油田开发管理

油田开发管理（共12篇）

油田开发管理 篇1

由于这些年的高速和高效的进行开发, 一些油厂的开采和储存出现了失衡的现象, 而且还比较严重, 资源的那种入不敷出的问题也就显现出来了, 从而也就面临着一个比较严峻的形势, 那就是减产。但是自从国家有了“十一五”规划之后, 大多数油田已经开始实行油田开发的精益化的增效管理, 而且根据“产量、储量以及效益”三统一的这项原则, 利用科学技术的进步, 对老区进行调整以及技术的改造, 从而来把老区的生产能力进行一定程度的提升;对措施结构进行优化, 让措施的效果能够得到提高, 从而使老油田能够进行良性的开发。给可持续发展的发展目标的实现奠定了基础。

1 对油田的开发提出精益化管理的背景

主要就是在以往的开发中, 很多油田的开发已经进入到那种含水量特高以及原油的产量在不断地递减的阶段, 出现了采出的程度高、剩余采油的速度高以及综合的含水量高这些现象。同时还出现了资源的接替非常紧张、成本的控制比较难、储量的增长已经是入不敷出以及新区的储量增长非常缓慢, 但是老区的产量又在不断的递减等这些矛盾, 从而也就对老油田进行结构的调整增加了一定的压力了, 而且稳产的基础又是非常脆弱的, 所以又加剧了开发的风险。

2 精益化的增效管理的涵义

其实就是投入最少的资源, 但是能够取得的产出价值却是最大的, 从而能够形成一个精益化的管理体系。主要就是把价值实现最大化作为一个终极的目标, 让价值管理的理念出现在企业管理的每个层面上, 从而能够把价值链里面的负值点、增值点以及低增值点给找出来, 对增值点进行优化, 使之能够创造出更高的价值, 对负值点以及低增值点进行改造, 而且也要对价值的增量进行不断的提高, 同时还要把各个环节的潜力点与增效点给找出来, 从而让工作的重心在增效上进行落实。

在“十一五”这期间, 很多油田对油田的开发进行了优化和整合, 把经营的理念、生产的要素以及成本的控制在进行不断的调整与重新的组合, 在进行开发实践的时候, 把市场化的经营方法及理念给运用进去, 利用比较成熟的科学技术及其管理的集成, 进行全面精细的管理, 而且在整个过程都要精益求精, 所有的工作人员都应该进行学习和创新, 对采收率的极限以及管理的极限都要勇于去进行挑战, 从而能够把勘探开发的效益进行最大化的实现, 让油厂能够实现其可持续的发展。

3 精益化的增效管理的一些措施

3.1 实施增储扩能的战略, 给可持续发展的实现打下坚实的基础

主要就是在进行增储扩能战略的时候, 首先要做好比较精细的决策, 利用科学的一些决策程序, 然后再追求一个效益的最大化, 同时还要优选方案。坚持储量获得的原则, 从两个方向里进行研究, 第一个主要就是依靠技术的创新、认识的创新以及理论的创新, 利用一些超出常规的形式, 坚持勘探开发与勘探程序的一体化, 从而能够把勘探的风险降低了, 同时对新区的产能与储量进行了扩大。第二个主要就是进行精细油藏的描述, 这样能够把老区的可采储量进行有效的增加。利用天然气资源对油气的当量进行了增加以及利用挖潜的技术把水驱可采储量进行了增加, 从而能够把地质的储量转化成可采储量, 为做强油气的主业, 奠定了其发展的基础。

3.2 实施低成本的经营战略, 把资金的使用效益进行了提高

主要就是利用低成本来开发总体的部署, 而且还进行油藏经营, 其总目标就是油田开发要实现经济效益的最大化, 对管理的手段、生产的要素以及管理的方法进行优化, 要记住效益至上, 同时还要对成本效能进行分析, 把工作量上产的这个思想给摒弃掉, 对产量的结构和措施的结构进行合理的配置, 从而能使产量与成本之间实现良性的互动, 使成本效能能够实现其最大化, 把低成本开发的这个思想要在油田整个开发的过程中进行贯穿。利用低成本的经营战略, 既能够把目前的管理费用以及成本给控制好, 而且还能够把操作的成本、勘探的成本以及开发的成本给控制好, 从而能够从更长时间以及更大范围的对降低成本的空间进行扩展。

3.3 实施良性的开发战略, 实现增产有效、减产有序以及稳产有方

主要就是对产量的结构进行优化, 而且其核心一定要是油藏经营管理, 利用先进的科技, 对开发管理的模式进行一些创新, 利用技术的创新与管理的创新来降低产量的风险, 从而能够把原油的采收率提高起来, 进行精细油藏描述以及精细油藏的管理, 实施那种掠夺式的开采, 把产量的结构进行优化, 从而能够做到增产有效、减产有序以及稳产有方。

4 精益化的增效管理的实施效果

4.1 油田的勘探开发能够创出新的水平, 实现精益化的管理目标

主要就是使油田的勘探开发进行良性的循环, 在“十一五”这个期间, 基本上已经能够实现开采与储量之间的平衡了, 储量的那种入不敷出的现象已经不存在了, 同时还提供上产的阵地给油田, 让其能够把抗风险开发这个目标给实现了, 从而原油的产量也已经实现了稳定的目标。

4.2 加强基础的管理工作

主要就是因为进行了精细化的管理, 从而基础的管理也就出现了创新, 同时也取得了比较好的效果。

4.3 有效的对生产成本进行了控制

主要就是能够对投资以及资金的缺口有效的进行消化, 从而能够把投资的风险在一定程度上进行降低, 把一些没有效果的工作量也减少了, 同时优化了投资的结构、产量的结构以及投入的结构。

5 提高了社会效益以及经济效益

主要就是能够有效的把勘探、产量以及成本的风险在一定程度上进行降低, 体现了产量与成本之间的良性互动及其双赢。目前油田的开发已经在进行低成本以及高效率的发展了, 同时经济的运行质量也有了比较明显的提高以及抗风险的能力也得到增强了, 从而能够进行可持续的发展。

6 结束语

简而言之, 主要就是实施增储扩能的战略, 实施低成本的经营战略以及实施良性的开发战略这三个战略, 把开发的效益实现最大化, 而且还使原油的产量实现了稳定的目标, 有效的对生产成本进行了控制, 在一定程度上提高了社会效益以及经济效益, 从而实现了可持续发展的目标。

摘要：为了对油田开采的方式进行优化, 使油田的开发能够形成一个良性的循环以及能够把可持续发展这个目标给实现了。现在一些油田的开发基本上都利用了精益化的管理, 即油田开发的精益化管理。本文主要就是对精益化的增效管理的涵义、实施以及效果等这些方面, 叙述了三大战略的一个具体的做法以及所取得的成就, 利用精益化的管理对油田进行开发, 能够使经济效益在一定程度上得到很大的提高, 而且还有指导意义。

关键词：增效管理,油田的开发,精益化

参考文献

[1]谭河清, 李国然, 顾永强.油田开发抗风险管理[J].石油科技论坛, 2009 (06) [1]谭河清, 李国然, 顾永强.油田开发抗风险管理[J].石油科技论坛, 2009 (06)

[2]毕新忠, 顾永强, 牛军.决策技术在油田开发中的应用[J].石油科技论坛, 2010 (09) [2]毕新忠, 顾永强, 牛军.决策技术在油田开发中的应用[J].石油科技论坛, 2010 (09)

[3]陈清汉, 朱凯, 赵艳.量本利分析与油井措施决策[J].新疆石油地质, 2003 (04) [3]陈清汉, 朱凯, 赵艳.量本利分析与油井措施决策[J].新疆石油地质, 2003 (04)

[4]杨雪雁, 张广杰.油田开发调整项目的经济评价与决策方法[J].石油勘探与开发, 2006 (02) [4]杨雪雁, 张广杰.油田开发调整项目的经济评价与决策方法[J].石油勘探与开发, 2006 (02)

油田开发管理 篇2

目前，中国石化胜利油田分公司孤东采油厂（以下简称胜利油田孤东采油厂）油田开发质量监督工作由技术质量监督中心开发监督站负责，技术质量监督中心开发监督站是采油厂开发质量监督管理与监督考核的主管部门。开发质量关系到油田开发管理水平的高低，关系到企业的经济效益[1]。面对油价持续低迷，胜利油田孤东采油厂提出向质量要效益，围绕“实现更有质量、更有效益、更可持续发展”的工作目标[2]，转变工作思路，以科学发展观为指导，积极推进开发质量监督工作模式创新，提出并实施了以构建要点监督、节点控制、严格考核的开发监督质量控制体系管理模式，通过强化监督检查，实现了由结果监督到过程监督的转变，较好地实现了油田开发各项主要指标提升的质量监督目标，为采油厂持续健康发展做出了贡献。

1采油厂开发质量监督管理存在的问题

以前采油厂开发管理主要是依据开发管理标准的执行和油田开发监督保障的需要而开展的，主要存在以下几个方面的问题：1）监督内容不全面。由于多年来开发监督力量的不足，以及油田开发管理机制和开发管理标准的不齐全等问题，造成油田开发监督工作存在一些漏洞和盲点。同时，对一些油田开发关键的指标缺乏相应的质量控制手段，监督结果具有一定的局限性，因而油田开发质量难以得到完全保证。2）监督重点不突出。采油厂开发监督仅列出了开发管理、油水井计量、注聚监督、注汽监督、水质监督、计量仪器仪表监督等6个开发监督项目，而没有指出每个项目的质量控制关键点和质量控制节点，开发质量监督重点不突出，造成有限的监督资源的浪费，影响油田开发质量监督的有效性。3）监督程序不科学有序。开发监督缺乏程序化和计划性，采油厂开发质量监督人员到了生产现场甚至存在进不去现场，让基层单位的人员拒之门外的情况，严重影响了采油厂开发质量监督工作的有效开展。4）监督与被监督单位沟通不畅，未能形成质量监控体系的合力。监督单位质量监督人员依靠油田开发标准开展监督，而被监督单位对油田开发相关标准掌握不够熟练，没有能够建立起本单位的质量要点、节点控制考核细则和相关质量监控制度，不能够真正做到自查自改，只能做到查到问题才整改，整个生产过程中不能做到每一个质量要点、节点得到有效质量控制[3-4]。

