油田公司2002年职业技能开发实施意1[五篇范例]

第一篇：油田公司2002年职业技能开发实施意1

油田公司2002年职业技能开发实施意见

油田公司各单位、塔指：

按照2002年人事工作会议部署，今年职业技能开发的重点是做好职业培训、技能鉴定、技师和高级技师考评，以及组织参加石油石化行业职业技能竞赛等工作。结合油田实际，制定实施意见如下。

一、油田公司职业培训

要按照“抓住重点、以点带面、注重实效、逐步推开”的原则开展职业培训，力争3～5年内完成在岗操作类员工的全员轮训，并使主要工种培训周期达到3年。

1、培训对象

一是主营业务中岗位性质重要、技能要求高、从业人员多、事关安全生产的关键操作岗位，如采油、输油、天然气、电工、实验检测、炼化等工种员工；

二是聘用技师、高级技师；

三是申报技能鉴定、技师和高级技师考评的员工；

四是考评员和技能开发管理人员资格培训。

2、培训方式

立足现有培训教学设施与操作运行设备，以培训中心教师、现场专业技术人员，以及技能高、经验丰富的高级工以上操作人员为主组建兼职培训师资队伍，并择优选聘教师。要增强培训的针对性和适用性，库尔勒本部与塔西南分别举办培训班。

(1)统一组织技师、高级技师申报考评人员的考评前培训（塔西南自行组织），以及考评员和技能开发管理人员资格培训。

(2)其他培训由各单位自行组织。可按初级工、中级工、高级工、技师不同技能等级分开组织。

3、培训内容及时间

培训内容包括基础理论（含安全技术理论）和实际操作技能。培训时间根据工种具体确定，一般为1～3个月。

(1)技师、高级技师考评前培训在7月底前完成。

(2)考评员培训组织两期8个工种，分别于7月和9月进行。

(3)申报鉴定人员鉴定前培训公司本部各单位7月底完成，塔西南各单位根据实际情况自行安排；其他培训年底前完成。

4、培训目标

每年职业培训和受聘技师在职培训不少于各工种在岗人数的30%；鉴定前培训要达到申报人员的90%以上。

5、有关要求

(1)各单位要制定切实可行的计划措施，按要求落实并上报培训人员名单。

(2)培训师资、教材准备要有针对性、适用性，采取积极措施做好宣传动员，提高员工培训的积极性。

(3)加强培训管理，执行严格纪律，做好考勤记录，确保培训质量与效果。

(4)强化培训效果评估，培训结束要进行考核，各单位要将培训记录（填附表一）和效果评估报告报人事处备案。

(5)参加特种作业培训考核取证人员可不参加职业培训或技能鉴定前培训。

二、油田公司职业技能鉴定

为确保鉴定质量，今年将全面实施“先培训、后鉴定”制度，并全面推行质量督导制度。理论考试命题难度系数要相对提高、实际操作考核鉴定范围要扩大。

1、鉴定条件

要严格按照塔油发[2000]173号和人劳字[2001]12号文件规定执行。各单位可按“不超过同工种在岗员工5%比例”推荐优秀人员提前参加鉴定，并附专门材料。

2、鉴定对象

(1)符合升级鉴定条件人员；

(2)操作服务类岗位员工转岗一年以上、未鉴定过本工种人员；

(3)从技术、管理类岗位转岗从事操作服务类岗位人员；

(4)操作服务类岗位取得现等级证书满四年但不具备升级条件、需要复审验证的人员；

(5)未申报鉴定及2001年鉴定不合格人员。

3、鉴定申报

鉴定人员根据鉴定条件向所在单位申报，所在单位初审后，汇总（填附表二）报技能鉴定中心或分中心审查，技能鉴定中心或分中心将审查结果报人事处审定，各单位、技能鉴定中心或分中心根据审定结果组织培训、鉴定。

