页岩气 开发方案编制技术规范 征求意见稿

1GB/T34163—XXXX页岩气开发方案编制技术规范本文件规定了页岩气开发方案编制的目标和任务、基础条件、编制原则、工作模式、方案编制内容及要求、方案报告及附录。本文件适用于页岩气开发方案编制。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T31033石油天然气钻井井控技术规范GB/T39541页岩气藏描述技术规范GB/T41613页岩气开发评价资料录取技术要求DZ/T0254页岩气资源/储量计算与评价技术规范NB/T10119页岩气试采方案编制技术要求NB/T10849页岩气开发先导试验技术要求NB/T11043页岩气藏地质模型建立技术规范NB/T14003.1页岩气压裂液第1部分：滑溜水性能指标及评价方法NB/T14003.3页岩气压裂液第3部分连续混配压裂液性能指标及评价方法NB/T14004页岩气固井工程NB/T14009页岩气钻井液使用推荐作法油基钻井液NB/T14010页岩气丛式井组水平井安全钻井及井眼质量控制推荐做法NB/T14012页岩气工厂化作业推荐作法NB/T14014页岩气井试气技术规范NB/T14015页岩气开发动态分析技术规范.NB/T14024页岩气井产量预测技术规范NB/T14026页岩气水平井地质导向技术要求3术语和定义本文件没有需要界定的术语和定义。4目标和任务认识页岩气地质工程特征和开发规律，明确适宜页岩气的开发方式与主体工艺技术，确定最佳开发方案及投资规模，预测经济效益，为开发建设、生产管理、天然气用户市场开发提供依据，实现页岩气规模效益开发。2GB/T34163—XXXX4.2任务基于地质气藏特征认识落实开发区，通过气藏工程、钻井工程、完井及储层改造工程、采气工程、地面工程、投资估算与经济评价研究，确定页岩气合理开发技术政策，优选主体工艺技术，制定质量健康安全环保节能措施，采用技术经济一体化方法优化开发指标，推荐最佳开发方案。5基础条件5.1储量已确定探明地质储量，或达到探明地质储量的认识程度。5.2先导试验对于地质与工程条件复杂的工区或开发经验不足的大型工区，在编制开发方案之前应开展以井组为单位的开发先导试验，深入认识地质特征和开发特征，试验和筛选主体工艺技术。按NB/T10849规定执5.3试采对于地质工程特征、开发技术政策、主体工艺技术适应性不确定的工区，在编制开发方案之前应开展以井组为单位的试采，录取试气、试采动态资料，评价气井或井组动态储量、气井产能、采气工艺、集输处理工艺流程及主要设施、质量、安全、环保、节能措施的适当性。按NB/T10119、NB/T14014规定执行。5.4资料具备开发方案编制所需的资料。参见附录A。6编制原则6.1约束性原则页岩气开发方案编制应严格遵守国家法律、法规和政策，应体现科学性、安全性、环保性和经济性。6.2系统优化原则页岩气开发方案编制应突出系统性，坚持地质工程一体化、地下地面一体化、技术经济一体化、开发与安全环保一体化的理念，系统优化气藏工程方案、钻井工程方案、完井及增产改造工程方案、采气工程方案、地面工程方案，制定针对性的质量健康安全环保节能措施，全面保障方案编制质量。6.3规避风险原则强化基础资料要求和方案编制研究工作，确保开发方案预测指标的可靠性；采用先进、成熟、适应性强的技术和管理方法，保障页岩气开发科学性、安全性、环保性和经济性。复杂情况下可采用整体部署、分期实施、动态调整的设计思路，降低决策风险。7工作模式7.1编制时机宜在地质气藏特征及开发动态特征清楚、主体工艺技术明确、用气市场落实的条件下编制开发方案。