石油天然气勘探开发规范与操作指南（标准版）

石油天然气勘探开发规范与操作指南（标准版）第1章总则1.1适用范围本规范适用于石油天然气勘探开发全过程，包括地质调查、钻井工程、采油工程、生产运营及环境保护等环节。适用于陆上和海上油气田，涵盖常规油气和非常规油气资源的开发活动。本规范适用于国家批准的油气田开发项目，适用于各类油气企业及政府监管机构。本规范适用于石油天然气勘探开发的规划、设计、施工、生产、运营及退役等全生命周期管理。本规范适用于符合国家法律法规及行业标准的油气田开发活动，确保安全、环保、经济高效。1.2规范依据本规范依据《石油天然气开采规范》（GB50288-2012）及《石油天然气钻井工程规范》（GB50268-2018）等国家标准制定。本规范参考了《石油天然气工程设计规范》（GB50288-2012）及《油气田开发工程设计规范》（GB50289-2018）等行业标准。本规范依据《油气田开发工程安全规程》（SY/T5256-2018）及《油气田开发工程环境保护规范》（SY/T5257-2018）等规范性文件。本规范引用了《地质力学》（第三版）及《石油工程基础》（第5版）等专业教材中的理论基础。本规范结合了国内外油气田开发的实践经验，包括美国API标准、欧洲EN标准及中国石油天然气集团（CNPC）的开发经验。1.3规范原则本规范遵循“安全第一、预防为主、综合治理”的安全生产原则。本规范坚持“科学规划、合理开发、高效利用”的开发原则。本规范贯彻“环保优先、资源节约”的可持续发展原则。本规范强调“以人为本、保障员工健康”的安全环保原则。本规范遵循“统一标准、分级管理、动态优化”的管理原则。1.4术语定义勘探：指通过地质调查、物探、钻探等手段，查明油气田地质构造、储量及分布的活动。钻井：指在地表或地下钻取井筒，以获取油气资源的工程活动。采油：指通过井下工具和设备将油气从地层中回收的过程。生产运营：指油气田开发过程中，包括井下作业、生产管理、设备维护等环节的系统性工作。环境保护：指在油气田开发过程中，采取措施减少对环境的负面影响，确保生态平衡与资源可持续利用。第2章勘探准备与地质调查2.1勘探区选择与评估勘探区的选择需基于地质构造、油源岩分布、运移通道及经济可行性等综合因素，通常采用区域地质调查与构造分析相结合的方法，以确定具有潜在油气资源的区域。根据《石油天然气勘探开发规范与操作指南（标准版）》第3.1.1条，勘探区应优先选择构造复杂、储层发育、油源充足且经济可行的区域。勘探区评估需结合地震勘探、地球物理测井、钻井试油等多学科数据，通过三维地质建模和油藏模拟技术，对区域构造演化、油层分布及储渗性进行系统分析。据《中国石油天然气集团有限公司勘探开发技术规范》（2020版）第5.2.3条，勘探区应进行风险评估，明确其勘探潜力与开发前景。勘探区的选择应考虑地质风险、环境影响及经济成本，通常采用“优选-优选-优选”原则，优先选择具有较高勘探潜力且风险较低的区域。根据《国际石油学会（ISO）标准》第10.2.1条，勘探区应进行多参数综合评价，确保勘探决策的科学性与合理性。勘探区的评估需结合历史地质资料、邻近区块勘探成果及当前技术条件，通过地质建模与数值模拟，预测油气藏的分布、储量及开发潜力。据《中国石油天然气集团有限公司勘探开发技术规范》（2020版）第5.2.4条，应建立地质-工程一体化评估体系，确保勘探区的科学性与可行性。勘探区的评估结果应形成详细的勘探区划分方案，明确勘探目标层位、构造特征及储层参数，为后续勘探工作提供明确的指导。根据《石油天然气勘探开发规范与操作指南（标准版）》第3.1.2条，勘探区划分应结合区域地质特征与勘探目标，确保勘探工作的系统性和针对性。2.2地质调查方法与技术地质调查方法包括区域地质调查、构造分析、沉积相分析、地球化学调查等，需结合地球物理、地球化学与地质学多学科数据进行综合分析。