第一篇：油气田开发方案

油气田开发方案

油气田开发方案是在油气地质研究的基础上，经过油藏工程、钻井工程和采油工程、地面建设工程的充分研究后，使油气田投入长期和正式生产的一个总体部署和设计。其主要研究内容包括油气田地质、储量计算、开发原则、开发程序、开发层系、井网、开采方式、注采系统、钻井工程和完井方法、采油工艺技术、油气水的地面集输和处理、生产指标预测及经济分析、实施要求等。在油田进入开发中后期开发阶段后，需要根据具体要求编制油田开发调整方案。油气井的钻井技术

地下油气资源通常都埋藏在地表以下几百、几千，甚至近万米深的各种岩层内。为了勘探开发这些油气资源，必须从地面或海底建立一条条直达地下油气藏的密闭通道。这种细长的密闭通道，有的与地面垂直，有的要定向弯曲伸向不能垂直钻达的油气藏，有的还要在油气藏内沿一定方向水平或弯曲延伸。这就在地下的三维空间内，构成了直井、定向井、水平井井或多分支井等多种形态的油气井。因此，钻井工程是勘探开发地下油气资源的基本手段，是扩大油气储量和提高油气田产量的重要环节。它主要包括钻井、固井、完井和测井等多种工程技术，涉及地质学、岩石矿物学、物理学、化学、数学、力学、机械工程、系统工程和遥感测控等各种学科。

油气井钻井工程中主要包括主要关键技术有井眼控制技术、井壁失稳和井下压力控制技术、高效破岩和洗井技术、钻井污染和油气层保护技术等。在油气井工程中，完钻井深在4500～6000米的井一般称为深井，完钻井深超过6000米的井称为超深井。目前世界上已钻成多口超深井，前苏联已钻达的井深为12200米，阿根廷海上一口大位移井的水平位移达11000多米。中国南海东部石油公司1997年在南海东部海域钻成一口完井深度达9238米、水平位移达8062米的高难度大位移井。

第二篇：油气田开发

油气田开发——依据详探成果和必要的生产性开发试验综合研究的基础上对具有工业价值的油气田，结合油气田的实际和生产规律出发，制定出合理的开发方案，并对油气田进行投产和建设，使油气田按照预定的生产能力和经济效果长期生产，直到开发结束。

基本任务：在基本探明油、气储量和掌握了油气藏地质持征以后，着手制订合理的开发方案，采用科学的开采技术和方法，经济、合理地把地下油气资源最大限度地开采出来的全部工作。

油气田开发的特点

1.油气田开发过程是长时间的由粗到细、由浅入深、由表及里的认识过程中完成的。2.油气田是流体矿藏，具有统一的水动力系统，开发过程中必须视为一个整体来开发，不能象固体矿藏那样简单地分隔、独立开发。3.必须重视每口井的双重作用—生产和信息。

4.油田外发工程是知识密集、技术密集、资金密集的工业

油气田开发工程在石油工业中的地位与作用

地位：油气田开发是石油工业中的重要环节，它在石油工业中起着举足轻重的作用。能否合理地开发油气出，合理到什么程度，这不仅于科学技术水平有关，还与油气田开发方针和技术政策有关。

我国油气田开发的基本方针：坚持少投入、多产出，努力提高经济效益，大力采用各项先进而又实用的工艺技术，确保全国油气田产量持续稳定增长

油气田开发工程的主要研究内容

基本内容：是在油藏描述建立地质模型和油藏工程模型的基础上、研究有效的驱油机制和驱动方式，预测未来动态，提出改善开发效果的方法和技术，以达到提高采收率的目的

方案的局部或全面调整

①由于对地下情况的认识往往不是一次能完成的，井钻得越多，资料信息越丰富，则对地层的认识越清楚。对油气藏的地质构造、形态、断层、含油层系的认识总是在不断修正和完善。

②其次，应从运动的观点来了解地下油气水的分布。油气田与固体矿藏不同，后者相对是静止的。对于流体．任何相邻处的流失都会引起整体的变化，故应从其水力联系上考察它在不同时期的变化。

③此外，在油气田的整个开发期内，技术在进步，油气田的增产措施也随着科技进步而发展。而经济效益也随着时间、市场变化而有所差异。

油田开发调整的内容

层系调整、井网调整、驱动方式调整、开采工艺调整 三、四次采油

油田进行人工注水或注气等称为二次采油。到了注水、注气后期，井的注采比越来越高，原油产量越来越低。此时，应不失时机地制订出三、四次采油设计进行地面以及地下的调整，以进一步提高油田采收率。主要研究内容：影响采收率的主要因素、提高采收率的主要途径、提高采收率的主要方法

岩心分析的目的意义

1、认识岩石物理性质及岩石中敏感性矿物和类型、产状、含量及分布特点；

2、分析储层孔渗大小、孔喉大小、储层类型等；

3、确定油气层潜在损害类型、程度及原因；

4、为各项作业中保护油气层工程方案设计提供依据和建议。

X射线衍射：测定岩心性能参数、确定矿物组分、确定矿物含量、确定粘土矿物结构类型

局限性

① 不易鉴定微量组分矿物； ② 不能给出矿物的产状和分布；

③ 不能给出孔隙和孔喉的结构和分布.扫描电镜：观测岩心的主要性能、形态观测

观测岩石骨架特征 矿物颗粒的大小、产状和分布；

观测孔隙和喉道表面特征 表面松散颗粒的大小和分布、光滑性

观测孔喉结构特征 :孔隙几何形态、孔隙类型（粒间孔隙、微孔隙）喉道类型（缩径喉道、点状喉道、片状喉道）、孔喉直径；

观测孔隙中胶结物

胶结物类型（粘土胶结、碳酸盐胶结、硫酸盐胶结、硫化物胶结）、产状(充填式、衬垫式)含铁矿物检测（结合X射线能谱仪)观测损害过程中矿物的变化形态过程 微粒运移、沉积堵塞、喉道变化 局限性

