姬塬油田95万吨/年产能扩建开发项目
环境影响报告书
（简缩本）
西安地质矿产研究所
二〇一二年三月
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1 工程概况
1.1 项目基本情况
⑴项目名称：姬塬油田95万吨/年产能扩建开发项目
⑵建设单位：长庆油田分公司第五采油厂
⑶建设地点：定边县红柳沟、冯地坑、姬塬、樊学、白湾子等乡镇
⑷建设性质：扩建
⑸扩建开发面积：约105km2
⑹产能规模：95×104t/a
⑺建设投资：3.78亿元
⑻行业类别：天然气原油开采业B0710
⑼企业负责人：周学富
⑽开发方案（地面工程）编制单位：西安长庆科技工程有限责仸公司
1.2 地理位置与交通
姬塬油田地处陕西省榆林市定边县西南部，主要分布在十字河、安川河、石涝川上游的红柳沟、冯地坑、姬塬、樊学、白湾子等5个乡镇。油田西与宁夏盐池县接壤、西南与甘肃环县、华池县相邻，东南与吴起县比邻。
油区主要公路有：姬（塬）～樊（学）公路、定（边）～刘（峁塬）～张（台）公路、定（边）～铁（边城）公路以及乡村道路，交通比较方便。
1.3 原开发工程概况
姬塬油田呈不规则形状，西侧、东南侧边界以县界为界，北东南三面以拐点坐标为界，总面积约1200km2。据有关技术资料，姬塬油田主要含油层为侏罗系延安组延9、延10及三叠系延长组长2、长4+5、长6、长8等油层。通过沉积相、储层特征、油气富集规律的深入研究及钻井资料显示，截至2010年年底，姬塬油田探明含油面
积472.34km2，探明储量累计21470.63×104t，其中可采储量3921.71×104t。
长庆油田采油五厂曾于2005年、2008年分别编制了《姬塬油田90×104t/a产能开发项目开发方案（2005～2007年）》、《姬塬油田90万吨/年产能扩建开发项目
开发方案（2008～2010年）》，对油田进行了两次开发建设，截至2010年年底，油
田已建采油井1878口、注水井519口、水源井72口，产能规模180×104t/a。
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1.4 扩建开发工程概况
为满足油田产能扩建需求，第五采油厂 2011 年制定了 2011～2012 年姬塬油田
95 万吨/年产能扩建开发方案（以下简称“扩建开发方案”），开发的区块主要部署 在长 2 以上滚动、黄 3 井区、黄 57 井区、罗一井区等，开发总面积约 105km 2，钻
井总数 1296 口，其中油井 971 口，注水井 295 口，水源井 30 口；地面工程建设按
95×104t/a 产能规模建设，建设内容包括采油、油井计量、集油、集气、油气处理、
原油储运、注水等主体工程以及给排水、消防、供电、通信、道路等产能配套系统
工程。2011 年扩建开发方案开始试验评价性开采，截至 2011 年 10 月已建试验及评
价油井 204 口、注水井 62 口、水源井 10 口，产能规模 20×104t/a 。工程地面工
程 投资 3.78 亿元，其中环保投资约 3730.78 万元，约占总投资的 9.86%。油田开采不 同于其它建设项目，油井采油一般不停止，项目工作制度为 365 天。
1.5 环境保护目标
项目主要环境保护目标见表 1.5-1 和表 1.5-2。
表 1.5-1
环境保护目标
环境 保护对象
相对位置
保护内容
保护目标
要素
十字河
井区内西部
地表水水质
地表水Ⅲ类标准
地表水
安川河
井区内西南部
石涝川
井区东南
井区范围内居民水窖
井区内
水窖水质
居民饮水质量 第四系潜水
井区内
地下水水质 地下水
地下水Ⅲ类标准
洛河组孔隙裂隙水
井区内 水量、水质
环河组孔隙裂隙水
井区内
水量、水质
环境
评价区内居民点
空气质量
《环境空气质量 空气
居民点相对站场位置见 标准》二级标准
表 1.5-2。
环境 井场、站场 200m 范围 声环境质量
《声环境质量标 噪声
内的居民点等敏感点
准》中 2 类标准
*
三山堡遗址（省级） 井区西北部 城堡遗址 文物完好性 文物
石城子城防（省级）
井区东南部
城防遗址
文物完好性
*注：该两处文物单位位于矿权范围内，但不在本次扩建开采井区范围内。
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表1.5-2油田范围环境保护目标分布情况
乡镇行政村户数人数
相对位置
备注站场方位距离
稍沟塬村128589姬六转ES 2.6km 仸塬村124547沙五增EN 2.0km 刘畔子村126427姬32增N 5.6km 冯地坑村178780沙六增E 2.4km
冯地坑新城滩村127583沙四增ES 1.6km 王畔村84335沙六增S 3.6km
乡
冯崾岘村118483黄57撬N 3.3km
白塘塘村119480黄57撬N0.7km
苗大渠村179760姬十五转WS0.8km
沙庄科村107424姬一增W 1.0km
郭畔村115480马家山脱水站ES 1.5km距输油管线290m
嵩台村84379姬26增W 2.0km
官峁村87392姬45增S0.6km
王虎台村72327姬45增WS 1.2km
郭崾岘村91410///距站场大于6km
郭塬畔村67304姬22增W 5.5km
王山村96435姬53增WN 4.5km
何天池村81367///距站场大于6km
辽阳村98443///距站场大于6km
李团庄村144650姬53增WN 2.3km
姬塬镇冯团庄村116523姬22增W 3.7km
姬塬村96432姬22增WN 5.6km
樊塬村88396姬22增WN 3.0km
蒋阳庄村123555罗一撬N0.7km距输油管线360m
蔡台村103467姬59增E 1.0km
柳上庄村58262姬14增S 1.1km距输油管线410m
张涝湾村78351耿162撬装注W0.5km
訾芦掌村140630姬七注W0.7km
西掌塬村143645姬四注SE 2.0km
张米岔村45205姬11增W 4.3km
樊学镇张山村111611姬18增E 3.8km
张沟村66290姬42增EN 3.2km
樊学村64280姬四转EN 3.7km
乔崾岘村81421姬58增E 2.8km
马北掌村74390姬四转WN 1.9km
马坊掌村112601姬四转ES 1.1km
焦掌村64289姬11增E 3.1km
刘天池村68323///距站场大于6km
田儿台村123593///距站场大于6km
白狼岔村75375///距站场大于6km
李庄科村68263///距站场大于6km
寺沟村52251///距站场大于6km
高伙场村121621姬13增E 1.8km
邵梁村97513姬七转W 2.4km
闫庄村90448姬七转EN 1.0km
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王盘山村107424姬七转EN 3.0km
孟咀村146745///距站场大于6km
平梁湾村187877姬七转N 5.6km
王台村94411姬13增WN 4.3km
吴阳山村87396姬50增N 2.1km
白湾子村2791050///距站场大于6km
白湾子金盆湾村85398///距站场大于6km 刘台村127553///距站场大于6km
乡
沈畔子村120596///距站场大于6km
丁山村98446姬50增N 3.5km距站场大于6km 薛小塬村184820///距站场大于6km 雷兴庄村83342///距站场大于6km
张山村176790///距站场大于6km
李窑村213925姬47增ES 2.3km
沙涧村141630姬47增E 4.8km
红柳沟羊圈山村105437姬47增ES 5.6km
杜家沟村66278///距站场大于6km
乡
何梁村100405///距站场大于6km
