毛洪斌（西北石油局规划设计研究院 新疆乌鲁木齐 830011）摘要 作者从经济评价参数的合理选取入手，进行多方案的经济指标测算。通过多方案比较和敏感性分析，对项目的经济指标进行预测，并对可能出现的问题提出相应建议，以期达到理想的经济效益。关键词 经济指标 收益率 利润 敏感性塔里木盆地的塔河油田是近几年发现的一个亿吨级大油田，油田所处位置地势平坦，交通便利，目前所具备的各项油田开发技术工艺条件可以满足该油田的工业开发。通过对塔河油田奥陶系油藏经济评价参数取值的研究，对有可能形成的几个不同开发方案进行经济指标预测，分析项目的抗风险能力及主要参数的盈亏界限，并就相应问题提出建议。塔河油田奥陶系油藏为一古风化壳岩溶缝洞型块状油藏。目前，该油藏经过国家油气储量委员会评审通过的油气探明储量主要在A、B两个区块内（见表1）。表1 塔河油田奥陶系油藏探明储量 Table1 Explored reserves in Ordovician oil pool of Tahe oil field该地区大规模的油气勘探工作始于1985年。截至到1999年底，本区实际形成勘探投资总计41175万元。其中：A区块为14000万元，B区块为27175万元。探明油气储量8×104t油当量，折合每百万吨油当量探明油气储量的勘探投资为16万元（折合每吨油当量油气探明储量的勘探投资为4元）。1 参数取值合理进行各项参数的取值是经济评价的前提和基础。对油气开发项目的经济评价而言，其评价期一般都在10～20年。所以，在经济评价中所选用的参数应该是一个流量的概念，这些参数应在今后相当长的一段时期具有代表性。经济评价所需要的参数非常多，涵盖了油气开发的所有方面。由于篇幅所限，以下只对几个主要参数予以探讨。1 成本及费用从该区的实际情况看，从1997年到1999年生产是比较稳定的，各项参数的变化也比较小。因此，成本与费用参数除了储量有偿使用费外主要根据这3年的财务报表选取。近几年该区储量有偿使用费的提取与该油田4元／吨油当量油气探明储量的勘探投资相差甚远，对经济评价指标影响较大。国家最近有关政策也明确规定储量有偿使用费不再列入油气开采成本中，在此用实际勘探投资进行计算。2 物价上涨指数物价上涨指数也是一个很难预测的参数，它涉及的因素很多。从近10年的实际情况看，我国的物价上涨指数从20％以上到负增长都曾出现过，这是我国经济体制由计划经济向市场经济变革这一特定历史时期的产物。随着我国经济已步入正常的发展轨道，加之政治形势稳定，通货膨胀和通货紧缩发生的概率都应该很小。再借鉴国外的经验参数，在这里将物价综合上涨指数定为3％是比较合适的。3 原油销售价格原油价格一直是一个变化很大的参数。特别是近几年，由于国际局势动荡不安，国际市场原油价格从32美元/桶到9美元/桶，又到现在的34美元/桶，其变化之大经常是出乎人们预测的。随着国际市场原油价格的不断变化，本区原油的井口销售价格在近几年也经历了600元/t到1200元/t之间的反复变化。目前该油藏原油的井口销售价格为780元/t。结合近期的国际原油价格及其走势，这一价格显然偏低，难以代表整个评价期的原油销售价格。在此，以井口原油销售价格分别为620元/t的保守价格、800元/t的最可能价格及960元/t的理想价格进行经济指标预测。2 开发方案选择不同的资金筹措方案及以不同的采油速度进行油田的开采，经济评价指标是不同的。而这些不同方案的选取可以完全由企业内部决定。多方案的比较对企业显得尤为重要。通过多方案的比较对比，可以使企业根据自身的实际情况选择出最适合本企业运作的方案进行实施，最终实现良好的经济效益。因此，企业应对多方案比较给予高度重视。1 资金筹措方案油田开发的资金筹措可以有多种方案，即企业自有资金、国内外其他企业投资、国内贷款、国外贷款等。根据我局实际情况，采用国内贷款为主，部分企业自有资金的方案为宜。在这一前提下，具体对国内贷款比例分别为70％、100％两种方案进行经济指标预测。2 采油速度方案采油速度是一个综合各方面因素后得出的结果，受地质、钻采工艺、环境及经济等诸多因素的控制。这里，在油藏地质等特性允许的前提下，对采油速度分别为6％、0％、5％的三种方案进行经济指标预测。3 经济指标预测及分析项目的建设必须注重投资效益。为使项目取得良好、可靠的经济效益，就应对一些重大问题进行多方案比选和优化。通过多方案的比较，对项目的可行性和经济合理性进行分析论证，从中选出技术上先进，经济上合理，建设上可行的方案作为推荐方案。受篇幅所限，本文侧重从经济的合理性上进行多方案比较，从中选出适合本油田特点的方案作为推荐方案。经济评价指标很多，有静态指标、动态指标、盈利能力指标、清偿能力指标等等，本文只从中选择有代表性的4个指标进行预测分析。内部收益率（IRR）：反映项目占用资金的盈利率，是考察项目盈利能力的主要动态评价指标。