只能作形态观察；不能确定矿物含量；不能给出矿物化学成分；

薄片技术主要用途——形态观测

        骨架颗粒特征

颗粒大小、粒度分布、颗粒接触关系、粒间胶结物类型与结构(估计岩石强度…防砂);孔隙结构特征

孔隙形状、大小、分布、连通性，喉道形状、尺寸、分布； 孔隙和喉道表面特征

表面粗糙度、表面粘土矿物分布、含量 裂缝特征

宽度、发育程度

压汞法测毛细管压力曲线

• 主要用途－孔隙结构特征

排驱半径rd:排驱压力对应的最大孔喉半径； 中值半径 r50：饱和中值压力对应的半径；

平均孔喉半径 rc：汞所占据部分喉道的平均半径；

主喉道半径 r主：渗透率大于5％之后的孔喉平均半径。单次闪蒸分离过程定义：模拟凝析气井从地下油气层到地面分离器的生产过程，把高温高压PVT实验装置中地层温度、压力下的一定量的凝析气一次闪蒸到地面分离器常温常压条件下的油气分离过程.矿场经验方法：矿场经验方法就是系统地观察油气藏的生产动态，准确齐全地收集整理能说明生产规律的资料，深入分析这些资料，以发现其中带规律性的东西。然后，用数理统汁的方法加工相应的信息，找出表达这些规律的经验公式。最后、用这些经验公式对油气藏未来功态进行预测.特点: 第一、不去研究油气藏复杂的地下渗流过程;第二、由于该方法来源于对生产规律的直接分析和总结，因此有一定的可靠性； 第三、无法完全地揭示变化的机理。

应用: 估算油田的稳产年限、产量递减规律、油井产量、采收率及可采储量等。产量递减分析法

油田开发经历的几个阶段：

1.开始阶段（产量上升）：钻井进行油田建设中期稳产阶段：油田开发达到设计指标 2.产量递减阶段：采油量下降，含水上升 3.开发结束：低产——报废。

递减周期：油田产量降至初始产量的十分之一时的时间T0 递减半周期：油田产量降至初始产量之半时的时间T1

产量递减规律的应用 油田含水规律及其预测

水驱曲线有下述两大特点

• 一般油田在含水20%前后开始出现直线段。

• 在对油层采取重大措施（如压裂）或开发条件变动（如层系调整）时，开发效果突变，直线段发生转折

用途：判断或对比油田（井）开采效果的好坏;判断油井出水层位以及来水方向或见效方向;预测油藏动态指标。

根据水驱规律曲线预测油田产量、含水率及采收率

1、预测产水量

2、预测含水率

3、预测最终采收率

物理模拟：把自然界的原型按比例缩小，制成物理模型，然后使原型中的物理过程按照一定的相似关系在模型中再现。数学模拟：通过建立与求解描述某一物理过程的数学方程组，来研究这个物理过程变化规律的方法。

油藏数据：(1)地震资料；(2)岩心分析；(3)测井；(4)试井数据

合理开发程序：把从油田勘探到投入开发的过程分为几个阶段,把油藏描述研究和油藏工程研究以及其他技术学科有机结合起来,合理钻井安排开发次序和对油藏的工作,用尽可能少的井较快的速度来取得对油田(藏)的全面认识,以及有关基础资料的获取,编制油田开发的方案,指导油田逐步投入开发是一个如何认识油田以及如何开发油田的工作程序。滚动勘探开发：是指对于复式油气聚集带(区)或复杂油气田,从评价勘探到油气田全面投入开发阶段,在采取整体控制的基础上,勘探一块,开采一块,评价勘探和油田开发紧密结合,交叉进行的工作方法.1.区域勘探(预探)---指在一个地区(指:盆地.凹陷或坳陷)开展的油气田勘探工作。

主要任务: 从区域出发,进行盆地(或坳陷)的整体调查,了解地质概况,查明生.储油条件,指出油气聚集的有利地带,并进行油气地质储量的估算,为进一步开展油气田工业勘探,指出有利的含油构造.2.工业勘探(详探)—— 是在区域勘探所选择的有利含油构造上进行的钻工作.主要任务:寻找油气田和开发油气田,计算探明储量,为油气田开发做好准备

---(预探)是在详细所指出的有利含油构造上进行地震详查和钻探井.主要任务:发现油气田及其工业价值,初步圈定出含油气边界,为油田详探提供含油气面积

---(详探)在预测提供的有利区域上,加密钻探,并加密地震测网密度.主要任务:查明油气藏的特征及含油气边界,圈定含油气面积,提供探明储量,并为油藏工设计提供全部地质基础材料,其中包括油气田构造的圈闭类型.大小和形态.含油层的有效厚度,流体物性参数及油层压力系统.油井生产力等油藏参数资料 试采主要任务:

① 认识油井生产能力,特别是分布稳定的主力油层的生产能力及产量递减情况;② 认识油层天然能量的大小及驱动类型和驱动能量的转化 ③ 认识油层的连通情况和层间干扰情况

④ 认识生产井的合理工艺艺术和油层改造措施

⑤ 通过试采落实某些影响生产的地质因素(如边界.断层封闭情况等),为今后合理步井和研究注采系统提供依据;初生产性观察外,还须进行一些专门的测试,如探边,井间干扰试验等.生产试验区的主要任务

① 研究油层地质情况,搞清个小层面积及分布形态.厚度.储量及非均值情况,隔层的性质和分布规律;② 研究井网系统和步井方式及其对储量的控制程度,以及开发层系划分的标准 ③ 研究生产规律和合理的采油速度,以及适用的采油工艺技术

