V:1.0 精选管理方案
天然气开发管理纲要(实施版)
2020- -6 6- -8 8
中国石油天然气股份有限公司 天然气开发管理纲要
中国石油天然气股份有限公司
目 目
录 第一章
总 则 ............................................................................................................... 错误!未定义书签。
第二章
开发前期 评价 ................................................................................................. 错误!未定义书签。
第三章
开发方案 ......................................................................................................... 错误!未定义书签。
第四章
产能建设 ......................................................................................................... 错误!未定义书签。
第五章
开发生产 ......................................................................................................... 错误!未定义书签。
第六章
规划计划 ......................................................................................................... 错误!未定义书签。
第七章
储量与矿权 ..................................................................................................... 错误!未定义书签。
第八章
技术创新与应用 ............................................................................................. 错误!未定义书签。
第九章
健康安全环境 ................................................................................................. 错误!未定义书签。
第十章
考核与奖惩 ..................................................................................................... 错误!未定义书签。
第十一章
附 则 ........................................................................................................... 错误!未定义书签。
第一章
总 则 第一条
为了充分利用和保护天然气资源，合理开发天然气，确保安全、清洁生产，加强对天然气开发工作的宏观控制，规范天然气开发各项工作，制定本纲要。
第二条
天然气开发管理包括规划计划、开发前期评价、开发方案、产能建设、开发生产、储量和矿权、技术创新与应用、健康安全环境等。
天然气开发专业主要包括气藏地质、气藏工程、钻井工程、采气工程、地面工程、经济评价、健康安全环境等。
第三条
天然气开发工作必须遵守国家法律、法规和中国石油天然气股份有限公司(以下简称“股份公司”)规章制度，贯彻执行股份公司发展战略。坚持以经济效益为中心，资源为基础，市场为导向，上中下游协调发展的方针，做到资源准备、产能建设、管道建设和市场开发合理匹配。
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第四条
天然气开发应遵循以下原则：
（一）坚持把地质研究和动态分析贯穿始终，根据生产特征和不同开发阶段，制定合理生产制度和调控措施，改善开发效果，达到较高的经济采收率。
（二）注重技术创新，加强核心技术研发和成熟技术配套，发挥先进实用技术在开发中的作用。
（三）树立以人为本的理念，坚持“安全第一，环保优先”，构建能源与自然的和谐。
（四）高度重视队伍建设和人才培养，加强岗位培训，努力造就高素质专业队伍与管理队伍。
第五条
本纲要所指天然气包括气藏气、气顶气、凝析气、油田伴生气、煤层气及非烃气等。
第六条
本纲要适用于股份公司及所属油（气）田分公司、全资子公司（以下统称油田公司）在国内的陆上天然气开发活动。控股公司和国内合作的陆上天然气开发活动参照执行。
第二章
开发前期评价 第七条
开发前期评价是指在勘探提交控制储量或有重大发现后，围绕气田开发进行的各项开发评价和准备工作。开发前期评价主要任务是认识气藏地质与开发特征，评价气田开发技术与经济可行性，优选成熟的气藏开发主体工艺技术，确定合理的开发指标。
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第八条