GB/T34163—XXXX37.2专业任务分解按地质与气藏工程、钻井工程、完井及储层改造工程、采气工程、地面工程、质量健康安全环保节能、投资估算与经济评价专业划分，分别开展专题研究与方案编制。7.3技术研究工作程序根据研究内容之间的衔接关系，按一体化理念，多专业协同、整体优化，完成气藏地质、气藏工程方案、钻采工程方案、地面工程方案、质量健康安全环保节能专篇、投资估算与经济评价研究，在此基础上编写页岩气开发方案总报告及分报告，各部分内容要求单独成册，作为开发方案的要件。参见附录B。7.4技术研究与管理协同职能管理部门以及研究项目组明确分工，协同完成开发方案编制。参见附录B。8方案编制内容及要求8.1工区基本情况描述8.1.1工区概况工区概况描述应包括但不限于以下内容：地理位置、矿权情况、与工区开发工程建设相关的自然条件和社会条件概况、区域地质概况。8.1.2勘探评价及前期工作情况勘探评价及前期工作情况描述应包括但不限于以下内容：勘探评价及前期工作历程、先导试验或试采情况、储量申报情况。8.1.3工区资料工区资料应包括但不限于：地震、钻井、录井、测井、取心、流体取样、实验分析、分层段生产测试、生产及动态监测资料等，资料录取按GB/T41613规定执行。8.2气藏描述及储量评价包括构造、地层、沉积相、储层、气藏类型、地质建模、生产动态特征及预测、气藏潜力评价、开发区确定、储量计算。参见附录C。8.2.1构造特征描述构造分布、类型、形态及特征参数，描述断层的性质、分布及产状。按GB/T39541规定执行。编制图件包含但不限于构造平面图、地震的剖面图、目的层埋深平面图。8.2.2地层特征按组、段、亚段、小层单元，描述层位、深度、岩性、古生物、厚度、顶底接触关系，以及测井电性和地震响应特征，编制地层综合柱状图。开展地层对比分析，精细划分小层，编制地层厚度平面图、地层对比图。按GB/T39541规定执行。8.2.3沉积相特征GB/T34163—XXXX4以岩石相、测井相为基础，描述沉积相、亚相及微相的纵向与平面分布特征，编制单井沉积相综合柱状图、沉积相平面图，明确有利的沉积相分布区域。按GB/T39541规定执行。8.2.4储层特征描述储层岩石矿物特征、地球化学特征、物性特征、含气性、天然裂缝发育特征、地应力特征、储层纵横向展布特征。按GB/T39541规定执行。8.2.5气藏类型描述地层温度、地层温度梯度、地层压力、地层压力系数、流体性质，确定气藏类型。按GB/T39541规定执行。8.2.6地质建模建立构造模型、属性模型、地应力模型、天然裂缝模型，数值化描述页岩气储集品质、钻井完井和储层改造适应性品质的分布特征，见附录D。为储量计算、储层改造模拟、气藏数值模拟、生产动态预测及气藏工程方案设计提供支撑。按GB/T39541、NB/T11043规定执行。8.2.7动态预测模型建立涵盖对单井、井组和开发区块的压力、产量及储量动用动态的预测需求，建立包括来源于生产数据分析的统计预测模型、基于试井分析的动态预测模型、在地质建模基础上建立的数值模拟预测模型。应利用气井生产史验证模型的可靠性，优化调整模型参数。8.2.8生产动态特征分析气井压力、产气量、产液量动态特征及地层流动特征，计算气井压力和产气量递减率、压裂液返排率、最终可采储量（EUR评价气井生产能力。按NB/T14015、NB/T14024规定执行。8.2.9气井产能主要控制因素分析地质气藏特征、钻井工艺及参数、完井与储层改造工艺及参数、生产制度对气井产能的影响，明确影响气井高产的主要控制因素。8.2.10高产井模式通过优选地质参数、工程工艺参数、气井合理生产制度等建立高产井模式。8.2.11标准井建立根据高产井模式，综合考虑地质特征、工程技术水平、工艺参数、生产制度等，确定标准井水平段长度、首年配产及EUR。