采油小成果

A. 根据李四光的研究成果，我国先后找到了4个大油田分别叫什么

根据李四光的研究成果，我国先后找到了华北油田、大庆油田、胜利油田等大油田。

B. 为什么说三次采油提高采收率前景一片光明

聚合物驱油 聚合物驱油属于三次采油技术，它的主要机理是扩大水驱的波及体积，通过注水井注入0.4～0.6倍孔隙体积的聚合物段塞，从而提高了水的黏度，减少水驱油过程水的指进的不利影响，提高驱油效率。大庆油田已经成为我国最大的实施聚合物驱油基地，1996年开始了聚合物驱大面积推广应用，喇嘛甸、萨尔图、杏树岗三个老区地质储量占大庆油田总储量92.7%，年产油量占大庆油田年总产油量88.26%。其产量构成可分为两部分：聚合物驱产油820万吨，占17.05%；水驱采油量3990万吨，占82.95%。根据萨尔图的中区西部注聚合物现场试验，聚合物驱比水驱采收率提高7.5%～12%，平均每吨聚合物增产油209吨。注聚合物初期，注入压力普遍上升比较快，当近井地带油层对聚合物吸附滞留达到平衡后，注入压力趋于稳定，当转入后续注水后，注入压力开始下降，注入压力上升幅度随注采井距和注入强度增大而增加，反映出注聚合物驱应有合理的注采井距和油层要有一定的渗透率。聚合物驱油见效后，含水大幅度下降，产油量上升。在中区西部现场注聚合物前后钻了两口相距30米的密闭取心井，岩心资料表明，萨Ⅱ1-3层水洗厚度增加了50%，葡Ⅰ1-4层水洗厚度增加了48%。目前大庆、大港、胜利等几个注聚合物试验区的筛选条件基本是埋藏深度小于2000米、渗透

微生物周期驱结果分析中国许多油田如吉林、大庆、中原、华北、青海和辽河等都进行过微生物采油现场试验，目前还主要是限于一些单井吞吐试验，但都得到明显的效果。大庆油田试验的几个菌株的降黏率都达到28%～34%，室内实验采收率可以达8%～11.57%。辽河油田在齐108断块的中质稠油油藏中分离出的多种微生物进行驯化培养和生理活性研究，筛选出适合齐108块稠油油藏的菌种，对8口井进行了2～3轮次吞吐试验，效果良好，投入产出比大于1∶3。微生物采油当前主要的问题还是要进一步加强基础研究，筛选出适合于不同油藏的菌种；掌握注入油藏中菌种的生存能力；菌种和其代谢物对油的作用；掌握微生物的分布、迁移和控制。高度重视环境保护和安全，需要油藏工程师、微生物学家、遗传学家、化学工程师、环境工程师、经济工程师多方合作，对微生物采油提高采收率做出定量和经济最优化的设计。

C. 中石化华东采油厂喜获5项实用新型专利,求详情

12月2日，华东采油厂科技与技术监督部门再次从国家知识产权管理局领回5张实用新型专利证书，于今年4月申报的这5项发明成果全部喜获通过。至此，采油厂已累计拥有各类专利24项。

多年来，采油厂十分重视专利成果的申报与研发，围绕推进油田开发的技术水平，通过每年召开科技大会、组织科研成果交流、开展重点项目攻关、成立创新工作室等多种载体形式，鼓励和调动员工参与技术创新的积极性，着力以技术革新解决油田生产中存在的各种疑难问题。

如刚刚获得实用新型专利的5项发明成果中，“一种快速抽汲排液技术”革新了“低渗储层测试排液工艺”，提高了常规油井测试评价的工作效率。“一种水平井带压钻塞捕屑装置”，可实现页岩气井地面返排测试在高回压条件下连续钻塞捕屑、除砂、大排量返排，加快了工程进度，减少了作业时间和费用。“一种小井眼封堵采油工具”，与井下作业难度大的小井眼相匹配，提高了油井产量。“一种新型注水带压可取式堵塞器”，较旧型堵塞器制造工艺更简单、成本更低廉、使用寿命更长、更安全可靠。“一种衬管二次固井简易丢手回插装置”，替代了液压套管悬挂器，简化了施工工序，能够大大减轻劳动强度。

除5项实用新型专利，采油厂还于今年2月获得一项国家发明专利的授权。“空气源与太阳能复合加热原油储运系统”这一项目申报于2012年3月，历经2年终获授权。该发明主要由空气源热泵机组和太阳能集热器等节能环保型设备替代传统燃煤锅炉，达到节能、降耗、减排和清洁生产的目的，目前已在采油厂金南和广山两个集输站区进行应用推广。