第三篇：中国海洋油气田开发

中国海洋油气田开发

储运3班 张婉 2015010928

中国海洋油气资源现状

中国近海大陆架面积130多万平方公里，目前已发现7个大型含油气沉积盆地，60多个含油、气构造，已评价证实的油、气田30个，石油资源量8亿多吨，天然气1300多亿立方米。其中，石油储量上亿吨的有绥中36—1（2亿吨），埕岛（1.4亿吨），流花11—1（1.2亿吨），崖城13—1气田储量800—1000亿立方米。按照2008年公布的第三次全国石油资源评价结果，中国海洋石油资源量为246亿吨，占全国石油资源总量的23%；海洋天然气资源量为16万亿立方米，占总量的30%。而当时中国海洋石油探明程度为12%，海洋天然气探明程度为11%，远低于世界平均水平。在上述中国海洋的油气资源中，70%又蕴藏于深海区域。

近海油气勘探开发

自2005年来，我国近海油气开采勘探进入高速高效发展时期。尽管勘探工作一度遭遇了挫折，但长期的研究和勘探实践均表明中国近海盆地仍具有丰富的油气资源潜力。因此，我们转变了勘探思路, 首先鼓励全体人员坚定在中国近海寻找大中型油气田的信心, 并以此为指导思想, 加大了勘探的投入, 狠抓了基础研究和区域评价, 通过科学策和合理部署, 依靠认识创新和技术进步, 勘探工作迅速扭转了被动局面, 并取得了显著成效。

2005 年以来, 共发现了 20余个大中型气田, 储量发现迅速走出了低谷, 并自 2007年以来达到并屡创历史新高, 步入了高速、高效发展的历史时期, 实现了中国近海勘探的再次腾飞。其中, 渤海海域以大面积精细三维地震资料为基础, 通过区域研究, 对渤海海域油气成藏特征的全面再认识促成了储量发现的新高峰;南海东部的自营原油勘探获得了恩平凹陷和白云东洼的历史性突破, 有望首次建立自营的独立生产装置;南海西部的天然气勘探也取得重要进展。2005年以来, 中国近海的油气勘探不但迅速扭转了被动局面, 步入“上半年拿储量, 下半年拓展新区”的良性循环;同时, 基于扎实的基础研究, 在大幅度增加工作量的情况下, 保持了较高的商业成功率, 原油和天然气勘探齐头并进, 各个海域全面开花。近来, 中国近海累计发现了20余个大中型油气田, 新增原油地质储量近20亿 m3 , 天然气近5 000 亿 m3。我们在渤海海域发现一大批大中型优质油气田, 逐渐改善了以往稠油为主的储量结构;中国近海的成熟区勘探不断获得新的发现, 确保了油田高产、稳产;勘探新区新领域不断拓展, 揭示了良好的勘探前景；深水勘探继荔湾3-1重大突破后, 喜获千亿立方米大气田。渤海发现一批大中型优质油气田, 逐渐改善了储量结构。近年来, 在渤海地区全面覆盖三维地震的基础上, 我们着重加强了区域研究,创新了地质认识，转变了勘探思路, 新发现一批大中型高产优质油气藏, 新增石油地质储量近14亿 m3 , 其中稠油仅占其中 20%, 改变了过去以稠油为主的储量结构, 并有效地提高了整体产能。

可见前些年，我国在近海油气田取得的一系列成就，绝大多数在浅海，我国在深海油气田开发上遇到了重重难关。

深海油气田开发

近年来,随着世界范围内油气资源消耗的递增和陆地原油开采速度的加快,海洋领域内的油气勘探开发已成为新的焦点,越来越多的国家把原油的勘探由陆地转移到海洋中。“到2020年，中国将具备深海油气田的完全独立开采能力。”中海油研究总院深水工程首席专家张大刚这样向《环球时报》记者表示。他说，中国南海油气田开采在探勘装备方面已经具备实力，目前主要是攻克深水区开采难题。技术上的成熟将为中国在南海油气田开采打下基础。2015年30日，张大刚在2015中国·青岛海洋国际高峰论坛做了题为“我国南海深水油气开发的进展及远景”的主题报告。会后，他接受了《环球时报》记者专访。他表示：“中国在南海开发油气田如果可以早起步10年，比如从上世纪90年代初开始发展，就不会是如今相对落后的现状。海洋技术不是一天能够发展起来的。”张大刚还说，从本世纪初，中国“三桶油”才开始在南海进行深水油气田的开发。技术、资金以及国家导向是开发起步晚的主要原因。

为了不落后，只能看着自己深海域的油气田被周边国家开采，我国也制定了相应的深海石油勘探计划,根据我国海洋石油2015年远景规划,在未来5年内,我国将有30多个油田待开发,需建造70多座平台,新建或改装10多艘FPSO,同时,采油平台的导管架、采油平台的各种配套设备的需求量也会进一步加大,海洋石油工程行业有巨大的发展空间。9日中国启用的第六代深水钻井平台“海洋石油981”开钻水域在中国南海水域距香港东南320公里处，开钻井深1500米。“海洋石油981”2008年开工建造，最大作业水深3000米，钻井深度达1万米，平台自重超过3万吨。从船底到井架顶高度为137米，相当于45层楼高。“中国海洋石油981”是世界上首次按南海恶劣海况设计的，能抵御200年一遇的台风。“981”还创造了多项世界第一，如首次在船体关键部位系统地安装了传感器监测系统；首次采用了最先进的本质安全型水下防喷器系统，在紧急情况下可自动关闭井口，能有效防止类似墨西哥湾漏油事故的发生。

中国海洋石油总公司一位专家告诉《环球时报》记者，就“海洋石油981”的技术水平而言，中国和西方国家在深海油田勘探能力上已非常靠近。但在深海钻探经验方面，中国与西方国家差距还很大。目前中国海洋石油工业勘探开发的海上油田水深普遍小于300米，大于300米水深的油气勘探开发还处于起步阶段。

