候监视。后端的监控中心主要是由交换机、多媒体电视强以及视频服务器等等设备有机组成的。其中，视频服务器主要是用来管理源于网络视频编码中的相应的网络视频流，并运用组播技术提供相应的视频服务给相关的网络用户，真正实现多媒体数字化实时监控以及网络点播检索行为的有效运行，监控中心可以授权网络用户，这部分被授权的网络用户称作是客户端，客户端为外网用户以及本地网用户均可以。

2.3宽带Ethernet网络系统

2.3.1网络结构

各信息收集基站（联合站、计量站、油井等）收集的数据信息汇集到工区控制处理器，工区工控室通过报表生成、实时图像存储等数据处理后传送到厂部自动化控制指挥中心，以方便厂部领导及技术人员实时浏览各基站主要技术参数、主要实时信息以及异常信息的监测与处理。各基站与工控室、工控室与自控中心之间的连接一般采用光纤、数字微波、WLAN等多种传输方式，通过点到点、点到面、面到面的星状连接网络构建出油气生产系统无线通信网络。

2.3.2组网方式

各基站之间的信息传输组网一般采用可靠性较高、受干扰程度较低的光纤进行连接。从厂部局域网引出光纤连接到油田信息网，如果从厂部到工控室之间的信息连接系统如小容量微波系统不能满足宽带传输的需要，可通过在两端加装E1/RJ45网桥的方式实现微波系统扩容。在基站站点过多、涉及范围过密集、涉及地理环境过于复杂的局部区域，可采用光纤/WLAN混合的方式进行组网，以避免区域光纤连接的复杂性。

油气生产论文篇（3）

一、 理论概念介绍

1.1 技术创新概念及理论

傅家骥认为技术创新是企业家抓住市场的潜在盈利机会，以获取商业利益为目标，重新组织生产条件和要素，建立起效能更强，效率更高和费用更低的生产经营系统，从而推出新的产品、新的生产工艺方法，开辟新的市场、获得新的原材料或半成品供给来源或建立企业的新的组织，它是包括科技、组织、商业和金融等一系列活动的综合过程。[1]

在这里认为所谓技术创新就是从新产品或新工艺设想的产生开始, 经过研究与发展、工程化、商业化生产, 直到市场应用, 取得良好经济效益的完整过程的一系列活动。它是技术与市场的结合, 是科学技术转化为社会生产力的具体体现, 是当今促进技术进步, 实现经济增长的主要方式。

技术创新成功指成功的技术创新必然加速推动长期盈利增长，在一定评估期限内，具体表现为在经济收益、市场状态和主体素质等方面单独或同时取得较高的期望效益。

与一般意义上的技术创新及其成功的标准不同的是，作为关乎国计民生的油气能源产业，石油工业技术创新的目标不仅在于企业所获得的经济效益，还在于企业所承担的社会效益。因此石油工业领域技术创新的投入不仅被经济效益决定，更受到社会效益的左右，在我国尤为明显。

1.2 石油峰值概念及争议

全球石油供给能力一直是人们关注的焦点问题[2]。

对石油峰值问题的研究始源于1949年，以M.K.Hubbert的论文Energy from fossil fuels为标志[3]。美国著名地质学家Hubbert在上世纪50年代成功预测了美国本土48个州的石油产量将在1970年前后达到峰值，该理论认为任何一种有限的资源都会遵循一个基础规律：生产由零开始，然后产量逐渐增长，直到一个无法超越的峰值（Hubbert peak），一旦达到峰值，产量逐渐降低，直至该资源被采尽。此外Hubbert认为地质学家对油田内石油分布的了解需要一个过程，生产者总是先生产容易得到的油，因此在油田生命周期的青年期，产量快速上升；但不久随着油田开采程度的不断提高，容易开采的石油逐渐变少，要开采剩余石油储量的难度越带越大，油田产量开始下降。

石油峰值研究协会（ASPO）创始人科林.坎贝尔关于石油峰值的定义是：由于石油是不可再生资源，任何油田、国家、地区乃至世界的石油产量在逐渐增加到最大之后都会开始递减，这个最大值就是石油峰值[4]。

当然并不是所有专家学者都认同“石油峰值”理论，世界能源巨头BP公司首席经济学家彼得.戴维斯就认为不存在绝对的资源极点。沙特阿拉伯国有企业、世界最大的石油公司沙特阿美石油公司高管表示，全世界之开采了一万亿桶原油，约占地球5.7万亿桶的总开采原油储量的18%，所以他认为石油产量即将到达峰值的理论站不住脚并且宣称全世界至少还有100多年的充足原油储量。此外不少反对“峰值论”的人士坚持认为世界石油资源是很丰富的，北极，深海以及各种非常规油气资源都存在人类可以利用的大量石油资源，不必为此忧心忡忡。美国地质调查局也乐观认为，世界石油与天然气资源量为33450亿桶，剩余石油储量可轻松满足2020年前的需求[5]。

二、 技术创新对石油工业的影响

2.1 技术创新对油气勘探开发的影响

20世纪石油工业突飞猛进，在东亚、中亚，北美、中东先后发现了一批大型和特大型油气田。这些成果基本都源于高新技术或高科技的发展，如高分辨率和四维地震技术，欠平衡钻井和完井技术、测井成像和核磁共振测井技术等。随着石油工业的发展，面对更加复杂的地质条件石油勘探开发技术必须有新的更大的发展。石油产出量增长是石油工业经济增长的第一要素，在历史上科学技术进步为石油储量增长提供了巨大动力。20世纪60-70年代世界上曾流行石油储量短缺，石油工业很快步入穷途的预言。然而1970年后，世界石油工业的发展完全否定了这种悲观的论调。1971―1996年的26年间，世界石油总产量为806.4亿吨，但新增储量达到1610亿吨。到1997年初，全球石油探明储量已由1971年的729.4亿吨上升到了1537.2亿吨，石油储采比由28.3提高到了43.1。1980―1999年的20年间，全球石油产量基本保持在30亿吨左右，期间累计采出原油600多亿吨，而世界石油剩余探明可采储量1980年仅为880亿吨，到1999年增加到了1386亿吨。2000年石油和天然气剩余探明储量分别为1409亿吨和149万亿立方米，可谓“越采越多” [6]。

世界石油工业储产量的稳步增长，离不开科学技术的进步。近年来世界石油勘探面临更加严峻的形势，勘探向深层、深水和边远地区、极地地区等地下和自然地理条件困难的地区发展。勘探成熟度越来越高，已发现油气田的勘探成熟区仍然是常规油气勘探的主战场。由寻找巨型油气藏向同时寻找中、小型油气藏的方向发展。

石油工业的未来充满了机遇和挑战，许多技术，比如仿生井、纳米机器人、千兆级网络模拟技术以及其他技术，虽然已经起步，但仍然有许多技术难题没有解决，但可以肯定的是这些技术的发展必将使油气勘探开发进入新的阶段。技术创新对于油气勘探开发至关重要。