王窑村56247///距站场大于6km
赵圈梁村74325///距站场大于6km 合计700931425////
2 环境质量现状与影响预测
2.1 环境空气
2.1.1 环境空气质量现状
评价区内3个大气监测点中，TSP日均浓度、SO2、NO2小时浓度和日均浓度均符合《环境空气质量标准》（GB3095－1996）中二级标准值。总体看，评价区内环境空气质量较好。
2.1.2 施工期废气的影响及其防治措施
施工期废气对环境空气的影响主要为施工扬尘和施工机械、运输车辆排放的尾气等。施工扬尘污染主要发生在管沟、基坑开挖及基础处理、材料运输和土方回填以及开辟施工场地与便道环节中。施工期间运输车辆多为大动力柴油发动机，由于
荷载重，尾气排放量大，将增加施工路段和运输道路沿线的空气污染物排放，但车
辆废气排放是小范围的短期影响。
施工时地表开挖过程中，应洒水使作业面保持一定的湿度；对施工现场和建筑
体分别采取围栏、设置工棚、覆盖遮蔽等措施，阻隔施工扬尘污染；遇4级以上大风天气应停止施工，并采取有效的防尘措施；运输建筑材料和设备的车辆严禁超载，运输沙土、水泥、土方的车辆必须采取加盖篷布等防尘措施，防止物料沿途抛撒导
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致二次扬尘；同时，对施工地面采取临时硬化等防尘措施。
2.1.3 运行期大气污染防治措施
⑴设储罐油气回收系统、降低油品储存损耗；
⑵优化操作，减少操作环节，合理安排储运作业
⑶降低油罐温度，对油罐进行淋水、涂刷隔热反射涂料(白色)等隔热措施；
⑷加强监测管理，定期检查油罐的密封状况，防止油罐底板泄漏；
⑸各站场的储油罐做好罐底防渗；加强管线的维护和管理，定期检查，杜绝一切“跑、冒、滴、漏”现象，从而减少轻烃损耗排放。
⑹各站场加热炉烟囱高度不得低于
15m。 2.1.4 运行期大气污染影响分析
⑴站场加热炉排放烟气通过对铁一联2008年4月～5月进行的竣工验收
空气质量监测结果类比调查分
析和姬一联合站209年9月环境空气质量现状监测，评价认为油区站场加热炉烟气排放对当地环境空气的影响程度在可接受范围内。
⑵无组织烃类气体排放本次评价通过类比姬一联、姬二联等开发的油区的烃
类环境监测结果分析无组
织烃类气体的影响。类比监测结果表明，站场和井场因烃类的无组织挥发对油区局部环境空气有一定的影响，如化子坪联合站的环境空气中的总烃浓度为3.74mg/m3，
化100井场的环境空气中的总烃浓度 3.53 mg/m3，但均符合以色列标准（总烃）5.0 mg/m3。此外白豹、姬塬等油田环境空气中的非甲烷总烃浓度均低于《大气污染物综合排放标准》中非甲烷总烃无组织排放监测浓度的限值 4.0 mg/m3。。随着由于石油开发技术的不断进步，对伴生气、套管气综合利用率的进一步提高，无组织挥发将减小，因此对油区区域环境空气的影响将得到有效控制，在可接受的范围内。
⑶卫生防护距离
根据《石油化工企业卫生防护距离》（SH3093-1999），评价硭定本工程各站场
储罐区的卫生防护距离为150m。
2.2 地表水
2.2.1 地表水环境质量现状
监测结果表明：除十字河2号断面化学需氧量超标外，各监测断面的pH值、
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挥发酚、硫化物、氰化物、氨氮、石油类等指标均符合Ⅲ类标准要求。总体看来，各监测断面的水质较好。
2.2.2 施工期地表水环境影响及其防治措施
在采取控制措施后，施工期废水及穿越河道时对河水水质的影响
小。施工期废水要求采取以下主要防治措施：
⑴施工期间，施工单位应严格执行《建设工程施工场地文明施工及环境管理暂行规定》，对污水的排放进行组织设计，严禁乱排污染环境；
⑵严格操作程序，减少钻井液的跑冒滴漏，减少废钻井液产生量；
⑶施工时钻井废水必须排入防渗泥浆池，循环使用，钻井结束后与废弃泥浆一起固化处理。混凝土搅拌机等冲洗废水应设置临时沉砂池，经沉淀后回用到生产中去，钻井废水和冲洗废水不外排。
⑷施工人员生活污水排入临时旱厕，严禁乱排。
⑸对于河流开挖穿越，施工必须征得当地环保局及水利主管部门的同意，遵
守相关的法律法规，施工作业尽量选在枯水期进行。
⑹严格控制施工范围，尤其是河流穿越段，应尽量控制作业面，以免对河流造成大面积的破坏，影响河流下游的水质。
⑺水泥等建筑材料不准堆放在水体附近，并应设篷盖和围拦，防止雨水冲刷进入水体；管道敷设及河道穿越作业过程中产生的弃土石方应在指定地点堆放，禁
止将其弃入河道或河滩地，以免淤塞河道。
⑻严禁在水体附近清洗施工器具、机械等；加强施工机械维护，防止施工机械漏油，若有漏油现象应及时收集，并用专门容器盛装后统一处理。
2.2.3 运行期水污染防治措施
⑴采出水采用“立式除油＋核桃壳过滤+纤维球过滤”处理流程和“前端除油
＋气悬浮＋多介质过滤”处理流程，处理后全部回注地下，不外排；
⑵设事故切换设施。
⑶作业废水全部由罐车运至联合站污水处理站处理达标后回注地层
⑷倒班点设一体化生活污水处理装置，出水用于站场绿化或浇洒。
⑸站场或井场设置旱厕。
15.2.2.4 地表水环境影响
工程采取评价提出的环保措施后，生产生活污水零排放，对地表水环境影响小。
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2.3 地下水
2.3.1 地下水环境质量现状
总体上看，评价区地下水中属咸水或微咸水，水质较差，溶解性固体、总硬度、亚硝酸盐氮、氯化物均超标，与评价区地下水中矿化度和总硬度的背景值较高有关。
2.3.2 地下水污染防治措施
⑴严格按照操作规程施工，提高固井质量，并定期检查，做到固井合格率100%。
⑵套管下入后注水泥时，应按照设计要求使水泥浆在管外环形空间上返到规定的高度。钻井一开水泥从管外反至地面；二开注水井的水泥反至地面，油井反高至满足防腐要求。
⑶生产期加强管理，一旦发生油井出油异常，应及时查明原因，若是井管损坏，应及时采用水泥灌浆等措施封堵井管，防止含油污水泄漏污染地下水。
⑷含油污水达标回注必须回注到该区块当前正在开采的油层，回注率必须达到100%，严禁以渗坑储存等形式处置含油污水。
2.3.3 地下水影响
运行期正常生产状态下，井下作业废水、采出水等均收集送往联合站污水处理站处理达标后回注地下，对黄土层、白垩系含水层地下水无影响。
事故状态下，根据预测结果：一旦出现井管损坏原油泄漏事故，原油将直接进入含水层，造成地下水污染，污染程度与含水层的渗透性能、源强浓度、原油泄漏
时间等有关。
对于白垩系环河组承压水含水层，因含水层渗透性较差，弥散系数较小，石油类污染物扩散超标范围1年不到30m，2年不到50m，10年不到200m，20年才可扩散到350m,370m石油类浓度0.02mg/L，低于《地下水质量标准》中Ⅲ类。
对于白垩系洛河组承压水含水层，因含水层渗透性较好，弥散系数较大，石油
类污染物下游方向扩散范围1年可达到170m，3年可达到490m，10年将达到1500m，
20 年扩散到接近 3000m，石油类浓度 0.002mg/L，此范围之外地下水受影响小。
2.4 声环境
2.4.1 声环境质量现状
已经建成运行的姬五联合站、姬十五转等站场的厂界噪声均符合《工业企业厂界环境噪声排放标准》2类区标准；拟建的姬二联扩、姬十九转、姬四十一增等场
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址环境噪声可达到《声环境质量标准》2类区标准。
根据现场调查，工程站场均建在黄土梁峁上，周围为空旷荒野，200m范围内没有居民点等环境敏感点，声环境状况良好。
2.4.2 施工噪声影响及其防治措施
