油田开发施工作业监督细则

第一篇：油田开发施工作业监督细则

油田开发施工作业监督细则是针对油田开发施工过程中的安全管理、质量监督、环境保护等方面的细则。其目的是确保油田开发施工作业符合相关法律法规和安全要求，保障工作人员的安全，保护环境的可持续发展。下面是一些可能包括的内容：

1. 安全管理：

- 制定安全管理制度和操作规程，明确责任分工和管理流程；

- 安排专业人员负责施工现场的安全管理，包括施工安全教育培训、安全设备的购置和使用等；

- 安排安全检查和巡视，及时发现和处理安全隐患；

- 确保施工现场的安全通道畅通，消防设备齐全，急救设备到位；

- 做好应急预案和灭火准备等。

2. 质量监督：

- 制定质量管理制度和施工规范，明确质量验收标准；

- 安排质量监督人员对施工作业进行监督和抽查；

- 加强对施工材料的管理，确保材料符合质量要求；

- 对工程进度和质量进行监控，及时发现和整改问题。

3. 环境保护：

- 确保油田开发施工对环境的影响符合相关法律法规和环境保护要求；

- 制定环境监测方案，监测施工过程中的环境影响；

- 进行环境风险评估和环境影响评价，制定相应的环境保护措施；

- 做好环境保护设施的维护和管理，及时处理环境事故。

4. 文件记录：

- 做好施工相关文件的记录和归档，包括施工计划、施工日志、验收记录等；

- 对施工过程中的重要事项进行书面报告，并及时上报相关部门。

此外，油田开发施工作业监督细则还可以根据实际情况进行具体细化，以确保施工工作的安全、质量和环保，以及保障油田的可持续发展。

第二篇：油田开发质量监督管理模式研究论文

摘要:开发质量关系到油田开发管理水平的高低，关系到企业的经济效益。分析了采油厂开发质量监督管理存在的监督内容不全面、监督重点不突出、监督程序不科学有序以及监督与被监督单位沟通不畅未能形成质量监控体系的合力等4个方面的问题，介绍了开发质量监督管理创新模式内涵及组成、创新管理模式的实施情况以及实施效果等内容。指出，构建要点监督、节点控制、严格考核的开发监督质量控制体系，创新管理模式，能有效解决开发质量监督管理中存在的问题，促使质量监督更有效、更有效益，并对油田开发监督工作具有现实指导意义。

关键词:油田开发；质量监督；开发监督

目前，中国石化胜利油田分公司孤东采油厂（以下简称胜利油田孤东采油厂）油田开发质量监督工作由技术质量监督中心开发监督站负责，技术质量监督中心开发监督站是采油厂开发质量监督管理与监督考核的主管部门。开发质量关系到油田开发管理水平的高低，关系到企业的经济效益[1]。面对油价持续低迷，胜利油田孤东采油厂提出向质量要效益，围绕“实现更有质量、更有效益、更可持续发展”的工作目标[2]，转变工作思路，以科学发展观为指导，积极推进开发质量监督工作模式创新，提出并实施了以构建要点监督、节点控制、严格考核的开发监督质量控制体系管理模式，通过强化监督检查，实现了由结果监督到过程监督的转变，较好地实现了油田开发各项主要指标提升的质量监督目标，为采油厂持续健康发展做出了贡献。

1采油厂开发质量监督管理存在的问题

以前采油厂开发管理主要是依据开发管理标准的执行和油田开发监督保障的需要而开展的，主要存在以下几个方面的问题：1）监督内容不全面。由于多年来开发监督力量的不足，以及油田开发管理机制和开发管理标准的不齐全等问题，造成油田开发监督工作存在一些漏洞和盲点。同时，对一些油田开发关键的指标缺乏相应的质量控制手段，监督结果具有一定的局限性，因而油田开发质量难以得到完全保证。2）监督重点不突出。采油厂开发监督仅列出了开发管理、油水井计量、注聚监督、注汽监督、水质监督、计量仪器仪表监督等6个开发监督项目，而没有指出每个项目的质量控制关键点和质量控制节点，开发质量监督重点不突出，造成有限的监督资源的浪费，影响油田开发质量监督的有效性。3）监督程序不科学有序。开发监督缺乏程序化和计划性，采油厂开发质量监督人员到了生产现场甚至存在进不去现场，让基层单位的人员拒之门外的情况，严重影响了采油厂开发质量监督工作的有效开展。4）监督与被监督单位沟通不畅，未能形成质量监控体系的合力。监督单位质量监督人员依靠油田开发标准开展监督，而被监督单位对油田开发相关标准掌握不够熟练，没有能够建立起本单位的质量要点、节点控制考核细则和相关质量监控制度，不能够真正做到自查自改，只能做到查到问题才整改，整个生产过程中不能做到每一个质量要点、节点得到有效质量控制[3-4]。

2开发质量监督管理创新模式的内涵及组成2.1开发质量监督管理创新模式的内涵

开发质量监督工作模式创新就是以构建要点监督、节点控制、严格考核的开发监督质量控制体系管理模式。所谓要点监督就是以《孤东采油厂开发质量监督实施细则》为依据，从中找出开发监督的要点。如油井资料录取中监督要点有：液量计量、含水等；水井资料录取中监督要点有：配注执行、配注合格率等。而节点控制就是克服以往结果监督的弊端，制定日常管理中保障质量的关键点，真正实现了由结果监督到过程控制的转变，细化了过程监督管理。图1为开发监督管理创新模式。

2.2开发质量监督管理创新模式的组成结合采油厂开发监督细则内容、采油厂开发管理标准和日常管理制度，已形成了开发管理、油水井计量、注聚监督、注汽监督、水质监督、计量仪器仪表监督等6个开发监督项目，共69个监督要点和173个控制节点的质量控制体系。每个监督项目都有各自不同的监督要点、控制节点以及对应标准和考核办法。1）开发管理质量节点控制体系。主要包括高产井管理、含水、含砂化验与上报、油井资料录取、水井资料录取、原油物性水性分析及其他基础数据管理等6个部分，共制定了23个监督要点，38个控制节点以及对应标准和考核办法。2）油水井计量质量节点控制体系。主要包括现场油井、水井、参数压力、计量器具4个部分，共制定了9个监督要点，34个控制节点以及对应标准和考核办法。3）注聚质量节点控制体系。主要包括注聚指标、注聚现场2部分，共制定了12个监督要点，44个控制节点以及对应标准和考核办法。4）注汽质量节点控制体系。主要包括注汽指标、注汽现场2部分，共制定了14个监督要点，34个控制节点以及对应标准和考核办法。5）注入水水质质量节点控制体系。主要包括水质指标、现场管理2部分，共制定了8个监督要点，17个控制节点以及对应标准和考核办法。6）计量仪表质量节点控制体系。主要包括开发在用各类计量仪表，共制定了3个监督要点，6个控制节点以及对应标准和考核办法。

3开发质量监督管理创新模式的实施

3.1建立质量监控体系运行组织机构

采油厂成立了以开发监督站、采油管理区、注聚大队、集输大队、注汽大队等单位组成的运行小组，明确了各单位的工作职责。运行小组负责体系的构建、内容的完善，具体运行与实施、工作协调。开发监督站监督人员负责分管项目要点与节点分析与构建，负责具体工作计划的制定、实施、现场监督、汇总上报、总结考核。各采油管理区、注聚大队、集输大队、注汽大队负责要点与节点标准的执行以及存在问题的整改与反馈。

3.2建立体系运行流程

开发质量监督运行流程图的制定，保障了日常工作运行的程序清晰流畅，工作量完成及时、到位，有效提高了工作效率。图2为开发质量监督管理体系运行图。

3.3优化监督内容，提高监督覆盖率

结合采油厂开发质量细则的完善、油公司改革的需要，及时优化调整开发监督运行办法，加大监督频次，实现了对各采油管理区、注聚大队、注汽大队等单位更合理有效的质量监督。表1为优化调整后的主要监督内容。

3.4现场结合控制体系，开展有效监督

质量监督人员依据监督标准，按照控制体系监督运行程序，依次对被检单位生产流程各要点、节点进行监督检查，对监督过程中查出的问题进行记录，对于现场能立即整改的问题，要求被检单位立即整改，不能现场整改的问题，则要求被检单位限期整改。同时，质量监督人员每周、每月对现场监督检查中发现的问题及时进行汇总分析，并对要求限期整改的问题及时进行跟踪整改情况复查，直至问题被彻底改正。各被检单位结合控制体系，建立本单位的质量要点、节点控制考核细则、制度，进行自查自改，努力使整个生产过程中每一个质量要点、节点得到有效控制。

3.5严格考核，强化问题整改

监督结果除了以采油厂月度监督公报形式下发并当月考核兑现外，还在采油厂网页设置“曝光台”，曝光发现的问题以及整改情况，督促被监督单位结合监督情况，分析存在的主要问题，及时组织整改[5]。采油厂每季度组织召开一次全厂质量例会，会上通报监督与考核情况，分析存在的问题及原因所在，同时对开发质量监督中的问题、模糊不清的标准、认识上的偏差及时进行沟通，为下步开发质量管理提供了保证。