建议

1.加大装备投入：要解决海洋油气开发面临的难题，必须有高技术和高额资金的投入，加强装备的研制工作，制定符合国家“立足国内”、“多元发展”的能源战略。

2.加大人才培养：科技创新，人才为本。人才资源已成为最重要的战略资源，要加强科技创新，就要切实加强科技人才队伍建设，为实施海洋油气开发提供人才保障。要依托重大科研和建设项目、重点学科和科研基地以及国际学术交流与合作项目，加大学科带头人的培养力度，积极推进创新团队建设，注重发现和培养一批海洋油气领域的战略科学家、科技管理专家。努力建设一支与我国海洋油气开发相适应的、结构合理的高素质科技人才队伍，为我国海洋油气持续发展提供充分的人才支撑和智力保证。

3.专有技术获取：为了扩大国际和地区科技合作与交流、增强国家自主创新能力，必须充分利用对外开放的有利条件，扩大多种形式的国际和地区科技合作与交流。鼓励科研院所、高等院校与海外研究开发机构建立联合实验室或研究开发中心，支持在双边、多边科技合作协议框架下，实施国际合作项目。

总结

中国海油和世界能源工业的发展，为海油的可持续发展提供了难得的机遇和巨大动力。站在新的历史起点上，中国海洋油气田开发面临着更多的挑战和更大的责任，加快中国海洋油气田开发是保证国家经济快速发展的必然要求。

参考文献

[ 1] 龚再升：中国近海大油气田[M ]。北京石油工业出版社，1997。[ 2] 邱中建、龚再升：中国油气勘探第四卷：近海油气区[M ]。北京：石油工业出版社，1999。[ 3] 当代中国石油工业编委会：当代中国石油工业1986-2005(上卷)[M ]。北京: 当代中国出版社，2008。[ 4] 张大刚：《我国南海深水油气开发的进展及远景》报告。《环球时报》，2015。[ 5] 朱伟林：中国近海油气勘探进展 [ J]。中国工程科学，2010。

[ 6] 张位平：中国海洋石油发展回顾与思考[M ]。北京：石油工业出版社，2010。

第四篇：油气田开发HSE

HSE:

健康、安全、环境

第一部分 概述

油田开发全过程必须实行健康、安全、环境体系（HSE）管理。贯彻“安全第一、预防为主”的安全生产方针，从源头控制健康、安全、环境的风险，做到健康、安全、环境保护设施与主体工程同时设计，同时施工，同时投产。

油田开发应贯彻执行 《安全生产法》、《职业病防治法》、《消防法》、《道路交通安全法》、《环境保护法》、《海洋环境保护法》等法律。预防、控制和消除职业危害，保护员工健康。落实安全生产责任制和环境保护责任制，杜绝重特大事故的发生。针对可能影响社会公共安全的项目，制定切实可行的安全预防措施，加强与地方政府的沟通，并对公众进行必要的宣传教育。

按照国家职业卫生法规、标准的要求，定期监测工作场所职业危害因素。按规定对劳动卫生防护设施效果进行鉴定和评价。对从事接触职业危害作业的岗位和员工，要配备符合国家卫生标准的防护设备或防护措施，定期进行职业健康监护，建立《职业卫生档案》。

按照国家规定开展劳动安全卫生评价和环境影响评价，实行全员安全生产合同和承包商安全生产合同管理。严格执行安全生产操作规程；对工业动火、动土、高空作业和进入有限空间等施工作业，必须严格执行有关作业安全许可制度。在海域的施工作业必须遵守海上石油安全作业法规，按规定办理作业许可证书。

新技术推广和重大技术改造项目必须考虑健康、安全、环境因素，要事先进行论证及实验。对于有可能造成较大危害的项目，要有针对性地制定风险削减措施和事故预防措施，严格控制使用范围。

对危险化学品（民用爆炸品、易燃物品、有毒物品、腐蚀物品等）、放射性物品和微生物制品的采购、运输、储存、使用和废弃，必须按国家有关规定进行，并办理审批手续。

针对可能的安全生产事故、环境污染事故、自然灾害和恐怖破坏须制定应急处理预案，定期训练演习。应急预案应该保证能够有准备、有步骤、合理有序地处理事故，有效地控制损失。

健全环境保护制度，完善环境监测体系。油田开发要推行“清洁生产”，做到污染物达标排放，防止破坏生态环境。油田废弃要妥善处理可能的隐患，恢复地貌。凡在国务院和省、自治区、直辖市政府划定的风景名胜区、自然保护区、水源地进行施工作业，必须预先征得有关政府主管部门同意，并开展环境影响和消减措施研究。

第二部分 职业卫生管理规定

第一章 总则

第一条 为了预防、控制和消除职业病危害，防治职业病，保护职工健康及其相关权益，促进安全生产，走可持续发展道路，根据《中华人民共和国职业病防治法》制定本规定。

第二条 本规定适用于中国石化集团公司所属各企事业单位（以下简称企业）。

第三条 职业卫生工作坚持“预防为主，防治结合，分类管理，综合治理”的方针，实行“总部监督、企业负责、分级管理，定期考核”的管理体制。企业内部相关部门各负其责相互协作，做好职业卫生工作。

