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【關鍵詞】灘海油田 遠程監控 數字化
隨著淺海公司采油規模的擴大，逐漸形成了一套海上人工島結合灘涂采油井站的灘海油田采油模式。由于現場環境的復雜性，這就需要有一套穩定的自動化系統來對生產進行控制和管理[1]。例如油井的緊急關斷要第一時間進行反應、操作；油井的日常生產情況要實時記錄并且做到各級管理能夠實時共享等。目前灘海油田的自動化控制現狀已不能滿足以上方面的要求。本系統采用了TCP/IP服務器通信模塊，將其與無線傳輸模塊相結合，通過一個無線通信協議將計算機與工控機有機結合對現場設備進行無線全時監控。該系統降低了生產監控工作的苛刻要求，提高了監控實時性，從而保證了油田生產數據監測的安全可靠性。
1 系統組建及總體構架
本系統分成兩部分，一部分是人工島自動監控系統，另一部分是灘涂采油監控系統。兩部分都是基于無線數傳的集散控制系統。集散控制系統是將一個大的控制系統按照功能或結構進行層次分配，將全系統的監視和控制功能分屬于不同的級別去完成，各級完成分配給它的功能，由最高一級決策執行，各級工作相互協調，力求達到最佳效果。
1.1 人工島自動監控系統
人工島自動監控系統分成3級。最高級是組織級，就是油田公司，該級對上通過人機接口與客戶端對話執行管理決策職能，對下監視、指導下級的所有行為。中間級為監控級，也就是人工島網絡，該級的功能是完成組織級下達的任務，對組織級進行任務完成情況反饋，并保證和維持最低級中各控制器的正常運行。最低級為執行級，就是現場的各控制器，該級負責產生直接的控制信號，通過執行機構作用于被控對象，并將執行結果反饋給上一級。最終形成閉環控制。
1.2 灘涂采油監控系統
灘涂采油監控系統也分成3級。最高級是油田公司，接收現場的各項參數，發出指令；中間級是灘涂采油站，保證和維持最低級中各控制器的正常運行；最低級是現場各控制器，該級負責產生直接的控制信號，作用于各采油井口設備。針對計算機的特點，進行層次的分配，而這種分配完全滿足了控制精度的要求，并能達到閉環控制的功能，系統的各級之間通信也可以靈活的進行。
2 監控系統中各控制單元的功能實現
本系統兩監控部分都以工控機為下位機，計算機作為監督、控制的上位機，采用現代通信網絡技術將計算機與工控機結合起來。結構設計單元為3級：最高級、中間級、最低級。即為組織級、協調級、現場執行級。
2.1 陸地中心最高級
該級設在陸地監控中心，為油田公司，是控制系統的最高級，是灘海油田生產管理中心和指揮中心。承擔著決策功能，對下進行指導和監控。
2.2 中間協調級
該級的主要功能是向最高級上傳數據，提供最低級的工作狀況，完成上一級下達的任務，保證現場各個設備的正常運行，負責各工控機的協調工作。下面講述兩功能單元的中間協調級。
2.2.1 人工島油氣井的數字化采油系統
人工島油氣井的數字化采油系統以小型服務器計算機為核心構成，實現陸上技術人員對海上現場各生產參數的遠程監測以及實時控制，通過WEB軟件將監測畫面共享，使有權限的管理人員可以瀏覽監控畫面。
2.2.2 灘涂數字化采油系統
利用微機電傳感技術、軟測量技術、嵌入式計算機技術和短距離無線電數據通信技術，實現了示功圖數據的定時遙測、實時遙測；采用的非接觸式微機電傳感技術和軟測量技術替換通常采用的接觸式油桿長度測量技術，實現了油桿長度和泵壓力的同步測量、數據處理和無線傳輸。采集動態液面液位數據，實現油井液位的遠程監控。通過集成大量技術人員的工程經驗，利用專家系統、智能方法理論、計算機技術和通信網絡技術，實現了示功圖圖形數據的智能自動分析。
2.3 最低現場執行級
該級別智能程度低，但工作精度最高。該級由工控機等現場執行設備構成。
2.3.1 人工島數據采集、處理和判斷單元
監測單元安置于井口旁，負責采集油（氣）井的油壓、套壓和回壓等生產數據，包括壓力傳感器、油（氣）井參數采集工控機和無線傳輸模塊等部分。嵌入式工控機與壓力傳感器和變送裝置進行互連，實現油壓、套壓和回壓等參數的采集；通過Internet網絡、CAN工業現場總線網絡和Profibus工業現場總線網絡與控制潛油泵電機的大功率變頻器進行連接，并可以通過短距離無線傳輸網絡傳送給位于人工島的主工控機，進而通過公司網絡傳送到主控中心，完成油氣井生產參數的實時監控。
2.3.2 灘涂數據采集、處理和判斷單元
油井生產監測單元：由示功圖數據采集單元、油井專用嵌入式工控機單元、示功圖無線網橋單元、液位測量網橋單元和無線電臺等部分組成。
示功圖數據采集單元：包括示功圖專用采集器和示功圖通訊接收器。示功圖專用采集器安裝于懸繩器上，可以測試載荷、位移、沖程、沖次和時率等生產參數，采用低功耗無線傳輸，取代傳統的機械傳動和拉線聯動測試位移方法。
3 結論
本文針對目前灘海油田的生產管理模式，提出了基于無線數傳方式的灘海采油實時監控系統。設計具有 “集中管理、分散控制”的特點，經過近年來的運行未曾出現過任何重大故障，系統運行正常。實際的運行結果表明本系統實時性好、可靠性高，能夠實現對被控對象實時監控、簡單易行，滿足了實際生產的需要，達到了預期的目的，實現了灘海油田的數字化采油監控，達到了生產遠程自動監控的目的，具有顯著的經濟效益。
參考文獻
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[3] 陸德民，張振基，黃步余.石油化工自動控制設計手冊.3版[J].北京：化學工業出版社，2000
[4] 唐建東，吳利文，劉松林.無線監測示功儀的研制與應用[J].石油機械，2006，（9）
[關鍵詞] GPRS；無線遠程；遠程數據終端；數據采集；計量
doi ： 10 . 3969 / j . issn . 1673 - 0194 . 2014 . 04. 031
[中圖分類號] F272.7；TN929.5 [文獻標識碼] A [文章編號] 1673 - 0194（2014）04- 0062- 03
0 引 言