2.2 技术创新对非常规油气资源的影响

非常规油气资源包括页岩油、超重油、油砂矿、页岩气、煤层气、致密砂岩气及让天然气水合物等。当前非常规油气资源是最为现实的接替能源，在世界能源结构中扮演着日益重要的角色[7]。国家在2008年对全国的非常规油气资源进了了初步评估，结果表明，全国煤层气可采资源量10万亿m3,页岩气资源量是26万亿m3；估计致密砂岩气资源量12万亿m3；页岩油资源量是476x108t，超重油和油砂资源量超过59.7x108t，天然气水合物70万亿m3。中国非常规油气资源有着巨大的潜力[8]。

这里简要介绍下页岩油、超重油和油砂在我国的发展情况。页岩油资源在我国十分丰富，按已探明的油页岩资源统计，全国油页岩资源储量为7199.37x108t,我国储量位居世界第四。根据最新的油页岩资源评价显示我国油页岩资源规模大、分布广、勘查程度低、含油率中等偏好。目前我国有页岩的开发已经迈出关键步伐。据悉辽宁省抚顺矿业集团2005年产页岩油约20x104t，2009年产量接近40x104t。我国油砂资源也比较丰富，其目前正处于规模化开发的前期试验阶段。此外重质油沥青资源分布广泛储量丰富，已在15个大中型含油盆地和地区发现了近百个重质油油气藏，成带分布且规模大。我国的重质油、沥青主要产于中、新生代的陆相地层。预计我国未发现的重质油资源约为250x108t，沥青资源潜力更大。

作为重要的接替能源，非常规油气资源的开发利用有着非常重要的战略意义，中国油气工业中心向非常规油气资源过渡只是个时间问题[9]。但是由于我国非常规油气资源往往存在于复杂特殊的地质条件中，部分开发技术适用性差、不成熟，开发成本高；低渗透储层单井产量低，缺乏有效增产技术；综合利用率低，所以政府应尽快组织和引导跨部门、跨学科的全国性系统资源评价与研究工作，加快技术创新步伐，以推进产学研结合，为非常规油气资源的大规模开发铺平道路。

非常规油气资源的成功开发与利用,将可以弥补未来很长一个时期常规油气资源的不足,为我国经济的可持续发展提供能源保障[10]。用技术创新大力发展非常规油气资源大有可为。

三、 技术创新――石油生产系统模型建立

技术创新对石油工业的影响应该是显著的，在这里以系统的观点和方法讨论技术创新对于石油峰值的影响。

3.1 Hubbert SD模型[11]

图1是一个最简单的Hubbert曲线SD模型流程图，模型中有两个存量，分别是累计产量（cumulative-pro）和累计已探明储量（accumulative-proved-reserves），还设计了四个流量，分别是实际年生产量（actual-production），由Hubbert曲线公式算出的年生产量（Hubbert-prd），已探明储量（proved-reserves）以及每年增加的探明储量（annual-proved-reserves-addition）。模型还包括五个辅助变量，它们包含成长系数（a），历史年生产量（prd），最终可采储量（ultimate-reserves），年探明储量（actual-proved-reserves）和储量年增加量（delta-reserves）。五个辅助变量中只有储量年增加量（delta-reserves）是内生的，它取决于流量已探明储量（proved-reserves），其余四个辅助变量皆是外生变量，外生变量中历史年产量(prd)和年探明储量(actual proved reserves)是表函数。

3.2 技术创新――石油产量关系分析

石油工业是一个资金密集，技术密集型的行业，往往技术创新的影响十分显著。首先表现在技术创新所引发的重大基础理论的突破，尤其在地质勘探领域的每一次理论突破都会带来石油工业的一次进步，从历史来看一些大油田的发现总是伴随着地质理论的更新，如何保证理论紧随步伐以及理论与实践结合，需要企业对各个研究机构研究中心投入巨大的人力物力，而且不能急功近利。

理论的突破可能使最终可采储量有所增加。国外石油公司在技术基础理论研究方面投入大量的工作，取得了明显实效，相比之下我们的差距太大，所以技术创新必须从基础工作入手，从基础理论抓起，坚持不懈[12]。20世纪20―50年代石油勘探方面，由“前期地质时期”进入到背斜理论时期。重力、地震折射波和地震反射法开始使用，使人们在平原和盆地地区都能从事油气勘探活动。20世纪60―70年代，石油地质理论方面诞生了板块构造理论；地震勘探技术方面出现了叠加技术和数字记录仪；数字计算机也开始应用于石油行业。80年代以后，新的科学技术革命为石油工业的发展注入了新的活力，特别是以计算机、信息技术为特征的知识经济为石油工业的发展带来了新理论、新方法和新工艺，主要有：盆地模拟、油气藏描述和数值模拟等，同时还有水平井，分支井钻井技术、小曲率半径水平井、连续油管钻井、自动化钻井等。

技术创新引起的油气开发核心技术的发展和成果的取得往往作用于采收率，间接影响石油年生产量，或者由于新的技术是原来不易开采的储量得以开采，由此直接影响实际年生产量，比如仿生井技术。当然技术和成果不能立刻就转化为产量，期间可能需要逐步的实验逐步的普及，因此需要一定的延滞才能发挥作用。

技术创新带来的尤其勘探核心技术和成果的出现，比如地球科学物理技术的进步，以及新兴的千兆级网络模拟技术都将使探明的储量有所增加。

技术创新还能促进非常规油气资源的发展，如前文所述我国非常规油气资源往往存在于复杂特殊的地质条件下，开发技术落后，开发成本高，综合利用率差，而我国的非常规油气资源又十分丰富。因此技术创新引领下的非常规油气资源技术进步必然能够为非常规油气资源大规模开发铺平道路，立竿见影的是非常规油气资源年产量的快速增加。

总之，相关关键技术、基础理论上的重大突破，或者设备上的创造改进都间接或直接的影响到石油产量。

现考虑技术创新的对石油工业的影响后，在Hubbert曲线系统动力学流程图的基础上进行改进可建立如下所示的关系图。

图上容易看出这里新增加了若干指标，从而将技术创新对产量的影响引入了石油产量系统。结合上文分析，简单列举技术创新影响石油产量的几条因果反馈回路。

（1）技术创新资金――各类科研机构、研究中心、高校研究院科研强度――基础理论突破――最终可采储量――年油产量――收入――技术创新资金；

（2）技术创新资金――各类科研机构、研究中心、高校研究院科研强度――油气开发核心技术和成果――采收率――实际年生产量――年油产量――收入――技术创新资金；

（3）技术创新资金――各类科研机构、研究中心、高校研究院科研强度――油气勘探核心技术及成果――年探明储量――已探明储量；

（4）技术创新资金――各类科研机构、研究中心、高校研究院科研强度――非常规油气资源勘探开发技术及成果――非常规油气年产量――实际年生产量――年油产量――收入――技术创新资金。

从图中还可以清晰看到石油产量被各种技术创新及其成果所决定，而技术创新则被社会需求，企业意愿以及国家意志等多种力量所决定。可以说，正是这多种力量的存在迫使石油工业必须进行技术创新，从而保证石油工业稳定发展。