其表达式为塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集式中：CI——现金流入量；CO——现金流出量；（CI-Co)t——第 t年的净现金流量；n——计算期。石油行业的基准收益率为12％。当内部收益率大于行业基准收益率时，即认为其盈利能力已满足行业最低要求，项目经济上可行。否则为经济上不可行。总利润值（A）：反映项目在评价期内所能创造的总利润，是考察项目盈利能力的静态评价指标。净现值（Npv）：是考察项目在评价期内盈利能力的动态评价指标。表达式为塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集式中：ic——行业基准收益率，其它同上。投资回收期（Pt）：是指以项目的净收益抵偿全部投资所需要的时间，是考察项目清偿能力的主要静态指标。石油行业的基准投资回收期（P。）为6年。由前面的论述，可以将该油藏开发项目细分为18个可能的方案进行经济指标预测，详细的预测指标见表2。综合各方面因素比较分析，从以上18个方案中选取第9个方案为该项目最有可能实现的方案作为该油田开发推荐的目标方案。该方案的实现将使得该项目在4年内收回全部投资；该项目结束时将为企业创造近8亿元的纯利润；内部收益率可以达到34％；按12％的行业基准收益率进行折算，项目结束时有2亿元的净现值。下面就针对该方案的产量、销售价格、经营成本和开发投资四个主要不确定因素分别下降和上升 10％、20％时对内部收益率的影响进行简单的敏感性分析（表3，图1）。经过对该方案的敏感性分析可以看到，原油销售价格和经营成本是两个最敏感因素，在－20％到＋20％的变化范围内，这两个因素都将影响到该项目的可行与否。为进一步说明这两个因素对项目的影响程度，在此针对这两个敏感因素引入两个界限：项目不可行界限和企业亏损界限（表4）。表2 油藏开发项目各方案经济指标 Table2 Economic index of schems of mining表3 内部收益率敏感性分析 Table3 Analysis of sensitivity in internal profit ratio图1 内部收益率敏感性分析图 F1 Analysis of sensitivity in internal profit ratio表4 项目可行性及企业亏损界限 Table4 Feasibility of project and loss limitation of enterprise4 结论与建议通过以上分析，针对性的提出以下建议：销售价格是该项目的最敏感因素，对项目经济效益的好坏起着至关重要的作用。特别要注意两个界限：当原油销售价格低于667元／t时，项目经济指标不能满足行业要求，项目不可行。当原油销售价格低于606元／t时，项目进入亏损经营。此时，生产的原油越多，企业亏损越大。经营成本是该项目的另一个敏感因素，对该因素也同样要注意两个界限：当原油经营成本高于62元/t时，项目经济指标不能满足行业要求，项目不可行。当原油经营成本高于76元/t时，项目进入亏损经营。项目若追求利润最大，则尽可能充分利用自有资金，减少贷款额度。若追求项目占用资金的盈利能力，应尽可能多的利用贷款。这主要是因为目前银行的贷款利率远远低于行业基准收益率。简单言之，采油速度越高，项目经济效益越好。但采油速度的高低主要是受油藏的地质特性所限制的，过高的采油速度将会降低油藏的最终采收率。所以，该参数的取值必须结合油藏的地质特性综合考虑。5 结语通过对参数的取值研究，开发的多方案比较及主要因素的敏感性分析，该项目是一个可行项目，并且有很强的抗风险能力。而密切关注石油价格走向，加强企业管理，降低成本，是该项目贯穿始终的工作重点。参考文献[1]全国矿产储量委员会．油（气）田（藏）储量技术经济评价规定．1991[2]中国石油天然气总公司计划局，中国石油天然气总公司规划研究总院．石油工业建设项目经济评价方法与参数（第二版）．北京：石油工业出版社，1994[3]蔡鹏展等．油田开发经济评价 ．北京：石油工业出版社，1994[4]傅家骥．工业技术经济学．北京：清华大学出版社，1996[5]（荷）樊缪斯．现代石油经济．