油气田开发工程基础

油气田开发工程基础（共7篇）

1.油气田开发工程基础 篇一

气田开发方案

（详细提纲）

前言

一.气田地理位置和环境 二.区域地质概况（构造、地层沉积、资源）三.勘探开发历程及取得的主要成果 四.资料录取情况

第一章

气田地质特征

一.构造特征 二.地层特征

1.地层层序及岩、电性特征 2.小层划分对比 三.储层特征

1.岩性特征（岩石学特征）① 岩石类型

② 粘土矿物特征

2.沉积特征（沉积微相）① 滨海相储层沉积特征 ② 三角相储层沉积特征 ③ 河流相储层沉积特征 3.砂体展布特征

① 沉积微相类型与砂体展布关系（主要论述不同沉积微相砂体的展布特征，并推测河道砂体的宽、厚及其展布）

② 砂体平面展布特征。根据三维地震解释结果分析各储层的平面展布特征（实际为三维地震成果）4.物性特征

① 孔渗特征（不同层位储层纵向、平面特征）② 影响物性因素 1）物性与岩石相关系 2）物性与沉积微相关系 3）物性与成岩作用关系 5.成岩作用

6.孔隙结构特征 ① 孔隙类型

② 孔隙结构特征（喉道类型，孔喉分布）③ 影响孔隙结构因素 1）岩相与孔隙结构关系 2）微相与孔隙结构关系（说明不同的微相、岩相是有不同的孔隙结构特征，不同的孔隙结构反映出不同的渗透能力）7.敏感性分析 8.非均质性

①层内非均质性 ②层间非均质性 ③平面非均质性 9.四性关系

①岩性与电性关系 ②岩性与物性关系 ③岩性与含气性关系

④电性、物性与含气性关系 10.储层综合评价

评价依据（砂体类型－沉积微相、物性、孔隙结构、电性、含气性等）储层非类 四.流形性质 1.天然气性质 2.凝析油性质 3.地层水性质 五.气藏类型 1.相态特征

2.天然气组分特征与对比 3.气藏类型

六.气藏温度和压力 1.气藏压力 2.气藏温度 七.储层评价

1.已提交探明储量情况 2.储量评价单元划分 3.储量参数确定 4.储量评价 ①计算结果 ②变化原因 ③可靠性评价

④可开发动用储量 1）气田经济极限储量

2）气田可开发动用储量（盒2、3可动用开发储量，合层开发可动用储量）

第二章

气藏工程研究和方案设计

一.气田试采动态特征

1.试气特征

①试气概况（试气井、层数）

②气井产能（产量、生产压差、各层产能差异等）2.试井资料解释及主要认识 ①不稳定试井解释 1）模型识别

2）解释结果分析 3）主要认识

②产能试井解释（稳定试井解释）1）修正等时试井 2）一点法试井

3）对气井产能的认识 ③新井产能预测 3.试采动态特征 ①试采特征

1）高产井试采特征（生产曲线分析）2）低产井试采特征 3）合采井试采特征

②单井动态控制储量和泄气半径

1）单井动态控制储量（单层、合层）2）单井泄气半径 ③试井稳定产能分析

1）试井稳定产能分析（产量、稳产年限）2）多层合采稳定产能分析（产量、稳产年限）二.气藏工程研究 1.开发原则 2.开发方式

3.开发层系划分 ①单层开采 ②合层开采 4.井距和井网 ①合理井距 1）高产井井距 2）低产井井距 3）合采井井距

②井网部署方式（高产、低产、合采井网）5.合理的生产压差、配产和采气速度 ①合理生产压差（高产、低产、合采井）②合理配产

③合理采气速度及稳产年限（高产、低产、合采）6.废弃压力与采收率 ①废弃压力的确定 ②气藏采收率预测 7.开发方案设计 ①开发方案设计思路（高产区和合层区采用不同的井网井距配产等）②盒2、3高产区开发方案设计（设计几套方案）③合层开采区开发方案设计（设计几套方案）8.方案数值模拟研究及方案优选 ①模型的建立 ②基础参数的选取 ③储量拟合 ④动态历史拟合

⑤方案指标预测及推荐方案

9.国内外类似气田开发状况及生产特征分析研究 10.对比方案优选方法及优选

第三章

钻井工程方案

一.钻井工程方案编制原则和依据 二.井身结构 1.井身结构选择依据 2.井身结构设计 ①表层套管 ②技术套管 ③井深质量要求 三.钻机类型选择 四.钻具组合

五.钻头选型及钻井参数设计 1.钻头选型 2.钻井参数设计 六.钻井液设计 1.一开钻井液体系 2.二开钻井液体系 七.气层保护技术措施 1.储层损害分析 2.储层保护措施 ①钻开气层前保护措施 ②钻开气层后保护措施 1）屏蔽暂堵原则 2）屏蔽暂堵配产优选 3）屏蔽暂堵技术要求 4）固井过程的气层保护 八.气井控制技术 九.固井法案 1.提高固井质量对策 2.套管强度设计 3.固井方案优选 4.水泥浆体系

十.钻井施工重点技术及环境保护措施 1.防塌、防漏、防喷措施 2．钻井完井作业技术措施 3．环境保护措施

第四章

采气工程方案

一．方案设计依据和采气原则 1．设计依据 2．设计原则

二．气井完井方式 1．射孔方式选择

2．射孔参数及优选设计 3．射孔液的选择 4．射孔工艺方案 三．压裂改造工艺

1．压裂工艺技术可行性分析 ① 气田储层工程地质特征

② 气田压裂改造效果分析（总结已压裂井效果）2．压裂工艺和压裂液配方优选

3．压裂设计优化（盒2、3和合层分别提出优化设计方案）

4．压裂施工工艺技术优化（压前、施工、压后参数选择和措施）5．压后评估 四．采气工艺

1．井口装置和生产管柱优选 ① 井口装置选择 ② 生产管柱优选 1）气井节点系统分析 2）携液能力分析 3）生产管柱选择

2． 工艺制度选择 3． 采气方式选择 4． 排水采气工艺 ① 气井产液情况 ② 排水才气工艺选择 ③ 化学排液采气工艺技术 1）化学剂的优选 2）泡排工艺

④ 其他排液采气工艺 1）小油管排液采气技术 2）……

5．水合物防治工艺 ① 水合物形成条件分析 ② 水合物防治措施 1）化学抑制剂法 2)井下节流法

3）其他方法（如油套轮采）五．动态监测方案设计

1．生产动态监测目的和内容 2．动态监测技术 ①压力测试 1）方法的选择 2）主要技术参数 ②试井

1）产能试井 2）不稳定试井 ③生产测井

3．动态监测方案设计和实施要求 ①压力温度监测 ②产能监测 ③不稳定试井 ④流体性质监测 ⑤产出剖面

第五章

地面工程方案

一．概述

1．方案编制依据和原则

2．气田地理概况和地面建设现状

二．天然气集输工程

1．建设规模（根据气藏工程开发方案而定）2．天然气集输工程 ①集输工艺方案选择 1）天然气集输系统选择 2）单井集气方案 3）集气站工艺 4）处理站工艺 5）系统布局