8.2.12气藏潜力评价重点综合构造特征、地应力特征、天然裂缝分布特征、储层分布特征、保存条件、气井生产特征等，开展储层分级分类评价，明确气藏开发潜力。8.2.13开发区确定综合考虑矿权范围内地下、地面条件确定开发区范围。参见附录E。8.2.14储量计算与评价GB/T34163—XXXX5应用气藏描述成果和地质模型计算开发区的地质储量，计算方法按DZ/T0254规定执行，计算层段与参数取值应体现储量可动用性，开展地质储量的分级分类评价，评价地质储量的可靠性、可动用性和可采性。8.3气藏工程方案8.3.1方案设计原则地质储量动用程度高，开发技术政策科学，工程技术成熟适用、健康安全环保节能措施可行，开发规模和实施安排合理，技术经济指标整体较优。8.3.2开发层系划分应综合考虑储层地质工程特征及纵向分布，纵向储层改造范围进行开发层系划分。8.3.3开发单元划分应综合考虑开发层系、埋深条件、构造特征、储层特征、气藏特征、保存条件、流体性质等因素划分开发单元，并针对开发单元的地质工程特征制定开发技术政策、工程工艺及参数。8.3.4开采方式一般采用衰竭开采方式，针对页岩凝析气藏可考虑采用注气开采方式。8.3.5开发方式采用丛式井组开发。宜采用井区接替、平台井组接替、单井接替等方式实现接替稳产。8.3.6开发井设计对于单层系开发，根据开发单元的构造特征、储层特征、应力场特征，结合前期钻井、完井与储层改造实施效果，并综合考虑开发经济效益，设计井型、井布井方式、靶体位置、轨迹方位、井距、水平段长度。a)井型：应综合考虑地质气藏特征、工程技术条件、气井产能、经济效益等因素优化井型设计；b)布井方式：应综合考虑地下、地面条件，采用单排、双排方式布井；c)靶体位置：根据小层精细划分成果，综合考虑断裂及微幅构造特征、储层品质、工程施工效果确定靶体位置；d)井轨迹方位：原则上垂直最大水平主应力方向，在天然裂缝发育区，宜兼顾天然裂缝与应力方向，可调整井轨迹方位与最大水平主应力夹角；e)井距：应综合考虑井间连通性、单井EUR及井控地质储量采收率等因素确定合理井距；f）水平段长度：应综合考虑微幅构造发育情况、储层埋深、地层温度，结合工程技术条件、单井EUR及经济效益等因素确定水平段长度。对于多层系开发，还应综合考虑开发层系划分结果、储层展布特征、纵向井间干扰、钻井、完井与储层改造的安全性，设计多层系开发井网。8.3.7井位部署设计综合考虑开发区地面地下条件、钻井工程可行性等因素优选平台位置，确定可部署的平台数量、水平井数量。8.3.8单井配产设计GB/T34163—XXXX6根据气井生产特征，采用类比、气藏工程、数值模拟等方法，考虑应力敏感性、气井出砂、临界携液流量等，设计气井生产制度，确定气井合理配产。应开展不同类型典型井全生命周期的生产动态预测，并绘制产量剖面图。8.3.9开发指标预测与方案优选综合考虑工区部署井数、单井全生命周期产量剖面、开发井实施批次和实施时间、产量规模、稳产时间等因素，在合理范围内至少设定三套比选方案。应用气藏工程、数值模拟等方法按每年330天预测每套方案生产满20年及以上时间的开发指标，包括产量规模、分年产量、储量动用程度等。按照产量规模符合市场需求、储量动用程度高、不同开发阶段安排合理等原则比选方案，结合经济效益概算，确定推荐方案和备选方案。8.3.10动态监测方案以气藏开发方案为基础，以深化地质工程特征认识、评价开发技术政策及主体工艺技术适应性、把握生产动态规律、优化生产为目的，遵循“系统、准确、实用”的原则，设计涵盖完井及储层改造、排采测试、生产等全周期的动态监测方案。8.4钻井工程方案8.4.1钻井工程设计基本要求钻井主体工艺技术应成熟、适用，井眼轨迹与井身结构等设计应能够保障实现地质与气藏工程方案设计的地质目标，套管及固井设计等应能够满足完井及储层改造工程、采气工程对井筒的技术需求，整体设计应安全环保、经济高效。