《油田开发管理纲要》

《油田开发管理纲要》（精选8篇）

《油田开发管理纲要》 篇1

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。

《油田开发管理纲要》 篇2

油气地层占据我国油田地层分布的大部分, 并且从古生界到新生界都有广泛分布。尤其是中生界和新生代地层中油气储量最为丰富。现如今, 我国已发现的油田大部分聚集在陆上东部地区, 近年来为了适应我国西部地区以及浅海大陆架迅速发展的趋势, 我国开发了一批重要油气田, 特别是西部油气田的大面积开发。

石油供需关系不仅影响着一个国家经济的发展, 还是一个国家经济社会的重要组成部分。近年来, 我国石油资源对外依赖呈现出逐年增长的趋势, 随着我国石油资源需求的日益增长, 预计十年后我国的石油资源将供不应求。由此可见, 目前我国石油资源供求关系相当紧张。虽然目前我国的石油开发安全管理工作已经取得很大的成效, 但就某种层面上来看我国石油安全开采管理工作仍然受到以下几个因素的影响:

1油田开发过程中关键装置影响因素多。譬如说:高压高温、易燃易爆、有毒有害、连续野外作业等诸多因素都直接影响着石油安全开采管理工作的有效进行。

2石油开发生产环境相当恶劣。石油开发地区在野外, 开发生产环境相当恶劣, 不利于安全管理工作的有效实施。

3石油开发关键装置和设备多且老化严重。关键装置和设备使用时间过长、维修更换不及时使得石油安全开采过程存在安全隐患。

4石油企业安全管理人员更换频繁。.专职安全管理人员更换频繁, 造成我国石油企业在安全管理上缺乏连续性、长远性的见识, 不利于石油企业安全生产的正常进行。

5石油油气集输泵安全性没有保障。油气集输泵站是收集、储存和外输油品的重要场所, 是易燃、易爆甲级消防重点保卫单位, 一旦发生火灾爆炸事故, 后果将不堪设想。

二、对油田开发安全管理重要性的认知

众所周知, 安全管理作为一个企业经营管理的重要组成部分, 主要目的在于保护企业员工在生产经营过程中的安全与健康, 通过预防各种安全事故发生的概率, 使我国财产利益得到保障。因此我们要做好油田开发安全管理工作以确保油田资源合理开发技术的进一步进行。这就要求我们在树立“安全高于一切, 生命最为宝贵”理念的同时, 把安全管理体系纳入油田企业的各个行业和领域, 从而进一步降低企业风险的概率, 完善企业经营状况和良好的企业形象。这不仅有助于企业的振兴和发展, 还能更好的为国民经济发展提供更多的能源支持。

三、面对我国目前油田安全开发管理的现况具体应对措施

(一) 提高油田外围开发项目自身防控能力

加强油田开发项目自身防控能力是改善油田治安防范的核心问题。加强外围开发项目自身防控能力主要可以从治安防范组织建设、制度建设三个方面着手出发。加强外围开发项目自身防控能力这就要求安全管理人员在提高领导认知的前提下, 严格控制治安防范领导责任制和一票否决制, 进一步加强国家对油田统一领导的能力;加强外围开发项目自身防控安全防范制度建设这就要求我国安全管理人员加强员工安全知识的认知能力, 双管齐下加强油田综合治理工作机制, 实现重点突破;加强外围项目治安防范三防建设这就要求我国安全管理人员坚持强化油田外围开发项目的三防措施, 提高管理人员安全管理工作质量的监督力度。

(二) 改善油田外围开发项目治安因素

改善油田外围开发项目治安因素是缓解目前我国石油产业安全管理现况的外在措施, 油田整体治安环境的提高对我国石油开发项目安全防范工作起到了积极有效的促进作用。具体措施主要可以从加大公安机关侦查破案力度、加大安全防范治安监力度以及政企合作力度三个方面出发。加大公安机关案件侦破力度, 这就要求我国公安机关工作部门在不断研究项目治安新形势的前提下, 严厉打击不法分子的犯罪行为, 起到强有力的震慑效果;加强安全防范治安监督力度这就要求我国安全部门积极配合当地政府的工作, 加强对油田企业监督力度, 从根源上取缔不法行为的产生, 做到相互协作、共同发展;加大政企合作力度这就要求我国安全管理人员在油地共建上做好充足的准备工作, 充分认识油田开发项目治安管理的重要性, 树立整体意识, 从而使工作合力的效率达到最佳。

(三) 改善油田外围开发项目的经济环境

地方经济发展的高低直接取决于当地治安的好坏。因此, 实现油田企业与地方政府的共同发展是十分重要的。具体措施可以从提高地区人民生活水平、法制观念以及经济建设出发。提高地区人民生活水平主要是以建设社会主义新农村为基础, 大力提高当地人民生活水平。只有不断提高农村经济发展水平, 缩小贫富差距, 才能从根本上遏制油气资源不良氛围的形成;提高当地人民法制观念可以从强化人民普法教育, 增强法制观念入手, 通过对当地政府和油田企业法制教育宣传着手, 形成人人爱护油田维护油田的良好局面;提高当地局面的经济建设主要可以从油田共建出发, 通过围绕地企共同发展出发, 积极开展小油田, 建设大家园, 从而有助于外围地方经济全面发展, 实现地方经济与油田企业双赢的局面。

参考文献

[1]周文.中国东部陆上老油田开发实践与规律探索[A].2009.

[2]李梅, 李榕.油田投资、产量、成本和效益优化配置方法及实例[J].石油规划设计, 2009 (05) .

《油田开发管理纲要》 篇3

关键词：油田区域；地热资源；开发利用；管理

地热资源是一种清洁可再生能源，具有资源量大、节能环保、稳定连续、利用率高等优势，综合开发利用可以替代部分油气消耗，降低油田油气、电力能耗，对油田节能减排、清洁生产具有推进作用。各油田均位于沉积盆地之中，在多年的石油勘探开发中，发现了丰富的地热资源 ，在油田开发过程伴生了低温地热资源，但这些资源过去并没有得到有效的开发利用。

近几年，国内经济的飞速发展加剧了能源与需求的矛盾，使得能源日益紧张， 能源紧张和环境污染加剧己成为制约经济发展的一个重大问题，在这种情况下，国家大力推动节能技术与可再生能源的开发。油田既是产油大户，又是耗能大户，要适应日趋严格的环保法规，控制成本、降低能耗、提高经济效益成为油田工作的重心。油田在盆地进行长期的勘探开发工作，积累了丰富的地质资料与大量的物质资源，具有利用地热资源得天独厚的条件。充分开发油田区域的地热资源，能够减少污染，实现绿色发展，既是油田适应国家发展战略的需要，也 是油田自身发展的需要。

一、油田区域具有丰富的地热资源

（一）具有形成地热资源的良好条件

松辽盆地、渤海湾盆地是大型、特大型沉积盆地，也是我国东部主要油气田所在。这些盆地都油气盆地，其沉积层厚度大，其中既有由粗碎屑物质组成的高孔隙、高渗透性的储层，又有由细粒物质组成的隔热、隔水层，起着积热保温的作用[1]。其它油田所在盆地虽然不是大型沉积盆地，但也有巨厚沉积层，也有利于形成地热水资源。同时沉积盆地是区域水的汇集区，具有利于热水集存的水动力环境，使进入盆地的地下水流可完全吸收岩层的热量而增温，在盆地的地下水径流滞缓带，成为地热水赋存的理想环境，也是开发利用地热水资源的有利地段。

