中国石化油气田开发管理指导意见

1、中国石化油气田开发管理指导意见（试行）中国石油化工股份有限公司2013年12月1总则1.1 为提高油田开发管理水平和经济效益，充分利用和保护油气资源，合理、高效开发油田。结合集团公司建设世界一流能源化工公司、打造上游长板的要求和股份公司深化改革做实事业部的实际，特制定本指导意见。1.2 本指导意见的制定遵循国家相关法律、法规和中国石油化工股份有限公司(以下简称股份公司)各项规章制度，贯彻执行股份公司的发展战略。1.3 本指导意见是对油田开发的全过程管理，涉及油田开发生产各个环节，涵盖油藏工程、钻井工程、采油工程、地面工程、经济评价、安全环保等多种专业。1.4 油田开发应遵循以下原则：1.4.1

2、、 以油田可持续发展方针为指导，以经济效益为中心，力口快新油田开发，搞好老油田调整和综合治理，不断提高油田采收率。1.4.2、 坚持把地质研究和动态分析贯穿始终，根据生产特征和不同开发阶段，制定合理生产制度和调控措施，改善开发效果。1.4.3、 坚持科技是第一生产力，注重技术创新，加强核心技术研发和成熟技术配套，推进先进实用技术在开发中的应用。1.4.4、 树立以人为本的理念，坚持“安全第一、预防为主”的方针，在油田开发生产过程中的各项活动都要符合健康、安全、环境(HSE)体系的要求。1.4.5、 高度重视队伍建设和人才培养，加强岗位培训，努力造就高素质专业队伍与管理队伍。1.5 本指导意见分

3、为八章，内容包括开发规划计划管理、滚动勘探管理、油气藏评价管理、开发方案管理、采油气生产管理、开发信息管理、废弃管理及附则。1.6 股份公司及所属油田分公司的油田开发生产活动，适用于本指导意见；控股、参股公司和国内外合作的油田开发活动可参照本指导意见制订实施细则。2开发规划计划管理2.1 油气田开发规划是股份公司五年油气田开发和业务发展的指导性文件。开发规划以集团公司总体发展战略为指导，结合实际情况，深入研究各种影响因素和问题，提出下阶段股份公司或油田分公司发展规划、工作目标、发展重点和重大举措。2.2 开发规划与国家国民经济发展五年计划同步，一般提前两年开始编制，其相关专题研究需更早启动。油

4、田分公司提前一年完成油气田开发规划并报股份公司，经综合平衡，确定股份公司油气田开发规划，下达油田分公司执行。2.3 开发规划坚持以资源为基础、市场为导向、上中下游协调发展的方针，遵循质量与效益、科技创新、安全环保、节能降耗、绿色低碳、信息化发展原则，合理匹配资源、管网和市场，实现油气田科学、经济有效开发。2.4 开发规划包括油气藏工程、钻井工程、采油气工程、地面工程、天然气市场与管网、经济评价等内容。2.4.1 油气藏工程规划以勘探规划、油气田开发状况为基础，包括规划执行情况、问题与潜力、趋势分析、方案部署、重点项目方案及实施要求、风险分析与保障措施等。天然气开发规划应考虑稳定供气年限的资源基

5、础、安排相应的调峰或应急供气能力。2.4.2 采油气工程规划以油气藏工程规划为基础，包括规划执行情况、面临的形势与需求、工艺技术配套能力及适应性分析，井下作业工作量、工程测井工作量、技改和检维修、采油气设备需求，成熟技术规模化推广、新工艺新技术攻关及现场试验，主要技术经济指标等。2.4.3 钻井工程规划要满足油气藏工程和采油气工程规划要求，包括规划执行情况、技术难题与需求分析，与钻井工作量相应的队伍、装备与物资、专业化服务需求，钻井技术应用目标、技术进步指标要求，新技术攻关与推广。2.4.4 地面工程规划以油气藏工程、采油气工程规划为基础，包括规划执行情况、现状及存在问题、发展方向与需求预测，

6、总体布局和主要工程量、技改和检维修、新技术攻关与推广、主要经济技术指标。2.4.5 天然气市场与管网规划以气藏工程规划及目标市场为基础，包括市场发展潜力、市场结构、可承受气价及用气需求，管道规模与宏观走向、主要技术经济指标。2.4.6 经济评价以各专业规划为基础，包括投资、成本费用、销售收入与流转税金估算，资产损益、现金流与相关经济评价指标计算，不确定性分析和方案比选。2.4.7 以各专业规划为基础编制开发规划总报告，包括油气田开发现状、规划执行情况、主要做法及效果、问题与潜力、主要规划指标和方案要点、远景展望、风险分析与保障措施。2.5 开发规划在执行过程中，资源、技术、经济、政策等发生重大

7、变化时，须进行调整。调整规划经股份公司批准后下达执行。2.6 油气田开发计划是指导年度油气田开发、生产运行的重要文件。油田分公司每年三季度编制完成下年度开发计划建议，并报股份公司。经综合平衡，确定股份公司年度开发计划，下达油田分公司实施开发计划须重大调整时，必须按分级管理的原则报批。2.7 开发计划以五年开发规划为指导，以勘探开发成果、开发状况为基础进行编制，内容包括执行情况、潜力、趋势分析，部署方案，重点项目方案，保障措施等。2.7.1 开发计划项目包括滚动勘探、油气藏评价、新区产能建设、老区产能建设、三次采油、技术改造、开发先导试验等类型，主要指标包括产量、商品量、产能、工作量、开发投资、