4实施效果

开发质量监督经过近年来的创新实践，建立了完善的以构建要点监督、节点控制、严格考核的开发监督质量控制体系管理模式，实现了由结果监督到过程监督的转变，确保了质量监督更有效和更有效益，较好地实现了油田开发各项主要指标的提升，取得了显著的经济和社会效益。1）开发质量问题明显下降。全厂2016年上半年共监督检查发现问题476个，与2015年同期比下降254个，同期对比考核扣款减少3.248万元。2）注聚质量明显好转。2016年上半年注聚监督提高了母液注入合格标准，由原先母液瞬时流量误差控制在-10%~+15%之内，累计误差控制在±5％之内，提高为执行Q/SH10201805-2012《聚合物配注站技术管理规范》指标要求，母液瞬时流量误差控制在±5％之内，累计误差控制在±3％之内。上半年监督注聚站24站次，检查667井次，检查存在问题83个，2015年同期检查整改存在问题205个，同比减少122个；母液瞬时不合格由76井次到2016年上半年27井次，下降了49井次；单井配注合格率由2015年的82.7%，上升到2016年的90.0%，上升7.3%，注聚质量明显好转。3）含水化验资料准确率提高。突出了含水化验的监督，根据《孤东采油厂油井含水化验补充完善规定》标准，对各注采管理区的油水井班报表、油水井综合记录、油井含水化验原始记录等资料进行了监督。各注采管理站原始记录台账统一规范，改变了原来的活页台账，含水变化大的井能及时加密取样并按标准上报。2016年上半年共检查发现含水化验问题16个，与2015年同期对比，减少94个，全厂开发资料准确率达到99.5%，有效地提高了资料准确性。4）质量效益显著。2016年上半年全厂油水井动态分析及时、调配措施明显增加，注水、注聚配注合格井数增加183井次，影响油井増油587t；注汽合格井数增加10井次，累计増油195t；掺水井管理水平上升，掺水井合格井数增加38口，累积增油85t；合计创直接经济效益130.05万元。不仅把好了全厂开发监督质量关，而且取得了良好的经济效益。

5结束语

油田企业做好开发监督工作是提升油田开发质量和经济效益的重要手段，也是油田开发管理的一项十分重要的工作[6]。实践证明，构建要点监督、节点控制、严格考核的开发监督质量控制体系管理模式，能有效实现开发监督由结果监督到过程监督的转变，提高开发资料录取的真实性，基本杜绝了假资料问题，提升了油田开发监督管理水平，确保了质量监督更加有效和更有效益。开展创新的开发监督质量控制体系管理模式的良好实践活动，对今后的油田开发监督工作具有良好的指导意义。

参考文献：

[1]朱益飞.推进管理创新提升质量效益[J].石油工业技术监督,2007,23（8）：47-48.[2]朱益飞.“三位一体”创新管理机制的探讨[J].中国石化,2007,23(3)：40-41.[3]池海凤.油田企业防范有机氯污染原油控制[J].石油工业技术监督,2016,32(6)：16-19.[4]陈近增,朱益飞.依靠科技手段提高产品质量监督水平[J].计量与测试技术,2008,35(7)：67-68.[5]朱益飞，杨梅.油田企业产品质量监督管理模式的创新与实践[J].石油工业技术监督,2014,30（4）：16-19.[6]王朋军,朱益飞,张敏.充分发挥技术质量监督的保障作用[J].计量与测试技术,2007,34(5)：65-66.

第三篇：油田地面作业

油田集输设备现状与发展趋势

【摘要】油气集输设备是油气矿场生产的基础。高效和先进的设备是节能降耗、提高经济效益的关键。在油气集输设备的发展上需要再加大力气，实现设备研究设计、设备生产、设备安装调试全套服务，以期得到更先进，更优良的设备。随着我国社会经济发展的突飞猛进，人类对天然气和原油的需求也在不断的加大，油田开发的重要性也随之显现。近年来，国家加大了对油田开采项目的投资，以确保满足人民群众生产生活中的需求。随着油田开发项目不断地扩大，油气集输生产受到了社会各界的关注，并且对油气集输生产过程中的油气集输处理设备的要求越来越严格，本文叙述了油气集输设备的发展，同时对现状和发展趋势进行了总结。

一、油气集输的发展

油气集输是继油藏勘探、油田开发、采油工程之后的重要生产阶段，主要指油田矿场原油和天然气的手机、处理和运输。其主要任务是通过一定的工艺过程，把分散在油田各油井产出的油、气、水等混合物收集起来，经过必要的处理，使之成符合国家或行业质量标准的缘由、天然气、轻烃等产品和符合各地层回注水质量标准或外排质量标准的含油污水，并将天然气和原油分别输往长距离输油管道的首站（油库）和输气管道的首站，将污水送往注水站或外排。

1.油气集输设备的发展历程

六七十年代油气集输设备的发展及存在的问题：在石油工业发展初期，我国的油气田设备的发展进步较快，但和西方国家比较，存在技术水平和管理水平低，产品质量差、效率低、能耗大、不配套等一系列问题，同石油工业发展的需要和社会的总需求有一定差距。

比如在油田上使用较多的油气分离器，无论是高油气比的或低油气比的、卧式的还是立式的、高压的或低压的、两相的或三相的，内构件较为简单，设备处理后效果不尽人意，通常达不到所需性能。如电脱水器常采用立式结构，而电场也为高压交流电场，就是纯加热电脱水，这种设备处理后的效果，都只处于初级和简单加工阶段。而油田矿场油气集输系统的加热设备刚更为简陋，刚开始是一个井场三把火，值班室用火墙取暖，大站采用砖砌管式炉，井口房用热风吹炉。这些简明的加热设备存在时常被烧坏的安全隐患。再接着研制出了水套炉，但其热效率较低、污染严重、能耗较大，难以满足生产需要，是油田建设的瓶颈问题之一。

八十年代油气集输专用设备的发展和存在的问题：八十年代，相关部门油气田地面设备技术政策和长远规划：要求在搞好技术基础工作的同时，通过技术改造、技术开发、设备筛选技术引进、技术交流等，不断改进设备，强化设备的配套性。加强产品质量监督检验，提高经济效益和社会效益，降低损耗。提高质量全面改进技术水平，使油田设备不断满足石油工业发展，适应建设现代化石油工业的要求。在八十年代末，油气田设备的技术水平得到了较快的的发展和提高。油气集输主要专用设备，如常用的原油电脱水器、加热炉、塔器和油气分离器等较为明显。

2.油气集输设备的发展现状

比如油气分离器的发展：长期以来，人们为了提高设备的技术经济性能，开展了诸多研究，先后开发出了多种设备型式及其内部结构。就设备型式来说，典型的主要有立式、卧式和球形三种，其中卧式设备兼有高效和便于制造的优点，因此八十年代后期得到了极为广泛的应用。在卧式设备中最有代表性的是美国的 API 游离水分离器，其主要用于实现油、气、水之间的预分离，在工程中应用的最为广泛。在 API 游离水分离器的基础上，开发出了 Performax 填料式分离器，其特点在于通过引入 Performax 填料，缩短液滴聚结所需要 的沉降距离，从而加快了油水之间的分离过程。在相同条件下，Performax 填料式分离器不仅极大地改善了油中含水指标，而且使污水含油指标也大幅度降低，由此显示出了极大的优越性。之后又发展出了双流式分离器，其工作原理实际上它相当于两台Performax填料式分离器的一体化并联，不同点主要在于两个分离腔是连通的，所以设备内的油水界面及气液界面只需一套控制系统。它同两台分立的 Performax 填料式分离器相比，可以节约一套控制系统,少用两个容器封头，此外还减少了近一倍的设备安装工程费用，因此经济性能较好。但这种双流式分离器在设计、制造和使用时，必需确保两个分离腔做到流体力学对称，不然就会发生偏流现象，影响设备性能及其工作效果。

加热设备的发展变革更是巨大。无论是火筒炉、水套炉，还是管式加热炉，都紧紧抓住热效率这一核心问题，不断优化设备结构，使炉效大幅度提高，提高炉效的方法主要有两个：一是要使燃烧空气过剩系数数值尽量趋小，多余空气不能进入炉内；二是要降低排烟温度，减少热损失。而且加工流程和工艺不断进步，通过采取工厂预制、现场组装，大大提高了施工工效和质量，确保严密无缝；保证设备运行的安全可靠，大大提高了炉效。加热设备逐渐摆脱高耗低效的困境，向着高效低耗方向发展，这已是有目共睹的事实。

油气集输设备的发展现状大庆油田按照自已的油气特点，从实际需要出发，设计中体现“简”和“省”的原则，充分地将国外先进结构、先进技术、新型材料等运用到工程实践中去，设计生产出不同规格的各类油气集输专用设备，形成了一系列先进实用的油气集输专用设备和技术，如塔类、高效分离器、高效加热炉、多功能处理装置和高效含油污水过滤器等等已接近世界先进水平的设备。