②天然气集输管道工程 1）管材选择

2）管道铺设方式 3）管道的保温和防腐 三．公用及配套工程 1．轻油及污水处理 2．消防及供排水工程 3．供热和暖道 4．供电工程 5.通信工程 6.自动控制

7.总图运输和建筑结构 8.道路工程

9.辅助生产及生产管理设施

四．地面建设工程总汇

五.环境保护

六.职工安全卫生

七.劳动组织和人员编制

第六章

安全卫生环保评估一.环境评估 二.生评估 三.安全评估

第七章

经济评价

一.投资估算 1.勘探投资 2.开发投资

3.其他（利息、税、流动资金等）二.成本费用估算

三.销售收入、销售税金 四.财务评价 五.敏感性分析 六.评价结论

第八章

推荐方案和实施要求

2.油气田开发工程基础 篇二

关键词：海上油田开发,石油工程,投资估算,工程造价,方法

0 引言

海上油气田开发是一种高科技、高投入、高风险的投资活动,石油工程中的钻井、海上工程占全部投资的95%以上,对一个项目的经济性和可行性非常关键。因此,科学、适当的投资估算方法,无论是对一个项目的前期评价还是后期执行都具有十分重要的意义。海上钻井、海工建设都与陆上截然不同,因此其包含的工程内容和相应的投资估算方法也不一样。本文根据自己掌握的资料,结合海外海上项目评价经验,进行初步总结,希望能为相关专业人士提供参考。

1 海上油田工程造价的基本构成

海上油田工程造价是指海上油田开发工程项目所需要的全部费用,通常是由设备、材料、建筑、预制、海上安装、作业、钻完井及其它费组成。从工程造价的形态来看,主要包括工程直接费、间接费、预备费、铺底流动资金和建设期利息,也有人根据不同专业(系统)及其共同项目分为钻井和完井费用、生产设施费用(各种型式的生产平台或生产储油轮(FPSO)的制造和安装费用)、水下设施费用(水下底盘、管汇、集油管线和控制管缆等费用)、立管系统费用、油气处理设施费用、工程和设计费用、风险费用。

海上油田开发工程大致包括以下几大部分:

(1)上部设施;

(2)平台,包括导管架固定平台、重力基础平台、半潜式平台、张力腿平台等;

(3)海底管线;

(4)FPSO;

(5)海上钻完井;

(6)水下设施;

(7)海上设施废弃。

海洋石油的开发需要相当大的初始投资,各种平台的建造和安装费用都很高。以固定式平台为例,其造价高达上亿甚至数亿美元。投资是海上油田开发费用的主要部分,是影响海上油田开发经济性的重要指标。在油田开发的经济评价中,开发投资的基准收益率能否达到规定值,是决定一个海上油田是否值得开发的主要准则。尤其是对边际油田来说,投资费用是制约油田开发的关键因素。因此,边际油田的开发就要选择投资少的简易井口平台或水下生产设施结合各种移动式生产平台系统。简易平台生产设施能够大大减少制造安装费用和缩短安装工期。以自升式平台、半潜式平台或浮式生产储油轮等为基础组成的各种移动式生产系统,不仅造价低,而且可以重复使用。此外,这些设施既可以新建,又可以用已有的平台进行改装,经改装的平台或油轮不仅节省投资费用,而且可大大节省时间。此外,还可通过租借的方式来进一步降低投资费用,提高油田开发的经济性,减少开发风险。

2 海上油田工程投资估算方法

2.1 上部设施

上部设施涵盖了所有的油气处理设施,包括井口管汇、油气分离、天然气处理、天然气压缩、天然气凝液处理、外输计量、注水注气、公用工程、发电、通信与控制、舾装、钻井设施、零散材料采购及钢结构。

这些设施一般根据油品物性和各类产品的质量要求进行设计、制造与安装,除了由于海上平台空间有限需要尽量采用紧凑型、撬装式设施外,与陆上中心处理站的要求大同小异。该类设施一般都采用岸上预制、组装后海上安装(固定平台)或直接在岸上全部安装完毕后海上就位,因此工程造价的估算方法与陆上相似。

2.2 导管架平台

进行导管架平台投资估算,首先要给出导管架类型、水深、上部设施的安装方法、导管架附件构成、土壤条件、环境条件以及地区系数。

不同部分可以按以下方法进行分类估算:

(1)材料费。包括导管架材料、桩材料、防腐材料、安装辅助材料及其运输费用。(2)预制费。包括导管架、桩、防腐、安装辅助以及海上搬运费用,按照不同的安装费率乘以相应的重量计算。(3)安装费。主要包括拖船安装费用,按照不同的日费和需用天数计算。(4)其它费。包括设计费、项目管理费、认证费、保险费以及预备费。设计、管理费按人工日乘以不同的费率计算,认证、保险及预备费按一定比例计取。

2.3 半潜式平台

进行半潜式平台投资估算一般首先要进行类型选择,也就是说是新建还是改装,还要选择是第几代产品。其费用构成包括船体、压舱、甲板、钻机、舾装、控制系统、救生设备以及一般不包括在上部设施中的钢结构和设施。

影响半潜式平台造价的因素主要有,水深、上部设施重量及立管数量(影响平台承载负荷)、海洋环境、改装升级(一般改装只对现有舾装、控制公用设施、供电及安全设施进行改装,另外还有有关船体改造(Marine upgrade)及钻井设备改装)、锚泊系统及钻井设施等。

2.4 FPSO

FPSO的建造费用包括购买合适的油轮(新建或购买旧轮)费和改造成一个能够永久维持生产的改造费(Converting cost)。

估算FPSO费用同样需要进行有关参数的选择,比如基于环境条件的浪高参数等,其计算方法仍然是对某一个项目由数量乘以单价,但使用者可以根据项目的具体情况和自己的经验对项目选项和单位费率进行修改。

对新建油轮而言,不管是轮船还是由业主自己设计的驳船形状的轮船,其建造费用主要都取决于其大小和锚泊类型,前者主要取决于储油能力,其它负荷影响不大,但建造地点和市场条件对造价的影响也很大。

旧油轮改造的费用主要包括购买旧油轮费和为了能够在上面进行生产设施建造而进行的维修升级改造费。旧轮购买费是依据不同地区过去5~10年的平均市场价格计算,主要与经济环境状况、轮船条件及所在国的情况有关。另外,对旧轮改造FPSO而言,还包括加固、增加锚泊系统和甲板等工作量。

系泊系统也是FPSO中的一项重要内容,不同型式的系泊系统工程造价也不一样:(1)内转塔:转塔安装在FPSO的船首,作为FPSO的系泊点,使船可随风、浪和水流的作用进行360°全方位的自由旋转,形成风标效应,以规避风浪带来的破坏力,采用百年一遇风暴作为设计工况。弹性立管固定安装在转塔上,可容纳数十条管线。(2)外转塔:弹性立管固定安装在与船首或船尾连接的一个大型连接器上,采用百年一遇风暴作为设计工况,可容纳数十条管线。(3)立管式转塔:与外转塔相似,立管固定安装在与船首或船尾连接的一个大型连接器上,因此在恶劣的气象条件下能够与转塔解脱,转塔能够提供足够的浮力。最大能够承载50根立管。(4)浮筒式转塔:与内转塔相似,只不过锚链安装在一个小型浮筒上,该浮筒能够在恶劣的气象条件下与转塔解脱,并在锚链重量的作用下下沉到海面以下,回接时在船艏把浮标抬起,从船底通过绞车经转塔通道拉起,完成与转塔的连接。最大能够承载20根立管。

2.5 海底管线

根据有关生产参数进行海底管线管径、壁厚计算,然后根据材料、安装方式选择进行投资估算。管线类型包括单相、多相流体管道、注水管道、注气或气举管道等。

海底管线投资由材料费、安装费以及其它费构成。其中,材料费包括管道主材费、弹性立管及支撑材料费、防腐保温材料费及附件材料费等。安装费主要是铺管船作业费。

海底管道管径的计算是一件非常烦琐的工作,参数不够时根本无法计算。有关软件能够根据给出的生产数据资料,按照一定的相关式(如Beggs and Brill)相关式计算确定,基本满足投资估算阶段的精度要求。