第四条 企业职业卫生工作实行一把手负总责，企业对产生的职业病危害承担责任。职责卫生管理部门对本企业职业卫生工作的监督管理与考核负责。

第五条 职业卫生工作是企业安全、健康、环境（HSE）管理的重要组成部分，企业在执行HSE管理体系过程中，必须按本规定做好职业卫生有关工作。

第六条 各级工会组织应依法维护职工享有的职业卫生保护权利，组织实施对本单位职业病防治工作的民主管理和群众监督。

第七条 企业对在职业卫生工作中成绩突出的个人或单位给予奖励。

第二章 机构与管理

第八条 集团公司安全环保局在集团公司安全生产监督委员会的领导下，主管职业卫生工作。集团公司职业病防治中心在安全环保局领导下，负责职业卫生日常管理的具体工作。

第九条 企业安全生产监督委员会负责指导职业卫生工作，企业应有领导分管职业卫生工作，各企业的安全（环保）部门是本企业职业卫生工作的主管机构。

第十条 在将医疗卫生机构交地方的过程中，企业现有的职业病防治专职技术服务机构应予以保留。

第十一条 企业内部应建立职业卫生“管理网络”，负责各级职业卫生的监督管理工作。

第十二条 建立职业卫生工作例会制度。制定计划，研究工作，布置任务，通报企业有毒有害作业场所监测、职业健康监护、职业卫生宣传教育及劳动防护检查考核、职业卫生隐患检查及治理等情况。

第十三条 企业应按国家有关规定，依法参加工伤社会保险，确保职工能依法享受工伤社会保险的有关待遇。

第十四条 职业卫生和职业病防治工作所需经费（包括健康监护费、职业病诊疗康复伤残费、尘毒监测仪器设备购置费、监测费、职业卫生宣传教育费、培训费、管理费、职业病危害调查费、职防科研费等）应列入企业资金计划，专款专用，其经费支出在生产成本中据实列支。

第十五条 企业工会、人事、劳资、生产、技术和设备等管理部门，在其岗位责任制中应列入相关的职业卫生责任条款，协助作好职业卫生工作。

第三章 职业病危害前期预防

第十六条 企业应加强新建及改、扩建工程建设项目的职业卫生“三同时”监督管理工作。应建立建设项目职业卫生“三同时”管理审批程序，企业职业卫生管理部门应参加建设项目的设计审查。

第十七条 按照国家有关法规的要求，建设项目在可行性论证阶段，应开职业病危害预评价的有关工作，并按有关规定报批。建设项目在设计阶段，设计单位应充分考虑和落实职业病危害预评价报告中提出的有关建议和措施，企业应同时建立相应的职业病危害评价等档案。

第十八条 建设项目在竣工验收前，应进行职业病危害控制效果评价工作，并按国家有关规定办理职业卫生验收手续，对不符合职业安全卫生标准和职业病防护要求的职业卫生防护设施，必须整改直至达标，否则不得投入生产。

第十九条 建立健全企业职业病危害事故应急救援预案，每年至少进行一次应急救援模拟演练，同时进行讲评并持续改进。

第二十条 建立职业病危害事故报告制度。发生严重职业病危害情况和中毒事故时，应及时报告集团公司和地方主管部门，准确提供有关情况，并配合做好救援救护及调查工作。

第二十一条 做好防尘、毒、射线、噪声以及防氮气窒息等防护设施的管理、使用、维护和检查，确保其处于完好状态，未经主管部门允许，不得擅自拆除或停止使用；企业应根据作业人员接触职业病危害因素的具体情况，为职工提供有效的个体职业卫生防护用品。企业应建立职业卫生防护设施及个体防护用品管理台账。

第二十二条 企业不得将产生职业病危害的作业转移给不具备职业卫生防护条件的单位和个人。不具备职业卫生防护条件的单位和个人亦不得接受产生职业病危害的作业。

第二十三条 对可能造成职业病或职业中毒的作业环境、导致职业病危害事故发生或扩大的职业卫生隐患，应纳入企业安全隐患治理计划，按《事故隐患治理项目管理规定》（中国石化安〔2004〕166号）和《事故隐患限期整改责任制》（中国石化安〔2002〕250号）执行，并由各单位职业安全卫生管理部门牵头负责整改。

第四章 劳动用工及职业健康检查管理

第二十四条 企业在与员工签定劳动合同时，应将工作过程中或工作内容变更时可能产生的职业病危害、后果、职业卫生防护条件等内容如实告知职工，并在劳动合同中写明，不得隐瞒。违反此规定，职工有权拒签劳动合同，企业不得解除终止原劳动合同。

第二十五条 企业所有员工都有维护本单位职业卫生防护设施和个人职业卫生防护用品的责任和义务，发现职业病危害事故隐患及可疑情况，应及时向有关单位和部门报告，对违反职业卫生和职业病防治法律法规以及危害身体健康的行为应提出批评、制止和检举，并有权提出整改意见和建议。

第二十六条 企业不得因员工依法行使职业卫生正当权利和职责而降低其工资、福利等待遇，或者解除、终止与其订立的劳动合同。

第二十七条 企业应对从事接触职业病危害因素的作业人员进行上岗前、在岗期间、离岗和退休职业健康检查，以及特殊作业体检、企业不得安排未进行性健康检查的人员从事接触职业病危害作业，不得安排有职业禁忌证者从事禁忌的工作。

第二十八条 企业人事部门应根据新招聘及调换工种人员的职业健康检查结果，以及职防部门鉴定意见安排其相应工作。

第二十九条对职业健康检查中查出的职业病禁忌症以及疑似职业病者，患者所在企业应根据职防机构提出的处理意见，安排其调离原有害作业岗位、治疗、诊断等，并进行观察。

第三十条 企业职业卫生管理部门应按规定建立健全职工职业健康监护档案，并按照国家规定的保存期限妥善保存。档案内容应包括员工的职业史、既往史、职业病危害接触史、职业健康检查结果和职业病诊疗等个人健康资料、相应作业场所职业病危害因素检测结果。

第三十一条 对在生产作业过程中遭受或者可能遭受急性职业病危害的职工应及时组织救治或医学观察，并记入个人健康监护档案。

第三十二条 体检中若发现群体反应，并与接触有毒有害因素有关时，职业卫生管理部门应及时组织对生产作业场所进行劳动卫生学调查，并会同有关部门提出防治措施。

第三十三条 所有职业健康检查结果及处理意见，均需如实记入职工健康监护档案，并由职防部门自休检结束之日起一个月内，反馈给有关单位并通知体检者本人。

第三十四条 企业应严格执行女工劳动保护法规条例，及时安排女工健康体检。安排工作时应充分考虑和照顾女工的生理特点，不得安排女工从事特别繁重或有害妇女生理机能的工作；不得安排孕期、哺乳期（婴儿一周岁内）女工从事对本人、胎儿或婴儿有危害的作业；不得安排生育期女工从事有可能引起不孕症或妇女生殖机能障碍的有毒作业。