模型的程序请参见Tao的论文[13]。对图1的流图输入我国石油工业的相关参数，运行后得出下图。

从图中看出在这个模型（成长率a=0.057，最终可采储量ur=140亿吨）下我国石油峰值将在2020年左右达到，且峰值产量不超过2亿吨。

从图中所显示的关系看到在技术创新的作用下，我国石油峰值绝对不是2亿吨，应该远高于此，而且在技术进步，非常规油气等联合影响下，峰值到来时间也绝不是图3所显示的2020年。且可以预见我国的石油产量应呈现下图所示趋势。

由图4可以看到在技术创新作用下石油峰值并不是简单的钟形曲线，也不简单只是发生――发展――兴盛――衰减――消失的过程，而将是一个发生――发展――兴盛――开始衰减――再发展――再兴盛的波浪式反复过程，其形状将是类似于若干个小钟型曲线叠加在一起波浪。虽然不否认以石油为主的化石能源最终会退出历史的舞台，但是本文看法仍与传统的峰值理论有显著不同。

传统的“石油峰值”理论是用静态的片面的眼光来看待事物，忽略了事物的动态发展的规律，忽略了人类的主观能动性，忽略了技术创新技术进步所带来的生产力的飞跃，忽略了人们对事物循序渐进的认识过程。有理由相信随着技术的创新，人类对化石能源认识和理解的不断完善，石油峰值会尽可能晚的到来而且处于峰值的时间会很长而不是到达峰值后就迅速显著的下降。曾经有学者认为，中国将在2015年迎来石油峰值，峰值产量为每年 1.9x108t[14]。但是国家统计局1月20日统计数据显示，2010年，中国天然原油产量为2.03亿吨，同比增6.9%[15]。这一产量远高于所谓的“峰值产量”，而且可以预见的是产量会进一步增加。

四、 结论

诚然事物一般会经历孕育、生长、成熟、衰老及消亡的过程，本文也不否认以石油为主的化石能源最终将退出历史舞台。但是从历史角度来看，事物是不断发展变化的，人类的主观能动性是无限的，纵观世界石油工业发展，技术创新多次打破了石油储量短缺石油工业穷途末路的预言。目前石油工业所面临的困境在于技术和理论瓶颈的限制，一旦打破又是一番新的天地。

因此本文认为在技术创新的作用下石油峰值并不会很快到来，石油产量在社会需求、企业意愿、政府意志等多方力量的作用下呈波浪式的向前发展，石油峰值的到来是需要过程的。

参考文献

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[2]李明玉，李凯，郁培丽. Hubbert曲线系统动力学模型预测能力分析.系统工程，2009.2,2:102-108.

[3]张映红，路保平，尹秀琳. 修正Hubbert模型及世界石油产量临界点预测,石油学报，2009.1,30（1）：108-112.

[4]熊倩，冯连勇，唐旭，胡燕.全球变暖认识历程对石油峰值研究的启示.学术探讨，2008.8:47-49.

[5]汪孝宗.“石油峰值”之争.中国经济周刊，2009,34：27-28.

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[7]翟光明.关于非常规油气资源勘探开发的几点思考[J].天然气工业, 2008, 28 (12): 1-3.

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[9]胡文瑞，翟光明，李景明.中国非常规油气的潜力和发展.中国工程科学，2010,12（5）:25-29.

[10]张杰，金之钧，张金川.中国非常规油气资源潜力及分布.当代石油石化,2004.10,12(10):17-20.

[11]李明玉，李凯，郁培丽.hubbert曲线系统动力学模型预测能力分析.系统工程,2009.2,27(2):102-108.

[12]关德范.油气勘探,从“洗脑”开始.石油科技，2000.8：48―19.

[13] Tao Z P,Li M Y.System dynamics model of Hubbert Peak for China’s oil[J]. Energy Policy,2007,35(4):2281-2286.

[14]钱伯章. 我国将在2015年迎来石油峰值产量.26(2):4.

[15]凤凰网.中国2010年天然气原油产量2.03亿吨.finance.省略/news/20110120/3263088.shtml,2011-1-20.

油气生产论文篇（4）

【关键词】 油气会计；　确认；　计量；　报告

一、前言

一般而言，采掘业包括矿产业和石油天然气（简称“油气”）业，油气业是采掘业的一个重要组成部分，在世界很多经济体中都是非常重要的部门，但是不同国家和地区的会计规范之间以及不同公司会计实务之间，还存在较大差异，影响了油气公司会计信息的可比性。现行国际财务报告准则体系中还没有真正全面规范油气业的会计准则。

由于生产活动的特殊性，导致石油天然气会计成为一个特殊的会计研究领域。国际上，以美国、英国、澳大利亚等为代表的主要发达国家，经过百年的发展，无论是石油天然气会计理论，还是企业会计实务，都比较成熟完善，其准则制定机构和监管机构等制定了一系列会计准则与监管规范，形成了相对规范完整的石油天然气会计理论与实务标准体系。

我国作为世界石油天然气生产和消费较多的国家，石油天然气会计理论和实务发展都曾一度处于相对不发达的水平。随着我国经济的发展和国际地位的日益提升，我国石油天然气会计理论界和实务界面临的问题与若干年前已经大不相同，我国会计建设和发展过程中面临的会计问题实质上也是国际上会计理论界和实务界的共性问题。

二、美国的研究和实务

石油天然气会计准则是美国财务会计准则中的重要内容。美国是世界上对采掘业会计尤其是石油天然气会计研究最早的国家，研究成果很多，其相关会计准则规范也相对成熟。美国财务会计准则委员会（“FASB”）先后了多个关于油气业的专门会计准则或相关的会计准则，美国证券交易监督委员会（“SEC”）也对石油天然气会计确认计量和报告提出要求。由于美国具有高度发达的资本市场特别是证券市场，美国SEC对会计规则的影响至关重要。

（一）美国的主要石油天然气规范和研究

1.早期研究

20世纪60年代，美国会计职业界和会计准则机构开始重视石油天然气资产确认计量方法的研究和选择问题。美国注册会计师协会（“AICPA”）研究采掘行业中财务会计和报告使用的各种方法，为其所属的会计原则委员会（“APB”）起草意见书提供建议。APB于20世纪70年代初以“采掘行业的财务报告”为题了会计研究公报第11号。该报告建议不再采用全部成本法，而只能采用成果法；规定以油田作为成本中心，与油气储量直接相关的发现前和发现后发生的成本都予以资本化，包括对最初已经费用化的勘探干井成本，以后又确定发现油气储量，予以恢复资本化。20世纪60年代和70年代AlCPA和APB的研究为美国1977年制定世界上最早的石油天然气会计准则奠定了理论基础。

2.1977年FASB第19号财务会计准则公告（“SFAS19”）

1977年12月，FASB了《财务会计准则公告第19号——石油天然气生产公司的确认、计量与报告》。SFAS19不仅在美国财务会计准则制定的历史上，而且在世界上关于石油天然气会计准则都具有重要的意义。在世界范围内，第一次就油气业投产前成本确认计量、矿区权益转让中的收益决定及披露等问题作了全面系统的规范，也对其他国家和国际会计准则理事会（“IASB”）研究制定石油天然气会计规范起到重要参考作用。但SFAS19规定只能采用成果法作为投产前成本确认计量的基本方法，引起了很大争论，导致许多中小石油天然气公司反对，并游说相关机构施加影响。