管道材料可以在不同强度级别的碳钢和不锈钢中选择。一般默认的碳钢为X60钢(许用应力298MPa,腐蚀余量3mm),如果需要输送腐蚀性强的酸性气体,可以选择不锈钢(许用应力327MPa,腐蚀余量0)。

海底管道投资中的其它费同样包括设计费、项目管理费、认证费、保险费以及预备费。设计、管理费按人工日乘以不同的费率计算,认证、保险及预备费按一定比例计取。

2.6 预备费

一般一项工程的初始估算投资,是根据当时可以预见到的工程范围、汇率和技术标准进行的。由于工程估算与工程实施的时间差往往较大,期间会有很多变化影响工程投资,因此在估算时需要预先考虑一部分费用,也就是预备费。

预备费(国内也称不可预见费),是指在工程实施期间发生的但在投资估算时没有或无法考虑的费用,但不包括工程范围或工程进度变化引起的投资变化,这一点对我们的投资管理者十分重要。因此,这部分费用一般而言肯定会发生,也就是说预计是要用掉的。

预备费一般包括以下内容:

(1)由于一个合同方影响另一个合同方造成的工程进度拖延;

(2)设备材料到货延迟;

(3)资源国安全生产法规的调整;

(4)由于工作量不足导致的赶工期;

(5)生产能力不足;

(6)由于市场环境变化导致的人工费及服务费的变化;

(7)汇率变化;

(8)地方企业间的纠纷;

(9)为了顺利施工而进行的施工场地调整;

(10)安装或连接(Hook-up)期间遇到恶劣天气;

(11)由于岸上准备情况严重不足导致的海上安装用工增加;

(12)由于工程进度延迟导致的有关费用增加。

属于上述任何一项费用的调整,都能包括在预备费中,从而保证原先进行的投资估算的精度。

根据经验,一般海外项目海上石油工程投资估算预备费费率为20%。

2.7 废弃费用计算

废弃费,指油田寿命终了废弃时拆除生产设施、采取安全环保措施所需的费用。按照陆上油田的通常作法,该费用需要在油田寿命期内按照一定原则逐年计提。

海工设施的废弃包括退役、搬迁和处置,所谓废弃费指的就是完成这三项工作的费用以及与其相关的设计、项目管理、保险、认证费。

需要进行废弃的海工设施有三项:导管架、上部设施和管线。

2.7.1 上部设施的废弃

上部设施的废弃费用主要与其总重量、最大部件重量、临时设施重量、起重机规模与数量。

2.7.2 导管架的废弃

导管架的废弃费用估算需要首先选择拆除方式、废弃方式以及起重机械参数。

拆除方式有两种可供选择,一是切割起吊法,另一个是漂浮法,前者是根据起重机械的能力、数量,把导管架分成几个部分后利用拆除起吊,一般以三腿导管架作为一个单独的起吊单元,后者是将导管架在泥线处切割,每两个桩腿密封提供浮力,如果浮力不够就增加浮桶,不适用于三腿导管架。

关于废弃方式,当选择漂浮法拆除时又有两种选择,一是就地沉没,一是运上岸回收残值;当采用切割起吊法拆除时就要选择从拆除现场到运送目的地的运输距离。

起重机械参数主要包括起重机(能力)大小(大、中、小)、最大起重能力、起重机数量。

导管架废弃费用的计算主要包括以下细项:

(1)材料费:拆除过程所需要的材料费用;

(2)预制费:安装预制上述材料所需要的费用;

(3)废弃/拆除费:包括切割、起吊、后勤服务、运输及卸载或沉没费;

(4)设计与管理费;

(5)保险费;

(6)认证费;

(7)预备费;

(8)残值:计为负数。

2.7.3 海底管线的废弃

海底管线的废弃费用估算首先要选择是部分还是全部拆除、废弃方式以及管道清理方式。由于海底管线的废弃不需要另外的材料或预制,因此也不发生相应的费用,因此只有与管线拆除、清洗和废弃有关的费用。海底管线的废弃费率主要包括设备租赁费、后勤支持服务费、人员费、消耗性材料费以及动/复员费。可以以所需时间乘以相应的费率(日费)进行计算。

海底管线的废弃费计算具体分为以下几个方面:

(1)DSV:主要包括海底管线的切割、分解以及相关的支持和动/复员;

(2)清管器清管:用泵和清管器清除管线内的污物,所需时间主要与管线长度和管径有关;

(3)化学清洗:用化学药剂浸泡、冲洗管线,所需时间主要与管线长度和管径有关;

(4)清除管线覆土:对掩埋的海底管线,在起吊前需要首先清除上面的覆土;

(5)布管:包括动/复员、起吊、清除防腐层等;

(6)轮船作业:主要是在船上进行管线的清洗、整理;

(7)勘察:起吊前对整个管线长度沿途进行勘察;

(8)废物处置:对清除出来的废物进行处理、处置;

(9)设计管理费;

(10)保险费:按固定费率计算;

(11)认证费:按固定费率计算;

(12)预备费;

3.油气田开发工程基础 篇三

【关键词】海上油气开发；费用控制；研究

海上油气开发工程项目管理是一项艰巨的管理任务，因为其关系到多方面因素、各方人员、各种专业，因此要想做好海上油气开发项目工程费用控制工作难免会有一定的挑战，它需要依靠专业的费用控制工作人员来对每一个工程项目的费用、成本等进行科学评估，本着预算、预测等原则来加强费用的控制与管理，只有这样才能全面提升工程项目建设效率，控制费用成本，明确成本控制原则，采取科学有效的费用控制措施。

一、费用控制的核心思想

1、全过程费用控制原则

油气开发费用出现在工程项目建设的整个过程中，从工程项目设计、工程材料与工具的采购、开采施工到最后的完工，甚至后期的养护维修等都需要一定的费用投入，所以，费用控制应该贯穿在整个油气开发工程项目建设过程的始终，在任何一个环节、任何一个时期都要注意把握好费用数额，尤其是要重点对设计、采购与开发等环节制定费用预算指标，在预算控制下开展预算控制，从而达到动态跟踪、监督的目的，立足于不同阶段的费用控制，由此获得在整体上的最高收益。

2、全员费用控制原则

海上油气工程项目开发费用控制需要全体人员的不懈努力，要调动项目建设的全体部门的全体人员，齐心协力地来统一、制订项目费用控制目标。这些目标一经确定就应该被积极落实到全体部门，各部门的所有岗位应该集中掌握费用控制责任，打造出一个健全的责任机制。

3、全方位控制原则

全方位控制指的是要将费用控制与项目工程质量、进度等方面紧密结合起来，在实际的油气开发施工过程中，要注重协调和平衡三者之间的关系，要在确保油气开发质量与工程进度的前提下来科学合理地控制费用，要防止出现为了控制费用但忽视油气开发工程质量与工程进度的错误做法，因为这样往往会影响油气工程的经济效益，同时，也要杜绝为了提升工程质量，加快工程进度而不合理地增加费用的做法，要在三者之间寻找一个最佳契合点，既能将工程项目费用控制在科学范围内，又能够打造出高品质、高质量的项目工程。

二、项目费用控制的实施

1、健全费用控制管理体制

为了提高费用控制管理效率，实现费用控制的统一管理，就要创建一个统一、完善的管理体制，实行一致的控制制度与管理模式，特别对项目费用报表的格式、内容与日期等进行统一要求，油气开发各企业以及企业中的各部门都要使用一致的费用报表，这样才能切实确保费用控制管理工作效率。