北京：石油工业出版社，1994The Economic Indexes Of The Developing Plan Of The Ordovician Oil Pool In Tahe OilfieldMao Hongbin(Academy of planning and Designing,Northwest bureau of Petroleum Geology， Ürümqi 830011)Abstract:With the rational selection of the economic eveluational parameters,We discussed the results of economic index in several calculating Through analyses,we calcultated the economic index and proposed some suggestions aimed at some possible questions in order to achieve better economic Key words:Economic indicator Earning rate Profit Sensitivity
赵红雨 邓宏伟 邱国清参加工作的还有蒋龙，张可宝，王铭宝，周燕，孙玉红，程育红等，摘要 大王庄油田大古67块和大芦湖油田樊124块属特低渗透油藏，平均渗透率为5×10-3～8×10-3μm2，油藏埋深3100～3250m，且储集空间较为复杂，有溶孔和微裂缝存在，开发难度大。本文从低渗透油田的油藏特点和开采规律着手，具体分析了这两个区块的开采动态，开展了注水必要性和可行性评价，在此基础上对影响开发效果的井网、井距、转注时机及注采比进行优化研究，确定出各区块的推荐方案，预计当年可建产能2×104t。关键词 特低渗透油藏 储集空间 微裂缝 评价 优化 推荐方案一、引言胜利油区低渗透油田已累积探明石油地质储量8×108t，占总探明储量的6%，其中已动用33个区块，动用储量6×108t，占探明储量1%。已动用的低渗透油田大部分埋藏较深，在2800m以下，且以构造、岩性油藏为主。空气渗透率一般小于20×10-3μm2，储量丰度一般小于100×104t/km2，但原油性质普遍较好。地层原油粘度为5～6mPs，凝固点26～53℃。油藏具有吸渗驱油的微观机理，流体渗流不遵循达西定律。油井自然产能较低，一般需要压裂或其他改造措施，才能获得较高产能。油井见水后，无因次采液（油）指数随含水上升降低的幅度大，提液困难，注采井间难以建立一定的驱替压力梯度。大古67块和樊124块属特低渗透油藏，1994年后陆续采用常规或压裂方法试采11口井，到1999年9月，平均单井日产油能力3t，累积产油9370×104t，地层压力下降快、产液产油量递减率大。为提高油田开发效果，2000年合理编制了两区块油藏开发方案，开展了注水可行性、井网、井距、注水时机和注采的设计与优化研究工作。二、地质特征大王庄油田大古67块位于车镇凹陷大王庄鼻状构造带大一断层上升盘中段，北以大一断层为界与大王北油田相接，南以大古2块与大古82井区相连，是一个四面为断层封闭的断块油藏。樊124块位于济阳坳陷东营凹陷西南部的金家－樊家鼻状构造带西翼，大芦湖油田的西南部，西邻高青油田。大古67块主力含油层系为二叠系上石盒子组万山段，自下而上共分三个砂层组，总有效厚度为1m。在构造腰部附近有效厚度相对较大，达40m以上，向南北两侧逐渐变薄。大古67块万山段地层属河流相沉积，储集层岩性以中、细砂岩为主，储集空间主要以粒间孔为主。平均孔隙度4%，平均渗透率8×10-3μm2，属低孔、特低渗储集层，且储集层层间、层内非均质性较严重。油藏类型为层状断块油藏，块圈定含油面积3km2，石油地质储量396×104t，储量丰度120×104t/km2，为深层、中丰度储量。樊124块主要含油层系为沙三下亚段。砂体西北厚度大，并呈条带状或朵状向东南减薄直至尖灭。樊124块沙三下储集层为湖泊三角洲沉积，储集层岩性为粉、细砂岩，储集空间为残留粒间孔、溶蚀孔、微孔隙。平均孔隙度1%，平均渗透率0×10-3μm2，属低孔、特低渗储集层。油藏类型属具有边水的构造－岩性油藏。块圈定含油面积5km2，石油地质储量202×104t，储量丰度58×104t/km2，属深层、低丰度储量。三、开采动态和注水可行性研究开采动态分析目前两油藏都经历了试油试采阶段，在试油试采过程中有以下特点。大古67块和樊124块试油井均见油，但一般都需压裂投产才能获得较高产能。随着开采时间的延长，由于能量补充不及时，各井日产油能力下降较快，特别是压裂井下降速度更快。分析试采时间较长的8口井的递减情况，常规井月递减率为1%，而压裂井月递减率则高达2%。注水可行性研究（1）油层条件有利于注水两区块油藏属弱、弱－中等水敏性油层，注入标准盐水，渗透率比值几乎无影响；注入蒸馏水，渗透率比值下降4%～30%左右。樊124块油层属非速敏，大古67块油层中等速敏，但临界流速高达82m/d，测算在此临界流速下，当日注水量为90m3，注水生产压差9MPa时，对储集层的伤害半径仅为50cm。根据低渗透油田启动压力与渗透率变化关系的经验公式，计算得到两油藏注水启动压力分别为13MPa和17MPa，要求注水泵压在30MPa左右，不超过目前注水工艺设备能力。