根据《石油天然气勘探开发规范与操作指南（标准版）》第3.2.1条，应采用“多学科联合调查”方式，确保地质资料的全面性和准确性。构造分析主要通过地震勘探、地质构造图及三维地质建模技术进行，以识别构造边界、断层分布及构造样式。根据《国际石油学会（ISO）标准》第10.2.2条，构造分析应结合地震数据与地层剖面，明确构造演化历史与构造应力场。沉积相分析通过岩心、测井、地球化学数据，识别沉积环境、沉积相带及储层物性特征。根据《中国石油天然气集团有限公司勘探开发技术规范》（2020版）第5.2.5条，沉积相分析应结合沉积相图与储层物性参数，明确储层发育情况。地球化学调查通过钻井取样、测井与地球化学分析，识别油气显示、有机质含量及烃源岩分布。根据《国际石油学会（ISO）标准》第10.2.3条，地球化学调查应结合钻井取样与测井数据，明确油气显示的分布与强度。地质调查技术应结合现代技术手段，如遥感、GIS、三维地质建模等，提高地质调查的效率与精度。根据《石油天然气勘探开发规范与操作指南（标准版）》第3.2.2条，应建立地质调查数据库，实现地质资料的数字化与集成管理。2.3地质资料收集与整理地质资料收集应包括区域地质资料、构造资料、沉积相资料、地球化学资料及钻井数据等，需系统整理并分类存储。根据《石油天然气勘探开发规范与操作指南（标准版）》第3.3.1条，应建立地质资料档案库，确保资料的完整性与可追溯性。地质资料整理需采用标准化格式，如地质图、剖面图、储量表等，结合GIS技术进行空间分析与可视化。根据《中国石油天然气集团有限公司勘探开发技术规范》（2020版）第5.2.6条，应建立地质资料数据库，实现资料的数字化与共享。地质资料整理应结合地质建模与数值模拟，形成地质-工程一体化资料体系，为后续勘探与开发提供科学依据。根据《国际石油学会（ISO）标准》第10.2.4条，应建立地质资料的动态更新机制，确保资料的时效性与准确性。地质资料整理需结合历史资料与最新研究成果，通过系统分析与对比，识别地质特征与异常区域。根据《石油天然气勘探开发规范与操作指南（标准版）》第3.3.2条，应建立地质资料的更新机制，确保资料的连续性与准确性。地质资料整理应形成系统性的地质报告与地质图，为勘探决策提供科学依据。根据《中国石油天然气集团有限公司勘探开发技术规范》（2020版）第5.2.7条，应建立地质资料的归档与共享机制，确保资料的可利用性与可追溯性。第3章勘探钻井与井下作业3.1钻井设计与施工钻井设计需依据地质储量、构造特征及钻井工程条件，采用三维地震勘探与钻井工程综合分析方法，确保井位选择符合地质构造趋势与油气分布规律。根据《石油天然气钻井工程设计规范》（GB50288-2012），钻井井眼轨迹应结合地层压力、井控要求及钻井设备能力进行优化设计。钻井参数设计需考虑钻井液性能、钻头类型、钻井速度及钻井液循环系统配置，确保钻井过程中的地层稳定与钻井液循环效率。根据《石油天然气钻井工程设计规范》（GB50288-2012），钻井液密度应根据地层压力梯度及钻井深度进行调整，通常控制在1.1-1.3g/cm³之间。钻井施工过程中需严格控制井眼轨迹，采用定向钻井技术或轨迹控制技术，确保井眼在地层中保持稳定，避免井壁坍塌或地层漏失。根据《石油天然气钻井工程设计规范》（GB50288-2012），井眼轨迹偏差应控制在±5°以内，以确保钻井作业的安全与效率。钻井作业需配备完善的钻井设备，包括钻机、钻井泵、钻井液循环系统及井控设备，确保钻井过程中的动力供应与压力控制。根据《石油天然气钻井工程设计规范》（GB50288-2012），钻井设备应具备足够的功率与可靠性，以应对复杂地层条件下的钻井需求。钻井施工过程中需进行实时监测与数据采集，包括地层压力、钻井液参数、钻头磨损情况等，确保钻井作业的安全与效率。根据《石油天然气钻井工程设计规范》（GB50288-2012），钻井过程中应定期检查钻井液性能，确保其具备良好的润滑性、抗盐性和抗高温性能。