D. 试验成果

(一)二氧化碳驱油技术能够使特低渗透扶杨油层建立起有效驱动体系

通过井温、压力梯度测试，搞清了注入的液态CO₂在井筒内的相态分布，系统分析了注入井、采出井动态变化特征。

1.应用井温、压力梯度测试技术，搞清了CO₂在井筒内的相态分布

为搞清液态CO₂在井筒内的相态、温度、压力变化情况，在正常注入的情况下，录取了井筒内的压力、温度梯度资料。从测试结果看，液态CO₂大约在1300m开始气化，气化后放热使温度梯度增大，压力梯度减小。井底压力为29.5MPa，折算井筒中液态CO₂平均比重(相对密度)为0.89;井底温度63.8℃，比油层温度低22℃左右(图6-21)。

图6-21 压力、压力梯度曲线

2005年4月，对注气井进行了压力降落试井，累计关井576h，压力从29.85MPa下降到28.95MPa，压降速度为0.0016MPa/h。用有限导流垂直裂缝模型和均质径向流油藏模型解释的结果见表6-30。两种解释方法得到的结果基本一致，井筒储存系数很大，油藏渗透率很低((1.26～1.28)×10^-3μm²)，属特低渗透油藏。表皮系数低于-5.9，说明注入的CO₂对近井地带地层有显著的改善作用。

表6-30 注入井芳188-138试井资料解释结果

2.注气压力较低、油层吸气能力较强

未压裂的芳188-138注气井自2004年7月以来，平均日注液态CO₂20～40t;注入压力表现出稳中有降的趋势，由2004年7月的13.0MPa下降到2007年的10.5～11.0MPa。尤其是2006年下半年以来，随着2口见气较早的井(芳190-136，芳190-140井)气油比上升，注气井注入压力下降幅度有所加快，与室内实验结果基本一致。

未压裂的注气井在日注液态CO₂20～40t(相当于日注水40～70m³)的情况下，比州2试验区压裂投注的注水井(平均日注水30m³左右)注入压力低5MPa左右。

另外，从州2试验区注水井与芳48注气试验区注气井霍尔曲线对比情况看(图6-22)，未压裂的注气井注入能力是压裂投注注水井的4.8倍。可见，扶杨油层注气压力较低，吸气能力较强。

图6-22 州2与芳48试验区霍尔曲线对比

3.采出井见到较为明显的注气效果

试验区于2002年12月投产，截至2007年底累计注气20674t(0.413PV)，累计注采比为2.93;累积产油9690t，采出程度6.09%，采油速度0.90%;综合含水7.0%。

(1)注CO₂驱油渗流阻力小，油井见效快

由于CO₂具有黏度和密度小的特点，注CO₂驱油渗流阻力小，注气井和采油井间压力分布与注水驱高渗透油藏类似，注气井和采油井井底压力损失小，注采井间压力梯度大，从而使特低渗透油藏建立起有效驱动体系。

试验区正常注气后，大致3个月左右，渗透率相对较高的芳190-136和芳190-140井陆续见到注气效果，日产油稳中有升。而与之邻近的州2注水开发试验区自投产以来产量一直呈下降趋势，未见到受效显示。如芳190-136井，2004年8月开始受效，日产油上升，到2005年7月上升到最高点2.5t/d，随后受见气影响，产量逐渐下降(图6-23)。

图6-23 芳190-136井日产油曲线

(2)产量恢复程度较高

试验区5口油井中，芳188-137井未压裂直接投产，初期日产量0.02t，其余4口井均为压裂投产，见效后产量恢复程度为44.1%～71.0%(表6-31)。2006年1月试验区产量恢复到最高，日产量达8.3t，产量恢复程度达61%。注气累计增加原油占总产量的57.8%。

表6-31 芳48试验区见效情况分析

受效高峰期的采油速度高达1.89%，平均采油强度0.25t/d·m，是相邻注水开发区块的3倍以上。分析油井受效较好，主要有以下原因:一是气驱控制程度高(100%)，试验区只选取了主力层(FⅠ7)注气，该层为分布稳定的河道砂体，连通较好，气驱控制程度高达100%;二是注入速度高，2004年7月以来，试验区注入速度保持在0.15～0.18PV/a，使油井见到了较好的气驱效果。

(3)油井见气后产量呈双曲规律递减

根据试验区进入产量递减阶段以来的实际产量(图6-24)，进行拟合求解，得出试验区日产油量呈双曲递减规律，递减指数2.371，R=0.9980。

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式中:q_t为开始递减第t月时日产量;q_i为递减前日产油;D_i为初始递减率。