昼间施工机械噪声在距施工场地100m以外可基本达到标准限值；夜间（打桩机禁止夜间施工）在300m以外才基本达到标准限值。由于评价区内村庄分布较少，主要站场和管线工程距离村庄均超过300m，因此评价认为，采取噪声控制措施后，施工期主要噪声源对声环境敏感点的影响不大。
⑴合理安排施工作业时间，尽量避免高噪声设备同时施工，严禁在夜间进行高噪声施工作业，以避免夜间扰民。
⑵尽量选用低噪声机械设备或自带隔声、消声的设备，降低设备声级；同时做好施工机械的维护和保养，有效降低机械设备运转的噪声源强。
⑶合理安排强噪声施工机械的工作频次，合理调配车辆来往行车密度，尽量避开附近村民休息时间。
⑷做好劳动保护工作，为强噪声源周围的施工机械操作人员配备耳塞或耳罩等必要的劳动防护用品。
采取上述噪声控制措施后，可将施工噪声影响控制到最低限度。
2.4.3 运行期噪声控制措施为降低噪声影响，
评价要求采取降噪措施有：
⑴站场选址远离居民区；
⑵设备选型尽可能选择低噪声设备；
⑶绿化对噪声有很好的阻挡和吸收作用，因此加强站内绿化是本工程治理噪声较为理想的手段。在站场周围栽种树木进行绿化，厂区内、道路两旁，也要种植花卉、树木，以降低噪声。
⑷对高噪声设备设置隔音间，对各类机泵等设置泵房，对加热炉在风机进出
口安装消声器、高噪声设备集中布置等降噪措施。
15.2.4.4 声环境影响
根据类比调查分析和噪声预测，联合站、接转站和井场的噪声影响距离较小，根据现场调查，扩建开发工程拟建主要站场周围200m范围内无居民点，因此评价认为，扩建项目对声环境影响小。
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2.5 固体废物处理及环境影响
2.5.1 施工期固体废弃物处置
⑴尽量提高泥浆的重复利用率，减少废弃泥浆产生量，对废弃泥浆采取无害化处置措施。
⑵加强环境管理，严禁钻井岩屑随意堆放，对钻井岩屑及时无害化处置或铺垫井场，防止对土壤污染。
⑶评价要求采取试油进罐的方式，减少落地油的排放量；对于试油过程中产生的落地油采取及时回收措施，硭保回收率达到100%。
⑷鉴于施工人员较多，要求设置生活垃圾箱（桶），分类收集，定期运往环卫部门指定的垃圾堆放点。
⑸管线开挖产生的土石方等，要尽可能用于回填。多余部分运往弃渣场处置，弃渣场尽量选在凹坑地；
⑹施工期弃土弃渣与生活垃圾应分类堆放、分别处置，严禁乱堆乱倒。
⑺穿越河流施工时，严禁将施工固体废弃物遗留在河道内，以免影响河流的行洪能力和河水的水质，必须收集后运往指定地点统一处理。
2.5.2 运行期固废处理措施
⑴设置井控装置，在钻井过程中及完井后，严格井控技术规定和井口装置试压要求。
⑵井口油回收，井场内修建容积不小于18m3的防渗水泥污油池及导油槽(三口井以上的丛式井要建不小于20m3的污油池)，导油槽要与污油池相连且清洁畅通，保证井口泄漏原油得到收集，并用罐车定期回收。
⑶井下作业要按照“铺设作业、带罐上岗”的作业模式，及时回收落地原油等废物。建议采用“绿色修井技术及配套设备”，以原油不出井筒为目的，达到“三
不沾油”，即井场不沾油、设备不沾油、操作工人身上不沾油。
⑷加强管理，对井口装置、集油管线等易发生泄漏的部位进行巡回检查，减少或杜绝油井跑、冒、滴、漏，以及原油泄漏事件的发生。
⑸评价要求油泥、废滤料按照《危险废物贮存污染控制标准》等相关标准进行贮存、处置，由有资质的定边县油泥处理厂等单位进行安全处置。
⑹生活垃圾统一收集运输至环保部门指定地点处置。
15.2.5.3 固体废物的影响分析
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中国油田分布图及各油田产量等情况介绍 节能产业2010-03-06 17:21:10 大庆油田：位于黑龙江省西部，松嫩平原中部，地处哈尔滨、齐齐哈尔市之间。油田南北长140公里，东西最宽处70公里，总面积5470平方公里。1960年3月党中央批准开展石油会战，1963年形成了600万吨的生产能力，当年生产原油439万吨，对实现中国石油自给起了决定性作用。1976年原油产量突破5000万吨成为我国第一大油田。目前，大庆油田采用新工艺、新技术使原油产量仍然保持在4000万吨以上。 辽河油田：油田主要分布在辽河中下游平原以及内蒙古东部和辽东湾滩海地区。已开发建设26个油田，建成兴隆台、曙光、欢喜岭、锦州、高升、沈阳、茨榆坨、冷家、科尔沁等9个主要生产基地，地跨辽宁省和内蒙古自治区的13市(地)32县(旗)，总面积近10万平方公里,产量居全国第三位。 克拉玛依油田：地处新疆克拉玛依市。40年来在准噶尔盆地和塔里木盆地找到了19个油气田，以克拉玛依为主，开发了15个油气田，建成792万吨原油配套生产能力(稀油603.1万吨，稠油188.9万吨)，3.93亿立方米天然气生产能力。从1990年起，陆上原油产量居全国第4位。
四川油田：地处四川盆地，已有60年的历史，发现气田85个，油田12个，含油气构造55个。在盆地内建成南部、西南部、西北部、东部4个气区。目前生产天然气产量占全国总产量近一半，是我国第一大气田。 华北油田：位于河北省中部冀中平原的任丘市，包括京、冀、晋、蒙区域内油气生产区。1975年，冀中平原上的一口探井任4井喷出日产千吨高产工业油流，发现了我国最大的碳酸盐岩潜山大油田任丘油田。1978年，原油产量达到1723万吨，为当年全国原油产量突破1亿吨做出了重要贡献。直到1986年，保持年产原油1千万吨达10年之久。目前原油年产量约400多万吨。 大港油田：位于天津市大港区，其勘探领域辽阔，包括大港探区及新疆尤尔都斯盆地，总勘探面积34629平方公里，其中大港探区18629平方公里。现已在大港探区建成投产15个油气田24个开发区，形成年产原油430万吨和天然气3.8亿立方米生产能力。目前，发现了千米桥等上亿吨含油气构造，为老油田的增储上产开辟了新的油气区。 中原油田：地处河南省濮阳地区，于1975年发现，经过20年的勘探开发建设，已累计探明石油地质储量4.55亿吨，探明天然气地质储量395.7亿立方米，累计生产原油7723万吨、天然气133.8亿立方米。现已是我国东部地区重要的石油天然气生产基地之一。 吉林油田：地处吉林省扶余地区，油气勘探开发在吉林省境内的两大盆地展开，先后发现并探明了18个油田，其中扶余、新民两个油田是储量超亿吨的大型油田，油田生产已达到年产原油350万吨以上，原油加工能力70万吨特大型企业的生产规模。 河南油田：地处豫西南的南阳盆地，矿区横跨南阳、驻马店、平顶山三地市，分布在新野、唐河等8县境内。已累计找到14个油田，探明石油地质储量1.7亿吨及含油面积117.9平方公里。 长庆油田：勘探区域主要在陕甘宁盆地，勘探总面积约37万平方公里。油气勘探开发建设始于1970年，先后找到油气田22个，其中油田19个，累计探明油气地质储量54188.8万吨(含天然气探明储量2330.08亿立方米，按当量折合原油储量在内)，目前，成为我国主要的天然气产区，并成为北京天然气的主要输送基地。
长庆油田2011年产能建设工程测量统一技术规定 西安长庆科技工程公司 工程勘察部 2010.12
前言 长庆测绘经过多年的发展，在服务油田设计建设、提升员工知识技能方面取得了较大成就。工程测量的着重点在于不断提高测绘水平、保障产品质量、丰富测绘成果内容，以满足日益精细和高标准的设计要求，适应不断变化的客户要求和技术进步。 本规定结合部门在油田测绘采用的方法和技术，从满足设计专业的使用性出发，对一些测量要求作了定性规定，并对一些长期出现的测量问题作了提示规定，规范一些传统而非正确的测量方法，以达到测绘资料的准确和完整性。 本规定经部门专业技术人员讨论定稿，并已编制在公司《长庆油田产能建设地面工程标准化、数字化设计技术规定》、《长庆气田产能建设地面工程标准化、数字化设计技术规定》企标中。各测量员工应认真学习、严格执行本规定；在执行过程中，希望各员工结合工程实践认真总结经验，注意积累资料，如发现需要修改和补充之处，将意见反馈至本部门。
