發布時間：2023-04-11 17:18:56
序言：寫作是分享個人見解和探索未知領域的橋梁，我們為您精選了8篇的油田施工論文樣本，期待這些樣本能夠為您提供豐富的參考和啟發，請盡情閱讀。
油氣田地面工程施工的投資決策在整個工程管理中發揮著基礎性的作用，所以必須對這一階段的工程造價控制引起足夠的重視。但是，從我國油氣田地面工程建設的現狀來看，在施工的投資決策階段進行造價控制才剛剛起步，還無法實現透明化的管理。在現階段，很多油氣田地面工程的施工企業在進行造價控制時，還在使用傳統的方法，等到工程完成之后才開始重視投資控制，導致施工的前期和中期的造價控制缺少必要的監督。如果不能加強施工前期的造價控制，就會使工程施工增加一些無形投入，浪費建設資金。為了避免出現這些問題，就需要在決策中樹立造價控制意識，從一開始就對工程施工進行造價管理[1]。在油氣田地面工程的投資決策完成之后，還需要對設計階段的工程造價進行控制和管理。首先，對項目施工的可行性進行分析。利用相關的價值理論來對油氣田地面工程施工的經濟效益進行評估，實現使用最少的成本投入來獲取最大化的經濟效益，這樣才能夠優化油氣田地面工程施工的設計方案，不斷提高項目建設產生的價值。其次，在設計時，要從油氣田工程施工的實際情況出發。不管是何種工程項目建設，在進行設計時，都需要堅持實事求是的基本原則，在考慮到施工現場實際的基礎上對設計方案進行總結，采用標準設計和限額設計兩種方法。通過這兩種設計對各個不同的設計方案進行綜合比較，尤其是技術和經濟比較，從中優選出一個最適合工程要求的合理化設計方案。通過上述措施，就可以最大限度的節約設計費用，提高施工速度，從根本上保證施工的質量，降低工程的安裝費用[2]。
二、施工中的合同管理是施工造價控制的重要手段
油氣田地面工程在項目的設計、材料、設備、施工、監管等需要相應的合同來保障雙方的合法權益，因此明確的處罰規定、施工的質量要求和履行擔保等內容都需要包含在合同中。在所有的合同種類中，施工合同是其中的主要內容之一。在施工合同中，我們需要明確承包方的權利和義務，在遵守相關法律規定的基礎上，通過合同的方式將工程款的支付方式、招投標形式、竣工方式、材料采購、索賠等內容進行明確規定。要想有效控制施工造價，一定要增強法律意識，做好對施工合同的管理，特別要注意以下幾點。第一，深入理解施工合同中每一項條款的內涵，注意合同中的措施，保證施工合同條款的嚴密性，沒有法律漏洞，以便雙方都能按照規定來履行自己的職責。第二，盡量避免事后合同，這樣才能降低施工造價控制中存在的法律風險，預防工程糾紛的出現。第三，規避合同外工程量的大量出現，防治投機者采用非法形式來獲取高額利潤。總之，合同管理是一種控制施工造價的重要手段，需要引起高度重視[3-4]。
三、對竣工結算的造價進行控制
竣工結算也是對工程造價進行控制的有效手段，對油氣田地面工程的建設方和施工方的利益密切相關。要在這一階段有效控制工程造價，需要從以下幾點入手。第一，對地面工程施工過程中的材料進行整理，及時核實施工中的數據變化、設計變化等方面的內容，確定無誤之后進行入賬。這一工作能夠為工程的后期審核提供根據，可以避免材料使用量和工程量的虛報，以套取更多工程款等問題的出現。第二，對竣工結算進行嚴格審查。仔細查閱入賬事項，審查各項取費標準是否符合行業或者國家規定；審查是否有重復計算材料量以及工程量；審查工程量是否與設計人員所報的設計圖紙的工程量一致等。除此之外，有些工程量必須要親臨工程的施工現場進行核對和核實，這樣才能保證合同雙方的切身利益[5]。
四、結束語
關鍵詞： 油田施工施工管理 成本控制
中圖分類號：TU71文獻標識碼： A
油田施工管理工作的本質是協調及控制，是從油田開發到最后的項目驗收的一個過程。協調及控制工作的主要目的就是要保證整體建設工作在基本的資金投資范圍之內，并且要保證工程交付時間。成本控制工作屬于油田施工過程當中十分重要的一個環節，可以通過對施工成本進行嚴格的控制來節約工程所使用的資金，進而提升整體的施工效益，并且這一目標也是所有施工單位都在努力實現的。本文將對油田施工管理以及成本控制的方式進行簡要分析。
一、施工成本控制
1.定義
施工成本是施工企業為完成工程施工任務所耗費的各項生產費用的總和，它包括施工過程中所消耗的生產資料轉移價值和以工資補償費形式分配給勞動者個人的那部分活勞動消耗所創造的價值。施工成本控制，是指為保障施工項目實際的成本不超過項目預算而進行的管理活動，對確保項目按時按質、經濟高效地完成既定目標有重要意義。
2.施工成本控制的原則
施工成本控制的根本目的，在于通過成本管理的各種手段，不斷降低施工成本，以達到可能實現最低目標成本的要求，在實行成本最低化原則時應注意降低成本的可能性和合理的成本最低化，可以通過主觀努力的方式來達到最低的成本水平，想要將成本水平最優化，就必須要做好下述幾方面的工作。首先必須要嚴格的按照成本開支范圍以及費用的支出標準雙方面對財務制度進行執行，而且需要對各項目之間的成本費用與實際支出費用進行限制以及監督。其次需要提升施工項目的科學管理水平，對施工方案進行優化，進而提升整體生產效率，最后一點就要使用成本失控技術對可能出現的鋪張浪費情況進行預見性處理，真正的將管理工作和施工單位的效益聯系在一起，并且通過管理的方式來提升施工單位的財政收入，確保初期設計時的目標可以實現。
二、當前油田企業在施工成本控制方面存在的問題
1.成本相關信息嚴重失真