4、鉴定时间

(1)理论考试采取集中组织方式，于8月2日、8月16日分两次进行，不合格的8月30日给一次补考机会。

(2)实际操作鉴定自8月19日开始至9月30日结束。

5、考评员与质量督导员聘用

(1)由人事处选派质量督导员，按照质量督导规程对实际操作鉴定进行全过程现场督导，对鉴定结果予以认定。

(2)由技能鉴定中心或分中心根据人劳字[2001]第20号文选聘考评员，报人事处审定。质量督导员、技能鉴定管理人员负责对考评员考评工作进行现场评价，评价结果作为今后是否聘用依据。

三、油田技师、高级技师考评

2002年技师、高级技师考评按照“先培训、后考评”的原则，分库尔勒、塔西南两部分组织。组织机构、考评工种范围、申报条件、考评程序、考评内容、考评员聘用、收费标准、有关要求等按人劳字[2001]42号文件规定执行，针对今年具体情况，对有关事宜要求如下：

1、时间安排

(1)6月17日～6月30日，宣传动员、个人申报、单位组织评议阶段（填附表三、四）；

(2)7月1日～8月31日，组织强化培训阶段；

(3)9月12日10：00～12：30，统一组织理论考试；

(4)9月13日～10月13日，分工种组织操作技能考核；

(5)10月15日～10月18日，组织高级技师申报人员技术论文答辩；

(6)10月19日～10月31日，确定技师、高级技师人选，上报股份公司、集团公司审批。

2、技能鉴定中心、分中心聘用各工种技师、高级技师考评员条件、人数报人事处审定；

3、由人事处选派质量督导员。质量督导员将按照质量督导规程对技师、高级技师实际操作考核进行全过程现场督导，对鉴定结果予以认定。

附表一：油田公司2002年操作类员工参加职业培训记录

附表二：油田公司2002年技能鉴定、复审验证申报人员汇总表

附表三：塔里木油田2002年技师考评申报人员汇总表

附表四：塔里木油田2002年高级技师考评申报人员汇总表

二OO二年六月五日

第二篇：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

第三篇：《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。

第四篇：新疆油田公司

新疆油田公司

油田简介

中国石油新疆油田公司是中国西部最大的石油生产企业，隶属于中国石油天然气股份有限公司，主要从事准噶尔盆地及其外围盆地油气资源的勘探开发、集输、销售等业务。

新疆油田是新中国成立后开发建设的第一个大油田，原油产量居中国陆上油田第四位、连续25年保持稳定增长，累计产油2亿多吨。2002年原油年产突破1000万吨，成为中国西部第一个千万吨大油田。准噶尔盆地油气资源十分丰富，预测石油资源总量为86亿吨，天然气为2.1万亿立方米，目前石油探明率仅为21.4%，天然气探明率不到3.64%，勘探前景广阔，发展潜力巨大。今后一个时期，公司将坚持以科学发展观总揽全局，科学经营油田，实施加快发展战略、科技创新战略和人本战略，力争2010年实现年产油气2000万吨；用5-10年时间，把新疆油田公司建设成为国内一流水平的油气生产企业；到本世纪中叶，油田继续保持生机与活力，把新疆油田建设成为具有创造力、竞争力、生命力的世纪油田。

发展历程

中国石油天然气集团公司：成长于中国石油工业发展变革的历史，延续着中国石油工业的辉煌历程，秉承着中国石油工业艰苦创业的价值理念和精神财富，以团结开拓的精神和高度的社会责任感，不断创新和自我完善，迎接新的挑战。

1）CNPC成立前的中国石油工业

中国是世界上最早发现和利用石油及天然气的国家，但是中国石油工业的迅猛发展则是近半个世纪以来的事。1949年新中国成立时,中国原油年产量只有12万吨。为迅速改变中国石油工业落后的局面，为国民经济的发展提供强大的能源保证，1955年，中国政府正式成立石油工业部，全面负责中国石油、天然气资源的勘探和开发工作。随着1959年9月和1962年9月大庆油田和胜利油田的发现，中国石油工业的发展历史揭开了新的一页。随后，大港、江汉、辽河、长庆、河南、华北、中原等一大批油田也相继发现并投入开发，中国石油产量迅速攀升。