8、效益评价、年度预算等；产量部署分新井产量、措施产量、自然产量等进行年度和月度安排，根据油田自用及损耗量，确定年度商品量和商品率指标。2.7.2 油气田开发项目必须在中石化统一平台进行筛选优化。油田分公司提交项目基本参数和关键指标，石油勘探开发研究院对提交的项目分类进行筛选、排序，股份公司按效益优先原则进行综合平衡，分批下达投资计划。2.8 油气田实际开发生产情况与开发计划发生较大变化，需要调整开发计划并按程序上报审批。2.9 油田分公司每年年初对上年底的动用储量、经济可采储量、油气生产能力、日产水平进行计算、标定、核定，报油田勘探开发事业部审定。2.10 油田分公司每年年初编写上年度开发年报和

9、采油工程年报并报股份公司。开发年报包括上年度开发情况、主要工作及成果，本年度油田开发目标、开发对策和重点工作部署；采油工程年报包括上年度生产状况、主要工作与进展、存在的主要问题，本年度生产技术对策、重点工作部署。3滚动助探管理3.1 滚动勘探是在已开发油气田内部及周边，利用已有的地震、地质和开发生产资料，开展综合地质研究，寻找有开发潜力的新层、扩边或新块，发现和增加可动用储量的过程。滚动勘探工作包括目标筛选及确定、项目设计与实施、跟踪与调整、总结分析等内容。3.2 目标筛选及确定是在系统收集目标区已获取的各类资料及研究成果的基础上，开展综合地质研究，按照成藏条件、预计储量规模、钻探风险、经济有

10、效开发的可能性等因素对目标区块进行综合排队、优选，确定有利目标。3.2.1 对因地震资料品质差、影响构造精细解释和储层描述的目标区，应进行地震资料特殊处理等工作，对于滚动增储潜力较大的区域或构造带，应结合本区已开发油田挖潜和提高采收率潜力，论证高精度三维地震采集的必要性并提出具体部署建议。3.2.2 地质综合研究重点是对构造、储层、油气成藏条件等特征的研究，对储量、产能及开发可行性进行预测。对风险较大的目标区，还要对油源、圈闭要素进行重点分析。3.2.3 滚动勘探目标确定后编制项目设计，内容包括目标区的基本地质情况、地质研究成果及认识、井位部署、资料录取及老井试油或试气、可动用储量、投资估算、

11、风险分析与对策、HSE与实施要求等。1.1.1 项目设计要与后续的产能建设有机结合。滚动勘探井要兼顾产能建设的井网部署，资料录取要满足编制开发方案和上报储量的需要。1.1.2 项目设计要与工程技术密切结合，选择先进成熟经济适用的技术手段，提高单井产能。3.4 项目实施过程中，及时跟踪和分析新获取的资料，与设计进行对比，分析变化的原因，并及时做出调整。对实施效果差的项目，及时终止，并编写项目终止分析报告。3.5 项目实施完成后，对项目进行全面总结分析，编写总结报告，提交商业开发储量，提出油气藏评价或产能建设意见。3.6 油田事业部负责组织滚动勘探项目的立项审查、实施过程检查、考核验收、技术交流；

12、各油田分公司负责滚动勘探项目的组织实施，过程监督、项目总结。3.7 在年度部署的基础上，油田事业部分季度对分公司滚动勘探项目进行对接审查，确定季度项目部署，并列入股份公司分批计划。3.8 油田事业部对滚动勘探项目的实施符合情况及效果进行验收。4油气藏评价管理4.1 油气藏评价是对勘探新发现、控制储量和探明未开发储量进行评价，落实商业开发储量、产能，开发方式及主导技术，为开发方案编制提供依据。4.2 油气藏评价实行项目管理，由开发部门组织实施。评价项目分重点和一般两类。重点项目是指预计可建成原油产能规模2万吨或天然气产能规模5000万方及以上产能的项目或者有重要评价意义的项目。4.3 油气藏评价

13、目标筛选与确定是在系统收集目标区已经获取的各类资料及研究成果的基础上，进行全面的油气藏地质研究；按照预计动用储量规模、产能、评价风险、开发可行性等因素对目标区块进行综合排队，优选确定。4.4 油田事业部负责组织油气藏评价项目的立项审查、实施过程检查、考核验收、技术交流；各油田分公司负责油气藏评价项目的组织实施，过程监督、项目总结。4.5 在年度部署的基础上，油田事业部分季度对分公司上报的油藏评价项目进行对接，排队优选，确定季度项目部署，并列入股份公司分批计划。重点项目由油田事业部组织专家进行审查；一般项目由分公司审查批准后上报油田事业部核准。4.6 油田事业部对油气藏评价项目的实施符合情况和效

14、果进行验收。4.7 油藏评价4.7.1 油藏评价项目设计以开发概念设计为基础，内容包括油藏地质特征及产能分析、评价工作量部署及投资估算、预计评价效果、风险分析及对策。4.7.1.1 提出油藏评价过程中需要解决的主要问题、明确需开展的研究内容、确定评价实物工作量及进度安排。4.7.1.2 评价实物工作量主要包括钻井工作量、为满足编制开发方案和上报探明储量需要的特殊资料录取、必要的老井复查等。4.7.1.3 优选应用先进适用的技术，提高单井产能。4.7.2 项目实施过程中，及时掌握和分析新获取的资料，与设计进行对比，分析变化的原因，及时做出调整。对无价值的项目，及时终止。4.7.3 项目实施完成后

15、，对项目进行全面总结分析，编写产能建设方案或提出深化评价意见。4.7.4 对于具有较大储量规模、应用现有开发技术无发效益风险高的油藏，须选择具有代表性单元开展开发试验，通过详细解剖局部油藏特征，试验开发方式与开发井网、合理的注采工艺及参数、适用的工艺技术等。4.7.4.1 开发试验方案内容包括试验目的、方案设计、实施要求、试验成功对开发的作用和效益等。4.7.4.2 跟踪开发试验实施情况，对照方案设计分析变化原因，及时调整和优化。4.7.4.3 开发试验项目完成后，对实施过程及成果进行总结分析，提出下一步工作意见。4.8 气藏评价4.8.1 气藏评价方案内容包括评价区概况、评价目标、部署原则、