新疆油田公司百口泉采油廠百重七供水管網主要承擔百重七稠油處理站消防、生活、5個供熱聯合站供水任務，每天需要頻繁錄取供水計量數據[1]，但是目前供水站點存在地理位置較為偏遠，距離廠區約為7千米，且供水流量計讀表都安裝在地坑中，造成人員計量工作效率低，工作環境差，安全隱患大等眾多不利因素，然而用水計量數據需要準確、可靠、及時，計量信息工作是生產經營環節中重要的基礎工作，每日用水計量數據直接影響企業的經濟效益。由于百重七井區移動通信網絡信號可靠，穩定性好，因此利用中國移動通信GPRS技術數據傳輸網絡平臺[2]，應用GPRS數據采集傳輸終端將供水管線壓力、流量、供水總量等數據上傳，該BTU支持modbus-RTU通信協議，利用移動專號VPN綁定規定IP地址，建立了虛擬專用網，成功實現了供水管網遠程數據采集傳輸系統[3]。
1 系統總體結構設計
GPRS無線遠程抄表系統結構由現場一次表、GPRS無線采集傳輸終端、GPRS網絡和數據管理中心4部分組成[4]。如圖1所示。
1.1 現場采集構成
現場采集由位于地坑中的現場儀表智能型電磁流量計構成，該電磁流量計所依據的基本理論是法拉第電磁感應定律，用于測量管道中水的體積流量，壓力等各項數據，通過RS-232通訊串口與值班室內的帶GPRS 無線采集傳輸器9#、10#端子連接通信，串口通訊速率為9 600bit/s，7#端子、8#端子接收來自電磁流量計的4～20mA模擬信號，BTU內部微處理器對模擬信號進行A/D變換為數字量并自動存儲。同時處理后的數字信號由I/O端口傳送給GPRS模塊，通過GPRS模塊發射出去[5]。
1.2 數據采集傳輸終端
水表數據采集傳輸終端內部由9部分組成
（1）7.2V鋰電池供電，可上報8 000次以上。
（2）標準的RS 232數據接口。
（3）內置工業時鐘，可定時定點上報數據，可以任意設置時間匯報數據。
（4）內置1M Flash存儲器，數據自動存儲，可以滿足每日的數據儲存。
（5）提供2路標準4～20mA模擬信號輸入接口。
（6）提供1路16V電源輸出，可給外部儀表供電。
（7）提供2路開關量輸入接口。
（8）性能可靠的CPU、GPRS通信模塊。
1.3 通信及數據傳輸
GPRS無線傳輸網絡主要完成遠程供水站點和數據中心的通信和數據傳輸。其中主要的GPRS通信模塊采用工業級超低功耗高性能模塊，支持MODBUS-BTU，TCP/IP通訊協議。把封裝處理好的數據通過遠端GPRS設備進行打包發送，通過GPRS網絡與監控中心的主GPRS設備進行通信，主GPRS設備將接受的數據進行解壓，通過RS 232串口將各種監測數據傳輸保存到服務器數據庫中。
1.4 VPN專線
VPN（Virtual Private Network） 技術是指采用隧道技術以及加密、身份認證等方法，在公眾網絡上構建專用網絡的技術，數據通過安全的 “ 加密管道 ” 在公眾網絡中傳播。
為了提高數據傳輸的可靠性和穩定性，供水數據管理中心先向移動申請VPN專網業務，移動公司為客戶分配專用的VPN，用于GPRS專網的SIM卡開通該專用VPN后，給所有監控點及中心分配移動內部固定IP，這樣監測系統的所有數據都是在VPN網內傳輸，系統的實時性和安全性都得到了保障。
關鍵詞：解堵 四元共聚 增注 降壓
油水井發生堵塞現象是砂巖油田普遍存在的生產現象，在水驅，乃至聚驅；在注入井，乃至采出井均普遍存在，由于其堵塞嚴重程度不同，對生產的影響也不一樣，堵塞不嚴重、堵塞半徑較淺、時間短的井，在生產過程中表現不明顯，可以不上解堵措施，有的甚至在生產過程中自行解堵。但大量的井堵塞后嚴重影響注水和采油生產，必須及時采取措施，減少欠注欠產對油田開發的影響。
一、延時酸化四元共聚解堵增注原理
分兩個段塞注入，注入壓力接近地層破裂壓力，目的是先解除吼道堵塞及吸附性垢體。
1.前段注入稠化酸，目的是避免H+快速轉移，能夠酸化裂縫深部.稠化酸主要解除酸溶性堵物，如鈣垢、鎂垢、鐵垢，隨著酸化作用進行，溶液中酸濃度逐步降低，約2個小時后，溶液Ph接近鐵鹽或Fe（OH）3析出點（PH2.2-3.2），容易形成膠體性沉淀，形成二次污染。因此溶液中添加了鐵離子絡合物，以保證不會形成沉淀。添加磷酸形成磷酸鹽緩沖體系，進一步保障反應液穩定。添加的陽離子防膨劑會和頁巖被污染的表層進行離子交換，使水化半徑縮小，增加裂隙過水體積。
2.后段注入四元共聚納米活性增注劑液體，減小管道及井筒湍流阻力（降阻率60%）使液體將水馬力盡量帶入地層，有納米活性劑的加入，可以使地層毛細阻力降低，增加注水量。加入一定量的氟化鈉，可以利用前段殘酸，形成氟化氫，它將溶解前端酸化時伴生的硅系微顆粒，避免二次堵塞污染，同時也可以形成六氟化鐵穩定絡合體系，更進一步保證鐵系物質不生成沉淀。添加縮膨劑，可以使已水化的粘土類物質縮小體積50%以上，增加過水面積。從而實現增注效果。
表1 現場施工藥劑
二、技術優點
1.四元共聚納米活性劑，能夠降低表面張力和油水界面張力，油水界面張力達到超低值，小于等5×10-3mN/m，增注率大于50%，地層巖芯吸附性小，有效期長，特別適用于低滲透油田增注施工。
2.降低地層孔隙毛細管系統油水混合相的流變性，極大的提高水的相對滲透率和穿過孔隙的速度。加0.5‰增注活性劑，一般注入量可提高40-200%。
3.納米活性增注劑具有強乳化性，進入注入水中形成水乳液，遇油后，很快形成混相乳狀液，親水親油得到平衡，其流變性穩定，一年內不沉淀不分層，在油層巖心中運移時間長，且穩定，不會造成相分離，不會造成潤濕反轉。模擬油層溫度在45-150℃之間，靜態液相穩定期為300天，不分層，不沉淀。
三、應用效果
2012年，首先優選周青莊油田的歧24-15和周G1兩口注水井進行了先導試驗，兩口注水井均為由于長期注混配水，套管及油管及地面管線腐蝕結垢造成注水機雜含量不斷增加，潤濕項的轉變致使毛管力不斷增加，等諸多原因造成注水壓力不斷上升。歧24-15，由解堵施工前井口油、套30.8MPa/30.8MPa， 在泵壓為31 MPa壓力下，2012年8月份0m3/d左右，解堵8天后能夠在12.45MPa下，日注入40 m3/d，增注的同時壓力下降 18.35 MPa；周G1，由解堵施工前井口油、套31MPa/31MPa，泵壓為31MPa下日注5m3/d，解堵18天后在28.31MPa下注入17m3左右，增注的同時壓力下降 2.7 MPa。最后在2013年1月20日泵壓與措施前持平，完成既定配注20m3/d。