开发前期评价项目应纳入股份公司年度计划，并以开发评价部署方案为立项依据。根据气藏储量类型和工作重点不同，分为两个阶段：第一阶段是在勘探提交控制储量或有重大发现后，为完成开发概念设计、配合提交探明储量开展的早期评价工作；第二阶段是在提交探明储量后，围绕编制气田开发方案开展的开发评价工作。
第九条
开发评价部署方案主要内容包括评价目标和部署原则、开发评价工作量部署与时间进度安排、投资估算、预期结果、风险分析与对策、健康安全环境与实施要求等。
第十条
开发前期评价第一阶段的主要任务是充分利用勘探成果，提出开发资料录取要求，部署必要的开发地震、开发评价井，开展产能评价，初步认识气藏地质特征和产能特征，完成开发概念设计。
第十一条
资料录取应按照有关规范标准，取全取准压力、温度、储层物性、流体特征、产能、边底水测试资料等。其中：
（一）
应录取油气水层的原始地层压力、温度及其梯度等。井口压力与温度的录取应保证足够的测试时间。
（二）
储层物性资料录取应根据储层特点和需要选择不同方法，主要有全井段取心、大直径取心、密闭取心等方法。
（三）
流体资料录取包括油气水组成与性质、气组分和相态等。高含硫气藏（H 2 S 含量大于 30g/m 3 ）和凝析气藏应在勘探阶段或评价阶段进行井下取样，并执行高压物性取样和实验标准。其它类型气藏也应尽早取样。
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（四）
采用回压试井、修正等时试井等方法获取气井初始无阻流量及地层参数资料。
第十二条
气田开发概念设计主要内容包括地质与气藏工程方案、钻采工程方案、地面工程规划、投资估算及经济评价 、风险分析和健康安全环境要求。地质与气藏工程方案应建立气藏概念地质模型，初步确定气田生产规模；钻采工程方案应筛选主体工艺技术 ；地面工程规划应提出可能采用的气田地面集输、净化处理的主体工艺流程及相关配套工程。
第十三条
开发前期评价第二阶段的主要任务是部署必要的开发评价井和开发地震、开展试采、开辟开发试验区、评价产能与开发可动用储量、开展健康安全环境预评价，完成气田开发方案的编制。
第十四条
试采是开发前期评价阶段获取气藏动态资料、尽早认识气藏开发特征、确定开发规模的关键环节。试采的主要任务是：评价气井产能；确定气藏类型；评价储量可动用性；进行相态研究；评价采气工艺、集输处理工艺流程、主要设施、材质等的适应性；为编制开发方案提供依据。
试采应依据试采方案进行。试采方案主要内容应包括：气藏地质特征；试采目的；试采区、试采井组和试采井；试采期工作制度；动态资料的录取；采气工艺；天然气集输处理系统和相关配套工程以及健康安全环境等。
对于一般气藏应连续试采半年以上；对于大型的特殊类型气藏如
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异常高压气藏（压力系数大于）、特低渗气藏（储层空气渗透率小于1mD）、高含硫气藏和火成岩气藏等应连续试采一年以上，以获取可靠的动态资料。
第十五条
对于特殊类型气田应开展开发先导试验。主要任务是通过局部解剖储层，深化认识地质特征和产能特征，试验和筛选开发主体工艺技术，论证气藏开发技术与经济可行性。
开发先导试验应依据试验方案进行。方案主要内容包括试验目的、试验区选择 、主要开发指标、钻采与地面工程技术、工作部署与工作量、健康安全环境要求和投资测算。
第十六条
探明（或控制）地质储量大于 300×10 8 m 3 、预期产能大于 10×10 8 m 3 /a 或对股份公司天然气发展具有重大意义的开发前期评价项目作为重大评价项目，其开发评价部署方案、试采方案和先导试验方案由油田公司预审，上报股份公司勘探与生产分公司（以下简称勘探与生产公司）审批，油田公司组织实施。
探明（或控制）地质储量 100×10 8 ～300×10 8 m 3 或预期产能 3×10 8 ～10×10 8 m 3 /a 的开发前期评价项目作为重点评价项目，开发评价部署方案、试采方案和先导试验方案由油田公司审批，报勘探与生产公司备案。
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第三章
开发方案 第十七条
开发前期评价工作结束时，应完成开发方案编制。开发方案是指导气田开发的重要技术文件，是产能建设、生产运行管理、市场开发 、长输管道立项的依据。开发方案应按科学开发的原则编制，由开发主管部门负责，相关部门协作。
第十八条
开发方案应在地质和动态特征基本清楚、开发主体工艺技术明确的情况下编制。气田开发过程中，当气田的实际情况与原方案设计有较大差别，或需要进行阶段调整时，应编制气田开发调整方案。
第十九条
开发方案主要内容包括总论、市场需求、地质与气藏工程方案、钻井工程方案、采气工程方案、地面工程方案、开发建设部署与实施要求、健康安全环境评价、风险评估、投资估算及经济评价等。
第二十条
总论主要包括气田自然地理及社会依托条件、矿权情况、区域地质、勘探与开发评价简史、开发方案主要结论及推荐方案的技术经济指标等。
第二十一条
市场需求包括目标市场、已有管输能力、气量需求、气质要求、管输压力、价格承受能力等。
第二十二条
地质与气藏工程方案主要内容应包括：气藏地质、储量分类与评价、产能评价、开发方式论证、井网部署、开发指标预测、
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风险分析等。通过多方案比选，提出推荐方案和二个备选方案，并对钻井工程、采气工程和地面工程设计提出要求。其中：
（一）
气藏地质研究的主要内容包括：地层与构造特征、沉积环境、储层特征、流体性质与分布、渗流特征、压力和温度、气藏类型以及地质建模。
（二）