1 站址测量 1.1 选择平面坐标系统时，应使测区内投影长度变形值不大于 2.5cm/km或测区内最长控制点边长投影变形值不大于2.5cm，并应根据测量面积大小和可利用资料情况按下列次序选择其一： 1采用统一的高斯投影3o带平面直角坐标系统。 2采用高斯投影3o带，投影面为测区抵偿高程面的平面直角坐标系统。 3 当联测国家控制点有困难或站场先期测量时，可采用假定坐标系，基点坐标采用国家统一坐标系统下的近似值。 4 站址补测或扩建等，宜沿用原图的平面坐标系统。 1.2 高程系统可按下列次序选择其一： 1 高程系统宜优先采用1985国家高程基准，也可根据资料情况或设计要求采用1956黄海高程系。 2小面积站址高程联测有困难时，可采用假定高程，基点高程起算值可采用测区最大比例尺地形图上的近似值或通过准确的区域转换参数测得的GPS高程值。 3站址补测或扩建等，宜沿用原图的高程系统。 1.3 站址测量应布设固定桩，新建站址以埋设水泥桩为宜；测量小面积厂站现状时也必须布设控制点，控制点布设可选择植入钢筋、水泥钉、选择地物特征点等方式。每个站址固定桩的数量应不少于8个/km2，并不少于三个。 1.4 固定桩应布设在拟建场地的四周，能够长期保存，且应保证至少两点通视，以满足厂站施工的需要。 1.5站址固定桩编号宜以站址名称的汉语拼音简写加流水号，如姬三联固定桩编号为：J3L-1、J3L-2……。 1.6 测图比例尺可作下列选择： 1 集气站、阀室、接转站、橇装注水站、注水站、供水站、井区部、增压点等标准化站场测量比例为1：200。 2测量长度小于250m的站址测图比例尺可选用1：200，长度大于250m的站址测图比例尺可选用1：500或1：1000。
油气田产能建设项目可行性研究报告编制规定
目录 一总则 (1) 二可行性研究报告内容 (2) 1 总论 (2) 1.1 项目编制依据与原则 (2) 1.2 项目背景 (2) 1.3 研究范围 (2) 1.4 项目地理位置和经济环境 (2) 1.5 项目建设的意义 (3) 1.6 研究结果 (3) 2 市场分析和预测 (4) 2.1 市场现状分析 (4) 2.2 市场预测 (4) 2.3 市场开发与策略 (5) 3 油气藏工程 (5) 3.1 油气田概况 (5) 3.2 勘探开发历程 (6) 3.3 构造特征 (6) 3.4 储层特征 (7) 3.5 流体性质 (8) 3.6 油气藏类型及储量评价 (9) 3.7 油气藏工程设计 (11)
3.8 油气藏工程方案比选 (13) 3.9 开发方案实施要求 (13) 4 钻井工程 (14) 4.1 钻井工程编制的原则和依据 (14) 4.2 钻井过程中储层保护要求 (14) 4.3 钻井工程设计 (15) 4.4 钻井工程方案比选 (16) 4.5 钻井工程投资 (16) 5 采油（气）工程 (16) 5.1 完井工程设计 (16) 5.2 采油（气）方式 (17) 5.3 注入工艺 (20) 5.4 配套工艺 (20) 5.5 动态监测及储层保护 (22) 5.6 采油（气）工程方案比选 (22) 5.7 采油（气）工程投资估算 (23) 6 油气田地面工程 (23) 6.1 建设规模和总体布局 (23) 6.2 油气集输工程 (24) 6.3 注入工程 (27) 6.4 采出水处理工程 (28) 6.5 其它配套工程 (29)
大庆油田位于黑龙江省西部，松嫩平原中部，地处哈尔滨、齐齐哈尔市之间。油田南北长140公里，东西最宽处70公里，总面积5470平方公里。1960年3月党中央批准开展石油会战，1963年形成了600万吨的生产能力，当年生产原油439万吨，对实现中国石油自给起了决定性作用。1976年原油产量突破5000万吨成为我国第一大油田。目前，大庆油田采用新工艺、新技术使原油产量仍然保持在5000万吨以上。 胜利油田地处山东北部渤海之滨的黄河三角洲地带，主要分布在东营、滨洲、德洲、济南、潍坊、淄博、聊城、烟台等8个城市的28个县(区)境内，主要工作范围约4.4万平方公里,是我国第二大油田。 辽河油田油田主要分布在辽河中下游平原以及内蒙古东部和辽东湾滩海地区。已开发建设26个油田，建成兴隆台、曙光、欢喜岭、锦州、高升、沈阳、茨榆坨、冷家、科尔沁等9个主要生产基地，地跨辽宁省和内蒙古自治区的13市(地)32县(旗)，总面积近10万平方公里,产量居全国第三位。 克拉玛依油田地处新疆克拉玛依市。40年来在准噶尔盆地和塔里木盆地找到了19个油气田，以克拉玛依为主，开发了15个油气田，建成792万吨原油配套生产能力(稀油603.1万吨，稠油188.9万吨)，3.93亿立方米天然气生产能力。从1990年起，陆上原油产量居全国第4位。 四川油田地处四川盆地，已有60年的历史，发现气田85个，油田12个，含油气构造55个。在盆地内建成南部、西南部、西北部、东部4个气区。目前生产天然气产量占全国总产量近一半，是我国第一大气田。 华北油田位于河北省中部冀中平原的任丘市，包括京、冀、晋、蒙区域内油气生产区。1975年，冀中平原上的一口探井任4井喷出日产千吨高产工业油流，发现了我国最大的碳酸盐岩潜山大油田任丘油田。1978年，原油产量达到1723万吨，为当年全国原油产量突破1亿吨做出了重要贡献。直到1986年，保持年产原油1千万吨达10年之久。目前原油年产量约400多万吨。 大港油田位于天津市大港区，其勘探地域辽阔，包括大港探区及新疆尤尔都斯盆地，总勘探面积34629平方公里，其中大港探区18629平方公里。现已在大港探区建成投产15个油气田24个开发区，形成年产原油430万吨和天然气3.8亿立方米生产能力。目前，发现了千米桥等上亿吨含油气构造，为老油田的增储上产开辟了新的油气区。 中原油田地处河南省濮阳地区，于1975年发现，经过20年的勘探开发建设，已累计探明石油地质储量4.55亿吨，探明天然气地质储量395.7亿立方米，累计生产原油7723万吨、天然气133.8亿立方米。现已是我国东部地区重要的石油天然气生产基地之一。 吉林油田地处吉林省扶余地区，油气勘探开发在吉林省境内的两大盆地展开，先后发现并探明了18个油田，其中扶余、新民两个油田是储量超亿吨的大型油田，油田生产已达到年产原油350万吨以上，原油加工能力70万吨特大型企业的生产规模。 河南油田地处豫西南的南阳盆地，矿区横跨南阳、驻马店、平顶山三地市，分布
会 员 社 区 MEMBERS' COMMUNITY 2009年12月19日，必定载入中国石油工业波澜壮阔的史册，成为长庆人永远的骄傲——这一天，长庆油田油气当量突破3000万吨，达到3006.06万吨，成为仅次于大庆油田的我国第二大油气田。这是几代长庆人40年矢志不渝、艰苦创业，在“磨刀石上闹革命”取得的辉煌成果。 1. 技术创新撬开低渗透油层之门 地处鄂尔多斯盆地的长庆油田，横跨陕西、甘肃、宁夏、内蒙古、山西五省区，属于典型的低渗、低压、低丰度——“三低”油气藏构造，号称“磨刀石”的致密油层占到含油层的近七成，经济有效开采的难度相当大。要从如此致密的含油层中把原油“抠”出来，是名副其实的世界级开采难题。长庆油田勘探开发建设始于1970年，在油田开发初期，“井井有油、井井不流”的严酷现实，使油田的原油产量在100多万吨水平上徘徊了10多年。 在低渗透油气藏发展大油田、建设大气田，长庆油田依靠的是科技创新。在深入探索、研究、总结的基础上，长庆油田坚持“三个重新认识”，即“重新认识鄂尔多斯盆地、重新认识长庆低渗透、重新认识自己”，勘探思路由向延长组上部组合找油为主转向向延长组下部组合找油为主，由向下古生界找油转向向上古生 长庆油田： 中国第二大油气田的发展之路 周昌印 （中国石油长庆油田公司） 摘 要 始建1970年的长庆油田，针对世界上罕见的“低渗、低压、低丰度”的“三低” 油气藏构造，不断进行艰苦探索，创下了一连串奇迹：20世纪80年代原油产量上升到百万吨，90年代达到500万吨以上；2003年油气产量达到1000万吨；2009年实现了3000万吨。长庆油田以技术创新撬开了低渗透油层之门，以“标准化设计、模块化建设”的理念加速油田工程建设，用数字化提升油田管理水平，同时走市场化路线，引进生产力，着力将油田建设成西部生态油气区，创造企业与地方和谐发展。长庆油田走出了一条管理升级的发展之路，由一个百万吨的小油田快速发展成全国仅次于大庆的第二大油气田。 关键词 长庆油田 产量 技术创新 标准化 数字化 生态油气区 ·72·国际石油经济2010.3