二、油气集输设备的发展趋势

1.关于泵的发展趋势与新技术 1.1 双螺杆混输泵

20年代就出现了双螺杆泵。双螺杆泵依靠螺杆相互啮合容积的周期性变化来输送流体。当螺杆转动时,吸入腔一端的密封线连续地向排出端移动,使吸入腔的容积增大,压力降低,液体在压差作用下进入吸入腔,随着螺杆的转动,密封腔内的流体连续而均匀地移向排出腔,从而将流体排出。由于双螺杆泵适用于包括无润滑液体和气体介质的特性，一开始人们就把它作为多相混输泵的理想原型。双螺杆泵主要由英国Multiphase System Plc和德国Boremann公司研制，两家公司都研制生产了多种型号样机，进行室内和现场试验，取得了良好效果。

1.2 BHR喷射增压泵

英国流体力学研究集团BHR开发了一种采用喷射泵原理的多相增压装置。该装置由气体分离器、离心泵、喷射泵及管路构成。其原理为：油井来的气液混合物先进入一个体积很小的分离器，分出的液体直接进入离心泵入口，经增压后进入喷射泵做为动力液；分出的气体通过管路进入喷射泵的低压室，而后气液两相在喷射泵的扩散管中混合并以一定压力输送出去。该装置的水力效率约48％，具有抗砂能力，为多相流的增压提供了一种简单、可靠的新途径。该装置已在北海平台上安装使用。

在多相泵的研究开发方面，不仅受到制造工艺水平的限制，而且我们在这方面开展的研究还很薄弱，仍处于较低的水平。但是随着石油工业技术的发展，多相混输泵将是陆地、滩海、海洋石油开发实现多相混输、降低开发成本的关键技术，因此应该开展这方面的研究工作，迎接新技术的挑战。2.计量设备的发展趋势与新技术

2.1 德士古公司的海底多相流流量计

将总流量计装在井口附近，以便测出混合物的总流量及其密度。然后，利用其专利的分离装置将采出物分离成气相和液相（油水相）并分别计量气相和液相的体积流量。应用市售级涡轮流量计计量气体的体积流量，用一个专用流量计计量液体的体积流量。含水率则由Texaco微波含水检测仪测定。这种含水检测仪可精确地测定油水乳化液和油水混合液中0～100％的含水率，而无论其中那一种成分是连续相。原子密度仪可测出液流中携带的气量。为防止在流量计中发生砂堵，设计的流量计应能保持足够的流速。最后，结合在各点测得的温度、压力数据，通过计算得出各自的流量。这种海底计量系统的计量精度为5％，设计压力为3．64kPa。在含气量为10％～90％和含水率为0～90％的条件下，该计量系统可在其480～2880m3/d的流量范围内实现自动调控运行

2.2 美国Nusonics公司的声能流量计

该多相流计量装置的工作原理是用容积式或涡轮流量计计量油水混合物的总体积流量；然后，用一只容器定期从油水混合液中采样并测量其声速，以此计量出油水各自的流量。采用这种计量方法首先要解决油水混合液中携带的气泡和乳状液液滴的问题。这是因为，如果携带的气泡和乳状液液滴的尺寸均大于声能波长的话，那么气泡和液滴将会造成声能的折射、绕射和散射，从而影响测量声速的准确性。解决携带气泡的方法是，向罐内的混合液加压，迫使携带的气泡溶解。同时，为减小最大乳状液的液滴尺寸，用齿轮泵再循环采样液。齿轮泵产生的剪切作用可减小液滴尺寸；同时用静态混合器增加剪切作用。再循环期间，要求重复测量声速，直到其稳定为止。确定了混合液中各相的组份后，试样重新返回至主管线中，或送入储罐。定期采样后，根据容积式流量计计量的数据和测得的油水混合液各相组份的声速，便可得出流经管线的油水总流量。最后，通过测定温度和校正体积膨胀系数，计算得出混合液中的净油量和水量。

2.3 美国石油自动系统公司的FLOCOMⅡ型多相流量计

FLOCOMP II型多相流量计采用快速采样的统计方法，在进行单井采出物计量时，首先打开2个取样容器阀Sl和S2，同时夫闭旁通阀B1，这样，混合物就经过取样容器，并且驱替出上次取样品。取样完成后，关闭取样容器阀Sl和S2，并打开旁通阀B1。这样，样品就充满容器并被隔离在2个阀门之间。此时，安装在旁通管线的流量计Q开始计量总流量。气体流量的测量采用著名的P一V-T气体定律，在记录了压力和温度时，取样容器被活塞C压缩，从而产主变化量（V1-V2）。用这些数据就可计算出气体流量。计算出气体流量后，通过测量混合物样品的平均密度计算油水各自的流量

3.高效加热炉目前主要发展方向 3.1 高效的相变热传导技术的应用。

相变热传导以水蒸气作为传热介质，换热效率高，热传导系数稳定。水在封闭的炉壳内受热蒸发、冷凝，使得加热炉维持在较高换热效率(大于 90%)，水损失小，密闭炉壳内不易结垢，而且运行安全可靠。3.2 加速国产化高效燃烧器研究。

重点创新发展外部混合雾化技术、转杯雾化和内部混合雾化。这些先进的雾化技术燃烧完全、火筒清洁、雾化效果好，而且能适应各种轻油、重油和天然气燃料。为了使燃烧器处于良好的工作状态，建议增设燃料油处理系统，以清除燃料油中的固体杂质。

3.3 换热盘管结构形式和材料研究。

换热盘管是非常关键的部件之一，盘管设计必须考虑适应不同的生产介质，包括油类、污水类气类介质,考虑各种介质的腐蚀性和管体结垢。同时在结构上要考虑方便清理、维护和更换。3.4 自动化控制与监测技术的应用。

自动化控制是流程设备的发展方向，加热炉也不例外。实践证明，自动化控制实现自动点火、燃烧、自动停机和自动吹扫、供空气，自动控制运行参数可使燃料利用率达 99%以上。应用监测技术实现低水位保护、熄火保护、超温超压保护等，保证设备安全运行。通过不断的发展，在设计时通过材料、结构等多方面引进先进技术，创造了良好的经济效益。

4.油气分离设备发展趋势与新设备 随着油田进入开发后期，采出液含水率越来越高，为了适用脱水的要求，国内外各石油公司相继开发了多种三相分离器。三相分离器的主要原理是重力沉降，为了提高脱水效率，在这些三相分离器中广泛采用填料技术。4.1聚丙烯波纹板填料三相分离器

大庆油田设计院研制的聚丙烯波纹板填料三相分离器（简称填料三相分离器），适用于不加热集油工艺流程，可对高含水原油（含水80％以上）进行油、气、水三相的常温分离，一次分离后的污水含油和原油含水可达到规定的质量指标，脱水率达到90％。该分离器采用的主要技术包括：

a.聚丙烯波纹板组件为油滴提供了足够大的聚结表面，流道的改变增加了聚结机会，填料分两组布置，可保证出水含油达到合格指标；

b.来液进入分离器前先经斜管使油、气、水初步分离，气从斜管顶部进入分离气相，消除气液两相的互相干扰，提高了气液分离效率；

c.沉降室采用全封闭结构，设置可调节的水堰板，直接控制真实的油水界面，并利用水堰围成水缓冲室，消除了因排油条件变化给界面带来的不利影响；

d.利用槽式缓冲消能器改善了进液水力条件，避免了带压液冲击沉降室中的液体产生泡沫，使聚结的油滴破碎并搅动底部的杂质； e.采用旋流除砂器，可在分离器密闭不清罐的条件下除砂。4.2 HNS型三相分离器

由河南油田设计院研制设计，在全国11个油田推广使用120台。HNS型三相分离器在设计中根据油气水分离机理，采用的技术包括： a.利用“水中除油”的机理，采用了活性水强化水洗破乳技术，加快油水分离效率。b.利用气－液分离和油水分离的差异特性，采用旋流预脱气技术，增大液相分离容积。c.优化分离设备的主要功能构件，为分离沉降创造良好的内部工作环境。

4.3 管式气液漩流分离器

管式气液旋流分离器（Gas-Liquid Cylindrical Cyclone Separator 缩写为GLCC）是带有倾斜切向入口和气体及液体出口的垂直管。切向液流由入口进入GLCC后形成的旋涡产生了作用于液体的离心力和浮力，其数值比重力要高出许多倍。重力、离心力和浮力联合作用将气体和液体分离开。液体沿径向被推向外侧，并向下由液体出口排出；而气体则运动到中心，并向上由气体出口 排出。这一低成本、重量轻的小型GLCC分离器在替代常规容器式分离器方面具有很大的吸引力。最近针对一典型的油田应用，对GLCC与常规容器形立式和卧式分离器在尺寸方面的差别进行对比，油和气的流量分别为100000 bbl/d和70000Mscf/d，表压力为100psi。在这种情况下，需要的GLCC的内径及高度尺寸分别是5ft和20ft，相当于同等规模的常规立式分离器（9ft× 3 5ft）的一半左右 ,相当于常规卧式分离器（19ft× 75ft）的四分之一左右。GLCC的操作受到两个因素的限制，即顶部气流中的含液量及底部液流中的含气量。气流中出现液体的迹象表明携带液体的开始，同样，底部液流中气泡的出现表示其已开始携带气体。对GLCC进行准确性能预测的难度主要源于GLCC内部复杂多变的流动形式。在入口上方的流动形式包括气泡、段塞、搅动、雾状流和带状流。在入口下方的流动形式由一个带有丝状气核的液体旋涡组成。在液面远低于入口时，液体以涡流的形式由入口下落到旋涡当中。