8.4.2前期钻井工艺效果分析应对前期实施的先导试验井或试采井开展钻井工艺效果分析，包括但不局限于以下内容：a)钻井提速措施与效果；b)水平井地质导向措施与效果；c)套管与固井质量分析；d)井下故障及复杂防治情况与效果；e)安全环保作业措施与效果。8.4.3钻井工程设计需要的基本资料钻井工程设计需要的基本资料包括但不局限于以下内容：a)区域基础地质资料，包括目的层及上覆地层的基本构造特征、地层特征、地层压力系数、采空区、油气层显示等，以及可能钻遇故障复杂的风险提示；b)布井方式、丛式井组布井井数；c)井间距、靶体位置、水平段长度；d)地质资料录取要求。8.4.4钻井工程主要设计内容钻井工程方案设计包括但不局限于以下内容：a)地面井场设计：根据气藏工程确定的布井方案，综合考虑工厂化作业要求、安全环保要求和后期地面建设需求等因素设计地面井场，相关要求见NB/T14012；GB/T34163—XXXX7b)井身结构设计：综合运用岩石力学、地应力和测井等资料，结合地层孔隙压力、坍塌压力和破裂压力预测剖面，设计井身结构。井身结构设计应最大限度地避免漏、喷、卡、塌等复杂情况发生，使各项钻井工序得以安全顺利进行，并有利于减少钻井费用，降低钻井成本；c)井眼轨迹设计与控制：应以实现气藏工程方案设计的靶体位置为目标，在前期钻井实施效果及认识的基础上，根据完井及储层改造工程、采气工程的技术需求和钻井工程技术条件，在保障安全的前提下设计井眼轨迹；井眼轨迹设计应有利于轨迹控制、高效钻井和钻井成本控制，相关要求见NB/T14010；丛式井组应针对性的设计安全绕障及防碰技术措施；水平井应遵循地质工程一体化思路，设计地质导向技术措施，相关要求见NB/T14026；d)钻井方式：应根据钻遇地层特征、井眼轨迹控制和钻井提速需求，选取合理的钻井方式；钻井方式设计应满足井身结构要求，并与完井方式相匹配；e)钻井液及储层保护：以钻井提速提效和储层保护为目标，选择经济、低毒、低腐蚀、有利于储层保护和环境保护的钻井液体系；并根据钻遇地层特征、钻井复杂防治需要和储层保护要求设计钻井液性能参数，相关要求见NB/T14009；f)钻具组合及钻头选型：应根据井型、井身结构、钻井方式和井眼轨迹控制等要求，设计合理的钻具组合；根据钻遇地层特征、前期使用钻头的机械钻速和单只钻头进尺等情况，推荐钻头类型和型号；g)套管选型及固井工艺：综合考虑固井难点、井筒安全、完井及储层改造需求，优选套管材质；根据井眼条件设计下套管工艺，优选水泥浆体系、优化固井工艺提高固井质量，相关要求见NB/T14004；h)钻机及井控装备选择：应根据钻井深度、最大工作载荷、起下钻摩擦阻力、钻机处理井下复杂的能力及许用安全系数等，优选钻机型号；根据气藏地层压力、气井产量、流体性质、储层改造及防腐、安全的要求，优选井控设备，相关要求见GB/T31033。8.4.5地质资料录取根据录井、测井和取心等地质资料录取的要求，设计地质资料录取方案，包括录取项目、录取方式、配套需求、录取周期、录取要求等。8.4.6钻井周期及进尺预测根据主体钻井工艺设计，对标准井的钻井速度和钻井周期进行预测，并根据方案部署井数和产能建设安排预测钻井总进尺和年度进尺。8.5完井及储层改造工程方案8.5.1完井及储层改造工程设计基本要求应以适宜开发区地质工程条件及提高储层改造效果为目标，采用先进成熟的完井及储层改造工艺技术，优化储层改造主体工艺、施工参数、入井材料，强化压裂监测，制定合理排采制度，保障气井生产指标达到方案设计。