油田企業經常會出現人為臆造成本的情況，因為許多項目在日常進行過程中都沒有對成本數據進行收集及整理，導致在進行成本統計的時候，各項目所提供出來的數據不具備真實性，不夠準確，所以項目管理工作人員就無法在這部分數據當中正確的判斷出工程的實際情況。從另一角度進行分析我們可以發現，因為油田施工屬于周期性長、使用資金量大的項目，所以在施工過程中大多工作人員都會習慣于使用以往的施工經驗來對施工成本進行控制，這一情況直接導致了項目實際成本信息失去其真實性，便無法最真實的反映出項目的盈虧情況，部分項目甚至直到項目最后交付竣工之后，才能掌握該項目實際使用資金的情況， 進而導致成本管理工作產生滯后性，不能發揮出管理工作應當起到的作用。通常情況下油田的所有施工項目都會在施工之前配備相應的預算工作人員，一些大型的油田施工單位甚至需要配備資料統計人員，要求預算工作人員從工程交底就必須要始終堅持在施工現場，直至最后工程驗收，但是該制度在實際運行中卻存在一些問題，沒有將成本預算與成本結算二者進行有效的結合。因為施工項目缺少成本分析，所以也沒有實際成本和預算成本之間的比較，所以對工程項目的實際引導意義較弱。
2.成本控制方法存在缺陷
項目施工最基本的管理組織就是經理部，并且工程所有管理活動的根本目標就是使用現代比較流行的項目管理理論以及管理方法對施工成本進行公職，進而為企業創造出更多的經濟利益。油田企業因為長時間都處于計劃經濟體制的影響之下，所以相關工作人員已經從以往的實際情況方面入手，總結出了一套粗放型成本控制模式及方法，但是這些方法多是從經驗中得到并總結的，缺少實效性，所以很難與高速發展的時代背景相融合。因為憑借工作經驗以及概略對問題進行處理，會缺少成本控制觀念以及成本控制方法，成本控制的水平比較低。換而言之，比較落后，沒有與時代相接軌的施工成本控制方法在實際使用中收到的效果是十分微弱的，但是從某種程度上對這一情況進行分析又可以發現，這種控制方式對曾經成本控制方法進行了全盤否定，所以只有不斷的完善成本控制方法，引進外界比較先進的成本控制方法，將企業中粗放型的管理模式改變為精細化的管理模式，才可以在實際使用中發現這一成本管理控制模式的優越性，改變企業的觀點。
三、對策分析
1.建立完善的市場機制
因為油田項目的施工屬于一次性完成性工程，所以必須要保證項目的財務配分可以滿足工作中的動態要求，保證項目數所需要的資源具有較強的靈活性。在實際工作過程中，可以使用系統觀點，在企業內部中建立起三中心一人力的資源調度模式，并且要建立相應的物資采購中心和資金管理中心，通過該方式可以提升企業項目管理工作的實效性，進而減少企業在實際施工過程中所使用的資金，而且通過三中心一人力的模式，可以將企業基層部分進行全方位整合，進而最大化減少資金支出。
2.將作業和管理分離
油田施工企業在對下崗人員進行處理時，可以將下崗人員按照工程項目的實際需求，組織起技能型的人才施工團隊，這樣不僅可以讓下崗人員發揮他們的余熱，同時也可以保證施工隊伍的專業性，組建起自主經營且自負盈虧的財務組織。企業可以根據自身的實際情況以及未來的初步發展方向，自己培養出一批具有較高專業技能以及個人素養的施工團隊，并且要時刻保證施工團隊的技能培訓以及思想培訓，讓這部分工作人員時刻掌握國內外在該方面最先進的施工技術，提升整體的作業水平以及市場競爭能力。通過該模式不僅可以從根本上解決項目中合格勞務人員的組織管理問題，同時也可以將企業自己施工隊伍的專業素質最大程度的發揮出來，在運行一段時間之后，便可以形成總部服務控制以及社會勞務補養等比較理想的企業管理框架。
3.建立起完善的動態成本控制模式
成本控制工作會隨著工程進度的加深而出現變化，所以必須要及時的獲取數據，并且將數據進行整理和加工，保證在最短的時間內對成本進行控制。在進行上述工作時，不可以完全依靠手動來完成，還需要配合先進的設備與技術，建立起動態成本控制體系，利用現代化設備以及現代化的儀器對成本進行深入的分析，進而達到成本控制最優化的目的。這樣不僅可以縮短數據處理時間，同時也可以滿足施工決策實效性，完善成本控制。
結束語
本文從當前油田施工管理以及成本控制工作存在的問題入手，分建立起完善的動態成本控制模式、將作業和管理分離、建立完善的市場機制三個模塊，對存在的問題進行解決，旨在提升油田施工管理以及成本控制的工作質量。
參考文獻
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關鍵詞：長慶油田；固井技術；質量檢測
中圖分類號：TE25 文獻標識碼：A
長慶油田已有相關的管理制度和文件對固井市場進行了一定的規范，固井質量也得以保證，施工隊伍實現程序化、科學化。固井新技術相應地投入使用，彌足原有技術的不足，更好地滿足了工程需求。新技術需要進一步地實施才能獲得最優的效果，通過了解固井技術的現狀，得出對發展趨勢的合理規劃，對長慶油田固井技術的提高與發展有著至關重要的作用，對長慶油田長遠的經濟利益也有重大的影響。
一、固井工程管理現狀
固井即油井和氣井在建井過程中的一個重要環節，長慶油田兩大類固井施工隊伍在長慶油田協作運轉。勘探局所擁有的并且與交易部分聯系的固井公司來固井為第一類。原勘探局的管理機制在現勘探局得以保留，為了使固井質量得以保證，勘探局具備了良好的設備、規范的用料、成熟的施工工藝和水泥漿配方體系。第二類為外部固井公司對市場所開放的一部分井進行固井，完成工作和任務大且重而勘探局固井公司難以完成的工作量。油田公司對外油田固井公司進行了嚴格的管理并認真審核，消除了其由于長慶油田陌生的地質特征而對工程造成的不利影響，制定了相應地管理制度，并且完善了不成熟的固井技術手段和水泥漿配方體系，施工的范圍得以擴大。