3.1978年SEC 253号会计系列文告（“ASR253”）

由于大量中小石油天然气公司的游说，SEC于1978年8月了《会计系列文告第253号——关于石油天然气生产活动的确认、计量与报告实务的要求》，规定石油天然气公司向SEC提交财务报告时，可以接受完全成本法作为备选方法。ASR253还认为，成果法和全部成本法都是以历史成本为基础的，都没有确认计量已发现的石油天然气储量的价值，相关性不强，都不能为信息使用者提供有用的信息。ASR253提出，即以油气探明经济可采储量的价值为基础的会计确认计量和报告方法，要求以现行的价格，现行的开发成本、开采成本和现行的法定税率为基础，对石油天然气储量资源的未来现金流量进行折现计算，折现率为10%，以此确定石油天然气企业拥有的石油天然气储量资源的价值和收益（成果）。储量认可法将油气探明经济可采储量价值化，油气探明经济可采储量的未来估计价值应该作为资产。

油气生产论文篇（5）

一、白庙气田凝析气田地质特征

对白-平2HF井所在的白44块进行了精细地质研究，认为该井储量基数较大，采出程度低，剩余潜力大。

1.储量基数较大

实钻水平段控制沙三下3（3）小层和沙三下4砂组含气面积0.91平方千米，控制天然气储量2.32亿方，凝析油储量9.3万吨。根据目前标定的气田采收率天然气按45.9%，凝析油按25%计算，天然气可采储量为1.06亿方，凝析油2.3万吨。

2.采出程度低，剩余潜力大

白44小块S3下3（3）小层累产气0.0208亿方，累产油558吨；剩余天然气可采储量0.8054亿方，剩余凝析油可采储量1.8192万吨；天然气地质储量采出程度为1.16%，可采储量采出程度为2.52%；凝析油地质储量采出程度为0.74%，可采储量采出程度为2.98%。

白17小块S3下4砂组累产气0.0282亿方，累产油1846吨；剩余天然气可采储量0.1692亿方，剩余凝析油可采储量0.2654万吨；天然气地质储量采出程度为6.56%，可采储量采出程度为14.29%；凝析油地质储量采出程度为10.26%，可采储量采出程度为41.02%。

3.地层压力高能量足

白—平2HF井钻遇两个断块（白44断块、白17断块）。根据白44块的白44井2002年4月23日RFT资料，沙三下3（3）小层原始地层压力系数为1.65～1.69，地层压力为64.9 MPa～66.0MPa，该小层白44井和白66井累产天然气208万方，产出量较少，分析认为沙三下3砂组地层压力基本保持原始状态；根据白17断块的白17井1992年4月17日测沙三下51小层原始地层压力为72.53MPa，推测沙三下4砂组原始地层压力68MPa～72 MPa，该小层白17井和白64井累产天然气282万方，产出量较少，分析认为沙三下4砂组地层压力基本保持原始状态。

综合分析，白—平2HF井气层接近原始状态。其中，白44断块沙三下3砂组（4157.0～4985.0m）地层压力约为64.9 MPa～66.0MPa；白17断块沙三下4砂组（4985.0～5374m）地层压力约为68.0MPa～72.0MPa。

二、水平井开采凝析气藏可行性

现阶段在油气藏开采中，水平井的应用极其普遍，其优势主要表现在延缓气顶气与底水的锥进、降低地面设施设计成本、提高裂缝钻遇几率、增加泄油面及增加油气的采收率。在油气开采中应用循环注气的开采方式还具有以下优点：降低地层反凝析对产能的影响、延缓注气突破。由此可见，将水平井应用到凝析气田的开采潜力不可估量。

通过计算现代油藏工程，白庙气田凝析气藏垂直井与水平井间采气量的比值受到Kv 、Kh、水平段长度L的影响（详见下图）：当 Kv 、Kh=0.2、0.5，L=500米时，水平井/垂直井为3.6、4.2。

气藏规模及气层物特征、气层厚度决定了水平井水平段的长度，以及水平井产能大小取决于水平井长度，即气藏开采风险会随着水平段长度的增大而增大。就某些特定气藏而言，其在符合最大增产倍数的条件下，有最佳水平长度的存在。对牙哈凝析气藏开采的非达西流动及摩擦阻力损失全面考虑，并借助计算油藏工程、模拟数值得出白庙气田凝析气田在水平井水平段最佳长度在400米-600米间。

三、水平井的设计、开采效果

1.水平井的设计

白庙气田凝析气田的构造是：气田东部的白垩顶部砂岩气层厚度很薄，有的皆为水层；白垩顶部砂岩、下第三系底砂岩间夹层的砂岩情况为：不渗漏纯石膏相变（西）3.3*1/1000 含膏质团块粉细砂岩（东），基于事实的分析可得，对气田采取直井开发易导致底水锥进的现象。白庙气田凝析气田东部裂缝发育较成熟，通过对凝析气田不同井型适应性、工艺条件、经济效益、气层特点的全面考虑的前提下，选取气田东部高地位置设定一口水平井（YH23-H26井），下表是水平井的相关参数：

2.水平井开发效果

2.1水平井的有效开发，改变了地下流体的渗流模式，沙三下层系凝析油的产出量得到提高白庙沙三下层系储层物性差，渗透率多在0.5mD以下。凝析油含量较高，白11井凝析油含量达到820.7g/m3，地漏压差在3-17MPa之间，反凝析现象严重。水平井的有效利用，使地下流体从径向流转变为线性流，大大降低渗流阻力，提高凝析油产出量。统计生产沙三下层系1砂组的8口井，平均初期日产气量1.3×104m3，日产油7t。白平1井分段压裂后，日产气与直井相当，日产油比直井初期稳定产量高1.7倍。

2.2白平1井的初期递减率低，稳产期长

白平1井自2011年10月分段压裂以来，到2011年底产气量逐步下降，递减率1.2%。2012年以来，日产气量一直稳定在0.7×104m3左右，稳产期已经180天。而生产沙三下层系的其它气井初期递减率平均高达25%，气井0.5×104m3/d以上无稳产期，水平井的开发效果远好于直井。

2.3白平1井油套差值稳中下降，渗流状态好

白平1井压裂后油气渗流通道改善，油套压差值（如下图）稳定在12MPa左右80天时间，之后缓慢降低。水平井井底渗流状态良好，有效地抑制了反凝析液进入井筒后造成的不利影响。从流压梯度曲线（如下图）看出，井内流体为气液混相流，流态稳定，生产正常，优于直井的开发效果。

白平1井地质条件复杂，在地质和工程论证的基础上，分七段压裂成功。借鉴成功经验，白庙气田先后实施了5口井的分段压裂（如下表），初期日增气量4.8×104m3，日增油34.4t，累增气量196×104m3，累增油2410t，有效地提高了单井产能。

4.经济效益

从钻井成本投入一角度出发，水平井钻井成本投入为直井的两倍，但是水平井产能总量却为直井的三倍到四倍，所以，在凝析气田开采方面应用水平井能够有效提高采气采油速度，从而提高凝析油气的总采收率，简单估量，采收率可提高约4～5%。

在凝析油气开采中采取水平井的方式的优点还包括注采井数的减少，“稀井高产”的开采原则实现了地面建设的简化，从而有效地减少了采气地面建设及整个工程的成本投入。所以，白庙气田凝析气田中践行水平井能够实现经济效益的明显提高。

参考文献

[1]成涛.水平井开发技术在海上东方1-1气田的成功应用[A].2009全国油气井工程科学研究新进展与石油钻井工程技术高级研讨会论文集[C].2009.