储量分类与评价应充分利用动、静态资料，分层系、分区块对已探明储量进行分类，并评价储量的可动用性。按照不同技术、经济条件，评价技术、经济可采储量，并分析可采储量风险。
（三）
产能评价应综合研究试气、试井和试采资料，确定单井合理产量；通过对采气速度等指标的研究，结合市场需求，确定气田合理开发规模。
（四）
开发方式和井网部署应按照有利于提高单井产量、提高储量动用程度、保证气田稳产、获得较高经济效益、满足安全生产要求的原则，进行多方案优化比选。
对多产层气藏、气水关系复杂和气层分布井段跨度大的气藏，应合理划分开发层系。对能够应用水平井、多分支井有效开采的气藏，应优先采用水平井、多分支井开发。
对强非均质气藏，应采用非均匀井网布井，并根据储层特征等优选井型。
（五）
气田开发指标应在地质模型基础上应用数值模拟方法对全气藏进行 20 年以上的开发动态预测，主要包括生产井数、油气水产量、
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压力、稳产年限、稳产期末采出程度、预测期末采出程度等。大型气田要求稳产 10～15年，中型气田要求稳产 7～10年。
（六）
风险分析主要是对储量、产量和水体能量等的不确定性分析，并制定相应的风险削减措施。
第二十三条
钻井工程方案应以地质与气藏工程方案为基础， ，满足采气工程的要求。方案主要内容包括：已钻井基本情况及利用可行性分析；地层压力预测；井身结构设计；钻井装备要求；井控设计；钻井工艺要求；储层保护要求；录井、测井要求；固井及完井设计；健康安全环境要求及应急预案；钻井周期预测及钻井工程投资测算等。
钻井工程方案应针对储层特点和井型，选择成熟实用的钻井完井工艺技术，做好储层保护工作；在确保安全钻进前提下，采用提高钻速的新工艺、新技术，缩短钻井周期。井身结构设计应针对钻遇地层的特点、能够满足整个开采阶段生产状况变化和进行多种井下作业的需要。
固井及完井设计应结合所钻遇地层和气藏特征，明确套管程序要求，表层套管下深和坐入稳固岩层深度要求，提出技术套管和油层套管的材质、强度、扣型、管串结构设计，以及水泥浆质量和水泥返深要求。
对于酸性气藏（气藏中天然气 H 2 S含量达到 0.02g/m 3 以上或 CO 2分压高于），各级套管和油管应回接到井口。
第二十四条
采气工程方案应以地质与气藏工程方案为基础，结合
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钻井工程方案进行编制。方案主要内容包括：完井和气层保护；增产工艺优选；采气工艺及其配套技术优化；防腐、防垢、防砂和防水合物技术筛选；生产中后期提高采收率工艺选择；对钻井工程的要求；健康安全环境要求及应急预案；投资测算。其中：
（一）
完井和气层保护。选择满足长期安全合理开采要求、提高单井产量和后期作业要求的完井方式、射孔工艺及气层保护措施。
（二）
增产工艺优选。开展储层敏感性、地应力场和天然裂缝分析，研究已完钻井的储层伤害，分析增产潜力，优选增产工艺和施工参数。
（三）
采气工艺及其配套技术优化。按照地质与气藏工程方案要求，对生产井进行系统优化设计，综合考虑合理利用地层能量、气井携液能力、增产措施、防腐工艺和开发中后期油气水关系变化等因素，优选生产管柱及配套技术。
（四）
防腐、防垢、防砂和防水合物技术筛选。针对流体、储层性质进行腐蚀、结垢、出砂及水合物形成的影响因素与条件分析，提出经济可行、技术可靠的解决方案和预防措施。对于酸性气藏应制定从完井到开发后期全过程的防腐方案。
第二十五条
地面工程方案以地质与气藏工程、钻井工程、采气工程方案为依据，按照“安全、环保、高效、低耗”的原则，在区域性总体开发规划指导下，结合已建地面系统等依托条件进行编制。方案主要内容包括：地面工程规模和总体布局；集气、输气工程；处理、
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净化工程；系统配套工程与辅助设施；总图设计；节能；健康安全环境要求及应急预案；组织机构和人员编制；工程实施进度；地面工程主要工作量及投资估算等。其中：
（一）
地面工程规模和总体布局设计。根据地质与气藏工程方案、钻井工程方案和采气工程方案，结合区域内天然气发展趋势，设计天然气集输、处理、净化、系统配套工程及辅助设施的建设规模，并进行站场布局的总体优化。
（二）
集气工程设计。依据气藏特征、气体组分和相态特征确定集气、防腐、防水合物等工艺流程和主要设备选型，充分利用地层能量，系统考虑集气、增压、处理、安全截断和泄压放空等环节，合理确定压力级别，优化地面设施，实现整体优化。
（三）
处理和净化工程设计。应根据气体组分、压力、温度、气量、气质要求、相关标准和环境、安全、节能的需要，合理选择脱硫、脱水、脱凝液、除砂、脱二氧化碳等处理、净化工艺以及装置的规模和数量。
（四）
输气工程设计。根据天然气进出站的压力、温度、输量和防腐要求，优化确定输气管道的管径和管材，优化交接点的分离、调压、计量方式，优选管道线路和敷设方式，系统考虑压力能的利用。
（五）
系统配套工程与辅助设施设计。给排水、供电、道路、通信、自动控制、消防、暖通、土建等尽可能依托已有设施，在满足正常生产需求和确保安全的前提下，进行多方案比选，合理确定建设标
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准和规模。
（六）
总图设计。应优化平面布置，尽量减少占地面积；优化站场竖向布置，合理确定标高，减少土方工程量；对站场内管道、供电线路、通信、道路等，选择最佳路线。
（七）