三級管理的執行提高了固井水泥及添加劑的質量。首先，管理生產廠家和產品為第一級，實施“使用許可證”制度，評測全套固井材料并建檔。監督固井材料的運輸與儲存為二級管理。第三級則是對現場使用的管理水泥漿體系檢驗要在入井前嚴格執行。隨機復測部分采用聲幅測井的固井震懾固井施工單位，使其固井工程質量意識有所提高。良好的工作運行使長慶油田的生產基本滿足需要。
二、固井工程技術現狀
1作為固井質量中最重要的影響因素，水泥漿配方有著至關重要的作用，由相關技術人員分析地層特點和適應性后進行制定。
氣層埋藏深度、氣躥程度和上部地層的受壓能力對天然氣井的水泥漿體系的制定有重要的影響，由此制定不同區塊的配方。
通過對油層的地層壓力以及油氣水的活躍程度進行分析，可以選出使用成熟并且應用效果好的水泥外加劑。
2六大新工藝、新技術的應用極大地保證了固井的質量。
（1）GLC低密高強水泥漿體系通過緊密堆積理論及粒徑分布技術解決了多級壓力層系、低壓易漏失、長裸眼、水層活躍地層的油氣井固井難題。
（2）GSJ防氣躥降失水體系通過應用聚合醇成膜技術，長慶油田使用該體系的一百多口氣田井質量全部合格，解決了長慶油田具有的氣段長、低壓易漏失的氣井氣躥和氣層壓力系數高等問題。
（3）GFQ防氣躥泡沫水泥漿體系使得長慶油田使用該體系的四十多口井全部合格，解決了氣田壓力系數高的氣井氣躥問題和氣層煤藏淺問題
（4）XYJ小井眼、小間隙固井水泥水泥漿體系通過在欠平衡小井眼、安塞油田淺油層和氣探井尾管的使用，使固井質量全部合格，并解決了小井眼、小間隙油氣井固井難題。
（5）GST水平井固井水泥漿體系在氣井水平井和油井十口的使用也是固井質量全部合格，還解決了有關的油氣井水平井固井問題。
（6）GJR降失水早強水泥漿體系主要使用在安塞油田、胡尖山油田和隴東油田的活躍水層及底水油藏井固井，長慶油田使用該體系的二百五十多口井質量全部合格。
相對于發展緩慢的固井質量檢測評價技術，長慶油田的固井技術有很大大的進步，不同的水泥漿體系應用于不同的地層，同時還投入使用了化學添加劑。
三、固井質量的檢測技術現狀
長慶油田主要有八中井下井下測井儀器檢測固井質量：三樣測井（聲幅測井、磁定位測井、自然伽馬測井）、聲波變密度測井（CBL-VDL）、水泥膠結測井儀、脈沖回聲水泥評價儀器（PET）、俄羅斯聲波水泥膠結評價儀器、伽馬-密度測井儀器、井溫儀器、噪聲測井儀器。八種井下測井儀器清晰地記錄固井的質量，有助于及時作出對固井的修繕方案，不僅降低了經濟效益中不必要的損失，還是施工隊伍的工作效率得到了極大地提升。
四、長慶油田固井技術的發展趨勢
單一的聲幅測井會使質量檢測的結果出現錯誤 ，不能同時正確反映兩個界面的膠結程度，阻礙了對固井的深入研究。。雖然變密度測井彌補了聲幅測井對第二界面固井膠結質量的錯誤檢測，但檢測是否合格時不夠明顯與直觀。另外，聲幅測井的無向性對判斷缺口的方位會產生很大的影響，導致無法準確確定缺口所在位置。
而MAK-II利用較強的聲波能量，可以對六條參數曲線進行分析，并且相比之前，可以定性區別出水泥的微壞程度。
水泥膠結的質量、水泥返高和自由套管井段都可以通過MAK-II進行評價，并且準群地查出套管損壞的位置以及水泥漿密度等問題。
水泥膠結測井利用同時作為發射器和接收器的八個傳感器記錄波形，更詳細地顯示水泥膠結的情況。有發射器產生的聲波雖然沒有固定的方向性，但是最終都會由一組接收器接收。同時其利用其與聲幅測井相結合，在測井圖上得到的水泥膠結情況達到三種，測量水泥與地層之間的膠結為第一種，第二種可以得到測量水泥和套管間的膠結，最后得到的是用于檢測測井儀器居中情況的聲波傳播所用的時間。
結語
聲幅測井技術存在諸多不足，對固井質量檢測產生了不利的影響，相關人員的方案也因測量誤差出現錯誤，施工隊伍的效率也收到了很大的影響。而新技術MAK-II不僅吸收了聲幅測井技術的優點，而且極大程度地彌足了聲幅測井技術的缺點，提高了對固井質量檢測的準確性，同時收獲對的經濟效益也有提高。新技術應逐漸廣泛實施，配合正確的施工方案，淘汰原有技術的弊端，更高地提高工作的精確度。
參考文獻
【關鍵詞】低滲透油田 開發難點 對策
1 引言
在我國已探明的油藏中，低滲透油田占有很大的比例。初步統計表明，我國近年來新探明的石油儲量中，低滲透油田大約占了三分之二的比例，且在最近新探明的石油儲藏中，低滲透油田的比例不斷攀升。由此可見，在今后很長一段時間內，低滲透油藏將成為油儲上升的主要資源。
目前，對低滲透油田的劃分并沒有一個統一的標準，只是一個相對的概念。不同國家根據其自身在不同時期的石油狀況以及技術條件等來劃分油田，標準變化很大。我國按照油層的滲透率將低滲透油田分為了三個類別：第一類的油層滲透率為10-50×10-3μm，為一般性的低滲透油田。這類油田與正常的油田差不多，底層條件下的含水飽和度為25-50%，具有一般的工業自然產能，但是鉆井以及完井過程中很容易造成污染，應當采取相應的保護措施；第二類的油層滲透率為1-10×10-3μm，為特低滲透油田。這類油田含水飽和度的變化比較大，一般達不到工業性的標準，需要壓裂后投產；第三類的油層滲透壓為0.1-1×10-3μm，為超低滲透油田。這類油田幾乎沒有自然產能，通過大型壓裂改造后才可以投產。
2 低滲透油田開發的主要難點
2.1 油層孔喉細小、滲透率低、比表面積大
低滲透油層的喉道以小-微以及細-微孔隙為主，平均孔隙直徑僅為26-43um，比比表面積為2-20m2/g，細小的喉孔以及大的比表面積是油層滲透率低的直接原因，也是低滲透油田一系列獨特開采方法的根本原因。
2.2 滲流不規律
低滲透油田的滲流規律不遵循達西定律，具有非達西型滲流的特點，表面分子力與賈敏效應的作用很強烈，滲流直線的延長線與壓力梯度軸相交，其交點為啟動壓力梯度，滲透率越低，啟動壓力梯度就越大。