2）中国石油天然气总公司

1988年9月17日，根据中国国内市场经济发展的需要和政府职能转换的要求，国务院撤销石油工业部，以其所辖主要资源和资产为依托，成立中国石油天然气总公司。作为中国的一家大型国有企业，中国石油天然气总公司主要从事石油、天然气上游领域的生产业务，兼有部分政府管理、调控职能。

3）中国石油天然气集团公司

1998年7月27日，根据国际国内环境的变化和国务院组建国际化大集团、大公司的要求，通过对中国石油天然气总公司业务进一步重组，成立中国石油天然气集团公司。中

国石油天然气集团公司是一个真正市场化运作的上下游一体的从事石油天然气生产和经营的综合性能源公司。公司拥有大庆油田等14个大中型石油天然气生产企业和14家炼化企业；业务领域涉及石油天然气勘探开发、炼油化工、管道运输、油气炼化产品销售、石油工程技术服务、石油机械加工制造、石油贸易等多个领域，在中国石油、天然气生产、加工和销售市场中占据主导地位。

第五篇：吉林油田公司已开发油气田效益评价管理规定

吉林油田公司规章制度

制度编号：JLYT-GH-01-07-2015

发布版本：A

吉林油田公司已开发油气田效益评价管理规定

第一章

总

则

第一条 为深入贯彻中国石油天然气股份有限公司《油田开发管理纲要》和《天然气开发管理纲要》，落实低成本发展战略，提高油气生产效益，加强吉林油田公司（以下简称油田公司）已开发油气田效益评价工作，根据《中国石油勘探与生产分公司已开发油气田效益评价细则》，制定本规定。

第二条 已开发油气田效益评价是指通过分析已开发油气田的生产、成本状况，从而对其效益状况所进行的分类评价。已开发

发布日期：2015年5月4日

实施日期：2015年5月4日

油气田效益评价的目的是及时地掌握油气田的生产经营状况，为油气生产、投资决策、成本控制及业务发展计划的编制等提供依据。

第三条 已开发油气田效益评价的对象是指油气田（区块）和油气生产井。效益评价包括效益评价和动态效益评价。区块效益评价按划分的评价单元进行。

第四条 本规定适用于公司相关部门、研究单位及所属各采油（气）生产单位。

第二章 管理机构及职责

第五条 已开发油气田效益评价工作实行统一制度、归口管理、分级负责体制。油田公司成立效益评价领导小组，负责效益评价工作的任务下达、组织协调、结果审核和批准。组长由油田公司分管规划计划业务的副总经理担任，日常工作由规划计划处牵头，财务处、开发部、天然气部参与相关数据审核，具体工作由勘探开发研究院规划所、油气生产单位计划科等相关部门和单位共同完成。油田公司效益评价工作领导小组办公室设在规划计划处评价科。