表2歧24-15施工目的層措施前生產情況
表3歧24-15施工目的層措施后生產情況
表4周G1施工目的層措施前生產情況
表5周G1施工目的層措施后生產情況
四、取得認識
1.機雜及油污是其主要因素，機雜直接造成井壁及近井地帶堵塞，而油污造成井壁及近井地帶堵塞，從對該井解堵增注措施的實施過程也不難看出，打第一段延時稠化酸時泵壓就達到了設計最高值。而泵入稠化酸15分鐘后壓力下降，此后壓力一直保持穩定。
2.注水井由于長期注水，不僅造成井壁及近井地帶堵塞造成井壁及近井地帶堵塞而且造成地層中深部機雜喬塞。
3.巖石潤濕項改變會逐步增大注水阻力，也是造成注水井壓力上升的原因。綜合上述延時酸化起到了一定的作用及納米活性劑對巖石潤濕項產生的作用。
關鍵詞： 電氣自動化；大慶油田；企業；應用；發展趨勢
中圖分類號：TM714 文獻標識碼：A 文章編號：1671－7597（2012）1110115-01
大慶油田作為我國最大的油田，是支撐我國石油產業發展的重要核心力量，無論在生產、管理、技術、科技創新方面都是我國石油企業的領導核心。大慶油田將電氣自動化技術引入企業生產管理，不僅降低了人工勞動強度、提高了對信息檢測和傳輸的準確、及時性，而且在一定程度上降低了事故發生機率，對設備的良好運行提供有力的保障條件等等，一系列電氣自動化應用技術都是其他企業學習的典范。
1 我國電氣自動化技術的發展現狀
電氣自動化的全稱是電氣工程和自動化專業，是現代電氣信息領域的一門新興的學科，它的存在與人們生活和工業生產有十分重要的聯系。隨著科學技術的發展和國家對電氣自動化技術的重視，我國的電氣自動化已經發展的比較成熟，能夠滿足時展的要求。近年來電氣自動化技術已經廣泛應用到我國的各行各業，為了促進自身企業發展，越來越受到企業管理者的重視，在下文中主要介紹電氣自動化技術的應用與發展前景。
2 電氣自動化技術在大慶油田企業的應用
2.1 電氣自動化技術中現場總線中的應用
在大慶油田中現場總線已應用了電氣自動化控制技術，現場總線簡單來說就是應用在生產現場儀表儀器和控制設備之間進行網絡互連技術。通過將現場總線技術與DSC技術相結合應用到大慶油田控制系統當中。把現場總線的智能儀器表與DSC相連接，完善DSC的控制功能，通過軟件、硬件配合全面帶動電氣自動化技術的應用。有三種結合方法分別是：現場總線設備作為I/O卡件在DSC、PLC中集成；現場總線在DSC/PLC網絡上集成，實現統一組態、監控和管理；現場總線與DSC、PLC獨立工作，利用網關實現信息的互換和訪問。通過以上措施自動實現對設備遠距離控制、診斷故障、維修。而且現場總線是就地閉環控制，在這一基礎上又提高電氣自動化控制的可靠性，現場總線的信號傳輸采用信號數字化傳輸，增強信息傳輸的精確度，在一定程度上節約對使用設備的投資。
2.2 電氣自動化技術中配電自動化技術的應用
配電自動化技術是電氣自動化技術在油田企業中應用的重要技術手段。它作為一個集成的系統，通過網絡技術和通信技術的結合應用，實現對配電網的控制和協調，保證油田工作不受影響，能夠有效對故障區域進行隔斷，確保油田工作正常供電。常用的實現方式有三種，分別為：一種是柱上設備自動化技術，考慮重合器、分段器、故障檢測器之間的配合情況，發現故障及時隔離，恢復供電。二是，遙控遙測自動化控制，利用FTU與通信網絡、計算及系統的配合，實行遠方實時監控，通過人工進行遙控和遙調、遙信，便于及時切換電網負荷。三是利用計算機輔助技術進行，主要通過FTU、計算機系統、通信網絡系統及其他的高級應用軟件，實現配電自動化管理和人工智能。通過以上幾種方法來實現油田企業對配電網的電氣自動化控制。
2.3 電氣自動化監控技術在油井中的運用
自噴井的實現電氣自動化監控技術，要對自噴井的各種數據進行及時采取和收集。利用電動可調油嘴，在油井控制系統中，通過AI模擬信號，經過自動控制系統傳到油井RTU，控制油田生產。其次是氣舉井電氣自動化監控技術，信號通過RTU傳到油田操作站，通過專門的氣舉優化軟件的計算，根據實際生產過程中要求的油田產量，發出相應的命令，適時調整調油嘴和氣舉氣控閥的開度，來實現自動化控制。
2.4 信息技術在電氣自動化中的滲透
現代化的電氣自動化是信息化的電氣自動化技術，其滲透過程主要包括：對管理層面上的縱向滲透，由于油田企業要及時對生產過程中的數據信息進行收集、提取、分析。管理層面通過利用標準化的瀏覽器對生產信息進行動態監督和控制，保證石油企業的質量和效率。其次是信息技術面向電氣自動化設備、系統橫向的擴展。使用微電子和微技術處理器，加強電氣自動化技術軟件結構設置、增強通訊能力，利用傳感器、執行器、控制器、儀表之間相互結合，促進企業生產。
3 電氣自動化技術在油田企業的應用前景
伴隨著市場競爭的激烈，油田企業的電氣自動化面臨著嚴峻的考驗，要注重自主研發，使用現代分布式和開放式的信息方式促進油田企業的發展。
3.1 統一系統平臺管理 加強創新能力
油田企業電氣自動化應用技術，要以技術創新為先導，加快實施國家關于重點電氣自動化技術創新項目的研究。利用統一的電氣自動化系統平臺來支持項目的設計、實施和測試，根據具體的項目特點將運行代碼下載到硬盤PLC、和WINDOWS NT 或者CE控制系統當中，實現設備與網絡技術的結合，實現網絡自動化監控，將系統遙側量和遙控量實行統一的監控，減少設計時間，便于維護操作。
3.2 加強系統結構通用化，實現總線的監控
對電氣自動化系統結構進行通用化設計，對油田企業的發展至關重要，保證計算機監督系統、企業管理系統、現場控制設備之間信息傳輸暢通無阻，加強信息傳播準確及時。對于企業管理層而言通過網絡運行系統實現對現場設備的實施操控，對現場設備的各種連線實行總線監控，降低安裝費用、節省材料，加強信息的可信度，為電氣自動化技術在油田企業的運行提供保障。
3.3 通用網絡結構，實現油田電氣自動化技術快速發展
隨著網絡技術在油田企業中的應用，怎樣提高信息的處理能力，保證油田企業各部門之間實現有效的數據通訊傳輸，做好調解工作，促進油田企業發展至關重要。所以要加強網絡結構在油田企業中的運用，使整個油田企業發展多處嚴密的監控和管理之中，提高油田生產安全化，進行產業結構優化升級，深化體制改革，提高油田企業市場競爭力，從而實現快速發展。