2开发质量监督管理创新模式的内涵及组成2.1开发质量监督管理创新模式的内涵

开发质量监督工作模式创新就是以构建要点监督、节点控制、严格考核的开发监督质量控制体系管理模式。所谓要点监督就是以《孤东采油厂开发质量监督实施细则》为依据，从中找出开发监督的要点。如油井资料录取中监督要点有：液量计量、含水等；水井资料录取中监督要点有：配注执行、配注合格率等。而节点控制就是克服以往结果监督的弊端，制定日常管理中保障质量的关键点，真正实现了由结果监督到过程控制的转变，细化了过程监督管理。图1为开发监督管理创新模式。

2.2开发质量监督管理创新模式的组成结合采油厂开发监督细则内容、采油厂开发管理标准和日常管理制度，已形成了开发管理、油水井计量、注聚监督、注汽监督、水质监督、计量仪器仪表监督等6个开发监督项目，共69个监督要点和173个控制节点的质量控制体系。每个监督项目都有各自不同的监督要点、控制节点以及对应标准和考核办法。1）开发管理质量节点控制体系。主要包括高产井管理、含水、含砂化验与上报、油井资料录取、水井资料录取、原油物性水性分析及其他基础数据管理等6个部分，共制定了23个监督要点，38个控制节点以及对应标准和考核办法。2）油水井计量质量节点控制体系。主要包括现场油井、水井、参数压力、计量器具4个部分，共制定了9个监督要点，34个控制节点以及对应标准和考核办法。3）注聚质量节点控制体系。主要包括注聚指标、注聚现场2部分，共制定了12个监督要点，44个控制节点以及对应标准和考核办法。4）注汽质量节点控制体系。主要包括注汽指标、注汽现场2部分，共制定了14个监督要点，34个控制节点以及对应标准和考核办法。5）注入水水质质量节点控制体系。主要包括水质指标、现场管理2部分，共制定了8个监督要点，17个控制节点以及对应标准和考核办法。6）计量仪表质量节点控制体系。主要包括开发在用各类计量仪表，共制定了3个监督要点，6个控制节点以及对应标准和考核办法。

3开发质量监督管理创新模式的实施

3.1建立质量监控体系运行组织机构

采油厂成立了以开发监督站、采油管理区、注聚大队、集输大队、注汽大队等单位组成的运行小组，明确了各单位的工作职责。运行小组负责体系的构建、内容的完善，具体运行与实施、工作协调。开发监督站监督人员负责分管项目要点与节点分析与构建，负责具体工作计划的制定、实施、现场监督、汇总上报、总结考核。各采油管理区、注聚大队、集输大队、注汽大队负责要点与节点标准的执行以及存在问题的整改与反馈。

3.2建立体系运行流程

开发质量监督运行流程图的制定，保障了日常工作运行的程序清晰流畅，工作量完成及时、到位，有效提高了工作效率。图2为开发质量监督管理体系运行图。

3.3优化监督内容，提高监督覆盖率

结合采油厂开发质量细则的完善、油公司改革的需要，及时优化调整开发监督运行办法，加大监督频次，实现了对各采油管理区、注聚大队、注汽大队等单位更合理有效的质量监督。表1为优化调整后的主要监督内容。

3.4现场结合控制体系，开展有效监督

质量监督人员依据监督标准，按照控制体系监督运行程序，依次对被检单位生产流程各要点、节点进行监督检查，对监督过程中查出的问题进行记录，对于现场能立即整改的问题，要求被检单位立即整改，不能现场整改的问题，则要求被检单位限期整改。同时，质量监督人员每周、每月对现场监督检查中发现的问题及时进行汇总分析，并对要求限期整改的问题及时进行跟踪整改情况复查，直至问题被彻底改正。各被检单位结合控制体系，建立本单位的质量要点、节点控制考核细则、制度，进行自查自改，努力使整个生产过程中每一个质量要点、节点得到有效控制。

3.5严格考核，强化问题整改

监督结果除了以采油厂月度监督公报形式下发并当月考核兑现外，还在采油厂网页设置“曝光台”，曝光发现的问题以及整改情况，督促被监督单位结合监督情况，分析存在的主要问题，及时组织整改[5]。采油厂每季度组织召开一次全厂质量例会，会上通报监督与考核情况，分析存在的问题及原因所在，同时对开发质量监督中的问题、模糊不清的标准、认识上的偏差及时进行沟通，为下步开发质量管理提供了保证。

4实施效果

开发质量监督经过近年来的创新实践，建立了完善的以构建要点监督、节点控制、严格考核的开发监督质量控制体系管理模式，实现了由结果监督到过程监督的转变，确保了质量监督更有效和更有效益，较好地实现了油田开发各项主要指标的提升，取得了显著的经济和社会效益。1）开发质量问题明显下降。全厂2016年上半年共监督检查发现问题476个，与2015年同期比下降254个，同期对比考核扣款减少3.248万元。2）注聚质量明显好转。2016年上半年注聚监督提高了母液注入合格标准，由原先母液瞬时流量误差控制在-10%~+15%之内，累计误差控制在±5％之内，提高为执行Q/SH10201805-2012《聚合物配注站技术管理规范》指标要求，母液瞬时流量误差控制在±5％之内，累计误差控制在±3％之内。上半年监督注聚站24站次，检查667井次，检查存在问题83个，2015年同期检查整改存在问题205个，同比减少122个；母液瞬时不合格由76井次到2016年上半年27井次，下降了49井次；单井配注合格率由2015年的82.7%，上升到2016年的90.0%，上升7.3%，注聚质量明显好转。3）含水化验资料准确率提高。突出了含水化验的监督，根据《孤东采油厂油井含水化验补充完善规定》标准，对各注采管理区的油水井班报表、油水井综合记录、油井含水化验原始记录等资料进行了监督。各注采管理站原始记录台账统一规范，改变了原来的活页台账，含水变化大的井能及时加密取样并按标准上报。2016年上半年共检查发现含水化验问题16个，与2015年同期对比，减少94个，全厂开发资料准确率达到99.5%，有效地提高了资料准确性。4）质量效益显著。2016年上半年全厂油水井动态分析及时、调配措施明显增加，注水、注聚配注合格井数增加183井次，影响油井増油587t；注汽合格井数增加10井次，累计増油195t；掺水井管理水平上升，掺水井合格井数增加38口，累积增油85t；合计创直接经济效益130.05万元。不仅把好了全厂开发监督质量关，而且取得了良好的经济效益。

5结束语

油田企业做好开发监督工作是提升油田开发质量和经济效益的重要手段，也是油田开发管理的一项十分重要的工作[6]。实践证明，构建要点监督、节点控制、严格考核的开发监督质量控制体系管理模式，能有效实现开发监督由结果监督到过程监督的转变，提高开发资料录取的真实性，基本杜绝了假资料问题，提升了油田开发监督管理水平，确保了质量监督更加有效和更有效益。开展创新的开发监督质量控制体系管理模式的良好实践活动，对今后的油田开发监督工作具有良好的指导意义。

参考文献：

低渗透油田开发探讨 篇3

摘 要：随着经济的发展，我国的石油开采也面临着更为严峻的要求，我国大量油藏资源都集中在低渗透油藏中，在油藏开发管理中低渗透油藏的开发管理是一项重点难点，本文将就低渗透油藏开发技术进行相关探讨。

关键词：油田开发；开采；低渗透；发展

近年来，我国油田行业在采出水资源化利用方面取得了很大的成就，并获得了很大的经济效益、社会效益以及环境效益。由于我国低渗透油藏储量占60%～70%，在低渗透油藏的开发上长庆油田也取得了一定的成果。

1 低渗透油田的概况

低渗透油藏的主要特点就是地层渗透率低（<0.10m2）、有效孔隙率低、流体通过能力差、孔道弯曲且孔喉径小，其本身就相当于滤料，储层对注入水的水质要求很高，尤其是对水中固体悬浮物的含量和粒径有十分严格的指标，因为悬浮物的存在会堵塞孔喉道。常规的油藏通常可以采用注水的方式进行开采，但是低渗透油藏由于性质的不同和储藏方式的不同，岩心实验证明，由于低渗透油田的特点，喉道过于弯曲从而造成悬浮物不能很好地通过，在岩芯的注入段会出现堵塞孔道的现象，造成渗透率降低，那么相应的注水压力就会升高，注水量也会随之减少，从而降低采油率。与此同时，由于注水压力不断增加会引起设备管线的压力增大，容易出现安全隐患。不仅如此，孔道内存在悬浮物还容易使注水井井筒出现滤饼现象，从而发生堵塞射水孔和出油孔，境地太高等事故。悬浮物的产生往往是由于水中的胶质物体和泥沙等，在水处理过程中容易出现结垢或者腐蚀的现象，造成一定的影响，所以必须针对低渗透油田进行相关研究，采取一系列的措施，来推动低渗透油田的开发和进步。

2 低渗透油田的开发

2.1 精细注水

注水精细化的管理就是通过过滤技术来实现的，过滤技术能够有效去除水中的悬浮物以及可能产生悬浮物的某些物质，对于低渗透油田的注水采油技术而言，过滤技术是一个非常重要的关键性步骤，是油田采出水深度处理的一个重要内容，因此该技术已充分被应用到油田注水精细化管理中，并得到了相应的发展。