（2）同类型油田类比目前两区块均无试注水资料，但与国内几个主要的低渗透油田（马西深层、牛25-C砂体和大芦湖油田）的油藏地质条件类比，两区块的油藏埋藏深度，有效厚度处于几个油藏的中间，只有孔隙度、渗透率参数略低，而这三个油藏预测的水驱采收率都在18%以上，因此在这两个油藏实施注水开发也是可行的。四、开发方案优化研究开发方案设计1）设计原则特低渗透率油田的渗流机理和开采规律，决定了影响其开发效果的因素较多，本次开发方案只针对井网、井距、转注时机、注采比4个敏感性参数进行优化，故制定了以下设计原则。（1）考虑国内几个低渗透油田开发经验马西深层、牛25-C砂体、大芦湖油田等是目前国内开发较为成功的低渗透油田，故在方案设计时充分考虑其初期布井方式的选择、转注时机的确定，以及开发后期注采井网的调整等。（2）立足于早期注水开发两区块地饱压差大（27～16MPa），利用地层能量开采的余地较大，但弹性产率低。另据琼斯实验室试验结果表明，随着地层压力下降，裂缝逐渐闭合，从而降低流体的渗流能力，动态上则表现为产量迅速下降。因此要使油藏有较高的采油速度和单井产量，必须早期注水以保持较高的油层压力。（3）考虑油藏的地层最大主应力方向低、特低渗透油田一般都需压裂投产，压裂后容易在地层最大主应力方向上产生裂缝，若注采井与地层主应力方向一致，不可避免会造成采油井暴性水淹，因此注采井应与主应力方向保持一定夹角。由地层倾角测井和地应力测试结果，大古67块地层最大主应力方向为N5°E、樊124块为N78°E。（4）单井须有一定的有效厚度，并至少钻遇1～2个主力层根据油藏地质特征和试油、试采特点，大古67块选择有效厚度大于10m的范围内布井，樊124块在有效厚度大于5m的范围内布井。2）设计步骤为更科学优化开发方案，依据上述原则，对井网、井距、转注时机、注采比4个敏感性参数逐级进行设计，即先设计井网方案，其次为井距、转注时机方案，最后是注采比方案，上一级参数方案优化结果可直接运用到下一级参数的方案优化中。开发方案优化研究在油藏地质研究的基础上，利用VIP数模软件建立了全油藏地质模型，并划分网格，网格模型X方向与地层最大主应力方向平行，利用数值模拟方法，结合油藏工程分析，对每一项参数进行了优化研究。预测结果至2019年，预测时间为20年。1）井网优化研究根据国内外低渗透率油田成功的开发经验，此类油田一般采用面积注水方式较为适宜，有利于强化注水，增加注水波及体积，提高水驱采收率。为此，设计并优化了五点法、反九点法、排状三种面积注水井网，共19个方案。（1）全部采用直井数值模拟对大古67块优化计算了8个对比直井井网方案（表1），计算结果反映出以下特点。反九点法井网初期采油量高，但含水上升快，采出程度低。采用反九点法井网的1-1方案，采油井数多达16口，注采井数比为1∶5，因此初期产能相对较高，同时为保持压力平衡和维持较高的采油速度，则注水井注水强度相应地有所增大。但该井网有一部分角井位于水驱主流线上，即注采井与地层主应力方向平行，在较高的注水强度和采油井都压裂投产的前提下，使得这部分角井过早水淹，产能下降，含水迅速上升。该方案采出程度仅为5%，比其他方案低2～4个百分点，开发效果差。即使将这部分角井转成注水井的1-2方案，开发效果也未得到明显改善，采出程度只提高了2%。表1 大古67块井网方案数值模拟计算对比表排状井网采出程度增幅不大 排状井网注采井数比为1∶1，为维持压力平衡，则注水井注水强度有所降低，减小了高速注水条件下采油井暴性水淹的可能性；同时位于地层主应力方向上的注采井距较大，延缓了采油井见水时间，因此其开采效果优于反九点法井网，但采出程度提高幅度不大。3个方案平均采出程度为3%，只比反九点法井网高3%左右。注水井排平行地层主应力方向的五点法井网开发指标最好 方案1-3采用五点法井网，与排状井网一样，注采井数比为1:1，注水井注水强度不大，而与排状井网不同的是该方案注水井排平行于地层主应力，即在人工压裂裂缝方位上只有注水井或采油井，这就避免了采油井暴性水淹，从而延迟采油井见水时间，扩大注水波及体积，明显改善开发效果。采出程度比反九点法和排状井网分别高出5%和2%，且该方案新钻井数少于其他方案，经济效益也最高。因此，大古67块直井井网方案应采用五点法井网。樊124块优化计算了7个对比直井井网方案，方案优化结果与大古67块类似，也应采用五点法井网。（2）水平井与直井组合表2 樊124块水平井数值模拟计算对比表为了应用新技术提高低渗透油藏的开发效果，樊124块在五点法直井井网方案基础上设计了4种水平井与直井组合的井网方案，并进行了优化计算（表2）。