（二）实钻结果证实油田区域具有丰富的地热资源

在多年的油气勘探历程中，在发现油气资源的同时发现多种矿产资源，地热资源是石油勘探开发发现的资源之一，部分油田已将这些热水资源用于补充供暖。在过去的勘探开发过程中，几乎每个油田都发生过井喷，其中有部分是热水井喷，如B283井钻至2965m井深时发生水井喷，水喷出地面温度为90℃ ，折算热水产量3600 m3/d。每个油气田钻井过程中都发现过热水资源，并且产量较高，如渤海湾盆地霸9井1983～2475m井段，泵抽产水100m3/h，井口温度93℃； 南襄盆地X5-804井喷出93.3℃的地热水，产量1000 m3/d。

（三）油田开发过程中伴生丰富的热水资源

油田区域气地热资源除一般地热水资源外，还有另一重要地热资源是采油产出水（含油污水）。

油田开发一般采用注水开发，经过长期的高速开发以后，我国陆上各油田主力油田均进入高含水（特高含水期）开发阶段，在采油过程中，采出液体中除少量原油外，在采油过程中，采出液体中除少量原油外，80%—95%是35℃-70℃的热水。采油产出水具有分布面积广、水量多、热能总量大等特点，并且会随着油田开发程度不断深入而不断提高。以往由于技术及观念的限制，对采油产出水一般是采用处理后直接排放或回注的方式进行处理，其中所含的地热资源并没有得到有效利用，这形成是巨大的能源浪费。目前技术进步的结果 使这些资源利用具有现实的可能，按实际能够从含油污水中获取热量温差10℃-15℃，这使采油产出水成为一个潜力巨大的地热资源。

二、油田区域地热资源勘探开发与管理的思考

（一）做好资源调查勘探

资源是开发的基础，在油田油气勘探开发中，从勘探到开发要经历一系列的程序。在油田区域的地热地热资源的开发中，资源同样是基础，只有通过调查地热资源储集量、分布、品质，共生资源，才能编制好方案，才能事半功倍，避害趋利，实现效益最大化。

油田区域地热水资源包括油田开发采油产出低温热水资源及符合工农业、民用标准的常规地热水资源即一般地热水资源。对于采油产出水，通过汇集不同区块井站的采油数据，加以必要的统计分析技术及针对性的实验分析就可以确定采油产出水地热资源量及其变化趋势。

（二）加强规划协调

1、规划不同类别地热资源利用方式

在资源调查勘探的基础上，结合不同区块不同地热资源的特点及需求，按照效益优先、绿色低碳、积极稳妥推进的原则，分别规划不同的地热资源开法利用方式。

采油产出水量大，但温度低并且远离城市及主要生活区，主要应与热泵技术结合，主要代替联合站燃油加热锅炉应用于原油输送加热、伴热、站点保温取暖，此外还可以在处理的基础上稠油开发注汽站代替注汽锅炉用水。采油产出水热能利用才处于启步阶段，因此规划中应加强与研究、技术部门的合作，边生产、边试验、边研究、边总结，加大技术和政策研究力度，加快研究成果和成功经验的推广力度。

一般地热水资源深层地热、中浅地热和浅层地热资源，应结合资源品质及热源区的用户实际，优先应用代替锅炉供暖，在条件合适时用于洗浴、种植养殖业，这也是国内地热资源开发的主要模式。

2、规划协调环境资源保护与开发利用

地下热水常常含有较高的矿物质甚至部分重金属，利用后仍有相对较高水温，如果简单利用不加处理直接排放，不仅导致地热资源的浪费，还会造成环境污染[2]。并且当水补给小于开采量时，热水资源就会逐渐枯竭，因此协调好开发利用与资源 护至关重要。 为此要规划做好资源动态监测工作，分析开采量与水位下降的关系，确定合理的开采量，以确保资源的可持续利用。其次做好地热水回灌工作，地热水回灌能够提高地热资源采取率，减少污染，使高矿化度地热资源[3]得以利用，保持稳定的地热水位和良好的开采状态，维持资源可持续利用。

3、规划综合利用地热水资源

地热水是集热、矿、水于一体的宝贵资源，应针对本区不同区块的工农业环境、对地热资源需求情况以及地热资源供给、水质等多种因素综合规划，热、矿、水方面实行综合利用、梯级利用、循环利用，才能体现其最佳的经济、资源和环境效益。

4、加强与地方政府协调

油田区域高度分散，作业点与生活区常常不在一起，要开发地热资源高不开地方政府的支持，因此要加强与地方政府的协调工作，一方面掌握地方政府、企业的地热开发规划，努力将油田区域的地热开发规划与地方政府的开发规划相协调，争取政府的政策支持；其次是争取由石油企业承担整个区块的地热资源勘探开发，避免无序竞争与资源浪费；再次是努力实现石油企业与地方政府、企业资源共享，共同发展；第四是及时做好矿权申报，依法开采，为维护自身利益提供法律保障。

（三）充分利用现有油田井网资源进行地热资源开发

在石油勘探开发过程中，油田区域有巨量的石油勘探开发井，形成众多的油气水集输管网。在地热开发过程中，除开发利用油田产出水外，在一般地热水勘探开发中，石油勘探开发形成的井、网资源也有独特的价值，充分利用现有的资源，不仅可以降低地热资源勘探开发成本，还可以盘活资源。

三、结论与建议

（一）不论是地质条件下还是勘探开发实践，均证实油田具有丰富的地热资源。积极开发利用油田地热资源，能够减少污染、降低能源消耗、盘活资源、提高效益，实现绿色发展。

（二）采油产出水是巨大的地热资源，加快这一资源的开发，与热泵技术结合，首先油气生产中，是地热资源开发的一条现实快捷通道。

（三）地热资源开发应勘探优先，做好规划， 充分油田现有地质资料、井网资源，统筹安排，开发与保护并重，以利于持续利用与发展。

参考文献：

[1]陈墨香，汪集，邓孝.中国地热资源[M].北京：科学出版社，1994：63-66

[2]张慧霞，张正华.东营市地热资源开发利用现状与思考[J].可再生能源.2009，27（4）：118～120.

[3]唐永香，刘洋，俞礽安等.奥陶系高矿化度地热流体在天津地热开发利用中的分析[J].地下水.2009，31（6）：167～169.

《油田开发管理纲要》 篇4

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

初中英语阅读课程开发纲要 篇5

昌乐外国语学校 九年级一部 葛文清 高蕾

初中英语阅读课程开发纲要

一、课程背景

1．社会生活的信息化和经济的全球化，使英语的重要性日益突出，英语作为最重要的信息载体之一，已成为人类生活各个领域中实用最广泛的语言。基础教育阶段英语课程的任务之一就是使学生掌握一定的英语基础知识和听说读写技能，形成一定的综合语言运用能力，培养学生的观察，记忆，思维，想象能力和创新精神。新课标对七、八、九三个年级段阅读能力目标进行了具体的描述，明确要求除教材外，七年级学生课外阅读量应累计达到4万词以上，八年级学生课外阅读量应达到10万词以上，九年级学生课外阅读量应达到15万词以上。

2．从现行的初中英语来看。体现了理念新，内容好，方法活的特点。但新教材词汇量剧增，信息获取量多，各种语法现象出现的时间较老教材早，且语法的密度很大，有一定的难度，对学生素质要求比较高，学生学习英语面临新的挑战和压力；再从每一单元的编写结构来看，对话和文章反复出现，阅读量很大，文章中词汇量丰富，语法现象多，有时各中时态交错出现，对学生阅读能力提出了更高的要求