延长油田产能建设项目管理对策研究 油田产能建设是油田可持续发展的重要保证。本文通过对延长油田产能建设项目管理现状论述和分析，详细诊断延长油田产能建设中存在的问题，提出延长油田加强产能建设项目管理的优化措施及对策，并针对A采油厂X井区产能建设提出优化产能建设的方案。本文研究结果对石油企业进行项目管理体制改革和创新具有一定借鉴意义。 标签：产能建设项目管理对策研究优化方案 1 概述 油田产能建设是将油气储量通过前期项目优化设计、方案论证评价、布井钻井、射孔完井、作业投产和地面工程建设等工作转化为油气生产能力的一项重要生产活动，是油田可持续发展的重要保证。面对竞争激烈的市场，为了增强市场竞争力，提高经营管理的效率与效益，延长油田必须加强项目管理探索和研究，创造新的管理模式，提高项目管理水平，结合延长油田的特点，全面分析面临的新形势，寻找建设工程项目管理有效对策。产能建设项目管理的成功实施是延长油田成长发展的基础，所以如何快速提升产能项目管理水平，是解决延长油田发展的关键问题。 2 延长油田产能建设的现状分析 2.1 延长油田产能建设现状 延长油田股份有限公司前身是延长油矿，是中国陆上开发最早的油田，于1907年完成中国陆上第一口油井——延1井，结束了中国大陆没有石油的论断。油田产能建设项目的控制管理主要是通过项目总目标的确定、总目标与分目标的分解与协调、阶段性目标的提出与检验、各种标准定额的贯穿与指标的执行以及实施中的信息反馈与决策工作来实现的。油田产能建设项目管理具有层次性，从上往下可以分为三个层次——决策层、管理层、执行层。按照严格计划管理的规定和要求，对属股份公司管理的限上项目的预审、报批以及股份公司授权地区公司管理的限下项目的立项、审批、概算和投资计划的确定、调整和归口管理。重组以后，延长油田公司通过业务整合，逐步形成了以生产计划部为龙头，发展规划部、工程管理部、基建工程部、工程技术部等多部门齐抓共管，以审计、纪检制衡的全面、全方位的项目投资管理体制，采取集体决策与专业管理相结合、综合平衡与切块承包相结合、机关部门垂直管理与二级单位项目管理责任制相结合的基本方法，为延长油田公司快速发展提供了有力的组织保障和坚实的投资管控基础。 2.2 延长油田产能建设存在问题分析 延长油田重组改制以来，公司强化项目管理在油田产能建设中的重要地位，
长庆油田年产油气当量再创新高 截至2014年12月31日，长庆油田全年生产原油2505万吨，生产天然气381.5亿立方米，折合油气当量5545万吨，比上年净增350万吨油气当量，实现年5000万吨持续稳产。 位于鄂尔多斯盆地的长庆油田，生产区域横跨陕、甘、宁、内蒙古、晋五省区。面对常规技术难以实现经济有效开发的“磨刀石”致密砂岩，长庆油田攻坚克难、持续创新，先后形成多项有效开发致密油气藏的主体技术，2013年以油气当量突破5000万吨为标志，高质量高水平如期建成西部大庆。 2014年是长庆油田由规模上产转入长期稳产的第一年。面对产能建设工作量缩减、征借地难度加大、雨雪天气影响等不利因素，长庆油田按照“资源、创新、低成本”发展战略及“总结、完善、优化、提升”的“八字方针”，牢牢把握稳中求进的总基调，突出抓好由规模建产向精细管理、由新区快速上产向老区长期稳产、由注重规模速度向突出质量效益方面的“三个转变”，打造可持续发展的“定盘星”。 为实现提质增效，长庆油田正确处理持续上产与稳产、投入与产出、工作量与管控能力及近期与长远基础工作的关系，从加快勘探入手，紧密围绕落实规模储量和寻找战略新发现两大重点，做好勘探区带优选与勘探部署优化工作，寻找更多的有利区块和富集油气藏，姬塬、安塞、新安边、西峰、合水等地区勘探均取得突破，镇北地区新增探明储量、控制储量数亿吨。去年，长庆石油勘探收获日产大于20吨的高产油井有40多口。 天然气勘探多点开花。鄂尔多斯盆地东部神木—双山地区，通过加强试气工艺试验等新科技手段，勘探取得重大突破，新增天然气探明加控制地质储量数额巨大。截至目前，这个地区累计三级地质储量超万亿立方米，成为继苏里格之后又一个巨型大气区。 2014年，长庆油田坚持“无油气的进尺一米不要，没有效益的井一口不打”的原则，以“打责任井、打高效井”为目的，进一步优化布井和井型方案，全年调整布井方案300多口。开发镇原油田的超低渗第四项目部，依据油藏的分布特征，将原本部署的29口水平井，其中8口改打常规井后，在相同投资量下，单井平均日产量提高2.2吨。 作为中国石油首个水平井规模开发示范区的华庆油田，2014年不断加大水平井开发力度，进一步优化水平井的布井、打井及压裂方式，全年完成88口水平井，井均日产原油9吨以上，最高单井日产量达到16吨。 目前，长庆油田3.47%的油井水平井，产量占全油田油井总产油量的8.52%，9.89%的气井水平井，产量则占到天然气总产量的25.75%，标志着这个油田实现了由“多井少产”向“少井多产”的转变。
油田产能建设信息管理系统研制流程和 内容的探究 本文从网络收集而来，上传到平台为了帮到更多的人，如果您需要使用本文档，请点击下载按钮下载本文档（有偿下载），另外祝您生活愉快，工作顺利，万事如意！ 近年来，延长油田提出“建设国内一流标准化大油田”的目标，并把“建设数字化油田”作为总体目标的重要组成部分。延长油田在信息系统建设方面有着自身鲜明独特的特点，面对一些现成的企事业单位的相关专业信息系统，甚至国外已应用的成熟模块，不能生搬硬套，必须结合实际，利用现代企业项目管理的理论和方法，创新发展，探索出适合的管理信息系统。 一、产能建设信息管理系统设计背景与原则 （一）产能建设信息管理系统研制背景。延长油田有限公司经过多年的勘探开发，已建立多个采油厂，管辖着多种类型的油气藏，勘探开发调整范围广，资源分布范围大，注水、采油调整模式多，为增加储量动用和控制程度，弥补产量递减、完善注采关系、挖掘剩余油潜力，每年部署实施整体产能建设方案几百个，钻新井及侧钻井几千口，钻井及投产投资大，主管部门及采油单位不能及时掌握新井运行及投产情况。面对如此情况，建立一套面向延长油田有限公司
的产能建设管理系统，将对油田公司产能建设管理工作起到重要的作用。 （二）产能建设信息管理系统设计原则。信息管理系统设计都应遵循准确、及时、适量、经济的原则，未达到这一要求，产能建设信息管理系统必须遵循以下原则： 1、有明确的目的性。产能管理信息管理系统是为产能建设提供信息服务的。它的设计首先必须要明确服务对象的范围、性质及所需信息的数量、质量、时间等方面的要求。 2、要保持系统的完整性、统一性。完整性，根据信息加工需要，必须具备的环节不能缺少，同时要保证各环节的正常运转和相互联系；统一性，就是要求整个信息系统的工作要统一，要制度化。 3、保证一定可靠性。产能建设信息管理系统的可靠性，集中表现在所提供的信息的准确性、及时性和适用性。 4、有一定的相对独立性。主要目的是要保证信息的真实性和可靠性。为此，下属单位的管理信息系统使用者应当具有相对比较大的权限，保证其行使职能的相对独立性，避免上级公司的过多干预。 5、有一定的适应性、灵活性。社会和经济形势千