图6-24 实际日产油与计算日产油对比

(4)见气井地层压力保持水平较高

2005年4～6月，对注气井组进行了整体试井，芳190-136和芳190-140井关井末点压力分别为11.6和13.1MPa，明显高于其余3口井(表6-32)。由于这两口井为试验区的主要见效井，随着油井见气后地层压力上升;芳188-137井尽管井距较近，但由于该井未压裂，且受效较差，压力恢复曲线表现为典型的特低渗透储层特征;关井15d最高压力仅3.6MPa。

表6-32 注气试验井组试井资料解释结果

(二)气体示踪及微地震气驱前缘测试技术，有效指导了气驱试验的分析与调整

1.气体示踪剂监测技术

2006年5月，以室内实验为基础，优选了性能稳定的F6气体为示踪剂，并进行了矿场试验，监测结果见表6-33。从表中可以看出，注入气体向芳190-140井推进速度最快(5.45m/d)，芳190-136井次之(3.13m/d)，芳188-137井较慢(0.99m/d)，芳187-138井未见气，芳190-138井见气较晚，未检测到示踪剂。

表6-33 芳188-138井注气气体示踪剂(F6)监测结果

从示踪剂峰值看，芳190-140井最高(20792μg/m³)，芳190-136井次之(256μg/m³)，芳188-137井尽管见到示踪剂最早，但峰值最低(61μg/m³)，表明注入的示踪剂优先向渗透率较高的芳190-140井运移，其次为190-136井和188-137井。示踪剂峰值高低与储层物性和气油比高低具有较好的一致性。

2.微地震气驱前缘监测技术

微地震法气驱前缘监测技术基于地球物理、岩石力学、信号处理及震波传输等理论和油田生产实际情况，通过监测注气引起微裂缝重新开启及造成新的微裂缝时产生的微震波，确定微震震源位置，进一步确定监测井的气驱前缘、注入气波及范围和优势注气方向，为注气方案优化调整提供科学依据。2005年8月对注气井组进行了微地震气驱前缘测试(图6-25)，结合该井的注入数据及测井等资料，取得了以下认识:

一是CO₂气驱存在主、次流两个方向，主流方向呈东南164.6°及西南260.8°两个走向，次流方向略呈北偏东43.3°走向。

二是CO₂气驱前缘波及面形状呈不规则的“Y”字型，分析气驱前缘形态主要受该井区储层非均质性影响，注入CO₂气推进速度不均匀，在东南及西南方向CO₂气推进速度较快，在北西及北偏东方向的CO₂气推进速度次之;而其他方向的CO₂气推进速度相对较慢。

三是CO₂气驱前缘波及面积约为7.6×10⁴m²。

四是芳190-140井和芳190-136井位于CO₂气驱前缘的两个主流方向上，为主要见效井;芳188-137井为次要见效井，因为CO₂气驱前缘向前发展的趋势明显且已接近该井;芳187-138井处在气驱前缘的次流方向上，但由于该井距气驱前缘相对较远，受效也不明显;芳190-138井的方向气驱前缘推进较慢，未见到注气效果。

3.脉冲注气有效提高了CO₂利用率

通过气体示踪及微地震气驱前缘测试技术搞清了扶杨油层非均质特征。为防止CO₂气大量突破后造成资源浪费，改善注气驱油效果，应用数值模拟技术优选了脉冲注气方案(注气时关突破井，停注时突破井恢复生产)为实施方案，取得了较好效果。

设计了6套方案，考虑了不同的注入速度、注入量和脉冲周期(表6-34)。

图6-25 微地震测试结果

表6-34 脉冲注气方案设计参数

注:5∶2表示关生产井注气5个月，然后停注采油2个月。

从各方案预测的开发指标(表6-35)可以看出，脉冲注气开发效果主要与注气速度、注气量及脉冲持续时间有关。综合考虑，持续高速度大排量脉冲注气效果较好。

表6-35 脉冲注气开发指标预测结果

综合以上方案预测指标，采出程度最高的是方案F106，交替周期为6个月(注4个月，停注后采出2个月)。因此优选方案F106(注气速度为40t/d，注4个月，停注后采出2个月)为实施方案。

根据方案优选结果，2006年开展了脉冲注气试验，先后分3个段塞注入液态CO₂5239t。取得了以下认识:

一是注气压力略有下降。2006年脉冲注气后，前面两个段塞，日注气量在37t左右，注气压力稳定在12.5MPa左右;最后一个段塞注入时，注气压力下降到11.5MPa，下降了1.0MPa。说明注气井有较强的吸气能力，井组之间有较好的连通关系，停注期间采出井开井，恢复注气后注气压力有所下降。