3．近几年中考试题对阅读要求逐步提高，加大阅读量，提高阅读速度，考查学生的阅读理解能力及技巧是试题的一个主要发展趋势。学生仅仅读懂教材，不扩大语言输入量，将难以持续发展。它要求教师强调应用、注重能力、训练阅读速度、扩大词汇量。指导学生进行英语泛读，拓宽视野。要求教师调动学生自学积极性，让他们用已有的知识去获取、消化、处理大量的英语语言知识，去提高自己认识问题、解决问题的能力。还要引导学生学会解题中分析判断、归纳综合和逻辑推理的技巧。但是，现在的初中学生普遍存在阅读速度慢、理解能力较弱的现象。由此可见，新课标将学生阅读能力培养摆到了一个非常突出的位置。

二、课程目标

培养学生的阅读能力是外语教学的主要目的之一。阅读是一种复杂的心理活动。言语运动在阅读中占有重要的地位，即使在默读时，也往往伴随着言语运动器官的潜在发音动作。因此，阅读是与言语运动器官的发音动作相互联系的，二者相辅相成，互相促进。在阅读过程中，一方面将文字符号转化为发音动作；另一方

面，通过分析综合活动来理解文字符号所表达的意思。为顺利地进行这种分析综合活动，要求学生事先具备一定条件：①有一定词汇与语法技能；②有相应生活经验与专业知识；③联系课文了解来龙去脉；④了解作品背景、中心思想。

三、课程内容

研究的基本内容：1．如何通过课堂教学提高学生阅读能力。2．如何加大语言材料输入量，对学生进行课外阅读训练。3．如何提高学生阅读速度，培养良好阅读习惯和技巧。4．如何进一步激发学生对英语阅读的兴趣。

四、课程安排

准备阶段：资料学习、理论学习、听课、专家指导

实施阶段：收集整理资料，分析培养自学能力的方案；理论学习和专家指导、听课，研讨活动；分析培养自学能力的方案

总结阶段：对课程研究的过程进行分析。

五、课程评价

采用小组学习的方式，在小组内进行。小组内的同学共同进步提高。关注过程，用经常性评价代替偶然性评价，使学生在不知不觉中得到考查，有利于减轻学生心理负担，为学生成长提供较为宽松的外部环境。

六、教学资源

《油田开发管理纲要》 篇6

为促进**发展振兴，加快**建设，实现全面建成小康社会的奋斗目标，根据《中国农村扶贫开发纲要（2011—2020年）》、《**省农村扶贫开发纲要（2011—2020年）》和《**市农村扶贫开发纲要（2011—2020年）》精神，结合我县实际，特制定本《规划》。

一、形势与现状

（一）扶贫开发工作的现状。

经过改革开放30多年来的不懈努力，我县扶贫开发的整体形势已经从以解决温饱为主要任务的阶段转入了巩固温饱成果、加快脱贫致富、改善生态环境、提高发展能力、缩小发展差距的新阶段，但在社会结构调整和经济发展转型不断加快的背景下，全县经济社会发展还存在不少困难和问题，导致贫困的因素和制约贫困人口发展的深层次矛盾仍然较多，扶贫开发的任务仍然非常繁重。主要表现为：县域经济发展滞后，经济总量小；贫困人口多，返贫几率高；基础条件差，自我发展的内生动力不强；相对贫困问题突出，与周边地区和沿海发达地区差距明显；扶贫对象规模仍较大，全县仍有贫困人口*****人，特别是相当规模的群众仍处于生存条件恶劣、地质灾害频发地区，需要移民搬迁。要做好新阶段我县的扶贫开发工作，从根本上解决贫困地区的落后面貌，还需要付出长期而艰苦的努力。

（二）扶贫开发面临重大发展机遇。

进入新世纪以来，我县认真贯彻落实中央、省、市一系列扶贫开发和强农惠农富农政策，全县经济社会有了长足发展，农民收入稳步提高，农村面貌发生了巨大变化，为深入推进扶贫开发奠定了良好基础。今后十年，是我国实现党的十七大确定的“到2020年基本消除绝对贫困现象”和“全面建成小康社会”目标的关键时期，也是扶贫开发攻坚克难的关键阶段。在这一关键时期和关键阶段的起始之年，中央、省、市农村扶贫开发纲要的颁布实施，为我县新阶段的扶贫开发指明了方向，带来难得的历史机遇。

（三）推进扶贫开发意义重大。

扶贫开发事关巩固党的执政基础，事关国家长治久安，事关社会主义现代化大局。深入推进扶贫开发，是各级党委和政府立党为公、执政为民的本质要求，是深入贯彻落实科学发展观、统筹城乡发展的迫切需要，是保障和改善民生、缩小发展差距、促进全体人民共享改革发展成果的必然要求，是全面建设小康社会、构建社会主义和谐社会的重大举措。全县各级各部门要进一步统一思想，深化认识，切实增强做好新时期扶贫开发工作的紧迫感、责任感和使命感，积极组织力量，采取有力措施，坚决打好新一轮扶贫开发攻坚战，为建设**做出应有贡献。

二、总体要求

（一）指导思想。

以邓小平理论和“三个代表”重要思想为指导，深入贯彻落实科学发展观，根据省、市扶贫开发工作的总体部署，以县划定的**特殊困难区域为主战场，以稳定解决扶贫对象温饱、尽快实现脱贫致富为主要任务，围绕“四个发展定位、四个发展战略”，按照政府主导、统筹发展和更加注重扶贫开发方式转变、更加注重扶贫对象能力建设、更加注重基本公共服务均等化、更加注重城乡统筹扶贫机制构建的总体要求，举全县之力打好新一轮扶贫开发攻坚战，以扶贫开发的成效推动**加快发展、转型发展，为建设**奠定坚实基础。

（二）基本原则。

——政府主导，分级负责。县、镇人民政府对本行政区域内扶贫开发工作负总责，把扶贫开发纳入经济社会发展战略及总体规划，列入保障和改善民生的重要任务，实行扶贫开发目标责任制和考核评价制度。

——突出重点，分类指导。对经济社会发展水平较低且处于**特殊困难区域的村进行重点扶持，并根据各地经济社会发展水平和贫困群体特点，落实扶贫政策，实行差异化的扶持措施。

——部门联动，资源整合。各部门、各单位要结合各自职能，在制定政策、编制规划、安排项目、分配资金等方面向贫困村倾斜，形成扶贫开发整体合力。

——以人为本，因地制宜。对扶贫对象全面实施扶贫政策，对因灾因病等陷入暂时性贫困的人口提供救济救助，对没有劳动力或丧失劳动能力的贫困人口提供最低生活保障，对生活在深山区、库区、地质灾害频发区的贫困家庭实行易地搬迁扶贫。

——自力更生，社会帮扶。尊重扶贫对象的主体地位，鼓励其通过提高自我发展的能力和水平，立足自身实现脱贫致富。加大社会帮扶力度，广泛动员社会各界参与扶贫开发，强化政策引导，健全激励措施，营造浓厚氛围，鼓励先富帮后富，实现共同富裕。

（三）工作方针。

坚持开发式扶贫方针，实行开发扶贫与社会扶助两轮驱动，把扶贫开发作为脱贫致富的主要途径，把社会保障作为解决温饱问题的基本手段，充分调动和发挥社会各界在扶贫帮困中的积极作用，努力构建大扶贫工作格局。

三、奋斗目标

促使县划定的特殊困难区域行政村和省、市扶持贫困村农民人均纯收入增长幅度高于全县平均水平，基本公共服务主要领域指标接近全县平均水平，全力扭转贫困地区收入差距和发展差距的扩大趋势，实现贫困人口年均减少4500人。到2016年，全县贫困人口减少一半；到2020年，全县基本消除绝对贫困现象，稳定实现扶贫对象不愁吃、不愁穿的目标，保障其义务教育、基本医疗和住房。