2.3 彈性能量小，天然能量方式開采壓力與產量下降很快
由于儲層之間連通性差，且滲流阻力大，因此其彈性能量很小，除了少數高壓油田外，一般的低滲透油田彈性階段的采收率只有1-2%。采用消耗天然能量的開采方式，由于地層壓力大幅度下降，油田的產量也會隨之急劇減少，生產管理都陷入被動的境地。
2.4 油井見注水效果緩慢
低滲透油田一般都要經過壓裂改造后方可投入生產，但是產能也不高，采油指數只有1-2t/（MPa?d），相當于中滲透油層和高滲透油層的幾十分之一。低滲透油田注水井的吸水能力很低，啟動壓力高，在注水過程中，注水井附近地層的壓力會很快上升，井口的壓力甚至可以與泵壓達到平衡，從而停止吸水。很多油田的注水井就是因為注入不了水而不得不關閉的。低滲透油田的滲流阻力大，導致大部分能力都消耗在注水井的周圍，油井見注水效果差。250-300m的油井，一般要注水一年才見效。
2.5 油井見水后產油指數下降快
由于巖石的潤濕性以及有誰粘度比等因素，當含水量為55%左右時，無因次產油指數最低，大約為0.4，無因次采油指數只有大約0.15。這對油井的提液以及穩產都帶來極大困難。
2.6 地應力影響開發效果
低滲透油田通常采用壓裂開發，而地應力的方向和大小對壓裂裂縫的形狀與延伸方向有著很大的影響。因此開發時必須注意地應力的影響。
3 對策分析
3.1 優選儲量富集區
許多低滲透油田的含有面積雖然很大，但是單位面積的儲量很少，且油層較厚，這樣的油田開發成本高、難度大。因此應當優先選擇儲量富集的塊區。首先利用三維地震以及鉆探試油的資料，對油藏進行早期描述并預測巖石發育帶以及油水變化的規律，優選巖石發育較好，儲量豐富的區塊進行開發，在取得一定的經濟效益后再逐步擴大開發范圍。
3.2 制定合理的井網部署方案
低滲透油田開發成功與否的基礎就是井網的部署方案。在充分認識到開發難度的基礎上，采用線狀注水的方式，沿著平行裂縫方向布井，并按照井距加大、排距減小的原則合理縮小井距，加大井網的密度。
3.3 開發合理的層系組合
利用加密井進行細分層開發，將特征接近的油層組合在一起。在當前開采工藝水平的基礎上，不易劃分過細的開發層系，這樣會增加建設的工作量，影響經濟效益。劃分好了開發層系后，應盡量把同一油藏相鄰的油層組合起來，保證各個油層對井網排布和注水方式有共同的適應性，從而可以減少開采過程中的層間矛盾。另外還有確保層系之間不發生干擾與竄通。
3.4 選用總體壓裂改造技術
低滲透油田最根本的開發工藝技術是總體壓裂優化設計以及壓裂改造，使得油藏裂縫與油水運動，油層分布與注采井網的分布合理化。低滲透油田在進行總體優化設計的基礎上，還有進行單井的工程設計、施工參數的優化、施工過程的監控以及壓裂效果的評估分析。優化總體壓裂改造的目的是提高采油效率，獲取工業油氣流，從而獲得持續的穩產高產，將敬酒效應最大化。
3.5 選用高效射孔與深抽工藝
高效射孔技術強度高、深穿透、采用油管運輸，可以大大提高低滲透油井的生產能力。對于深層的低滲透油井，還起到降低地層破裂壓力的效果。
當低滲透油田出現油井見水后產油指數大幅下降的情況時，只有不斷加深抽油的深度，提高生產壓差，才可以提高油井的產油量，緩解下降速度，保持一個穩定的產量。因此在低滲透油田開采過程中十分重視深抽工藝，不斷加大抽油的深度。
3.6 改善注水技術
我國低滲透油田單井的產量普遍不高，且多數油田的彈性能量較小，初期對其注水井的要求不高，因而在開放初期可以適當減少一些注水井，以保持地層的壓力。隨著開發的進行，注水量的不斷累積，低滲透油田的含水量不斷上升，此時根據低滲透油藏的采油指數變化趨勢，低滲透油田的注采井的數量比應當不斷上升。
當油田不存在裂縫時，可以適當提高注采比。地層存在微裂縫的情況下注水，可以地層壓力穩定在原始壓力附近。而開發彈性能量大的油田時，可以利用天然的能量開采，當地層壓力降低到飽和壓力時再注水。
注入的水要經過防腐、除氧、殺菌以及精細過濾等一系列的措施，確保其質量符合規定。
4 結論
通過理論研究以及實踐生產，對低滲透油田的開發已經形成了一定體系的認識與經驗。合理推廣這些經驗，并不斷開展相關的研究和實踐，并將使我國低滲透油田的開展邁入一個新的高度。
參考文獻
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關鍵詞：開窗側鉆潛山油田，懸掛器，銑刀
目前勝利油田處于開發中后期，在早期開采由于設備情況、技術措施等各方面的原因，造成老油區有許多報廢井，停產井。如何有效地利用這些報廢井、停產井，使之恢復產能，側鉆技術就是解決這一問題的有效途徑之一。。本文主要對樁古39ST井側鉆技術和施工工序的分析總結，為今后套管開窗和側鉆提供一定借鑒。
該井位于樁西潛山油田西北部。在這一地區古生界潛山地區發育較為齊全，頂部風化殼底層主要為上、下馬家溝組，向下依次為冶里-亮甲山組和寒武系地層。儲集類型為裂縫溶洞型，儲層非均質性較強，這也是潛山油藏的一個比較顯著的特點。目前該地區地層壓力較低。
本井施工主要技術難點：
（1）側鉆井為老井，資料不全，側鉆點較難卡準。
（2）在Ф244.5 mm技術套管內開窗，經驗少，且側鉆點較深，地層偏硬，能否側出將是面臨的最大難題。
（3）該地區地溫梯度較高，國產隨鉆測斜儀、動力鉆具及鉆頭在井下的使用情況較難把握。
（4）小井眼井深軌跡的控制和套管防磨。
解決方法：
（1）首先下入通井器通井后電測，根據電測數據和老井資料，按設計要求確定側鉆點，因套管接箍處較厚，開窗難度較大，避免在套管接箍處進行煅銑。