16、工作量部署与进度安排、预期效果、投资估算、风险分析与对策、HSE与实施要求。4.8.2 评价井试采。试采应依据试采方案进行，方案内容包括气藏特征、试采目的、试采井选择、试井方式、试采期工作制度、采气工艺、集输工艺、HSEM资料录取要求等。4.8.2.1 一般气藏应连续试采半年以上，以获取可靠的动态资料；大型-8-的特殊类型气藏（异常高压气藏、酸性气藏和火成岩气藏等），考虑安全和环保要求，可适当缩短试采期，但必须取得稳定可靠的生产动态资料。试采井应采用外输方式试采，不具备外输条件的，可采用焚烧或其它方式试米。1.1.1.2 采用回压试井、修正等时试井、变流量试井等方法获取气井初始无阻流量及地层参

17、数资料。酸性气藏出于安全和环保考虑，可采用一点法试井获取气井初始无阻流量。1.1.1.3 试采阶段须按照高压物性取样和实验标准进行井下取样，录取高压物性资料。4.8.3 评价阶段要开展相关专题研究。4.8.3.1 地质与气藏工程重点开展储层沉积相、储层及含气性预测、高产富集带分布规律、开发技术政策、气井产能与合理配产等研究。4.8.3.2 钻采工艺重点开展井身结构、泥浆体系、提高钻井速度、提高单井产量等配套工艺技术研究。4.8.3.3 地面工程重点开展集输、净化处理工艺技术研究。4.8.4 对于特殊类型气藏，且储量规模较大或开发效益风险大以及关键开发技术无突破的气藏，须选择有代表性的单元开展开

18、发先导试验。4.8.5 气藏评价方案应遵循整体部署、分期实施、跟踪研究、及时优化调整的原则，提出实施时间节点、要解决的问题和工作目标。实施效果好的项目要及时编制气藏开发方案，转入产能建设；实施效果差的项目要及时终止。5开发方案管理5.1 开发方案是指导油气田开发的重要技术文件，是油气田开发建设、生产运行的基础，是市场开发、长输管道建设的依据。油气田投入开发必须有正式批准的开发方案。开发方案管理包括方案编制、审批、实施、验收、后评估等相关环节。开发方案编制的原则是确保油气田开发取得好的经济效益和较高的采收率，并符合QHSE要求，天然气还需满足稳产期和稳定供气的要求。5.2 开发方案分为新区开发方

19、案、老区开发调整方案、三次采油方案和开发先导试验方案。5.3 开发方案的编制与审批要求5.3.1 开发方案编制实行技术首席负责制。油田分公司聘任开发方案技术首席，重点项目方案由分公司开发方面的领导担任方案技术首席。方案技术首席指定油气藏地质、油气藏工程、钻井工程、采油气工程、地面工程、经济评价六个专业技术首席。方案技术首席统一组织和协调各专业方案的编制和优化工作，负责组织协调编制实施运行方案；专业技术首席负责组织各自专业环节的研究和设计。5.3.2 开发方案审批实行分级管理。重点产能建设项目由油田分公司预审后报油田勘探开发事业部审批；其他开发方案由油田分公司审批并报油田勘探开发事业部备案。重点

20、项目是指胜利油田分公司设计油气产能投资5-20亿元、其他油田分公司设计油气产能投资3-20亿元,开发方案，以及设计规模达不到上述条件，但对区域发展、技术发展有重要意义的油气田开发方案。5.3.3 对开发技术、安全环保、投资效益风险较大的大型油气田和缺乏开发经验的特殊类型油气田，由油田勘探开发事业部聘请国内外有-10-实力的研究单位或公司进行开发方案的平行设计。5.3.4 送审及备案资料必须齐全，包括开发方案报告、多媒体汇报资料、上报审查请示文件和油田分公司预审会议纪要。5.4 开发方案编制前要加强综合地质研究和主导工艺技术研究，前期研究费用单列。方案编制费用从产能建设项目投资中列支，比例为项目

21、投资的1-3%。5.5 开发方案经批准并列入产能建设项目计划后，进入实施阶段。产能建设项目实行项目管理，开发、钻井、采油、地面、测录井、环保等部门按照开发方案的要求制定本部门的具体实施细则，并严格执行。5.6 油气田产能建设根据质量保证和控制体系，实行项目全过程质量监督和监理。施工、监理单位必须具备相应的资质条件，并按有关招投标的规定执行。5.7 按照开发方案组织实施，取全取准方案要求的各项资料，加强实施情况及效果的跟踪分析。5.8 方案实施过程中地质认识发生重大变化，致使变更工作量达到或超过原方案设计的25%,应对原方案及时优化和调整，并按照程序上报审批。5.9 产能建设项目建设完工后由股份

22、公司或油田分公司按照开发方案设计、工程质量标准、竣工验收制度和相关标准进行验收并归档。生产单位应根据开发方案的实施要求，及时组织投产，转入开发生产过程管理。-11-5.10 产能建设项目投产三年后进行后评估。重点产能建设项目由股份公司组织，其它项目由分公司组织并报股份公司备案。评估内容包括项目的决策程序与实施过程，油气藏地质特征，储量与方案实施效果，钻井、采油和地面工程的工作量与实施效果，项目的投资成本与效益完成情况，安全措施落实情况和环保影响程度。5.11 新区开发方案为新油气田（藏）投入商业开发、实施产能建设所编制的方案。方案内容包括总论（天然气含市场与管网）、油气藏地质、油气藏工程、钻井