从数值模拟计算结果看，由于水平井动用层位少，用一口水平井代替两口直井的方案1-16和方案1-17指标比全部采用直井的方案1-9差，方案1-18和方案1-19虽比方案1-9多采油7×10-3t，但须多钻一口水平井，同时累积注水和累积产水量都大于直井方案，因此在经济效益上利用水平井开发樊124块油藏是不适宜的。而且目前胜利油田利用水平井开发低渗透油藏处于探索阶段，采用水平井开采风险较大，故方案设计不采用水平井。2）井距优化低渗透油藏储集层存在非线性渗流特征，注水驱油时，存在注水启动压差，再加上储集层本身就存在较大的渗流阻力，导致注采井间压力消耗较大，因此注采井距不宜过大。然而为了提高油井产量，生产井均为压裂投产，通过压裂又可适当增大井距。（1）经济合理的井网密度和井距的测算根据胜利油田砂岩油藏的经济合理井网密度经验公式，结合两油藏各自的地质特点，在目前油价下，计算出大古67块、樊124块经济合理的井网密度分别为9口/km2和8口/km2。大古67块有效厚度大于10m（方案布井区）的含油面积为7km2，则该块经济合理的井数是24～25口，折算五点法和九点法井网的合理井距为300m。樊124块有效厚度大于5m（方案布井区）的含油面积为1km2，则该块经济合理的井数是16～17口，折算出五点法和九点法井网的合理井距为350m（已投产井的完钻井距也在350m左右）。（2）井距优化计算在五点法直井井网和测算的经济合理井距基础上，对两区块分别优化计算了三种不同的井距方案（大古67块为250m、300m、350m，樊124块为300m、350m、400m）。在不同井距下开发周期为20年，方案采出程度最高的井距都为各区块的经济合理井距，即大古67块300m、樊124块350m，采出程度比其他两个井距方案高1～5个百分点，而且此井距在整个开发阶段含水都略低于其他井距方案，经济效益好。由此认为最优井距大古67块为300m，樊124块为350m。3）注水时机优化根据设计原则，两油藏都须早期注水且保持较高的油层压力，考虑油藏目前的压力水平和现场及地面工程建设所需时间，对比了五种不同压降下的注水方案（表3），其压力水平均在饱和压力以上，压降为4～15MPa。从数值模拟指标看，转注越早，采出程度越高。随着转注时压降的增加，采出程度呈下降趋势，特别是压降大于10MPa后，采出程度下降幅度更大。其原因主要是油藏低压力水平开采，导致油井供液不足。由此说明，油藏应在较高的压力条件下转注。但转注越早，注水量越多，在多采油的同时，采水量相应增加，含水上升速度加快。对比含水变化曲线（图1），当含水相同时，压降为7～10MPa转注的方案采油量相对较多，最终采收率高，经济效益较优。因此，方案选择油藏压降达到7～10MPa时转入注水开发，预计约在整体投产半年后。4）注采比优化选取合适的注采比对于油田注采平衡、实现高产稳产至关重要。为此，主要从恢复、保持地层能量出发，在两个区块分别设计并优化了五种不同注采比的开发方案（表4）。计算结果显示，在相同的井网形式和转注压力条件下，注采比越大，累积产油量越多，采出程度越高，当注采比由8提高到3时，采出程度提高 1～2倍。但注采比超过0后，采出程度增加幅度变缓，说明提高注水量在增加采油量的同时，主要是增加了采水量，而在相同含水期内，注采比为0的方案累积产油量多，且最终采收率高，经济效益好。故最佳的注采比为0，即油层压力保持在转注压力水平上的开发。表3 注水时机方案数值模拟计算对比表图1 大古67块不同注水时机含水量与累积产油量关系曲线图5）开发方案推荐大古67块推荐注水方案采用五点法井网，注采井距300m，油藏压降在7～10MPa后转注，即油藏平均压力降至18～21MPa，注采比保持在0左右；樊124块推荐注水方案采用五点法，注采井距350m，油藏压降在7～10MPa后转注，即油藏平均压力降至21～24MPa，注采比保持在0左右。产能的确定（1）比采油指数、采油指数的确定表4 不同注采比方案数值模拟计算对比表大古67块仅有大671井压裂后取得初期采油指数资料，该井射开有效厚度0m，投产半年多时间测得3个流压值，分别为3MPa、7MPa、13MPa，所对应的日产油量为5t、1、0t，计算出平均比采油指数为162t/(d·m·MPa）。樊124块计算了樊124-1井、樊125井两口井初期压裂后的比采油指数，樊124-1井为15t/(d·m·MPa），樊125井为17t/(d·m·MPa），平均的比采油指数为16t/(d·m·MPa）。分析认为，这些计算值能够反映采油井初期的开采水平，考虑全面开发对产量的影响，故初期比采油指数两区块都取15t/(d·m·MPa）。若单井平均射开有效厚度大古67块按15m、樊124块按10m计算，则初期平均采油指数大古67块为25t/(d·m·MPa），樊124块为5t/(d·m·MPa）。（2）无因次采油指数随含水量的变化由相渗曲线计算的无因次采油指数随含水变化曲线可知，见水后无因次采油指数随着含水量上升逐步下降。