[2]水平井在苏里格低渗气田开发中的应用[A].全国石油钻井新技术和管理经验交流会论文集[C].2011.

油气生产论文篇（6）

 

0.引言

由于活塞气体压力及惯性力对气缸套产生的侧压力，使得当活塞与气缸壁发生相对运动时产生摩擦对气缸套内壁造成磨损，此外柴油、机油燃烧后所产生的固体微粒，金属件表面摩擦而擦落下的金属粉末以及随空气带入气缸内的灰尘等，都会造成气缸套磨损，同时柴油和机油中含有腐蚀性物质，对气缸套产生化学腐蚀作用，特别是柴油机长期在低温下（指水温低于70~80℃）工作时，废气中的二氧化碳和水汽容易凝结成碳酸，燃油中的硫燃烧后生成的硫化物，与水汽化合成硫酸及亚硫酸，低温时对机件腐蚀很严重。

1.气缸套磨损规律

柴油机在不同的外界环境和不同工况下，会处于不同的工作条件。在每种工作条件下都有一种因素主导着气缸套的磨损。

图1-1 不同工作条件下的气缸套磨损情况

正常情况下，气缸套最大磨损位置在活塞处于上止点时第一道气环附近，因为在这里做功及压缩行程时，活塞对缸壁压力最大，温度又高，金属抗磨性差，磨料积存也较多。气缸中部由于润滑条件较好，因而磨损较小而均匀。下止点位置处，运动速度逐渐为零，由于速度太低时油膜也不易形成，因而磨损略大于中部。免费论文。正常情况下的气缸套磨损状况，如图1-1中a所示。

若柴油机吸入尘土较多，或严重积炭（压缩压力过小，气缸内温度不够，燃烧不完全而引起），尘土随空气从上部吸入粘附于缸壁上部，积炭也在上部产生，使缸套上部磨损严重，此时的气缸套磨损状况，见图1-2中的b。

若机油污染而含有大量硬颗粒，由于机油是从下向上送到缸套内壁，且硬质颗粒较重，多附着于气缸套下部，使缸套下部磨损严重。如图1-1中b，c两种磨损为磨料磨损。柴油机在高负荷运转条件下，在高温润滑不良的情况下气缸套与活塞环相对滑动，产生局部金属直接接触、摩擦，形成局部高热，发生熔融粘着、脱落，并逐步扩大，即产生粘附磨损。免费论文。这是一种破坏性极大的磨损。一旦产生，活塞与气缸套很快报废。通常所说的“抱缸”多指这种情况。免费论文。如图1-2中的d，靠第一道活塞环上止点附近磨损严重。由于低温启动频繁或柴油含硫量过高造成的腐蚀磨损，见图1-2中的e。第一环上止点处由于受到强烈的酸蚀，磨损量比正常大1~2倍。由于腐蚀作用，剥落的金属颗粒在中部造成磨料磨损，使中部磨损量增加4~6倍。腐蚀磨损可由缸套上部疏松的细小孔来识别。低温下长期运行的磨损状况，见图1-2中的f。冷却水温太低，使最大磨损位置下移。沿轴线方向磨损因素是同时存在又相互影响的，其共同的规律是磨损后在沿气缸轴线方向磨损量不均匀，而气缸上部与活塞环不接触的部位磨损很小，磨损严重时总可用手在气缸上部摸到“缸肩”。沿圆周方向的磨损也是不均匀的，这是由于工作冲程和压缩冲程侧面压力不一致造成的。在正常情况下，磨损量以低温起动和低温工作是最为严重。因为低温时，机油变厚，难以进入摩擦表面之间，柴油雾化不好，凝结在气缸壁上，破坏了油膜，而燃烧产物低温时对缸壁又有酸蚀作用。

综上所述，气缸套的磨损规律大致是气缸套上部内壁，磨损较严重，而下部较少。沿着气缸套轴向呈现一个上大下小的锥形体，而沿着气缸套径向的任何截面都呈椭圆形，这是因为与曲轴中心线平行方向的磨损量比垂直曲轴中心线方向的磨损量来得少，其原因是在与曲轴垂直的方向上受到活塞的侧压力作用。

2.减少气缸套磨损的措施

根据气缸套的磨损规律，为了减少气缸套的磨损，应采取以下措施：① 尽量使柴油机保持在正常温度范围内工作（一般水温应为65~75℃）；② 按规定选用机油，注意保持存放机油的清洁，经常检查油位和油质，及时清洗滤清器；③ 定期清扫或更换柴油机空气滤芯；④ 使用新缸套或更换活塞环时，一定要按磨合规范进行磨合，不要一开始就进入高转速、大负荷工况。

3.结语

本文通过对气缸套的磨损原因的规律进行分析，提出了减少气缸套磨损的几项措施，对内燃机检修及运用人员有一定的借鉴意义，

参考文献:

[1] 王连森.内燃机车检修.中国铁道出版社，2000.

[2] 华道生主编.柴油机.

[3] 蒋德明主编.内燃机燃烧与排放学.

油气生产论文篇（7）

 

0.引言

由于活塞气体压力及惯性力对气缸套产生的侧压力，使得当活塞与气缸壁发生相对运动时产生摩擦对气缸套内壁造成磨损，此外柴油、机油燃烧后所产生的固体微粒，金属件表面摩擦而擦落下的金属粉末以及随空气带入气缸内的灰尘等，都会造成气缸套磨损，同时柴油和机油中含有腐蚀性物质，对气缸套产生化学腐蚀作用，特别是柴油机长期在低温下（指水温低于70~80℃）工作时，废气中的二氧化碳和水汽容易凝结成碳酸，燃油中的硫燃烧后生成的硫化物，与水汽化合成硫酸及亚硫酸，低温时对机件腐蚀很严重。