8.5.2前期完井与储层改造工艺效果分析应对前期实施的先导试验井或试采井开展完井与储层改造工艺效果分析，包括但不局限于以下内a)完井与储层改造实施情况；b)完井与储层改造主体工艺技术及参数适应性评价；c)关键入井材料适应性评价，包括液体体系、支撑剂类型、分段工具等；d)影响储层改造效果的主要因素。8.5.3完井及储层改造工程设计内容GB/T34163—XXXX8在先导试验井或试采井储层改造实施效果评价的基础上，以利于提高人工裂缝复杂程度及气井生产效果为目标开展完井及储层改造设计，完井及储层改造工程设计包括但不局限于以下内容：a)完井设计：完钻井深应考虑储层改造设备及工艺可实施条件；套管下入应采用旋转下套管方式；b)完井方式：完井方式应考虑储层改造、生产阶段排水采气工艺实施、修井作业及安全生产等需求；套管完井时，套管选型应满足储层改造设计所需施工排量、分段工具类型；c)射孔设计：设计内容包括水平段的射孔簇间距、密度及相位角、射孔枪弹类型等；在已选定油层套管的情况下，宜（应）根据先导试验井或试采井储层改造效果、体积压裂技术需求，设计射孔参数；d)井口装置：应综合考虑流体性质、井口最高关井压力、井口温度、常年气温、最高气体流量等因素，选择井口装置的材质、压力和温度等级、密封连接方式；对高温、高压、高产的气井，应提高井口装置的压力温度监测装置要求；e)储层改造工艺：应根据先导试验井或试采井压裂工艺实施效果，结合完井井身结构、井深、油层套管参数及储层地质工程特征，确定主体工艺；f)储层改造参数：包括分段设计、射孔位置、施工排量、加砂强度、用液强度等施工参数。分段设计应考虑井轨迹穿行小层的储层物性、构造及天然裂缝分布、狗腿度、地层破裂压力等因素，同一改造段应尽可能地质工程参数基本一致，确保多簇条件下均匀改造；射孔位置应避开高狗腿、断层等不利因素，根据先导试验井或试采井压裂施工参数评价认识成果，综合考虑地质工程特征、套变及压窜风险等井下复杂，设计施工参数；g)关键入井材料：包括压裂液体系、支撑剂类型、分段改造工具等。应综合考虑储层岩石矿物组分、脆性矿物含量、储层岩石力学特征，结合先导试验井或试采井压裂液体系效果评价认识，以低伤害、低成本、利于形成复杂人工裂缝为原则优化压裂液体系，其中滑溜水性能按NB/T14003.1规定执行，交联液性能按NB/T14003.3规定执行；结合先导试验井或试采井支撑剂效果评价认识成果，综合储层闭合压力、人工裂缝开启宽度、室内实验评价结果和经济性，确定支撑剂类型和用量，支撑剂性能应符合SY/T5108规定；应综合考虑油层套管型号、压裂主体工艺、水平段井筒条件，以满足各改造段有效分隔及气井生产为原则优选分段工具；h)储层改造施工方式：应根据井场条件、产能建设安排、设备条件等因素设计施工方式，宜采用工厂化、拉链式作业方式；i)储层改造监测：应以地质评价、压后效果评估及工程参数优化为目的，设计压裂监测方案，包括监测项目、监测设备、监测周期、监测要求等；j)排采制度：应综合考虑地层闭合压力、裂缝闭合时间、控制支撑剂回流等因素设计排采制度，包括油嘴选型、制度调整条件或周期等，试气按NB/T14014规定执行。8.6采气工程方案8.6.1采气工程设计基本要求应以气藏工程方案设计为基础，充分利用地层能量，采用成熟适用、安全可靠、经济可行的采气工艺技术，保障气井安全平稳生产，提升生产管理水平。8.6.2前期采气工艺效果分析应对前期实施的先导试验井或试采井开展采气工艺效果分析，包括但不局限于以下内容：a)管柱尺寸适应性；b)排水采气工艺及效果；c)水合物防治措施及效果；d)油管防腐工艺及效果。