在含水量30%以前，大古67块含水量每上升1%，无因次采油指数下降1%；樊124块含水量每上升1%，无因次采油指数下降1%。（3）产能的确定根据初期的采油指数、无因次采油指数随含水量的变化规律以及油井所对应的生产压差，并结合数值模拟预测结果，确定出大古67块第一年单井平均日产油能力为13t，樊124块第一年单井平均日产油能力为14t。则第一年大古67块可建成年生产能力3×104t，樊124块可建成年生产能力9×104t，共建产能2×104t。五、结论大古67块和樊124块这两个特低渗透油藏应立足于注水开发，且注水开发是可行的。两油藏注水开发方案采用注水井排平行于地层最大主应力方向的五点法井网，合理的注采井距为300～350m，最佳转注时机为地层压力下降7～10MPa，注采比保持0。确定特低渗透油藏产能时必须综合考虑开发动态、油藏工程测算和数值模拟的结果，两油藏第一年可建产能2×104t。主要参考文献[1]裘怿楠，刘雨芬等低渗透率砂岩油藏开发模式北京：石油工业出版社，[2]刘漪厚扶余裂缝型低渗透率砂岩油藏北京：石油工业出版社，[3]朱义吾马岭层状低渗透砂岩油藏北京：石油工业出版社，[4]范乃福胜利油区低渗透油田的开发与认识
由于油藏的多样性，中国油田服务行业发展前景与投资战略规划前瞻决定了油田开发方式的多样性。人们通过长期的实践和科学的探索，目前对油田实行有效开发的方式、方法是很多的。归纳起来大体有下列四个方面的开发方式:一是保持和改善油层驱油条件的开发方式;二是优化井网有效应用采油技术的开发方式；三是特殊油藏的特殊开发方式；四是提高采收率的强化开发方式。具体的又可分为： 这主要是针对稠油油藏(在油层温度条件下，地下原油粘度大于l00毫帕 秒)的开发而采用的一种方式。其基本原理主要是通过向油层注入热水或蒸汽提高油藏温度而降低原油的粘度，提高原油的流动度，然后把它开采出来。热力采油又可分为：⒈ 蒸汽吞吐法。先向生产井内注入蒸汽半个月左右(每天注150立方米左右的水烧成的蒸汽)，然后关井几天，使注入的热量在井筒周围的油层中扩散，再开井生产。此为一个蒸汽吞吐周期，以此循环往复进行，但随着周期次数的增加，注汽量也应逐渐增加，而产油量下降，且周期也越来越短。⒉ 蒸汽驱油法(含热水驱)。由注入井向油层内注入若干倍于油层孔隙体积的蒸汽(或热水)，使它逐渐向外扩散，蒸气随着压力和温度在地层中不断下降，也就凝成为热水。由蒸汽和热水驱动而达到顺利采油的目的。⒊ 火烧油层。从注入井向油层连续注入助燃剂(空气)，同时用井下点火器将油层点燃(加热到原油能自燃的温度)而发生燃烧，使附近的原油蒸发和焦化。轻质油蒸汽随燃烧前缘逐渐向外流动，直至生产井被采出。焦化的重烃则可继续燃烧提供热量。由于油层燃烧温度可达250~50O°C，使稠油、重质油可以降粘，且在油气热膨胀及轻油稀释汽的驱替作用下被开采出来。使用此法可达最高的采收率50~80% 。实施热采开发的油藏，除因其原油性质特殊所决定外，对其地质条件也有一定的要求，即油层厚度要大些，埋藏深度要浅些(<1500米)，且孔隙度要大于25%，渗透率要达50x10E-3微米平方。这样的油藏才能获得较好的热采效果和经济效益。热采仅是开发稠油油藏的一种方式，除此之外，还有降粘开采法、稠化水开采法等等，另外，特殊油藏还有其他类型的，例如凝析油藏，又应该以不同的开发方式来开采，这里不再列举。 这主要是当油田进入开发后期，为进一步提高油田采收率，针对不同情况所采取的各种开采方式。现在一般把强化开发方式列作为三次采油的开采方法，后面还要专门谈到这个问题。以上所述的开发方式种种，花样繁多，但是，一个油田的开发方式总是由具体的油藏条件决定的，并且是随着这个油藏的开发进程的需要而变化的，同时还随着科学技术发展而不断发展的。最后还要谈及的是天然气藏的地质类型，大体与油藏一样，同样需要补充能量来开发。但气的组份再有变化，也不至于会影响开采，因此，对天然气藏开采，既没有机械采气之谈，也没有热力采气之说，其开发方式相比油田(或油藏)来说，要简单的多。
1、1996年，油田地面工程技术手册，参与书籍编写任主编，七人以上，第一名2、2000年，大庆油田地面工程技术发展史，上海科学技术出版社， 参与书籍编写任编委， 七人以上， 第一名3、2000年，浅谈如何搞好工程设计的质量管理，《油气田地面工程》，发表论文， 三人合作，第一名4、2000年，大庆油田设计院地面工程技术发展史，上海科学技术出版社， 参与书籍编写某一章节， 七人以上， 第一名5、2001年，大庆油田三元复合驱电脱水特性研究， 世界石油大会亚洲区会议， 发表论文， 三人合作， 第三名6、2002年， 大庆外围低渗透油田集输脱水工艺技术，《石油规划设计》，发表论文， 二人合作，第一名7、2003年，大庆萨中油田十五期间调整改造总体思路， 《石油规划设计》，发表论文，二人合作， 第一名8、2003年，《深化系统分析，立足挖潜改造，保障高效生产，谋求长远发展》， 黑龙江省石油学会， 发表论文， 独自完成9、2005年，中国石油勘探开发全书，参与书籍编写任编委，七人以上10、2006年，第一采油厂油田开发技术回顾，参与书籍编写任主编，五人合作11、2006年，三元复合驱地面配注工艺优化探讨，一等奖，获奖论文， 独自完成12、2006年， 萨中地区聚驱注水系统节能降耗技术探讨， 黑龙江省石油学会， 获奖论文，独自完成