第六条 相关部门职责。

规划计划处是油田公司已开发油气田效益评价工作的综合管理部门，财务处、开发部、天然气部是油田公司已开发油气田效益评价工作的专业管理部门，主要职责是：

（一）规划计划处职责。

1．负责编制油田公司已开发油气田效益评价工作规划和计划，组织制定油田公司已开发油气田效益评价规章制度和技术规范；

2．负责油田公司已开发油气田效益评价工作的组织协调与管理，指导、监督和检查所属单位已开发油气田效益评价工作；

3．组织已开发油气田效益评价成果验收、信息反馈、成果发布及业务培训和成果交流等工作；

4．组织油田公司已开发油气田效益评价信息管理系统和数据库建设工作。

（二）财务处职责。

1．负责发布上一效益评价公用参数；

2．负责组织已开发油气田效益评价中各项成本费用的归集、分摊；

3．负责审核各油气生产单位的成本费用数据； 4．负责审核单井成本数据核算工作。

（三）开发部职责。

1．负责组织已开发油气田效益评价油水井开发数据的收集和整理；

2．负责审核各油气生产单位的评价单元的划分；

3．负责组织审核各单位开发生产数据、治理低效无效井的措施方案，指导方案落实实施。

（四）天然气部职责。

1．负责组织已开发油气田效益评价油水井及区块开发数据的收集和整理；

2．负责审核各油气生产单位评价单元的划分；

3．负责组织审核各单位开发生产数据、治理低效无效井的措施方案，指导方案落实实施。

第七条 勘探开发研究院规划所为油田公司已开发油气田效益评价工作技术支撑单位，负责已开发油气田效益评价中的经济评价及报告编写，负责已开发油气田效益评价报告的综合汇总。

第八条 油气生产单位各部门职责。

规划计划部门是本单位已开发油气田效益评价的综合管理部门，财务科、地质所为已开发油气田效益评价的专业管理部门，主要职责是：

（一）计划科职责。

1．负责编制本单位已开发油气田效益评价工作规划和计划，组织制定本单位已开发油气田效益评价规章制度；

2．组织开展本单位已开发油气田效益评价工作，负责本单位已开发油气田效益评价工作的组织协调、管理与信息反馈，指导、监督和检查本单位已开发油气田效益评价工作。

（二）财务科职责。

1．负责本单位已开发油气田效益评价中各项成本费用的归

集、分摊；

2．负责本单位各项成本费用准确核算到单井。

（三）地质所职责。

1．负责本单位已开发油气田效益评价中评价单元的划分；

2．负责本单位已开发油气田效益评价油水井及区块开发数据的收集和整理；

3．负责本单位低效无效井治理，形成挖潜措施方案，并负责方案的落实。

第三章 效益评价

第九条 油气田效益评价对象指区块评价单元和油气生产井。区块效益评价按划分的评价单元进行。评价单元是指已开发并正在生产的区块和已投产并具有工业产量的区块。处于试油、试采阶段而没有正式投入开发的区块和试采不到一年的区块，以及边缘、零散的油气井不作为评价单元，但其产量和成本要单独统计。

第十条 效益评价区块效益分类标准。

效益评价区块效益评价结果分为效益一类、效益二类、效益三类、无效益类。

（一）效益一类：指油气及伴生产品税后收入大于生产成本和应分摊的期间费用及地质勘探费用之和的区块。

（二）效益二类：指油气及伴生产品税后收入等于或小于生

产成本和应分摊的期间费用及地质勘探费用之和，且大于生产成本的区块。

（三）效益三类：指油气及伴生产品税后收入等于或小于生产成本，且大于操作成本的区块。

（四）无效益类：指油气及伴生产品税后收入等于或小于操作成本的区块。

第十一条 效益评价单井效益分类标准。（参照第二十条 动态效益评价单井效益分类标准）第十二条 每年2月初，由规划计划处组织财务处和勘探开发研究院规划所发布上一原油价格、期间费用、地质勘探费、销售税金等公用参数。

第十三条 各油气生产单位每年1月初开展工作，在3月1日前将上区块和单井效益评价的基础数据、结果和效益评价报告，经部门审核、本单位主管领导批准后，报规划计划处评价科和勘探开发研究院规划所。

第十四条 勘探开发研究院规划所对油田公司各油气生产单位效益评价数据和结果进行汇总，编写油田公司效益评价报告（4月中旬完成），经向油田公司主管领导汇报后报勘探与生产分公司，并向油田公司相关部门发布。

第十五条 效益评价报告的内容包括油气区生产经营状况分析、操作成本构成及主要影响因素分析、区块和单井效益评价分类、评价结果分析、高成本区块和低效无效井的治理措施及

效果评价。

第四章 动态效益评价

第十六条 动态效益评价参数确定。

（一）原油价格按照股份公司公布的价格计算，天然气价格按照不同地区的实际销售价格或与天然气板块结算的价格计算，轻烃、凝析油等伴生产品按照实际销售价格计算，所有价格采用加权平均值。