《中国油田分布及各个石油单位的情况分析》 [02-05 20:45] 大庆油田 位于黑龙江省西部，松嫩平原中部，地处哈尔滨、齐齐哈尔市之间。油田南北长140公里，东西最宽处70公里，总面积5470平方公里。1960年3月党中央批准开展石油会战，1963年形成了600万吨的生产能力，当年生产原油439万吨，对实现中国石油自给起了决定性作用。1976年原油产量突破5000万吨成为我国第一大油田。目前，大庆油田采用新工艺、新技术使原油产量仍然保持在4000万吨以上。 胜利油田地处山东北部渤海之滨的黄河三角洲地带，主要分布在东营、滨洲、德洲、济南、潍坊、淄博、聊城、烟台等8个城市的28个县(区)境内，主要工作范围约4.4万平方公里,是我国第二大油田。辽河油田油田主要分布在辽河中下游平原以及内蒙古东部和辽东湾滩海地区。已开发建设26个油田，建成兴隆台、曙光、欢喜岭、锦州、高升、沈阳、茨榆坨、冷家、科尔沁等9个主要生产基地，地跨辽宁省和内蒙古自治区的13市(地)32县(旗)，总面积近10万平方公里,产量居全国第三位。克拉玛依油田地处新疆克拉玛依市。40年来在准噶尔盆地和塔里木盆地找到了19个油气田，以克拉玛依为主，开发了15个油气田，建成792万吨原油配套生产能力(稀油603.1万吨，稠油188.9万吨)，3.93亿立方米天然气生产能力。从1990
年起，陆上原油产量居全国第4位。 四川油田地处四川盆地，已有60年的历史，发现气田85个，油田12个，含油气构造55个。在盆地内建成南部、西南部、西北部、东部4个气区。目前生产天然气产量占全国总产量近一半，是我国第一大气田。 华北油田 位于河北省中部冀中平原的任丘市，包括京、冀、晋、蒙区域内油气生产区。1975年，冀中平原上的一口探井任4井喷出日产千吨高产工业油流，发现了我国最大的碳酸盐岩潜山大油田任丘油田。1978年，原油产量达到1723万吨，为当年全国原油产量突破1亿吨做出了重要贡献。直到1986年，保持年产原油1千万吨达10年之久。目前原油年产量约400多万吨。 大港油田位于天津市大港区，其勘探领域辽阔，包括大港探区及新疆尤尔都斯盆地，总勘探面积34629平方公里，其中大港探区18629平方公里。现已在大港探区建成投产15个油气田24个开发区，形成年产原油430万吨和天然气3.8亿立方米生产能力。目前，发现了千米桥等上亿吨含油气构造，为老油田的增储上产开辟了新的油气区。 中原油田地处河南省濮阳地区，于1975年发现，经过20年的勘探开发建设，已累计探明石油地质储量4.55亿吨，探明天然气地质储量395.7亿立方米，累计生产原油7723万吨、天然气133.8亿立方米。现已是我国东部地区重要的石油天然气
第六采气厂简介 第六采气厂组建于2010年3月，其前身为“长南气田开发项目部”，隶属于中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司，是一个以天然气勘探、开发与生产为主，兼有项目管理和技术研究职能的天然气生产企业。工作区域横跨陕西省榆林市定边县、靖边县西部，延安市吴起县、志丹县、安塞县、宝塔区2市5县1区，所辖区域矿权面积约**万平方公里，探明储量**亿立方米，探明面积**平方公里，累计建成产能**亿立方米/年，管理气井**余口，建成集气站19座，污水处理站1座。 第六采气厂主要负责志丹、安塞、定边、吴起、靖边南等气田开发、生产、征借地、经营管理及矿权保护等工作。2015年1月20日，根据长油字[2015]19号关于长南气田开发项目部更名及机关与附属机构标准化配置的通知要求，更名为“第六采气厂”，机构全称“中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第六采气厂”，简称“中国石油长庆油田采气六厂”，并于2月11日正式在西安挂牌成立。目前，采气六厂设机关职能科室10个、机关附属部门6个，作业区5个，地质工艺研究所1个，生产保障大队1个；设产建项目组2个，分别为定吴气田开发产能建设项目组和靖边南气田开发产能建设项目组。项目部现有员工438人。 按照长庆油田“重点加快长南气田开发建设，及早发挥应急气田和调峰气田作用，为气化陕西，保障首都北京及全国各大城市的天然气供应做出贡献”的总体要求，长南气田作为长庆油田重要资源接替
区域，始终坚持“两到三年快速建成年产超100万吨油田规模的应急气田、调峰气田、民生气田”总体目标，夹缝中求生存，逆境中谋发展，夺取了产能建设、气田生产的全面胜利，为“气化陕西”和定边县规划建设的天然气工业园区和吴起、志丹在建LNG加气母站项目提供充足的气源保障，得到了集团公司、油田公司和地方政府各级领导的支持与关注。 在短短四年多的时间里，第六采气厂始终牢固树立“发展是第一要务，安全是第一责任，和谐是第一使命”的理念，以“四化”方针为指引，以产能建设为中心，以外协突破为保障，以安全环保为基础，以队伍建设为支撑，攻坚啃硬、拼搏进取，努力开创气田开发建设的新局面，呈现出了外协攻关持续突破、产能建设高效运行、员工队伍和谐稳定、各路工作有序推进的良好发展态势。针对开发管理区域大、气井数量多的实际，认真贯彻落实油田公司各项工作部署，全面加强精细气藏管理和新工艺、新技术的实验，优质高效推进产能建设，开发规模不断扩大，日产气量不断刷新历史记录，成为长庆油田历史上建产、上产速度最快的单位。 站在新起点，面对新挑战，第六采气厂将始终坚持稳中求进的工作主基调和有质量有效益可持续的发展方针，主动适应气田发展新常态，以提质增效为目标，强化技术创新和管理创新，着力解决发展面临的新瓶颈、新问题，不断提高气田开发水平。从长远和战略出发，我们的愿景目标是：打造绿色、科技、和谐气田，建设技术领先、管理先进、队伍一流、环境和谐、效益良好、发展持续的现代化采气厂。
龙源期刊网.cn 产能建设以老区为主，目标多呈零、散、深、低渗的特点，调整部署难度越来越大，单一 精细产能建设方案优化与管理 作者：王栋明 来源：《中国化工贸易·下旬刊》2018年第11期 摘要：油田开发每一阶段的发展历程与产能建设息息相关，由于国际油价的持续低迷，新建原油随着辽河油田陆上资源开发动用的逐步深入，产能建设目标越来越少，品质越来越差，区块研究、井位部署、钻井实施、效果评价等各环节工作难度也越来越大，效益建产成本压力剧增，因此对产能建设的方案要求越来越高，因此对产能建设方案的优化与管理变得尤为重要。 关键词：背景;创新点;做法 1 项目背景 一是精细产能方案优化与管理是油田高效开发的需要，辽河油田经过近50年的规模开发，进入“双高”开发期，开发矛盾日益突出，面临着剩余油高度分散，严重制约油田的开发效果。二是精细产能方案优化与管理是油田效益开发的需要，效益建产是势在必行，在方案的研究过程不断对建产的目标、开发方式、钻井施工、地面建设等方面进行优化，降低投资才可实现效益建产。 2 基本内涵与创新点 产能建设要实现产能建设方案的高效，需要明确方案涉及各个环节的管理流程、各个领域的组合方式、各个部门的管理职责、明确各项指标的优化优选条件，从大处着眼，从小节处着手，对产能建设方案进行优化和管理[1]，提高产能建设方案的实效性、科学性、可行性、实用性，形成一套老油田产能建设工作的管理办法。 3 主要做法 ** 优化管理组织流程，提高产能方案的实效性 ** 油藏研究阶段，多学科联合攻关 动静态结合定性分析具有一定局限性，因此在部署方案研究上需要多学科综合论证，开展联合攻关，量化剩余油的分布规律，为部署方案提供强有力的技术支撑。 ** 方案论证阶段，多环节把控