油气工程开发部门费用相关负责人应该积极参与项目合同招标、投标与谈判工作中，为费用控制提供科学的建议，确保油气工程项目价格水平的统一，防止出现同样的开发项目价格方面却千差万别，积极控制招投标时一些非法操作行为。

2、重点把握投资决策环节

投资决策环节是油气工程费用产生的根源环节，投资决策环节对费用投入的影响要达到85%以上，因此，必须做好项目建设前期投资决策阶段的费用控制。把握好项目前期投资决策阶段的费用控制，就意味着对工程建设造价、油气工程建设成功后的经济收益等有了保障。

在油气工程项目前期投资决策时期，费用控制专业人员就要同设计人员保持密切联系，共同深入项目施工现场，重点搜集、掌握与了解工程陆地工程所经过的区域、海上平台安装区域等的经济资料，对其中的费用作出更为精准的预测与估计，为了防止市场客观形势的变化，一些海上油气开发设备，如：海管、海缆等的市场价格变化等增加项目建设风险，费用控制人员就要从项目设计时期入手，及时掌握最原始的数据、资料等。

3、科学编制与分解概算

（1）科学编制概算

油气工程项目建设开始的第一步就是参照投资估算与设计模式等制定出项目概算，从而为项目费用控制提供目标和依据，要掌握科学的项目概算编制方法，油气田基本设计概算编制时，企业总部要将施工定额作为概算编制的基本依据，根据所选概算定额对应的取费指标来选取各种费用，在根据概算定额工程量计算规则以及相关的设计图纸等来算出现实中的工程量，采购主管部门要负责给出各种油气施工设备、材料等的市场参考价格，没有参考价格的可以参考已经投建的项目工程中各项设备、材料的价格，对其进行综合分析与预测，最后得到一个合理的价格，同时要注意把握概算编制程序：

第一，因为在所有的项目工程中，海上安装工程概算占据较大比例，所以，在审查过程中，费用控制工作者必须重点针对施工方案展开审核，判断其技术程度、完整性、风险性等等，例如：船舶的选配是否合适、海上作业时间是否充足、海上作业窗口期气候影响程度等等。

第二，钢结构加工、采办等环节的控制。这一问题是海上油气开发工程面临的最难点问题、最大问题，为了防止意外问题出现，可以适当增加钢材下料与卷板切割余量比例，上调到5%以上。

第三，设备采办费的科学控制。要想确立科学的设备采办费用标准，一方面要合理选择设备的型号、功率以及质量等主要技术参数，另一方面也要注重优选价格，达到物美价廉的最佳目标。

（2）概算的分解与分析

分解概算是费用控制的基础和根据，要想确保工程项目建设中各项费用得到有效控制，就要参照项目确定时期已形成的采办模式与工程发包方法，依靠概算编制的基础数据与费用计算原则等来对项目的费用标准实行分解和归纳，从中获得不同项标对应的概算批准费用。

4、正确编订资金支付计划

在费用概算得到分解与分析后，就要根据这一概算来对应编制出资金年度支出计划、月度支出计划等等，为了确保资金支付计划科学合理，就要注意从以下方面做起：

（1）全面提升项目进度管控水平，确保支付计划能够如期、高效完成。

（2）项目费用控制专业人员必须确保拥有合格的概算分解、分析能力，加强对项目开发进度的控制、预测和分析。

（3）签订后的合同，一旦由于某种原因出现了变化，需要将资金支付计划也对应作出调整，确保其同现实情况保持一致。

5、做好费用动态跟踪与总结工作

工程费用控制大体包括费用支出控制、动态跟踪分析等等，必须做好项目费用的动态跟踪，根据项目进度情况对应调整费用指标，从而达到科学费用控制的目的。

总结

4.《油气田开发方案设计》 篇四

期末考试

《油气田开发方案设计》

学习中心：_姓名：_学号：_

一、题型

本课程考核题型为论述题，10选5题。每题20分，试卷总分100分。

二、题目

1、论述开辟生产试验区的目的、任务、内容和原则。

提示：参见教材第一章，结合自己的理解全面阐述生产试验区的各项内容。

2、详细论述油气田开发的方针和原则，以及编写油气田开发方案涉及到的各个方面的内容。

答：油田开发方针和基本原则

我国油田勘探开发应遵循的方针是：少投入；多产出；确保完成国家原油产量总目标。

具体遵循的原则是：

1、在详探的基础上尽快找出原油富集规律，确定开发的主要油层，对此必须实施稀井广探、稀井高产和稀井优质的方针。尽快探明和建设含油有利地层，增加后备储量和动用储量

2、必须实施勘探、开发、建设和投产并举的方针，即边勘探、边建 设、边生产的方针

3、应用在稀井高产的原则下，实行早期内部强化注水，强化采油，并且向油层展开进攻性措施，使油田长期高产稳产。油田开发的核心是采油和采气

一个含油构造经过初探发现具有工业油流以后，接着就要进行详探，并逐步深入开发，油田开发就是依据详探成果和必要的生产性开发实验，在综合研究的基础上，对具有工业价值的油田从油田的实际情况和生产规律出发制定出合理的开发方案，并对油田进行建设和投资，使油田按预定的生产能力和经济效果长期生产，直至生产结束。

一个油田的正规开发经历三个阶段

1、开发前的准备阶段：包括详探、开发实验等选取代表性的面积，选取某种开发方案，提前投入开发，取得经验，指导全油田的开发工作。主要任务是研究主力油层的分布，厚度和储量，孔隙度的大小和非均质的情况井网研究、生产动态规律研究确定合理的开采工艺

2、开发设计和投产，其中包括对油层的研究和评价，全面布置开发 井，注采方案和实施。

3、方案实施过程中的调整和不断完善，由于油气埋藏在地下，客观 上造成了在油田开发前不可能把油田的地质情况都认识得很清楚，这就不可避免地在油田投产后，会在某些方面出现一些原来估计不到的问题，使其生产动态与方案设计不符合，加上会出现对原来状况估计不到的问题，使其生产动态与开发方案设计不符合，因而我们在油田开发过程中就必须不断地对开发方案进行调整。

油田开发的整个过程也就是一个对油田不断重新认识及开发方案不断调整和完善的过程。

在编制开发方案时，应对以下几方面的问题作出具体规定

1、确定采油速度和稳产期限

一个油田必须以较快的速度生产以满足国家对石油的需要。但同 时对稳产期或稳产期采收率有明确的规定。它们必须以油田的地质条件和工艺技术水平以及开发的经济效益为出发点。一般的稳产期采收率应满足一个统一的标准，即大部分的原始可采储量应在稳产期采出来。

2、规定开采方式和注水方式

在开发方案中必须对开采方式作出明确的规定，是利用什么驱动 方式采油以及开发方式如何转化（如弹性驱转溶解气驱再转注水、注气等）。如果决定注水，应确定早期还是后期注水，而且还必须明确注水方式。

3、确定开发层系

一个开发层系，应是由一些独立的上下有良好隔层，油层性质相近，驱动方式相近，并且具有一定储量和生产能力的油层组合而成。每一套开发层系应用独立的一套井网开发，是一个最基本的开发单元，当我们开发一个多油层油田时，必须正确地划分和组合开发层系。一个油田要用那几套开发层系，是开发方案中一个重大决策，是涉及油田基本建设的重大技术性问题，也是决定油田开发效果的很重要的因素，必须慎重考虑和研究。