8.6.3采气工程设计内容GB/T34163—XXXX9采气工程设计内容包括但不局限于以下内容：a)生产管柱设计：应根据气井生产及井况要求开展生产管柱设计，包括管柱尺寸优选、结构设计、强度校核、下入时机和下入深度设计；b)井下腐蚀与防腐工艺：应综合考虑前期投产井腐蚀环境、腐蚀因素、腐蚀速度和腐蚀程度等评价认识成果，制定防腐措施；c)排水采气工艺：应综合考虑气井全生命周期生产动态预测、井身结构及地面配套等因素，优选排水采气工艺或工艺组合；d)动态监测：应根据气藏工程制定的动态监测内容，选择动态监测工艺；e)采气工艺信息化：采气装置设计、站场设计以及采气工艺设计宜考虑气井生产自动化和生产数据的信息化应用，提高气井生产管理技术水平。8.7地面工程方案8.7.1地面工程设计基本要求以气藏工程、钻井工程、完井及储层改造工程、采气工程方案为依据，根据区域性地面总体规划，结合已建地面系统布局，采用成熟适用的工艺技术，贯彻标准化设计、模块化施工、撬装化装置、数字化气田的设计理念。8.7.2地面工程设计内容地面工程设计的主要内容应包括建设规模及总体布局、外输流向方案、原料气处理、集输工艺方案、自动控制及通信、公用工程及配套、返排液系统、数字化建设、新能源利用、组织机构及劳动定员、地面工程健康安全环境要求、建设工作量和地面工程投资估算、工程实施进度安排。8.7.3地面工程总体布局地面总体布局应结合区块整体规划，充分利用已建设施，依托周边市场和管网条件；应根据气藏工程方案制定的产量规模、分年产能建设安排和产量安排、产品气外输流向等，优化布局和集输工艺方案，确保天然气总体流向顺畅；外输方案应统筹考虑周边市场与外输管网，优先供给周边市场，富余气通过管道外输；集气管网宜采用“放射状”管网或串接高低压复线管网布局，减少平台间压力干扰。8.7.4集输工艺方案根据地面工程总体布局，宜推行“高低压分输、集中增压与脱水、生产设备搬迁复用”的思路确定集输工艺方案；应包括：集输站场工艺（平台和集气站等）、集输管网、增压工艺及天然气处理工艺等。设备选型应有利于实现规模化采购、工厂化预制和模块化安装。8.7.5自动化控制自动化控制应根据站场分布、管网布局以及生产管理需求合理设置自动化控制架构和控制水平，平台井站、集气站宜满足无人值守要求。8.7.6通信通信系统应满足生产现场对数据自动化录取和图像传输等通信的需求，设计应充分利用已建资源，并提供安全可靠的通信通道，包括主用通信、备用通信、应急通信。通信设备选型应选择符合国家或行业标准的设备，并兼容已建通信网络。8.7.7公用工程及配套GB/T34163—XXXX公用工程及配套应包括供配电、给排水及消防、热工及暖通、防腐、总图及道路、建筑结构、水土保持、环境保护、安全设施设计、节能等内容。8.7.8返排液系统返排液系统包括但不限于返排液管网布置、转输泵站、回用水处理装置、回注站等；应根据平台部署、压裂用水预测量、返排液回用预测量综合分析比选确定返排液转输系统方案；井区转水管网宜互联、互通。返排液系统设计编制按《页岩气储层改造第3部分：压裂返排液回收和处理方法》规定执行。8.7.9完整性管理完整性管理应对站场、设备和管道进行分类管理，明确需开展的风险评价工作，结合高后果区识别结果，制定相应的风险控制对策。8.7.10数字化建设数字化设计应结合生产规模、业务流程、管理体系，对数据资源建设、应用系统功能、网络安全等内容开展设计。数字化设计宜满足建设阶段数字化移交和生产阶段数字化管控要求。建设阶段数字化移交强化数据质量，符合数据规范性、数据完整性、数据准确性、数据一致性、数据时效性等要求；生产阶段以感知、互联、数据融合为基础，构建实时监控、智能诊断、自动处置、智能优化的应用场景，满足生产运行与应急指挥的一体化协同管控。8.7.11新能源利用应基于气田区域可利用新能源禀赋，开展开发区可利用光能、风能、地热能、压力能及伴生资源等新能源的资源摸排，在技术经济可行的条件下制定可利用的新能源方案。