中国各大油田产量陆续出炉，“老大”之争还很激烈 中国各大油田2016年产量出炉，大庆虽老，但是老当益壮。长庆虽强，但也有不足。各家油田都有自己的“新成绩”，到底产油哪家强，还请石油人的你给出公正评价！ 中国各大油田2016年产量出炉，大庆虽老，但是老当益壮。长庆虽强，但也有不足。 各家油田都有自己的“新成绩”，到底产油哪家强，还请石油人的你给出公正评价！ 过去的2016年，对很多石油人来说都“不堪回首”。经历如此“石油寒冬”依然还坚持在石油岗位的石油人，真的该为自己来一个大写的赞。 石油大环境的不稳定也影响到了中国油田产量，关于中国哪家油田是中国石油的顶梁柱的争议一直没有消停过。 近日，中石油官网陆续出炉了旗下各家油田2016年产量，但是“老大”之争还是很激烈。长庆油田——当仁不让 既然是好消息当然不需要闪躲，长庆油田在去年12月就发出消息称长庆油田获得年产油气当量5000万吨的“四连胜”。 长庆油田接棒大庆油田的趋势越来越明显。这个不服不行，长庆在产量上面已经稳居中国油田老大哥位置。就在刚刚过去的11月底，长庆油田2016年度新增的3.68亿吨石油探明储量已顺利通过国土资源部审查，占全国年度新增储量的1/3以上。至此，长庆油田累计探明石油地质储量已高达45.2亿吨。 从历史产油来看，长庆油田到2016年12月13日累计生产原油2.925亿吨，累计生产天然气3050亿立方米。 大庆油田——老当益壮 曾经石油界的“国之长子”，中国重工业之倚重，在2016年过的并不是那么顺利。先有大庆“困难”的呐喊，后有集团公司“拯救大庆”的闭关。传出的信号，总给人的感觉是大庆真的老了，曾经“追风少年”难道“垂垂老矣”？ 可现实大庆依然老当益壮。截止2016年12月31日，大庆油田全年生产原油3656万吨，
油气田产能建设项目可行性研究报告 xxxx化工股份有限公司
目录 1 总论 (1) 2 市场分析和预测 (2) 3 油气藏工程 (3) 4 钻井工程 (8) 5 采油（气）工程 (10) 6 油气田地面工程 (14) 7 节能降耗 (22) 8 安全卫生与健康 (23) 9 环境保护 (25) 10 项目组织及进度安排 (27) 11主要风险评估与应对 (28) 12 经济评价 (28)
1 总论 1.1 项目编制依据与原则 说明可行性研究报告编制的指导思想，主要原则，编制所依据的主要文件、相关政策，引用标准及规范。 1.2 项目背景 说明项目来源及任务要求。 简述工区勘探开发简况，储量上报情况。 简述前期已完成的各项工作量、资料录取情况及相关研究成果。 1.3 项目研究范围 说明项目的工区范围，主要研究内容。 1.4 项目地理位置和经济环境 1.4.1 地理位置及自然条件 简述油气田行政区划、所处地理位置、油气田的区域位置。 简述油气田所在地的地形、地貌、工程地质、水文地质、气象资料和地震烈度等。 1.4.2 经济环境 简述油气田所在地的社会人文、资源、工农业生产发展状况、交通运输、公用工程等现状。 1.5 项目建设的意义 简要说明项目（大型项目要求）建设对当地经济结构调整和对国民经济的影响，预计项目建成后的经济效益和社会效益等。
1.6 研究结果 简述油气藏及钻采、地面建设方案的内容要点。 说明项目优化后的推荐方案的建设规模及主要的技术经济指标，可与同类型油气藏技术经济指标进行比较。 （1）技术指标 油气田动用面积、动用地质储量、项目的钻井工作量，开采方式及井网井距，单井及项目预建能力、采收率，集输规模、注入规模及能耗指标等。 （2）经济指标 财务内部收益率、财务净现值及投资回收期等。 （3）主要风险 简述项目的主要风险及风险等级。 （4）研究结论及建议 根据各方案的工程技术分析、财务评价及风险评估结果进行综合性评价，判断项目是否可以接受。 说明推荐组合方案的经济效益、抗风险能力以及社会效益。 说明项目存在的问题，提出应采取的必要措施和建议。 根据上述内容，编制《油气产能项目简表》，附于可研报告目录后，见附录二。 2 市场分析和预测 天然气开发项目及大型油田开发项目须进行市场分析与预测，其它油田开发项目可简化或从略。 2.1 市场现状分析 说明目标区能源消费总量、能源结构现状，能源供给渠道和供给量，目前存在问题等。
浅析油田地面工程建设 摘要：针对油田的地面工程建设情况，本文通过对生产实践的总结，分析了目前油田地面系统存在的问题。并根据油田地面工程建设今后的发展规划，对完善油田建设的总体规划提出了建议。 关键词:地面工程；建设；问题策略 abstract: in view of the oilfield ground engineering construction, this paper summarizes the production practice, analyzes the present problems in the system of the ground oil field. and according to the oil field surface construction in the future of development programming, to improve the overall plan of the oil field construction are proposed. key words: the ground engineering; construction; problem strategy 中图分类号：te34文献标识码：a 文章编号： 近年来，我国各油田公司以优化简化“双十工程”为基础，在地面工程建设中做了大量的工作。在生产实践中，通过科技创新和集成创新，保证了油田地面工程建设的顺利进行和油气田开发的高效运行，取得了很好的效果。 但是不可否认，油田地面工程建设过程中存在诸多问题，经笔者研究，问题如下： 一、油田地面工程建设中的问题
2015年中国十大油田现状基本分析谁减产了，谁增产了？ 谁意气风发，谁叫苦连天？ 中国油气产量最高的十个油田现在都是什么状态？ 长庆油田——产量刹不住车 减产？对不起，长庆油田2016年开年第一个月，石油、天然气的产量就双双刷新了同期的最高记录。近日中石油宣布要削减支出、降低产量，也不知道此消息公布后，长庆油下个月的产量还能刹得住车不。毕竟现在石油业的口号已经转变为“不以产量论英雄，以效益定成败”了。 大庆油田——向总书记诉苦 在最近召开的两会上，大庆油田的代表忍不住向总书记苦诉了大庆严峻的形势。大庆剩余可采储量约1.97亿吨，按照现在的开采速度计算，也就只够开采五年左右了。2016年刚一开始，大庆油田就没有稳住，两三个月时间就亏损了50亿元。大庆作为中国石油工业的象征，大庆人急呼“求不要被放弃”。 胜利油田——“减”个不停 胜利油田将要减少的恐怕不仅是产量和利润了，机关部门将减少20%，矿、队及管理干部要减少1450人，减幅高达28.8%。胜利油田最近出台措施，宣布今年将进一步关停无效油田、无效单井拉油井。据估计，按照目前油价胜利油田还需要关停拉油井150多口。此外，胜利油田还掀起员工争当“破烂王”的活动，不少一线员工开始收集现场的一些螺栓、卡箍等散料废料回收利用以实现降本增效，日子实在是不容易啊。 塔里木油田——产个不停 塔里木油田2015年在利润和现金贡献上，位居中石油集团第二。去年油气当量达到2500亿吨，计划在5年后实现3000万吨，届时可能超越胜利油田位列全国第三。国家最新资源评价显示，塔里木盆地天然气探明率仅为13%。这个年轻力壮的油田正处于事业的上升期，生产势头旺盛，2016年前三个月的产量就已经超过原计划。不知道在中石油减产计划公布后，这种作风会不会有所收敛。在未来，塔里木油田的部分区块有可能成为引入民资合作开发的试验品。 渤海油田——“拖延症”患者 虽然2015年的产量很稳定，但渤海油田受到持续低油价的影响，新油田投产、老油田挖潜项目统统要被往后拖。中海油缩减2016投资和目标产量，渤海油田今年绝不会轻松。而目前更不轻松的，恐怕是中海油