23、工程、采油气工程、地面工程、HSE、经济评价与风险分析。5.11.1 总论主要包括油气藏地理与自然条件概况、矿权情况、区域地质、勘探简史、开发简况及开发方案结论。5.11.1.1 油气藏地理与自然条件包括工区地理位置和所处范围内对油气藏开发工程建设有影响的自然地理、交通、环境、气象、海况、地震。5.11.1.2 矿权情况包括该地区探矿权和采矿权审批情况、采矿许可证复印件和相应图幅。5.11.1.3 区域地质简述油气藏所属盆地、凹陷、构造带以及与之相邻构造单元情况。5.11.1.4 勘探简史主要包括勘探历程、储量状况、资料录取情况、勘探成果与油气藏认识。5.11.1.5 开发简况包括试油（气）试

24、采成果、开发试验情况，以及取心、分析化验资料状况。-12-5.11.1.6 开发方案结论简述开发方案各部分结论性意见及主要技术经济指标。5.11.2 气藏开发方案应进行市场需求论证，包括目标市场、已有管输能力、气量需求、气质要求、供气压力、价格承受能力等。5.11.3 地质与油气藏工程方案主要内容包括油气藏地质研究、储量分类与评价、试采特征分析、开发原则、开发方式、开发层系、井网形式及井网密度、开发生产参数、井网优化部署及指标预测、风险分析及实施要求。5.11.3.1 油气藏地质研究是油气藏工程方案的基础，主要内容包括地层特征、构造特征、储层特征、流体性质与分布、温度压力系统、油气藏类型及地质

25、建模等。(1)地层特征包括工区地层层序及含油气层系、地层划分对比及结果。(2)构造特征包括区域构造特征、构造形态及断裂系统描述。(3)储层特征包括岩石学特征、沉积相、储集空间类型及组合特征、储层物性及非均质性、储层展布及隔夹层发育状况、润湿性及敏感性、储层评价。(4)流体性质与分布包括原油性质、天然气性质、地层水性质，以及平面纵向分布特点。(5)温度压力系统包括根据实测地层压力、温度资料，计算压力梯度、温度梯度，确定压力系统和温度系统。(6)油气藏类型包括油气水系统、驱动类型及驱动能量，并根据圈-13-闭类型、储层特征、流体性质、油气水关系、温度压力系统等确定油气藏类型。(7)储量评价内容包括

26、确定储量计算单元、计算方法、计算参数，进行地质储量计算。并对已探明储量或控制储量进行评价，确定可开发动用的地质储量。(8)地质建模要充分利用地震、测井、沉积相、分析化验及其它地质特征信息，针对油气藏特点，建立地质模型。5.11.3.2 试采特征分析要综合试油(气)、试井及试采资料，分析总结产能、含水、压力、气油比等变化规律，稠油油藏还需要对比分析常规与热采等不同开发方式的开发效果。无试采井的产能建设单元，参考同类油气藏开采特征进行类比分析。5.11.3.3 开发原则的制定要符合相关开发方针、政策，充分考虑不同类型油气藏地质特点，借鉴类似油气藏的先进开发经验技术，确定经济、有效开发方式、层系井网

27、及采油气速度，确保油气藏开发具备较好的经济效益和较高的采收率。5.11.3.4 要通过分析油气藏天然驱动方式和驱动能量大小确定开发方式。对于特殊类型油气藏如特低渗、超稠油、复杂岩性油气藏等要做好配套技术研究和可行性论证。(1)边底水能量充足的油气藏，以充分利用天然能量开采为原则，论证利用天然能量开发的可行性。(2)需要人工补充能量的油(凝析)气藏，要论证气驱、水驱、稠油热采或蒸汽驱等不同能量补充方式的可行性和时机，综合确定经-14-济、有效的最优开发方式。(3)油层条件下原油粘度大于100mPas的稠油油藏，要论证热力开采必要性及技术经济可行性；粘度小于等于100mPa-s的油藏，通常选择常规

28、注水开发。(4)中高渗透率砂岩油藏要适时注水，保持能量开采，原则上油气藏地层压力不低于饱和压力。低渗透砂岩油藏应保持较高的压力水平开采，低压油藏要开展超前注水工作。(5)对于凝析油含量大于50g/m3的气藏，应加强相态研究和开发方式比选，选择合理开发方式、完井工艺技术，最大限度的避免反凝析和井筒积液，提高油气采收率。(6)酸性气藏重点研究气田开发过程中的安全、环保、防腐和天然气集输、净化处理等技术。(7)高压、超高压气藏要针对钻井、完井、试气、试采、采气等环节，制定可靠的技术方案与安全措施；研究开发过程中储层岩石形变对产能的影响；加强生产过程动态监测，特别是边底水的动态监测。(8)致密气藏重点

29、开展单井经济界限研究、储层与含气性预测研究，优选富集区，选择合适的井型和储层改造措施，提高单井产量和单井控制经济可采储量，采用低成本开采技术，控制开发投资。5.11.3.5 根据储层物性、流体性质、压力系统、油气水系统、储量规模、井段长度、隔层条件以及工艺技术条件等状况，合理划分开发层系。(1)每套层系应具备一定的储量规模，满足效益开发的要求。-15-(2)能形成井网和注采系统，发挥油气层最大的生产能力。(3)一套开发层系应是油水边界、压力系统、储层沉积类型和油气性质比较接近的油气层的组合。(4)层系之间应有稳定分布的隔层。(5)稠油热采单元层系划分应考虑注入蒸汽热能的充分利用，油层厚度及净总