四、对象范围

（一）扶贫对象。

按照农民年人均纯收入2300元这一新的国家扶贫标准，目前全县贫困人口为*****人，其中在扶贫标准以下具备劳动能力的农村人口为扶贫工作主要对象。

（二）县划定特殊困难区域。

**特殊困难区域为我县新阶段扶贫开发的重点区域，涉及**镇、**镇、**镇共计26个行政村。

（三）贫困村。

坚持以贫困村为基本单位实施整村推进。“十二五”期间，全县除集中扶持25个省级扶持贫困村、42个市级扶持贫困村外，将**特殊困难区域的26个行政村列为县级扶持贫困村，每年扶持10万元，连续扶持五年；2016—2020年再集中扶持一批贫困村，确保全县农村共同实现全面小康。

五、主要任务

（一）改善生产生活条件，解决发展难问题。

1．解决行路难问题。以改善对外交通条件、完善县域内交通网络布局、缩短时空距离、增强交通运输能力为着力点，全力提升省道、县道及农村公路升级改造。到2016年，完成改(扩)建县乡道190.833公里，使80%以上的乡道达四级公路标准；到2020年，基本形成功能配套完善的交通网络，50%以上县道达三级公路标准，基本实现村组道路硬化、达到具备通车条件的行政村“村村通班车”的目标。

2．解决用(饮)水难问题。以“小农水重点县”项目建设为核心，进一步加强农田水利设施建设，推进中小型灌区配套改造工程、城区应急水源和第二水源工程、农村饮水安全工程。到2016年，新建水库3个、水陂76座、灌渠459千米，改造灌溉面积9.0356万亩，实施高效节水灌溉面积0.6万亩，铺设自来水管道80千米。到2020年，农田基础设施建设水平、农村饮用水安全程度和自来水普及率进一步提高，解决农村7.57万人饮水困难问题（其中农村学校师生1.48万人，农村居民6.09万人）。

3．解决电压不稳问题。全面推进新一轮农村电网改造工程。2016年前，新建**220kV线路工程；新建35kV枧下变电站一座、月子变至枧下变35kV线路一条；扩建高速变电站，新建老城变至高速变35kV线路一回；新建110kV线路一回；扩建110kV泮贤变电站；新建110kV变电站一座、110kV线路一回；新建35kV线路一回；新建110kV龙塘变电站一座、110kV线路一回。

4．解决居住难问题。全力实施好农村安居工程和幸福工程，到2016年，完成移民扶贫搬迁7000人以上。一是实施安居工程，把深山区移民、避灾移民、生态移民、农村危房改造和新农村建设等项目有机结合起来，在群众自愿的基础上，将居住在偏（指比较偏僻的自然村）、远（指离中心村组或村部较远的自然村）、散（指5户以下的自然村）、危（居住在危房内或地质灾害区）、空（空心房多的自然村）的群众集中安置到行政村的中心区域。位于县划定的三个特殊困难区域的**镇、**镇、**镇每年要规划建设1个以上集中安置点，其他镇每年根据情况进行规划建设，每个集中安置点至少达到安置100人的规模。安置点采用统筹城乡示范区、新农村建设示范点的建设标准，完善各项公共服务设施，使安置点基本公共服务主要领域指标超过全县平均水平。二是实施幸福工程。从2012年起，各镇可整合移民搬迁、农危改、农村残疾人危房改和新农村建设等资金，按照就近、方便的原则，每年统一新建一个集中安置点，每个集中安置点的安置规划应达10户以上，安置点房屋建筑面积每户应控制在60平方米以内，生活设施基本齐全，重点解决无房贫困户居住难问题。

（二）发展壮大扶贫产业，解决增收难问题。

1．大力发展扶贫主导产业。把脐橙、生猪、油茶、毛竹、蔬菜、食用菌等种养业列为我县六大扶贫主导产业，制定符合扶贫产业形成的标准，积极引导贫困地区根据自身特点发展扶贫主导产业和花卉苗木、茶叶、水产渔业等特色产业，逐步形成“一乡一业、一村一品”的特色产业发展格局。到2016年，实现贫困户每户有一项以上稳定增收致富产业项目，确保每个贫困村有1个以上农业专业合作社；贫困户入社率达到50%以上。到2020年，在全县构建起具有地方特色的扶贫支柱产业体系。

2．大力发展农产品现代流通业。以县城、中心城镇为依托，以东江生态农业科技园和物流产业园工业仓储区为基地，以冷链物流企业和连锁经营为主要链条，以县镇村汽车站点、专业合作社网点、商业流通网点以及农村集贸市场为依托，积极培育蔬菜、脐橙、生猪等优质农产品市场，大力发展农产品（食品）冷链物流，逐步形成布局合理、设施先进、功能完善、产销对接、稳定高效、管理有序的农产品现代流通体系。

3．大力发展旅游和金融业。结合传统客家文化、红色文化、民间曲艺、民间舞蹈和特色饮食文化，将**红色旅游与生态文化旅游有机结合，大力开发红色体验、生态观光、休闲度假等复合型旅游产品，加快发展乡村旅游业。以发展村镇银行、贷款公司、担保公司、保险公司等地方性金融机构为先导，创新金融业态和金融产品，探索建设农村生态金融试验区，逐步形成扶持扶贫产业发展的长效机制。

（三）促进社会事业发展，解决公共服务供应不足问题。

1．加快发展教育事业。实施教育优先发展战略，进一步优化教学网点布局，大力推进义务教育学校标准化建设和校安工程、教师周转房、教育园区建设，完成**中学优质高中建设，加强县职业中专建设，使义务教育学校基础设施、仪器设备、师资水平等达到国家标准。新建和开办一批公办幼儿园，大力扶持民办幼儿园，力争每个镇新建公办幼儿园1所，有条件的行政村办好1所公办幼儿园。到2020年，基本形成义务教育均衡发展，基本普及学前教育和高中阶段教育。

2．改善医疗卫生条件。优化和合理配置城乡医疗卫生资源，推进县级综合医院、镇卫生院、村卫生室等服务机构标准化建设，力争县第一人民医院2013年6月前建成并投入使用，积极引导、扶持县妇保院、中医院、红十字会医院向特色专科医院发展，健全城市、农村卫生服务网络，彻底消除无卫生室的“空白村”，形成以县级医院为龙头、镇卫生院为枢纽、村卫生室为基础的农村三级医疗卫生服务体系。加强卫生监督、疾病预防控制、卫生应急、院前急救等公共卫生服务体系建设，大力实施基本公共卫生服务均等化，逐步推行农民免费健康体检，建立农民电子健康档案，力争新型农村合作医疗参合率稳定在97%以上，门诊统筹全覆盖基本实施。到2020年，使贫困地区群众享受更加均等的公共卫生和基本医疗服务。

3．发展公共文化事业。加大农村文化基础设施建设，到2016年，全面实现县有“三馆”（图书馆、博物馆、文化馆）、镇有“一站”（综合文化站）、村有“一室”（文化活动室）；镇级农民健身广场实现全覆盖，每个村至少有1个文体设施完善的农民休闲广场和一支文化队伍。到2020年，健全完善广播影视公共服务体系，全面实现自然村基本通宽带和“广播电视户户通”。