自控及安全设计。应采用先进适用的控制技术和自控系统、成熟可靠的安全保护和紧急停车系统，并制定自控系统总体方案，以确保安全生产和平稳供气。
第二十六条
对气区安全平稳供气具有重要意义的气田应论证备用产能。备用产能大小应结合气田产能规模和产供特点综合论证，井口备用能力和配套的净化、处理能力一般按气田产能规模的 20％～30％设计。并应根据生产需要，论证重点气田的生产系统备份问题，包括关键设备、操作系统、控制系统等的备份。
第二十七条
开发方案应按照“整体部署、分期实施”的原则，提出产能建设步骤，明确各年度钻井工作量和地面分期建设工程量，为年度开发指标预测和投资估算提供依据。并对产能建设过程中开发井钻井、录井、测井、完井、采气、地面集输、净化处理、动态监测、气田开发跟踪研究等工作提出具体实施要求。
第二十八条
健康安全环境评价是开发方案中的重要组成部分。主要内容包括：健康安全环境的政策与承诺；各种危害因素及影响后果分析；针对可能发生的生产事故与自然灾害，设计有关防火、防爆、防泄漏、防误操作等设施；针对产能建设和生产对健康安全环境的影
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响，应明确预防和控制措施；提出健康安全环境监测和控制要求；编制应急预案；根据有关规定设计气井、站场和管道的安全距离并编制搬迁方案。
第二十九条
风险评估主要指对方案设计动用的地质储量规模、开发技术的可行性、主要开发指标预测以及开发实施与生产运行过程中可能存在的不确定性分析和评估，并提出相应的削减风险措施。
第三十条
投资估算与经济评价应采用股份公司建设项目经济评价方法，对地质与气藏工程方案及相应的配套钻井工程、采气工程、地面工程、健康安全环境要求以及削减风险措施等进行投资估算和经济评价，为开发方案优选提供依据。经济评价对比的主要指标包括投资、成本、投资回收期、财务净现值和内部收益率等。
第三十一条
应综合考虑开发效益及健康安全环境可行性，系统分析方案承受风险的能力，经多方案技术、经济综合比选，提出推荐方案。
第三十二条
针对特殊气藏类型及特点，应采用相适应的开发对策。其中：
（一）
带油环气藏开发。当气储量系数大于等于时为带油环气藏，应纳入气藏管理。应加强油气界面监测和控制，避免油气互窜，使油气开发均获得较好的效果。
（二）
凝析气藏开发。对凝析油含量大于 50g/m 3 的气藏，应进行相态研究和开发方式比选。开发方式选择应综合研究凝析气藏的地质
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特征、气藏类型、凝析油含量和经济指标等因素，优化确定。井位部署、井型选择应有利于提高凝析油采收率。
（三）
水驱气藏开发。应研究水驱特征、水体能量，确定水体活跃程度。对水驱指数大于或等于的强水驱气藏，重点研究射孔底界及裂缝（天然裂缝、人工裂缝）对地层水活动的影响、气井极限产量与生产压差，确定合理的采气速度、井网与井型，以防止边、底水指进和锥进。同时应研究排水工艺及水处理工艺与措施。
（四）
酸性气藏开发。应重点研究气田开发过程中的安全、环保、防腐和天然气集输、净化处理等技术。
根据天然气组分特征，应优选集气方式、原料气输送工艺、净化工艺；评价腐蚀因素对整个生产系统的影响，研究腐蚀机理，优选防腐工艺技术；针对酸性气体气藏开发的潜在风险，确定钻井、完井、采气作业和地面工程等的安全与环保技术措施。
对高含硫气藏应开展流体相态及硫沉积研究，提出防治硫沉积的技术方案。
（五）
异常高压或高温气藏（地层温度高于 149℃）开发。应针对钻井、完井、试气、试采、采气等环节，制定可靠的技术方案与安全措施；研究开发过程中储层岩石形变对产能的影响；加强生产过程动态监测，特别是边底水的动态监测。
（六）
低压气藏开发。对地层压力系数低于的气藏，在钻井、完井、气层改造等环节，应制定储层保护方案，减轻外来液对储层的伤
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害。
（七）
特低渗气藏开发。应重点论证单井经济极限产量、单井经济控制储量、开发投资、气价等对气田开发经济效益的影响，采用成熟的气层识别与预测技术，优选富集区，优化布井；重视储层保护，选择合适的井型和储层改造措施，提高单井产量；采用低成本开采技术，控制开发投资。
（八）
煤层气藏开发。应重点研究煤层厚度与分布、渗透性、含气饱和度、解吸条件，选择经济有效的开发方式、井网部署、钻井与完井工艺，优选排水降压、低压集输及地层水处理技术，确定合理的排水降压开采工作制度。
（九）
非烃气藏开发。非烃组分（H 2 S、CO 2 、N 2 等）大于 70%的气藏，应充分论证市场需求、开发技术安全可靠性、开发经济效益及环境可行性，在此基础上编制开发方案。
第三十三条
气田开发调整方案重点是通过地质再认识、评价开发效果、分析存在问题与开发潜力，确定调整目标和原则，论证调整主体技术可行性、调整工作量，并预测调整后的技术经济指标。有针对性地对气田开发方式、层系、井网、开发指标及其他开发技术政策进行调整。
第三十四条
开发方案的设计与审查应按以下要求办理：
（一）
开发方案设计由具有资质的设计、研究单位承担。
（二）
充分运用先进、成熟、适用技术，降低开发风险。对于开
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发风险较大的大型气田和缺乏开发经验的特殊类型气田，应聘请国外有实力的公司进行开发方案的平行设计。
（三）