第五章 作业场所管理

第三十五条 企业应建立生产作业场所职业病危害因素监测与评价考核制度。定期对生产作业场所职业病危害因素进行检测与评价，检测评价结果存入单位职业卫生档案，定期向所在地卫生行政部门汇报，并向员工公布。

第三十六条 企业应加强对工艺设备的管理，对易产生泄漏的设备、管线、阀门等应定期进行检修和维护，杜绝或减少跑、冒、滴、漏。企业在生产活动中，不得使用国家明令禁止、或可能产生严重职业病危害的设备和材料。

第三十七条 企业对不符合国家职业卫生标准和卫生要求的作业场所应立即采取措施，加强现场作业防护，提出整改方案，积极进行治理。对严重超标且危害严重又不能及时整改的生产场所，必须停止生产运行，采取补救措施，控制和减少职业病危害。

第三十八条 企业要在可能产生严重职业病危害作业岗位的醒目位置，设置警示标识和中文警示说明，警示说明应当阐明产生职业病危害的种类、后果、预防及应急救治措施。

第三十九条 企业要在可能发生急性职业危害的有毒有害作业场所按规定设置警示标识、报警设施、冲洗设施、防护救急器具专柜，设置应急撤离通道和必要的泄险区，同时做好定期检查和记录。

第四十条 生产岗位职工从事有毒有害作业时，必须按规定正确使用防护用品，严禁使用不明性能的物料、试剂和仪器设备，严禁用有毒有害溶剂洗手和冲洗作业场所。

第四十一条 加强对检维修场所的职业卫生管理。对存在严重职业危害的生产装置，在制定停车检修方案时，应有职防人员参与，提出对尘、毒、噪声、射线等的防护措施，确定检维修现场的职业卫生监护范围和要点。对存在严重职业危害的装置检维修现场应严格设置防护标志，应有相关人员做好现场的职业卫生监护工作。

第四十二条 要加强检维修作业人员的职业卫生防护用品的配备和现场冲洗设施完好情况的检查。

第四十三条 对承担检维修的特殊工种（放射、电焊、高空作业等）人员，必要时需组织检维修前体检，发现健康状况不适者，应立即通知不得从事该项工作，避免职业伤害。

第四十四条 要加强检维修现场尘毒检测监控工作。企业应根据检维修现场情况与职防部门联系检测事宜，随时掌握现场尘毒浓度，及时做好防护工作。

第四十五条 做好检维修后开工前的职业卫生防护设施防护效果鉴定工作，重点对检维修后的放射源防护装置、防尘防毒防噪声卫生设施的整改等情况进行系统检查确认，减少开车运行时的意外职业伤害。

第四十六条 企业应加强对劳动防护用品使用情况的检查监督，凡不按规定使用劳动防护用品者不得上岗作业。

第六章 职业病诊断与管理

第四十七条 职业病的诊断与鉴定工作由企业统一管理。职业病诊断和鉴定由企业和当事人如实提供有关职业卫生情况，按法定程序取得职业病诊断、鉴定的有关资料。

第四十八条 企业要加强对职业病病人的管理，实行职业病病人登记报告管理制度，发现职业病病人时，要按有关规定向地方政府卫生行政部门和集团公司安全环保局等报告。

第四十九条 企业应安排职业病患者进行医疗和疗养。对在医疗后被确认为不宜继续在原岗位作业或工作的，由职防部门提出调整岗位意见后，由有关部门和单位按有关规定办理。

第五十条 职业病患者的诊疗、康复和复查等费用以及伤残后有关待遇和社会保障，应依照国家和集团公司有关规定执行。

第五十一条 对疑似职业病的职工应及时进行诊断，在其诊断或者医学观察期间的费用按职业病待遇办理，同时在此期间不得解除或者终止与其订立的劳动合同。

第七章 职业健康教育与培训

第五十二条 企业安全生产监督委员会应定期研究职业卫生和职业病防治工作。各级领导和岗位职工都必须熟悉本岗位职业卫生与职业病防治职责，掌握本岗位及管理范围内职业病危害情况、治理情况和预防措施。

第五十三条 企业主管部门要组织对职业卫生管理人员进行职业卫生专业知识与法律法规的教育培训工作。结合生产实际，每年至少组织一次学习，举办专题培训和学习讲座，提高职业卫生管理人员的业务水平和管理水平。

第五十四条 企业要对全体职工进行职业病防治的法规教育和基础知识培训与考核。要组织职工认真学习和贯彻国家的职业病防治法规、条例及中国石化的规章制度，树立法制观念，提高遵纪守法意识。班组每季度在安全活动中安排一次职业卫生知识学习活动，并做好记录。

第五十五条 生产岗位管理和作业人员必须掌握并能正确使用、维护职业卫生防护设施和个体职业卫生防护用品，掌握生产现场中毒自救互救基本知识和基本技能，开展相应的演练活动。

第五十六条 从事职业病危害作业岗位职工必须接受上岗前职业卫生和职业病防治法规教育、岗位劳动保护知识教育及防护用具使用方法的培训，经考试合格后方可上岗操作。

第五十七条 企业要做好生产检维修前的职业卫生教育与培训，结合检维修过程中会产生和接触到的职业病危害因素及可能发生的急性中毒事故，重点掌握自我防护要点和急性职业病危害事故情况下的紧急处理措施。