二是见气井开井后，气油比下降，CO₂利用率明显提高。以芳190-136井为例(图6-26)，该井2006年5月因出气量大关井，焖井一段时间后，于2006年9月恢复生产。气油比由465m³/m³下降到130m³/m³。之后持续生产，气油比逐渐上升到2007年4月份的337m³/m³，比见气高峰期低210m³/m³。表明通过脉冲注气减小了注采压差，改变了地层流体的液流方向，使见气井出气量大幅度减小，降低了气油比，提高了CO₂利用率。

图6-26 芳190-136井气油比变化曲线

另外，为进一步减少油井生产过程中造成的CO₂损失，对油井开井制度进行了优化。芳188-137井不同关井时间的产量变化情况见图6-27，关井3d后恢复生产1d的产量最高。优选确定了关3d开井1d的生产工作制度，平均日产油1.0t左右。其余3口见气井与芳188-137井不同关井时间的产量变化趋势基本相同，也执行了关3d开井1d的工作制度。

图6-27 芳188-137井不同关井时间产量变化曲线

可见，通过脉冲注气和油井生产制度优化，有效提高了CO₂利用率。

(三)气油比分析技术进一步验证了芳48断块为非混相驱

1.气油比分析技术

气油比是评价注气驱油效果和效益的一项十分重要的指标，由于芳48注气井组产量低，无法现场测试生产气油比。因此，我们通过对采出气的组分变化分析，对生产气油比进行了估算，在现场得到较好应用。

设原始气油比为GOR₁，目前气油比为GOR₂，CO₂气未突破时地面气组成为y_1i，其中CO₂的摩尔含量为y_1CO2，注入CO₂气组成为y_2i，CO₂摩尔含量为y_2CO2。设地面条件下气的摩尔体积为M(mol/m³)。那么未突破时采出1m³油时，采出气为GOR₁m³;CO₂突破后采出1m³油时，采出气为GOR₂m³。采出气的摩尔数分别为:GOR₁/M;GOR₂/M。突破后的气相当于未突破时的气混入了一定量的CO₂气，那么对采出1m³油来考虑，见气前后采出气中的非CO₂气组分的摩尔量是相等的，因此有:

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因此气突破后的气油比GOR₂为:

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利用该公式计算了芳188-137井、芳190-136井、芳190-138井、芳190-140井的气油比，2007年底，4口井的气油比在117～273m³/m³(表6-36)。

表6-36 4口见气井2007年底气油比计算结果

2.芳48断块非混相特征分析

理论和实践均证明:混相驱的驱油效率远高于非混相驱，而注气开采的驱油效率很大程度上取决于驱替压力。只有当驱替压力高于最小混相压力(Minimum Miscibility Pres-sure，MMP)时才能达到混相驱替。也就是说，混相驱和非混相驱应用的界限就是最小混相压力。我国多数油田由于原油性质较差，达不到混相条件，只能是非混相驱替。在矿场实际过程中可通过气油比的变化特征判断混相或非混相驱替。

非混相驱替过程中，注入孔隙体积与气油比的关系大致可分为3个阶段。第一阶段和第二阶段气油比变化不明显，第三阶段气油比急剧上升。即气体突破前，气油比基本不变。突破后，气油比有所增大，但由于建立了油气混合带，随之又出现了一个明显的台阶，持续一段时间以后，气油比才迅速增大(图6-28)。也就是说，在气油比迅速上升之前存在一个明显的过渡性台阶。图6-28所对应的实验压力为20.6MPa，比混相压力(29MPa)低8.4MPa，为非混相驱替。

图6-28 芳48非混相驱长岩心实验压差、气油比变化曲线

混相驱与非混相驱的气油比变化规律则明显不同。由于混相驱替建立的油气混合带较窄，因此，采出端见气后，气油比迅速上升(图6-29)，中间没有明显的过渡带。图6-29对应的实验压力为50MPa，比混相压力(29MPa)高21MPa，为典型的混相驱。

图6-29 芳48混相驱长岩心实验压差、气油比曲线

根据室内实验得出的混相与非混相驱的气油比变化规律，为芳48试验区的混相特征分析提供了依据。

试验区见气较早的芳190-136井的气油比变化曲线见图6-26。该井于2005年3月见气，之后气油比逐渐上升，到2006年8月气油比达到最高(600m³/m³左右)，这期间共注气11500t，折算地下体积0.23PV，后期由于采取脉冲注气使气油比明显下降。根据室内实验得出的混相与非混相驱的气油比判断标准，芳48试验区为典型的非混相驱。

(四)腐蚀状况监测表明，地面及井下管柱无明显腐蚀，满足了开发需要

2006年9月，开展了注气试验区腐蚀现状调查研究。对芳188-137、芳190-140井地面管线进行了实验室分析，并对这2口井安装了腐蚀试验试片。另外，在芳190-138井油套环空内放置了J55钢腐蚀试验试片，进行井下腐蚀状况监测，取得了以下认识:

1.地面管道无明显腐蚀现象

从芳188-137、芳190-140井地面管道直管段及弯头部分剖开后的外观情况看，管道基本完好，内表面无蚀坑、破损、裂纹等现象，未见有明显腐蚀现象发生。2006年9月28日在这2口井的地面管线内部放置20^#钢腐蚀试验试片，2006年11月15日取出，试验周期47d，除去表层油污后，仍可见金属光泽，试片表面无蚀坑、破损等现象，在试验期内腐蚀挂片未见有明显腐蚀现象发生。

2.井下试片腐蚀现象不明显

2006年9月28日，在芳190-138井油套环空内放置J55钢腐蚀试验试片，2006年11月15日取出，试验周期47d，也未见腐蚀现象发生。

3.腐蚀速率评价

芳48断块注气试验井组现场腐蚀试验分析结果见表6-37。地面和井下试片均未见明显腐蚀，介质腐蚀性等级为低级，平均腐蚀速率为0.0028～0.0032mm/a。

表6-37 芳48断块典型介质现场腐蚀试验结果

分析芳48注气试验区地面及井下管柱腐蚀较弱，主要有以下原因:一是油井含水率低。芳188-137井、芳190-138井基本不含水，芳190-140井含水也在10%以下，这是试验井腐蚀较弱的主要原因;二是试验周期短，对腐蚀试验效果有一定影响。

(五)结论及认识

1)CO₂驱油技术能够使特低渗透扶杨油层建立起有效驱动体系，作为一项难采储量动用技术，具有广阔的发展前景。

2)室内实验测得扶杨油层最小混相压力为29MPa，比原始地层压力(20.4MPa)高8.6MPa，结合现场试验气油比变化规律综合分析表明，芳48断块CO₂驱油为非混相驱。

3)室内可行性评价实验和油藏地质建模、数值模拟研究，较好地指导了试验方案优化设计，矿场试验表明，方案符合程度较高。

4)井温、压力梯度测试技术搞清了井筒中CO₂的相态分布特征;气体示踪及微地震气驱前缘测试技术揭示了扶杨油层非均质性强的特点，有效指导了气驱试验的分析与调整。

5)脉冲注气结合油井工作制度优化能够有效解决因储层非均质性强引起的油井受效不均衡，提高了CO₂利用率;CO₂吞吐作为注气驱油的一项引效措施，具有操作方便，成本低等优点。

6)注CO₂驱油实现了特低渗透扶杨油层的有效动用，主要表现在油井见效快、产量恢复程度高，见效高峰期的采油速度是同类型注水开发区块的3倍以上;油井见气后产量呈双曲递减。

7)适合CO₂驱油的撬装注气装置、KQ65-35-FF注入井井口、油管防腐和油井防气工艺技术，基本满足了试验区开发需要。

8)油藏深部封窜技术抑制了CO₂驱油过程中气窜的影响，可作为提高注入气波及体积、改善注气开发效果的储备技术。

E. 中石油2021业绩和成就

中石油2021年度业绩预告：

1月12日，中石油发布2021年年度业绩预增公告称，2021年实现净利润与上年同期相比，将增加710亿元到750亿元，增长374%到395%，创七年来最好水平；与2019年同期相比，将增加443亿元到483亿元，增长97%到106%，两年平均增长40%到43%。

中石油称，扣非净利润与上年同期相比，将增加1,100亿元到1,200亿元。华夏能源网注意到，中石油2020年度净利润为190.02亿元，而扣非后净利润为亏损119.91亿元。据此测算，中石油2021年扣非后净利润介于980亿元-1080亿元之间。

网页链接

在具体的业务方面，2021年中石油也有不小成就。

在国内，中石油油气产量、国内新增探明油气储量、天然气产销量、乙烯产量、主要化工商品量等指标均创历史新高。国内原油产量和海外权益产量当量保持1亿吨以上，炼化转型升级走稳走实。

在国际，中石油重点项目建设有序推进，经营效益稳步增长。五大油气合作区、四大油气通道、三大油气运营中心、五大工程服务与金融支持业务的“五四三五”格局进一步完善，上中下游产业链形成更加强大的协同发展合力。

从具体数据来看，中石油国内油气产量当量预计达2.13亿吨，创历史新高。新增探明油气储量当量也创历史新高，取得5项重大战略突破、15项重要发现，落实11个亿吨级和12个千亿立方米规模储量区，国内外新增探明油气储量当量、国内外油气产量、国内新增探明油气地质储量产量和油气产量、天然气产销量等主要指标均创历史纪录。