（2）本井側鉆方式為下入懸掛器后進行開窗側鉆，所以在下入懸掛器前認真檢查軌道式懸掛器是否完好，懸掛器尺寸、斜面角度是否符號設計要求，懸掛器與導向器的連接接頭，絲扣上緊后點焊防退扣措施。。下鉆時應將導向器的工具面對準井眼設計方位，鎖死轉盤，下鉆中平穩操作，每次接上立柱（單根）后上提鉆具時，高度應不超0.15m，以防懸掛器變軌。下入預定位置，經反復核對深度無誤后，進行坐掛導向器，并剪斷送入銷釘。開泵循環、試探遇阻深度正常后，方可實施開窗作業。
（3）磨銑時密切注意扭距的變化和蹩跳鉆情況。根據磨銑情況及時調的整磨銑參數。剛開始磨銑時控時鉆進，保證套管開窗成功，當銑錐完全吃入地層后可適當加壓，提高轉速。加強鉆屑觀察分析，及時判斷開窗進展情況，開窗完成后應認真進行修整工作，確保窗口完好。側鉆時考慮磁干擾因素，在鉆出套管20m左右再起鉆下定向鉆具。
（4）由于本井地溫梯度高，國產無線隨鉆測量儀在井下無法正常工作，所以入國產有線測量儀。
（5）側鉆時采用215.9mm HJT517鉆頭+1.25O 172mm螺桿+158.8mm無磁+158.8mm鉆鋌*27.46米+127mm加重鉆桿*136.47米+127mm鉆桿鉆具組合，采用國產有線隨鉆測量儀監控井眼軌跡。初始側鉆，為了確保鉆入地層，嚴格控制鉆時，確認鉆入新地層后才正常鉆進。鉆進中每鉆進100～150m或每只鉆頭起鉆前都測量井斜，以便及時進行井眼軌跡的監測和跟蹤。。
（6）下鉆時，當下到導向器位置時應控制下放速度，以防止下放過快導致導向器變向而導致井眼報廢。
（7）對于套管的防磨，在鉆具串中適當位置加入防磨接頭，有效的防止了套管的磨損。
結論：
通過本井的實踐，說明套管的段銑開窗技術是側鉆井施工的關鍵技術；開窗時及時調整泥漿性能，提高攜帶鐵屑效果。根據井口鐵屑情況及時調整鉆進參數，開窗后的鉆井參數的選擇和鉆具組合的選擇對井身軌跡的控制和鉆井速度的提高都十分重要。應根據設計要求選擇合適的鉆具組合和鉆井參數。目前開窗手段比較單一，目前應用最的的套管開窗方式段銑套管和下入導向器，應進一步完善開窗技術，使開窗手段多樣化。
參考文獻
新編石油鉆井工程實用技術手冊中國知識出版社2006年
【關鍵詞】造價控制；油田地面工程；招投標階段；BP神經網絡
【中圖分類號】TU723.31【文獻標志碼】A【文章編號】1007-9467（2016）03-0163-03
1引言
雖然我國油田地面工程發展已經取得一定成就，但是在工程造價控制管理方面依然相對薄弱，再加之油田地面工程施工過程的特殊性、復雜性與多變性，這些都提升了施工造價控制的難度，因此，當前極其需要成熟的造價管理控制體系來對造價過程加以控制。
2工程造價控制與油田地面工程造價控制
2.1工程造價控制
2.1.1動態性
工程造價控制目標是具有動態性的，它從建設項目開端到最后施工竣工會被劃分為多個階段進行，每個階段的要求都隨著項目工程造價的要求不同而不同。所以，工程造價控制需要對項目各階段目標進行多次計價，不斷改變策略，做到面面俱到。
2.1.2復雜性
能夠影響工程項目中造價控制的因素有許多，這是由于一方面在實際施工過程中需要消耗的資源數量較多，另一方面是由于諸如油田地面工程這樣的項目建設周期漫長，在施工期間有許多可預測和不可預測的因素都在制約著工程造價的控制。
2.1.3系統性
工程造價控制具有自身獨立的一套系統，它的構成復雜，主要按照項目性質來實現對工程造價體系的控制，一般可以分為政府控制、工業控制和系統控制3方面。它們都會根據資源消耗成本的多少來決定對施工造價體系的調整控制，實現造價控制的系統化。
2.2油田地面工程的造價控制
油田地面工程是具有一定石油產量和生產能力的各項地面建設工程項目的總稱，對油田地面工程造價的控制一定要基于合理的工程造價目標與造價計劃基礎之上，并利用目前行之有效的科學控制手段，確保在多變的市場經濟條件發展過程中順利完成對造價目標的控制計劃執行。總的來說，造價控制首先要確定工程造價體系，然后才能實現對工程造價的有效控制。
2.3油田地面工程造價的控制原則
2.3.1造價目標的確定與計劃系統
首先，造價目標的確定主要以施工單位為主進行有目的性的編制造價計劃。在招投標階段，造價控制的目標就要基于設計圖紙、標書中所涉及的工程項目技術內容以及雙方的相應條款來展開，以求得彼此達成對工程施工造價控制需求的共識。
2.3.2基于BP神經網絡的實際造價控制動態預測系統
在工程的招投標階段中，應利用科學合理的手段來對造價控制流程進行動態預測，比如采用BP神經網絡對所擬建的油田地面工程在將要發生的施工過程進行實際造價的預測，判斷工程中可能出現的成本造價問題，并在標書中提出預防解決的相應策略。
3油田地面工程招投標階段對工程造價的控制分析
3.1市場供求狀況
在市場供求方面會涉及到控制價這一專有名詞，它也叫做標底，它是發包方或者被委托的具有資質的咨詢企業所編制的。在油田地面工程中，標底招標評價技術的應用較少，但也不代表工程項目在招投標階段沒有實際的控制價格，只說明在市場供求環境下這種造價控制作用在被削弱。因此，在招投標過程中可能存在諸多評標過程，這些評標過程就決定了招投標造價控制中的各個細則，進而加強了招投標階段對造價控制的預測分析合理性。
3.2清單工程量的準確性控制
油田地面工程在造價控制方面一般會采用工程量清單計價方法，這種方法中發包方所提供的工程量清單就成為了施工方投標的標準。當所提供的工程量清單準確時，項目的定標價格才會被準確確定，同時它也避免了施工方在報價上投機的可能性，間接地保護了招投標階段的工程造價控制。
3.3合同條件確定對工程造價控制的影響性