4、确定开发步骤，开发步骤是指从布置基础井网开始一直到完成注 水系统。对于多油层大油田，在通常情况下应包括如下几个方面：

a、基础井网的布置

基础井网是以某一主要含油层为目标而首先设计的基本生产井 和注水井。它们是进行开发方案设计时作为开发区油田地质研究的井网。研究基础井网时要进行准确的小层对比工作，作出油砂体的详细评价，进一步为层系划分和井网布置提供依据

b、确定生产井网和射孔方案

根据基础井网，待油层对比工作作完以后，全面部署各层系的生 产井网，依据层系和井网确定注采井井别并编制方案，进行射孔投产。

c、编制注采方案

在全面打完开发井网以后，对每一个开发层系独立地进行综合研 究。在此基础上落实注采井别，确定注采层段，最后依据开发方案的要求编制出注采方案。

d、确定合理的采油工艺技术和增注措施

在方案中必须对油田的具体地质开发特点，提出应采用的采油工 艺措施，尽量采用先进的工艺技术，使地面建设符合地下实际情况，使增注措施能充分发挥作用。

从以上可以看出，合理的开发步骤，就是如何认识油田和如何开发油田的工作程序。

3、论述如何建立油气田开发方案综合模型。答：常规地质模型的建立技术流程为三级两步建模：

三级：单井地质模型； 二维地质模型（平面、剖面）； 三维地质模型。

两步：储层骨架模型的建立； 属性模型的建立。

（一）单井地质模型

单井模型：用来研究井剖面上砂体的厚度、韵律特征、物性变化及其剖面非均质性。

模型目的：建立单井模型就是把井筒中得到的各种信息，转换为所需的开发地质的特征参数，尽可能地建立每口井表示各种开发地质特征的一维柱状剖面。

九项属性和参数：

划分：渗透层、有效层、隔层；

判别：产油层、产水层、产气层；

参数：渗透率、孔隙度、流体饱和度。

流动单元定义：为横向上和垂向上连续的具有相似的渗透率、孔隙度和层理特征的储集层，在该单元的各部位岩性特点相似，影响流体流动的岩石物理性质也相似。这里的岩石物理性质，主要是指孔隙度和渗透率。建立把各种储层信息转换成开发地质特征参数的解释模型。

在单井模型的建立中，测井资料是其主要的信息来源，同时结合岩芯分析与化验、试油、试采资料，难点为渗透率的解释。

根据油藏的“四性”关系，选择合适的测井信息，建立简易的解释模型，提高测井解释精度。测井解释结果仍然要用岩芯、测试等直接资料来标定和检验

单井地质模型分以下几个步骤来完成：

1、标识砂层在剖面上的深度及砂层厚度－－测井。

2、在砂体内部按物性特征进行细分段。

① 同一小段内部物性基本一致或差别很小；

② 相邻小段的物性有较明显的差别；

③ 分段不能太薄或太厚。

3、在各小段上标识厚度并计算其平均孔隙度、渗透率。

4、夹层的划分。按照小段物性特征，用一个地区的物性下限截止值作为标尺，划分出层内夹层。

5、计算并标识砂层的平均物性－－二次加权平均。

6、标定油、气、水层－－测井解释成果，试油结果。

二维地质模型是表示两度空间的非均质模型，包括平面模型 和剖面模型两种类型。

1．平面二维模型（层模型）

所谓层模型，实际上是单层砂体的平面分布形态、面积、展 布方向、厚度变化和物性特征的综合体。对于块状砂体油田，这 一模型可以不建立或只进行粗略的表征；而对于层状油藏，这一模型的建立则显的尤为重要。

2．剖面模型

剖面模型是反映层系非均质性的内容，包括：各种环境的砂体 在剖面上交互出现的规律性，砂体的侧向连续性，主力层与非主 力层的配置关系，以及各种可能的变化趋势等内容。

（三）三维地质模型

在三维空间内描述储层地质体及储层参数的分布，就是 在储集体骨架模型内定量给出各种属性参数的空间分布。建立地质模型的核心问题是井间参数预测，如何依据 已有井点（控制点、原始样本点）的参数值进行合理的内 插和外推井间未钻井区（预测点）的同一参数值。

（1）储层骨架模型的建立

储层骨架模型是在描述储层构造、断层、地层和岩相的空间分布基础上建立起来的，主要表征储层离散变量的三维空间分布。

储层骨架模型是由断层模型和层面模型组成。

建模一般是通过插值法，应用分层数据，生成各个等时 层的顶、底层面模型，然后将各个层面模型进行空间叠 合，建立储层骨架模型。

（2）属性模型的建立

属性模型是在储层骨架模型基础上，建立储层属性的三维分布。

对储层骨架模型（构造模型）进行三维网格化，然后利用井数据和地震数据，按照一定的插值（或模拟）方法对每个三维网格进行赋值，建立储层属性的三维数据体。

三维空间赋值的结果形成一个三维数据体，对此可进行图形变换，以图形的形式显示出来。

储层属性：

1.离散的储层性质—沉积相、储层结构、流动单元、裂缝积相

2.连续的储层参数变化—孔隙度、渗透性、含油饱和度

4、论述油藏不同驱动方式的开采特征。

提示：参见教材第五章，结合开采特征曲线进行论述。

5、详细列举一种地质储量的计算方法。

提示：参见教材第六章，列举一种自己熟悉的储量计算方法，对其涉及到的各项参数分别进行阐述。

6、论述油气田的各类非均质，并提出有针对性的解决方案。

提示：参见教材第七章，阐述流场非均质和流体非均质的特点，结合实际提出各种开发对策。

7、论述合理划分与组合开发层系的目的、意义与原则。提示：参见教材第七章，结合自己的理解全面阐述。

8、论述油田注水的意义及如何确定注水时间、注水方式和部署井网。答：

一、油田注水生产概述

(一)油田注水的意义和方式

1．油田注水的意义

油田投入开发后，如果没有相应的驱油能量补充，油层压力将随 着开发时间，逐渐下降，引起产量下降，使油田的最终采收率下降。通过油田注水，可以使油田能量得到补充，保持油层压力，达到油田产油稳定，提高油田最终采收率的目的。

2．油田注水方式简介

根据油田面积大小，油层连通情况，油层渗透性及原油粘度等情 况，可选择不同的注水方式。

(1)边外注水

在含油层外缘以外打注水井，即在含水区注水。注水井的分布平行于含油层外缘，采油井在含油层内缘的内侧，并平行于含油内缘。边外注水对于面积不太大、油层连通情况好、油层渗透性好、原油粘度不大的油藏比较合适。

(2)边内注水

鉴于边外注水不适合大油田，提出边内注水方式，即在含油范围 内，按一定方式布置注水井，进行油田开发。边内注水又分以下形式：

①行列式内部切割注水：即用注水井排将油藏人为地分割成若干 区，每个区是一个独立的单元，在两排注水井之间布置成排的油井。

②环状注水或中央注水：注水井呈环状布置在油藏的腰部，所以 又称腰部注水，适用于面积不太大，油藏外围渗透性变差，不宜边外注水的油藏。如边外渗透性好，也可以同时配合以边外注水。

③面积注水：注水井和生产井按一定几何形状均匀分布方法为面 积注水。它是一种强化注水的方法。

按注水井与生产井的井数比例和相互配布位置的不同，可构成不 同的注水系统，如三点法、四点法、五点法、九点法等等，这种方法注水可使一口生产井受多口注水井的影响，采油速度比较高。