近些年来，石油工业设备集输不断地向无污染、高效率、低能源等方向快速发展，相信技术的改革会不断地提高石油工业化的科技程度，很多关于集输设备的发展资料和文献，本文还未收集到，可能信息不太全面，难免会有错误的信息和误差，希望老师见谅。

参考文献

[1]汪云瑛.张湘亚．泵和压缩机[M]．北京：石油工业出版社，1985.[2]陆耀军.重力式油水分离设备流体动力特性技术研究[J]].北京:石油大学,1992.[3]张凯.大庆油田集输设备新技术[J].石油规划设计

第四篇：油田开发竞聘报告

地质研究所主管师竞聘报告

尊敬的各位领导、各位评委、同事们：

大家好!我叫刘风喜，中共党员，高级工程师，现岗位动态北区主任，主要负责动态北区的日常管理及桩西、老河口油田的开发动态管理工作。

我于1996年7月毕业于大庆石油学院石油地质勘查专业，同年分配到采油三队任地质技术员，1997年11月调到地质研究所综合室，2003年4月，由于工作需要，在动态室分管老河口油田的开发与管理。2008年12月通过地质所竞聘，走上动态北区副主任岗位，2009年12月受地质所的信任，再次竞聘担任动态北区主任。

近几年来，坚持以创新创效带动油藏开发管理不断向前推进（在以桩106为代表的岩性油藏，优化注采比、适时提液提速；在桩106南注聚实验取得成功的基础上，桩106北注聚区通过完善注采井网、精细过程管理，仅注聚一年就见到明显效果；在桩139稠油油藏实施dcs实验取得成功，实现储量的有效动用；在产能单元桩斜148、老168块实施同步注水，建立注采关系。）动态北区承担的原油产量由43万吨上升到55万吨。连续三年超额完成产量任务，指标连年创优。

在各级领导和同事们的关怀帮助下，先后荣获省部级成果3项，地学开拓奖等局级奖励8项，发表论文9篇，荣获采油厂 “科技突出贡献奖”铜奖、“双文明先进职工”，管理局“青年岗位能手”、“提高采收率先进个人”等多次荣誉称号。

适逢采油厂这次难得的竞聘机会，我本着锻炼、提高的目的走上讲台，展之所以竞聘这个岗位，我希望将自己多年来积累的较为丰富的油田开发管理知识和经验能够在生产实践中得以更好的发挥和运用，为“百年桩西、共铸胜利”作出更大的贡献。同时也希望能在新的岗位上接受挑战，经受磨炼，使自己不断成长和进步。

总结自身，主要有以下四点优势：

一是具有较为扎实的专业知识。油田开发是一项系统工程，涉及到方方面面。地质是基础，尤其是在桩106地震分频项目的直接参与过程中，使我对开发地质有了更为深刻的认识，懂得了开发地质工作的重要性。砂体的重组、岩性的尖灭、断层的遮挡等直接影响着油藏开发水平的提高。经过两年多的对比与分析、理论与实践，2009年汇报的局级课题《桩106北精细地质模型及井网完善调整研究》一次性通过局级验收，并得到领导的好评。在此认识的基础上，桩106地区被确定为2011年综合调整单元，部署新井15口，新增产能3.1万吨。通过向地质室学习电测曲线的解释、录井资料的应用，向钻井室学习侧钻井开窗位置的选择、向生产室学习有关生产测试的知识，2008年以来利用报废井共实施侧钻井5口，初期平均单井日增油5.5吨。在地质所的支持下，两次外出参加“提高采收率培训”，在桩106南转后续水驱时，通过堵调、变流线、提液引效等方法实现了后续水驱两年基本不递减。一如既往地学习与交流，对我是一种进步、一种财富，也是成为一名主管师必备的条件。

二是具有较为丰富的工作经验。从事过油田开发的人都知道，做好油田开发光有专业知识是不够的，还必须具有丰富的实践经验。而我正具备了这样的条件。十余年来，由采油队的一名地质技术员成长为今天地质所的一名主任，在这成长的过程中，基层一年多的锻炼，具有了丰富的现场经验，用动、静结合的观点来分析油藏、管理油藏，对于低渗油藏桩8块以微裂缝的观点提出了脉冲注水，区块日产油由40吨上升到80余吨；对于小断块桩394块地层能量不足问题，提出边部注水，减缓了单元产量递减。在综合室把握住了油藏的开发规律、各项指标的科学预测方法、新区产能方案编制的流程等，这为我后来从事油藏的动态分析积累了可贵的经验。在动态北区油田的开发与管理中，针对老163块地质情况复杂，优化注采井网的建立，开展井间干扰试验，验证砂体的连通性。单元日产油由169吨最高上升到200吨，产能连续两年达到方案设计指标，参加编制的产能方案被评为分公司优秀方案一等奖。在采油厂最大的注水开发单元桩106地区，在油层厚度仅2米、河道宽300米的窄河道油藏引进水平井开发，提高单井控制储量；在边滩侧积体治理低产低效井，保持平面产液结构平衡；在主力注水砂体，提高注入强度，提液提速，保持了较高的开发水平，区块自然递减下降了5.2个百分点。（在老

17、老451等复杂断块油藏，通过挖掘墙角剩余油和韵律层挖潜，新增可采储量5万吨。在桩斜148低渗油藏，压裂配合注水保持地层能量，目前已有2口油井见到明显注水效果。）与此同时，我的地质基础分析能力和油藏工程应用能力得到了根本的提升，这为我竞聘主管师打下了良好的基础。

三是具有较强的工作能力。正是因为有以上基础，在工作上，踏实肯干，自己的科研能力、判断分析能力和管理能力都有了较大的提高。在老168产能建设过程中，优化油藏方案设计，同步建立注采关系；优化新井投产论证，由按地面顺序投产转变为按油藏需要投产，使井组新井投产投注一步到位；加强地质、工艺、作业、管理等多部门联合分析，确保措施论证与实施到位；优化资料录取、压力干扰试验、连续测压等监测手段，深化油藏认识。目前区块日产油能力达到480吨，投转注井20口，当年投转注率87%，建成产能16.8万吨。在年初分公司组织的40天原油会战中，被推荐为采油厂会战“青年标兵”。四是受地质所“发展地质、成就个人”的文化熏陶，在“传-帮-带”活动中，具有良好的传承作用。我以“老老实实做人，踏踏实实做事”为信条，对周围的人真诚相待，在提高自身的同时，带动周围的人一同进步与提高。针对动态北区技术人员年轻，平均年龄仅29岁，为了使年青人少走弯路，增强人才建设发展的后劲，2009年制定了动态北区班组的目标“一个人进步不是进步，只有大家共同进步才是真正的进步”。通过“问题就是课堂”、“困难就是学习”的形式，“师带徒、徒帮师”，言传身教，动态北区涌现出了“胜利希望奖”获得者何富强，技术增油能手王继强，先进个人盖峰等一批优秀的年轻人。班组在2010年“比学赶帮超”活动中被评为厂“油藏管理典型班组”，个人被推荐为胜利油田“模范班组长”。

在看到优点的同时，也看到了自身的不足。主要是与领导和兄弟组室的交流和沟通还不够深入，此次竞聘的主管师岗位，为我改正不足提供了良好的平台。如果我能竞聘成功，我会认真落实岗位职责，带头与开发技术人员搞好油藏管理工作，与兄弟组室积极协作，主动配合，服从领导的安排，使油田开发水平再次迈向一个新台阶。

我厂原油产量能重上100万，主要得益于近几年滩海油藏的勘探与开发。在外扩勘探受限的情况下，如何稳住百万吨油田，主要依靠老区内部的精细与挖潜。对岩性油藏实施注采井网重组、提速提效，争取扩大三采的规模；复杂小断块实施高效注水工程，不放过任何一个死角和油水过渡带；在低渗油藏以注水、配合酸压、增大泄油面积等方法提高储量动用程度；对边底水油藏可实施水平井二次挖潜、重力分异、分小层交替大排量提液实验等。具体是：

一是加强地质基础研究和油藏开发管理工作的有机结合。桩西采油厂有“地质大观园”之称，地质与油藏的紧密结合显得尤为重要。采油厂82个开发单元中日产油小于5吨的就有22个，含水高达96.9%，但采收率仅为17%，如何挖掘这部分潜力，关键靠地质二次认识和剩余油分布规律研究。目前动态室地质基础相对薄弱，仅有一人熟悉老区地质，通过加大研究力度，或把日常生产性分析工作的压力逐步分担到采油队技术员层面上，使得室主任和区块长有足够的时间进行老区研究和开发调整方案的编制，以提高油藏开发水平和质量。

二是在精细化油藏管理的基础上树立开发一体化的理念。采油厂油藏分类管理、精细管理将是今后很长一段时间内的重点工作。比如以桩106为代表的复杂岩性油藏，早期是在投产完后，边摸索边建立注采关系；在老163单元以cmg为指导，实现了边投产边建立注采关系；而在老168的投产过程中，在“一体化”理念的指导下，配套建模、数模立体化，实现了同步注水、同步开发的愿景。