3.4 建立具有先進電氣自動化技術的人員隊伍
為了加強石油企業電氣自動化技術的應用，建立強大的技術人員隊伍是關鍵。技術人員是促進企業生產和發展的主要依靠力量。現今專業的電氣自動化技術人員應該同時具有關于電工與電子操作技術、控制理論技術、對儀表檢測技術、對信息系統處理技術、計算機應用和網絡技術等專業知識。對技術人員隊伍進行適當的培訓，培養技術人員對電力電氣控制、設備和儀表檢測系統分析、檢測、科研開發的能力。形成強大先進的電氣自動化技術操作人員，為石油企業的發展奠定人才基礎。
4 結束語
伴隨著電氣自動化在油田企業的廣泛應用，不僅極大促進了油田企業的發展，降低了人工勞動力度，保證企業生產，信息的傳輸真實有效，提高市場競爭力。所以油田企業生產要不斷加強對電氣自動化應用技術，提高自主研發能力，為電氣自動化發揮更大的作用，做努力，為我國國民經濟的發展做更大的貢獻。
參考文獻：
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關鍵詞：油田 化學助劑 檢測方法
油田的化學檢測為我國油田化學劑產品質量的提高和保證提供了有力的技術支持。其中，化學助劑的檢測方法影響著數據的準確性及現場使用效果。它是無機化學、有機化學、物理化學、高分子化學、膠體化學、化工原理……等化學、化工學科與地質、巖礦、流體力學、滲流力學、巖石力學……等學科在鉆井、采油、油藏、儲運各學科上的交叉而產生的一個新興綜合應用型學科。是各類化學、化工學科對鉆井、采油、油藏、儲運等學科（石油工程）的“橫斷”而產生的新的學科。本文就圍繞著油田化學助劑的檢測方法來談談筆者的幾點看法。
一、油田化學助劑研究的主要特點
微觀與宏觀相結合；理論研究與應用相結合；室內研究、實驗、評價與現場工程技術相結合。石油工程原理與化學等其它相關學料相結合；并以對相關學料知識及其新進展的綜合應用為其發展的主要動力。其基本內容是為完成油田開發、生產過程的需要而使用的專用工作流體，它是加有各種專用化學劑（油田化學劑）的溶液或多相分散體系。如：井筒工作液：泥漿、水泥漿、完井液、射孔液、壓井液、修井液……再如，地層工作液：壓裂液、酸化液、提高采收率各種注入液體：注入水、聚合物驅替液、復合驅替液。
油井工作液分為油基、水基、氣基三類：油基工作液是以油為分散介質（溶劑）其它組分為分散相（溶質）組成的油基分散體系（溶液）。水基工作液是以水為分散介質（溶劑）其它組分為分散相（溶質）組成的水基分散體系（溶液）。氣基工作液是以氣為分散介質（溶劑）其它組分為分散相質）組成的氣基分散體其中水基工作液用得最為廣泛，而近年來氣基工作液和油基工作液也日漸增多。
二、油田化學助劑檢測研究方法
1.油田化學助劑檢測研究現狀
目前我國油田化學劑及其應用技術與國外有一定差距，但差距并不大。國內外復雜油氣藏勘探開發急需具有“革命性”“突破性”的新型油田化學劑，來解決油氣勘探開發久而未決的重大技術難題，促進復雜油氣藏勘探開發技術的發展。而我國油田化學劑的研發遠遠不能滿足這種需要。
油田化學劑種類很多（鉆井液、完井液；一次采油、二次采油、三次采油；集輸、水處理、管道防腐等16類），各自的研究方法不完全相同，且多屬于石油工程不同專業的人員在進行。國內己有的品種繁多，且不斷出現，但難有大的突破。己有大量化學化工的研究力量進入油田化學劑的研究領域，成為油田化學劑研究的重要力量，使油田化學劑的研發有了質的提高，但是至今仍未重大發展和突破。
2.油田化學助劑檢測研究方法探討
油田化學劑研究不能很好滿足石油勘探開發發展的急切需要的根本原因。油田應用工程與化學未能很好結合，至使各種油田化學工作液的作用機理與油田化學工作液性能要求及其與油田化學劑劑分子結構的關系不很清礎。使我們不知道應該研究什么分子結構的化學劑.這屬于油田應用化學這個交叉學科自身的理論問題。（缺乏研發的理論依據）而油田應用化學理論的發展必須吸收、綜合應用其它學科的知識及相關技術的最新進展才有可能。
三、油田化學助劑的用途研究
在油田中常會出現油層結垢、侵蝕、黏結等現象，用來處理這些水質及水穩定問題的化學助劑主要有阻垢劑、驅油劑、絮凝劑、殺菌劑、破乳劑、防蠟劑以及緩蝕劑等，并且這些化學助劑在綜合使用過程中存在著較好的配伍協調作用。
在油田助劑的復配體系中，各類助劑常根據其性能作用與實際需要來進行配伍性試驗。對于結垢性問題，主要源于注水使得油層損害，極易影響采油井的各項性能以及油田開發效果；其配伍性試驗主要與注入水、地層水有關，同時需要結垢趨勢預測進行試驗效果對比分析相關結垢物的結垢穩定指數與溶解度，從而預防油層的結構問題。驅油劑的應用主要是為了降低油層的粘性，加強油層的流動性，以提高原油的采收率；其主要的作用機理是優選分子沉積膜劑與聚合物進行配伍性試驗，在對選定的復配體系進行穩定性試驗（水穩定、熱穩定等），最后采用物理模擬實驗檢測試驗效果。絮凝劑主要分為有機、無機和復合等類型，在進行配伍性試驗前需要測定其性能以方便配伍后的性能評價，常與阻垢劑、破乳劑、防蠟劑、緩蝕劑等進行配伍性試驗。下面我們通過具體的實驗來分析各項化學助劑間的配伍性協作關系及相互影響。 油田化學助劑配伍性試驗。本配伍性試驗主要通過配方研究、性能測試、穩定試驗以及定性定量分析測定各項化學助劑間的配伍性協作關系。為了方便后期評價，要首先規定各類化學助劑的性能評價標準現行的國家統一的化學助劑性能評價方法。
四、油田化學助劑檢測與配伍性試驗研究
實驗中我們需先選定試驗油層，提取適量的試樣。再將各類助劑按類型和型號進行分類，在油田中，我們通過實際情況了解到該污水中存在著綜合性水質的問題，所以依據水質的基本情況進行助劑篩選，并根據其有效作用成份和用量的改變進行性能測試分析。在進行配伍性試驗前的性能測定實驗也是比較重要的環節，綜合性能測定的方法，熱穩定試驗也即溫度性能測試，水質穩定試驗則要根據化學助劑的不同作用進行具體分析，結構試驗比較特殊需測定飽和度、溶解度和穩定指數。在選用不同的實際進行定量定性分析從而選出對應最優的化學助劑。
配伍性試驗常采用目標配伍，即先選出目標助劑，在比較不同濃度下的其他化學助劑的影響。這里以油田水質處理系統的化學助劑為例，分別比較其他化學試劑對目標助劑的影響。