“2021年，中石油大庆油田强化水驱控递减、化学驱提效率，原油实现3000万吨‘硬稳定’；新疆油田加大玛湖致密油、吉木萨尔页岩油规模效益建产，原油产量超1350万吨，上产幅度居各油气田首位;长庆油田创新建立‘大井丛、工厂化’高效建产模式，全年生产原油2536万吨，三年产量增长159万吨；辽河油田努力保持千万吨稳产。此外，2021年，中石油新建油气当量产能3137万吨，新钻井1.2417万口；油田综合递减率和自然递减率分别控制在4.7%和9.5%，创近五年来最好成绩。”中石油有关负责人介绍说。

据了解，中石油大庆油田油气产量当量继续保持4300万吨以上，主力油田采收率突破50%，比国内同类油田高出10-15个百分点，三次采油年产量连续20年超千万吨，建成了全球规模最大的三次采油生产基地，至2021年末，大庆油田已累计生产原油24.6亿吨，占我国陆上油气产量近40%。

此外，中国最大油气田长庆油田年产油气当量突破6200万吨，连续11年保持国内第一大产气区地位；塔里木油田连续2年油气产量当量突破3000万吨、天然气年产量突破300亿立方米；西南油气田年产天然气354亿立方米，形成两大万亿立方米气区、实现两大领域千亿级规模增储。中石油旗下各大油气田，在2021年全线飘红，成绩单非常亮眼。

受良好业绩预告利好影响，中石油股价创下近两个月的新高，13日涨幅2.81%以5.48元/股报收，整体市值也再度重回万亿大关，总市值10030亿元。

F. 采油工个人年终总结

加油站是我们向社会提供服务，展示精神风貌的窗口。日常管理中我十分重视加油站形象管理，始终做到加油现场环境整洁、卫生，不留死角，并随时清扫加油车辆带来的泥沙纸屑。我承包站上最难搞的卫生区，只要是我在加油现场，基本上是扫把不离手。身教重于言教，员工们每当看到我拿着扫把打扫她们的卫生区时，不用我叫，他们自动就跑过来和我一起清扫了。在我和全站员工的共同努力下，展现在顾客眼前的，每时每刻都是整洁、清新的环境。近期热点：2009上半年工作总结

加油站是一个员工的集合体，作为加油站管理员一项必不可少工作就是协助站长管理员工。在对员工的管理上我不断加强学习，努力提高自身业务能力。要想管好别人，首先自己要知道去怎么管。我不断向许多有经验的老同志学习，我注重对《加油站管理规范》和公司各种制度的学习，做到自己应该怎样管、对员工怎样要求心中有数。做促进员工和睦相处的促进剂。员工们各有各的生活习惯和脾气，加强了解员工，及时将员工情况及困难向站长以不同方式汇报，使大家相知并相互理解，减少矛盾发生，建立和谐的工作环境。损耗管理工作是加油站的大事，损耗的大小直接关系到员工的薪酬，在协助站长加强损耗管理的工作中我从源头抓起，仔细核对每车进油单据，及时做好记录。从两方面入手：一是量油罐，看油罐空高的变化，二是每月和片区数质量管理员对加油机进行自校，检测加油机是否精确无误，发现损耗及时查明原并做好相关记录向站长汇报。接卸油品时，想方设法卸尽油罐车内的余油，做到点滴归仓。通过全体员工的共同努力，我站损耗管理工作取得长足进步，在片区排名中，取得第一的骄人成绩。工作总结网收集整理

资金是企业的“血液”只有管好资金才能避免企业“流血、失血、贫血”等现象发生才能使企业进行有效经营。我按照谁销售、谁负责、谁回笼的原则及时将销售日报送交情况进行登记汇总，上报财务。狠抓现金管理，及时将加油站现金存入银行，不让大量现金在加油站过夜，以确保资金的绝对安全。及时检查资金投币情况，严格按投币管理制度办事避免因火灾、爆炸、被盗、被抢造成的资金损失。

容美加油站是IC卡发卡站，自中石化加油卡上市以来，以其安全、方便、快捷的服务功能深得用户赏识，被广泛推广和使用，我从宣传IC卡的好处入手，不分上、下班，只要是遇见熟人就宣传IC卡，在我和同事的共同努力下，全年完成IC卡销售297张，冲值达到400多万元，破该站历史纪录，圆满完成了上级公司下达的任务指标。及时办理各种IC卡业务，用户随时来随时办理，为顾客带来方便，深得用户的好评。带着美好憧憬，步入2011！！！