（二）销售收入计算采用商品量。商品量包括原油、气层气及伴生产品商品量。

（三）油气销售税金及附加包括资源税、城市建设维护费、教育费附加。

第十七条 已开发油气田动态效益评价主要进行油气井效益评价，评价对象是指油气生产井。各油气生产单位动态效益评价统一采用“油气田效益评价分析系统”进行评价。

第十八条 动态效益评价流程。

各油气生产单位所属采油（气）队按月录入数据，计划科组织数据审核并进行月度评价，基础数据表经本单位地质、财务主管领导审核后报规划计划处、勘探开发研究院规划所；

勘探开发研究院规划所按季度进行单井效益评价，并汇总形成季度效益评价简报，报规划计划处、财务处、开发部、天然气部审核，审核意见由规划计划处汇总，组织修改完善后完成季度

效益评价简报并发布。

第十九条 动态效益评价油气井成本费用计算方法及分摊方法。

按照勘探与生产分公司有关要求，结合油田公司生产经营实际，按以下方法归集各项成本费用，在成本归集时，将驱油物注入费、油气处理费中的人员费用扣除，并将人员费用单列。

（一）直接材料费：指能直接落实到单井上的材料费。

直接材料费油(气)井周转材料费油（气）井工艺措施材料费油（气）井一般材料费

（二）其它材料费：指需要分摊的材料费。

各级单位所需分摊的材料费按其所属油（气）井开井天数分摊到单井。

其它材料费分摊费用油（气）井开井天数所属油（气）井总开井天数

（三）直接燃料费：指油气生产过程中，直接耗用于油气水井、计量站、中转站等生产设施的各种燃料（含自用产品）。直接燃料费包括油（气）井燃料费和各级分摊燃料费。

各级分摊燃料费按其所属油（气）井开井天数分摊到单井。

直接燃料费油(气)井直接燃料费分摊费用油（气）井开井天数所属油（气）井总开井天数

（四）直接动力费：指能直接落实到单井上的动力费。

直接动力费油(气)井直接费用

（五）其它动力费：指需要分摊的动力费。

各级单位所需分摊的动力费按其所属油（气）井开井天数分

分摊费用所属油（气）井总开井天数

其它动力费— 8 —

油（气）井开井天数摊到单井。

（六）人员费：指油气生产过程中直接从事油气水井、计量站、中转站等生产设施维护管理人员的工资、提取的职工福利费、工会经费、职工教育经费、劳动保险、住房公积金、误餐费、午餐费、各种津贴和补贴等。动态效益评价中将人员费用分三列统计，包括直接人员费、驱油物注入费中的人员费及油气处理费中的人员费。直接人员费包括油（气）井人工成本和分摊人工成本。

各级单位所需分摊的人员费按其所属油（气）井开井天数分摊到单井（注意此处不包括驱油物注入费中的人员费和油气处理费中的人员费）。

直接人员费油（气）井直接人员费分摊直接人员费油（气）井开井天数所属油（气）井总开井天数

（七）驱油物注入费（不包含人员费）：指为提高采收率，对油气储层进行注水、注气或注入化学物作业过程中所发生的材料、燃料、动力、人员费用、维护及修理费用等。

所需分摊的驱油物注入费按产液量分摊到所属受效油井。

驱油物注入费驱油物注入费受效油井产液量区块受效油井总产液量

（八）驱油物注入费中的人员费

按其所属油（气）井开井天数分摊到单井。

驱油物注入费中人员费各级驱油物注入费中人员费油（气）井开井天数所属油（气）井总开井天数

（九）井下作业费：指为提高油、气、水井生产能力及维护

油、气、水井正常生产而发生的井下技术措施作业费用及维护性作业费用。井下作业费包括措施性作业费、维护性作业费和水井作业费。

其中：措施性作业费和维护性作业费直接落实到单井上，注水（气）井作业费按产液（气）量分摊到区块受效油（气）井。

井下作业费油(气)井实际费用注水(气)井实际费用受效油(气)井产液(气)量区块受效油(气)井总产液(气)量

（十）测井试井费：指油气生产过程中为掌握油气田地下油气水分布动态所发生的监测费用（外包测井试井劳务、生产监测费以及厂内测井试井部门发生的费用等）。包括测井测试费和油藏监测费。