3.2井下作业技术规范井下作业前需进行井下工具检查与测试，确保井下工具完好无损，符合井下作业要求。根据《石油天然气井下作业技术规范》（SY/T5257-2017），井下工具应具备良好的密封性、抗压性和抗拉性，以确保作业安全。井下作业过程中需严格控制作业参数，包括钻井液性能、钻井速度、钻井液循环系统运行状态等，确保作业过程中的地层稳定与井筒安全。根据《石油天然气井下作业技术规范》（SY/T5257-2017），钻井液性能应满足地层压力要求，确保井筒内无漏失与失衡现象。井下作业需采用先进的井下工具与设备，如钻头、钻柱、钻井液泵等，确保作业过程中的钻井效率与安全性。根据《石油天然气井下作业技术规范》（SY/T5257-2017），井下工具应具备良好的抗腐蚀性与抗疲劳性，以适应复杂地层条件。井下作业过程中需进行实时监测与数据采集，包括地层压力、钻井液参数、钻头磨损情况等，确保作业过程中的地层稳定与井筒安全。根据《石油天然气井下作业技术规范》（SY/T5257-2017），作业过程中应定期检查钻井液性能，确保其具备良好的润滑性、抗盐性和抗高温性能。井下作业需遵循严格的作业程序与安全操作规程，确保作业过程中的安全与效率。根据《石油天然气井下作业技术规范》（SY/T5257-2017），作业人员应接受专业培训，熟悉作业流程与安全操作要点，确保作业安全与效率。3.3井下工具与设备使用井下工具使用前需进行检查与测试，确保其性能符合作业要求。根据《石油天然气井下作业技术规范》（SY/T5257-2017），井下工具应具备良好的密封性、抗压性和抗拉性，以确保作业安全。井下工具使用过程中需注意作业参数控制，包括钻井液性能、钻井速度、钻井液循环系统运行状态等，确保作业过程中的地层稳定与井筒安全。根据《石油天然气井下作业技术规范》（SY/T5257-2017），钻井液性能应满足地层压力要求，确保井筒内无漏失与失衡现象。井下工具使用过程中需定期进行维护与保养，确保其长期稳定运行。根据《石油天然气井下作业技术规范》（SY/T5257-2017），井下工具应具备良好的抗腐蚀性与抗疲劳性，以适应复杂地层条件。井下工具使用过程中需遵循严格的作业程序与安全操作规程，确保作业过程中的安全与效率。根据《石油天然气井下作业技术规范》（SY/T5257-2017），作业人员应接受专业培训，熟悉作业流程与安全操作要点，确保作业安全与效率。井下工具使用过程中需进行实时监测与数据采集，包括地层压力、钻井液参数、钻头磨损情况等，确保作业过程中的地层稳定与井筒安全。根据《石油天然气井下作业技术规范》（SY/T5257-2017），作业过程中应定期检查钻井液性能，确保其具备良好的润滑性、抗盐性和抗高温性能。第4章勘探井测试与评价4.1井测试方法与流程井测试是勘探井完成钻井后，通过注入流体、压井、测试等手段，获取地层压力、流体性质、渗透率等关键参数的过程。根据《石油天然气勘探开发规范与操作指南（标准版）》要求，井测试应遵循“先压后测”原则，确保地层稳定后再进行测试，避免测试过程中因地层压力变化导致数据失真。井测试方法主要包括压井测试、试井测试、流体测试等。其中，压井测试用于评估地层压力，通过向井内注入流体并记录压力变化曲线，可判断地层破裂压力和地层渗透性。根据《石油工程》期刊2020年研究，压井测试的准确度与测试方法、仪器精度密切相关。井测试流程通常包括准备阶段、测试阶段、数据采集阶段和分析阶段。准备阶段需完成井口密封、测压设备安装、测试方案制定等工作；测试阶段根据测试目的选择合适的方法；数据采集阶段需记录压力、流体性质、温度等参数；分析阶段则通过数值模拟和地质解释，得出地层参数和地质构造信息。井测试过程中，需注意测试时间、测试参数的控制以及数据的准确性。