好多综合类的国家级刊物都可以发。这一类的比较便宜。专门石油的期刊一般都比较贵，而且文章也要是真的有分量的，不太好发。
呵呵 我的刊物500左右 《城市建设理论研究》编辑收我 200块钱
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职称评定需要什么级别的论文？论文发表也是各位评级别的作者最头疼的事情，各种要求搅的作者一头雾水，在做论文之前建议每一位评职称的作者不要着急，先找自己单位问清楚发表论文的要求，虽然大同小异，但是各个地区的各个单位要求也是不一样的，比如有些单位要求有一定数量的中文核心，有的单位却要求被SCI、EI等数据库索引的文章，还有就是各个单位要求期刊也不一样，都的要求影响因子大于1，有的期刊不是核心，却也能用来评高工职称，所以在作者想要评高级职称的时候先不着急准备文章，但是一定要把握投稿时间，一般都提前至少3个月开始投稿，准备论文的时候先咨询好自己单位的要求，然后选择期刊，根据期刊的要求写文章，这样就会事半功倍，在这里小编给大家总结了一些评职称和杂志要求，也是大家评职称中遇到的一些问题，希望能帮到大家。教育教师系统： 小学高级职称或者以下，2—3篇文章。2000字符左右。省级教育类期刊即可。 中学中级职称，2—3篇文章，2000字符以上，省级教育类期刊即可。 中学高级职称，2—3篇文章，2000字符以上，省级教育类专业期刊，（教育厅主管单位）。 中专技校职称，2—3篇文章，2000字符以上，省级教育类期刊即可。 高职高专讲师，3——5篇文章。2000字符以上。省级期刊即可。 副教授（副高）或者正教授（正高）要求4篇左右中文核心期刊，一般杂志数量不定。 经济财会系统： 高级经济师：3篇左右文章，3000字符以上，省级以上经济管理类期刊即可。 高级会计师：3篇左右文章，3000字符以上，省级以上经济管理类期刊即可。 建筑工程系统： 中级工程师：2篇文章，2000字符以上，省级以上科技科工类期刊即可。 高级工程师：2篇以上，3000字符以上，省级以上科工类或者建筑类等专业期刊。 农林水利系统： 中级工程师：2篇文章，2000字符以上，省级以上科技科工类期刊即可。 高级工程师：2篇以上，3000字符以上，省级以上科工类或者专业期刊。 医学护理系统： 中级职称，2篇以上，2000字符以上，省级医学类期刊即可。 副高职称，2篇以上，2000字符以上，医学类专业期刊或者国家级医学类期刊。九品论文网、提供论文发表，职称论文发表，教育论文发表，学术论文，建筑论文发表，医学论文发表。论文领域：教育，建筑，经济，管理，社科，医学 ，文学 ，农业 ，体育 ，财会，科技，机械 ，计算机 ，法学，艺术，新闻，工程 ，交通 ，理工，护理等专业。
看你上面的刊期，在职称评定中，是以刊期为准的。如果是5月份的刊期，即使是8月份收到的，也是按5月份算的。
20世纪初，一些外国地质学家来到中国陕北延长：美孚公司的富勒（MLFuller）和克拉普（FGClapp）在延长钻探失败后，便认定那里不能聚集成油藏。1922年，美国斯坦福大学教授布莱克威尔德来中国进行地质调查，回去后写了《中国和西伯利亚的石油资源》，发表在《美国矿冶工程师学会报》上。其文章归纳了三个原因大意是：中国的中、新生代缺乏海相沉积；古生界又不是含油类型；除西藏、西北某些地区外，各时代地层都遭受了较强的褶皱、断裂以及火成岩的侵入。于是他断言：中国东南部找到石油的可能性不大；西南部找到石油的可能性更是遥远；西北部不会成为一个重要的油田；东北地区不会有大量的石油。”从此，这篇无视中国地质实际的论文就变成“中国贫油论”，像瘟疫一样向世界流传开来。早在1928年，李四光就在《燃料的问题》一文中指出：“美孚的失败，并不能证明中国没有油田可办。”1932～1935年间，潘仲祥从北京大学地质系毕业后，就先后到过陕北延长地区和四川巴县等进行石油调查，多次见到油气苗、油页岩和采集到丰富的植物化石标本，经他确认这些地层是属于晚三叠纪和侏罗纪，都是陆相地层。1940年夏，潘仲祥去美国留学，先后在堪萨斯大学和明尼苏达大学学石油地质。当时许多教科书上写的和老师在课堂上讲的，都是说海相才能生油，陆相不能生油。