注水（气）井测井试井费按产液（气）量分摊到所属受效油（气）井；各级单位所需分摊的其它费用按其所属油（气）井开井天数分摊到单井。

测井试井费油(气)井实际费用注水(气)井实际费用受效油(气)井产液(气)量区块受效油(气)井总产液(气)量分摊费用油(气)井开井天数所属油(气)井总开井天数

（十一）维护及修理费：指为了维持油气田生产的正常运行，保证地面设施、设备原有的生产能力，对地面设施设备（包括油气水井、计量站、中转站、井网管线、电机、抽油机、配电线路等）进行维护、修理所发生的费用（外包劳务支出、厂内维护及修理费用，各种油管、抽油杆、抽油泵、井下隔热管发生的修复费用，采油厂维修队因向油气生产提供修理作业劳务发生的支出

等等）。维护及修理费包括单井工程费、单井修理费、单井机加费、单井其它维护及修理费、分摊工程费、分摊修理费和分摊机加费。

各级单位所需分摊的维护及修理费按其所属油（气）井开井天数分摊到单井。

维护及修理费油（气）井直接费用分摊费用油（气）井开井天数所属油（气）井总开井天数

（十二）油气处理费（不包含人员费）：指油气生产过程中对油、气、水等混合物分离处理所发生的费用（稠油伴热降粘发生的掺油、掺水费，稀油、高凝油的防蜡降粘发生的掺药、加药费等等）。

油气处理费按产液（气）量分摊到单井。

油气处理费油气处理费油井产液（气）量总产液（气）量

（十三）油气处理费中的人员费

按其所属油（气）井开井天数分摊到单井。

油气处理费中人员费各级油气处理费中人员费油（气）井开井天数所属油（气）井总开井天数

（十四）天然气净化费：指利用天然气净化装置对已产出的天然气加工成商品气所发生的各项费用。

天然气净化费按产气量分摊到单井。

天然气净化费天然气净化费油（气）井产气量总产气量

（十五）运输费（不包含拉油费）: 指为油气生产提供运输服务所发生的各种生产车队劳务费（包括外部运费、管杆倒运费等）

和客运费。运输费包括单井洗井费、单井措施性管杆倒运费、单井维护性管杆倒运费、单井工艺措施特运费、单井其它运输费和分摊其它运输费。

各级单位所需分摊的运输费按其所属油（气）井开井天数分摊到单井。

运输费油(气)井直接费用（不含拉油）分摊费用油（气）井开井天数所属油（气）井总开井天数（十六）拉油费：指不具备管输条件的生产井（单井罐生产井等）油气运输所发生的运输费用。

按产液量分摊到单井。

拉油费拉油费单井产液量总产液量（十七）其它直接费：指除上述费用外的其它直接用于油气生产的其它费用。其它直接费包括单井措施性准备劳务费、单井维护性准备劳务费、单井厂内化验费、单井其它直接费和分摊其它直接费用。

各级单位所需分摊的其它直接费按其所属油（气）井开井天数分摊到单井。

其它直接费油(气)井其它直接费分摊其它费用油（气）井开井天数所属油（气）井总开井天数（十八）厂矿管理费：指直接从事油气生产的采油厂生产、管理部门为组织和管理生产所发生的各项费用。