30、比应满足注蒸汽开采的要求。5.11.3.6根据油气藏地质特点及开发需求，设计井网形式及井网密度。(1)根据储层沉积特征和发育规模特点，充分考虑储层砂体形状及断层发育状况、断块大小及形态，确定井网方式及井距。(2)根据储层物性及非均质状况，矢量布井。(3)考虑水平井、多分支井等先进技术应用，合理优化井网井型。(4)低渗透油气藏井网设计应充分考虑裂缝发育及地应力分布特征、极限控制半径、注采井排方向与裂缝方位的匹配关系。(5)井网部署要考虑后期调整。5.11.3.7依据试油(气)、试采资料，确定开发生产参数，采用合理的采油气速度。(1)依据试油、试井、试采资料，借鉴同类油藏，综合确定采油指数、生产压

31、差、动用厚度，计算单井产能和相应注入能力。(2)稠油热采油藏通过同类型油藏对比和数值模拟，优化不同开采方式的注采参数。蒸汽吞吐注采参数主要包括周期注汽量、不同周期注入蒸汽的递增量以及排液速度；蒸汽驱注采参数主要包括吞吐转蒸汽驱时机、注汽速度及井组采注比。-16-(3)依据试气、试采、试井等资料，确定气井无阻流量，考虑市场需求和资源接替状况，确定合理产量和稳产期。边底水气藏必须制定控制边底水推进措施。5.11.3.8 在开发技术政策研究和产能论证的基础上，优化方案部署，进行开发指标预测。(1)根据储层的分布规律、特点在确定的范围内布井，通过采用不同井网、井距、井型等方式设计多套开发备选方案，并配

32、套相应钻采工程、地面工程方案。在对主要开发指标及经济参数比选的基础上进行综合评价，根据评价结果确定最终实施方案。(2)设计动用地质储量大于500万吨或设计产能规模大于3万吨的油田，用油藏数值模拟方法进行指标预测。缺乏数值模拟条件的，运用常规油藏工程方法预测评价期内主要开发指标，油藏评价期限一般为15年，稠油热采方案评价期限为10年。(3)水驱油藏测算指标主要包括油水井开井数、年产油、年产液、年注水等生产指标，稠油热采油藏还包括注汽量、注汽井数及油汽比等指标。(4)气藏预测指标包括生产井数、油水气产量、压力、稳产年限、稳产期末采出程度、预测期末采出程度等。大型气藏要求稳产1015年，中型气藏要求

33、稳产710年。小型气藏不强求单个气藏的稳产，但要做好块间接替，实现气区稳产。酸性等特殊类型气藏可根据实际情况确定稳产期。(5)预测油气藏技术可采储量及经济可采储量。-17-5.11.3.9 地质与油气藏工程方案附图附表要求。(1)地质附图26幅：油气藏地理位置图，区域地质构造图，综合柱状图，含油气面积图，地震剖面图，对比标志特征图，地层对比图，油气层对比图，油层顶面深度构造图，主要储层粒度概率曲线图，主要储层C-M图，单井相分析图，主要储层沉积(微)相图，孔隙度分布直方图，渗透率分布直方图；渗透率与孔隙度的关系曲线，单井测井解释成果图；敏感性试验数据图，毛管压力试验数据图；合成地震记录标定图，

34、储层反演成果图；含油气砂体顶面构造图，含油气砂体厚度等值图；油气藏剖面图，含油气砂体有效厚度图；三维地质模型图。特殊类型油气藏补充相应图件。(2)地质附表19张：完钻井统计表，完钻井取心统计表，分析化验项目统计表，试油(气)成果表，试采(投产)数据表，构造特征要素表，储层岩石成分结构组分表，储层常规物性统计表，储层粘土矿物组分表，储层润湿性统计表，储层微观孔隙结构统计表，储层非均质统计表，原油性质表，高压物性分析表，天然气性质表，地层水性质表，油气藏温度压力统计表，储量计算表，油气藏基本参数表。(3)油气藏工程附图15幅：试井曲线，单井试油试采曲线，区块综合开发曲线，注水指示曲线，开采现状图，

35、油水相对渗透率曲线，分流量曲线，无因次采液采油指数曲线，数模建模区域网格图，数模优化不同参数方案对比曲线，泵口压力、最低流压、最大生产压差与含水关系曲线，单井最大产液量、产油量与含水关系曲线，单井日注量与压力关系曲线，开发方案部署图，开发方案指标预测曲线。-18-(4)油气藏工程附表12张：试采、试注数据表，油气层压力测试统计表，油气高压物性表，采油气指数计算表，区块井网密度计算成果表，不同方法计算的油气田可采储量和采收率对比表，单井日产油气能力测算表，不同泵挂深度下最大产液、最大产油量表，不同注入压力不同压降下注水量表，方案部署表，开发方案指标预测表，不同开发方案指标对比表。5.11.3.1

36、0 油气藏工程方案应按照“整体部署、分期实施”的原则，提出方案实施要求，包括钻井实施顺序、录井、测井、完井、投产投注、采油气及注入工艺、地面集输、净化处理、动态监测、油气田开发跟踪研究等，明确各年度钻井工作量和地面分期建设工程量，为年度开发指标预测和投资估算提供依据。5.11.4采油气工程方案编制要按照油气藏工程方案的要求进行设计，结合油气藏、钻井、地面工程，进行多方案比选并综合优化，采用成熟配套、安全可靠、经济可行的采油工程技术。方案内容包括油气藏工程方案要点，对钻井和地面工程的要求，储层保护措施设计，储层改造技术，生产完井设计，采油气方式和参数优化设计，注入工艺和参数优化设计，QHSE要求