滤层过滤是在当前过滤技术中最常见且最常规的过滤方式，其主要是利用过滤介质来进行的，污水通过过滤介质，过滤介质有效的拦截悬浮物等，从而净化水源，油田中较为常见的滤层过滤设备有核桃壳过滤器、石英砂过滤器、无烟煤过滤器等，纤维球过滤器也是常用的一种，这种过滤器设备已经实现了自动化，可以通过PLC的设定进行全过程的自动控制，实现出水水质的高标准，作为有效的水质处理技术得到了各大油田广泛的应用。

2.2 气体钻井技术

气体钻井技术是通过井筒的多相流和钻柱动力学的相关研究来实现气体钻井的优化和提速的，目前已能够进行气体钻井的井筒多相流、轨迹控制以及失效预防等多项功能，从而保证了低渗气藏钻井的高效性、快速性和安全性。

2.3 仿水井注水

低渗透油藏仿水井注水开发技术主要针对低渗透油藏大型压裂弹性开发采收率低、小井距注水开发经济效益差的问题，将直井压裂完井与层系井网设计相集成的开发技术。仿水平井注水开发技术为低渗透油藏的高效开发探索了一条新的途径，为油田低渗透油藏百万吨产能增长点提供了重要的技术支撑。我国油田行业推广使用先进的技术能够有效提高我国的资源利用率和保障能力，对于我国生态文明的建设将起到积极的推动作用，同时也能促进我国油田领域的科技创新，提高资源集约化的利用水平。

2.4 微生物技术

近年来，我国对MEOR技术的研究和应用日趋成熟，它是一项新型的微生物技术，是利用多种微生物的作用机理来提高开油率的。低渗透油藏实施MEOR后微生物群落发生显著改变、功能微生物的比例大幅增加，是目前公认的开采油藏中剩余油和枯竭油藏最好的、廉价的采油方法。MEOR技术与其他采油技术相比，适用范围更广、工艺更简单、操控更方便，并且对油层无损伤，更加经济和环保，该技术必将成为继水驱、化学采油、物理采油之后对油田提高采收率的新途径。根据研究显示，全球范围内的油藏，包括我国在内，40%～45%具有微生物驱油潜力。鉴于MEOR技术在油田生产开发中的发展前景，开展MEOR技术的研究与应用，对加快油田开采以及油田行业的可持续发展具有十分重要的现实意义。

2.5 立体开发技术

油田多由一个层位开发，这样的开发方式产量低，采油少，通过采用立体开发技术，对多个油层实施纵向上立体开发，提高单井产量，加快规模建产进程。勘探开发一体化按照“点上突破、线上追踪、面上控制”的思路，实施预探、评价和开发一体化的运作方式，以现有区块和油藏为基准，坚持滚雪球式发展，强化各类油藏的成藏规律研究，结合老井复查，发现新的油藏并且提高油藏开发效率。另外，建立新型技术支撑模式，实现地质工艺一体化、室内研究与现场支撑一体化，促进技术进步与创新，加快科研成果的形成。

2.6 绿色开发

如果油田勘探技术没有新突破，那么油田行业就会止步不前。长庆人一次次突破传统观念，对鄂尔多斯盆地油气资源的各种成藏机理进行深化研究，并积极创新思维，发现了一个又一个的新油气田，油气探明储量大幅度增长。到2014年年底，已发现新油田33个，其中10个气田为基础，长庆油田形成了陕北、姬塬、陇东、华庆4个超10亿吨级的大油区和下古生界碳酸盐岩、苏里格及盆地东部3个万亿立方米大气区，这对油气的稳定产出奠定了坚实的资源基础。同时在油田开发中，长庆油田一直坚持着绿色环保的经营理念，长期以来时刻提升环保意识，不断加大环保投资力度，努力建设一座绿色、高效、现代化的油田。

综上所述，长庆油田在低渗透油田的开发中投入了精力和研究，并且已经取得了一定的成果，但是仍有很大的发展空间，这就需要我们不断地创新和完善油藏开采技术，不断推动油田的发展。

参考文献：

[1]李松泉，唐曾熊.低渗透油田开发的合理井网[J].石油学报，1998，03：64-67+7.

[2]袁旭军，叶晓端，鲍为，周静，何进，朱洪涛.低渗透油田开发的难点和主要对策[J].钻采工艺，2006，04：31-32+6.

油田开发及安全管理的探究 篇4

油气地层占据我国油田地层分布的大部分, 并且从古生界到新生界都有广泛分布。尤其是中生界和新生代地层中油气储量最为丰富。现如今, 我国已发现的油田大部分聚集在陆上东部地区, 近年来为了适应我国西部地区以及浅海大陆架迅速发展的趋势, 我国开发了一批重要油气田, 特别是西部油气田的大面积开发。

石油供需关系不仅影响着一个国家经济的发展, 还是一个国家经济社会的重要组成部分。近年来, 我国石油资源对外依赖呈现出逐年增长的趋势, 随着我国石油资源需求的日益增长, 预计十年后我国的石油资源将供不应求。由此可见, 目前我国石油资源供求关系相当紧张。虽然目前我国的石油开发安全管理工作已经取得很大的成效, 但就某种层面上来看我国石油安全开采管理工作仍然受到以下几个因素的影响:

1油田开发过程中关键装置影响因素多。譬如说:高压高温、易燃易爆、有毒有害、连续野外作业等诸多因素都直接影响着石油安全开采管理工作的有效进行。

2石油开发生产环境相当恶劣。石油开发地区在野外, 开发生产环境相当恶劣, 不利于安全管理工作的有效实施。

3石油开发关键装置和设备多且老化严重。关键装置和设备使用时间过长、维修更换不及时使得石油安全开采过程存在安全隐患。

4石油企业安全管理人员更换频繁。.专职安全管理人员更换频繁, 造成我国石油企业在安全管理上缺乏连续性、长远性的见识, 不利于石油企业安全生产的正常进行。

5石油油气集输泵安全性没有保障。油气集输泵站是收集、储存和外输油品的重要场所, 是易燃、易爆甲级消防重点保卫单位, 一旦发生火灾爆炸事故, 后果将不堪设想。

二、对油田开发安全管理重要性的认知

众所周知, 安全管理作为一个企业经营管理的重要组成部分, 主要目的在于保护企业员工在生产经营过程中的安全与健康, 通过预防各种安全事故发生的概率, 使我国财产利益得到保障。因此我们要做好油田开发安全管理工作以确保油田资源合理开发技术的进一步进行。这就要求我们在树立“安全高于一切, 生命最为宝贵”理念的同时, 把安全管理体系纳入油田企业的各个行业和领域, 从而进一步降低企业风险的概率, 完善企业经营状况和良好的企业形象。这不仅有助于企业的振兴和发展, 还能更好的为国民经济发展提供更多的能源支持。

三、面对我国目前油田安全开发管理的现况具体应对措施

(一) 提高油田外围开发项目自身防控能力

加强油田开发项目自身防控能力是改善油田治安防范的核心问题。加强外围开发项目自身防控能力主要可以从治安防范组织建设、制度建设三个方面着手出发。加强外围开发项目自身防控能力这就要求安全管理人员在提高领导认知的前提下, 严格控制治安防范领导责任制和一票否决制, 进一步加强国家对油田统一领导的能力;加强外围开发项目自身防控安全防范制度建设这就要求我国安全管理人员加强员工安全知识的认知能力, 双管齐下加强油田综合治理工作机制, 实现重点突破;加强外围项目治安防范三防建设这就要求我国安全管理人员坚持强化油田外围开发项目的三防措施, 提高管理人员安全管理工作质量的监督力度。

(二) 改善油田外围开发项目治安因素

改善油田外围开发项目治安因素是缓解目前我国石油产业安全管理现况的外在措施, 油田整体治安环境的提高对我国石油开发项目安全防范工作起到了积极有效的促进作用。具体措施主要可以从加大公安机关侦查破案力度、加大安全防范治安监力度以及政企合作力度三个方面出发。加大公安机关案件侦破力度, 这就要求我国公安机关工作部门在不断研究项目治安新形势的前提下, 严厉打击不法分子的犯罪行为, 起到强有力的震慑效果;加强安全防范治安监督力度这就要求我国安全部门积极配合当地政府的工作, 加强对油田企业监督力度, 从根源上取缔不法行为的产生, 做到相互协作、共同发展;加大政企合作力度这就要求我国安全管理人员在油地共建上做好充足的准备工作, 充分认识油田开发项目治安管理的重要性, 树立整体意识, 从而使工作合力的效率达到最佳。

(三) 改善油田外围开发项目的经济环境

地方经济发展的高低直接取决于当地治安的好坏。因此, 实现油田企业与地方政府的共同发展是十分重要的。具体措施可以从提高地区人民生活水平、法制观念以及经济建设出发。提高地区人民生活水平主要是以建设社会主义新农村为基础, 大力提高当地人民生活水平。只有不断提高农村经济发展水平, 缩小贫富差距, 才能从根本上遏制油气资源不良氛围的形成;提高当地人民法制观念可以从强化人民普法教育, 增强法制观念入手, 通过对当地政府和油田企业法制教育宣传着手, 形成人人爱护油田维护油田的良好局面;提高当地局面的经济建设主要可以从油田共建出发, 通过围绕地企共同发展出发, 积极开展小油田, 建设大家园, 从而有助于外围地方经济全面发展, 实现地方经济与油田企业双赢的局面。

参考文献

[1]周文.中国东部陆上老油田开发实践与规律探索[A].2009.

[2]李梅, 李榕.油田投资、产量、成本和效益优化配置方法及实例[J].石油规划设计, 2009 (05) .