三是加大科技管理和科技创新的力度，积极推广应用新技术向现实生产力的转化。在老163与老168的建设过程中，使我深深体会到一体化建设的重要性；在建模与数模的学习过程中，使我体会到油藏立体开发的必然性；在三采、稠油、水驱油藏、断块油藏等专题讨论会中，使我体会到了提高两率的关键。目前，动态分析的手段正在逐渐走向规范化，与地质的信息化接轨。充分利用采油厂提供的计算机平台进行建模、数模的应用以及ofm油藏管理分析软件的应用，对注采调配、参数调整、单项方案等日常工作实现定量化指导，提高工作的针对性和科学性；扩大三采的应用规模，引进多元复合驱，提高油田采收率；实施hdcs大规模实验，提高稠油油藏储量动用程度；低渗油藏极限小井距转向压裂、岩性油藏“三小一新”技术的应用，逐步形成具有桩西特色的开发技术系列。

四是进一步做好技术人才的培养接替工作，形成良好的人才梯队。在日常工作中，主动为年青人搭建平台，采用“压担子”、“我要学”、“学与教”等多种形式，发挥每个人的能动性，进一步增强集体的荣誉感和成就感，形成团结奋进、富有朝气和战斗力的团队。

以上是我个人对工作的一些初步设想，敬请领导批评指正。

在此，我感谢采油厂和地质所领导给我这次参加竞聘的机会，不管结果如何，我都将从此次竞聘中发现自己的不足，在今后的工作中努力学习，不断提高自身素质，为采油厂增储上产和可持续发展作出更大贡献！

谢谢大家！5

第五篇：《油田开发管理纲要》

[石油法规]《油田开发管理纲要》

第一章 总则

第一条 为了充分利用和保护油气资源，合理开发油田，加强对油田开发工作的宏观控制，规范油田开发各项工作，特制定本《纲要》。

第二条 油田开发工作必须遵守国家法律、法规和股份公司规章制度，贯彻执行股份公司的发展战略。

第三条 油田开发必须贯彻全面、协调、可持续发展的方针。坚持以经济效益为中心，强化油藏评价，加快新油田开发上产，搞好老油田调整和综合治理，不断提高油田采收率，实现原油生产稳定增长和石油资源接替的良性循环。

第四条 油田开发主要包括以油田开发地质为基础的油藏工程、钻井工程、采油工程、地面工程、经济评价等多种专业。油田开发工作必须进行多学科综合研究，发挥各专业协同的系统优势，实现油田科学、有效地开发。

第五条 油田开发要把油藏地质研究贯穿始终，及时掌握油藏动态，根据油藏特点及所处的开发阶段，制定合理的调控措施，改善开发效果，使油田达到较高的经济采收率。

第六条 坚持科技是第一生产力，积极推进科技创新和成果共享，加大油田开发中重大核心技术的攻关和成熟技术的集成与推广应用。注重引进先进技术和装备，搞好信息化建设。

第七条 依靠科学管理，合理配置各种资源，优化投资结构，实行精细管理，控制生产成本，提高经济效益，实现油田开发效益最大化。

第八条 油田开发部门要高度重视队伍建设，注重人才培养，加强岗位培训，努力造就一批高素质的专业队伍与管理队伍，为全面完成开发任务提供保障。

第九条 牢固树立以人为本的理念，坚持“安全第一、预防为主”的方针，强化安全生产工作。油田开发建设和生产过程中的各项活动，都要有安全生产和环境保护措施，符合健康、安全、环境（HSE）体系的有关规定，积极创造能源与自然的和谐。

第十条 本《纲要》适用于股份公司及所属油（气）田分公司、全资子公司（以下简称油田公司）的陆上油田开发活动。控股、参股公司和国内合作的陆上油田开发活动参照执行。

第二章 油藏评价

第十一条 含油构造或圈闭经预探提交控制储量（或有重大发现），并经初步分析认为具有开采价值后，进入油藏评价阶段。油藏评价阶段的主要任务是编制油藏评价部署方案；进行油藏技术经济评价；对于具有经济开发价值的油藏，提交探明储量，编制油田开发方案。

第十二条 油藏评价项目的立项依据是油藏评价部署方案，要按照评价项目的资源吸引力、落实程度、开发价值等因素进行优选排序，达不到标准的项目不能编制油藏评价部署方案，没有编制油藏评价部署方案的项目不能立项。

第十三条 油藏评价部署方案的主要内容应包括：评价目标概况、油藏评价部署、油田开发概念方案、经济评价、风险分析、实施要求等。

1.评价目标概况应概述预探简况、已录取的基础资料、控制储量和预探阶段取得的认识及成果。

2.油藏评价部署要遵循整体部署、分批实施、及时调整的原则。不同类型油藏应有不同的侧重点。要根据油藏地质特征（构造、储层、流体性质、油藏类型、地质概念模型及探明储量估算、产能分析等）论述油藏评价部署的依据，提出油藏评价部署解决的主要问题、评价工作量及工作进度、评价投资和预期评价成果。

3.油藏评价部署的依据及工作量应根据需解决的主要地质问题确定。为了满足申报探明储量和编制开发方案的需要，应提出油藏评价工作录取资料要求和工作量，其主要内容包括：地震、评价井、取心、录井、测井、试油、试采、试井、室内实验和矿场先导试验等。投资核算要做到细化、准确、合理，预期评价成果要明确。

4.油田开发概念方案包括油藏工程初步方案、钻采工艺主体方案、地面工程框架和开发投资估算。油藏工程初步方案应根据评价目标区的地质特征和已有的初步认识，提出油井产能、开发方式及油田生产规模的预测；钻采工艺主体方案要提出钻井方式、钻井工艺、油层改造、开采技术等要求；地面工程框架要提出可能采用的地面工程初步设计；开发投资估算包括开发井投资估算和地面建设投资估算。

5.经济评价的目的是判断油藏评价部署方案的经济可行性。主要内容包括总投资估算、经济效益的初步预测和评价。

6.风险分析主要是针对评价项目中存在的不确定因素进行风险分析，提出推荐方案在储量资源、产能、技术、经济、健康、安全和环保等方面存在的问题和可能出现的主要风险，并提出应对措施。

7.实施要求应提出油藏评价部署方案实施前应做的工作、部署方案工作量安排及具体实施要求、部署方案进度安排及出现问题的应对措施。

第十四条 对于不具备整体探明条件但地下或地面又相互联系的油田或区块群，例如复杂断块油藏、复杂岩性油藏以及其他类型隐蔽油气藏，应首先编制总体油藏评价部署方案，指导分区块或油田的油藏评价部署方案的编制。

第十五条 在油藏评价部署方案实施过程中，要严格执行运行安排，分步实施，滚动评价。对经技术经济评价确有开发价值的项目要加快评价速度，加大评价工作力度。及时终止没有开发价值的项目，并编制油藏终止评价报告上报股份公司。

第十六条 凡是列入计划的油藏评价项目，油藏评价部署方案审查纪要和基础数据、工作量安排以及主要指标要报股份公司备案，依此作为考核的依据。

第十七条 油藏评价项目实施后第一年，所在油田公司必须对实施效果进行评估。评估指标包括新增探明储量、评价成本、评价井成功率、安全及环保等。

第十八条 严格履行油藏评价部署方案的管理和审批程序。预期探明储量大于2000×104t或虽预期探明储量小于2000×104t，但对股份公司具有重大意义的油藏评价项目的评价部署方案由所在油田公司预审，并报股份公司审批。其他项目由所在油田公司审批。在油藏评价部署方案审批过程中，应进行油藏评价部署方案编制水平评估。

第三章 开发方案

第十九条 油田开发方案是指导油田开发的重要技术文件，是油田开发产能建设的依据。油田投入开发必须有正式批准的油田开发方案。

第二十条 油田开发方案编制的原则是确保油田开发取得好的经济效益和较高的采收率。油田开发方案的主要内容是：总论；油藏工程方案；钻井工程方案；采油工程方案；地面工程方案；项目组织及实施要求；健康、安全、环境（HSE）要求；投资估算和经济效益评价。

第二十一条 总论主要包括油田地理与自然条件概况、矿权情况、区域地质与勘探简史、开发方案结论等。

1.油田地理与自然条件应包括油田地理位置和油田所处范围内对油田开发工程建设有影响的自然地理、交通、环境、气象、海况、地震等情况。

2.矿权情况应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（带拐点坐标）。

3.区域地质应简述油田所属油气田盆地、凹陷、构造带以及与之相邻构造单元名称和简要关系，并附区域构造位置图。勘探简史主要包括勘探历程和钻探简况。

4.开发方案结论应简述开发方案各部分结论性意见，提出开发方案主要技术经济指标。

第二十二条 油藏工程方案主要内容应包括：油田地质、开发原则、开发方式、开发层系、井网和注采系统、监测系统、指标预测、经济评价、多方案的经济比选及综合优选和实施要求。油藏工程方案应以油田或区块为单元进行编制。

1.油田地质是油藏工程方案的基础，应综合地质、地震、录井、测井、岩心分析、试油试采等多方面的资料进行。油田地质的主要研究内容是：构造特征、储层特征、储集空间、流体分布、流体性质、渗流特性、压力和温度、驱动能量和驱动类型、油藏类型、储量计算和地质建模。