招投標階段的合同一般被分為總價、單價及成本加酬金3種合同形式，它們都會對工程造價控制產生不同的影響，這些影響所帶來的造價變化一定會發生于工程建設之中。為了避免合同價在調整過程中引起雙方爭議，需要對合同價范圍進行合理調整，對招投標雙方給予明確的合同責任，減少合同糾紛，共同實施對工程招投標階段造價的有效控制措施。
4基于BP神經網絡預測模型的實際案例分析
BP神經網絡通過對正常信息的處理機制與對其節點的疊加和激活功能來預測某些事物。比如在某油田地面工程的油氣田站外管線工程項目中，在招投標階段就建立了基于BP神經網絡的預測模型，希望通過考量站外管線的實際施工費用來預測每公里管線的預期造價、管理成本等指標。這里為BP網絡神經設置4層輸入節點數、1層輸出節點數，它們共同表示站外管線的實際造價費用預測值，并通過中間隱含層層數與節點數來建立擁有1層12節點的1×4×12三層網絡。首先對油田地面工程造價BP神經預測模型建立基于造價模型的訓練樣本，并規定它的預測偏差值為{0,2}，那么它的目標值就應該是項目實際造價費用/項目計劃造價費用。然后將BP神經預測模型中基于工程預期造價與管理成本的訓練樣本輸入網絡，對檢測結果進行結算，因此，它的起均方差D＜0.0002，滿足BP神經預測模型的期望值要求，表示所檢測結果的實際輸出與期望輸出是相當接近的。該工程的實際造價值與預期造價值相對誤差較小，所以利用BP神經網絡可以實現在招投標期間對油田地面工程的造價分析，并根據結果加以控制。
5招投標階段的造價控制對策
5.1加強圖紙預審
圖紙預審對于招投標相當重要，它直接起到控制項目造價的作用，所以在招投標之前要對招標圖紙進行認真圖審，并從中找出問題進行有針對性的優化。這種圖紙預審的做法可以減少工程在日后結算中所出現的成本管理問題。
5.2公開招投標程序
公開招標講求無限制競爭機制，它邀請具備條件的施工單位展開競爭，選擇范圍廣且擇優率高，可以一定程度避免在招標過程中可能出現的賄標行為。從造價控制方面看，多個投標單位會給出多種造價控制及成本管理方案，這對于招標單位的選擇就增添不少，也降低了招標風險。
5.3施工標段劃分
施工標段劃分也是1種可能對工程造價產生一定影響的招投標造價控制策略。一般情況下，1項工程會由1家施工單位承包施工管理，由于便于勞動力、材料以及相關施工設備的調配，所以施工單位可以將造價控制在較低水平。6結語本文根據地面油田工程造價的基本特色屬性與BP神經網絡等科學手段對施工招投標階段的工程造價進行了控制分析，讓工程施工的造價成本管理有的放矢，并且能夠實現對問題的高效率解決，這在一定程度上強化了國家在油田地面工程項目方面的開發能力，對我國石油工業的未來發展是極為有利的。
參考文獻
【1】夏濤.建設項目招投標階段和施工階段工程造價控制研究[D].濟南：山東大學,2014.
【2】呂端龍.油田地面工程造價控制研究[D].西安：西安建筑科技大學,2011.
[論文摘要]：目前，微生物采油技術引起了微生物學界、石油工業界、石油地質界和地球化學界等相關學科的廣泛興趣和關注。詳細介紹微生物采油技術概況，明確分析微生物采油技術概況機理，并探討其發展方向。
微生物原油采收率技術(microbialenhanancedoilrecovery，MEOR)
是利用微生物在油藏中的有益活動，微生物代謝作用及代謝產物作用于油藏殘余油，并對原油/巖石／水界面性質的作用，改善原油的流動性，增加低滲透帶的滲透率，提高采收率的一項高新生物技術。該項技術的關鍵是注入的微生物菌種能否在地層條件下生長繁殖和代謝產物能否有效地改善原油的流動性質及液固界面性質。與其它提高采收率技術相比，該技術具有適用范圍廣、操作簡便、投資少、見效快、無污染地層和環境等優點。
一、微生物采油技術概況
1926年，美國科學家Mr.Beckman提出了細菌采油的設想。1946年Zobeu研究了厭氧的硫酸鹽還原菌從砂體中釋放原油的機理，獲得微生物采油第一專利。I．D．shtum(前蘇聯)及其它國家等學者也分別作了大量的創新性工作，奠定了微生物采油的基礎。美國的Coty等人首次進行了微生物采油的礦物試驗。馬來西亞應用微生物采油技術在Bokor油田做先導性礦物試驗，采油量增加了47%。2002年至2003年，我國張衛艷等在文明寨油田進行了微生物礦場應用，累計增產原油1695t，累計少產水1943t，有效期達10個月。
美國和俄羅斯在微生物驅油研究和應用方面，處于世界領先地位。美國有1000多口井正在利用微生物采油技術增加油田產量，微生物采油項目在降低產水量和增加采油量方面取得了成功。1985年至1994年，俄羅斯在韃靼、西西伯利亞、阿塞拜疆油田激活本源微生物，共增產原油13.49x10t，產量增加了10～46％。1988年至1996年，俄羅斯在11個油田44
個注水井組應用本源微生物驅油技術，共增產21x10t。
20世紀60年代我國開始對微生物采油技術進行研究，但發展緩慢。80年代末，大慶油田率先進行了兩口井的微生物地下發酵試驗(30℃)。大港、勝利、長慶、遼河、新疆等油田與美國Micro～Bac公司合作，分別進行了單井吞吐試驗。1994年開始，大港油田與南開大學合作，成功培育了一系列采油微生物，該微生物以原油和無機鹽為營養，具有降低蠟質和膠質含量功能，并在菌種選育與評價、菌劑產品的生產、礦場應用設計施工與檢測等諸方面取得了成績。1996年以來，吉林油田與13本石油公司合作，探究了微生物采油技術在扶余油田東189站的29口井進行的吞吐試驗，21口井見效，見效率達70%。2000年底，大慶油田采油廠引進了美國NPC公司的耐高溫菌種，在Y一16井組進行了耐高溫微生物驅油提高采收率研究和現場試驗，結果表明，采收率達43.41%，增加可采儲量1.81×10t，施工后當年增油615.5t。勝利油田羅801區塊外源微生物驅油技術現場試驗提高采收率2.66%。