油田开发管理 篇5

第一条 为加强油气田开发区域内的生产建设，实现油田生产与区域环境保护工作并重，保护当地人民群众的身体健康及良好的生活环境，根据《中华人民共和国水污染防治法》特制定本办法。

第二条 各单位及项目组要严格执行环保工作项目主管，专业负责制度，各单位及项目负责人要按要求落实辖区内环境保护和治理项目，协调、指导、检查、督促落实环保措施；各生产施工单位对施工作业现场要加强管理，制定相关措施，把环保工作纳入日常管理之中。

第三条 一切在水源保护区内从事油、气田勘探、开发、建设项目等活动的单位及个人，都有责任保护饮用水源地的环境，并有义务对污染损害水源地环境的行为进行监督和检举。

在水源一级保护区内禁止一切与水源无关的生产活动，禁止设立任何形式的排污口向水域排放污水。在二级保护区内不准新建、扩建向水体排放污染物的建设项目，改建项目须削减污染物排放总量，原有排污口必须削减污水排放总量。对从事试油、钻井、地面作业及采油作业的所有单位，必须严格执行水源保护区的规定，不准向水域排放污水。

在一、二级保护区以外的区域里，直接或间接向水域排放废水，必须符合国家及地方政府规定的废水排放标准，当排放总量不能保证区域内水质满足规定时，必须削减排污负荷。

第四条

处在饮用水地下水源各级保护区的油田所有单位及个人必须依法遵守下列规定：

（一）禁止利用渗坑、渗井、裂隙、溶洞等排放废水和其它有害废弃物。

（二）禁止利用透水层孔隙、裂隙、溶洞及废弃矿坑储存石油天然气、放射性物质、有毒有害化工原料等。

（三）所有作业都必须制定环保措施，严防发生污染事故。

（四）采油、采气污水经沉降、过滤等处理后；含醇污水经提醇回收等处理后，要全部实施安全、有效的回注，不得污染地下水源。

第五条 在水源保护区进行钻井作业时，各钻井单位要认真执行《石油与天然气井控技术》，要制定合理有效的安全、环保制度和环保风险预案，进一步规范“三标”井场建设。

钻井过程穿越淡水层时，必须采取以下保护措施：

（一）从钻开表层黄土层起，直到钻开基岩20∽30 m，必须采用清水泥浆。

（二）表层套管的固井水泥必须返高至地面，防止饮用水层受到钻井液污染。

（三）井场泥浆池必须有防渗、漏措施，泥浆池必须铺有防渗布，泥浆池周边高于地面30∽50cm，并要求泥浆池液面必须低于地面0.1m以上。

（四）完井后的固井水泥必须返高至规定的含水层以上

（五）钻井岩屑必须按环评要求处置和利用，不准随意倾倒在井场外面，生活垃圾必须存放到固定位置并作回收处理。

（六）完井后要做到工完料清场地净，剩余泥浆尽量回收利用。第六条 试油、井下作业要实行无污染作业，严格控制落地原油。对作业过程中产生的污油、污水、废液等，要采取措施、妥善处理，不得造成污染。

（一）试油作业时，必需配备金属贮油罐，抽吸作业时井口应安装防喷盒，防止井口油水外溢，油水应集中进金属贮油罐，并及时回收。地面污油应及时清理干净。

（二）油、水井洗井压裂等施工作业时，污水排放应入污水池，污水要全部回收，就近拉往污水处理站，合格后进行回注。

（三）施工过程中，必须加强井口与贮油及地面污油污水的管理，严防污油污水漏失扩散。

（四）作业完清理井场及污水池交采油使用。

第七条

对位于水源保护地的采油作业井场，环保建设率要达100%。井场内要重点加强污染源治理，污水、污油的贮存与拉运，要采取行之有效的保护措施，控制污染物不出井场，确保水源不受污染。具体规定：

（一）井场设备布局合理，安装稳定，运行正常，无跑、冒、滴、漏现象。抽油机等设备要干净见本色。井场内外无污油、无垃圾。

（二）井场必须修建围墙。位于饮用水源保护区及河流两岸100米范围的井场周围必须修建高1.5∽2m的砖石围墙；其它区域可修建高1 m的土围墙；对日产量在1吨以下的单井井场,可设堤高为0.5m的筑土防护堤，堤底宽不小于0.8 m。

（三）饮用水源保护区及河流两岸100米范围的井场，井口要有集油盒，（井口与污油池之间要修建离地面20公分的水泥导油槽），修建一个体积不小于20立方、高出地面10公分、且设有防渗措施的污油回收池，为防止意外，污油池上要加盖以确保安全。

（四）井场内要设置5∽10立方具有防渗漏措施的油泥池，油泥定期清运，集中处理。

（五）对于个别距集中处理站过远不便集中排污的零星油井，井场内允许设置容积不小于30立方水泥或铁制脱水容器，集满后拉至废水集中处理站处理。

（六）禁止井场直接脱水，禁止在运输过程中脱水，含水原油统一拉至集中处理站集中脱水；污油池的污油要及时回收，在雨季来临之前必须清理干净、严防污油随雨水流入水源。

（七）围墙内侧要修建雨水渠，将雨水导入雨水蒸发池内，雨水蒸发池容积不得小于30立方，做到雨水不出井场；围墙外侧要修挖排洪渠，防止场外雨水进入井场。

（八）注水井洗井时，要利用洗井污水处理车在井场对洗井污水进行处理，循环使用，严禁外排。

（九）加强井口盘根盒、闸门等设施管理，及时紧固更换，防止跑、冒、滴、漏发生。

（十）检泵等修井作业时，要严格加强防污染措施。起油管前要打开泄油器，管内油水入池入罐，蒸汽吹扫油管、油杆的污油、污水等全部回收至污油池内；污油及时回收，严禁流入井场，做到工完料清场地净。

（十一）井场的环境管理要实行“两化”“三有”制度，即科学化的管理、规范化的运作；工作有章程，生产有纪律和值班有记录。要在井场显要位置设置环保宣传标语；预防污染事故发生。一旦发生事故要立即处理，防止扩散并及时上报当地环保部门和公司质量安全环保处。

第八条 各作业区的井场要加快井场植被恢复和生态建设。围墙内外两侧必须植树、种草，井场外坡面要因地修建反坡梯田或鱼鳞坑，乔、灌、草结合，全面绿化，绿化率要达到60%以上，防止水土流失。

第九条 对未严格执行本办法，造成污染的单位，要按油田公司《环境保护暂行管理规定》处罚。第十条

超低渗透油田有效开发研究 篇6

【摘要】 通过层次结构模型对影响超低渗透油田的有效开发因素进行分析,确定影响因素重要度,最终明确工作中心,对实际开发具有指导意义。

【关键词】 超低渗透油田开发;影响因素;层次结构模型

近几年来,随着石油价格连创新高、石油资源开采区产量的逐渐萎缩,人们在开采高产井的同时,也把视线集中在了有效地开采低渗透油藏上。油田开发中的各方面因素对油田开采效果产生的影响是不同的,且直接量化很困难。为减少风险、提高产能,要求决策者能准确把握影响因素的重要程度。

层次结构模型是一种实用的多准则决策方法。它把一个复杂问题表示为有序的梯阶层次结构,利用专家调查法给出的定性比较结果进行定量分析,将定性分析与定量分析结合在一起,从数学分析的角度上给出了各因素比较的数量关系,为解决特定条件下的实现多目标因素分析提供了科学、可行的思路。综合油田系统评价理论、油田开采安全评价理论、油田可持续发展评价理论等领域的有关知识,构建出有效开发超低渗透油田的指标体系及

影响因素。

一、实现油田有效开发指标及因素的确定

油田开发本身工艺复杂、成本高,而超低渗透油田具有低渗、低产、难开发等特点,很难在不进行增产措施的情况下依靠油井的自然产能来获得经济有效的工业产量,有必要构建一个复合的体系,选出对油田开发效率影响较大的因素,为实现降低开采成本,提高单井产量提供合理的途径。

根据以往油田开发的经验,通过实地调研、专家咨询法、德尔菲法(Delphi Method)和理论分析法来收集有关的数据、信息,初步得到衡量油田开发效率的指标,将各项指标的实现途径作详细分析,列出这些影响因素。指标:低成本、高进度、高产能、标准化、市场化、系统性;实现的途径:技术创新、开发建设模式的优化、管理模式、投资控制体系。

二、建立指标体系,形成层次结构模型

根据以上指标及因素确定的结果,借助AHP的原理,形成层次结构模型。

由超低渗透油田开发项目的管理层、技术部门、施工单位采用德尔菲法(Delphi)确定比较矩阵的元素值,以供参考。

三、结论

(1)超低渗透油田有效开发主要受到技术、建设模式、管理模式、投资控制的影响,技术是决定油田开采效率的重要因素,针对这种油田的特殊性,运用合适的技术是前提;建立与技术相适应的现场建设模式可以保证油田开采顺利的进行;需要有效的组织管理及投资控制完善油田开发的流程。

(2)超低渗透油田要实现有效开发,应针对其特性在技术上有所突破,这也是以前一直未动用这部分储量的原因。我国在超低渗透油藏的油层保护、钻井、完井、采油和地面工程等方面积累了不少先进适用的工艺技术:完善注采关系,提高水驱动用程度;局部加密调整,提高储量动用程度;注CO2提高采收率试验,有效地减缓了老区递减程度。由于超低渗透油田储量资源品质变差及勘探开发难度加大等,继续开展相应的技术研究和攻关,攻克制约勘探开发进一步发展的瓶颈技术,才能谋求石油企业的生存和发展。