1.气缸套磨损规律

柴油机在不同的外界环境和不同工况下，会处于不同的工作条件。在每种工作条件下都有一种因素主导着气缸套的磨损。

正常情况下，气缸套最大磨损位置在活塞处于上止点时第一道气环附近，因为在这里做功及压缩行程时，活塞对缸壁压力最大，温度又高，金属抗磨性差，磨料积存也较多。气缸中部由于润滑条件较好，因而磨损较小而均匀。论文参考网。下止点位置处，运动速度逐渐为零，由于速度太低时油膜也不易形成，因而磨损略大于中部。正常情况下的气缸套磨损状况。若柴油机吸入尘土较多，或严重积炭（压缩压力过小，气缸内温度不够，燃烧不完全而引起），尘土随空气从上部吸入粘附于缸壁上部，积炭也在上部产生，使缸套上部磨损严重，此时的气缸套磨损状况。

若机油污染而含有大量硬颗粒，由于机油是从下向上送到缸套内壁，且硬质颗粒较重，多附着于气缸套下部，使缸套下部磨损严重。柴油机在高负荷运转条件下，在高温润滑不良的情况下气缸套与活塞环相对滑动，产生局部金属直接接触、摩擦，形成局部高热，发生熔融粘着、脱落，并逐步扩大，即产生粘附磨损。这是一种破坏性极大的磨损。论文参考网。一旦产生，活塞与气缸套很快报废。通常所说的“抱缸”多指这种情况。靠第一道活塞环上止点附近磨损严重。论文参考网。

由于低温启动频繁或柴油含硫量过高造成的腐蚀磨损，第一环上止点处由于受到强烈的酸蚀，磨损量比正常大1~2倍。由于腐蚀作用，剥落的金属颗粒在中部造成磨料磨损，使中部磨损量增加4~6倍。腐蚀磨损可由缸套上部疏松的细小孔来识别。

低温下长期运行的磨损状况。冷却水温太低，使最大磨损位置下移。沿轴线方向磨损因素是同时存在又相互影响的，其共同的规律是磨损后在沿气缸轴线方向磨损量不均匀，而气缸上部与活塞环不接触的部位磨损很小，磨损严重时总可用手在气缸上部摸到“缸肩”。沿圆周方向的磨损也是不均匀的，这是由于工作冲程和压缩冲程侧面压力不一致造成的。在正常情况下，磨损量以低温起动和低温工作是最为严重。因为低温时，机油变厚，难以进入摩擦表面之间，柴油雾化不好，凝结在气缸壁上，破坏了油膜，而燃烧产物低温时对缸壁又有酸蚀作用。

综上所述，气缸套的磨损规律大致是气缸套上部内壁，磨损较严重，而下部较少。沿着气缸套轴向呈现一个上大下小的锥形体，而沿着气缸套径向的任何截面都呈椭圆形，这是因为与曲轴中心线平行方向的磨损量比垂直曲轴中心线方向的磨损量来得少，其原因是在与曲轴垂直的方向上受到活塞的侧压力作用。

2.减少气缸套磨损的措施

根据气缸套的磨损规律，为了减少气缸套的磨损，应采取以下措施：① 尽量使柴油机保持在正常温度范围内工作（一般水温应为65~75℃）；② 按规定选用机油，注意保持存放机油的清洁，经常检查油位和油质，及时清洗滤清器；③ 定期清扫或更换柴油机空气滤芯；④ 使用新缸套或更换活塞环时，一定要按磨合规范进行磨合，不要一开始就进入高转速、大负荷工况。

3.结语

本文通过对气缸套的磨损原因的规律进行分析，提出了减少气缸套磨损的几项措施，对内燃机检修及运用人员有一定的借鉴意义，

参考文献:

[1] 王连森.内燃机车检修.中国铁道出版社，2000.

[2] 华道生主编.柴油机

[3] 蒋德明主编.内燃机燃烧与排放学

油气生产论文篇（8）

随着国民 经济 的发展，电力事业迅速增长，装机容量和电网规模日益增大，人们对电力系统中设备的运行可靠性的要求不断提高，在 现代 电力设备的运行和维护中，电力变压器不仅属于电力系统中最重要的和最昂贵的设备之列，而且是导致电力系统事故最多的设备之一，它的故障可能对电力系统和用户造成重大的危害和影响。因此国内外一直把电力变压器在线检测与诊断技术作为重要的科研攻关项目，现今大多数运用的技术有局部放电法，和变压器油色?分析法等。

一、变压器在线监测研究现状

（一）变压器局部放电（pd）在线监测

1．原理：变压器故障的主要原因是绝缘损坏，在故障前有局部放电产生，且伴随下列信号：电流脉冲，电波、超声波，c2h2，c2h4，c2h6，ch4，h2，co等气体，光信号，超高频电磁波。对上述五种信号进行测量，可以确定变压器内部局部放电的严重程度。因此五种信号的监测都有人研究。在这些检测方法中，电流脉冲法是最灵敏的。但是变电站现场电信号的干扰也是比较大的，因此采用常规的电流脉冲法，很难进行测量。超声波法及油中气体分析法现场干扰较少，但超声波法灵敏度低，对于那些深藏在绝缘内部的放电往往检测不到。同时超声波信号的传播时延大多是用电流脉冲信号触发计时器来获得。在现场使用时，局部放电产生的脉冲电流信号，往往淹没于高的干扰脉冲之中而无法分辨，难以触发计时器工作，从而导致监测系统作出错误的判断。

2．方法：（1）差动平衡法：比较进入测量系统的两个信号，一个来自中性点传感器，另一个来自变压器铁芯接地传感器。当变压器内部产生局部放电信号，它在变压器中性点及铁芯接地传感器上，产生两个方向相反的电流脉冲。而当变压器外部存在干扰信号时，他在这两个传感器上产生的电流脉冲方向相同，适当选择频率，对这两个电信号进行比较，就可以对电晕干扰加以抑制。（2）超声波检测法：利用超声波传感器，在变压器外壳上检测局部放电产生的声信号。一方面当变压器内部发生局部放电时，所产生的电流脉冲信号就被检测到，另一方面分布在油箱壁上的几个超声波传感器也会检测到声波信号。但它要比电脉冲延迟某个时间，根据这个延迟时间，就能确定传感器和放电发生点之间的距离，从而确定放电点的位置。（3）电气定位法：利用超声波传播的方向和时间以及放电脉冲在绕组中的传输过程来确定放电位置的定位方法。

（二）变压器油中溶解气体（dga）在线监测

用油中溶解气体气相色谱分析判断变压器内部故障：

1．原理：油浸电力变压器中主要绝缘材料是变压器油和绝缘油纸。这两种材料在放电和热作用下，会分解产生各种气体。而变压器内部故障都伴随着局部过热和局部放电的现象，使油或纸或油和纸分解产生c2h2，c2h4，c2h6，ch4，h2，co和co2等气体。当故障不太严重，产气量较少时，所产生的气体大部分溶解于绝缘油中。此外，发热和放电的严重程度不同，所产生的气体种类、油中溶解气体的浓度、各种气体的比例关系也不相同。因此，对油中溶解的气体进行气相色谱分析便可发现变压器内部的发热和放电性故障。

2．方法及其发展

（1）一般采用常规气相色谱仪进行变压器油率溶解气体的定期检侧，即试验人员到变电站抽取部分脱出气体注入气相色谱仪的进样口，用气相色谱仪检测，输出结果，最后将结果与标准进行比较判断。