37、，投资和成本概算。5.11.4.1 采油工程方案编制要求(1)储层保护措施设计应进行充分的储层敏感性实验研究和伤害机理研究，筛选与储层配伍的入井液，提出针对不同作业过程的储层保护措施。(2)综合考虑油气田地质特点、油气藏类型、开发方式、井型井别、-19-增产增注等因素，结合工艺技术适应性，优化选择完井方式。(3)根据储层压力、产量、流体性质、增产措施和开发方式等确定油管尺寸，根据油管尺寸提出生产套管和井口装置选型及技术要求。(4)采油方式及配套工艺设计应根据油藏配产方案要求确定不同开采阶段的合理采油方式，进行生产参数的优化设计。研究储层增产增注的必要性及可行性，筛选主体增产增注工艺以及相应的关

38、键技术参数。(5)能量补充及工艺设计应根据油藏地质条件及油藏工程要求，确定注入介质；优化注入工艺管柱设计，计算确定不同开发阶段、不同注入量条件下的井口注入压力；设计试注工艺。(6)配套工艺技术设计应研究清防蜡、降粘、防腐、防垢、防砂等技术应用的必要性，筛选主体配套技术，设计相应的施工工艺，选择井下配套工具，设计施工参数。(7)稠油热采油田，要充分考虑注蒸汽开采的特点，增加井筒降粘、套管热应力保护、井筒隔热、井筒举升及高温高压资料录取等内容。(8)致密油等非常规油田，要重点考虑完井时的储层改造和油层保护措施，开发的经济可行性，并进行多方案对比评价优选，同时增加排采、举升等内容。(9)海上油田，要

39、充分考虑平台结构与环境条件对采油工程的要求，增加安全控制系统设计、修井频率预测等内容。5.11.4.2 采气工程方案编制要求(1)采气管柱下入深度、油管尺寸应根据气井产能、压损及后期排-20-液要求进行敏感性分析确定，油管材质应根据气质特点及气井压力确定；套管尺寸及材质应与油管尺寸及气井压力、气质相匹配。(2)气井射孔工艺应根据气藏地质、工程因素优化射孔井段、射孔方式及射孔参数，并根据地质特征选择保护储层的射孔液。(3)根据气藏类型和开采阶段，选择合理的采气方式和生产参数。(4)对低渗致密气藏，应针对气藏储层地质特征进行储层改造设计，改造设计中应充分考虑改造后出砂状况，在气井的排液及后期生产中

40、均应优化合理压差，避免气井出砂。(5)针对酸性气藏、凝析气藏、高压气藏、致密低渗气藏等特殊气藏，应根据气藏特征进行相应的防腐、防垢、防水合物、防硫沉积、凝析油返排等工艺设计。(6)高压气藏应进行生产过程中压力、温度、流体性质及组分、井筒液面及砂面、井下技术状况等监测内容的设计。5.11.5钻井工程方案的编制要充分了解油藏特征及油田开发对钻井工程的要求，确定开发井的钻完井程序及工艺技术方法，强化油层保护；井身结构要满足整个开采阶段生产状况的变化及进行多种井下作业的需要。内容包括油气藏工程方案要点，采油气工程要求，已钻井基本情况分析，地层孔隙压力、破裂压力及坍塌压力预测，井身结构设计，钻井装备，井

41、控设计，钻井工艺、钻井液、油气层保护，录井、固井及完井设计，钻井周期设计，QHSE要求，钻井工程投资概算。1.1.1.1 1根据储层特点和井型，在储层保护的基础上，选择成熟实用的钻完井工艺技术；在确保安全钻进前提下，采用提高钻速的新工艺、-21-新技术，缩短钻井周期。1.1.1.2 2结合地质环境、钻井工艺、井口装置，合理选择钻机装备，选用的钻机负荷不得超过钻机最大额定负荷能力的80%。1.1.1.3 3按照符合成本控制、最大程度安全及后勤保障及时的原则，开展合理井场设计、压力剖面设计、钻井液设计及井控装置配置。1.1.1.4 4根据储层物性和地层岩性，结合室内实验分析，优选钻井液体系及性能参

42、数，预算钻井液成本，制定复杂情况钻井及钻井液维护处理对策。1.1.1.5 5按照采油气工程的要求，根据地层岩性、地层压力、地层温度、流体性质、增产措施及投产成本，综合优选套管强度、材质和扣型，优化套管结构。1.1.1.6 6固井应针对所钻遇地层和油气藏特征，按照油气藏和采油气工程要求、套管程序及下深，设计固井工艺，确定水泥浆体系、质量及返深。1.1.1.7 7对于稠油热采井应满足不同热采方式的要求，采用预应力固井，水泥返至地面。1.1.1.8 8对于低压储层、裂缝性储层和水敏性储层，在地质条件允许时尽量采用欠平衡钻井。5.11.6 地面工程方案编制以油气藏工程方案为依据，结合采油气工程要求，按

43、照“高效、低耗、安全、环保”的原则，对油气田地面工程及系统配套工程建设进行多方案的技术经济比选及综合优化。方案内容包括油气藏工程、钻井工程、采油气工程方案要点，建设规模，总-22-体布局，工艺方案，公用工程，总图运输和建筑结构，防腐防垢工程,生产维修，组织机构和定员，健康安全环保和节能，主要设备选型及工程量，总占地面积、总建筑面积，投资及成本，效益估（测）算。5.11.6.1 根据油气藏工程方案，结合现场生产建设现状及滚动开发的需要合理确定建设规模，保持油气田规模建设与市场、管网发展的协调一致，做到油气田地面建设与资源、管网、市场四统一。5.11.6.2 总体布局应考虑油气藏形态、开发井分布及