潘仲祥回想他在国内时勘查过的几个油田，四川自流井层石油，陕北三叠统及侏罗系石油，都是在陆相地层中，而且又不可能是从下面海相地层中运移上来的。于是，他就在美国石油地质学家协会会志第二十五卷第十一期上，发表题为《中国陕北和四川白垩系地层的陆相生油》的论文，大胆地提出了陆相生油说，向传统的唯海相生油说进行挑战。他回国后，看到中国西部很多中生代和新生代油田都是陆相油田，于是又写了《中国西北部陆相生油问题》，对“陆相生油说”作进一步的阐述。1940年，黄汲清辞去地质调查所所长职务后，于次年和杨钟健、程裕淇、周宗浚、卞美年和翁文波等率地质队去新疆进行石油资源地质考察，曾先后调查了北疆乌苏独山子油田、南疆库车铜厂油田、温宿塔克拉克油田等。于1943年，黄汲清写出《新疆油田地质调查报告》，并于1947年地质调查所第21号《地质专报》发表。报告中提出了“多期多层含油论”（后来演变成多旋回成矿论），认为陆相地层也可以形成有工业开采价值的生油层，竭力主张陆相侏罗纪地层，是新疆的重要生油层之一。石油勘探开发科学研究院石油史研究室王仰之同志，对我国早期陆相生油理论进行了深入的研究。他对“陆相生油说”，作过客观而公证的评论。他说：“从时间上说，潘钟祥是在1941年，黄汲清是在1943年；而提出这一学说的地点，黄汲清是在中国，潘仲祥则是在美国，而且处于当时的战争环境。在发表这一学说之前，据说两位学者彼此并没有联系，更谈不上研究讨论和互相影响。只是由于中国陆相油田几乎到处都有，他们在进行地质调查时，都曾多次地接触过，才使他们几乎在同时产生了同一的认识，因此两位学者不约而同地提出了“陆相生油说”。黄汲清在晚年时又提起此事，那是1977年7月18日，国家地质总局在北京召开“找大庆”座谈会，张同钰副局长主持，塞风同志和黄汲清、潘仲祥、孙殿卿、关士聪等领导和老地质学家应邀参加，吕华同志和我对座谈会都作了详细记录。黄汲清在座谈会上，高度评价了大庆油田的发现。他说：“旧中国从光绪末年到国民党撤出大陆几十年时间里，请来了日本技师在延长打钻；美国学者来中国说：中国的石油地质储量只有几百万吨，而中国的地质工作者的才志却得不到发挥。中华人民共和国成立后，十来年就发现了大庆油田，这真是奇迹。虽然过去日本人也在东北打过钻，但始终没有找到油。我衷心感谢毛主席、中国共产党。我们建立起来的陆相生油论，大庆油田的发现就得到证实。”理论来源于实践，又从实践上升到理论。中国陆相生油理论的建立，还得追朔到潘仲祥以前。我国老一辈的许多著名地质学家，如严爽、孙健初、翁文灏、谢家荣和张人鉴等，他们先后都到玉门一带进行地质调查，观察到的陆相地层常见含油。其工作实践和成果积累，为陆相生油说打下了基础。玉门油田是世界上开发最早的陆相油田之一。从陆相生油说到理论的形成，是经过石油工业部、地质部、中国科学院、地质、石油院校以及广大石油地质工作者，通过反复实践和几代人的共同努力，最终以大庆油田的发现才奠定了陆相生油理论基础。大庆油田的发现和中国陆相生油理论的建立，是中国油气勘查史上的伟大创举和里程碑，这在世界石油勘探史上也是罕见的，无疑是达到了国际领先水平。根据李四光的新华夏系构造体系理论，松辽与华北盆地同处在第二沉降带上，大庆油田的发现，对正在开展的华北油气勘探工作，起到了极大的推动作用。
您好。如果是评高工需要在国家级刊物上发表最少两篇论文 。具体刊期要看您的文章方向才能确定。我是《城市建设理论研究》的编辑。我可以帮您 安 排，联系方式看资料
好多综合类的国家级刊物都可以发。这一类的比较便宜。专门石油的期刊一般都比较贵，而且文章也要是真的有分量的，不太好发。
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毕业论文的论文题目，一般都是学校规定好了的吧！
石油化工设备技术新疆石油教育学院学报
下面这几家期刊都在征稿的，刊登的几率应该比较大一些~《特种油气藏》《安徽化工》 《广东化工》《石油钻探技术》全国知名的化工石油类期刊如下：楼主都可以试试，每家都投一下~多投几个，总有回音的，加油！石油勘探与开发石油学报石油与天然气地质石油化工石油实验地质石油大学学报．自然科学版（改名为：中国石油大学学报．自然科学版）石油钻采工艺油田化学新疆石油地质西南石油学院学报（改名为：西南石油大学学报）石油机械钻采工艺石油炼制与化工大庆石油地质与开发西安石油大学学报．自然科学版油气地质与采收率油气储运石油天然气学报中国海上油气石油钻探技术大庆石油学院学报石油物探油气田地面工程石油学报．石油加工测井技术断块油气田
东营胜利石油的论文，找你们石油开发中心安全环保处的王科长。让他帮发表就可以。我是 山东期刊采编中心 的高编辑。你也可以联系我。目前可以帮忙安排：省级，国家级和核心期刊。你也可以让王科长联系我。
有 石油化工。