(3)以降低成本为核心,按照“简化、统一、通用、系列”的原则,集成与技术相适应的超低渗透油藏开发建设模式:从资源配置、市场培育、规范管理和激励考评等方面逐步完善市场化运作体系;依据标准化设计,统一工艺模式、统一工艺流程、统一设备定型、统一模块划分、统一配套标准;数字化建设和管理,实现工艺流程参数监控、重要设备适度控制、信息及时分析处理和生产指挥快捷迅速;加强优化超低渗透油藏开发现场实施的组织方式,逐步形成优选富集区、勘探开发一体化、科学合理布井、整体高效压裂、超前注水等现场组织方式,通过油藏开发现场的逐步优化实现了超低渗透油藏开发的规模化和效益化。开发建设模式的优化要达到有效指导现场实施和投资计划控制的目的,实现提高生产效率、提高建设质量、提高管理水平、降低安全风险、降低综合成本,不断提高低渗透储量动用程度的目的。

(4)管理模式及投资控制为超低渗透油田开发提供了保障。建立起合理的组织机构,明确权责,全面负责超低渗透油藏勘探开发项目的运行。从方案部署、投资控制、计划管理、技术攻关、物资采购等方面,突出集中管理,体现超低渗透油藏的开发整体性、系统性、一体化的网络式管理和统一协调的运行机制。

注重油藏开发现场的流程化管理,依据油田公司相应业务操作标准,制定特色的操作流程,进行流程化管理。要时刻树立投资和成本在一定程度上是可以控制和降低的理念,按照凡是与单井有关的投资和成本都必须严格控制的思路,结合相关开发技术政策,采取相应的措施控制投资,以缓解资金压力。

总之,超低渗透油田的合理、有效的开发不仅仅是经济效益和社会效益的问题,同时也是资源型企业能否实现可持续发展的问题,石油公司在加强技术攻关、建设模式优化的同时,不断寻找新资源投入,还需要有关部门多给予技术、资金、政策等方面的扶持。

参考文献

[1]Jeffrey L.Whitten.系统分析与设计方法[M].北京:机械工业出版社,2007

[2]陈修兰.层次分析法应用于经济决策中的实例分析[J].山西煤炭管理干部学院学报.2006(2):13～15

扶余油田开发管理及数据统计 篇7

关键词：数据,数字油田,油田开发,统计

数字化就是运用现代科学技术以及设备将各种信息资料以数字的形式展现出来, 变成可以直观的数字或者数据形式。通过对这些数据的分析, 建立需要的数学模型, 来进行统一的分析与处理。利用计算机、网络及通信技术实施数字化管理, 并依据行为管理及队形管理进行总体计划、协调、组织等职能。在我国油田开发中, 由于管理工作复杂, 实行数据化管理十分必要。目前这种模式已经作为了油田开发及油田管理的前提。

1 扶余油田开发与数据统计

油田开发的首要问题就是遵章合法, 在遵守国家法律、法规的前提下, 建立各种规章制度。执行公司各种发展规划、战略。同时, 在油田开发过程里, 要以经济效益为首要实现目标, 加强对地域油藏的评估, 加快新油田的开发建设, 也要兼顾老油田的开采, 实行标本兼治, 综合治理原则, 不断提升油田的采收率, 实现生产增长与资源接替的良性发展循环。

1.1 扶余油田进行油藏评价

油藏评价作为油田开发之前的必要工作, 矿区中的含油构造以及藏油储量等都可以根据探测仪检测出来, 再根据所测结果进行评估、分析, 通过计算机进行综合处理后, 得出一个矿区含油储量的综合性数据。通过数据分析, 结合技术、设备及未来可开采数额, 得出开采量的经济价值, 决定油矿的可采程度, 在出现亏损前的累计石油产量等。同时, 也可以对油田后续工作提出可行性规划。因此, 此阶段的主要任务是编制油藏评价方案, 并对其进行总体经济评价, 做好油田以后的开发以及制定相应方案的基础工作。

1.2 扶余油田制定开发方案

对油藏评价及各种风险实现评估后, 便可以着手油田开发方案的编制。编制的前提, 要对油田的地理、地质情况相当了解, 根据油田实际储油的多少, 来制定油田开发原则以及实施策略, 运用科学的方法, 合理人员及资源的配置, 对油藏工程、采油工程及钻井工程等做好投资预算及成本控制, 在地面基建工程中, 也要结合油田开发的整体部署, 有计划安排工作, 来指导油田开发及技术支持。在油田整体方案中, 包括了地理条件以及自然条件等数据, 同样运用数据统计对这些数据进行总结及分析, 并根据油田地质情况结合技术现状, 做好经济效益预期, 以制定出科学合理的开发方案。

1.3 扶余油田动态分析

在扶余油田开发前期, 需要对油藏状态进行动态分析及开发效果进行评价。油藏动态分析是通过对生产资料及油藏专门性测试资料进行的综合性分析, 对油田开发过程中的气、水、油等自然运动规律进行研究, 寻找它们在地下的运动规律, 制定相应检验及开发方案。利用数据统计, 对油田生产情况进行预测, 并作为方案调整及新措施实施的依据。在措施实施过程中, 运用数据化整理及分析, 制定相关数学模型, 对油田开发中各种因素以及不可预知因素进行综合分析, 并以此结果来确定方案的实施情况及油田开发应作的具体工作。在方案具体部署和执行上, 按计划, 按进度进行安排。根据具体工作量及实施需要, 制定应对措施。

2 扶余油田开发管理与数据统计

经过多年管理以及规划, 我国油田在开采及建设上, 已经具有相当规模。已经建立了计算机数据处理系统。数字化管理以及开采模式在很多油田都得到了具体应用。原有人工操作模式已经被智能化计算机综合处理系统所代替, 智能化的操作与管理, 使得企业的效益及社会经济效益得到了极大提升。

2.1 扶余油田开发方案优选

油田的开发, 不仅需要对相关方案进行设计, 还需要科学优化及整合。需要选择适当的开发方案, 以此来减少对环境的污染以及资源的损失。方案的设计要根据油藏情况进行, 要以油藏方案为设计基础, 同时和钻井方案、地面工程、采油方案等相结合, 进行综合分析及评价后, 建立相应数学模型, 对数据统计分析后, 形成所需的配套方案, 来进行投资估算及开采经济性评价。在油田最初油藏开始, 到最后完成开发, 数字统计及计算机的应用, 起到了重要作用。

2.2 建立油藏监控体系, 提高预警功能

油藏监控体系包括了开发管理过程中的动态监控及数据分析, 并以此为核心, 建立油田开发管理以及动态监控系统。油藏开发以及动态变化会直接反应在动态资料及工程测试资料中, 在开发试验中也会有所体现。对这些资料进行分析, 得出的结果可以作为系统开发决策的执行依据。

通过对油藏进行统计、分析, 结合检测结果, 对油藏开发管理进行优化, 制定符合油田开发的控制措施, 如油井调参、补孔改层、热洗清蜡、老井侧钻等, 通过这些实现对油藏开发的动态控制。以此来保证油田稳定高效运行。数据化测算及数字模拟技术的应用, 已经成为了油藏动态的监控中心。以油藏管理政策作为约束条件, 来实现对开发过程的控制, 对开发动态的改善。

通过运算, 对测压数值进行分析, 对油藏压力及水体动态实现监控, 已经成为了油田开发及管理中的重要依据。在含油区由于原始压力比较均衡, 但随着不断开采, 水的不断注入, 各井排在对压力吸收及堵截情况的不同, 会使得南北部位油藏压力出现明显变化, 而距离水边很近的部位, 压力变化并不明显。

2.3 扶余油田数字化管理系统实现了油田人力资源配置优化

扶余油田开发的特点, 决定了工种及岗位繁多, 根据人员素质及其文化水平, 受教程度的不同, 在进行管理优化中, 就显得尤为繁杂。因此, 要如何做好对原有员工的管理及优化, 便成为了油田管理的重中之重。通过数字化管理系统的应用, 对提升操作员工的技能水平、生产管理及生产效率, 提升油田的综合开发水平都有着积极意义。对油田综合效率的开发, 已经成为了项目建设和项目运行中投资成本的一项重要改进措施, 不仅能够合理人员配置, 也节省了大量能源。

3 结束语

在经济快速发展的今天, 数据统计发挥着越来越重要的作用。不仅在油田开发中占据着重要位置, 在今后的管理实践中作用也会越来越大。因此, 提升数据统计规模, 规划数据统计的应用及发展, 对未来油田的发展及各项工作都有着重要意义。

参考文献

油田开发管理 篇8

关键词：油藏开发动态数据库,数据管理Oracle数据库,C/S模式

1 研究内容和技术路线

1.1 研究内容

构建Oracle油藏标准数据库, 研制一套全新的油藏数据管理软件, 满足日益增加的油藏数据日常管理与分析需求。

1.1.1 设计和构建Oracle油藏数据库

设计数据库逻辑结构, 符合石油行业标准;

建立数据库内容, 满足总公司级和下属各油田的数据及应用需要;

定制与实施安全策略, 保证数据库的安全性;

定制与实施备份与恢复策略, 保证数据库的实时可用性和完整性。

1.1.2 研制基于Oracle油藏数据库的数据管理软件

实现开发单元变更维护、数据输入、数据处理、数据查询与分析、数据任意合计、报表输出、数据上报与收集、系统维护等功能。

2 主要成果及创新点

2.1 构建ORACLE油藏开发动态数据库

2.1.1 实现了符合行业标准的开发动态数据库

数据库设计构建符合相关行业规范, 实现了与主流开发数据逻辑结构的统一, 采用它使得油藏开发动态数据库了实现大容量数据存储和快速数据提取, 并能通过网络与其它应用系统实现数据共享。

2.1.2 实现了涵盖内容丰富的数据库

油藏数据库涵盖三大类型的数据:生产数据、基础数据、辅助数据;同时为了提高数据库的安全性、数据逻辑独立性、缩短软件开发周期, 还设计了多种视图, 完全满足应用需求。