各级单位所需分摊的厂矿管理费按其所属油（气）井开井天

数分摊到单井。

厂矿管理费分摊费用油（气）井开井天数所属油（气）井总开井天数（十九）自用产品：指油气生产过程中耗用的自产油气产品成本。自用油气产品的价格按油田公司统一定价执行。

自用油（气）产品费用包括单井自用油（气）产品、分摊注气自用油（气）产品和分摊其它自用油（气）产品

分摊注气自用油(气)产品

注气自用油(气)费单井注气量累计注气量其它自用油（气）产品单井生产天数所属油（气）井累计生产天数 分摊其它自用油（气）产品注：以上各项分摊方法中注气项包含汽驱。第二十条 动态效益评价单井效益分类标准。

吉林油田单井动态效益评价类别按照效益状况划分为四类，即高效益井、低效益井、边际效益井和无效益井；按照油井直接运行操作成本划出特高成本井。

（一）高效益井：当油气井的产油气及伴生产品的税后收入大于或者等于该井的操作成本时，为高效益井。

判别式：C≤Q×I×（P－R）式中：

Q——油（气）年产量，万吨、亿立方米； I——商品率，%；

P——不含增值税油（气）价格，元/吨、元/千立方米；

R——单位税金，元/吨、元/千立方米； C——操作成本，万元；

（二）低效益井：当油气井的产油气及伴生产品的税后收入小于该井的操作成本，且大于或者等于该井的运行操作成本时，为低效益井。

判别式：Cyx≤Q×I×（P－R）﹤C Cyx——运行操作成本，万元；

Cyx运行操作成本=操作成本－人员费-管理费用

（三）边际效益井：当油气井的产油气及伴生产品的税后收入小于该井的运行操作成本，且大于或者等于该井的直接运行操作成本时，为边际效益井。

判别式：Czj≤Q×I×（P－R）﹤Cyx 式中：

Czj = Ccl + Cdl + Czy + Cyq + Czr + Cly 式中：

Czj—— 直接运行操作成本，万元； Ccl—— 直接材料费，万元； Cdl—— 直接动力费，万元； Czy—— 维护性井下作业费，万元； Cyq—— 油气处理费，万元； Czr—— 驱油物注入费，万元； Cly—— 拉油费，万元；

（四）无效益井：当油气井的产油气及伴生气的税后收入小于该井的直接运行操作成本时，为无效益井。

判别式：Q×I×（P－R）≤Czj

（五）特高成本井：当油（气）井吨油直接运行操作成本相对较高时，为特高成本井。

第二十一条 动态效益评价简报内容。

（一）评价参数。

确定范围（油气水井数、油气产量以及商品量等）。

（二）评价范围。

主要确定动态评价、无效益井状况的措施建议。

（三）动态效益评价结果。1．单井效益状况。2．单井直接运行成本状况。

（四）边际效益井、无效益井、特高成本井影响因素简要分析。

（五）上季度边际、无效益井治理措施及其效果。

（六）无效益井、边际效益井季度跟踪对比。

（七）改善本季度效益评价中低效态效益评价中所应用的各项评价参数（油价、气价、各项目税费以及油气商品率等）。

第二十二条 动态效益评价工作相关要求。

（一）为提高基础数据准确度，能落实到单井的费用必须落实到单井。

（二）捞油井数据录入：以“捞油井XX口”作为虚拟井号（即所有捞油井数据合计录在一行中，置于正常生产井下方），将捞油井的产量数据、费用数据，按照动态效益评价的报表格式正常录入（能分开录入的费用，尽量分开录入）。

（三）长停井封井、水淹井自喷（含水100%）等特殊情况（无产油量但发生费用）数据录入：以“特殊井XX口”作为虚拟井号（置于捞油井虚拟井号下方），将费用数据按照动态效益评价的报表格式正常录入；同时，在备注中写明各井的具体情况。