4．加强人口和计生工作。到2016年，人口自然增长率控制在8‰以内，妇女总和生育率在1.8左右；到2020年，保持低生育水平，逐步实现人口均衡发展。

5．提高社会保障水平。扎实推进城乡居民社会养老保险工作，完善农村最低生活保障制度和五保供养制度，稳步扩大社会保险扩面征缴范围，健全统筹城乡的公共服务体系及社会救济救助体系，有步骤、有计划地缩小城乡社会救助水平差异，推进城乡救助一体化。到2016年，确保农村五保户集中供养率达85%以上，城乡居民社会养老保险制度逐步完善。到2020年，农村社会保障和服务水平进一步提升。

6．加强生态环境保护。实施城市空气质量改善和水环境质量控制工程，扎实推进稀土、钨等废弃矿山生态环境恢复治理，加快建设工业园区废水、污水处理厂，完善农村、城镇生活垃圾和污水处理设施。加强生态修复和水土保持，继续实施以“青山绿水”为重点的八项生态建设工程，加快循环经济示范企业、示范园区和示范基地建设，积极推进可再生能源利用，着力培育一批低碳示范园区、示范企业、示范社区（村镇）。积极争取市级、省级和国家级循环经济试点和资源枯竭型城市（县）可持续发展试点，争取省级稀土资源综合回收利用产业基地授牌。到2016年，完成绿化造林16.5万亩，森林覆盖率稳定在80%以上，生态环境质量位居全市、全省、全国前列。

六、工作措施

（一）专项扶贫。

1．扶贫到户。

（1）贫困户识别。依据扶贫标准，建立符合实际、切实可行的扶贫对象识别机制，识别好全县43285名贫困人口，并建档立卡，建立贫困户档案和贫困人口的动态管理机制，贫困人口每年调整一次。

（2）到户措施。以贫困户得到有效扶持为原则，以确保扶贫绩效为导向，落实扶贫对象帮扶政策措施。对有劳动能力的扶贫对象，扶持其发展脐橙、生猪、蔬菜、毛竹、油茶和食用菌等产业，加快脱贫致富步伐。对没有劳动能力的贫困对象，特别是老弱病残等困难群体，凡是符合低保条件的全部纳入低保范围，引导并帮助其以土地、山林等生产资料折资入股，以到户资金入股农业龙头企业、国有林场等，确保其获得收益。给予贫困学生的有关政策应在已登记的贫困户中选定。

2．移民扶贫搬迁。

（1）搬迁规划。坚持“政府主导、群众自愿”的原则，制定好《**县移民搬迁规划》，将移民扶贫搬迁与优化人口布局、生态保护、新农村建设、城镇化建设、城乡统筹示范区建设等紧密结合，搞好移民扶贫搬迁与生态移民、避灾搬迁移民、农村危房改造的衔接，科学确定搬迁对象、搬迁地点、搬迁规模、安置形式，在同等条件下优先安排农村残疾人移民搬迁，做到移民扶贫搬迁稳步有序进行。

（2）资金筹措。坚持“省市支持、县统筹、镇实施”的原则，多渠道筹措移民搬迁资金。在积极争取省市下达更多的移民搬迁计划和搬迁扶贫资金的同时，县有关单位要把涉农资金优先支持移民集中安置点的基础设施建设。“十二五”期间，全县完成移民扶贫搬迁7000人以上，到户资金2450万元。

（3）后续管理。全面落实移民领导小组成员单位工作责任，切实为移民搬迁提供各种优质服务。国土部门要优先保障移民搬迁扶贫的建设用地指标，按照先规划后建设的原则落实占补平衡；财政部门要将移民扶贫工作经费纳入财政预算；扶贫、交通运输、农粮、林业、水利等部门要积极向上级争取项目和资金，推进移民集中安置点的基础设施建设；民政部门要将特困移民户纳入社会救助范围，符合城乡低保条件的纳入城乡低保；发改、电力、电信、文广、教育、卫生等部门要充分发挥职能优势，在移民通电、通电话、通有线电视、入学、就医等方面积极为移民提供优质服务，合力实现“整体搬得出、长期稳得住、逐步富得起”的目标。

3．贫困村整村推进。

（1）贫困村规划。“十二五”期间，对25个省级扶持贫困村、42个市级扶持贫困村和26个县级扶持贫困村进行整村推进扶贫开发。结合新农村建设和“六到农家”工程，自下而上制定整村推进规划，并给予县级特殊困难区域行政村特殊扶持政策。

（2）资金投入。以贫困村为平台，整合各类涉农资金和单位定点扶贫、社会帮扶等资源，集中投入。

（3）项目管理。严格实行财政扶贫项目管理公示制、招投标制、验收审计制、资金报帐制，强化对项目资金使用情况的检查、监督和绩效考评工作。

4．产业扶贫。

（1）产业规划。围绕脐橙、生猪、毛竹、蔬菜、油茶和食用菌等扶贫主导产业，制定产业扶贫规划。

（2）扶持措施。探索建立扶贫资金与农民自主经营相结合的有效方式，加大对产业扶贫项目贷款的贴息力度，优先安排扶贫产业基地的科技扶贫项目和基础设施建设项目。

（3）发展格局。围绕构建“一乡一业、一村一品”产业发展格局，引导贫困农户加快推进产业发展方式的转变，不断创新“龙头企业+农民专业合作社+农户”、“龙头企业+基地+农户”等农业产业化经营模式。

5．就业扶贫。

（1）技能培训。以促进扶贫对象稳定就业为核心，依托县职业中专，采取灵活多样的培训方式对农村劳动力特别是贫困户劳动力进行实用技术和各项技能培训。继续做好“雨露计划”、“一村一名中专生”和中高级技工培训工作。

（2）就业转移。积极推进农村劳动力向非农产业和城镇转移就业，免费为扶贫对象提供职业介绍、职业指导、职业技能培训、就业信息等就业服务，加强进城（工业园）就业农民工的维权和跟踪服务管理工作。加大对农村贫困残疾人就业的扶持力度，通过政府购买公益性岗位帮助残疾人就业。

（二）行业扶贫。

1．行业部门职责。

各行业部门特别是交通、水利、教育、卫生、规划建设、民政、农粮、林业、国土、文广、电信、供电、移动、邮政等部门，要根据自身职能，把改善贫困村发展环境和条件纳入本行业发展规划的重要内容，在资金、项目、政策等方面向贫困村倾斜，重点向位于特殊困难区域的行政村倾斜。

2．农业主导产业发展。

（1）以脐橙为主的果业产业。加强对农户果园建设的规划指导和技术指导，开展果业技术人员与贫困户结对帮扶活动，免费帮助贫困群众做好基地建设规划，免费对种植脐橙的贫困户进行技术培训。

（2）蔬菜产业。加强贫困农户蔬菜种植技术培训工作，切实帮助贫困农民解决启动资金不足的问题。鼓励支持农民把闲散、撂荒的土地向种植户集中，盘活土地生产要素，走适度集中的路子，发挥规模效益。

（3）生猪产业。依托五丰、申丰、万丰等生猪养殖龙头企业，按照“公司+基地+农户”的生猪养殖模式，引导农户开展生猪养殖，并建立“风险共担、利益共享”的经营机制，保障农民利益，增加农民收入。

（4）毛竹、油茶为主的林业产业。鼓励和支持农户采取抚育、施肥、补植等措施改造低产毛竹林和油茶林。

（5）食用菌产业。鼓励和支持农户发展大棚食用菌。

3．基础设施建设。

（1）农田水利建设。统筹实施小型农田水利建设、中小型灌区续建配套及节水灌溉工程，积极落实小型农田水利工程政策和奖补资金，加大“民办公助、以奖代补”支持力度。大力实施新建和改造“五小”水利工程，加强农村安全饮水工程建设，大力推进适度规模农村集中供水工程，加快城乡供水一体化进程。