2.按油藏类型（中高渗透率砂岩油藏、低渗透率砂岩油藏、稠油油藏、砾岩油藏、断块油藏等）选择合适的开发模式。对于特殊类型油藏（特低渗、超稠油、复杂岩性油藏等）要做好配套技术研究和可行性论证。

3.开发层系、布井方式和井网密度的论证必须适应油藏地质特点和流体性质，充分动用油藏储量，使油井多向受效，波及体积大，经济效益好。

4.油藏工程方案要进行压力系统、驱动方式、油井产能和采油速度的论证，合理利用天然及人工补充的能量，充分发挥油井生产能力。

5.多方案的综合优选必须包括采用水平井、分支井等开采方式的对比。要提出三个以上的候选方案，在经济比选的基础上进行综合评价，并根据评价结果对方案排序，提供钻采工程、地面工程设计和整体优化。设计动用地质储量大于1000×104t或设计产能规模大于20×104t／a的油田（或区块），必须建立地质模型，应用数值模拟方法进行预测。

6.对于大型、特殊类型油藏和开发难度大的油田要开展矿场先导试验，并将矿场先导试验成果作为油田开发方案设计的依据。

第二十三条 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，要依据油藏类型和开采方式的不同，确定开发井的钻井、完井程序及工艺技术方法。强化钻井过程中的油层保护措施，井身结构的设计要适合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。

第二十四条 钻井工程方案的主要内容应包括：油藏工程方案要点；采油工程要求；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；钻井装备要求；井控设计；钻井工艺要求；油气层保护要求；录井要求；固井及完井设计；健康、安全、环境要求；钻井周期设计；钻井工程投资概算。

第二十五条 采油工程方案编制应从油藏特点出发，充分利用油藏工程的研究成果，按照油藏工程方案的要求进行设计。方案编制要与油藏、钻井、地面工程相结合，在经济上进行多方案比选并综合优化，采用先进实用、安全可靠、经济可行的采油工程技术。

第二十六条 采油工程方案的主要内容应包括：油藏工程方案要点；储层保护措施；采油工程完井设计；采油方式和参数优化设计；注入工艺和参数优化设计；增产增注技术；对钻井和地面工程的要求；健康、安全、环境要求；采油工程投资概算；其他配套技术。

第二十七条 地面工程方案设计必须以经济效益为中心，以油藏工程方案为依据，应用先进适用的配套技术，按照“高效、低耗、安全、环保”的原则，对新油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。地面工程方案设计要注意确定合理的建设规模，以提高地面工程建设的投资效益。

第二十八条 地面工程方案的主要内容应包括：油藏工程方案要点；钻井、采油工程方案要点；地面工程建设规模和总体布局；地面工程建设工艺方案；总图运输和建筑结构方案；防腐工程、防垢工程、生产维修、组织机构和定员方案；健康、安全、环保和节能等方案；地面工程方案的主要设备选型及工程用量；地面工程总占地面积、总建筑面积；地面工程投资估算。

第二十九条 投资估算和经济效益评价必须按照费用、效益一致的原则，科学合理地进行费用与效益的估算，评价相应的经济指标，进行相关分析并得出经济评价结论。

第三十条 经济评价的主要内容包括：投资估算与资金筹措；成本费用估算；销售收入与流转税金估算；编制损益表，计算相关经济评价指标；编制现金流量与相关经济评价指标计算；不确定性分析；经济评价结论。

第三十一条 油田开发方案的优选要以油藏工程方案为基础，结合钻井工程方案、采油工程方案、地面工程方案配套形成2--3个方案，进行投资估算与经济评价。方案比选的主要指标为净现值，也可采用多指标综合比选。

第三十二条 新油田全面投入开发3年后，应根据油田实际资料，对开发方案的实施效果进行后评估。评估主要内容包括：开发方案设计指标的合理性；工艺技术和地面工程的适应性；各种经济技术指标的符合程度等。要根据评价结果修正油田开发指标，作为油田开发过程管理的依据。

第三十三条 设计动用地质储量大于1000×104t或设计产能规模大于20×104t／a的油田开发方案，或虽设计产能规模小于20×104t／a，但发展潜力较大，有望形成较大规模或对区域发展、技术发展有重要意义的油田开发方案，由油田公司预审并报股份公司审批。其他方案由所在油田公司审批并报股份公司备案。

在开发方案审批过程中，应进行开发方案编制水平评估。凡报股份公司审批的油田开发方案，都须经有关技术部门咨询。

第四章 产能建设

第三十四条 新油田开发方案或老油田调整方案经批准并列入产能建设项目计划后，进入产能建设阶段。产能建设要坚持整体建设的原则，其主要任务是按开发方案要求完成钻井、测井、完井、采油、地面建设等工程，建成开发方案设计产能并按时投产。

第三十五条 油田开发建设要按照建设资源节约型企业的要求，积极推进节约能源、原材料、水、土地等资源以及资源综合利用工作。充分运用新技术（如水平井、定向井技术），学习和借鉴国内外先进管理经验、将土地利用与工程技术有机结合。

第三十六条 钻井、测井、油藏、采油、地面建设工程以及生产协调等部门，都要按开发方案的要求制定本部门的具体实施细则，并严格执行。产能建设项目必须实行业主责任制的项目管理，加强项目的监督力度。

第三十七条 开发部门应组织有关单位对开发方案确定的井位进行勘察，井位及井场要求应符合有关标准及健康、安全、环境的要求，应考虑可能对员工、周围居民及环境的影响。

第三十八条 产能建设过程中钻井作业须依据钻井工程方案要求，编制单井钻井设计。钻井设计必须经过严格的审核和审批。钻井过程中发现钻井设计与实际情况不符确需修改时，应报主管部门组织修改、审批后方可进行调整。

第三十九条 要根据油田地质情况确定钻井次序，及时掌握钻井进度。在钻井过程中要做好跟踪分析和地层对比工作，不断加深对油藏的认识，如发现油藏地质情况有变化，应认真研究，及时提出井位调整意见和补充录取资料要求。若发现油藏地质情况有重大变化，须对原开发方案进行相应调整，履行审批程序，并提交有关部门备案。开发井钻完后应建立和完善静态地质模型。

第四十条 测井、录井资料是认识油藏的重要资料，必须取全取准。应按照先进、适用、有效、经济的原则，制订资料录取要求。测井系列应包括必测项目和选测项目。

第四十一条 钻井工程实施中应加强现场监督，按照开钻验收、工程实施、完井验收三个阶段进行规范化管理。钻井监督要依据钻井设计、合同及相关措施，监督和检查钻井工程质量、工程进度、资料录取、打开油气层技术措施以及安全环保措施等工作。

第四十二条 为保证钻井施工安全、固井质量合格和保护套管，要根据需要对相关的注水井采取短期停注或降压措施。在地层压力水平较高的地区钻井和作业要采取井控措施。

第四十三条 要根据油藏工程方案和开发井完钻后的新认识，编制射孔方案，确保油田注采系统的合理性，并按方案要求取全、取准各项资料。

第四十四条 要根据采油工程方案做好完井工作，主要内容为：储层保护、完井方式、射孔工艺和投产方式。

第四十五条 地面工程建设严格履行基本建设程序。分前期准备、工程实施、投产试运和竣工验收，实行规范化管理。

第四十六条 地面工程前期准备要依据开发方案推荐的地面工程方案，进行工程勘察和初步设计。初步设计要着重搞好工艺方案优化比选，推荐经济合理的技术方案，初步设计必须经批复后方可进入实施阶段。

第四十七条 地面工程实施包括施工图设计、工程开工、工程实施和投产试运行。严格按照施工图施工，加强施工质量监督管理、工程监理管理及施工变更的管理，着重抓好施工进度、质量、成本控制。

第四十八条 油田产能建设项目的实施，必须统一组织、以区块为单元，整体配套地进行建设施工。油田产能建设全面完成后，要根据油田开发方案中的实施要求，及时组织投产。

第四十九条 油田产能建设必须建立健全质量管理体系，实行项目全过程质量监督和监理制。生产试运行合格后，要按方案设计指标、工程质量标准和竣工验收制度进行验收，发现问题限期整改。整个建设项目竣工验收后，建设单位应尽快办理固定资产交付使用手续，做好资料归档工作第五章 开发过程管理

第五十条 油田产能建设项目建成投产后，进入生产阶段，实施油田开发过程管理，其主要任务是：

1.实现开发方案或调整方案确定的技术经济指标和油藏经营管理目标。

2.确保各种油田生产设施安全、平稳运行，搞好伴生气管理，控制原油成本，节能降耗，完成生产计划、经营指标。

3.开展油藏动态监测、油田动态跟踪分析和阶段性精细油藏描述工作，搞好油田注采调整和综合治理，实现油藏调控指标。

4.按照健康、安全、环境管理的要求，组织生产运行、增产措施及维护性生产作业。

5.根据设备管理的规定，做好开发设备及设施的配备、使用、保养、维修、更新、改造等工作。

第五十一条 油藏描述是一个动态过程，应该贯穿于油田开发的各个阶段，要充分利用已有的动静态资料，对油藏特征做出新的认识和评价，建立可视的三维地质模型，通过油藏数值模拟量化剩余油分布，为开发调整和综合治理提供可靠的地质依据。