例如，压井测试应控制注入速度，避免过快导致地层流体溢出；试井测试应确保测试井与目标井的间距、钻井参数一致，以保证测试结果的可靠性。井测试结果需结合地质资料进行综合分析，形成测试报告，并作为后续开发决策的重要依据。根据《石油工程》2019年文献，测试报告应包括地层压力、渗透率、流体性质等关键数据，并结合地震、钻井等资料进行地质解释。4.2井测试数据采集与分析井测试数据采集主要通过测压设备、流体监测系统、温度传感器等装置完成。测压设备可记录井内压力变化，流体监测系统可实时采集流体的流量、压力、温度等参数，确保数据的连续性和准确性。数据采集过程中，需注意数据的采样频率和精度。例如，压井测试应每15分钟采集一次压力数据，流体测试则需每分钟记录一次流体性质变化，以确保数据的完整性。数据分析通常采用数值模拟、地质解释、统计分析等方法。数值模拟可用于预测地层渗透率和压力分布，地质解释则结合井相、岩性、构造等信息进行地层划分和断层识别。根据《石油工程》2021年研究，数据采集与分析应结合多源数据，提高结果的可信度。数据分析结果需通过图表、曲线、统计表等形式呈现，便于直观理解。例如，压力-时间曲线可反映地层压力变化趋势，流体性质变化曲线可判断流体类型和流动状态。井测试数据的分析需结合实际地质条件，避免单一数据判断。例如，地层渗透率的测定需结合地层厚度、孔隙度等参数，确保分析结果的科学性和实用性。4.3井测试结果评价与应用井测试结果评价需综合考虑地层参数、流体性质、压力变化等多方面因素。根据《石油工程》2022年文献，评价应包括地层压力是否稳定、渗透率是否符合开发要求、流体是否处于生产状态等。评价结果直接影响后续开发方案的设计。例如，若井测试显示地层压力较高，可能需调整注水方案；若流体性质显示为油状流体，则需考虑油井开发策略。井测试结果可作为开发井的决策依据，如是否进行压裂、是否进行注水、是否进行采油等。根据《石油工程》2018年研究，测试结果应与开发目标相结合，确保开发方案的经济性和可行性。井测试结果还可用于地质建模和储量估算。例如，通过测试数据反演地层渗透率和孔隙度，提高储量估算的精度。井测试结果的评价与应用需结合实际生产情况，定期进行复测和修正。根据《石油工程》2020年文献，测试结果应动态更新，确保开发方案的适应性和灵活性。第5章勘探井完井与井控管理5.1井完井技术规范井完井技术应遵循《石油天然气井完井技术规范》（SY/T6204-2021），确保井筒完整性和密封性，防止地层流体侵入井筒。井下水泥浆注入应采用“三段式”工艺，即水泥浆、水泥浆-加重钻井液、水泥浆，以确保井壁稳定。井下完井方式应根据地质条件、油层特性及开发方案选择，如裸眼完井、砾石充填完井、分层完井等。对于复杂地层，应采用“分段压裂+分段完井”技术，提高井筒渗透性与产能。井下完井过程中，应严格控制钻井液密度、粘度及滤失量，确保钻井液在井筒内循环稳定。根据《石油天然气钻井液技术规范》（SY/T5141-2017），钻井液密度应控制在1.15~1.30g/cm³之间，以防止井壁坍塌。井下完井后，应进行井筒压力测试，使用井下压力监测系统（如井下压力传感器）实时采集数据，确保井筒内压力平衡。根据《井下压力监测系统技术规范》（SY/T6204-2021），应至少每72小时进行一次压力监测。井下完井后，应进行井筒清洁与密封处理，使用高密度水泥浆进行井筒封固，防止地层流体窜流。根据《井筒封固技术规范》（SY/T5141-2017），水泥浆应采用“三比一”配比，即水泥：砂：水=1:1.5:1.0。5.2井控管理要求井控管理应严格遵循《井控技术规范》（SY/T6220-2016），实施“七步法”井控操作，包括起下钻、压井、压裂、固井、测试、完井、关井等关键环节。井控设备应配备完善的井控系统，包括井口防喷器、钻井液循环系统、井下压力监测系统等。根据《井控设备技术规范》（SY/T6220-2016），井口防喷器应具备自动关井功能，确保井控安全。