第八章 附则

第五十八条 企业对外来施工人员和长期雇用的劳务工的职业卫生管理可参照本规定执行。

第五十九条 对放射线、噪声、硫化氢、氢氟酸等职业病危害因素的防护管理，按集团公司有关规定执行。

第六十条 各企业应按照本规定，结合实际情况，制定本单位职业卫生工作管理办法和实施细则。

第六十一条 销售企业由油品销售事业部参照本规定，制定相关管理办法。

第六十二条 本规定解释权归中国石化集团公司安全环保局。其他未尽事宜按国家有关规定执行。

第六十三条 本规定自印发之日起执行，原《中国石化集团公司职业卫生管理规定》（中国石化安〔2002〕341号）同时废止。

第三部分 安全检查规定

第一条 安全检查的主要任务是进行危害识别，查找不安全因素和不安全行为，提出消除或控制不安全因素的方法和纠正不安全行为的措施。

第二条 安全检查主要包括安全管理检查和现场安全检查两部分

安全管理检查的主要内容：

1.检查各级领导对安全生产工作的认识，各级领导班子研究安全工作情况的记录、安委会工作会议记要（录）等； 2.安全生产责任制、安全管理制度等修订完善情况；各项管理制度落实情况；安全基础工作落实情况等；

3.检查各级领导和管理人员的安全法规教育和安全生产管理的资格教育是否达到要求；检查员工的安全意识、安全知识教育，以及特殊作业的安全技术知识教育是否达标。

现场安全检查的主要内容：

1.按照工艺、设备、储运、电气、仪表、消防、检维修、工业卫生等专业的标准、规范、制度等，检查生产、施工现场是否落实，是否存在安全隐患； 2.检查企业各级机构和个人的安全生产责任制是否落实，检查员工是否认真执行各项安全生产纪律和操作规程。

3.检查生产、检修、施工等直接作业环节各项安全生产保证措施是否落实。

第三条 安全检查应按照国家现行规范、标准和集团公司有关规定进行。

第四条 安全检查分为外部检查和内部检查。外部检查是指按照国家职业安全卫生法规要求进行的法定监督、检测检查和政府部门组织的安全督查，内部检查是集团公司、直属企业内部根据生产情况开展的计划性和临时性自查活动。

第五条 内部检查主要有综合性检查、日常检查和专项检查等形式。1.综合性检查

综合性安全检查是以落实岗位安全责任制为重点，各专业共同参与的全面检查，集团公司对直属企业至少每年组织检查或抽查一次；直属企业至少每半年组织一次；二级单位至少每季组织一次；基层单位至少每月组织一次。2.日常检查

日常检查包括班组、岗位员工的交接班检查和班中巡回检查，以及基层单位领导和工艺、设备、安全等专业技术人员的经常性检查。各岗位应严格履行日常检查制度，特别是应对关键装置要害部位的危险点源进行重点检查和巡查，发现问题和隐患，及时报告有关部门解决，并做好记录。3.专项检查

专项安全检查包括季节性检查、节日前检查和专业性安全检查。

季节性检查是根据各季节特点开展的专项检查。春季安全大检查以防雷、防静电、防解冻跑漏为重点；夏季安全大检查以防暑降温、防食物中毒、防台风、防洪防汛为重点；秋季大检查以防火、防冻保温为重点；冬季安全大检查以防火、防爆、防煤气中毒、防冻防凝、防滑为重点。

节日前检查主要是节前对安全、保卫、消防、生产准备、备用设备、应急预案等进行的检查，特别是应对节日干部、检修队伍值班安排和原辅料、备品备件、应急预案落实情况进行重点检查。

专业性检查主要是对锅炉、压力容器、电气设备、机械设备、安全装备、监测仪器、危险物品、运输车辆等系统分别进行专业检查，及在装置开、停工前、新装置竣工及试运转等时期进行的专项安全检查。

第六条 直属企业应认真对待各种形式的安全检查，正确处理内、外部安全检查的关系，坚持综合检查、日常检查和专项检查相结合的原则，做到安全检查制度化、标准化、经常化。

第七条 对法定的检测检查和政府督查，直属企业应积极配合，认真落实法规要求。按照规范标准定期开展法定检测工作；对政府部门组织的督查，直属企业应将检查情况及时向集团公司汇报。

第八条 开展安全检查，应成立由直属企业领导人负责、有关人员参加的安全检查组织，提出明确的目的和计划。参加检查的人员应有相应的知识和经验，熟悉有关标准和规范。

第九条 安全检查应依据充分、内容具体，必要时编制安全检查表，按照安全检查表科学、规范地开展检查活动。

第十条 安全检查应认真填写检查记录，做好安全检查总结，并按要求报主管部门。对查出的隐患和问题，检查组应向被检单位提交《中国石化安全检查隐患问题整改通知单》，被检单位应签字确认。

第十一条 被检单位对查出的问题应立即落实整改，暂不能整改的项目，除采取有效防范措施外，应纳入计划，落实整改；对确定为隐患管理的项目，应按《事故隐患治理项目管理规定》执行。

第十二条 对隐患和问题的整改情况，应进行复查，跟踪督促落实，形成闭环管理。

第四部分 事故隐患治理管理工作规定

第一章 总则

第一条 为了贯彻中国石化集团公司“安全第一、预防为主、全员动手、综合治理”的安全生产方针，加强事故隐患治理工作的管理，提高企业安全水平，增强抵御重大恶性事故和自然灾害的能力，特制定本规定。