第五十二条 按照股份公司规定，做好动态监测资料的录取和质量监督工作。各测试单位必须全面执行各项质量技术标准。动态监测工作要纳入油田公司的生产经营计划，用于油田动态监测的总费用应为原油操作成本的3％－5％。

第五十三条 根据油藏特点、开发阶段及井网部署情况，建立油藏动态监测系统。不同开发阶段动态监测内容和工作量要有所侧重，做到井点部署有代表性、监测时间有连续性、监测结果有可对比性、录取资料有针对性。选定的监测井其井口设备和井下技术状况要符合测试要求。

第五十四条 在生产过程中应根据不同管理层次的需要，进行月（季）度生产动态、油藏动态和阶段油田开发分析，编制分析报告，并结合分析结果和油田生产要求，编制综合治理方案（综合调整方案）、开发调整方案和开发规划等方案。

1.月（季）度生产动态分析的目的是为完成全年原油生产任务和实现开发调控指标提供技术支撑。分析的主要内容包括：原油生产计划完成情况以及开发调控指标执行情况；油田产量变化以及开发指标（含水上升率、地层压力等）变化情况及原因；技术措施的效果。

2.油藏动态分析的目的是对油藏一年来的开发状况进行评估，为下油田的配产、配注方案编制提供依据。分析的主要内容应包括：油田产液量、产油量、注水量、采油速度、综合含水、注采比、油层压力、注采对应率、递减率等主要指标的变化趋势；油层能量保持与利用状况；储量动用状况。

3.阶段油田开发分析的主要目的是为编制五年开发规划和油田开发调整方案提供依据。分析的主要内容应包括：油藏地质特点的再认识；层系、井网、注水方式适应性；剩余油分布状况及油田生产潜力；油田可采储量及采收率；油田开发经济效益。

第五十五条 中长期油田开发业务发展规划是指导中长期油田开发和业务发展的指导性文件。规划编制要以股份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，通过广泛、周密、细致的工作，提出下阶段油田发展战略、工作目标、发展重点和重大举措。油田开发各专业（油藏工程、钻井工程、采油工程、地面工程等）要结合本专业的特点，制定相应的规划。

第五十六条 综合治理方案（综合调整方案）的目的是落实油田生产任务和调控指标。针对影响油田开发的主要矛盾，确定相应的调整措施，将油田原油生产和注水任务合理分配到各开发区块、层系、落实到单井。方案的主要工作内容是调整油水井的工作制度、对油水井进行增产增注措施（包括油层改造、堵水、补孔、大修等）以及动态监测取资料要求等。

第五十七条 要研究不同类型油藏在不同开发阶段的开发规律，确定油田合理开发技术经济指标，用来科学地指导油田开发。水驱油田开发过程中要通过有效的调整和控制，不断改善开发效果。水驱油田调控指标主要包括：

1.含水上升率。应根据有代表性的相渗透率曲线或水驱曲线来确定，各开发阶段含水上升率不超过理论值。

2.自然递减率和综合递减率。根据油藏类型和所处的开发阶段确定递减率控制指标。

3.剩余可采储量采油速度。一般控制在8％－11％左右。

4.油藏压力系统。水驱油田高饱和油藏地层压力应保持在饱和压力以上；低渗、低压油藏地层压力一般保持在原始地层压力以上；注水压力不超过油层破裂压力；油井井底流动压力要满足抽油泵有较高的泵效；适合转蒸汽驱的稠油油藏，地层压力要降到合适水平。

5.注采比。水驱开发油田原则上保持注采平衡；中高渗透油田年注采比要达到1.0左右；低渗透油田年注采比要控制在1－1.5左右；稠油蒸汽吞吐油藏累积采注比要大于

1、周期油汽比大于0.15。

第五十八条 油田开发生产过程中采油工程管理的主要工作内容是：开展以实施油田开发方案、油田生产维护为主要内容的井下作业（投产投注、大修、侧钻、维护性作业、增产增注措施）和采油生产技术管理；做好井下作业措施效果的经济评价工作。

第五十九条 采油工程主要技术指标包括开井率、生产时率、泵效、检泵周期、免修期、吨液耗电、方案分注率、分注合格率、注水合格率、注汽干度、作业一次合格率、措施有效率、有效期、热采油汽比、措施增油量等。要按照股份公司要求和油田实际情况制定相应技术指标，作为考核的依据。

第六十条 油田开发必须兼顾伴生气的管理工作，建设必要的伴生气地面集输工程，做好伴生气计量工作，建立伴生气管理制度，尽量减少伴生气放空，防止资源浪费和污染环境，提高伴生气商品率。

第六十一条 效益评价是分析和掌握已开发油田生产经营状况、降低成本、增加效益的依据。效益评价工作的重点是分析操作成本构成及其主要影响因素，提出治理措施。应按对油田、区块、单井生产成本及效益指标进行分析，并针对影响成本的主要因素，采取相应措施有效控制操作成本。

第六十二条 不断提高生产运行过程现代化管理水平，使生产过程中的信息收集、处理、决策及时准确，为日常生产管理和调控提供先进手段。

1.要逐步实现日常生产的全程监控，包括对油气生产、集输、供水、供电系统及原油储运实行全程监控。

2.建立各生产环节的预警系统，及时发现事故隐患，并对突发事件提供各种可能的处理措施。

3.通过日常生产信息处理，提出近期生产组织方案，保证生产管理的科学性。

第六十三条 要大力提高油田开发队伍的技术素质，做好人才培训工作。对操作技术人员应按岗位需求实施岗位培训和相关技能培训；对专业技术人员定期开展技术更新培训；对采油厂厂长、经理等中高级管理人员进行经营管理和相关技能培训。

第六十四条 要根据股份公司有关档案管理规定制定相应管理办法，做好各种开发动态监测资料、开发数据、方案、报告、图件和岩心等资料的归档管理工作。特别要做好涉及国家和股份公司商业秘密的规划计划、开发部署、科技成果、储量和财务数据等资料的保密工作。

第六章 开发调整与提高采收率

第六十五条 油田开发调整与提高原油采收率是油田开发中后期改善开发效果的重要措施。油田开发调整主要内容为井网、层系和注采系统调整。提高原油采收率技术包括改善二次采油和三次采油，其目的是通过一系列的技术措施，不断改善开发效果，增加可采储量，进一步提高资源的利用率。

第六十六条 要研究不同类型油藏在不同开发阶段的开发特点，确定油田开发技术调控指标。水驱油田开发的阶段调控指标主要包括：

1.水驱储量控制程度。中高渗透油藏（空气渗透率大于50×10－3μm2）一般要达到80％，特高含水期达到90％以上；低渗透油藏（空气渗透率小于于50×10－3μm2）达到70％以上；断块油藏达到60％以上。

2.水驱储量动用程度。中高渗透油藏一般要达到70％，特高含水期达到80％以上；低渗透油藏达到60％以上；断块油藏达到50％以上。

3.可采储量采出程度。中高渗透油藏低含水期末达到15%－20%；中含水期末达到30%－40%；高含水期末达到70%左右；特高含水期再采出可采储量30%左右。

低渗透油藏低含水期末达到20%－30%；中含水期末达到50%－60%；高含水期末达到80%以上。

4.采收率。注水开发中高渗透率砂岩油藏采收率不低于35％；砾岩油藏采收率不低于30％；低渗透率、断块油藏采收率不低于25％；特低渗透率油藏（空气渗透率小于10×10－3μm2）采收率不低于20％。厚层普通稠油油藏吞吐采收率不低于25%；其他稠油油藏吞吐采收率不低于20%。

第六十七条 注水开发的油藏在不同的开发阶段由于暴露的矛盾不完全相同，因此采取的开发调整原则和达到的调控目的也应有所不同。

1.低含水期（0＜含水率＜20%）：该阶段是注水受效、主力油层充分发挥作用、油田上产阶段。要根据油层发育状况，开展早期分层注水，保持油层能量开采。要采取各种增产增注措施，提高产油能力，以达到阶段开发指标要求。

2.中含水期（20%≤含水率＜60%）：该阶段主力油层普遍见水，层间和平面矛盾加剧，含水上升快，主力油层产量递减。在这一阶段要控制含水上升，做好平面调整，层间接替工作。开展层系、井网和注水方式的适应性研究，对于注采系统不适应和非主力油层动用状况差的区块开展注采系统和井网加密调整，提高非主力油层的动用程度，实现油田的稳产。

3.高含水期（60%≤含水率＜90%）：该阶段是重要的开发阶段，要在精细油藏描述和搞清剩余油分布的基础上，积极采用改善二次采油技术和三次采油技术，进一步完善注采井网，扩大注水波及体积，控制含水上升速度和产量递减率，努力延长油田稳产期。

4.特高含水期（含水率≥90%）：该阶段剩余油高度分散，注入水低效、无效循环的矛盾越来越突出。要积极开展精细挖潜调整，采取细分层注水、细分层压裂、细分层堵水、调剖等措施，控制注入水量和产液量的增长速度。要积极推广和应用成熟的三次采油技术，不断增加可采储量，延长油田的生命期，努力控制成本上升，争取获得较好的经济效益。