井控过程中，应严格控制钻井液性能，确保其密度、粘度、滤失量等指标符合要求。根据《钻井液技术规范》（SY/T5141-2017），钻井液密度应控制在1.15~1.30g/cm³之间，以防止井喷。井控操作应由持证人员执行，操作前应进行风险评估，制定应急预案。根据《井控操作规范》（SY/T6220-2016），井控操作应由具备井控资格的人员进行，且操作前应进行模拟演练。井控管理应建立完善的监控与记录制度，包括井控设备状态、钻井液参数、井口压力变化等，确保井控过程可控、可追溯。5.3井下压力控制措施井下压力控制应采用“井下压力监测+井下压裂+井下压井”三位一体控制策略。根据《井下压力监测系统技术规范》（SY/T6204-2021），应实时监测井筒内压力变化，确保井下压力在安全范围内。井下压裂作业应采用“分段压裂+分段压井”技术，确保压裂液在井筒内循环均匀，避免井下压力骤升。根据《压裂作业技术规范》（SY/T6204-2021），压裂液应采用高粘度、低滤失量的压裂液，以减少对地层的损害。井下压井作业应采用“压井+压裂”双控策略，确保压井液在井筒内循环稳定，防止井下压力失控。根据《压井作业技术规范》（SY/T6204-2021），压井液应采用高密度、低粘度的压井液，确保压井过程安全可控。井下压力控制应结合井下压力监测系统（如井下压力传感器）和钻井液循环系统，实现动态压力控制。根据《井下压力监测系统技术规范》（SY/T6204-2021），应至少每72小时进行一次压力监测，确保井下压力稳定。井下压力控制应结合井下压力梯度分析，根据地层压力、井深、钻井液性能等因素，制定合理的压力控制方案。根据《井下压力梯度分析技术规范》（SY/T6204-2021），应通过井下压力梯度分析，预测井下压力变化趋势，制定压力控制措施。第6章勘探井生产与开发6.1井生产测试与监测井生产测试是评估油气井产能的关键环节，通常包括压井测试、试井测试和动态监测。根据《石油天然气勘探开发规范与操作指南（标准版）》要求，测试应采用分段压井法，确保井筒压力稳定，避免对地层造成损害。井生产测试过程中需记录井口压力、流速、温度、流体性质等数据，这些数据通过井下监测系统实时采集，确保测试数据的准确性。例如，某油田在测试中采用多参数监测系统，准确记录了井口压力变化，为后续开发提供依据。井生产测试后，需进行产能评估，包括产量、压力、流速等参数的分析，根据《油气田开发工程设计规范》要求，产能指标应满足开发方案中的最低要求。井生产测试期间，应定期检查井筒完整性，防止渗漏或漏失，确保测试数据的可靠性。根据《井下工具设计与使用规范》，井筒密封应采用耐高温、耐高压的材料，确保测试过程安全。井生产测试完成后，需进行数据整理与分析，结合地质、工程和生产数据，形成生产测试报告，为后续开发决策提供科学依据。6.2井生产数据采集与分析井生产数据采集主要通过井下监测系统、生产测井、远程监控系统等手段实现，数据包括压力、温度、流速、流体性质等。根据《油气田生产测井技术规范》，数据采集应遵循“定时、定点、定量”的原则。数据采集需确保数据的连续性和完整性，避免数据丢失或误差。例如，某油田采用光纤传感器实时监测井下参数，数据采集频率可达每分钟一次，确保数据的实时性。数据分析需结合地质、工程和生产数据，采用统计分析、趋势分析等方法，识别生产异常或潜在问题。根据《油气田生产数据分析规范》，数据分析应包括产能动态分析、压力梯度分析等。数据分析结果应形成报告，供开发人员参考，指导生产调整和开发方案优化。例如，某油田通过数据分析发现某一井段压力下降明显，及时调整了钻井参数，提高了采收率。数据采集与分析需建立标准化流程，确保数据的可追溯性和可重复性，符合《油气田数据采集与管理规范》的要求。6.3井生产优化与调整井生产优化主要通过调整钻井参数、井下工具配置、生产方式等实现，以提高产能、降低能耗。