二、微生物采油技術機理
（一）微生物采油技術與油田化學劑
在大慶油田開發的各個階段都會使用不同性質的化學劑，現以大慶油田為例。當大量化學劑進入油藏后，將發生物理變化和化學變化，對微生物采油過程可能產生不同的影響。化學劑既可引起微生物生存環境（滲透壓、氧化還原電位、pH值）的改變，又可直接改變生物的生理（呼吸作用、蛋白質、核酸及影響微生物生長的大分子物質的合成）以及影響微生物細胞壁的功能，從而影響微生物的生長，降低采收率。
（二）微生物驅油機理
因為，微生物提高原油采收率作用涉及到復雜的生物、化學和物理過程，除了具有化學驅提高原油采收率的機理外，微生物生命活動本身也具有提高采收率機理。雖然目前的研究不斷深入，但仍然無法對微生物采油技術各個細節進行量化描述，據分析，主要包括以下幾個方面：
1.原油乳化機理。微生物的代謝產物表面活性劑、有機酸及其它有機溶劑，能降低巖石一油一水系統的界面張力，形成油一水乳狀液（水包油），并可以改變巖石表面潤濕性、降低原油相對滲透率和粘度，使不可動原油隨注入水一起流動[1引。有機酸能溶解巖石基質，提高孔隙度和滲透率，增加原油的流動性，并與鈣質巖石產生二氧化碳，提高滲透率。其它溶劑能溶解孔隙中的原油，降低原油粘度。
2.微生物調剖增油機理。微生物代謝生成的生物聚合物與菌體一起形成微生物堵塞，堵塞高滲透層，調整吸水剖面，增大水驅掃油效率，降低水油比，起到宏觀和微觀的調剖作用，可以有選擇地進行封堵，改變水的流向，達到提高采收率的效果。在較大多孔隙中，微生物易增殖，生長繁殖的菌體和代謝物與重金屬形成沉淀物，具有高效堵塞作用。
3.生物氣增油機理。代謝產生的CO、CO2、Nz、H、CH和C3H等氣體，可以提高地層壓力，并有效地融入原油中，形成氣泡膜，降低原油粘度，并使原油膨脹，帶動原油流動，還可以溶解巖石，擠出原油，提高滲透率。
4.中間代謝產物的作用。微生物及中間代謝產物如酶等，可以將石油中長鏈飽和烴分解為短鏈烴，降低原油的粘度，并可裂解石蠟，減少石蠟沉積，增加原油的流動性。脫硫脫氮細菌使原油中的硫、氮脫出，降低油水界面張力，改善原油的流動性。
5.界面效應。微生物粘附到巖石表面上而生成沉積膜，改善巖石孔隙壁面的表面性質，使巖石表面附著的油膜更容易脫落，并有利于細菌在孔隙中成活與延伸，擴大驅油面積，提高采收率。
（三）理論研究
1.國內外的數學模型。20世界80年代末，國外的Islam、Zhang和Chang等建立了微生物采油的數學模型并開展了相應的數值模擬研究。Zhang模型優于Islam模型在于可描述微生物在地層中的活動，卻難于現場模擬。Chang模型是三維三相五組分，能描述微生物在地層中的行為，不能描述在油藏中的增產機理。
2.物理模擬。物理模擬研究基本上是應用化學驅的物理模型試驗裝置及試驗過程。微生物驅油模型的核心是巖心管部分，其長度影響微生物的生長繁殖。應建立大型巖心模型，使微生物充分繁殖，便于分析研究微生物的驅油效果。通過物理模擬研究微生物驅油法，可獲得微生物在巖心中的推進速度及濃度變化，對巖心滲透率的影響等信息。
（四）源微生物的采油工藝
國內油田（大慶等）已進人高含水開發期，是采用內源微生物驅油還是采用外源微生物驅油，要根據具體油藏內的微生物群落進行分析。若具體油藏中內存在有益微生物驅油的微生物群落，宜采用內源微生物驅油工藝，這是目前國內致力于運用最新微生物采油技術。
三、結語
綜上所述，在我國油田中，特別是大慶油田，在微生物采油技術具有提高采收率的效果，對大多數的油藏都能充分發揮微生物采油的優勢。制約微生物采油技術的主要因素在于油藏中微生物群落結構、現場試驗工藝及物理模擬實驗的局限性。外源菌種的選育和評價指標、特性，微生物的研究、菌液的生產和礦場試驗等方面還需深化。
參考文獻：
關鍵詞：下限層，熱試油，蒸汽吞吐，原油粘度，采收率
1、長春嶺地區概況
1.1 地質概況
圖1 長春嶺地區區域構造圖
長春嶺背斜帶扶余域號構造位于松遼盆地南部東南隆起區，西與中央坳陷區的扶新隆起帶接壤，北為大慶油區的朝陽溝階地。沉積環境為淺水湖泊三角洲相，可分為三角洲分流平原和三角洲前緣兩個亞相，主要發育分流河道、水下分流河道、河口壩、遠砂壩等沉積微相。泉四段儲層巖性以長石巖屑細砂巖為主，泥質含量在3~13%之間，膠結類型以孔隙式為主，其次為孔隙原接觸式；孔隙度一般為7.1~35%，平均為27.0%；預測儲量7182* 104t，含油面積54.2km2(圖1)[1]。
該區物性下限標準為：孔隙度20%，深側向18Ω·m，聲波330s/m。針對下限層，由于原油粘度高，流動性差，常規試油產量極低。對長39井11+10號層、長40井8+9號層、長105井5號層、長112-1井14+13號層和長36-1井10號層采用混和蒸汽吞吐熱試油，取得了良好效果。
1.2 油藏溫度與壓力
據該區扶余油層井實測溫度、壓力資料分析，地層壓力一般為1.58~2.53MPa，平均為2.00MPa，壓力梯度為0.82MPa/100m；地層溫度一般為19.4~27℃，平均為21.84℃，地溫梯度1.2℃/100m，屬正常的溫度、壓力系統，油藏驅動類型為彈性驅和水驅。
1.3 原油物性
該區主力油層為泉四段，油層埋深淺，多在200-300m左右，溫度低，原油密度和原油粘度都比較高，地面原油密度分布在0.8664~0.9318t/m3之間,平均為0.8859t/m3。地面原油粘度在15.98~132mP.s之間,平均為42.46mP.s。凝固點一般為3~24℃，平均為15℃；含蠟量平均為15.6%；含硫量平均為0.10%（圖2）。