第六十八条 在进行油田开发动态分析及阶段开发效果评价时，如发现由于原开发方案设计不符合油藏实际情况，或当前油田开发系统已不适应开发阶段变化的需要等原因，导致井网对储量控制程度低，注采系统不协调，开发指标明显变差并与原开发方案设计指标存在较大差距时，应及时对油田开发系统进行调整。

第六十九条 油田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，增加可采储量，地面工程和采油工艺进一步得到完善配套。

油田开发调整方案的主要内容可参照开发方案，管理和审核程序与开发方案相同。

第七十条 编制油田开发调整方案应对调整区进行精细地质研究和开发效果分析评价，找出影响油田开发效果的主要问题，搞清剩余油分布和调整潜力。吸取国内外同类油田的开发调整经验，并有矿场先导性试验成果作依据，确定调整方向和主要技术措施。

第七十一条 配合油田开发调整而进行的老油田地面工程改造，应满足调整方案的要求，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、简化工作。

第七十二条 老油田地面工程改造要本着优先解决危及安全生产、解决制约生产瓶颈及节能降耗、控制生产成本的原则，搞好地下、地上的结合和整体优化，解决地面工程对原油生产的适应性问题。

第七十三条 必须设计出不少于三个技术上合理、可行的油田开发调整对比方案。要应用数值模拟等方法对不同方案的开发指标进行测算、分析和对比。方案的主要技术指标不低于同类油田水平；经济效益指标不低于股份公司标准；油田经过调整应达到增加水驱控制储量、增加可采储量以及采油工艺、地面系统完善配套的目的。最终优选出最佳方案作为推荐方案。

第七十四条 必须严格按油田开发调整方案设计要求实施。油田开发调整方案实施后，要按要求取全取准各项动态监测资料，及时分析调整后的动态变化，并进行数值模拟跟踪拟合预测。要对调整效果进行全面分析评价，发现动态变化与原方案预测结果差异较大时，应尽快搞清原因，提出进一步整改调整意见。

第七十五条 改善二次采油技术是注水开发油田中后期提高采收率的主要手段，其主要技术是：利用精细油藏描述技术建立高精度的三维地质模型，搞清剩余油分布，完善注采系统，改变液流方向，尽可能扩大注入水波及体积；采用先进的堵水、调驱技术，减少低效和无效水循环，提高注水利用率；采用水平井、侧钻井等复杂结构井技术，在剩余油富集区打“高效调整井”，提高水驱采收率。

第七十六条 三次采油是大幅度提高原油采收率，实现油田可持续生产的重要措施。三次采油技术主要包括：聚合物驱、化学复合驱、气体混相驱、蒸汽驱、微生物驱等。

第七十七条 各油田要按照股份公司三次采油业务发展规划和油田公司业务发展计划，优先选择有明显商业价值及具有良好应用前景的三次采油新技术、新方法，开展试验和应用。

第七十八条 三次采油技术的推广应用，应按照提高采收率方法筛选、室内实验、先导性矿场试验、工业化矿场试验和工业化推广应用的程序，循序渐进。

三次采油工业化推广应用方案的编制，应进行不同方案的对比。经济评价应遵循“有无对比法”的原则进行经济效益分析，以确保方案的技术经济合理性。项目实施两年后要进行实施效果评估。

第七十九条 凡是列入股份公司生产及科研项目管理的三次采油先导性矿场试验、工业化矿场试验和工业化推广应用项目均应按有关要求编制方案，由所在油田公司预审并报股份公司审批。

第七章 储量与矿权管理

第八十条 要建立以经济可采储量为核心，探明地质储量和技术可采储量为基础的储量管理体系。满足国家、股份公司和资本市场等不同层面的需要，遵循相关储量规范，严格油田开发中的储量管理，逐步实现与国际接轨。

第八十一条 油田开发中的储量管理主要内容应包括：在油藏评价、产能建设和开发生产各阶段对石油和溶解气探明地质储量进行新增、复算、核算、结算；已开发可采储量标定；已探明未动用储量分类评价；上市储量资产评估和储量动态管理等工作。

第八十二条 油藏评价阶段结束应计算新增石油和溶解气探明储量。新增石油探明储量要与油田（区块）开发方案设计近期动用（已动用和明后年计划动用）的储量相一致。采收率应与开发方案设计的开发方式及井网条件相匹配。

第八十三条 油田投入开发后，应结合开发生产过程对探明地质储量实施动态计算。当独立开发单元或油田主体部位开发方案全面实施三年后或储量计算参数发生明显变化时，必须对探明地质储量进行复算。生产过程中应根据开发调整情况及时进行探明地质储量的核算，储量核算工作应充分利用已有的开发生产动态资料。油田或区块在废弃前，应编制储量结算报告。

第八十四条 油田或区块开发调整措施实施二年后及生产动态资料表明可采储量与产量有明显矛盾时，必须对可采储量进行标定。已开发油田或区块的可采储量标定每年一次，系统的阶段标定每五年进行一次。要加强可采储量标定方法的研究，提高可采储量计算的准确性。

第八十五条 对探明未开发储量应依据资料条件、认识程度和技术经济状况实施分类评价，分类评价结果作为进一步评价筛选产能建设有利区块的依据，对于具有商业价值的区块要尽快投入开发。

第八十六条 为满足股份公司在资本市场和国际化经营的需要，要加强储量资产价值管理。严格按有关证券监管机构储量披露要求和评估准则，做好上市储量资产评估管理工作。

第八十七条 探明地质储量的新增、复算、核算和结算报告及可采储量标定和已探明未动用储量分类评价等储量报告，均需经油田公司储量管理委员会审查报股份公司审定，按有关规定和程序逐级申报。

第八十八条 矿权是资源型企业生存和发展的基础，要积极做好矿权申请、登记及管理工作，高度重视陆上重点地区、新领域、油砂矿、油页岩及滩海地区的矿权申请、登记及管理。

第八十九条 矿权管理实行两级管理工作，股份公司负责申请依据、登记方案、申报意见的审查和上报，油田公司负责登记方案、申请项目论证和材料的准备，负责开采范围内地质成果汇交。油田开发必须获得国家矿产资源主管部门颁发的采矿许可证。

第九十条 进一步完善矿权管理工作，建立完善矿权保护制度，积极妥善应对侵犯公司矿权的行为，维护股份公司合法权益，依法积极做好矿权使用费减免工作。建立维护良好的企业与地方关系，妥善处理油田公司在排污、通行、用地等方面与地方的矛盾与纠纷，协助有关部门制止各种针对油田财产和生产的违法犯罪行为，做好生产秩序治理工作，保障生产的正常进行。

第八章 技术创新与应用

第九十一条 技术创新与应用是提高油田开发水平和经济效益的重要手段。

要注重研发储备技术、攻关瓶颈技术、推广成熟技术、引进先进技术，把技术创新与技术进步作为油田开发技术管理的重要内容。

第九十二条 要做好油田开发科技规划和计划工作。按照“研发、攻关、推广、引进”四个层次，研究制定科技发展规划和计划，落实人员和专项资金，明确具体保障措施。按照“先进适用、经济有效、系统集成、规模应用”的原则搞好科技管理工作。

第九十三条 要针对油田开发中制约发展的瓶颈技术进行攻关，集中资金和力量，明确目标、落实责任，严格搞好项目管理，采用开放式的研发机制，充分发挥股份公司优势，搞好技术攻关。加强成熟适用新技术推广力度，努力缩短科研成果转化周期，尽快形成生产能力。

第九十四条 有计划地组织技术研讨和技术交流，促进科技成果共享，开展国际合作，引进先进技术和装备。特别要注意做好工程技术的研发、推广、引进工作。对引进的先进技术、装备、软件，要充分做好消化、吸收工作，避免重复引进。

第九十五条 按照“统一规划、统一标准、统一建设、统一管理、分步实施”的原则，加强油田开发生产过程中数据采集、传输、存储、分析应用与共享工作，建好用好勘探开发数据库，实现网络化、信息化、可视化管理，促进油田开发管理的现代化。

第九章 健康、安全、环境

第九十六条 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。

第九十七条 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。

第九十八条 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》。

第九十九条 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。

第一百条 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。

第一百零一条 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。

第一百零二条 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。

第一百零三条 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。

第十章 考核与奖惩

第一百零四条 为了提高油田开发的科学化管理水平，激励开发部门各级技术人员和管理人员的创新精神。对高效开发油田、优秀管理项目、新技术应用和大幅度增加可采储量等项目应予以奖励，该项工作每两年组织一次，具体评审标准和奖励办法由各级考核委员会制定，奖金可从总裁奖励基金或公司奖励基金中列支。

第一百零五条 股份公司对认真贯彻执行本《纲要》，在油田开发工作中，作出显著成绩的主要贡献者及突出成果给予奖励；对于违反《纲要》或决策失误并造成不良后果者，视情节予以惩处。各油田公司要根据《纲要》的要求结合本单位实际情况，制定考核标准，对本部门的开发工作定期进行考核。

第十一章 附则

第一百零六条 本《纲要》自发布之日起执行。本《纲要》发布之前执行的有关规定与本《纲要》有冲突时，以本《纲要》为准。

第一百零七条 股份公司勘探与生产分公司应依据本《纲要》制定、修订有关规章制度，管理规定和实施细则，完善油田开发规章制度体系。

第一百零八条 本《纲要》由股份公司勘探与生产分公司负责解释。