(二)注水井布井方法及井身结构

1．注水井布井方法。根据油田开发方式及注水方式，选择最合 适的布井系统。

(1)网状布井。网状布井分为三角形井网和正方形井网两种。两 种形式比较，在同样面积上，用同样大小的井距布井，三角形井网的井数比正方形井网多15．4％。

(2)排状或环状布井系统。这种布井系统适合用于水压驱动方式 的油藏，水、气混合驱动方式的油藏，油层倾斜角陡的重力驱动方式的油藏以及采用排状或环状注水及顶部注气的油藏。网状和排状布井系统有时也结合起来用。

2．注水井井身结构

注水井井身主要由导管、表层套管、技术套管、油层套管等组成。导管用来保护井口附近的地层，一般采用螺纹管，周围用混凝土固定。表层套管用以封隔上部不稳定的松软地层和水层。技术套管用以封隔难以控制的复杂地层，保证钻井工作顺利进行。油层套管的作用是保护井壁，造成油气通路，隔绝油、气、水层，下人深度视生产层层位和完井的方法来决定。一般采用4″～6″套管。

二、注水井生产安全技术(一)注水井投注及安全技术

注水井从完钻到正常注水，一般要经过以下几个步骤。

1．排液：排液的目的是为了清除井地周围和油层内的“赃物”； 在井地附近造成适当低压带，另外靠弹性驱动可采用一定的油量。排液时应做到以下几条：

(1)排液的程度以不破坏油层结构为原则，含砂量应控制在0．2％ 以内。

(2)排液前，必须测井压及井温以便为试注提供依据。

(3)油水边界外的注水井排液时，要求定时取水样和计算产水指数。

(4)应以排净井底周围的“污物”为目的，同时，还要确定注水的排液时间。

2．洗井：注水并排液结束后，在试注之前，应进行洗井。目的 是为了把井底的腐蚀物、杂物等冲洗出来。避免油层被脏物堵塞，影响试注和注水效果。

2．注水井洗井

(1)注水井洗井：新注水井排液后，试注前要进行洗井。注水井 注一段时间，也要进行洗井，通过洗井，使水井、油层内的腐蚀物、杂质等赃物被冲洗出来，带出井外。避免油层被赃物堵塞，影响试注和注水效果。一般在以下几种情况下，必须洗井：

①排液井转入注水前(试注前)；

②正常注水井、停注24h以上的；

③注入水质不合格时；

④正常注水井，注入量明显下降时；

⑤动井下管注后。

洗井方法一般分正循环和反循环或称正洗和反洗。即洗井水由油 管进入，从套管返出地面为正洗，反之，为反洗。对于下封隔器的注水井只能反洗。

(2)洗井水对环境的影响：注水井洗井用水量一般需几十立方米，洗井放出的污水，对没有洗井水回收管线的油田，通常直接排放流人大地，或放进水池里，对环境影响很大，特别是人口密集区或农田，情况更为严重。近年来，油田洗井研究出专门用于注水井洗井处理装置，由水处理车将洗井出口的污水直接处理，循环洗井，直到出口水水质合格为止，这样避免了洗井水外排对环境的污染，并减少水资源的浪费。

3．注水井增注

在一个注水系统中，由于地质情况的差异，注水井洗水能力各不 相同，注水压力相差较大时，一般采用提高注水泵泵压，调整注水井阀门，控制注水井的注水压力和排量。当少数井需要高压时，在满足多数井的压力需要情况下，对高压注水井则采用单井或几口井增压方法解决，这样可提高注水系统效率，减少能耗。

根据注水井压力和排量，选择合适的增压泵，将注水站提供的已 具有相当压力的水，再次升压，保证注水井的需要。

4．注水系统设备腐蚀和防腐

(1)注水井对设备的腐蚀：任何金属设备都存在腐蚀问题，而在 注水系统中，金属设备直接同注入的水接触，腐蚀尤为严重。注水系统的金属设备腐蚀，主要形式为电化学腐蚀。电化学腐蚀有可分为全面腐蚀和局部腐蚀，不论那种腐蚀，都减弱了金属的机械性能，都将给设备带来危害。在注水系统中，水中溶解氧、二氧化碳、硫化氢、溶解盐类等含量，直接影响金属设备的腐蚀，还和水的温度和流量有关。

(2)注水系统的防腐技术：解决注水系统腐蚀的主要技术有以下几种。

①设备合理选材或进行特殊处理。例如，可以采用耐腐蚀的合金 材料或非金属材料，如不锈钢，工程塑料和玻璃钢等，代替一般的碳钢。同时，对碳钢材料采用防腐处理法，如水泥砂浆衬里，玻璃钢衬里或其他防腐涂料等方法，都可以有效的缓解水对设备的腐蚀。

②改变介质状态。可采用各种方法降低注入水中溶解气体(如 H2S、CO2，O2等)的含量，改变pH值，使其更接近中性，使注水水质达到规定的标准，同时，应尽可能降低水的温度。

③阴极保护。应用电化学原理，使足够量的电流通过浸于水中的 金属，以阻止设备的腐蚀。

④投化学药剂。即在注入水中，投加缓蚀剂，以抑制腐蚀。

9、论述油气藏开发方案的经济评价原则。

提示：参见教材第十章，结合自己的理解进行论述。

10、论述如何做好油气藏经营管理，分析油气藏经营管理失败的原因、存在的问题及应对的建议。

答：①油气藏经营管理的提出原因；

随着油气田开发的技术难度、投资额度和风险程度的日益增加，世界石油工业呈现出如下总体发展趋势，即能力过剩占主导地位，石油的需求增长适中．而世界石油储量增长减缓，环境保护费用递增，国际原油市场疲软，油价偏低，波动性起伏很大出于对这些因素的考虑，油公司越来越重视盈利率，尽量减小石油勘探开发成本，优化油气田的开采。在广泛采用新技术和新方法的同时，油公司积极寻求一种新的灵活的具有商业观点的管理模式，以求得最佳的经济效益—“油藏管理”（多学科团队）在这种技术革命要求的大背景下应运而生。

②油气藏经营管理的意义；

降低成本；技术创新程度增强；培养人才；提高工作效率；提高采出程度；提高经济效益；增大了开发前景；注重系统协调；突出了团队价值；责权利得以明确。③油气藏经营管理的时机；

油气藏经营管理始于油气田的勘探发现，终于油气田的废弃，贯穿于油气田开发的各个阶段。

④油气藏经营管理的组织机构；

由“学习型扁平式”的组织结构取代了传统的“金字塔型层状”结构。多学科油藏经营团队在职能部门和生产经理的领导下工作。职能部门主要负责指导和工作情况评价，生产经理负责把握团队工作研究方向和商机；团队成员对生产经理和职能部门领导负责。这种组织形式强调多学科间的协同作用，加强了不同专业间的横向联系。它使不同专业人员在不同领域，不同层次上进行互补，最大程度地利用各种专业信息。油藏经营团队成员中不仅要发挥自身的专业职能作用，同时还要对相关的专业工作予以协助配合，从而求得整体业绩大于局部之和的效果。⑤油气藏经营管理的工作模式；

旧体制下油公司的油藏开发工作模式宛若接力赛，这种单一进程的工作模式往往可能由于某个环节的失误而影响油气田开发效果。新体制下的油藏经营管理体制工作模式宛如篮球赛，它将油藏作为一个独立的开发、经营管理单元。在油藏开发过程中，多学科专业人员共同参与油田开发的各项决策，实现地质-工程-经济-经营管理的协同化和实施制定油藏经营计划，以获取最大的油田开发经济效益为最终目的。