（2）交通、信息网络建设。加强村组公路建设，提高村组公路建设标准，对部分运载量、人流量大的道路进行拓宽改建。加强农村信息通信工程和服务体系建设，加快农村邮政网络建设，推进电信、广电、互联网三网融合。

（3）农村电网建设。加大农村电网改造升级资金投入力度，加快解决因电力需求快速增长出现的供电能力不足、供电可靠性较低等问题，提高农网抵御自然灾害的能力。优化农村电网结构，提高农村电力供应质量。

4．社会公共服务。

（1）农村教育。提高农村义务教育办学水平，完善义务教育经费保障机制等相关政策措施，进一步改善中小学校的办学条件，加快农村寄宿制学校建设，新建一批乡村教师周转宿舍，健全困难学生资助体系。

（2）公共卫生和人口服务。增加新型农村合作医疗和农村医疗救助的统筹投入，建立新农合重大疾病再保险制度，减少农民大病贫困面。定期组织城镇医务人员开展“医疗下乡”活动，提高特殊困难群体大病救助标准和新型农村合作医疗补助标准，完善基本医疗卫生服务体系，提高妇幼保健水平。加强人口和计划生育工作，完善农村计划生育家庭奖励扶助和特别扶助制度，对符合计划生育政策的贫困户给予优先重点扶持。

（3）公共文化。建立健全农村公共文化服务体系，加大对农村文化广场、农家书屋、小戏台、村民活动中心等多功能文化活动场所投入，加强农村文化人才培养。建立健全全民健身服务体系，加强贫困村健身场所建设和对农村文体活动的指导与支持。大力实施“留守孩关爱工程”和“留守老人关爱工程”。

5．社会保障。

（1）保障体系。逐步提高低保标准和五保供养水平，健全突发自然灾害救助和受灾群众生活保障体系。全面推进城乡社会养老保险，加强农村养老服务体系建设。

（2）就业培训。针对失地农民、农村剩余劳动力、农村新增劳动力等不同就业群体，制定不同的培训计划，突出企业培训农民工的主体责任，加强对农民工职业技能培训。

6．科技扶贫。

坚持依靠科技进步，强化科技带动作用，紧紧围绕脐橙、生猪、毛竹、蔬菜、油茶、食用菌等六大主导产业开展科技扶贫工作，引进、试验、示范和推广先进适用技术。培育贫困地区农村科技中介咨询服务机构，完善科技信息、科技咨询社会化服务，加快科技成果转化和推广应用。组织县内外科技人才积极参与科技扶贫工作，建立一批科技服务型专家队伍，县内每个科技人员至少要结对10户贫困户，并使这些贫困户成为全村乃至全镇的科技示范户。

7．旅游扶贫。

以东江源头、客家围屋、油汶湖山区、大汶山区、粤赣湘边纵队为依托，充分挖掘客家文化、红色文化、生态文化,大力发展农业休闲观光游、东江源生态观光游、客家文化游、乡村漫游等，打造对接粤港澳的旅游后花园，拓展贫困群体增收的新途径。鼓励旅游区的群众利用山场、田地、房屋入股并参与项目建设、开展旅游服务。位于油汶湖山区、大汶山区、粤赣湘边纵队游击区的行政村要充分挖掘红色文化，打造**独具特色的红色旅游区。

8．生态建设。

加强赣江、东江源头和中小流域、饮用水源地等生态综合治理与保护，推动建立生态补偿机制。推进县城生活污水处理设施建设，实施雨污分流，提高污水集中处理率。防治农业面源污染，推进农村改厕和农村垃圾无害化处理，改善农村环境质量。完善生态安全保障体系，推进重大生态工程建设。加强生态自然修复与工程治理，实施生态移民和避灾移民搬迁。

（三）社会扶贫。

1．定点扶贫。

（1）挂点帮扶。加强与挂点扶贫的省市单位和企业的联系、汇报和衔接，争取更大支持。鼓励和引导各类民营企业、社会组织对口支援贫困村，开展挂点扶贫工作。

（2）包扶贫困村。实现全县25个省级扶持贫困村、42个市级扶持贫困村、26个县级扶持贫困村单位定点扶贫全覆盖。全县各级党政机关、事业单位和驻县各单位、规模以上企业，要把定点扶贫作为一项政治任务，列入本部门、单位的工作计划，统一部署，抓好落实。

2．社会各界扶贫。

（1）对口帮扶。大力倡导社会责任，广泛动员各类经济组织参与扶贫开发，组织开展对口帮扶等扶贫济困活动。引导民营企业帮助贫困村发展产业，促进贫困群众增收。鼓励非公有制经济组织到贫困村捐资助建、助学、助困和培训人力资源、吸纳劳动力就业等，开展形式多样的“帮村带户”活动。加强规划引导，鼓励社会组织和个人通过多种方式参与扶贫，支持工商联、工会、共青团、妇联、红十字会、侨联等群众团体和社会团体在扶贫开发中发挥作用，搭建帮扶平台，引导社会各界爱心人士、知名人士、社会能人开展结对帮扶活动。积极倡导扶贫志愿者行动，构建扶贫志愿者服务网络，组织引导扶贫志愿者结对帮扶贫困学校。

（2）结对帮扶贫困户。广泛开展党员干部结对帮扶贫困户活动。坚持领导带头、因户施策、注重实效的原则，帮助贫困户提高脱贫致富能力，县党政领导结对帮扶5户，其他县领导及正科级干部结对帮扶3户，副科级干部结对帮扶2户，其他干部结对帮扶1户；定点帮扶工作队队长和队员应分别再结对帮扶2户和1户贫困户，确保实现贫困户帮扶全覆盖，并将结对帮扶效果列入干部考核内容。积极发挥各级慈善组织、红十字会的作用，搭建结对帮扶平台，引导社会各界爱心人士、知名人士、社会能人开展结对帮扶活动。

七、组织保障

（一）强化扶贫开发责任。

认真贯彻落实“中央统筹、省负总责、县抓落实”的管理体制，建立“片为重点、工作到村、扶贫到户”的工作机制，实行党政一把手负总责的扶贫开发责任制。成立以县政府主要领导为组长，县委、县政府分管领导为副组长，扶贫、财政、发改、统计、民政、农粮、水利、林业、水保、交通运输、卫生、教育、人保、国土、规划建设、环保、旅游、果业、文广、科技、邮政、供电、电信等部门负责同志为成员的县扶贫开发工作领导小组。各镇要相应成立镇扶贫开发工作领导小组，加强对镇扶贫开发工作的领导。建立和完善各级党政领导干部及部门、单位履行扶贫开发工作责任制的考核激励机制，对各镇扶贫开发工作和各部门、单位定点扶贫工作进行考核，并将考核结果作为评先评优的依据之一。

（二）实行领导干部定点扶贫。

县党政领导重点帮扶一个镇，并安排一个县直部门和一个县规模以上企业以及一定的帮扶资金协助抓好一个村的扶贫开发示范工作；县其他领导各挂点帮扶一个村。各镇党政主要领导分别抓一个扶贫开发示范村；其他领导各挂点帮扶一个村。县扶贫开发工作领导小组成员单位的主要领导重点抓一个扶贫开发示范村，其他单位的主要领导挂点帮扶一个贫困村。