开发方案审批实行分级管理。探明地质储量大于 100×10 8 m 3 、设计产能规模大于 3×10 8 m 3 /a或对外合作的气田开发方案和开发调整方案，以及虽然设计产能规模小于 3×10 8 m 3 /a，但对区域发展、技术发展有重要意义的气田开发方案，由油田公司预审后报勘探与生产公司审批，勘探与生产公司可选择部分开发方案委托有资质的咨询单位进行预评估。其他开发方案由油田公司审批并报勘探与生产公司备案。
需国家核准或备案的重点气田开发方案,应按照有关规定办理。
（四）
开发方案必须资料齐全，送审的开发方案应包括总报告、地质与气藏工程方案、钻井工程方案、采气工程方案、地面工程方案、健康安全环境评价、经济评价、上报审查请示文件和油田公司预审会议纪要。
第四章
产能建设 第三十五条
开发方案须经批准并列入产能建设项目投资计划后，方可开展产能建设。开工前必须取得相应环保部门对环评文件的批复。产能建设的主要任务是按照开发方案要求实施建井和地面工程建设，做好投资控制，建成开发方案设计的配套生产能力并按时投产。
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第三十六条
产能建设应按照建设资源节约型企业的要求，学习和借鉴国内外节能降耗的先进经验，积极推进土地、能源、水资源、原材料等的综合利用，降低消耗，节约资源。
第三十七条
对开发风险较大的特殊类型气田，可与有实力的国外公司进行合作开发。
第三十八条
油田公司地质、钻井、完井、测录井、试气、采气、地面工程以及生产协调等部门，应按开发方案要求，制定本部门的产能建设具体实施工作细则，并严格执行。
第三十九条
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。井位及井场应符合有关标准及健康安全环境的要求。针对可能对员工、周围居民及环境产生的影响和危害，要制定相应的保护措施。
第四十条
产能建设过程中钻井作业应依据钻井工程方案要求，编制单井地质设计和钻井工程设计。其中：
（一）
单井地质设计中应有地层压力预测、有毒有害气体组分及含量的预告。
（二）
钻井工程设计中应有井控要求、风险分析及应急预案。高含硫气井钻井工程设计应明确套管、井口腐蚀和井场周围硫化氢监测方法；超高压气井、高产（日产气大于 20万立方米）气井钻井工程设计应满足不同工况下套管和井口的压力承载及密封要求。
（三）
单井地质设计和钻井工程设计应经过严格的审核和审批。
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钻井过程中发现设计与实际情况不符确需修改时，应报主管部门审批后方可进行调整。
第四十一条
油田公司应根据气田地质情况确定钻井次序，及时掌握钻井进度。在钻井过程中应做好跟踪分析和地层对比工作，不断加深对气藏的认识，如发现气藏地质情况有变化，应认真研究，及时提出井位调整意见和补充录取资料要求。若发现气藏地质情况有重大变化，须对原开发方案进行相应调整，并履行审批和备案程序。开发井完钻后应完善静态地质模型。
第四十二条
测井、录井资料必须取全取准。应按照先进、适用、有效、经济的原则，制定资料录取要求。
第四十三条
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管理。
钻井监督应依据钻井设计、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、打开气层技术措施以及安全环保措施等工作。对异常高压、高含硫气井钻井应派驻监督人员进行现场全程监督。
完井验收应依据钻井设计要求重点检查固井质量。异常高压、高含硫和高含二氧化碳气井应采用声波变密度测井、伽马密度测井等先进评价方法对各层套管进行固井质量评价。
第四十四条
油田公司应根据地质与气藏工程方案和开发井完钻后的新认识，编制射孔方案，并按方案要求取全、取准各项资料。
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第四十五条
油田公司应根据采气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。
第四十六条
地面工程建设分为初步设计、工程实施、投产试运行和竣工验收三个阶段，应严格履行基本建设程序，实行规范化管理。
第四十七条
依据有关部门批复的开发方案（或可行性研究报告），编制地面工程初步设计。初步设计包括：建设规模；主要设计参数；总平面布置、工艺流程、主要设备技术选型、配套工程等的优化方案；安全、环保、消防、节能专篇；主要技术经济指标和工程投资概算等内容。初步设计经勘探与生产公司审查同意且列入投资计划后，方可进入工程实施阶段。
第四十八条
地面工程实施包括施工图设计、施工队伍选择、设备采购、工程开工和工程施工。应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管理，着重抓好施工进度、质量、投资控制、健康安全环境等方面的工作。
第四十九条
投产试运行与竣工验收是地面工程质量控制的重要环节。投产试运行前应编制试运行方案，经审查批准并按国家规定由相应环保部门同意后实施。生产试运行合格后，应按方案设计指标、工程质量标准和竣工验收制度进行验收，对发现问题限期整改。建设项目竣工验收后，建设单位应办理固定资产交付使用手续，做好资料归档工作；生产单位应根据开发方案的实施要求，及时组织投产，达到方案设计要求的生产能力。
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第五十条
产能建设必须建立健全质量管理体系。产能建设项目实行业主责任制的项目管理。工程勘察、工程设计、施工、工程监理单位必须具备相应的资质条件。施工队伍选择按有关招投标的规定执行，物资采购按股份公司物资采购与电子商务有关规定执行。
