油气田产能建设项目可行性研究报告书.docx

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油气田产能建设项目可行性研究报告书

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

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。

2.2市场预测

结合国家宏观能源政策及地方经济发展趋势，预测目标区不同用户的天然气需求量，分析天然气价格承受能力。

说明与天然气用户签订的照付不议合同或销售关系意向性协议书，市场落实程度等。

2.3市场风险评估与应对

对于天然气项目，进行市场供求、价格变化等方面的风险评价，提出应对策略及预案。

2.4市场开发与策略

说明市场开发潜力和开发计划，配套建设或改造内容，工作安排及人员组织形式。

说明市场销售的主要流程和运行机制，销售渠道、销售方式，市场定位、市场策略等。

提出进一步拓展市场的建议及措施。

3油气藏工程

3.1油气田概况

说明油气田的地理位置、行政归属、区域范围、地理环境（包括地形、海拔、气候、工区内的人文状况及交通概况、集输管网等）及邻近油气田相对地理位置，简述项目建设对工区内环境保护及生态影响的因素。

3.2勘探开发历程

简述油气田的勘探历程、重要勘探成果等（包括地震工作量、钻井取心及分析化验等），说明发现井的钻遇情况、试油试气及油气田储量情况。

老区调整改造项目，重点说明油气田勘探开发所经历的阶段和开发现状，包括油气田的生产开井数、生产特点、压力水平等。

3.3构造特征

3.3.1区域地质概况

简述项目所属的含油气盆地、凹陷、构造带以及与之相邻的构造单元名称，说明地层发育简史，包括地层时代、沉积序列、含储层系及生储盖组合特点等。

老区调整改造项目应简化描述。

3.3.2构造特征

说明油气藏主要构造特征，包括构造类型、构造形态、圈闭要素及其纵向叠合情况；工区内的断层发育状况及断块单元的划分，包括断层性质、分布及组合特点，对油气的封隔作用等。