為在保證緩蝕率、殺菌率、絮凝率、阻垢率以及防蠟、破乳與驅油效果均達到標準要求，并在此前提下實現最低助劑投加量，我們還可以利用正交試驗法設計不同助劑在不同濃度的組條件試驗。助劑經正交優化后，在與之前的實驗對比發現通過助劑的配伍優化，不僅保證了水處理效果，還降低了助劑費用和處理成本。 現場試驗研究。根據上述配伍性試驗，在水質要求較為嚴格的油田區域，如塔河采油一廠碎屑巖注水，進行現場水處理試驗，并按照上述的操作流程進行助劑配方，通過實驗發現優化助劑使用前后出水水質數據有明顯變化，不僅水質達到了注入水水質標準要求而且工藝也有所優化，水處理助劑費也明顯降低。
五、結束語
綜上所談，筆者圍繞著油田化學助劑的檢測方法談了個人的幾點看法。總之，化學助劑的檢測方法正確與否，關系到化學助劑檢測質量的高低，影響著化學助劑的使用效果。希望本文的論述能為這一問題的解決提供些許幫助作用。
參考文獻
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關鍵詞：塑料復合管；油田；應用
DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2016.11.081
1 前言
在油田管道輸送介質過程中普遍存在著磨損、腐蝕、結蠟等一系列問題，這些問題的存在也直接影響著管道的使用壽命。根據資料統計，項目所在某油田每年因腐蝕問題報廢的管線多達數千米，每年投入的更換管道和維修管道資金多達數百萬元，雖然在管道敷設和使用過程中考慮了管道內壁涂層、陰極保護以及在管道中添加化學藥劑緩蝕等防腐辦法，也僅是收到了一定的效果。為適應油田地面建設發展的需要，具有良好防腐性能的非金屬管道越來越受到青睞和應用，但在應用過程中發現一些問題，如玻璃鋼管等非金屬管道防腐性能優異，但抗外力性較差，易受到外力破壞，其使用環境和條件受到嚴重制約和限制。
針對油田集輸、供注水管道存在著的種種問題，一些油田服務企業開發出連續增強塑料復合管，可廣泛應用于陸地油田、海上油田、城市管網、化工及建筑等領域，適用于陸地油田用連續增強塑料復合管，淺海連續柔性管，聚乙烯（PE）城市燃氣、給水管道，化工、建筑用給水、供熱聚丙烯（PP-R）管道等，在油田地面建設中油氣集輸系統、供注水系統應用前景良好。
2 連續增強塑料復合管工藝技術
連續增強塑料復合管為三層結構：內管、外管采用聚乙烯（HDPE）或交聯聚乙烯（PEX）、中間層為鋼帶交錯纏繞的加強承壓層，鋼帶采用涂漆碳鋼帶，纏繞層數根據壓力計算確定。管道設計最高工作壓力：32MPa、工作溫度在90℃以內。
在質量方面，項目部所選用的連續增強塑料復合管通過了ISO9001質量體系認證，其特種設備（壓力管道）主線從國外引進，實驗室設備齊全，可進行原料密度檢測、原料水分檢測、纖維拉伸試驗、增強帶拉伸試驗、管道拉伸試驗、彎曲試驗、靜壓試驗、爆破試驗等各種試驗。同時，在產品檢測中心配備有完善的檢測、試驗設備，產品檢驗和檢測活動貫穿整個生產制造、產品出廠、售后服務、技術支持等全過程。
在管道連接方面，連續增強塑料復合管采取的連接形式主要有法蘭連接、焊接以及絲扣連接三種，可供施工時自由選擇應用何種連接方式。
3 連續增強塑料復合管技術特性
3.1 施工方面
連續增強塑料復合與常規無縫鋼管道相比具有如下特性
（1）連續增強型塑料復合管單根長度可根據現場要求來確定管體的長度，單根 200米以上。施工方便，安裝費用低。
（2）施工連接方式主要采用法蘭、焊接或螺紋連接，可根據不同的現場需求選擇不同的連接方式。連接多樣，連接方便。
（3）與其它管線施工比較，施工工藝相對簡單、接頭少、拐彎處可不用彎頭連接（彎曲半徑750-1900mm），能夠有效地縮短施工周期。
（4）施工時需要管線生產商提供接頭專用設備（接頭扣壓機）和管道端點連接鋼碰頭。
3.2 綜合對比情況
連續增強型塑料復合管與目前在用的玻璃鋼管、玻璃內襯鋼管等兩種產品的基本對比情況如表1。
4 現場應用情況
由于項目所在油田含有三大油區，其中兩大油區地勢崎嶇，千溝萬壑，采用傳統的無縫鋼管進行施工作業極為困難，作業周期也較長。因此，經過調研，連續增強型塑料復合管在2013年以來陸續在項目所在油田的集油管網中引入，與無縫鋼管同時投入油氣集輸管道施工應用。先后應用于項目所在油田地面條件最為困難的兩大油區，主要應用DN100～DN150管道規格，相對于無縫鋼管在地勢起伏的溝壑地區的施工不便，連續增強型塑料復合管較好的解決施工困難的問題并同時減少了一定的作業周期。通過現場回訪和調查，各條集油管道投產后運行效果良好，均取得了良好的經濟效益和社會效益。
自進入21世紀以來，隨著科學技術的不斷發展，新能源的開發與利用也得到了快速的發展，但由于受到各種條件的限制，現階段新能源仍無法完全取代石油、天然氣的作用，因此，采油行業在我國仍有著非常大的發展前景。本篇論文主要分析并探討了采油工程技術的發展及其展望。
關鍵詞：
采油；工程技術；發展現狀；展望
隨著社會經濟的不斷發展，人們的生活水平、生活質量的不斷提高，對石油能源的需求量正在不斷上升，我國石油行業得到了不斷的發展。采油技術經過近幾年的不斷發展，化學驅油、注水開發技術得到了開發與應用，從而在一定程度上使原油采收率、油井產量得到了提升，但是現階段還是比較低。因此，在油田的開發過程中，采油工程技術的發展以及應用非常重要。
1采油工程技術的發展
自進入21世紀以來，科學技術得到了不斷的發展與進步，我國石油行業的采油工程技術經過不斷研究與實驗實踐，也得到了不斷發展。在進行發展的過程中，采油工程技術主要包括三個發展階段，即分層采油技術的發展、采油工程技術的突破性發展以及采油工程體制的完善。
1.1分層采油技術的發展階段