8.8建产安排8.8.1建产实施安排综合按照方案设计的建产规模、达产时间、稳产年限等，考虑分年工作量均衡性，设计每年开钻井、投产井的工作量以及每年新建产能、累计新建产能、每年产量。8.8.2地面工程实施安排根据每年产量规模、新投产井井位部署及产量安排，安排地面工程建设实施进度，编制分年工作量表。8.9质量健康安全环保节能评价8.9.1基本要求以地质与气藏工程、钻井工程、完井及储层改造工程、采气工程、地面工程方案为基础，以相关的国家法律法规、地方性法规、标准规范为依据，结合气田自然环境和社会环境进行评价。8.9.2质量从页岩气开发全过程识别可能存在的质量风险，对影响项目重大质量风险的因素进行论证，对开发方案、质量性能指标、技术水平等进行评估，提出地质与气藏工程、钻井工程、完井及储层改造工程、采气工程、地面建设工程实施过程中以及气田生产等各阶段的质量风险预防及控制措施。质量性能指标、重大质量风险的识别及预防属重点评价内容。8.9.3健康GB/T34163—XXXX从页岩气开发全过程对存在或产生的职业病危害因素、工作场所卫⽣防护设施、个体防护用品、应急管理进行评价，由此评价开发方案的可行性；制定预防或消减职业病危害因素的对策和措施，提出健康管理方面的建议。职业病危害因素识别及建设项目职业病防护设施“三同时”属重点评价内容。8.9.4安全从页岩气开发全过程对存在或产生的危险有害因素、重大危险源、安全间距、应急管理进行评价，由此评价开发方案的可行性；制定预防或减轻危险有害因素的对策和措施，提出安全管理方面的建议。危险有害因素识别及安全间距属重点评价内容。8.9.5环保从页岩气开发全过程识别可能存在的危险、有害因素以及环境影响因素，由此评价开发方案的可行性；提出预防或减轻不良环境影响的对策和措施；制定相应的环境管理办法，包括跟踪监测和事中事后监管等；估算相关投资。水资源合理利用及压裂液、钻井液、钻井岩屑处理属重点评价内容。8.9.6节能从页岩气开发全过程分析评价项目节能降碳措施，对于可量化的节能降碳措施计算其节能效果及碳减排量；分析核算项目全过程能源消费量、二氧化碳排放量，并结合项目实际情况，提出有针对性的节能管理、技术及节水措施。项目年综合能源消费量、二氧化碳排放量属重点评价内容。8.10投资估算与经济评价8.10.1投资估算与经济评价基本要求应以地质与气藏工程、钻井工程、完井及储层改造工程、采气工程、地面工程方案、质量健康安全环保节能评价为基础，综合考虑技术进步、投资及成本变化趋势、国家及地方页岩气开发补贴、税率等相关政策，进行项目投资和项目资本金现金流量分析及相关经济评价指标计算。8.10.2投资估算投资可分为建设期总投资和运营期投资。投资估算应包括但不限于建设投资、建设期利息、流动资金、项目总投资、报批投资。对纳入开发项目产量计算的老井，应包括老井利用的钻完井投资和地面工程投资。应按工程项目所在地和年价格水平编制钻完井投资估算书、地面工程投资估算书，完整的反映项目建设内容的全部投资。8.10.3收入及成本计算收入及成本计算应包括但不限于总成本费用、销售收入、税金及利润、完全成本。8.10.4主要财务指标主要财务指标应包括但不限于税后财务内部收益率、财务净现值、投资回收期、总投资收益率、项目资本金净利润率。当项目为多方单位联合开发时，应分别测算各单位财务指标。8.10.5敏感性分析敏感性因素包括但不限于天然气价格、产量、成本和投资。应测算各敏感性因素变化对开发方案经济效益影响程度，评价开发方案抗风险能力。8.11不确定性分析及风险评估GB/T34163—XXXX8.11.1不确定性分析包括但不限于对储量及预测产量可靠性、工艺技术适应性、方案实施进度、价格、市场及政策变化可能存在的不确定性进行分析。