3.4储层特征

3.4.1层组划分

说明含储层系、含储层组、砂岩组和小层的划分结果，主要开发目的层系或层位。

3.4.2储层沉积特征

说明储层沉积类型、沉积相模式。

剖面、平面沉积相划分，不同相带主要特征。

3.4.3岩性特征

简述储层岩性、成分、结构、岩相组合及成岩序列、主要岩性组合等特征。

3.4.4储集空间类型及组合特征

简述储层主要储集空间（如：

孔、洞、缝）及组合特征（对具有双重介质特征的储层应描述裂缝特征），孔隙结构特征及粘土成份、含量等。

3.4.5储层物性

描述储层有效孔隙度、渗透率的大小及分布特征。

简述储层原始含油气饱和度、敏感性（水敏、速敏、酸敏、盐敏和碱敏），岩石表面润湿性、压缩性等特征。

3.4.6储层空间展布及非均质性

简述储层平面及纵向分布特征，层间、层内及平面非均质性。

3.4.7隔夹层发育特征

简述隔层、夹层性质，纵横向特征。

3.4.8储层综合评价

说明储层分类、标准和储层评价。

3.5流体性质

3.5.1原油性质

说明原油的组份、密度、粘度、凝固点、含硫量、含蜡量、沥青质含量等特点。

简述原油性质在纵向、横向上的变化，特殊情况下，还应增加稠油的流变性、粘温变化关系等特征。

3.5.2天然气性质

说明天然气主要组成及主要参数，包括天然气相对密度、各组份含量、凝析油含量及性质（相对密度、粘度）、相态特征（露点压力，临界温度、压力，最大临界凝析温度、压力）。

3.5.3流体高压物性特征

说明压缩系数、体积系数、密度、粘度、压缩因子。

简述油（气）相态特征。

3.5.4地层水性质

简述水型、离子含量、矿化度等在纵横向的变化。

老区调整改造项目，重点是说明现状地层水的性质。

3.6油气藏类型及储量评价

3.6.1油气水系统

说明油气水层识别标准及油气水界面划分，划分油气水系统。

老区调整改造项目，应侧重于工区内的油气水系统现状的描述。

3.6.2压力、温度系统

说明油藏的地层压力、压力梯度及压力系数；地层温度、地温梯度。

老区调整改造项目，应重点分析目前的地层压力和温度特征。

3.6.3驱动能量及驱动类型

说明油气藏驱动能量、大小及驱动类型，如：

边水、底水、气顶、溶解气、弹性、重力驱动等。

老区调整改造项目，重点说明现状油藏的驱动特征。

3.6.4油气藏类型

依据油气藏成因、油水关系、储层类型、流体性质、压力温度系统、驱动类型、产能等，说明油气藏类型。

3.6.5储量评价

说明工区含油气面积、有效厚度、油气储量计算结果。

从油气田地质储量规模、地质储量丰度、产能大小、油气藏埋深等方面说明储量综合评价情况。

老区调整改造项目，需在复算或核算储量的基础上，评价剩余地质储量，并说明剩余油气储量的分布特征。

3.7地质认识风险评估与应对

从构造、储层、含油气性等方面评估项目探明储量的落实程度及存在的风险，提出应对策略及预案。

3.8油气藏工程设计

3.8.1油气藏动态特征研究

简述试采生产基本情况、主要开发生产指标，试采特征分析等。

无试采井的产能建设项目，参考同类型油气藏开采特征进行类比分析。

老区调整改造项目，应简述开发效果评价情况，包括开发井网适应性分析，储量动用情况、采出状况、含水情况、产量递减情况、稳产基础等分析。

说明目前开发形势、存在问题。

通过精细油藏描述或其它手段进行潜力分析，说明影响剩余储量的控制因素，指明下一步挖潜方向，主要潜力区域、潜力层位。

3.8.2油气藏工程设计

3.8.2.1开发原则

综合考虑油气资源、地质特点、地层能量等因素，结合类似油气田的开发经验，确保油气藏合理高效开采。

3.8.2.2开发方式

根据油气藏天然能量大小，确定是否增压开采或人工助采方式。

说明应考虑地层压力保持水平，注入介质及注入时机选择。

老区调整改造项目，需简述对当前开发方式的评价及调整后所采用的开发方式。

3.8.2.3层系划分与井网井距

根据储层物性、流体性质、压力系统、油气水系统、储量规模以及工艺技术开发条件等划分开发层系。

根据分层系不同井网对储量的控制程度确定合理井网、井距。

3.8.2.4开发井生产和注入能力