上世紀50到70年代，經過多方面的長期探索與實踐，我國分層采油技術得到了有效的發展，主要成果包括實現了油田堵水、油田防砂等試驗。分層采油技術的有效發展階段主要包括以下四個方面：第一，分層采油，指的是有效地利用低滲透層潛力，分采自噴井，分層采油主要包括高壓單管封隔器、油套管分采工藝、雙管分采工藝。第二，分層測試，主要是對有桿泵抽油井實施環空測試以及對注水井的注入剖面、自噴采油井的產出剖面實施分層測試，第三，分層管理，通過在平面調整中實施注水結構，使注采系統得到完善，工程生產能力、細分注水能力得到提高，從而實現結構調整以及控液穩產的效果。第四，分層研究，以吸水刨面、產出剖面、密閉取心等資料為根據，結合油水井并進行改造，分析剩油分布情況、開發狀態與油層動用情況，在油田的生產過程中掌握主動權。
1.2采油工程技術的突破性發展
上世紀70到90年代，我國采油工程技術得到了突破性發展，適合多種油藏類型、滿足不同場地需要的采油工程技術得到開發與應用。主要有：首先，氣頂砂巖采油技術，此種技術在大慶喇嘛甸油田的開采過程中得到了應用，并取得了良好的效果。其配套技術主要包括保障最優射孔井段、水錐與氣錐保持穩定等。其次，稠油熱力采油技術，上世紀80年代，在我國的許多油田中，稠油熱力采油技術進行了大規模的實驗以及應用，在克拉瑪依、勝利等油田中完成了技術攻關。再次，潛山油藏開采技術，任丘油田中的一種典型油藏及時潛山油藏，與砂巖油藏不同的是，潛山油藏存在著是否適合開采、其大多數油氣是否存在于孔隙、裂縫之中等問題。開采潛山油藏需要耐高溫、大排量電潛泵技術以及完成裸眼測試。最后，斷塊采油技術，由于其油藏形狀、油藏大小具有不確定性以及斷層相互分割使油藏成為一個獨立的單元等因素，在斷塊油藏的開采過程中，必須要采取滾動勘探的方法進行注水、油層改造，才能保證產油效率及產油數量。
1.3采油工程體制的完善
在采油工程技術進行不斷發展的過程中，采油行業的采油工程體制進行了不斷地發展以及完善，體現在以下幾個方面：第一，蒸汽吞吐接替的發展，能夠扭轉稠油開采過程中的被動局面。第二，在采油過程中采取中長期發展規劃，可以處理好近期應用技術以及基礎研究之間的關系，及時地、有效地解決出現的問題，并對采油技術進行改進。第三，采用簡化地面流程、加強注水等采油工程技術對低滲透油田進行開發，可以使單井產量得到有效提高，實現利益的最大化。
2采油工程技術的展望
2.1對采油工程進行全面了解
第一，應對石油開采過程的規律性有一個全面的了解，對以此為根據采取相應的采油工程技術。第二，在采油過程中，采取人工補充能量、保持地層壓力的采油措施，能夠在很大程度上延長穩產期，實現采油效果的有效提高。第三，應國際項目加強合作，了解在采油技術方面國際上的最新發展趨勢，并進行研究借鑒，使我國的采油工程技術得到發展。
2.2加強對專業人才的培養
采油工程技術的有效發展，離不開一支具有高技術水平、高操作技能的技術隊伍。因此，采油企業應加強對專業人才的培養，組建專業團隊，充分發揮其自身的組織能力、管理能力，深入挖掘人才潛力，從而實現整體隊伍專業素質的提高，有助于采油工程實現效益的最大化。
2.3合理應用先進技術
應在采油工程合理應用先進技術，例如納米技術、微生物技術等，從而使采油工程技術得到進一步的發展與完善。第一，納米技術，目前納米采油工程技術在我國處于起步階段，MD膜驅油技術正在應用。第二，微生物技術，微生物采油技術是正在進行發展的三采技術，在含水高的油田、枯竭老油田中具有比較強的活力。
3結語
綜上所述，隨著人們對能源需求量的不斷提升，我國正在面臨著是由能源短缺問題，在油藏開采過程中合理利用采油工程技術，能夠使原油采收率、油井產量得到有效的提升。
作者：劉堯 單位：冷家油田開發公司
參考文獻：
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論文關鍵詞：CCS(CO2捕集與埋存)，技術現狀，應對策略，戰略區域
引 言
溫室氣體減排已成為國際社會關注熱點。2009年12月哥本哈根會議的焦點是全球氣候變化與應對。在哥本哈根會議上，192個國家的代表達成共識，碳捕集與埋存技術有助于減少溫室氣體排放和控制全球氣候變暖。中國將溫室氣體減排納入了國家中長期發展規劃，2009年12月中國政府向世界做出到2020年單位國民生產總值CO2排放比2005年下降40-45%的承諾。
CCS技術是世界各國研究的熱點[1、2、3]，也是世界各國公認的支撐溫室氣體減排策略的主要技術。如何低成本的捕集CO2并有效利用CO2是CCS技術的核心。在中國現行的能源結構中，石油是僅次于煤炭的第二大能源。根據國家能源局《中國能源發展報告2009》，2009年中國的原油產量為1.89億噸，原油凈進口量為1.99億噸，原油的對外依賴度為51.3%。保障國民經濟較快增長所需的油氣安全供給已成為中國社會和國民經濟可持續發展的重大戰略問題。發展和推進CO2的捕集、埋存與大幅度提高石油采收率相結合的技術是目前中國主動應對氣候變化的有效方法之一[4]。
1 國際CCS發展現狀
近十年來，在政府間氣候變化專門委員會、（IPCC）國際能源署（IEA）等國際組織的發起和協調下，圍繞CCS技術研發和實踐的活動非常活躍。很多國家都成立了專門的研究機構。美國、歐盟各國、日本等國相繼開展了CO2地下埋存的試驗工作，制定了本國的CCS技術發展路線圖。
目前全球正在運行三個工業規模的CCS示范項目，分別是北海Sleipner鹽水層埋存CO2項目[5]、北美Weyburn油田CO2驅油與埋存項目[6、7]以及非洲In Salah氣藏底水埋存CO2項目[8]。Sleipner項目于1996年投入運行，建有世界上第一個工業級的（從天然氣中）捕集CO2的設施，年埋存CO2100萬噸戰略區域，主要示范海底鹽水層安全埋存CO2技術。Weyburn項目始于2000年，通過320公里管線將美國北達科他州Beulah煤氣化廠副產的CO2輸送到Weyburn油田，用于提高油田采收率，年注入CO2150萬噸，主要示范CO2驅油與埋存技術。2004年In Salah項目開始將從天然氣中分離的CO2注入氣藏底水中埋存，年注入量120萬噸，主要示范陸地鹽水層安全埋存CO2技術。
美國在CO2驅油方面具有四十多年的實踐，擁有成熟的技術[9]。因此，在從CO2-EOR技術轉向CCS-EOR技術的研發方面進展較快論文格式。目前已開展了25個地下構造注入CO2、儲存與監測的現場試驗。世界上已有10個以上國家已經開展和正在開展鹽水層埋存CO2或油藏CO2驅油與埋存的現場存試驗[10、11、12、13、14]。國際社會在有關CCS主體技術的研發已進入實質性試驗階段。中國面臨著來自國際社會的壓力。