（三）加大扶贫开发投入。

县财政要统筹安排资金，进一步加大扶贫开发投入力度，每年扶贫开发投入占本级财政收入比例不低于2%，随着财力的增长逐年增加，并按上级要求落实扶贫配套资金。县直、驻县各有关单位要以所定点扶持的贫困村为平台，将各方面资源整合起来，确保每个省、市、县扶持贫困村在“十二五”期间投入不少于100万元，其中扶贫资金在50万元以上。各金融机构要加大信贷扶贫力度，支持贫困乡村优势农产品生产基地建设、农产品加工、农业龙头企业发展、返乡农民创业等项目建设。

（四）加强基层组织建设。

充分发挥贫困村基层党组织的战斗堡垒作用，把扶贫开发与基层组织建设有机结合起来，选好配强村级领导班子，以强村富民为目标，以强基固本为保证，积极探索发展壮大集体经济、增加村级集体积累的有效途径，拓宽群众增收致富渠道。鼓励和选派思想好、作风正、能力强、愿意为群众服务的优秀年轻干部、退伍军人到贫困村工作，引导高校毕业生到贫困村开展“三支一扶”，抓好“一村一名大学生”工作，选聘高校毕业生到贫困村任职，帮助建班子、带队伍、抓发展。带领贫困群众脱贫致富有突出成绩的村干部，可按有关规定和条件在公开选聘镇事业单位工作人员和镇领导班子成员中优先录用。

（五）加强扶贫机构和队伍建设。

要高度重视扶贫工作机构和队伍建设，健全扶贫工作保障机制，做到机构设置、职能调整、人员编制、经费预算与扶贫工作任务相适应，并切实帮助解决工作中的实际困难和问题。各镇要十分重视镇扶贫办的建设，确保镇扶贫办有办公场所和办公设备，加强镇扶贫办的力量，位于县划定的特殊困难区域的**镇、**镇、**镇三个镇的扶贫办要有2名扶贫专职干部，其他镇要有1名扶贫专职干部。县扶贫部门要大力加强思想、作风、廉政和效能建设，提高执行能力。

（六）加强扶贫资金使用管理。

县财政、扶贫部门对国家、省、市、县安排的各类扶贫专项资金，从计划分配到项目实施等各个环节，要实行全程跟踪管理，保证专账核算、专款专用。进一步完善项目和资金的公告公示制度，认真执行县级资金报账制度、项目验收制度，严禁截留、挪用、拖欠、挤占和贪污挥霍各类扶贫资金。加强项目后续管理，定期对扶贫资金进行全面审计、监察和检查，并完善财政扶贫资金使用管理绩效考核评价体系，将财政扶贫资金使用绩效与资金计划分配挂钩。

（七）加强扶贫统计监测。

扶贫、统计、民政、财政、发改等部门要组织力量，对贫困户登记造册、建档立卡，加快建立扶贫开发信息系统，并进一步完善扶贫开发统计与贫困监测制度，不断规范相关信息的采集、整理、反馈和发布工作，更加及时客观反映贫困状况、变化趋势和扶贫开发工作成效，为县委、县政府科学决策提供依据。

（八）加强扶贫研究和宣传。

《油田开发管理纲要》 篇7

1 国内外高含水油田开发的现状

不管是国内还是国外, 随着石油资源需求量的日益增加, 高含水油田的开发难度越来越大。以下就国内外含水油田的开发现状进行简要分析与说明。

1.1 国内高含水油田开发的现状

目前, 虽然我国的东部地区已经对油田进行了多次的开采, 但是能够采出的石油量仅仅占总储量的30%, 在地下仍旧埋藏着很多的残留油。而这些残留油本身还具有一定的利用价值, 如果石油开采人员能够充分地利用残留油, 不但能够将石油的采储量大大地增加, 还能促使石油采收率有效地提升。近些年来, 随着我国采油工程的不断推进, 导致地下油水以及残留油的分布环境也变得越来越复杂, 最终导致油田的有效开发受到了严重的阻碍。相比高含水开发阶段, 特高含水期的油藏具有分布相对分散的特点, 并且其耗水量也相对偏大, 使得最终的经济效益并不理想。因此, 石油工作人员要想有效地改善油藏的开发现状, 就应该将采收率有效的提升。

1.2 国外高含水油田开发的现状

目前, 全世界范围内油田的开发已经逐渐进入到了高含水期以及特高含水期。例如:俄罗斯库列绍夫的油田开发以及东德克萨斯油田的开发, 都已经达到了油田开发的97%的水平。由于国外绝大多数的油田都属于岩性油藏以及构造油藏, 在油田周围存在着很多的河流。所以, 随着水驱油田逐渐进入到特高含水期之后, 油田本身的产量也出现了逐渐减少的局面[1]。

2 油田高含水期如何有效地提高采收率

2.1 不断地加强注水采液

石油企业要想确保注水油田进入高含水期后的采收率不断提高, 就要不断地强化生产压差, 并且将油田的产液量逐渐地提高。在生产井数的变化不太明显的情况下, 石油开采人员要想有效地增加油田的产油量, 最有效的措施就是要将产液量不断地提升。通过采取加强采液的方式, 能够有效地控制边水向油藏的方向不断推进, 最终在很大程度上延长其稳产期。对于接近原始外含油边界的油层来说, 要想有效地防止边水向着油藏的内部逐渐推进, 就应该适当地采用采液强化技术。

2.2 及时地关闭高含水井

在高含水油田实际的注水开发过程中, 应该将油层与生产井的动态情况充分地结合起来。一旦油井内的含水量达到了98%的水平, 就应该及时地关闭高含水井。只有这样, 才能更加及时有效地控制水油比, 进而将高含水井的高原油产量大大地提升, 能够为石油企业节省相当一部分的石油开采费用。如果石油开采人员能够将高含水生产井及时的关闭, 不但能够将注水量和产液量保持在一定的水平, 还能在很大程度上提高高含水井的产油量, 最终促使石油企业获得更加丰厚的经济效益。

2.3 合理地运用多脉冲加载压裂技术

石油工作人员如果能够将多脉冲加载压裂技术合理地运用到高含水井中, 不但能够实现降压增注的目标, 还能将地层破裂压力有效地降低, 及时地改变诱导裂缝走向。尤其是对于一些深井和中深高温井而言, 由于其岩层的水力压裂以及酸化压裂施工环境都是比较特殊的, 石油工作人员如果能够将多脉冲加载压裂技术合理地运用到这样的高含水井中, 不但能够有效地延长地层的压裂作业, 还能在很大程度上提高地层的渗透导流能力。近些年来, 多脉冲加载压裂技术已经取得了95%以上的应用成效, 并且这项技术所取得的经济效益与社会效益都很理想。

2.4 合理地应用周期注水技术

所谓的周期注水技术, 就是通过采取周期性的方法, 将高含水井的注入量以及油井的采出量有效地改善, 进而有效地避免地层中出现不稳定的压力场, 促使高含水井逐渐实现高效开发的目标。除此之外, 周期注水的方式也十分丰富, 如果工作人员能够对周期注水技术加以充分地利用, 不但能够将高含水井的采油量有效地增加, 还能在很大程度上改善油藏的开发效果, 最终将油田本身的开发寿命大大地延长。

2.5 超前注水, 进一步强化注水技术

为了能够将地层压力有效地提高, 可以通过建立有效压力驱替系的方式来实现。与此同时, 通过采取井区超前注水的方式, 还能进一步强化注水技术。除此之外, 如果能够采取超前注水的方式, 在强化注水技术的基础上, 还能有效地补充地层能量, 进而在更大程度上提升高含水井的石油采收率。