第二条 本规定适用于中国石化集团公司范围内石油石化企业事故隐患治理项目。

第二章 事故隐患的范围

第三条 危及安全生产的不安全因素。

第四条 导致发生或扩大的生产设施、安全设施隐患。

第五条 可能造成职业病或职业中毒的劳动环境。

第三章 事故隐患的评估与分级

第六条 隐患评估办法。1.企业应首先进行自评。由企业主管领导、具有实陈工作经验的工程技术人员组成评估小组，深入现场实地考察，以国家和集团公司有关规范、标准为依据或经有资格的安全评价单位安全评价后提出的整改意见进行评估，评定后的项目应建立完整、齐全的档案资料，内容包括评估报告、评审意见、经自评小组做出的技术结论、隐患治理方案和概算等。2.企业安全部门根据自评结果，征求计划、财务、生产、机动部门的意见后，编制出本企业下事故隐患治理计划表，经企业主管经理（局长、厂长）或总工程师批准，上报集团公司安全与环保监督局。

3.集团公司安全与环保监督局对企业上报的事故隐患治理计划进行初步审，对符合本规定的隐患治理项目，安全与环保监督局组织有关专家进行复查，提出复查评估报告。

4.根据事故隐患治理项目复查评估报告，确定隐患治理项目，做出集团公司事故隐患治理项目计划，报集团公司安全监督委员会审批后，作为集团公司级隐患，立项执行。

5.未获集团公司批准的隐患项目作为企业级隐患项目，由企业自行立项治理。

第四章 事故隐患治理项目计划编制程序

第七条 凡形成固定资产的隐患治理项止，由企业主管技术改造部门按《中国石化集团公司技术改造管理办法》，以安全技术措施纳入投资规模统一管理。限额以上项目由集团公司发展计划部审批，如需集团公司安保基金补助的隐患项目，需报集团公司安全与环保监督局审批。

第八条 凡属上级主管部门审批范围或申请补助的隐患治理项目，企业应先办报批手续，再列入计划。撤消或调整已经上报批准的治理项目或计划，应按同样手续办理。

第九条 每年七月底前，企业安全部门与技术部门协商，将下的隐患治理项目列入企业的技措建议计划，参加集团公司发展计划部的技术改造计划预安排。

第十条 企业每年十月底前报批下隐患治理计划表。

第十一条 计划外新增隐患治理项目，按本规定另行申报。

第五章 事故隐患治理项目的管理、分级、验收

第十二条 事故隐患治理项目的管理。

1.事故隐患治理项目由企业安全部门管理，并建立隐患评估、治理完成情况和效果考核验收等管理档案。

2.对各类事故隐患的整改要做到“四定”（定整改方案、定资金来源、定项目负责人、定整改期限）。

3.对一时不能整改的事故隐患，企业要采取可靠的安全措施，加以监护。4.企业主要领导须对本单位事故隐患的整改负首要责任，企业技术负责人应对事故隐患的整改方案负责技术审查和批准。

第十三条 事故隐患项目的实施。

1.企业对本单位的事故隐患治理项目进行全面的组织实施，按进度完成年计划。

2.集团公司安全与环保监督局负责事故隐患治理项目实施情况的督促检查与协调。

第十四条 事故隐患项目的验收。

1.重大隐患治理项目由集团公司安全与环保监督局或委托有关单位组织验收。

2.已竣工的隐患治理项目经试运转基本正常后的两个月内，由工程主管部门或单位报

请企业安全技术部门，按事故隐患管理权限组织考核验收。验收后，由企业安全部门将竣工验收报告、竣工验收表、连同补助项目的财务决算一并报集团公司安全与环保监督局。

3.项目验收合格后，应由车间（部门）制定相应的规章制度，组织操作人员学习，转入正常维护管理。

4.企业事故隐患治理项目完成情况要按季、年上报集团公司安全与环保监督局。季报为下季度第一个月5日前，年报为下年1月底前。

第六章 事故隐患治理项目资金的补助

第十五条 补助的范围。

经集团公司安全与环保监督局组织有关专家或有资格的安全咨询公司评审，由集团公司安全监督委员会批准的隐患治理项目，企业可提出补助申请，报安全与环保监督局审查，按规定给予补助。

第十六条 补助标准。

1.集团公司批准立项的集团公司隐患项目，按项目预算总投资的20％补助。第十七条 补助资金的使用。

隐患治理项目，应先投用自筹资金，集团公司补助资金根据工程实际进度分期拨款，跨项目补助资金分安排。

第十八条 不属于补助的范围：

1.没有在集团公司投保的设施（设备）隐患；

2.没有按规定数额足额交纳安保基金的单位的隐患项目； 3.办公设施、生活福利设施、与生产无直接关系的设施； 4.新建、扩建、改建工程正式投产三年内发现的隐患；

5.属于大修、更新、扩建项目（无论成套装置、单体设备或构筑物）。

第五部分 人身安全十大禁令

1．安全教育和岗位技术考核不合格者，严禁独立顶岗操作。

2．不按规定着装或班前饮酒者，严禁进入生产岗位和施工现场。3．不戴好安全帽者，严禁进入生产装置和检修、施工现场。4．未办理安全作业票及不系安全带者，严禁高处作业。

5．未办理安全作业票，严禁进入塔、容器、罐、油舱、反应器、下水井、电缆沟等有毒、有害、缺氧场所作业。

6．未办理维修工作票，严禁拆卸停用的与系统联通的管理、机泵等设备。7．未办理电气作业“三票”，严禁电气施工作业。8．未办理施工破土工作票，严禁破土施工。9． 机动设备或受压容器的安全附件、防护装置不齐全好用，严禁启动使用。

10.机动设备的转动部件，在运转中严禁擦洗或拆卸。

参考文献

1.《油田总体开发方案编制指南》

2.《中国石油化工集团公司安全生产监督管理制度》 3.《中华人民共和国安全生产法 》 4.《石油工程建设施工安全规定》 5.《钻井作业安全规程》

第五篇：《油气田开发方案设计》

中国石油大学（北京）远程教育学院

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。

团队工作模式将进一步加强；地球物理技术倾向于发现隐蔽油藏；数据存储和检索将更加便捷和迅速；油藏动静态结合软件和含有高度智能化软件的研制与应用。