⑥油气藏经营管理的团队分工；

团队成员具有双重角色。一是其专业职能主角，即团队成员的本职工作；二是在团队协同作用中的配角，即团队成员的协同工作。成员自身专业技能、业务素质固然重要，但其协同性、创新性的个性不可忽略。只有将各类素质和作用的人才集中起来，使团队具有团结协同的工作氛围，充满活力和生气的工作作风，才能取得高效率高质量的工作成果。

⑦油气藏经营管理的失败原因；

1、井、地面设备、油藏没有被看作是一个有机结合的系统，没有用平衡的方式对待所有的组成部分；

2、油藏管理项目组工作不协调；

3、起步过晚；

4、缺乏维护；

5、没有把握油藏经营管理的过程。

⑧油气藏经营管理的总体理念；

系统协同工作、动态中的管理、高新技术的支撑、综合效益的最大化。把握理念、改变方式。

⑨油气藏经营管理的存在问题；

⑩油气藏经营管理的发展趋势和建议。

5.油气田开发工程基础 篇五

3.1油气田勘探开发项目综合环境影响评价指标体系的构建思路

运用系统的思想观念和方法，将油气田勘探开发项目综合环境影响分为政策法规、自然生态、能源资源、环境经济、社会环境五个模块，然后对五大环境模块设定相应的综合环境影响评价因子，再对各模块因子选定具体的测量指标。以实现油气田勘探开发项目综合环境影响项目因子对应指标层到项目综合环境影响各模块因子层;再到项目综合环境影响模块准则层;再到综合环境影响评测目标层的综合评价系统的构建。

3.2油气田勘探开发项目综合环境影响评价指标体系的评价指标

3.2.1综合环境影响评价指标体系的政策法规环境评价指标项目建设作为经济社会发展的有效载体，其发展原则不可与环境政策法规相冲突。综合环境影响评价指标体系的`政策法规环境评价以国家法规、产业政策、区域规划三个方面评价项目工程与政策环境影响的符合度。让政策法规环境评价指标成为项目工程的一个关键性风向标，以目标指数供相关决策部门对项目工程实施决策和监管，从而保证各项环保措施落实到实处。3.2.2综合环境影响评价指标体系的自然生态环境评价指标新时期经济建设与环境保护要求下，油气田勘探开发项目建设和生产过程中要以减小环境负担、降低污染物排放、减少生态破坏为总的项目建设目标。综合环境影响主要的评价指标包括：①废水污染，评价项目工程中排放的废水是否符合相关标准要求。项目工程中产生的废水是否符合排放标准;在施工人员较为集中的临时休息区，是否设置污水处理系统，避免废水污染附近水源。②废气污染，环境评测将长期抽样检测项目工程区域内的空气质量，防止产生废气污染。对钻井的柴油动力设备运转所产生的废气、钻井测试放喷废气、油气泄露等问题是否实现实时监测。③废料污染，是否设置垃圾集中堆放点，并且采取相关处理措施，防止垃圾污染周围土地或者水质;是否实现对垃圾进行分类堆放并对建筑垃圾进行回收。④噪声污染，是否在机械设备中安装减噪降震装置，减弱机械运行过程中的噪音;倘若工程恰好位于居民区周边，是否要求运输车辆禁止鸣笛，减少夜间施工等确保场地内噪声符合国家标准要求。⑤生态环境保护监测。环境监测不允许破坏施工区域内的植被，有效保护野生动物的栖息环境;如果在油气田项目过程中发现珍稀植物，是否配合林业部分，对珍稀植物进行迁移或保护;若在施工区域内发现历史文物遗迹，要维持文物景观的原貌，是否通知考古专家参与项目评测。油气田勘探开发项目的自然环境影响评价将从生态环境的污染、影响、治理指标和油气田的环境效益四个方面作为该自然环境模块的子因子。并选定环境污染、生态环境影响、环境效益、环境影响等具体评价指标，实现对综合环境影响评价体系中的自然环境影响评价[3-4]。3.2.3综合环境影响评价指标体系的环境能源评价指标我国的油气资源总量相对不足，且油气资源属于不可再生资源，其勘探和开发将关系到国家油气资源科学合理利用。环境能源评价指标的确立过程中，选取资源能源的消耗、科学开发和循环利用作为该环境能源模块的子因子，并选定占用土地面积/万元、耗水量/万元、能耗量/万元、储层保护力度等具体评价指标，实现对综合环境影响评价体系中能源环境影响评价。3.2.4综合环境影响评价指标体系的经济环境评价指标从区域经济的发展角度上衡量，油气田勘测开发项目需实现对地方经济的有力助推作用。包括：①油气田项目产值对地方政府的GDP贡献率、对地方政府的税费支持，尤以中西部地区的影响更为明显。同时，油气田勘测和开发项目的实施进程中会出现土地征用、生态补偿、安置补偿等，居民经济将获得一定程度上的提升。②油气田投产对当地配套商业和衍生产业的带动。地方政府油气田开发为源头，实现提振当地经济的目标。③油气田勘测开发项目会带动当地的用工需求，促进居民就业，有效提高地方人均收入。经济环境评价指标的确立过程中，选取对地方GDP贡献、配套产业促成、居民人均收入提升作为该经济能源模块的子因子，并选定区域GDP占比、配套产业规模收入占比、项目参加职工收入与当地居民收入占比等具体评价指标，实现对综合环境影响评价体系中经济环境影响评价。3.2.5综合环境影响评价指标体系的社会环境评价指标从油气田综合勘探开发项目的社会综合效应上看，其必然将推动当地路网、电力、运输、通信等基础设施的建设进程，促成当地工业化和城镇化的建设成果。社会环境评价指标的确立过程中，选取对社会环境层面的发展稳定、文化适应、公益贡献提升作为该社会环境模块的子因子，并选定基础设施提速、产业城镇化进程贡献率、失地居民的补充和安置等具体评价指标，实现对综合环境影响评价体系中社会环境影响评价。

4结束语

综上所述，在新时期我国石油天然气行业的快速发展形势下，油气田勘探开发项目综合环境影响评价是一项长期性的工作，必须始终贯穿于油气田勘探开发的项目建设和生产的全过程中，通过在综合环境评价指标体系中建立政策法规、自然生态、能源资源、环境经济、社会环境五个模块。以实现从指标层到模块因子层;再到综合环境影响评测目标层的结构型综合评价指标体系的构建。达成油气田项目建设和生产在经济效益和生态效益双重目标的实现，促进油气田勘探开发项目的长远发展。

参考文献

[1]陈兴才.国家环评新要求对油气生产建设的影响分析[J].安全、健康和环境,,(10):1-3.

[2]黄新春,阙品玲,刘永红等.浅论环境影响评价在油田环境管理中的作用[J].油气田环境保护,,(z1):70-72.

[3]王晓峰.新疆煤炭、油气资源开发与环境保护法律对策研究[J].,(3):127-129.