圖2長春嶺下限層原油粘度平面圖
1.4 對稠油試油采取的措施
由于長春嶺地區地層原油粘度高，多呈稠油特稠油屬性，因此在常規試油過程中都幾乎沒有產出，結合該地區油層埋藏淺的特點，經過理論分析研究后在現場采用注蒸汽降粘、加壓的方法進行熱試油，結果都很大程度的提高了本區下限層原油產量及采收率，五口井通過蒸汽吞吐獲得了工業油流，這對于下限層的開發具有巨大意義[2]。
2、熱試油方法
2.1概述
蒸汽吞吐熱試油就是將一定量的高溫高壓混和蒸汽注入油層，注入壓力及速度以不超過油層破裂壓力為上限，燜井數天，加熱油層內的原油，開井抽汲求產能。注入的高溫高壓蒸汽對地層、流體加熱，起到降粘、增壓、解堵等作用，適用于稠油、凝析油的試油開采。
2.2 混和蒸汽吞吐熱試油機理
（1）油層注入蒸汽，加熱油層內的原油，由于溫度升高使原油粘度降低，原油的流動性增強；氮氣在井下形成區域內能有效驅動地層中的原油及冷凝油并且氮氣具有降粘作用，能大大提高采收率。部分二氧化碳遇水可形成弱酸，有利于原油降粘和流動，能夠增大注入能力，一般二氧化碳可使原油粘度降低到原來的1/10。
（2）注入蒸汽，對油層加熱，蒸汽變成熱水流動，轉換油層孔隙內的原油；且溫度的升高，油的相對滲透率升高，原油的流動性增強。畢業論文，蒸汽吞吐。。
（3）油層內注入高壓蒸汽，溫度升高，油層內的流體和巖石均要膨脹，從而增加彈性能量。
（4）由于氣態的氮氣、二氧化碳和儲層內稠油的比重差，產生重力分異作用，通過這種重力分異作用就可以擴大氣體的波及范圍，使氣體和熱量在油層內重新分布，增加油藏流體之間的熱交換效果，從而可以充分挖掘剩余油。
（5）注入氣體體積大，可較快提高地層壓力；由于大量高壓氣體存在，具有明顯的彈性作用，可增加對地層流體的驅動能力。
（6）被加熱后的原油流入井筒，利于抽汲。
2.3 熱試油工藝流程
在長春嶺背斜熱試油四口井，熱試油工藝流程為：采用熱采采油樹，射孔壓裂后下隔熱管柱（管柱結構：油管掛—隔熱管柱—縮徑）、套管注入氮氣起隔熱作用、利用蒸汽發生器注入41.35%N2、7.24%CO2、0.51%O2、50.91%H2O高壓高溫混和蒸汽，燜井數天后，放噴，換采油樹及管柱抽汲求產（圖3）[3]。
圖3熱試油工藝流程圖
3、長春嶺熱試油方法應用實例及效果
2008年在長春嶺有四口井應用混和蒸汽吞吐熱試油技術，提高了油產量，收到了很好效果。
3.1長39井分析
長39井位于長春嶺背斜帶扶余Ⅱ號構造上。10+11號層射孔井段390.4~385.2m，厚度5.2m，11號層孔隙度27.8%，滲透率114.94*10-3m2，10號層孔隙度24.6%，滲透率46.5*10-3m2。
壓裂后常規試油見油花，日產水26.1m3。2008年1月8日至1月15日進行熱采施工,累計注入汽量為5*104m3，注汽溫度280~290益，施工壓力4.02~8.02 MPa。燜井至20日，壓力下降到2MPa時放噴求產，日產油0.8m3，水35.3m3，獲得工業油流，取得突破。
油樣室內分析：20℃原油密度0.9148g/cm3，50℃原油粘度60.50mPa.s，含蠟15.4%，含膠質32.4%，凝固點12℃，初餾點127℃。
3.2長112-1井分析
長112-1井位于長春嶺背斜帶扶余Ⅱ號構造上。13+14號層射孔井段：314.0~305.0m，厚度5.0m。電測解釋：14號層孔隙度21.92%，滲透率14.47*10-3m2，13號層孔隙度34.49%，滲透率587.3*10-3m2。
2008年5月23日油管傳輸射孔，YD-102槍，127王彈，射后井口無顯示。換熱采管柱后套管注氮氣2400m3，6月3日~8日注高溫高壓混和蒸汽50516m3；燜井至6月10日，開井放噴后換管柱抽汲求產，日產油0.78m3，水7.99m3，獲工業油流。
油樣室內分析：20益原油密度0.909g/cm3，50℃原油粘度113.10mpa.s，含蠟12.9%，含膠質30.9%，凝固點18℃，初餾點131℃。原油含蠟、膠質量高，粘度高，不易流動（表1）。
表1長春嶺油氣田試油情況對照表
通過以上分析可以看出，高溫高壓混和蒸汽吞吐在長春嶺下限層試油中收到了很好效果，對常規試油見油花的下限層采用該方法能達到工業油流標準，這對于下限層的開發具有巨大意義，意味著一大批過去不能動用的下限層現在可以進行開發，對油田的增儲上產起到很大作用。
4、結論與認識
（1）高溫高壓混和蒸汽吞吐是目前比較成熟的一項技術，比較適用于長春嶺下限儲層的開發，使過去無法動用的儲層得到動用。
（2）在長春嶺下限層的熱試油中，采用了熱采油樹、隔熱油管、注氮隔熱方法，取是了很好的效果。畢業論文，蒸汽吞吐。。畢業論文，蒸汽吞吐。。但就管柱結構是否可能優化，如采用熱補償器、熱敏封隔器等，以達到更經濟更適用的目的還有待于研究和實踐。畢業論文，蒸汽吞吐。。畢業論文，蒸汽吞吐。。
（3）在長春嶺下限層的熱試油中，只是應用了高溫高壓混和蒸汽吞吐，結合其他開發稠油的方法是否可行？如利用高溫高壓混和蒸汽把霧狀化學降粘劑帶入儲層深部，是否能起到更大作用，時間更持久，還有待于以后研究和實踐。畢業論文，蒸汽吞吐。。
（4）目前采用的熱試油工藝是采用下隔熱管柱，套管注氮，注蒸汽，燜井后換管柱進行試油，是否可以氮氣與蒸汽一體化進行注采，利用注氮氣保護油管、套管不受損害，補充地層能量，簡化工藝流程，還有待于研究與實踐。
【參考文獻】：
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