第五采气厂简介 第五采气厂组建于2009年3月10日，其前身为“苏里格东部气田开发项目部”，隶属于中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司。2010年3月12日，根据《关于苏里格东部气田开发项目部更名及完善内设机构的通知》（长油字〔2010〕46号）要求，更名为“第五采气厂”，并于4月16日正式在西安挂牌成立。 第五采气厂辖区地跨内蒙古自治区和陕西两省，负责苏里格气田东区和苏**井区的日常管理和矿权维护工作，所辖区域矿权面积**万平方公里，探明储量**亿立方米，探明面积**平方公里，累计建成产能**亿立方米/年，管理气井**余口，建成集气站30座，污水回注站1座。目前，全厂设机关科室12个，机关附属单位5个，基层单位5个，员工总量598人。 建厂以来，采气五厂坚持以科学发展观为统领，认真贯彻落实油田公司各项工作部署，优质高效推进产能建设，开发规模不断扩大，气量不断刷新历史记录，成为长庆油田历史上建产、上产速度最快的单位。2010年天然气产量17.98亿方，2011年天然气产量21.41亿方，2012年天然气产量29.12亿方，2013年天然气产量35.41亿方，2014年天然气产量35.52亿方，刷新了苏东气田历史产量新记录，创造了连续两年稳产的历史跨越，走上了低成本、高效益、内涵式发展道路。 在发展过程中，第五采气厂以创新为驱动、依法合规为原则，构建了“232”管理体系（2—两个转变、两个下移，3—三全管理法，2
—二维标准作业程序），实现了管理方式、生产方式、组织方式的深刻变革，提高了企业现代化管理水平和可持续发展动力。以实现本质安全为目标，强化源头风险防控，积极推行QHSE管理体系，持续推进气田数字化、智能化建设，连续六年保持了安全平稳供气。深化气田开发管理，建立了气井“三位一体”智能精细管理平台，形成了以井位优选、储层改造为主的5大系列15项开发技术，创立了智能排水采气、水平井管理等16项核心生产技术，实现了气田科学高效开发。 在全体干部员工的无私奉献和辛勤努力下，第五采气厂先后荣获“全国五一劳动奖状”、全国“安康杯”竞赛优胜单位、全国“工人先锋号”、“宁夏回族自治区工人先锋号”等国家及省部级以上集体荣誉称号，涌现出了“全国五一劳动奖章”、“内蒙古自治区五一劳动奖章”、“鄂尔多斯市劳动模范”、“集团公司优秀共产党员”、“集团公司青年文明号”、“‘西部大庆’劳动竞赛铁人先锋号”等国家及省部级先进个人，取得了物质文明和精神文明双丰收。 站在油田公司“适应新常态、谋划新发展”的新的历史起点上，第五采气厂将牢牢把握“稳中求进”的总基调，坚持“总结、完善、优化、提升”的工作方针，按照公司新常态下转型发展“2345”的基本路径，以持续稳产、提质增效为核心，更加注重“抓上产、保安全、转方式、重民生”，着力营造良好的发展环境，团结动员广大干部员工凝心聚力、奋发进取，为油田公司5000万吨持续稳产和西部大庆提质增效做出应有的贡献。
油田开发工程名词及解释 分享 首次分享者：每天都有太阳已被分享5次评论(0)复制链接分享转载举报地质储量 original oil in place 在地层原始状态下，油(气)藏中油(气)的总储藏量。地质储量按开采价值划分为表内储量和表外储量。表内储量是指在现有技术经济条件下具有工业开采价值并能获得经济效益的地质储量。表外储量是在现有技术经济条件下开采不能获得经济效益的地质储量，但当原油(气)价格提高、工艺技术改进后，某些表外储量可以转为表内储量。 探明储量 proved reserve 探明储量是在油(气)田评价钻探阶段完成或基本完成后计算的地质储量，在现代技术 和经济条件下可提供开采并能获得经济效益的可靠储量。探明储量是编制油田开发方案、 进行油(气)田开发建设投资决策和油(气)田开发分析的依据。 动用储量 draw up on reserves 已钻采油井投入开采的地质储量。 水驱储量 water flooding reserves 能受到天然边底水或人工注入水驱动效果的地质储量。 损失储量 loss reserves 在目前确定的注采系统条件下，只存在注水井或采油井暂未射孔的那部分地质储量。 单井控制储量 controllable reserves per well 采油井单井控制面积内的地质储量。 可采储量 recoverable reserves 在现有技术和经济条件下能从储油(气)层中采出的那一部分油(气)储量。 剩余可采储量 remaining recoverable reserves 油(气)田投入开发后，可采储量与累积采油(气)量之差。 经济可采储量 economically recoverable reserves 是指在一定技术经济条件下，出现经营亏损前的累积产油量。经济可采储量可以定义 为油田的累计现金流达到最大、年现金流为零时的油田全部累积产油量；在数值上，应等 于目前的累积产油量和剩余经济可采储量之和。 油藏驱动类型 flooding type 是指油藏开采时，驱使油(气)流向井底的主要动力来源和方式。 弹性驱动 elastic drive 当油藏主要靠含油(气)岩石和流体由于压力降低而产生的弹性膨胀能量来驱油时称弹 性驱动。又称封闭弹性驱。
中国已开采油田分布图及简介 我国石油资源集中分布在渤海湾、松辽、塔里木、鄂尔多斯、准噶尔、珠江口、柴达木和东海陆架八大盆地，其可采资源量172亿吨，占全国的81.13％；天然气资源集中分布在塔里木、四川、鄂尔多斯、东海陆架、柴达木、松辽、莺歌海、琼东南和渤海湾九大盆地，其可采资源量18.4万亿立方米，占全国的83.64％。 从资源深度分布看，我国石油可采资源有80％集中分布在浅层(＜2000米)和中深层(2000米～35 00米)，而深层(3500米～4500米)和超深层(＜4500米)分布较少；天然气资源在浅层、中深层、深层和超深层分布却相对比较均匀。 从地理环境分布看，我国石油可采资源有76％分布在平原、浅海、戈壁和沙漠，天然气可采资源有74％分布在浅海、沙漠、山地、平原和戈壁。 从资源品位看，我国石油可采资源中优质资源占63％，低渗透资源占28％，重油占9％；天然气可采资源中优质资源占76％，低渗透资源占24％。 截至2004年底，我国石油探明可采储量67.91亿吨，待探明可采资源量近144亿吨，石油可采资源探明程度32.03％，处在勘探中期阶段，近中期储量发现处在稳步增长阶段；天然气探明可采储量2.76万亿立方米，待探明可采资源量19.24万亿立方米，天然气可采资源探明程度仅为12.55％，处在勘探早期阶段，近中期储量发现有望快速增长。 自上世纪50年代初期以来，我国先后在82个主要的大中型沉积盆地开展了油气勘探，发现油田500多个。以下是我国主要的陆上石油产地。
大庆油田：位于黑龙江省西部，松嫩平原中部，地处哈尔滨、齐齐哈尔市这间。油田南北长140公里，东西最宽处70公里，总面积5470平方公里。1960年3月党中央批准开展石油会战，1963年形成了600万吨的生产能力，当年生产原油439万吨，对实现中国石油自给自足起到了决定性作用。1976年原油产量突破5000万吨成为我国第一大油田。目前，大庆油田采用新工艺、新技术使原油产量仍然保持在5000万吨以上。 胜利油田：地处山东北部渤海之滨的黄河三角洲地带，主要分布在东营、滨洲、德洲、济南、潍坊、淄博、聊城、烟台等8个城市的28个县（区）境内，主要开采范围约4.4平方公里，是我要第二大油田。 辽河油田：主要分布在辽河中上游平原以及内蒙古东部和辽东湾滩海地区。已开发建设26个油田，建成兴隆台、曙光、欢喜岭、锦州、高升、沈阳、茨榆坨、冷家、科尔沁等9个主要生产基地，地跨辽宁省和内蒙古自治区的13市（地）32县（旗），总面积10万平方公里，产量居全国第三位。 克拉玛依油田：地处新疆克拉玛依市。40年来在准噶尔盆地和塔里木盆地找到了19个油气田，以克拉玛依为主，开发了15个油气田，建成了792万吨原油配套生产能力（稀油603.1万吨，稠油188.9万吨），从1900年起，陆上原油产量居全国第四位。 四川油田：地处四川盆地，已有60年的历史，发现油田12个。在盆地内建成南部、西南部、西北部、东部4个气区。目前生产天然气产量占全国总量近一半，是我国第一大气田。 华北油田：位于河北省中部冀中平原的任丘市，包括京、冀、晋、蒙区域内油气生产区。1975年，冀中平原上的一口探井任4喷