说明开发井投产初期的合理生产能力和注入能力，包括采油、采气指数，生产压差，不同井型生产井的产能确定，注入井的注入能力等。

3.8.2.5采油（气）速度

考虑储量、地质条件、流体性质、资源接替状况等因素，确定合理采油（气）速度。

3.8.2.6方案设计及开发指标预测

说明储量计划动用情况，各备选方案工作部署，包括井数、井别、井型和井位，各区块（或平台）预留井场数，区块预计建成产能，稳产期，主要开发指标预测等。

3.8.2.7采收率及可采储量

说明多种方法确定的采收率、可采储量。

3.9油气藏工程风险评估与应对

从开发方案对油藏的适用性（开采方式）、产能设计、累计产量预测等方面评估风险,提出应对策略及预案。

3.10油气藏工程方案比选

油气藏工程方案均需进行方案比选。

对于特殊项目，条件许可情况下，可与同类型油气藏在开发层系、开发方式、注入方式、井型、井网、井距、井位、采油（气）速度、采收率取值等方面进行横向对比分析。

3.11开发方案实施要求

说明开发方案实施要求。

包括对钻、完井的要求（如：

钻井顺序、钻、完井质量和投产井顺序、储层保护），对资料录取和动态监测的要求（如：

取心、PVT取样、地面流体取样、测井、测试和系统试井、产量计量），提出监测井的比例或位置和监测方式建议，对后续研究工作的要求等。

4钻井工程

4.1钻井工程编制的原则和依据

4.1.1编制原则

说明钻井工程编制的原则。

4.1.2编制依据

说明钻井工程设计所引用的主要标准、规定及规范。

4.2钻井过程中储层保护要求

4.2.1钻井过程中的储层保护

说明根据储层岩性、物性、粘土矿物分析结果，制定的对储层的保护措施及技术方案。

4.2.2固井过程中的储层保护

说明根据对储层可能的伤害，对固井过程中需采取的防漏和防窜等储层保护措施。

4.3钻井工程设计

4.3.1钻井规模

依据油藏工程设计，说明钻井总体规模，包括不同井型的生产井、注入井数量、取心井数、取心进尺及钻井总进尺。

简述钻井工程的总体工作安排、分年度的钻井进度安排。

4.3.2钻前准备

简述钻前工程设计原则、地面条件和设计情况。

简述钻井主要设备，包括钻机、井口设备，钻具及钻头等。

4.3.3井身结构及套管程序设计

说明井身结构方案及对套管程序的要求。

简述各类型井套管选择依据和设计结果。

4.3.4固井要求

说明各层套管的固井方式及主要井段的封固要求，简述所采用的水泥浆类型、性能及防止油、气、水窜的措施。

4.3.5其它要求

说明井身质量和钻达地质目标的要求。

说明取心、测试、录井要求及测井系列。

4.4钻井工程方案比选

增加对同类型油气藏钻井工艺及配套技术进行横向对比分析论证，至少要有一个备选方案，列出主要技术指标。

4.5钻井工程投资估算

说明钻井成本估算的依据、标准和定额，列出分井型预算单价（单位钻井成本）及不同钻井工程方案投资估算明细表。

4.6钻井工程风险评估与应对

从钻井工艺技术的适应性、安全及环保等方面进行风险评估，提出应对措施及预案。

5采油（气）工程

5.1完井工程设计

5.1.1完井方式

优选不同井型完井方式，包括裸眼完井、衬管完井、割缝筛管完井、射孔完井等，说明选择理由及储层钻开程度要求。

5.1.2生产管柱

简述生产管柱选择的依据和各类型井的生产管柱设计。

5.1.3完井设备

说明所需的井下工具、防喷器组、防砂设备、井下抽油设备、诱喷设备、钢丝作业设备、射孔设备、油管四通和采油树等以及完井工期。

5.1.4射孔工艺

说明射孔液类型和性能。

简述采用的射孔方式及优选的射孔参数（包括射孔抢型、孔径、孔密及射开程度）。

5.2采油（气）方式

5.2.1采油工艺

根据油藏工程论证可保持的油藏压力水平，说明自喷采油方式油井配产要求的生产压差，并选择自喷井的管径。

人工举升采油方式，应说明所选择的举升设备的地面及井筒配套要求及工作效率。

根据油藏的流体特征，选择其它采油方式，如：

稠油注蒸汽吞吐、蒸汽驱开采，或高凝油降凝开采等。

5.2.2采气工艺

5.2.2.1生产系统节点分析