2.1.3 实现了安全的数据库

相比其它类型的数据库如SQL SERVER及FORPRO等, 它提供了更细的权限划分管理、更复杂的用户验证机制、更精细的审查机制等诸多更强的安全措施, 确保数据库安全。

2.1.4 实现了平稳、健壮的数据库

2.2 研制全新的油藏数据管理软件

系统以中石化股份有限公司及其下属油田各级单位的油藏动态数据管理需求为基础, 系统包括开发单元基础数据维护、数据录入、数据处理、数据查询、报表打印、数据上报、数据迁移等多种功能模块。特别是实现了单元信息变更维护与跟踪、数据校验、油藏分类管理等多种实用功能。

主要技术创新点:

2.2.1 油藏开发动态数据库构建

数据库涵盖的内容广泛:月度生产数据, 开发单元基础数据, 油藏分类数据等;数据库逻辑结构符合行业标准:油藏数据库逻辑结构与开发数据库逻辑结构统一;数据库平台和目前主流开发数据库统一:大型关系数据库ORACLE9i。最终达到了实现大容量数据存储和快速数据提取, 并能通过网络与其它应用系统实现数据共享的目的。

2.2.2 单元历史信息追踪及维护功能实现

实现了月度单元基础信息库, 详细记录单元变更信息;详细记录单元历史信息;实现单元划分;维护开发单元基础信息;维护开发单元组合关系, 最终实现了实现了开发单元历史数据的跟踪和分析。

2.2.3 实现了灵活的数据汇总机制

在月度单元基础数据建立的基础上, 实现单元组合关系建立及维护, 包括常规单元组合关系的自动建立及用户自定义组合关系的建立, 在此基础上完成任意条件的单元数据相加、相减关系的计算, 实现多级合计, 形成灵活数据汇总机制。

2.2.4 实现了多重数据校验功能实现

实现了一致性校验、逻辑校验、自定义校验, 确保入库数据的合法性及库中数据的准确性及一致性。

2.2.5 实现了完备的油藏分类查询统计

根据开发单元地质条件、流体性质不同, 以及其它条件不同, 采用先特殊后一般、逐层分类的方法, 对开发单元进行分油藏分类查询统计分析。

2.2.6 跨单位联合查询对比分析统计功能实现

实现了任意阶段用户自定义条件所有开发数据差值统计对比分析功能, 满足总公司层面需求。

3 目的意义

总体目的:构建Oracle油藏标准数据库, 研制一套全新的油藏数据管理软件, 具体如下:

(1) 适应对总公司层面应用的支持:通过网络为其它应用系统提供数据存取和访问, 适应大容量数据存储和快速数据提取;

(2) 满足全面应用的支持:

(3) 满足总公司层面对油田开发数据的应用需求:

4 软件总体设计

本软件包括Oracle油藏数据库和油藏数据管理软件两部分。首先是Oracle油藏数据库的设计和构建, 然后是油藏数据管理软件的设计。

根据应用的需要, 本软件整体架构采用客户机/服务器 (C/S) 模式。

4.1 软件总体框架

服务器端主要是Oracle油藏数据库服务器, 包括Oracle油藏数据库, 提供Oracle数据库的存储管理和读写服务;在客户端为油藏数据管理软件, 调用Oracle油藏数据库的数据读写服务, 实现各种数据管理的功能。

4.2 油藏数据库的总体设计

为满足总公司级以及下属各油田级的应用需要, Oracle油藏数据库的内容设计包括基础数据、生产数据、辅助数据等3大类共20个数据表, 以及25个视图。

4.2.1 软件的功能模块结构

软件的功能主要包括:身份验证、数据录入、数据处理、数据查询、报表输出、数据应用分析、系统维护等。

4.2.2 软件数据设计

软件的数据以Oracle油藏数据库为主, 用到的数据文件包括用于建库的原始数据表格文件、用于Oracle油藏数据库的安全备份和恢复的文件、用于数据上报和收集的文件、从数据库导出的表格文件等。

4.3 应用前景

通过使用本软件系统, 建立了新的Oracle油藏数据库, 相较于旧的Foxpro油藏数据库, 该数据库结构设计规范合理, 数据库性能更高, 容量更大, 数据管理维护方便, 可以完全备份和恢复;在新的油藏数据库基础上, 油藏数据管理软件可以实现开发单元变更维护、数据录入和数据校验、数据查询、数据任意汇总、报表输出、数据上报和收集等功能, 相较于旧的油藏数据管理系统, 功能更加强大和全面, 满足日益增加的油藏数据的日常管理和分析需要。

本软件系统特别适合油藏管理人员使用, 适宜于推广到中石化总部、各油田、各采油厂的规划管理部门使用。

参考文献

油田开发管理 篇9

1 高含水期油田开发面临的困难

在油田进入高含水期后, 注水的矛盾会更明显突出, 水驱动用储量不均匀、部分水井的注水压力过高而很难注入、油层出砂严重、部分油井因机械杂质堵塞而影响产能、分注级别较低。在注水开发和储层非均质的影响下, 在高渗透层会出现水淹级别高、采出程度高, 油层纵向吸水不均匀, 必须对高含水期油田的注水开发效果进行改善。在油田不断提高开采程度和强度的情况下, 天然能量不足, 部分油井的含水上升速度过快, 产量下降严重。对于一定厚度隔夹层的高含水油井可以通过低成本的机械堵水措施, 但是储层和井筒条件以及层内出水都会对该技术造成影响而不能大规模推广应用。在高含水后期油田采收率提高措施中, 多轮次调剖大面积效果会逐渐变差。因储层连通性较差以及注水水质的影响, 部分水井的注水压力高, 注水量下降, 无法满足地质配注要求。

2 注水工艺配套技术介绍及相关应用

在油田的注水工艺中, 需采取精细分层注水, 合理分配层段水量, 维持合理的注采比, 加密水井测试调配, 保证高注水井分注率和高分注合格率, 采取注水井增注工艺来实现细分注水。普遍采用单井或井组高压注水等措施来对注水及配套工艺进行改善, 提高油田采收率, 实现二次采油, 同时也可应用气动力深穿透解堵技术和酸化解堵技术。水力震荡解堵是在告诉水射流的脉冲波对地层的作用下实现解堵增注, 今年来也有一定程度的发展。注水井网节能增注调压技术对干线来水进行重新分配, 减少了高压能耗的同时平衡了注水井网压力, 提高了系统的效率。此外还有多脉冲加载压裂解堵增注技术的现场应用也取得了较高的效果, 还有水力深穿透射孔工艺、强磁增注、化学调剖解堵、堵水工艺、小型压裂技术和氟硼酸解堵技术等。以下对相关技术进行分析讨论。

2.1 多脉冲加载压裂技术

该技术在水井中的应用可实现降压增注, 能有效降低地层破裂压力和诱导裂缝走向, 特别是在深井、中深高温井特殊岩层的水力压裂和酸化压裂施工提供更好的地层环境, 由于其连续多脉冲, 地层的压裂作用能有效延长, 可以生成多条不受地层主应力约束的裂缝而形成较长的裂缝体系, 能产生高热量的多种复合药剂的选用可形成较强的热化学作用, 对地层渗透导流能力有很好的提高效果。该技术在处理薄层和跨距较大的层段时能获得较好的增产增注效果。近年来, 该技术的应用可以达到95%以上的成功率, 能获得很好的经济效益和社会效益。

2.2 化学调剖调驱

化学调剖可以对吸水剖面进行调整, 能有效改善高含水期油田注水开发效果, 加大调剖力度可促进深部液流朝深部调剖调驱实施的转向, 降低注水低效、无效循环, 加大差油层的动用程度, 缩小或稳定产量的递减和含水上升速度, 提高采收率。综合分析注水中存在的问题, 注入水沿裂缝和高渗层方向窜进, 形成平面各向和纵向各层油井受效不均。化学调剖使用小剂量时封堵半径较小, 后续注水可绕过封堵屏障, 大大缩短了措施有效期。还可采取区块整体调驱措施来控制层内高渗透带, 提高注水压力扩大波及体积, 可以动用相对较低的渗透带, 缓解层内吸水矛盾, 改善吸水剖面和增加一线油井产量, 有着明显的稳油控水效果。

2.3 压裂解堵技术

在许多低渗透油田, 在不压裂的情况下, 储层不出油或出油量小。随着压裂工艺技术的不断提高发展, 在各类低渗透油层的开发中发挥了很重要的作用。压裂工艺不只是对油层一次改造增产有效, 还可进行多次有效的重复压裂。对于部分酸化效果不明显的区块可进行小型压裂增注试验, 结合气动力深穿透解堵技术的开展, 在主药剂反应引发下产生大量高温、高压气体, 使岩石生成裂缝, 压裂解堵技术的应用很好的解决了不同井况堵塞、注不进和欠注的问题, 使得地质配注方案能有效执行。

2.4 堵水工艺

在具有隔层条件的高含水井中形成了采油堵水一次管柱、大通径堵水管柱、丢手堵水管柱、机械找堵水管柱等工艺以及相关的配套技术和工具。该工艺可对油井内强水淹高含水层实现机械封堵, 对高含水层的产液量进行控制, 提高了低含水层的产液量, 实现产液剖面的调整, 达到降水增油的目的。

2.5 地层配伍评价分析, 保证注水水质达标

对转注前区块敏感性加强评价分析, 强化油层保护及预处理技术的研究, 做好注入水质的配伍性检测工作, 保证注入水的质量以及与油层的配伍性。对于新投注区块, 首先需要进行配伍性评价试验, 在水质检测中应着重观察颗粒粒径中值和细菌含量。通过物理化学想结合方法进行杀菌来降低成本。对注水压力进行优化设计, 低渗透新区对注水官网的早起设计按超高压注水压力进行, 降低使用井口增注泵以及后期调改措施的工作量, 实现污水精细化处理, 保证注水水质符合要求。