44、自然条件，以油气集输系统为主体，统筹考虑注水（汽、气）、污水处理、给排水及消防、供配电、通信与自控、道路、生产维护与生活设施等配套工程，经技术经济对比确定。大型场站选址要进行多方案比选或提供选址报告，土地面积的利用率不小于70%。5.11.6.3 根据油、气、水的组分性质和产品要求，采用成熟的先进技术确定集输工艺、油气处理工艺、污水处理、注水和外输工艺方案，并在多方案比选的基础上进行优选。5.11.6.4 建筑结构方案应满足抗震、耐火、节能、防腐、防爆、隔振、隔声等特殊要求。5.11.6.5 防腐、给排水、供配电、生产维修、通讯、自动化等公用工程应满足主体工程的要求。涉及投资较高、对主体工程有

45、较大影响的公用工程技术方案要进行多方案比选。5.11.6.6 根据建设规模及工艺特点设置组织机构与劳动定员，列出各机构、各工种定员人数及专业技能要求。5.11.6.7 投资及成本、效益估（测）算包括投资估（测）算的依据，-23-采取的标准和定额。列出主要的工程量，主要设备、材料的规格和数量，能耗及消耗，投资估（测）算明细表。投资估算不得超过预可行性研究报告投资估算的10%。5.11.7 经济评价采用股份公司建设项目经济评价方法，对油气藏工程方案及相应配套的钻井工程、采油气工程、地面工程进行投资估算与经济评价。内容包括投资估算，成本费用测算，销售收入、税金及附加测算，财务盈利能力分析，不确定性分

46、析等。5.11.7.1 投资估算包括已发生投资、新增建设投资和建设期利息三部分，其中新增建设投资包括新增钻井工程投资、采油工程投资和地面工程投资估算三部分。5.11.7.2 总成本包括生产成本和期间费用（管理费用、销售费用、财务费用）。生产成本可按生产要素法或生产过程法进行测算。5.11.7.3 根据油气产量、销售价格与商品率计算销售收入以及增值税、城市维护建设税、教育费附加、资源税、所得税与特别收益金等税金及附加。5.11.7.4 计算财务净现值、内部收益率、投资回收期、经济增加值等财务评价指标，将计算出的结果与企业基准值进行比较，以判断其盈利能力及经济可行性，并进行敏感性分析。5.11.8

47、 风险分析要在综合考虑资料基础、品质及目前研究技术水平的基础上，对开发方案设计和实施中可能存在的油气藏地质认识、动用地质储量规模、关键开发技术的适应性、主要开发指标预测，以及开发实施与生产运行过程中可能存在的不确定性进行分析和评估，并提-24-出相应的削减风险措施。5.11.9 根据新区产能方案建设要求，编制动态监测方案。重点监测油气藏地质参数、地层压力、高压物性、流体组份、分层注入与产出状况、油气及油水界面、油气藏裂缝特征等方面。监测费用纳入产能建设项目投资。5.11.9.1 取心要求：探明（或控制）地质储量大于500万吨、预期新建产能大于5万吨的油藏与2亿方的气藏，以及设计规模达不到上述要

48、求，但具备较大滚动勘探前景的重点区块，区域范围内要具有取心资料12口。5.11.9.2 气藏必须录取高压物性和流体组份资料。5.11.9.3 低渗透油气藏实施压裂投产的新井要求选择有代表性的井实施压裂裂缝监测。5.11.9.4 特殊气藏增加腐蚀检测、井下技术状况监测、硫化氢和二氧化碳含量变化监测。5.11.10健康安全环境评价包括政策与承诺，各种危害、环境因素及影响后果分析；针对可能发生的生产事故、环境污染和自然灾害，设计防火、防爆、防毒、防泄漏、防误操作等设施；针对产能建设和生产对健康安全环境的影响，明确预防和控制措施；提出健康安全环境监测和控制要求，应急预案的编制及备案情况。5.12 老区

49、开发调整方案是对已开发油气藏开展精细地质研究与开发效果评价，分析总结目前制约开发的主要瓶颈问题及开发潜力，制定切实可行的调整治理对策，进行井网加密、层系细分重组、注采系统-25-调整、转换开发方式，改善开发效果，提高采收率所编制的方案。5.12.1 老区开发调整方案的编制原则是确保调整取得好的经济效益，提高储量动用程度，增加经济可采储量，地面工程和采油工艺进一步得到完善配套。5.12.2 老区开发调整方案主要内容包括概况、地质特征再认识、精细油气藏描述、剩余油气分布研究、开发技术政策研究、开发调整方案设计及实施要求。5.12.3 进行开发调整的区块，应充分采用现有的新方法、新资料进行精细油气藏

50、描述，加深对调整区块地质特征再认识。在油气藏综合研究的基础上，完善地质模型，建立动态预测模型，并进行地质储量复算及变化原因分析。5.12.4 通过目前开发方式、层系井网适应性评价、储量动用状况、能量利用状况等开发效果评价，总结目前开发存在的主要问题及调整潜力。5.12.5 以油气藏精细研究及监测为基础，综合开展剩余油气研究，总结剩余油气分布主控因素及分布规律，明确剩余油气具体富集区域和潜力。5.12.6 对油气层渗透率低、原油物性较差、采油气速度低、单井控制储量大的油气藏，应适当加密井网、缩小井距，有效改善开发效果，提高开发水平。气藏井网调整部署应重点论证单井经济极限产量、单井控制经济可采储量

51、，优选剩余气富集区，优化布井。5.12.7 对层间储量动用不均衡的油气藏，论证层系细分重组的可行性-26-及必要性，重新划分和组合开发层系并进行优化设计。5.12.8 对层系划分比较合理，注采对应率低、水驱控制储量低的油藏，以及井网完善程度差的油气藏，进行井网完善和注采系统调整。5.12.8.1 注采系统的调整要按照剩余储量的丰度、构造、井网、流线及水淹特征等情况，开展平面及纵向剩余油、井型等立体优化组合，确保具有最佳经济效益。5.12.8.2 充分考虑砂体分布特征，在保证具有完整注采关系的前提下，尽量使注采井网有效增加多向多层水驱受效和改变液流方向。5.12.9 当开发方式不适应开发阶段变化