第五章
开发生产 第五十一条
气田投产后，生产管理部门应根据气田所处开发阶段及其开发特点，结合年度计划和中长期规划的供气要求，开展生产管理工作，挖掘气田开发潜力，保障稳定供气，控制操作成本，确保生产系统安全平稳运行，实现开发方案确定的各项技术、经济指标。
第五十二条
生产管理的主要任务包括产量管理、生产监测、动态分析、地面生产系统管理、生产维护与开发调控、开发试验、气田开发效果评价等。
第五十三条
产量管理主要内容包括核实产能、控制产量递减、落实配产计划、做好生产计量等。其中：
（一）
气井产能核实在每年一季度完成，以单井产能为基础，分气藏、气田、油气区进行统计和汇总，由油田公司上报勘探与生产公司审定。
（二）
油田公司应严格执行勘探与生产公司下达的生产运行计划，统一考虑气田生产能力、影响产量因素（递减、检修、测试、损
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耗、用户影响等）、净化处理能力、管网输气能力、供气要求，制定配产计划并组织实施。气田应按照合理的产能负荷因子进行配产。产能负荷因子是指气田配产量与气田设计生产能力的比值，一般为～。
（三）
在供气需求发生重大变化时，应通过勘探与生产公司向油田公司下达产量调节指令。动用气田备用能力应报股份公司批准。
（四）
气田生产以开发方案设计指标为依据，坚持科学开发原则。在供气高峰期应尽可能利用储气库、管网调节能力或备用产能解决调峰问题。
（五）
按照分级计量的要求，推广应用先进实用的计量技术，定期组织计量设备的检定，保证计量准确。
第五十四条
生产监测包括气藏动态监测、井下技术状况监测、地面生产系统监测等。建立适合气藏特点和开发方式的监测系统，根据不同开发阶段的特点，制定生产动态监测计划，取全、取准各项资料。其中：
（一）
气藏动态和井下技术状况监测项目包括气藏地层压力、井底流压、井口温度、井口压力、油气水产量、产出剖面、流体性质与组分、油气水界面、井筒内液面与砂面、井下设施的腐蚀及运行情况等。
（二）
地面生产系统监测项目包括：天然气集输站场和净化处理厂装置的操作压力、温度、流量及处理量；加热设备和动力设备的状况；进出主要装置的气质分析 ；主要生产设备和管线腐蚀状况在线监
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测等。应从井口到首站进行全流程泄漏检测。
生产动态监测应纳入油田公司的生产经营计划，监测费应按气田操作成本的 3%～5%纳入预算。
第五十五条
油田公司应按月、季、半年、年度和阶段进行气田动态分析，并编写分析报告。
动态分析的主要内容包括气井与气藏的动态特征、产量计划完成情况、各种工艺措施效果、产量变化及原因、地层压力变化趋势、气藏边底水活动情况及气田生产设施的适应性等。动态分析应指出开发中存在的问题，提出改进措施。
月度、季度动态分析以气井生产动态为主，半年和年度动态分析以气田开发动态分析为主。
阶段动态分析的主要目的是为编制中长期开发规划和气田开发调整方案提供依据。分析的主要内容包括气藏地质特征再认识与气藏地质模型修正、储量动用状况、剩余储量分布及开发潜力分析、边底水活动情况、开发技术政策的适应性、开发趋势及预测、方案设计指标符合程度及开发效果评价、开发经济效益评价、开发存在的主要问题、调整对策与措施等。
第五十六条
地面生产系统管理是对气田地面生产系统进行安全运行控制和优化管理。按照各项操作规程，细化各项管理措施，确保生产设施安全、平稳运行，提高技术经济指标，合理降低成本，保证处理后天然气质量、污水与废气外排等达到国家有关标准的要求。
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第五十七条
气田生产维护主要包括：生产井、地面集输和净化处理系统维护、报废设施的处理等。其中：
（一）
生产井维护包括修井、防砂、排水采气、防腐和气井增产措施等作业。
（二）
地面集输系统维护主要包括：集输管线、设备及配套装置维护；在线检测自控系统和计量系统维护；泄压放空等安全保护系统维护；增压及其他动力设备维护。
（三）
天然气净化处理系统维护主要包括：各种装置、设备及仪表的日常维护保养和定期检修；重要阀门、分离器和加热设备的检测和维护；泄压放空等安全保护系统的维护。
（四）
因地质、工程等因素失去利用价值的气井、站场等应按有关管理规定申请报废，批准报废后按有关要求做好气井和站场的处理。
第五十八条
开发调控是改善气田开发效果的重要手段。应根据气田不同开发阶段的特点，确定调控重点和措施：
（一）
投产初期产量上升阶段为上产期。开发调控主要通过新钻井和试采深化气藏地质认识，研究开发特征，调整气井配产，优化待钻开发井井位和钻采工艺技术。
（二）
从产量达到开发方案设计规模并稳定生产的阶段为稳产期。开发调控重点是提高气田稳产能力、延长稳产期。应通过合理配产、补充部分新井、补孔调层、适时增压，搞好稳产接替，杜绝恶性开采。气田稳产期末可采储量采出程度一般应达到 60%以上。
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（三）
从产量开始递减至递减到开发方案设计规模 20%的阶段为递减期。开发调控重点应通过剩余可采储量分布研究，采取排水采气、增压开采、补孔调层、气井修井、酸化压裂、打调整井等挖潜措施，控制产量递减率。年综合递减率一般应控制在 10%以内，复杂气藏、强水驱气藏年综合递减率应控制在 20%以内。
（四）