（2）为了克服常规油色谱分析法的繁琐而复杂的作业程序，人们研制出了油中气体自动分析装置，即将常规色谱分析仪的脱气和气体浓度检测两部分置于变压器安装现场，在技术上实现自动化分析，显然，这种油色谱自动化分析装置的功能与常规色谱分析法相仿，结构上未发生根本变革，仅是作业程序上实现了自动，从技术 经济 上限制了它的推广应用前景。

（3）人们不得不研究在原理结构上有所变革创新的在线监测装置。在变压器油中溶解气体在线监测装置的研究中，人们首先想到的是在油气分离上作变革，为此采用由仅使气体分子通过的高分子透气膜组成油气分离单元，从而不仅大大简化了油中气体自动分析装置的结构，而且实现了在线监测。

（4）气体检测单元上作出变革，不用复杂的色谱仪，而用气敏传感器对分离气体检测。由于气敏传感器的敏感度与所添加的贵重金属有关，工艺上还很难做到一种气敏传感器对多种气体都具有相同的敏感度，因此，人们最先研究成功的在线监测装置是监测变压器油中的氢气量。由于不论变压器内部故障种类如何，氢气是故障产生气体的主要成份之一，在线监测油中的氢气量就能判断变压器有无异常，然后通过常规色谱分析法来进一步判断故障种类和程度，因此，虽然这种只能判定有无异常而不能诊断故障种类的在线监测装置功能有限，但因其比常规色谱法进了一步而得到了广泛应用。

二、变压器在线监测研究 发展 趋势及研究方向

1．仪器上：发展了光学器件如分红气体分析器，红外气体分析器的特点是能测量多种气体含量。测量范围宽，灵敏度高精度高，响应快，选择性良好可靠性高，寿命长，可以实现连续分析和自动控制。红外气体分析器的工作原理基于吸光度定律（i．amhert-beer定律），从物理特征上可以划分为不分光型、分光型、傅立叶红外（ftir，fourier transform infrared）型以及基于微机电系统（mems micro-electro-mechanical system）技术的微型红外气体分析器。分光型红外气体分析器是利用分光系统从光源发出的连续红外谱中分出单色光，使通过介质层的红外线波长与被测组分的特征吸收光谱相吻合而进行测定的。不分光型红外气体分析器（ndir）指光源发出的连续红外谱全部通过固定厚度的含有被测混合气体的气体层。由于被测气体的含量不同，吸收固定红外线的能量就不同。

2．理论工具上：模糊理论，人工神经 网络 ，专家系统及灰色理论在dga的分析中都有应用。

三、结语

变压器作为发变电系统中重要设备，安装在线监测系统的必要性已渐渐成为电力行业的共识，电力变压器的工作效率代表了电力部门的财政收益，变压器的在线监测提高了运行的可靠性，延缓了维护费用的投入，延长了检修周期和变压器寿命，由此带来的经济效益是非常可观的。电力设备的在线监测技术是今后的发展方向，具有广阔的前景。

参考 文献

[1]徐杰．浅谈电力变压器故障的在线监测 ．技术与市场（上半月）[j]．technology and market，2006，（6）．

油气生产论文篇（9）

中图分类号：TG851 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）17-0026-01

引言

我国大多数气藏都属于低渗透率气藏，这类气藏具有低孔、低渗、渗流时存在启动压力、自然产能极低、开发效果不理想和经济效益差等特征，在常规完井后不能产生工业性油气流，只能依靠水力压裂改造来实现经济开采。多年来油田开发试油现场实践表明，合理的试油工作制度可以有效缩短试油周期。在试油过程中，如果选取的试油压差过大，在弱胶结地层中可能会造成井筒附近大量出砂[，影响油气井的正常生产，给试油解释带来误差；而在不易出砂的储层可能会引起微粒运移，从而堵塞孔隙喉道；则在裂缝性储层和压裂井中可能会引起裂缝闭合和支撑剂回流，从而降低油气井的产能，也可能造成凝析气层中凝析油析出而严重影响气相流动。如果选取的试油压差过小，就难以把压裂气井近井地带因钻完井和压裂等施工的侵入液排出，从而影响压裂气井的投产和气井产能，降低开采经济价值。因此，合理试油压差的优选研究是十分迫切和必要。

1 储层动态渗透率计算

气藏在开采期间，储层岩石的渗透率等物性参数会随着应力条件的变化而变化。气藏储层中岩石所受的应力十分复杂，通常情况下，它同时受到外部应力和内部应力的共同作用。在气藏开采过程中，通常认为油气藏所受的外部应力是一常数，当从气藏岩石的孔隙中采出气体时，地层孔隙流体压力降低，岩石的骨架颗粒和孔隙均被一定程度压缩，从而岩石的渗透率等相关物性参数也随着发生变化，一般情况下，采用有效应力来计算岩石物性参数随应力的变化特性，Terzaghi有效应力计算公式为：

（1）

式中：α为有效应力系数，0< α

在气藏开采过程中，有效应力对储层物性具有重要影响，储层渗透率与有效应力存在着良好的指数关系，可得到相应的渗透率表达式为：

（2）

式中：a，b为常数，可基于室内实验拟合得到。

2 试油过程中的裂缝导流能力变化

试油过程中受储层流体压力降低的影响，水力裂缝受到的有效闭合应力越来越大，支撑裂缝的导流能力不断下降，这时由于随着地层流体压力的降低，有效闭合压力不断增加，支撑剂的受力不断增大，当闭合压力增加一定程度时，支撑剂就会发生破碎，进而发生支撑剂微粒运移而充填或楔入颗粒孔隙，从而引起裂缝渗透率和导流能力的下降。

因此在试油过程中压裂井压后产量计算中应考虑到水力裂缝导流能力的动态变化效应，基于室内长期裂缝导流能力实验数据，可采用以下表达式拟合得到动态渗透率随有效应力关系为：

（3）

式中：frcd为动态裂缝导流能力，D？cm；Pclose为有效闭合应力，MPa；c，d为实验拟合系数。

3 计算结果分析

基于以上建立的数学模型，以大庆油田海拉尔盆地的一口预探井为例，对该井的试气压差进行优选。基于室内评价、压裂施工参数拟合可得到该井的基本参数见表1所示。

基于室内流体流动实验，测得该储层有效应力与渗透率的相关关系如图1所示，可见，随着有效应力的增加，储层岩石的渗透率不断下降，拟合得到储层渗透率与有效应力的关系为：

（4）

采用室内导流能力测试装置，得到裂缝导流能力与闭合应力关系如图2所示，随着有效闭合应力的增加，裂缝导流能力不断降低，拟合得到裂缝导流能力与有效闭合应力的关系为：

（5）

以表1储层基本数据为基础，分别考虑储层物性和裂缝导流能力为静态值或如式（17）和式（18）的动态值，对压裂气井试油过程中井产量随压差的变化进行了数值模拟计算，结果如图3所示（井产量为1天的产量），可见，试气过程中考虑储层和裂缝参数为静态值情况下压裂气井产量与生产压差具有较好的正相关性，随着压差的增大井产量不断增加；而考虑储层和裂缝参数为动态值情况下压裂气井井产量随生产压差增加具有先增加后减小的变化特征；存在一个井产量峰值。该井在实际试气过程中发现，分别采用2mm-8mm油嘴放喷，气井产量并不是一直增加，而是先增加到约15×104m3/d后开始降低，与理论分析的峰值16.4×104m3/d基本接近，相对误差约为9.3%，证实了文中理论分析的可靠性和正确性。理论分析表明该井在试气过程中生产压差在13-14MPa时井产量达到最大，为此建议该井试气采用该压差范围对应的油嘴进行试气测试为最优。