2.6 超前注水, 强化注水技术

为尽快提高地层压力, 实现有效压力驱替系的建立, 在采取井区超前注水外还需要对注水手段进行强化。可以通过注采同步来强化注水, 也可在没有建立有效压力驱替的孔隙渗流驱采取温和注水。对于地层能量不能有效补充的地层可通过注水强度与注采比结合的方式来进行注水。

如果油藏均质性较好, 各层间、平面以及层内差异性较小的情况时可以进行笼统注水, 对于非均质多油层的油藏在开发后期, 含水量会逐步升高, 低渗油藏的开采效果也会越来越差, 可以通过分层注水来对层间矛盾进行调整, 提高开发效果。强化注水管理、细化注采工艺、完善注水工艺技术来减缓开发后期油田的产量递减和含水上升情况, 为油田的稳产作贡献。

参考文献

[1]江琴.雷64断块砂砾岩底水油藏注水开发效果评价[J].石油地质与工程, 2013, 1

关于对油田开发及安全管理的探究 篇10

关键词：安全管理,石油供需,油田开发

1 我国油田开发的现状分析

1.1 我国油田的分布与开发状况

截至2005年初, 我国的石油储备量累计达到2332.3亿吨, 共探测到601个油田, 探明可采储量达64亿吨, 当中涵盖我国第一个发现的克拉玛依大型油田, 以及现在规模最大的大庆油田等近90个油田。

根据各项指标, 如我国油田的产量变化、开采程度, 以及油田的含水率等等, 东部的油田的开发已经进入了后开发期, 每年的开采量已经开始呈现逐年下降趋势;中部油田的开发尚处于初期发展阶段, 各油田每年的开采量明显递增, 虽然涨幅也并不是很大;西部油田的开发正处于开采的中期发展阶段, 有着巨大的发展潜力, 目前该地区的油田产量处于激增状态, 并且预计在今后相当长的时期内仍将保持较高的增长, 为国内的石油供给提供主要动力;当然, 我们也要考虑到, 新增的储量开采难度比较大, 而且石油的品质也有所下降。

1.2 油田开发的地质状况

当前我国油田开发的地址状况有如下一些特点:1、我国内陆盆地面积相对比较小, 而且物源较接近, 变化较多, 所以砂体质地不均, 而且呈现出零散分布状态。2、湖盆里经常出现水的流进流出, 这就使得在纵向上有众多 (数十乃至数百) 的油层分层。3、即使在各个油层的内部来说, 它们的所含物性也有较大差异, 油质不均现象也很严重。4、各个油田周边的水量供给不足, 这就使得天然能量不足。5、东部沿海区存在较普遍的断层发育, 把油田切割成为众多断块。

1.3 技术创新在油田开发中的应用

经过多年的探索研究, 我们对各种复杂的地质环境、各种油田的类型特点进行不断的研究, 积攒了充足的油田勘测和开发经验, 并且慢慢达到了国际先进水平行列, 形成了具有我国开采特色的的开采程序和技术。其中, 目前广泛应用的技术之一———热力开发技术———就是我国自主研发的技术;其他各项技术, 如海洋油田的开发、低渗透油田注水等多项开发技术, 都给我国的油田开发带来了巨大的便利, 为我国的油田开发提供强大的技术支持。

2. 我国油田开发中的问题

2.1 供需矛盾严重

在经济高速发展的现代时期, 我国对石油的需求量日益增大, 随之, 我们也面临着巨大的挑战, 尤其是石油的开发与供应方面。自78年改革开放以来, 我国GDP保持高速增长, 同时对石油的需求也随着GDP的增长逐年上升, 在2008年, 我国石油的需求量更是达到了将近4亿吨, 这就导致了巨大的供需缺口, 虽然在新时期, 政府着力倡导使用新能源, 发展低碳、节能环保产业, 但仍不足以缓解石油供需的尖锐矛盾。

2.2 新增储量品质变低

近年来, 我国有不少的石油新增储量, 但这些新增储量的质量却大不如前, 原因如下:1、这些新增加的油田比原来勘测开发的油田在储量上要少很多, 二十年前的油田储量平均规模为四千多万吨, 而十年之后便降至了三千多万吨。

2、新增油田的开采难度加大, 且丰度变低

2.3 原有油田的产量逐渐降低

经过几十年的开采利用, 各主力老油田呈现出了高含水、高采出的特点, 年产量逐渐降低, 可以说步入了开发后期阶段, 而且, 开采程度在百分之六十以上的油田占到了老油田数目的百分之八十以上, 这更进一步加大了目前石油供需的矛盾。

面对上述诸多问题, 我们要制定采取多项积极政策, 进一步增加油田采收率;为提高开采水平的有效性和经济性, 要大力发展各项先进开采技术, 如渗透油藏开发、稠油开发接替、海洋油田开发等多项技术。这些政策、技术实施过程中, 一项特别值得我们注意的问题就是开发过程中的安全管理问题, 因为只有保证了开采过程的安全, 才能保证开采的顺利进行。

3 油田开发的安全管理应对方法及策略

3.1 完善安全管理制度

要保障施工过程中的安全, 首先要有相应的制度支撑。我们应该在不断加强和完善安全管理制度的同时, 也要加强对制度的有效实施的监督, 并不断进行安全管理制度的创新, 紧跟国际先进的安全管理办法, 以应对在开采过程中或技术创新中出现的新问题。

要合理制定风险预测机制, 对施工中可能出现的风险进行及时预测和跟踪, 提前避免危害的发生。

3.2 加强对施工者的技能培训和安全教育

要减少施工中的安全问题, 有必要对施工者进行技能培训。如果说自然危害是不可控因素, 那么施工人员的技能水平则在一定程度上是可控的, 坚持定期对他们进行技能培训以及安全意识教育, 这样可以在认为可控的范围内将危害降到最低。

3.3 加大科技投入

不可否认, 在施工过程中会不可避免的遇到各类自然危害, 以及各类施工危害等, 但这些危害并不是完全不可减少的。如对自然危害的预警机制, 对施工中的噪音、震动危害可以通过高科技进行减轻甚至消除, 这就要求国家要加大油田开发中的技术投入, 提高施工的安全标准, 这不仅有利于油田的高效开发, 而且更加有力的保障了施工人员的安全, 减少了施工过程中产生的安全问题。

结语

新时期经济告诉发展, 石油的战略地位也日益凸显。油田开发不仅为我国提供重要的能源来源, 也对我国的国家安全和战略发展有着重要影响。面对目前我国严重的石油供需矛盾, 我们要制定有效的开采战略, 加强油田开发的技术创新, 不断减小石油需求缺口。在提高开采效率的同时, 要保障施工过程中的安全, 包括加强管理制度、监督制度, 加强施工人员的技能、安全培训, 加强技术投入力度等。

参考文献

[1]周文.中国东部陆上老油田开发实践与规律探索[T].2009东北亚石油经济论坛论文集, 2009.

油田开发管理 篇11

【关键词】断层滑动；注水压力；区块压差；浸水域

1、套损产生的主要因素

在油田开发过程中，不同的油藏类型、不同的开发方式下，套管损坏类型和机理各不相同。结果表明，在相同的工作条件下，交叉断层对套管损坏影响最大，作用范围最广，正断层次之，而逆断层对套管损坏影响最小；断层弹性模量越小，发生在套管上的位移越大，反之，套管上得位移越小；断层倾角越大，发生在套管上的位移越大；随着储层弹性模量的增加，套管上的位移略微减小。

2、油田注水开发后地层压力纵向变化规律

油田在原始状态下，各油层具有统一的压力系统，油层压力随着深度增加而呈线性增加。当油田注水开发以后，油层压力由静止状态变成了相对运动状态。由于层间、平面和层内三大矛盾的存在及相互作用，地层压力在纵向上的分布特征发生了极大的变化，当油层或其局部形成长期注大于采的情况时，致使地层压力有很大的提高，从而形成高压层，甚至是异常高压层；而当油层或其局部形成长期采大于注的情况，地层压力会有很大程度的降低，从而形成欠压层，甚至是异常欠压层；而对于注采平衡或接近平衡的油层，地层压力变化不大，则为正常压力层。高压层、欠压层和正常压力层交替出现，就会在纵向上形成高压层、欠压层和正常压力层相间存在的状况，从而在纵向上构成典型的多压力层系剖面。

3、油田注水开发后异常地层压力平面分布特征

3.1 岩性高压区

岩性高压区是指因岩性因素而形成的异常高压层在平面上的分布。这些油田的共同特点是仅发育单一油层组，其砂体规模比较小，砂岩的渗透率低，一般小于98.7×10-3μm2。在主力油层发育差的井区，因主力油层吸水厚度降低，所以就增加了岩性尖灭层、差油层等易形成异常高压小层的吸水强度，形成蹩压层，从而使注水井套管在蹩压层位发生套变。注水井套损后被迫采取笼统注水，使层间矛盾进一步加剧，从而形成以套损注水井为核心，以各类蹩压小层在平面上的叠加面积为分布范围的岩性异常高压区。这类高压区具有以下特点：

（1）纵向上钻遇岩性蹩压层；（2）主力油层发育差或主力油层砂岩厚度不足油田平均厚度的50%；（3）压力源—注水井静压梯度一般高于17.0 KPa/m；（4）注水井多在高压异常层位发生套变。

3.2 套损高压区

套损高压区是指油田某一开发区块由于受油田开发中三大矛盾以及其它一些因素的影响，使油水井套管发生成片损坏，形成套损区。套损区内的套损注水井不能分层注水，而套损采油井则不能正常采油，严重的被迫关井停产，使层间、层内及平面三大矛盾进一步加剧，从而形成异常高压区。