产量递减到开发方案设计规模 20%以下的阶段为低产期。开发调控以提高气田最终采收率为目标，采取有效的排水采气、老井修复、后期增压开采、高低压分输等措施，尽可能提高气田最终采收率。
第五十九条
气田开发效果评价包括气田开发方案后评价、效益评价和气田开发水平考核。其中：
（一）
当气田投产三年或动用地质储量的采出程度达到 10％时，应根据气田实际动态资料组织开发方案后评价。重点评价储量动用程度、开发技术经济指标与方案设计指标的符合程度、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，并分析存在的问题，总结经验教训，提出改进建议和措施。评价结果应及时反馈到有关决策部门、生产部门及设计单位等。
（二）
效益评价是按年度对气区、气田、气藏、单井生产成本及效益指标进行评价，重点是操作成本构成及其影响因素分析。提出节能降耗、提高生产效率与劳动生产率、有效控制操作成本的建议或措施。
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（三）
气田开发水平考核包括技术、管理和经济指标考核。技术考核指标包括钻井成功率、储量动用程度、平均单井产量、采气速度、稳产年限、稳产期末采出程度、综合递减率等；管理考核指标包括动态监测完成率、气井利用率、生产时率、老井增产措施有效率、气田水处理率、能耗水平等；经济考核指标包括销售收入、操作成本、利润等。
第六十条
开发后期因资源枯竭或无开采效益的气田应废弃。
油田公司按规定向股份公司财务资产部门和勘探与生产公司提交气田废弃申请报告及储量结算报告，经批准后组织实施。
气田废弃报告主要总结气田开发历史，陈述废弃理由，气田废弃采取的措施和办法，包括残值评估、资产处理、生态恢复等内容。
第六十一条
油田公司应将油田开发伴生气与气层气的集输、处理、利用、销售作为一个系统进行管理，充分利用伴生气，提高资源利用率。
第六十二条
油田公司应不断提高生产过程现代化管理水平，达到生产过程中的信息收集、处理、决策及时准确。其中：
（一）
逐步实现天然气生产、集输、处理、净化等各个环节的全程监控。
（二）
每口气井建立单井档案，主要包括单井地质设计、钻井工程设计、实钻和完井记录、生产动态、井史等资料。异常高压、高含硫、高产气井应重点标识出可能对安全生产构成危害的信息。
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（三）
建立各生产环节的预警系统和突发事故处理预案，及时发现事故隐患，并对突发事件提供有效的处理措施。
第六十三条
油田公司应根据天然气生产和发展的需要，建立相应的天然气开发队伍，配备必需的试气、试采、计量、增压、井控、抢险以及安全环保设备。并做好人员培训和设备管理工作。
第六十四条
油田公司应根据股份公司有关档案管理规定，做好天然气开发各项资料的归档管理工作。天然气开发涉及的国家秘密和股份公司商业秘密应按有关保密规定，做好保密工作。
第六章
规划计划
第六十五条
天然气开发规划计划包括中长期规划和年度计划。天然气开发规划计划是指导天然气开发和上中下游协调发展的重要文件，应按照股份公司规划计划管理有关规定，根据股份公司天然气发展战略，依据资源、市场、生产和输气能力、多气区联动供气等因素进行上中下游综合平衡制定。
第六十六条
天然气开发中长期规划包括五年滚动计划、十五年远景规划以及区域性开发规划。
中长期规划以科学预测为基础，规划指标应合理匹配储量、产能、产量、管输能力和销量等关系。
中长期规划前三年天然气产能建设所需资源以探明储量为基础，
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后两年可以近期可升级的控制储量和预测储量为基础。前两年天然气产量、商品量应按月度日均安排。规划安排应备用 10%的生产能力用于气区调峰或事故应急供气，处于产供枢纽地位的气区，可适当增加备用生产能力。
第六十七条
五年滚动计划以五年为期，根据资源、市场条件变化及年度计划实施情况，逐年滚动编制，五年滚动计划是年度计划的重要依据。主要内容包括：滚动计划执行情况分析、市场需求、开发潜力分析、规划方案编制原则与依据、分年度天然气产量和商品量、开发前期评价部署、产能建设部署、老气田调整改造部署、投资估算及经济评价、方案优选、风险分析及保障措施。
第六十八条
十五年远景规划每五年编制一次，第一个五年与当期五年滚动计划一致，第二个五年分年度编制天然气产量、商品量、产能建设部署以及投资估算等，第三个五年以五年为单位进行编制。
第六十九条
区域性开发规划是围绕长输管道工程、地区性天然气产业协调发展而编制的开发规划。区域性开发规划以油田公司同期的五年滚动计划和十五年远景规划为基础，以五年或十五年为期编制。其中：
（一）
规划重点论证发展目标、资源基础、规划方案、工作部署、工作量、投资及气价等，涉及的重点气田开发项目应以开发方案或概念设计作为依据。
（二）
规划中新投入开发且分布相邻的气田群，应编制成组气田
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开发总体规划，确定合理开发规模、地面工程总体布局、开发稳产接替方式、健康安全环境要求等。
（三）
区域性开发规划应具备 20 年以上稳定供气的资源基础。
第七十条
天然气开发年度计划是在五年滚动计划的基础上，根据天然气产运销平衡编制 。主要内容包括年度天然气产量及商品量、动用可采储量、产能建设项目与工作量、开发前期评价项目与工作量、开发投资、保障措施等。天然气产量按月度日均编制。
第七十一条