根据《井下工具设计与使用规范》，优化应结合地质条件和开发目标，制定针对性措施。井生产优化过程中，需定期进行生产测试和动态监测，根据数据反馈调整生产参数。例如，某油田通过优化井下泵的冲次和排量，提高了单井产量，降低了能耗。优化调整应结合地质模型和生产数据，采用数值模拟技术进行预测和验证，确保优化方案的科学性。根据《油气田开发工程设计规范》，模拟应包括地层压力、流体流动等参数。优化调整后，需进行效果评估，包括产量、压力、流体性质等指标的变化，确保优化措施有效。例如，某油田通过优化调整后，单井产量提升了15%，采收率提高了5%。优化调整应纳入生产管理系统，实现动态管理，确保生产过程的持续优化和高效运行。根据《油气田生产管理系统规范》，系统应具备数据采集、分析、优化和反馈功能。第7章勘探井安全与环保管理7.1安全生产规范勘探井施工过程中，必须严格执行《石油天然气勘探开发安全规范》（SY/T6502-2017），确保井口、井筒、井底等关键部位的防喷装置完好，定期进行压力测试与密封性检查，防止井喷或井漏事故。井下作业需遵循《井下作业安全规程》（GB19438-2009），操作人员须持证上岗，作业前进行风险评估，制定详细的安全措施计划，确保作业过程符合“三查三定”（查设备、查人员、查环境，定措施、定时间、定责任人）的要求。在钻井、完井、试油等关键工序中，应设置专职安全监督人员，实时监控作业现场，发现异常情况立即上报并采取应急措施，确保作业全过程符合“安全第一、预防为主”的原则。井场周边应设置警示标志和隔离带，严禁非作业人员进入，作业区域应配备应急救援设备，如防爆器材、呼吸器、救生舱等，确保突发事故时能够迅速响应。严格执行“双岗双责”制度，作业单位与施工方需签订安全责任书，明确各岗位的安全职责，定期开展安全培训与演练，提升全员安全意识与应急处置能力。7.2环保措施与要求勘探井施工过程中，应严格遵守《石油天然气勘探开发环境保护规定》（GB18242-2016），控制钻井液、废渣、废气等污染物排放，确保符合“三废”（废水、废气、废渣）处理标准。钻井液排放需经处理后达标排放，严禁直接排入自然水体，应通过沉淀池、过滤装置等进行净化处理，确保排放浓度符合《钻井液排放标准》（GB16483-2018）要求。井场应设置固废堆放点，定期清理并进行无害化处理，严禁随意丢弃废弃钻具、钻头等，应按照《固体废物资源化利用技术规范》（GB18542-2017）进行分类存放与回收。作业区域应定期开展环境监测，重点监控空气、水体、土壤等环境指标，确保符合《环境空气质量标准》（GB3095-2012）和《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）要求。勘探井施工期间，应采取措施减少噪音、振动对周边居民的影响，如使用低噪声设备、设置隔音屏障，确保作业区符合《社会生活环境噪声排放标准》（GB12523-2010）要求。7.3应急处理与事故应对勘探井发生井喷、井漏、井塌等事故时，应立即启动《井喷事故应急响应预案》（SY/T6220-2017），组织专业应急队伍赶赴现场，按“先控制、后处理”原则进行处置。井喷事故处理需遵循“先堵后压”原则，使用井控设备进行封井，防止气体外溢，同时进行气体检测，确保井内压力稳定后方可进行压井作业。井漏事故处理应采用“压井—堵漏—固井”三步法，先压井控制漏失，再进行堵漏作业，最后进行固井以确保井壁稳定。井塌事故处理需采用“压裂—注浆—固井”技术，通过高压压裂恢复井筒通径，再进行注浆加固，最后进行固井处理，确保井筒结构安全。事故发生后，应立即启动应急通讯系统，通知地方政府、环保部门、周边居民，并按照《生产安全事故报告和调查处理条例》（国务院令第493号）要求上报事故情况，配合开展事故调查与责任追究。第8章附录与参考文献8.1附录A勘探井常用工具与设备清单本附录列出了勘探井施工过程中常用的各类工具和设备，包