3 结束语

总而言之, 随着我国油田开发的不断深入与开展, 高含水井油藏的分布更加分散和复杂。石油企业要将更多的石油资源开采出来, 就要通过适当地采用先进的技术来及时调整和控制。也就是说, 要将开采的主要方向定为深度挖掘剩余油量, 对钻井加密技术、不稳定注水技术以及提液技术加以综合地运用, 最终将高含水井的采收率大大地改善和提升。

参考文献

开发中国最南的油田 篇8

《瞭望东方周刊》记者葛江涛，特约撰稿吴浩北京报道

6月的最后10天，南海消息不断。在国务院批准设立三沙市后，6月23日，中海油发布“2012，年中国海域部分对外开放区块公告”，将对外开放9个区块，供与外国公司合作勘探开发。

从地图上可以看出这9个区块自西沙向南，紧贴中国主张的“九段线”西沿。这些区块主要所在的中建南盆地、万安盆地、南薇西盆地大部属于南沙海域。一旦招标成功，将改变中国在南沙没有一口油井的状况。

此举被外界解读为中国在南海问题上的新举措。此前数年，中国“搁置争议、合作开发”的极大善意，不仅没有得到周边少数国家的积极回应，还被误读为某种“示弱”。

“我一直认为，解决南海问题的办法就是开发，先开发再说。碰到问题解决问题。”厦门大学能源经济研究中心主任林伯强告诉《嘹望东方周刊》。

明显的油气显示

中海油的公告显示，这9个区块分别为“金银22、华阳10、华阳34、毕生16、弹丸04、弹丸22、日积03、日积27、尹庆西18”等，其中7个区块位于中建南盆地，另外两个位于万安盆地与南薇西盆地。其最深水深在2000米到4000米之间。

它们既身处中国最南部的海域，也是中国“最难”开发的油田。

中建南盆地位于西沙群岛以南，中沙群岛西南，南沙群岛西北方向。从地质学上讲，它位于南海西部陆缘，一般水深50至3800米。其北面为中海油已经开发多年的琼东南和莺歌海盆地，南面就是万安盆地和南薇西盆地，西接南海西部大陆架，东连西南海盆。

早在上世纪80年代，中国科学家和外国勘探企业就认为，它具备多种油气生成条件，各种地质要素为盆地含油气系统化提供了良好的物质条件和储存空间，同时勘探结果也表明其具有明显的油气显示。

此次9个区块中最引人关注的恐怕还是在万安盆地的开发：其中两个位于万安盆地东北部和南薇西盆地。

万安盆地位于南海西南海域，其主要部分水深小于200米。它是中国在南沙油气勘探最早、最为集中的地域。早在1989年，原地矿部广州海洋地质调查局就对万安盆地进行了综合地球物理调查。1996年，原地矿山部提交两份重要成果——《南沙海域万安盆地油气普查与评价》和《南沙海域万安盆地油气地质研究与评价》，预测盆地油气资源量约为50亿吨油当量，其中原油20亿吨，天然气3万亿立方米。

报告还划分了三个级别的油气远景区，认为盆地油气资源主要集中在北部、中部、南部以及西北部地区。

“万安北—21”

中国南沙综合科考负责人此前接受《瞭望东方周刊》采访时也曾表示，他们在上世纪80年代考察南沙后，就建议控制对万安盆地具有战略作用的万安滩岛礁。

万安滩是南沙群岛最西侧的浅滩，也是南海诸岛最西面的岛礁。从这里可以向西进入万安盆地，“因为万安盆地那里能源最多，但后来没有实现”。

1992年前后，美国克里斯通能源公司曾与中海油签署合同，开发“万安北一21”区块。“90年代之前没有很好的油气发现，到90年代初想从万安滩这里开发。后来考虑国际形势，尽管签署了条约，但并没有执行。”中国南海研究院海洋科学研究所副所长刘锋对本刊记者说，这也是中国在南沙的第一份合作开发能源合同。

1994年，越南也与俄罗斯的石油公司签订了关于“万安北—21”区块的合同。1996年4月，越南又与美国杜邦公司的子公司——大陆石油公司签订开发合同，其区域仍在“万安北—21”之内。

利用上述借口，越南武装舰只开始干扰克里斯通能源公司的勘探船。最终，中国方面采取了克制和忍让的态度，将美方合作勘探船撤出此区域。

而越南却在当年分别于伦敦和休斯敦举行大型招商会，发布了包括中国海域在内的南海多个区域的开发合同。中国外交部新闻发言人就此两次发表谈话，指出这些活动严重侵犯了中国主权和海洋权益。

招标合作开发：国际上的普遍方式

“这次公布的9个区块基本上都是深水区块，都是在我们南海传统九段线以内的范围，所以按照我们的程序招标、吸引投资，再正常不过。如果说与其他国家区块重叠，只能说他们原来就侵入了我们的范围。”刘锋说，即使其他国家有异议，那也是无效的。

南海海盆的周缘有一系列新生代油气盆地，如北缘的台西南盆地、珠江口盆地、北部湾盆地、琼东南盆地、莺歌海盆地，西部的中建南盆地、万安盆地，南部的曾母盆地、文莱一沙巴盆地、南薇盆地、礼乐滩盆地、南北巴拉望盆地等。

此前，中海油的开发海域集中于南海北部地区。2012年5月，中国深水半潜式钻井平台“海洋石油981”首次开始深水作业。其所在的荔湾深水区，位于南海北部陆架边缘陆坡区。

而根据中海油研究中心2007年发表的成果，南海的21个盆地全部或大部分处于我国传统疆界之内，其中19个位于深水区。报告说，浅水区盆地均已经过二三十年的高强度开发，而西部、南部海域深水区虽然已经开发，但前景仍然惊人。

“这次在南海东南部的9个区块招标，包括西沙群岛附近海域和南沙群岛附近海域，是非常大的一个突破。”刘锋认为，新世纪以来我国加大了南海北部区域的勘探开发，特别是“海洋石油981”开钻并且效果良好，说明中国已经具备了在中南部深水海域作业的能力，“渤海湾的油气开采现在已经难以持续增产，向南海中南部勘探和开发成为当务之急”。

此前中方一直希望妥善解决南海问题，即“搁置争议，共同开发”。

1979年6月，中方通过外交渠道正式向日方提出共同开发钓鱼岛附近资源的设想，首次公开表明了中方愿以“搁置争议，共同开发”模式解决同周边邻国间领土和海洋权益争端的立场。

2012年3月，外交部长杨洁篪在全国两会新闻发布会上还曾表示，“根据国际关系的基本准则，由直接当事国通过谈判妥善解决南海的争议。在争议解决之前，可以‘搁置争议、共同开发’，中国同有关国家就和平解决争议、推进南海务实合作达成了一系列重要共识，当然还有很多工作要做。”

“这里就是我们的，我们先开发就是变被动为主动。”林伯强说。

“这次招标的9个区块是挺进南海南部的—个突破。出于维护南海地区稳定的初衷，我们国家保持了多年的克制。”刘锋介绍说，2005年中国、菲律宾和越南三方联合签署协议进行地质勘探，当时还发现了油气储量比较好的地方。按照一般设想，此后三方应进一步推进合作，进行实际勘探甚至开采作业，但周边国家并没有相同的意愿。“菲律宾方面就终止了合作，找寻其他国家的油气公司进行勘探和钻探。我们的诚意并不能阻止其他国家在我们海域内进行开发作业。”

“在某些区块进行招标并合作开发，在国际上是一种普遍方式，这样可以降低风险。”刘锋分析说，过去由于中国并没有公布自己命名的区块，即使有人想与中国合作，也没有相应渠道，所以此次公布招标区块，是挺进南海油气开发的重要一环。