6.油气田开发工程基础 篇六

一、名词解释（3*8=24分）

采油指数

泵的理论排量

铺砂浓度

油井流入动态曲线

气体滑脱效应

二、简答题（6*10=60分）

1、在定井口压力和注气量条件下注气深度以及产量设计

2、写出三种典型示功图并分析

3、写出幂律型流体在裂缝以及孔洞内粘度表达式，并标出各式含义（此题不会做，题干没有仔细看，唉）

4、压裂、酸化、酸压原理区别

5、亲水岩石在水驱作用下，画出油水饱和度变化趋势图示及分析微观油水分布特征。

6、从组成成分上看原油与天然气有和不同，写出原油和天然气在原始油藏条件下可能的相态

7、描述空隙形态的参数，并指出各是从什么方面表征的

8、画出压力-比容相图，标出泡点线、露点线、临界点、等温线，并说出它们在两相区内的变化规律 9、10、三、分析题（2*15=30分）

1、写出含水抽油机井井底压力表达式，并指出提高该类井产量的措施（没见过这题，所以记得不是很清楚了）

2、推导溶孔渗透率Kh的表达式

四、计算题（36分）

1、J函数

2、冲程S=1.5m，冲次n=8，泵挂2000米，泵径59mm，油管尺寸两寸半，抽油杆为空心组合杆（八分之七寸：四分之三寸=0.36:0.64），含水率30%，水密度1000Kg/m3，钢密度8750kg/m3，动液面深度600米

7.油气田开发企业安全管理探讨 篇七

理念先导

无论是管理者还是普通员工, 只有心态安全才会行为安全, 才能保证安全制度落到实处。追求安全健康是人皆有之的基本需求, 可为什么在一些单位中, “三违”现象依然屡禁不止?笔者认为, 最根本的问题就是观念问题, 即没有树立正确的安全理念。比如, 一些单位盲目追求产量, 迫使或诱发本单位职工拼设备、拼体力, 违章冒险蛮干;还有一些企业组织安全大检查, 本意是帮助下级单位查出安全隐患、预防事故, 可下级单位却往往百般应付, 害怕查出问题, 即使查出问题也是想方设法大事化小、小事化了。

“我要安全”本应是职工本能的内在需要, 可现在却往往演变成了管理者强迫被管理者必须完成的一项硬性指标。如果这些错误观念不纠正, 正确的安全理念不树立, 那么, 安全生产的建设就永远是一座空中楼阁。

亲情感染

从理论上讲, 促使全员树立正确的安全意识, 最基本、最有效的手段就是宣传教育。如果安全生产的宣传教育能够适应职工群众对安全生产的内在需求, 那么相信职工都是愿意接受的。要解决安全问题入心入脑的问题, 管理者或宣传教育工作者除了通过电视、报刊、标语、读本等形式以及开展安全知识竞赛、演讲比赛等活动进行宣传教育, 还应注重情感投入, 采用亲情教育法。例如, 为职工过生日, 送警句, 兄弟交心等方法, 不失时机、潜移默化地向职工宣传安全思想;还可以开展安全共保活动, 由基层单位定期向职工家属发出安全承诺书, 号召职工家属发挥好安全第二道防线作用, 邀请职工家属参与到安全共保活动中来。

刚柔并济

职工安全素质的高低与安全管理者的方法是有直接联系的。例如, 部分管理者抓“三违”更多依赖的是批评教育和经济处罚。批评和罚款确实能让违章职工在思想上受到触动, 但仅仅通过经济手段控制“三违”现象是不现实的。尤其是个别管理人员在执行制度过程中方法简单粗暴, 容易伤害到职工的感情, 进而使职工对安全管理人员产生抵触情绪和逆反心理, 使经济处罚的作用大打折扣。

为了加强管理效果, 管理者应该在严格执行刚性制度的同时, 注重柔性管理方法的使用。例如, 在基层单位设置“不规范行为警示台”, 让“三违”人员站到台上, 将“三违”经过及危害说清楚, 促使其进行自我反思, 自觉遵守规章制度。同时, 企业管理人员也要发挥示范作用, 当生产条件达不到安全生产条件、危害员工安全健康时, 不得盲目指挥、违章指挥。

落实制度

现在大多数企业的制度可以说都已相对完备, 关键的问题就在于如何落实这些制度。企业的各级管理人员必须要抓好制度的教育和落实, 使广大员工懂得安全生产管理规章制度是用前人的鲜血和生命及沉痛教训写成的, 按规章制度和操作规程运作就是珍惜生命、珍惜父母的养育之恩, 珍惜家人和儿女的情感。企业管理者要教育员工自觉用规章制度规范自己的行为, 并把执行规章制度变成一种自觉行为。

落实安全生产规章制度, 规范人的行为要狠抓一个“严”字, 要“严”字当头, 要严制度、严标准、严明劳动纪律。特别是对那些多次违章人员, 在对其做到教育的基础上, 还要利用曝光、经济重罚等措施, 督促本人增强安全意识和抓好安全生产的自觉性。同时, 还要坚持做好各级管理人员现场值班制度, 如不能做到, 不论涉及到谁, 都要按规定进行考核及处罚, 从而增强各级管理人员抓好安全生产的自觉性。

危害辨识

油气田开发企业的生产活动是一个时刻变化的动态过程, 且具有高温、高压、旋转设备多、易燃、易爆、易触电等特点, 做好危害辨识工作对于安全工作来说至关重要。危害辨识评价的结果能够指明安全管理的方向, 使安全工作有重点, 因此, 开展危害辨识工作不能走过场, 应组织专业技术及有经验的人员来进行, 辨识工作的好坏直接影响安全管理的成败, 一旦有重大安全隐患没有识别出来, 将很可能导致事故的发生。

危害辨识就是用科学的方法对事故的起因进行研究, 从而达到超前控制风险的目的。针对油气田开发企业电力系统大面积停电, 油系统火灾, 天然气爆炸, 触电等重大危险, 企业每年都应对设备操作、检修、运行、工程施工、工程设计及其辅助活动所涉及的危害进行辨识, 从现场、工艺、环境、法律法规等不同角度全面查找危险源, 从班组、车间、队 (站) 直至机关, 逐级辨识评价, 从人的不安全行为、设备的不安全状态入手, 对生产全过程进行辨识, 细化到每一台设备、每一项活动, 对原有危害进行更新和补充。然后经过科学分析、评价, 最终确定各类危险源, 并根据技术可行性和财务状况确定优先解决项, 制定切实可行的控制措施, 对优先解决项制订管理方案。同时, 还要通过检查、评审、整改, 使各项风险处于受控状态, 为预防事故的发生打下可靠的基础。另外, 根据危害辨识结果, 企业还应编制“岗位风险识别卡”和“岗位作业指导卡”, 发放到每位员工手里, 从而让风险有效控制在基层的各项作业中。

安全培训

加强安全培训, 是确保企业生产安全的重要举措。企业在开展安全培训工作时, 应以提升安全意识为先, 以提高安全技能为重, 以养成安全生产行为规范为目的, 培养员工的安全行为规范, 全面提升安全防范技能, 确保安全生产。

为搞好培训工作, 培训主管部门应制定年度培训计划和能力评价标准, 对关键岗位人员进行综合能力评价, 对不适合岗位的人员进行调整或再培训。主管部门应高度重视员工的业务及安全培训, 并经常性的开展安全知识考试。通过定期的安全培训, 使员工的安全意识逐渐增强, 由被动执行变为主动参与。各级领导要把培训工作作为提高员工业务素质的保证措施, 常抓不懈, 并以身作则, 带头学习, 并将学到的知识应用到实际工作中。

属地管理

属地管理作为落实安全职责的具体方法, 是企业安全文化建设的重要内容, 也是难点之一。任何制度和标准的落实都必须在属地内完成, 任何先进的安全管理理念都应在属地主管身上体现。只有实现了属地管理责、权、利的合理分配, 才能充分调动各级属地主管的主观能动性和创造性, 才能将安全管理各项制度落到实处。

企业在开展属地管理时, 应将职工的岗位职能定位、职责描述、技能需求与属地管理结合起来, 以岗位责任制为切入点来推行属地管理, 以工作流程节点来明确各相关方具体安全职责, 通过点、线、面的结合落实属地管理, 实现安全责任归位和落地, 推动安全责任的有效落实。