2中國在CCS方面的實踐與發展現狀
中國政府積極推動CCS技術的發展[15、16、17]。自1988年IPCC成立以來，中國一直積極參與IPCC的會議和活動。中國氣象局作為國內IPCC活動的牽頭部門，組團參加了IPCC歷次全會和主席團會議，闡述中國關于氣候變化科學評估的基本立場，在重大問題上反映中國政府的意見和建議；同時，在IPCC評估報告中反映中國科學界的相關科研成果。自2000年以來，中國政府先后出臺和了包括《中國應對氣候變化國家方案》在內的一系列文件和政策法規，向國際社會闡釋了中國政府積極應對氣候變化的政策，以及中國政府努力推動和發展CCS技術的決心。
自2000年以來，中國政府在國家自然科學基金、國家重大基礎研究計劃（973）、國家高技術計劃（863）和國家科技重大專項等國家層面上設立了多個CCS技術研發的重點項目和課題，并取得了顯著的進展。在國家政策的引導下，國企、民企、科研院所、高校等積極參與和自主開展CCS領域的應用基礎和應用技術的研究和實踐活動。
2006年中國石油在吉林油田開展了中國第一個規模化的CCS-EOR試驗項目。該項目將天然氣所含CO2分離并注入油藏提高石油采收率，同時進行CO2的地質埋存，實現CO2零排放條件下的CO2利用與埋存的雙贏。目前已轉入工業擴大試驗。
基于2004年“綠色煤電” 發展計劃，華能集團于2008年建成了中國首個燃煤電廠CO2捕集示范工程－華能北京熱電廠年捕集3000噸CO2示范工程；2009年底建成了上海石洞口第二電廠年捕集10萬噸CO2示范工程。神華集團于2010年啟動了中國首個CO2捕集與地質封存全流程（CCS）示范項目建設。
與國外相比，中國在CCS技術方面的研究起步較晚。經過近10年的研究，認識和掌握了關鍵技術。在工程實踐方面，雖然規模較小，但認清了技術瓶徑，具備了工業化發展的技術基礎。
3石油行業在CCS方面的優勢和挑戰
石油行業在CCS方面的最大優勢是在將CO2驅油與CO2埋存相結合[18]，可以實現社會效益與經濟效益的雙贏。2006年中國石油在吉林油田開展的CCS-EOR試驗項目已經初步證實了這一優勢。
CO2驅油技術是以CO2為驅油劑，利用其與原油混相、降低原油粘度和使原油體積膨脹等特性提高原油采收率的技術。在CO2驅油過程中戰略區域，將有一部分CO2替換原油而滯留地下以及通過吸附于地層巖石和溶解于地層流體而滯留地下，實現埋存。CO2驅油過程中產出的伴生CO2氣體，可經過分離（或直接）回注到油層循環利用，實現CO2驅油和埋存的雙重目標，因此石油工業在CCS方面具有獨特的優勢。
中國的石油行業自上個世紀后期開始系統地進行CO2驅油與CO2地質埋存的研究。從目前的理論研究成果和現場試驗效果看，無論在高含水后期油藏提高原油采收率，還是在特/低滲透油藏開發中建立有效的驅替系統并大幅度提高單井產量方面，均表現出顯著的效果，預示著提高石油采收率主體技術的發展和進步。其意義在于不同于國外海相沉積儲層的中國陸相沉積儲層，在化學驅提高采收率技術廣泛應用過程中儲備了新的氣驅提高采收率的技術。中國石油在吉林油田開展的CCS-EOR先導試驗，凸顯了CO2驅油技術在開發低滲透油藏的三大技術優勢。
第一，CO2作為驅油劑可以在低滲透油藏建立有效的驅替系統。水驅開發低滲透油田最大的難點是補充能量困難，不能建立有效的驅替系統。而CO2驅可以在相對較大的井距下，持續建立有效的驅替系統，現場動態表明，CO2的注入能力是注水的3～4倍，且能保持穩定。同時，CO2驅具有比水驅小的井網密度和更高的產量，在經濟上更具優勢。
第二，CO2驅可緩解由于供液供能不足造成的低滲透油藏中高含水階段產量快速遞減問題。國內部分低滲透油藏具有原始含油飽和度低（不到45%）的特點。油田投產即含水（含水率在40%左右）。現場動態表明，經過短時間注入CO2后，就會出現油井產油量上升和含水率下降的開發階段，上升幅度為50~120%、下降幅度為30~60%。國內低滲透油藏開發中存在的另一個問題是在水驅開發的中高含水階段，油田整體出現產液、產油和供液能力下降，依靠注水提液技術難以維持產量穩定。對于這類油藏，注CO2可以緩解因供液供能不足引起的開發產量快速下降的趨勢。
第三，實施CO2驅油技術可減少低滲透油田的壓裂投資，更具經濟性。國內多數低滲透油田基本沒有自然產能，需要通過壓裂改造才能實現工業性開發[19]論文格式。吉林油田CO2驅先導試驗中嘗試了不進行儲層壓裂直接投產方式，取得了明顯的效果戰略區域，根據對典型低滲透油田水驅壓裂井與CO2驅不壓裂井的產量對比統計， CO2驅不壓裂油井的產量一直是水驅壓裂油井的產量的1~1.9倍，并且由于不進行壓裂，降低了運行成本，獲得較好的經濟效益。
國內低滲透石油資源占總資源量的一半以上。鑒于CO2驅技術在開發低滲透油藏方面的優勢，應用CO2驅技術開發邊際油藏將是今后一段時期國內石油行業的主要發展方向之一。與國際前沿水平相比，中國的石油行業在CCS-EOR方面還面臨兩大技術挑戰。
第一，CO2驅大幅度提高石油采收率技術。根據目前國內外的共識，CO2混相驅提高石油采收率的幅度在10-15%，CO2非混相驅提高石油采收率的幅度在8-12%。與國際上的應用對象不同，中國主要應用CO2驅油技術開發難動用儲量和提高水驅后油藏的采收率。由于國內陸相沉積原油的含蠟、含膠質、瀝青質量高以及凝固點高等特點，中國東部許多油田難以達到CO2混相驅條件。因此，通過擴大波及體積、改善混相條件、增加注入量等手段把CO2驅提高的采收率增加到15%左右，是東部地區油田CO2驅大幅度提高采收率的主要技術挑戰。西部地區是中國發現新儲量、產量接替的地區，需要針對西部大量低滲/特低滲油田的特點，逐步開展提高動用率和混相驅大幅度提高采收率的應用基礎和應用技術研究。
第二，地下埋存CO2的能源轉化技術。上世紀末日本、美國等提出能源轉化的思路。例如，利用自然界的產甲烷菌，通過生物學、化學和地球物理學等學科的交叉，建立微生物或生物反應系統，將CO2轉化為CH4。利用產甲烷菌進行油藏埋存CO2的能源轉化是對CCS-EOR架構的拓展，對中國石油行業更具有戰略意義，可實現CO2驅油提高采收率、CO2埋存以及CO2轉化能源的三重功效。核心技術是篩選和培育在高溫、高鹽、高壓等條件下高效利用CO2產生CH4的菌種。目前國內已有多家單位開展了利用微生物地下再生甲烷技術的探索與研究。