3.3断层—注水井三角高压区

油田的断层走向与注水井排相交形成锐角区，当该三角区位于断层上升盘时，使注水井水驱面积减少，形成注大于采的状况，从而形成高压区。如果该三角区顶部采油井因套损，高含水等原因关井，则使注采不平衡进一步加剧，形成异常高压区。

3.4 油井高含水关井高压区

在油田开发过程中，采油井高含水后，往往采取机械、化学方法对高含水层位进行堵水，如果堵水无效，一般采取采油井关井停产的措施。而此时注水井则继续注水，使注采失衡，形成只注不采的状况。因此，在高含水关井采油井附近形成异常高压区。

3.5 断层附近采油井成片套损关井异常高压区

油田注水开发后，在某些大断层两侧地层压力产生差异后，使断层附近的采油井成片套损关井，在断层附近形成死油区，随着相应注水井的继续注水，从而形成异常高压区。

3.6 采油井成片堵水异常高压区

长期注水开发造成基础井网（主要是开采渗透性好、厚度大（>1.0 m）的油层）主力油层水淹，采油井高含水。为降低油井含水，一般对这样的高含水、水洗油层采取机械或化学方式封堵，而此时如果注水井继续注水，则使这些堵水层压力迅速升高，如果采油井成片堵水，并且堵水层位一致性较好，那么在堵水区域则形成异常高压区。

3.7 浅层异常高压区

由于固井质量或套管损坏等因素，使注入水窜入浅部的非开采地层，从而形成只注不采的状况，在具备构造或岩性压力封闭条件的情况下形成浅层异常高压区。

3.8 部分油页岩标准层异常高压区

油田早期注水开发时，早期的固井技术使有些井固井质量得不到充分保证，造成层间混窜，尤其是标准层进水，使油水井发生套损，注水井套损后因不能及时发现等原因而继续注水，使部分油页岩在形成浸水域的同时，形成很高的地层孔隙压力。

3.9 油气上窜泥岩高压区

此类高压区仅在葡萄花油田北部发现。由于葡萄花油田油层隔层存在原生裂隙，因此在高压注水条件下，某些原生裂隙使隔层的作用丧失，高压油气在异常高压部位上沿裂隙窜至油层顶部并继续上窜至泥岩部位，形成油气上窜泥岩高压区。

4、结束语

（1）与油田生产相关的注水压力、区块压差和浸水域是影响成片套损发生的主要因素。

（2）油田注水开发后层内、平面和层间三大矛盾的存在是地层压力发生变化的根本原因。

（3）油田注水开发后，在纵向上形成高压层、欠压层和正常压力层相间存在构成典型的多压力层系剖面，在平面上形成异常欠压区和异常高压区，根据异常地层压力的成因和分布特征，可以划分出10种类型的异常高压区。

（4）异常压力分布特征的研究，对钻井作业和油田开发具有十分重要的意义。

油田开发管理 篇12

关键词：B/S模式,ASP.NET,油田公司,管理系统

油田公司是石油行业中的上游企业,在石油勘探开发中扮演着重要的角色。在油田公司的日常事务中,涉及大量的受控文件,其中包括重要开发方案、施工设计、地质设计等。这些文件通常由相关研究部门(如地质院、勘探开发研究院)完成设计,再交由各级部门审核,最终下放到施工现场。但就目前的调研情况来看,大量的油田公司仍然采用纸质文档的形式进行操作,为便于现场阅读和学习,往往进行大量的复制,造成极大浪费。同时,由于该项工作涉及多个部门,往往效率非常低下。纸质文档不易保存,并且一旦丢失也难以追究相关责任。因此,目前油田公司急需一套完整的受控文件管理系统。

在目前的研究状况来看,文献[1]简要阐述了石油地质档案的保密工作的重要性与注意事项,但该文献只从业务的层面进行了简单地描述,并未提出具体的实施方案。文献[2]针对油田公司的下属单位-修井作业公司的设计文件的在线管理系统进行了研究,对油田公司具有一定的实用价值,但并未推广到整个油田公司。该文基于对油田公司的业务需求的调研和分析,给出了油田公司受控文件在线管理系统的关键技术和构建数据库的具体方式,最终形成了一套完整的开发模式。该模式可用于各大油田公司的受控文件管理系统的设计与开发。

1 需求分析

要设计一套油田公司受控文件在线管理系统,首先要对油田公司的组织机构、受控文件管理的业务逻辑进行分析。该文对这两部分的分析如下。

油田公司组织机构:油田公司一般由两大类部门组成,生产部门、管理部门和研究部门。生产部门主要由采油厂、采气厂、特种油气藏开发中心等构成;管理部门主要由油田开发处、人事处、信息中心等构成;研究部门主要由勘探开发研究院、地质研究院、采油工艺研究院等构成。这些机构虽然繁杂,但各类部门都可由图1所示的树形结构来表示。

受控文件业务逻辑:受控文件首先由研究部门设计完成,再交由管理部门进行审核批复,最终下放到各生产部门,其间涉及多个部门的技术人员和领导干部。整个处理过程是一个串行的过程,即在设计部门未完成时,其后的各部门无法查看批复;若文件还在批复过程中,生产部门无法查看。最终下放到各生产部门的受控文件都应有各级领导干部、相关技术人员的亲笔签字,否则文件不能生效。生产部门接收文件时,接收的人员应记录相关信息,包括本人姓名、所属单位、签收时间等。所有部门发放和接收的文件,应有详细的文件记录。若受控文件流失,应追求相关人员的责任(主要发生在生产部门)。

在设计受控文件在线管理系统时,难点在于实现各部门操作权限的管理、受控文件的分类管理和设计文件丢失后的责任追求的功能。首先,对于操作权限的管理,主要在于对页面操作的控制上。在进入各个页面前,应对用户的操作权限进行验证,否权限充分则允许查看,否则跳转至提示页面。其次,应对设计文件的各类详细信息进行记录保存,如创建日期、文件类型、审核情况等,以便相关工作人员进行查看。最后,在工作人员签收受控文件时,应将其个人信息、签收时间进行记录,并将这些信息以水印的形式加入到受控文件中。这样,若受控文件丢失,则可准确地定位到某一个工作人员,对其相关责任进行追究。

2 关键技术

目前ASP.NET已广泛用于各大油田公司的各类在线系统的开发,该文就以ASP.NET下的油田公司受控文件在线管理系统的关键技术进行研究。

前台技术:由于油田公司往往规模庞大,但其基本常用软件更新较慢,浏览器多数采用IE6.0,为方便油田公司人员使用,前台测试应在IE6.0为核心的浏览器下进行,如360安全浏览器,搜狗浏览器等。同时,由于油田公司对网络的严格管理,不建议使用各种需下载安装的插件。前台网页采用HTML,脚本使用Java Script,JQuery,AJAX等。其中,建议少量或不直接使用JS,因为JS可能被多数浏览器默认为禁用。

后台技术:ASP.NET通常有两类语言,VB.NET和C#,其中C#使用最多。由于该系统涉及大量查询功能,利用.NET平台下提供的LINQ可极大减化代码工作量。.NET平台下集成了各种数据库的操作接口,可以直接进行调用。用户访问页面的权限的控制,可直接在程序中加入验证代码即可。对受控文件加入水印,主要涉及对Microfost.Office的接口的调用。在文件被工作人员签收时,将其个人信息和签收时间做成水印,加入到受控文件。操作过程,可利用代码模拟水印制作过程实现。

数据库技术:由于油田公司的数据量庞大,油田公司现行的多数数据库皆采用Oracle10g,因此采用该版本数据库。使用Oracle时,应注意PL-SQL与SQL之间的区别,如Oracle无自增长量的数据类型、无TOP关键词等。其中,由于文件数量巨大,可用队列实现与自增长数据类型同样的自动编号功能。同时,目前.NET平台下的Entity Framework可实现模型代码和数据库之间的双向自动生成,但并不支持Oracle数据库。因此在使用Oracle数据库时,应先建立数据库,而无法像使用SQL SERVER时直接利用数据模型代码直接创建数据库。

3 数据库设计

数据库是油田公司受控文件在线管理系统的重要部分,甚至许多后期工作都要以数据库为基础来完成。该系统主要涉及工作人员(用户)、组织机构、设计文件三个部分,各类表之间包含了一对多和多对多的关系,设计实现较为繁琐。数据库E-R关联图设计如图2所示。其中,用户表包含用户的基本信息,利用一对多的关系表示了一个角色下包含多个用户,一个部门下包含多个用户的关联逻辑。受控文件与用户是多对多的关系,这一关系用于记录用户上传和下载文件的事件。部门表采用自关联的形式表示各部门之间的关联和上下级关系。用户、受控文件和部门表分别如表1、表2和表3所示。

4 结论

本文通过对油田公司受控文件在线管理系统的需求分析、关键技术分析和数据库分析设计,建立了一套油田公司受控文件在线管理系统的开发模式。该模式可应用于各类油田公司和其下属各级单位的受控文件在线管理系统设计和开发。同时,对于开发过程中,各重要的细节进行了详细介绍,并给出了相关建议。总之,该文对油田公司或受托的软件外包公司对受控文件在线管理系统的开发工作,有一定的指导意义和参考价值。

参考文献

[1]明炜.浅谈石油地质档案的开发利用与保密工作[J].中国科技博览,2012(9):304-305.

[2]马新,唐亮.井下作业公司设计文件在线管理系统[J].重庆科技学院学报,2013,15(3):154-156.

[3]Stephen Walther.ASP.NET Kick Start[M].Sams,2002.

[4]Jesse Liberty,Dan Hurwitz.Programming ASP.NET[M].O’Reilly&Associates,2002.