油田公司根据勘探与生产公司下年度主要开发指标框架，组织开展天然气开发前期评价、产能建设等项目论证，并报勘探与生产公司审查。勘探与生产公司在油田公司上报年度建议计划的基础上，经综合平衡，编制天然气开发年度计划，上报批准后，下达油田公司实施。
第七十二条
油田公司应按照项目管理办法，做好计划实施工作。加强项目的全过程管理，突出方案审查、实施过程中的检查监督和后评估。年度计划需重大调整时，必须按分级管理的原则报批。
第七章
储量与矿权 第七十三条
天然气储量管理应遵守国家和股份公司储量管理有关规定，建立以经济可采储量为核心、地质储量和技术可采储量为基
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础的储量管理体系，落实开发资源基础，促进储量动用，满足国家、股份公司和资本市场不同层面的需要。
第七十四条
储量管理内容包括：地质储量新增、复算、核算和结算；可采储量的标定；探明未动用储量分类评价；上市储量资产价值评估；储量动态管理；储量报批与审查等。
第七十五条
地质储量新增、复算、核算、结算和可采储量的标定要求：
（一）
在勘探程度、地质认识程度达到探明储量新增要求时，应采用容积法、概率法等计算气田探明地质储量；采用经验公式法、类比法和数值模拟法等计算探明技术可采储量，并进行经济可采储量计算。
（二）
气田投产二至三年时，应对探明储量进行复算。对于采出程度已达 10%的气田，应利用动态法进行储量复算。
（三）
储量复算后，开发生产过程中每三至五年对已开发储量核算一次。气田地质认识有重大变化或进行了开发调整应及时进行核算。开展储量计算方法研究，提高储量核算精度。
（四）
矿权转让或气田废弃时应对储量进行结算，气田废弃时应核销剩余储量。
（五）
应充分利用生产数据，运用产量递减法、物质平衡法、数值模拟法等进行已开发气田的技术可采储量和经济可采储量年度标定。
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第七十六条
根据市场需求、气藏资料条件、认识程度、技术进步与气田开发经济条件变化等因素，定期进行探明未开发储量分类评价，为规划计划编制提供依据。
第七十七条
根据股份公司国际化经营的需要，按照有关上市监管机构储量披露要求和评估准则，做好储量资产价值评估。
第七十八条
探明储量复算、核算和结算、技术可采储量与经济可采储量标定、已探明未动用储量分类评价等储量报告，经油田公司审查后，按储量管理有关规定上报。
第七十九条
按照国家有关矿产资源开采登记管理办法，结合天然气业务发展需要，做好矿权申请、登记。并依照国家规定，按时缴纳采矿权使用费，报送采矿权年度报告，做好矿权使用费减免工作。
第八十条
油田公司应重视接替资源的矿权申请和登记。选择矿权区域应有一定的前瞻性和预见性，积极拓展天然气业务的发展领域。
第八十一条
建立相应矿权保护网络，加强矿权保护，争取政府支持，依法维护股份公司合法权益。
第八十二条
油田公司负责登记方案、申请项目论证和材料准备，并负责开采范围内地质成果汇交；股份公司负责申请依据、登记方案和申报意见的审查和上报。气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并及时更新。
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第八章
技术创新与应用 第八十三条
技术创新与应用要针对天然气资源特点和开发要求，加强科技自主创新，注重应用基础理论研究与瓶颈技术攻关、先进技术引进和成熟技术推广，并重视科技管理与人才培养。
第八十四条
重视天然气开发基础研究和新理论、新方法探索，搞好天然气开发实验室建设，促进气田开发理论发展。
。
第八十五条
加强瓶颈技术攻关，搞好矿场试验。重点是储层预测与井位优选、提高单井产量、地面工程优化与简化、天然气净化处理、高含硫及异常高压气藏安全生产等开发技术。
第八十六条
注重成熟适用技术的集成与推广。新技术工业化应用之前，应进行先导性工业试验，通过技术完善与技术配套，缩短科研成果转化为生产力的周期。
第八十七条
引进先进适用技术,组织好现场应用，并加强消化吸收创新。引进方式可采取设备引进、技术服务、技术咨询、合作研发等多种形式。
第八十八条
加强与国内外科研院所、生产单位的技术合作，广泛开展技术交流，促进技术进步。应重视专利、专有技术等知识产权管理与保护，搞好专利申请，做好保密工作。
第八十九条
加强天然气开发与管理的信息化建设。按照股份公司的统一规划，建立股份公司天然气开发数据库及开发管理平台，逐步
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实现天然气开发与管理的信息化。
第九章
健康安全环境 第九十条
天然气开发全过程必须建立健康安全环境管理体系，坚持“安全第一、环保优先、以人为本、预防为主”，从源头控制风险，做到健康安全环境保护设施与气田主体工程同时设计，同时施工，同时投产。
第九十一条
天然气开发应贯彻执行国家有关健康安全环境法律法规和股份公司有关规定，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，实行全员安全生产合同制和承包商安全生产合同制，杜绝重、特大安全、环境事故的发生。针对可能严重影响社会公共安全的项目，制定切实可靠的安全、环保措施与应急预案，加强与地方政府的沟通与协作，对公众进行宣传教育。
第九十二条
全面进行员工健康安全环境培训与宣传，提高全体员工的安全环保素质。对于从事高压井、高含硫井、高产井、集输与净化、应急抢险等有关工作的员工，有针对性的进行岗位操作技...