4 结论与认识

（1）文章基于储层物性应力敏感性和水力裂缝导流能力受闭合应力变化的作用和影响，建立了压裂气井试气压差的优化模型，并提出了相应的数值求解方法。文中建立的模型为压裂气井矿场试气选择合理的生产压差提供了理论基础，对提高现场压裂气井试气制度的科学性和合理性具有重要的理论价值和现实意义。

（2）由于试气过程中受储层流体压力降低的影响，压裂气井的储层物性和裂缝参数都会发生改变，考虑储层和裂缝参数为动态值的模拟计算更符合实际试气过程中的井产量变化规律，这时井产量为峰值对应的生产压差范围为矿场试气测试最优值。

油气生产论文篇（10）

我国石油工业的快速发展促进了石油地质理论的发展创新。它究竟包含了哪些方面的内容，人们各有看法。经过了半个多世纪的发展，我国天然油取得了不错的年产量，在地质认识上也有很大程度的提高。半个多世纪以来，我国在石油地质理论上所做的贡献很多。就我国石油地质理论指导勘探实践方面，主要内容如下：

一、有机成油论

这一理论在整个世界范围内都是可以使用的。当然，外国有赞成无机论的人，我国也有，只是比较少罢了，作为理论探索，其存在是有一定道理的。

二、陆相生油论

可能这就是我国的特色，20世纪三、四十年代，陆相生油论对石油地质理论做出了很大的贡献。陆相生油，现如今年产量达到1.6亿吨是不可辩驳的。以前960万平方公里的中国年产量仅几万吨，现如今达到这样的产量是非常不易的。我国地质方面的前辈凭着勇气与毅力最终在自己的土地上找出了将近200亿吨的天然石油储量，这样陆相生油论在世界范围内石油地质理论的地位便确立起来。

三、生有凹陷控源论

有了上述的两点，在沉积盆地内找出油气藏就非常简单了。所以，我国在进行油气勘探时，首先要做的事情是提供利于烃源的沉积盆地的凹陷周围的基础。

四、圈闭富集论

它是在各种圈闭条件的作用之下，比如断裂遮挡、背斜构造、地层以及岩性圈闭等等。

五、煤成烃论

在探索和开放能源方面，很长一段时间内人们都认为煤和油气是不能够共同存在的，有两点原因：从成份上来讲，煤是碳水化合物，油气是碳氢化合物；从成因上来讲，煤是含有氧气的，而油气则必须脱离氧气，这是符合常理的。所以，对于含煤层系和含煤盆地，石油勘探家一定不要靠近。20世纪80年代，在苏桥潜山的探索中，含有煤成气的组份特征被发现。但是，很多研究者却各有各的说法，比如，有的人认为地下气流主要是从第三系烃源中而来，只是在少量上古生界煤系沉积中的气流中也有混入，所以在这个地区上，古生界煤层不仅非常薄，而且残留范围受到限制；也有人则认为气流主要是来自于上古生界，不然的话，从何而来的特异指标呢？所以，这个理论是成立的。

很显然，石油地质理论不仅仅包含上面几点，还有演化、运移、保存等，本文仅就油气藏形成条件方面展开探讨。

勘探刚开始的时候，先对利于生成油气的盆地进行选择，而后可以在其中找到有利的构造带，再在它的高处对探井井位进行布置。

在上个世纪50年代初期，前苏联就派来了专家对我们的找油工作进行了指导，提出了五个前提，即：生、储、盖、构造和压力。前面的四个不用再进行解释了，对于“压力”，说起来容易，却不容易执行。根据这个专家的说法，如果压力不存在的话，那么油气怎么会从井底喷出来呢？而于现场工作的人员则认为像那么致密的陕北叠系砂岩是不会冒出油气的，那么压力怎么来表示呢？在开始进行钻探的时候，如何得知目的层的压力是多少呢？因此笔者对第五个要素一直存在疑惑。上个世纪50年代中期，克拉玛依油田出油，不同的位置和深度，井喷效果也不同。后来见到了井多了，才明确知道它的喷油状况跟这个井的原油性质和含气量具有很大关系，却与压力系数没有关系。

上个世纪50年代末，大庆油田被发现，它的储量的富裕程度可以排在全国的第一位。60年代初期的时候，在松辽盆地进行了很大规模的钻探，那个时候并没有找到新的像大庆这样的油田。1963年，在田在艺副指挥对勘探成果进行了总结，提出了松辽盆地含油气的重要规律，并对形成油气藏的要素进行了归纳：生、储、盖、运（移）、圈、保（存）。这六个要素的提出跟过去相比具有非常大的进步，随后，许多地质学家对油田进行了研究，各自归纳结论，总结经验，在提出“要素”的时候跟上面所描述的相近或者有一点的补充。

其实，作为油气藏形成和存在的几个要点，只要对“生、储、运、圈、保”加强注意就可以了。这是由于“盖层”的作用实际上已经在“圈闭”中包含了，“圈闭”不仅仅是在平面上形成闭合，它的上面如果没有盖层，那么在三度空间上就没有办法形成圈闭。

除此之外，对于油气藏的压力也十分重要，过去的一些领导把它作为油田的“灵魂”，是不是灵魂暂且不论，但是对油气层的压力进行实测、掌握和研究的时候，它的重要性不仅仅体现在压力值的大小，关键之处是压力与目的层深埋的比例的大小，也就是压力系数。如果压力系数大于1，并不一定不是好现象，大多数在没有经过充分运移的原生油气藏中有所反映。新区探井在进行钻井液密度设计的过程中，通常是较为困难的，没有什么可以凭借的，只把1.2作为代表，意思是比1大一点，还有余地存在，井场的防喷准备做好了。其实，很多高压油气藏通常是只能做到“一鼓作气”，并不能长久，大概是因为在生油岩系的一些低渗透层中，压力没有向外面释放导致的；大多数正常油气藏的压力系统是接近于1的，这表明它已经进行了充分的运移，在合适的储层和圈闭内存在，其中流体压力近乎平衡。因此，油气层“压力高”并不一定是好事，这在钻探中非常值得注意。十多年以前，一些石油地质工作者在对外国的一些资料进行引进的时候，就强调要把高压异常带中的油气找出来。在冀中的廊固凹陷的实际操作结果，虽然找到了，但是由于存在时间短而失败。

参考文献

[1]李德生. 中国石油地质学的创新之路[J]. 石油与天然气地质. 2007（01）.