4 中國發展CCS的策略及實施建議
中國已將減排CO2內容納入能源發展的中長期規劃。結合中國現階段在CCS-EOR方面的實踐和技術特點，建議中國分階段實施CCS技術。
第一階段，利用成熟技術，實施優勢產業部門的CCS技術集成與示范。例如，利用含CO2天然氣開發過程中分離出的高純度CO2或工業乙醇制造業副產的CO2，進行CO2驅油與埋存的先導性試驗與示范。
第二階段，跨產業部門的技術集成與工業化CCS技術試驗與示范。針對精細化工、煤化工等部門產生的較高純度CO2，進行CO2驅油與埋存的工業示范。
第三階段戰略區域，跨部門實施工業化的CCS；對普通燃煤電廠捕捉的CO2，進行工業化的CO2驅油與埋存，建成廣義的CCS-EOR產業鏈。
根據中國目前乃至今后CO2排放源相對集中分布的特點和油氣藏的總體分布特征，初步規劃八個CO2驅油與埋存的戰略區域。
①松遼盆地CO2驅油與埋存區
松遼盆地是中國蘊藏豐富油氣資源的重要油氣生產區。大慶長垣中高滲儲量和長垣外圍低滲儲量平分秋色。前者已進入特高含水期，利用CO2驅技術仍具有進一步提高采收率的潛力；后者水驅開發效果差，從目前已開展的CO2驅油試驗看，前景良好。CO2驅既能改善儲層的物性，又能提高單井產量和采收率，可以作為油氣戰略儲備基地進行工業規模的CO2驅油與埋存。松遼地區距油田百公里的范圍內分布有多個乙醇廠、化肥廠和化工廠，它們副產的大量高純度的CO2，是開展CO2驅油和埋存的物質基礎。
②海拉爾/二連盆地CO2驅油與埋存區
海拉爾/二連盆地具有十億噸以上的油氣資源規模，屬典型的特低滲油藏。發育含火山質儲層，強水敏特征，水驅開發極其困難，油品多屬輕質油，注CO2易于混相，能較大幅度提高采收率。在該地區煤炭資源極其豐富，具有很多電廠，并準備啟動IGCC項目，產生大量較高純度的CO2，有著進行CO2驅油與埋存得天獨厚的條件。
③環渤海CO2驅油與埋存區
環渤海地區主要包括勝利、大港、遼河、冀東、華北和渤中等油田，具有近百億噸油氣資源，是中國最重要的油氣生產基地。相對較淺的上第三系儲層已進入特高含水期，需要通過CO2驅提高采收率，這套儲層在渤海灣地區分布穩定，其中還發育豐富的水體是作為鹽水層封存CO2的有利區域；相對較深的下第三系儲層、埋深大、水驅效果差，但油品性質好，適于CO2混相驅大幅度提高采收率。環渤海地區發電廠、化工廠較多并排放大量CO2。特別是在濱海新區準備啟動相當規模的IGCC項目，同時排放大量高純度的CO2，所以進行CO2捕捉并埋存戰略區域，既保護環境又提高采收率，是實現雙贏的有利場所。
④鄂爾多斯盆地CO2驅油與埋存區
鄂爾多斯盆地是中國油氣資源最豐富的地區之一，區內有長慶油田和延長油田等。該區內發育的三疊系儲層，屬典型的特低滲儲層。水驅采收率低，但油品性質好、地溫梯度低，適于CO2混相驅大幅度提高采收率論文格式。該地區已建和在建多個大型煤制油和煤化工項目，將產生大量較高純度的CO2。該地區是CO2埋存和驅油相結合的有利地區。
⑤新疆三大盆地CO2驅油與埋存區
位于中國西部邊陲的塔里木、準噶爾和吐哈盆地油氣資源豐富，油品性質好，易于實現CO2的混相驅。在該地區運行的多個大規模化肥廠副產高純度的CO2。另外，新疆地區煤炭資源豐富，正在籌備多個煤化工和燃煤發電項目，具備實施CO2埋存和驅油一體化發展的有利條件。
⑥中東部CO2驅油與埋存區
該地區涵蓋中原、南陽、江蘇、江漢等油田，油氣資源較豐富。目前上述油田正在主攻提高采收率的主體技術。該地區分布有很多化工廠和發電廠，排放純度不等的CO2。中原油田和江蘇油田的前期試驗表明，CO2驅提高采收率技術有較好的應用前景，該區是CO2驅油和埋存結合的理想區域。
⑦近海地區CO2驅油與埋存區
中國近海地區已經發現了多個油田，特別是在南海地區發現了含CO2的天然氣資源，開發天然氣資源需要解決CO2排放問題，因此，該地區也存在CO2埋存和驅油相結合的有利條件。
⑧晉陜地區提高煤層氣采收率和CO2埋存區
晉陜地區有著豐富的煤炭資源和煤層氣資源，是中國最有可能規模化實施提高煤層氣的采收率（ECBM）的地區。該地區發電廠集中，產生的CO2數量較大。是構建火電廠捕集CO2、注CO2到煤層提高煤層氣的采收率（ECBM）和進行CO2埋存的理想地區。
上述八個戰略區域的資源特點各有不同，構建CCS產業鏈所需的關鍵技術也不同，應在統籌資源特點和技術經濟條件的情況下，按照三階段實施的原則，規劃和部署CCS產業結構。在實施CCS技術的過程中，應遵循先易后難、積累經驗、逐步推進、和諧發展的原則。在發展CCS技術的過程中，要以科技創新作為突破口，全面提升中國CCS-EOR方面的科學技術水平和自主創新能力，全面提升科技進步對發展經濟和節能減排的貢獻。目前戰略區域，亟需在上述地區開展技術可行性論證，適當安排先導試驗。鑒于上述地區已有大量的石油鉆探和煤層開采的翔實資料，建議在國家統一規劃下，盡早展開系統地CO2埋存與驅油的潛力評價，為盡快形成中國CCS的總體構架和制定中國的CCS路線圖奠定基礎。
5結 語
①CCS技術是解決全球氣候變暖問題的最具發展前景的解決方案之一，許多國家都開展了相關的研究并進行了實質性試驗，中國面臨著國際社會的壓力。
②中國的國情、發展階段和能源結構決定了現階段CCS最為可行的做法是走CO2捕集、埋存與油氣田提高采收率（CCS-EOR）相結合的道路，既實現CO2減排的社會效益，又產生巨大的經濟效益，是當前CCS的最佳實現途徑。
③中國的石油行業將充分利用油氣資源及其開發技術的優勢，大力推動CCS技術的發展，積極攻關當前的瓶頸技術，儲備未來地下埋存CO2的能源轉化技術，為CCS技術的工業化推廣奠定基礎。
④根據中國油氣煤等資源特點、CO2排放源的分布現狀、CCS-EOR的實踐和技術現狀，提出了分步實施建議，規劃了八個CO2埋存與驅油區域。
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