（四）针对抗洪基金、顺价等特殊情况，以“客观、真实、准确”为原则，由各单位财务部门负责对相关费用进行归口和统计。

（五）间抽井按实际开井时间填报（间抽周期内正常停井的时间不计），避免过多分摊费用。

（六）驱油物注入费和油气处理费中的人员费用单独列支，此处与之前的报表不同；捞油费从运输费中扣除并单独列出，该项与原来的报表相同。

（七）动态效益评价中，折旧折耗费用可以不列。

（八）动态效益评价应以单井月度数据为基础，按照本月生产数据逐月分摊月度费用（按生产时间或产液量），再与本年以前月度数据进行累加后上报。

（九）勘探开发研究院规划所负责组织已开发油气田效益评价信息系统的日常维护工作，指导各单位开展月度评价。

（十）效益评价成果（包括月度评价、季度简报、报告

等）应及时反馈至各油气生产单位主管领导，并由各单位主管领导组织相关部门进行综合分析，提出降本增效对策。

（十一）各油气生产单位每月15日前完成月度基础数据表的审核和上报，油田公司层面每月18日前完成数据审核。

（十二）研究院规划所根据审核后的基础数据，每月22日前完成动态效益评价季度简报，报规划计划处、财务处、开发部、天然气部审核；规划计划处组织汇总审核意见，并组织修改完善，每季度次月25日前完成季（月）度效益评价简报并发布。

第五章 效益评价结果的应用

第二十三条 根据效益评价结果，加强高成本区块和低效无效区块及单井的治理。各油气生产单位每年年初要对上一高成本区块、低效无效区块和单井的治理效果进行详细分析；同时提出本高成本区块、低效无效区块和单井降低成本的对策和措施。

第二十四条 根据动态效益评价结果，各油气生产单位要特别关注那些降低成本或提高效益具有较大空间的油（气）井，无论成本高低和效益好坏，都要进一步分析降低成本的潜力，提出降低成本的措施。

第二十五条 油田公司在分配成本、规划计划和产能项目经济评价各项工作中，可把效益评价结果作为参考对象。各油气生产单位要积极推进效益评价结果在采油队配产量、配成本中的应用；推进效益评价结果在产能建设方案、项目后评价和节能降耗项目

投资决策中的应用。

第二十六条 将动态评价结果和评价结果做为油田公司和油气生产单位经济分析会上的一项汇报内容，以增加效益评价结果的应用力度。

第六章

效益评价监督管理

第二十七条 效益评价领导小组负责效益评价工作的组织协调、结果审核和监督检查。

第二十八条 勘探开发研究院规划所负责效益评价和动态效益评价的汇总、技术支持和人员培训等工作。

第二十九条 各油气生产单位要把已开发油气田效益评价工作纳入经营管理的日常工作之中，成立油气生产单位效益评价工作领导小组；各油气生产单位计划、开发、财务等有关部门要分工明确，共同做好此项工作。

第三十条 各油气生产单位计划科要设立效益评价岗，财务、开发动态要有相关业务负责人员，负责协调管理和从事具体的评价工作；各采油（气）队配备专（兼）职效益评价人员，负责效益评价基础数据、动态数据的录入和效益评价分析工作。

第三十一条 加大对油气生产单位效益评价工作的检查力度，由油田公司效益评价工作领导小组办公室牵头，组织有关专家对油气生产单位效益评价工作进行检查。

第三十二条 建立效益评价信息网络，逐步实现单井、区块生

产经营活动的可视化管理。

第七章

考

核

第三十三条 油田公司效益评价工作领导小组办公室负责对各单位效益评价工作进行考核。考核的主要内容为各油气生产单位效益评价的工作质量和工作进度、高成本区块和低效无效井的治理措施和效果等。

第八章

附

则

第三十四条 本规定由公司规划计划处负责解释。

第三十五条 本规定自印发之日起施行。原《中国石油吉林油田公司已开发油气田效益评价管理办法》(计划〔2007〕5号)同时废止。

编写部门：规划计划处 编 写 人：臧

丽 王丽娜 审 核 人：于国栋 批 准 人：刘兴忠