52、的需要时，进行转换开发方式论证，开展开发方式转换及调整。5.12.10 老区开发调整方案指标预测包括不调整及调整两套评价期内主要开发指标。设计动用地质储量大于1000万吨或设计产能规模大于5万吨的油藏，必须应用数值模拟方法；气藏指标预测原则上采用数值模拟方法。5.12.11 在充分利用已有监测资料的基础上，按照开发层系或开发单元部署动态监测工作量。(1)开发调整方案动态监测的重点是落实剩余油饱和度状况。动用地质储量大于2000万吨的油田，应具备岩心收获率90%以上的近期密闭取心井资料13口。选取油井开井数5%15%在平面及纵向上具有代表性的井开展剩余油饱和度监测。(2)套损严重区块安排井下技术

53、状况监测，井数不低于油水井总数的5%。-27-5.12.12 老区开发调整方案除常规附图附表外，还需增加以下附图附表：(1)附图：密闭取心井水淹状况柱状图，剩余油分布图，隔层分布图，油气层压力分布图，井况分布图，调整前后井网图，稠油油藏要有饱和度场、温度场和压力场图，单井生产曲线、综合开发曲线，采出程度与含水关系图，驱替特征曲线，主力层水淹图，含水与采液采油指数、含水上升率、井底流压关系图，调整效果变化曲线。(2)附表：储量复算对比表，开发现状表，井况统计表，储量控制及动用状况统计表，监测资料分析统计表，剩余潜力调查表，调整工作量汇总表，新井设计参数表，老井措施工作量明细表，调整后指标预测表，

54、监测工作量安排表。5.12.13 钻井工程方案除参照新区钻井工程方案执行外，还应对已钻井层间压力分布进行分析，对影响施工井的注水井提出停注或排放降压措施要求。结合邻近井套管损坏的分析，对井身结构进行优化设计。5.12.14 采油工程方案除参照新区采油工程方案执行外，还应根据老区所处开发阶段的液量、含水、地层能量状况，以及各种不同的挖潜工艺措施要求作出相应的调整设计方案。5.12.15 地面工程方案除参照新区地面工程方案执行外，应在总体规划指导下进行，认真做好前期研究，依托已建工程，做好优化简化。5.12.16 经济评价参照新区经济评价要求执行，按有无项目进行评价。-28-5.12.17 健康安

55、全环境、风险分析参考新区方案要求执行。5.13 三次采油泛指除天然能量和注水开发方式以外驱油剂注入总量较大的大幅度提高采收率技术，包括化学驱、气驱、热力驱油及微生物采油等。5.13.1 三次采油项目油藏工程方案除老区调整方案所包含内容外，还需对三次采油注剂、体系以及注入方式进行全面优化研究，以确定最优注入政策界限。4.13.1.1注剂优化中需要对各类注剂及复配体系开展室内评价试验，筛选确定最优注剂产品及复配体系。(1)聚合物筛选要对聚合物产品的增粘性、溶解性、分子量、固含量、水解度、残余单体含量、热稳定性、流变性等指标进行初选，并参考储层特征及油水性质，评价聚合物与油藏配伍性、抗剪切性、注入性

56、、流度比、耐盐性等实际应用性能，筛选出适合的聚合物产品。(2)表面活性剂筛选主要包括表面活性剂PH值、在目标区油水条件下的溶解性、降低界面张力能力及稳定性、超低界面张力浓度窗口、超低界面张力复配比例窗口、抗钙镁能力及洗油能力。(3)复合驱配方体系性能评价是在优选产品的基础上研究注剂体系，评价不同注剂浓度、注剂组合形成的体系性能。需要研究复配体系内注剂间相互作用、复配体系热稳定性、吸附性能以及室内提高采收率指标。(4)二氧化碳驱要参考储层特征及温度压力参数，开展目标区地层油与二氧化碳的相特征试验，利用矿场岩心样品与原油样品，开-29-展长细管实验、长岩心实验，求取二氧化碳驱混相压力、驱油效率等重

57、要参数。(5)氮气驱要重点研究氮气的溶解，评价由于膨胀性降低地层油粘度的性能；参考储层特征参数，评价其注入能力，研究防治气窜的问题；利用原油样品，开展氮气抽提作用评价，防止产生固相沉淀问题；开展长细管实验、长岩心实验，求取氮气驱混相压力、驱油效率等参数。(6)稠油蒸汽驱要重点评价温度和原油性质对原油粘度降低和热膨胀大小的影响，研究蒸汽对原油中轻质组分的蒸储效应等。5.13.1.2应用室内试验、物理模拟及数值模拟成果，确定注入方式，优化不同注入温度压力系统下的配方浓度、段塞尺寸、注入速度、段塞结构及注入量。5.13.2 在油藏层系井网调整以及三次采油技术参数研究基础上设计具体方案，对开发指标进行预测。5.13.2.1 设计三次采油项目部署方案，并与层系井网不变基础上设计的水驱方案进行对比。5.13.2.2 配产配注设计是以注入井为中心，将油藏划分为多个井组，通过按注入井组配产配注，实现分井组注采平衡。5.13.2.3 开发指标需预测经济采收率、累积增产油量、累积增产水量、含水率下降幅度以及与水驱相比累积增油量。应用数值模拟预测年增油量、累增油量、最终提高采收率及当量吨聚增油等指标。5.13.3 钻井工程方案参照