8.11.2风险评估评估不确定性因素对开发规模和开发效益的影响程度，提出风险削减措施。9方案报告方案报告包括总报告和分报告，其中分报告可按照地质与气藏工程、钻井工程、完井及储层改造工程、采气工程、地面工程、健康安全环境保护节能、投资估算与经济评价等专业进行编制，必要时各专业分报告可增加相应附件。GB/T34163—XXXX（资料性）页岩气开发评价的资料需求为了保障页岩气开发方案编制的质量，应满足相关研究工作对基础资料及前期先导试验或试采成果认识的需求，见表A.1。表A.1页岩气开发评价必要的基础资料类别专业资料项地质特征资料地震构造图、解释剖面图、构造及断裂特征参数表；储层厚度、含气性、脆性、裂缝发育程度地震预测图。测井储层有效厚度、孔隙度、渗透率、含气饱和度、岩石组分、有机碳含量、游离气含量、吸附气含量、总含气量、杨氏模量、泊松比、脆性指数、最大和最小水平主应力、天然裂缝发育程度描述参数。岩石矿物岩石类型、矿物组分、脆性矿物含量地球化学总有机碳含量、有机质热演化程度、干酪根类型、干酪根含量。储层物性孔隙类型、孔径、孔隙度、比表面积、渗透率、天然裂缝发育程度描述参数。含气性特征含气饱和度、总含气量、吸附气含量，不同压力条件下吸附与解吸气量。地质力学最大水平主应力及方向、最小水平主应力及方向、水平应力差、杨氏模量、泊松比、抗压强度、体积模量流体物性天然气组分、天然气相态及PVT参数、原油PVT参数、原油组分、产出水PVT参数、产出液矿化度、离子含量。渗流力学渗透率、应力敏感性参数、相对渗透率。动态监测资料气藏工程微注测试、微地震、广域电磁法测试、示踪剂测试、生产测井、井下分布式光纤监测、试井、井筒梯度测试等。返排及生产数据气藏工程地层压力、地层温度、井底压力、井底温度、井口压力、井口温度、气井产能、气井产气量、产油量和产液量、返排率、气井产量和压力递减率、气井EUR。钻井工程资料钻井工程井身结构、井眼轨迹剖面及控制措施、钻井液及储层保护、钻头、钻具组合、关键提速工具、套管、钻井装备及井控装置、工厂化作业模式、时效分析、钻速、钻井周期。完井及储层改造工程资料完井工程完井方式、完井管柱、完井周期、储层改造工艺及工具、储层改造液体及支撑剂类型、射孔工艺及参数、储层改造工艺及参数、储层改造监测与评价结果。采气工程资料采气工程生产管柱、采气井口装置、排水采气工艺、防腐措施及效果。地面工程资料地面工程周边市场、周边管网、已建地面集输系统等情况。GB/T34163—XXXX（资料性）页岩气开发方案编制的协同工作程序表B.1给出了页岩气开发方案编制过程中管理部门与技术研究项目组的分工。B.1页岩气开发方案编制技术研究工作程序阶段参与的专业组成果需求分析及可行性论证开发方案编制所有专业组。明确页岩气开发可行性，根据技术、管理、施工、市场等方面的需求分析提出开发方案编制指导性意见。地质与气藏工程方案设计地质与气藏工程专业组。提交地质与气藏工程推荐方案和备选方案。工程方案设计钻井工程、完井及储层改造工程、采气工程、地面工程专业组。分别提交钻井工程、完井及储层改造工程、采气工程、地面工程设计。产能建设部署开发方案编制所有专业组。确定钻井及地面工程建设实施安排，提出完善方案、优化实施的补充性要求。质量健康安全环保节能评价质量健康安全环保节能评价专业组。完成质量、健康、安全、环保、节能评价与保障措施、应急预案等。投资估算和经济效益评价经济评价专业组。完成投资估算和经济评价。方案整体优化完善开发方案编制所有专业组。整合各专业研究成果，分析不协调的问题和欠考虑的因素，进行优化改进和完善。方案审批开发方案编制所有专业组。形成完整方案，提交专业报告和总报告。气田开发决策部门审批后