G. 油气储量、成果显示与单井动态模拟

当确定油田地质构造和进行参数集总处理后，便可以计算全油田的油气总体积。首先，求出各区块中储层顶面与油-水接触面之间的总岩石体积；然后，用集总处理的各区块的平均孔隙度和含油饱和度分别计算出各区块的油气体积，把它们加起来就得到全油田的总油气体积。

同时应用绘图软件绘制各参数的二维等值图、三维立体图、切片图等一系列图件，显示储集体及油藏参数的空间分布，从而对油气藏作出直观评价。

1）构造图。构造等高线图、三维构造图及砂岩层的栅状图等。

2）油气层厚度图。真垂直厚度、等厚图。

3）孔隙度图。总孔隙度图、净孔隙度图、平均孔隙度图、累计孔隙度图等。

4）饱和度图。含水饱和度S_w、冲洗带含水饱和度、S_xo和含油饱和度S_o图。

5）渗透率图。平均和累计渗透率图。

6）每个油气层的总油气体积图。

所有这些图件均可用彩色的二维图或三维图来显示。这些图件数据可录制在磁介质上作全油田油藏模拟模型的输入。

单井动态模拟又叫油井模型。它是根据稳定和不稳定的渗流理论，采用适当的描述油层中流体运动规律的数学方程，计算油井产量和压力等动态参数，并将它们与实测值作比较；通过调整油层参数及模型，使两者达到匹配。单井动态模拟的目的是使单井模型预测的下列参数与实测值达到满意的匹配：

1）油井投产后的压力降。

2）当井内流动达到稳定时，用生产测井、重复式地层测试器等方法得到的流量剖面、流动压力与采油单元的流入动态特性关系IPR。

3）试井时测得的关井后的瞬态井底压力响应值及压力恢复曲线等。

它主要是通过调整每个产层的渗透率和表皮系数等参数，使单井模型预测的油井流量剖面、压力降和压力恢复响应等与实测值达到满意匹配为止。一旦达到匹配，便得到了经过改善的、可靠而一致的油层动态描述结果。这种动态描述不仅综合了裸眼井测井岩心分析、重复式地层测试器、试井和生产测井等所有可用的信息；而且还使这些不同类测量数据之间相互协调得更加紧密，并充分利用了油井动态的所有信息。

单井动态模拟所需要的输入参数如下：

1）油层参数。油层的有效厚度、孔隙度、地层水饱和度、径向和垂向渗透率等。它们是由测井分析程序处理裸眼井测井数据得出的。

2）压力资料。用重复式地层测试器等测量的各产层的垂向压力分布。

3）油井产量剖面。用生产测井解释得出的产量分析结果。

4）完井资料。被射开的油层及其表皮系数，后者表示由于射孔等原因而造成对油层的损害情况。

最好还有岩心分析和生产测试等资料。

图7-82 单井动态模拟的实例

单井动态模拟的结果可用于如下方面：

1）改进油藏描述。如改善各产层的径向和垂向渗透率估计值。在全油田范围内，可用实际油井产量来检查和调整油田渗透率转换关系。

2）比较透彻地了解油井动态特征。如各产层能量的实际消耗，部分射开油层的效果，对油层的损害及增产措施的效益等。

3）检验可能的完井方式与生产措施的效益。

4）最优的油井测试设计及解释等。

同时，达到匹配的油井模型还为全油田的油藏动态模拟提供边界条件、油井产量或注入井的注入量、井底压力、在径向流动区域边缘处的油层压力等。当单井模型与实际井的动态特性相符合时，则单井动态模拟将提高油田油藏动态模拟预测结果的可靠性，使油藏模拟更好地代表实际的油藏。

图7-82示出碳酸盐岩油田中用油井模型来模拟一口井的动态特性。根据裸眼井的测井解释、渗透率值及被射开井段，将油藏划分为17个小层。输入参数为生产测井的流量分析解释结果，重复式地层测试器测得的压力，裸眼井测井计算机解释的孔隙度、含水饱和度，岩心渗透率等。生产测井测得的流量剖面曲线上有几处突然向右偏移，很可能是原油单点进入引起的。因为该井未进行酸化处理，所有层的初始表皮系数均假定为0，模拟计算结果示于图中的模型1。计算的第6、7层的产量（77m³/d）比流量分析得出的实际产量（267m³/d）要低得多。资料分析表明，第6、7层可能有裂缝，取第6、7层的表皮系数为-3，并稍微调整渗透率和表皮系数、得出的模型2与流量分析结果匹配很好。该模型改善了油层参数，并用于研究可能的完井方式、增产措施及压力恢复测试的设计。

H. 关于新疆油田又诞生一个200万吨级采油厂一事，你有何看法

截至2020年11月底，位于新疆北部的中国石油新疆油田公司百口泉采油厂的最新数据显示，该厂今年产油气当量已突破200万吨，第一次跻身新疆油田200万吨采油厂行列，这让人们看到了玛湖10亿吨级特大油田勘探开发的美好蓝图。

据了解，百口泉采油厂原油产量实现突破有两方面的原因，一方面是稳定百口泉老区，精准高效开展不同类型油藏挖掘，稳步实现百口泉老区高产。另一方面，百口泉采油厂组织多轮次上产会战，在玛18井区首次试验了“水平井+体积压裂”开发方式，并且获得新的突破，将滚动勘探发现向储量、产能转化。

I. 采油工先进事迹怎么写

收获2008
——作业一区员工xxx先进事迹
2008年是我从事一线采油工作的第10个年头，作为一名采油工人，在总结08年各项工作的同时，让我感觉到采油五厂正在向建设一流采油厂目标日益迈进的坚定步伐，也让我对10个年头的工作有了一次更加剖析的、清晰的认识，从而更加坚定了做一名合格采油工人的信念。
一、 注重理论学习，提高工作能力
理论学习是基础，作为一名新时期下的采油工人，我清楚的认识到，只有不断的加强理论学习，才能不断的提高工作能力。为此，我不仅在工余时间对专业知识进行学习补充，还虚心向师傅求教，并结合工作中的经验，对照书中的理论知识进行举一反三的学习深化，互为补充，为工作服务。通过不间断的学习，使我受益匪浅，在我参加的“采油厂第四届技术大赛”中，取得了一等奖，并获得“技术能手标兵”的光荣称号。
在作业一区管理四组的工作过程中，我能很好的配合管理组组长的工作，并能保质保量的完成各项任务，没有发生一起因为工作责任心落实不到位的事故。
二、 注重安全细节，筑牢安全堡垒
安全工作一直都是采油厂工作的重心，在日常工作中我也时刻将安全放在首位，不存在侥幸和思想的麻痹大意。自从“六大禁令”颁布后，我以禁令的内容作为工作标准，不仅按要求穿戴劳保和使用劳保用品，而且还能在生产工作中识别和发现隐患，仅08年我就检查出设备存在隐患20余处，及时处理事故隐患15回。
要筑牢安全工作基础，不仅要善于发现和及时整改隐患，而且还要发挥个人的聪明才智，为安全生产献计出策，当好“安全分析员”，提出安全合建，截止到目前，我一共提安全合建12条，其中有8条被管理组采纳实施。
三、 积极创新工作，助力原油上产
采油工作不是每日一成不变的工作，要积极的创新工作，只有在不断创新的基础上，才能夯实工作基础。在采油厂开展的“我说我井”活动和“稳升井组扶植”工作的深入开展，对管井工的工作职责有了明确细致的规定，也促进了管井工对创新工作的日益求新。
由油井的地面工作延伸到地下油藏生产规律的摸索认识，只有打破以往工作的规律，不断创新出符合简化优化后工艺需求的工作方法，才能从根本上提高原油产量。
四、 及时总结工作，追求完善提高
08年的工作，不仅让我收获了知识带给的成果，在一点点成绩面前，我也认识到自己的不足，和自己的目标有一定距离。在09年的工作中，我要继续加强理论学习，真正将“我说我井”中的“人井合一”的工作理念融入到实际生产中，为建设一流采油厂的进程中奉献力量。

J. 大庆油田的发展成就

大庆油田开发建设47年来，走过了不平凡的历程，创造了中国石油乃至整个工业战线的“三个第一”：原油产量第一，累计生产原油19.1亿吨，占全国同期陆上原油总产量的40%以上；上缴利税第一，共为国家上缴各种资金9734亿元，为国民经济发展做出了重要贡献；原油采收率第一，主力油田采收率已突破50%，比国内外同类油田高出10-15个百分点，并从1976年开始，实现年产原油5000万吨以上持续27年高产稳产，“十五”期间年均油气当量仍然保持在5000万吨水平，创造了世界同类油田开发史上的奇迹。
大庆油田不仅为国家创造了巨大的物质财富，摘掉了我国“贫油”的帽子，而且形成了一整套非均质大型砂岩油田地质开发理论及工程技术系列，油田勘探开发等重大成果载入了中国科技发展史册；培育了以“爱国、创业、求实、奉献”为主要内容的大庆精神、铁人精神，以及“三老四严”等优良传统，形成了独具特色的企业文化，创出了享誉中外的大庆品牌；涌现出以铁人王进喜、新时期铁人王启民为代表的英雄群体，成为我国工业战线上的一面旗帜；建成了功能配套、环境优美的新型矿区，促进了大庆地区物质文明、政治文明、精神文明、社会文明的共同进步、协调发展。