将地层流体渗流、举升管垂直流动和地面集输系统视为一个完整的采气生产系统，进行整体优化。

综合分析系统中各部分压力损失，说明压力、温度、工作制度等参数变化对气井产量的影响，对生产系统各环节进行优选，确定采气工艺及其配套技术方案。

5.2.2.2采气工艺设计

（1）采气方式

说明不同时期气井的采气方式。

自喷方式：

说明气井合理的生产管柱结构、合理工作制度，不同压力、不同井身结构条件下的合理产量、最小带液产量和最小生产压差。

人工举升：

选择排液采气方式（机械排液，高压气间歇气举、连续气举，泡沫排液采气等）及其开发技术政策界限。

对需改变采气方式的，简述转变的合理时机。

对于保持压力开采的凝析气藏，研究注入工艺技术。

（2）生产管柱

说明不同井型生产管柱结构优化设计依据及结果。

（3）气井生产制度

考虑气井安全生产和保护地下资源，对气井生产制度、煤层气井前期排采工作制度进行优化设计。

（4）煤层气前期排采工艺

根据煤层气排采工艺方案的设计原则进行排采工艺技术适应性分析，优选煤层气前期排采工艺方式、排采设备，确定排采工艺参数。

（5）增产措施

根据储层渗透性高低及产能大小，说明气井投产时必要的措施要求（人工诱喷、排液采气等）。

对物性较差、产能较低的气井，选择相应的储层改造技术（如酸化、压裂等），说明其工艺技术指标和要求。

对边、底水气藏，进行防水治水优化设计。

5.3注入工艺

5.3.1注水工艺

说明对注水水源及水质的要求。

说明合注或分层配注、注水压力及注入速度的要求。

简述注水井预处理措施，如：

排液，洗井（用清水或活性水、热水），注入粘土稳定剂，注入润湿性反转剂，压裂或酸化增注等措施。

5.3.2注汽（气）工艺

根据油气藏特点，优选注汽（气）工艺管柱，简述注汽参数优化及设备选型。

根据储层粘土矿物成份分析与室内试验评价结果，推荐适应的注汽防膨工艺及防膨剂。

5.4配套工艺

5.4.1压裂工艺

简述需压裂改造的低渗透油气藏地应力研究、天然裂缝预测成果，说明煤层气及页岩气储层压裂改造的特点，分析压裂改造可行性，进行方案设计，包括压裂层位及压裂深度、压裂液体系优选、支撑剂筛选和用量、施工参数、压裂工艺管柱结构等。

5.4.2酸化工艺

说明采用的酸液及各种添加剂配方筛选和用量，酸化方式选择及相应酸化工艺参数，酸化处理的层位和半径，酸化工艺管柱结构设计等。

5.4.3防砂工艺

根据出砂情况，优选防砂方法及工艺参数，提出配套技术。

5.4.4其它工艺

油井清蜡防蜡：

说明清蜡防蜡方法和工艺参数。

防腐工艺：

说明防腐方式和工艺参数。

防垢工艺：

说明防垢除垢方式和工艺参数。

堵水调剖工艺：

说明堵水与调剖方式和工艺参数。

气井水合物防治工艺：

说明水合物防治方式及工艺参数。

煤层气井防煤粉技术：

说明防煤粉技术特点及工艺参数。

修井工艺：

说明修井工作量，修井机及配套设备，主要参数，作业频率等。

其它工艺：

说明采用的技术方法和工艺技术要点。

5.5动态监测及储层保护

5.5.1动态管理和监测要求

根据需要和可能，提出生产井和注入井的动态管理和监测方案与实施要求。

动态监测内容，包括地层压力与温度、吸水剖面、产液剖面、流体性质、井下技术状况、储层物性、含油（气）饱和度、油气和油水界面监测井数和取资料密度。

煤层气井排采过程中动态监测内容包括产水量、产气量、动液面、套压、井底流压、氯离子等取资料密度。

5.5.2储层保护

根据储层的伤害机理试验的结论，简述在压裂、酸化、注水、注汽（气）、防砂、检泵、气举、大修等井下作业中所采取储层保护措施。

5.6采油（气）工程方案比选

增加对同类型油气藏采油（气）及配套工艺技术进行横向对比分析论证，至少要有一个备选方案，列出主要技术指标。

5.7采油（气）工程投资估算

说明各项工程量计算依据，列出投资估算结果。

包括完井费用（含射孔液、射孔枪、射孔弹及其作业费）、机采费用（含抽油杆、泵、油管、井下工具及其作业费）、对老探井或开发准备井投产发生的费用和新井投产及增加产能的措施费。

5.8采油（气）工程风险评估与应对

从采油气工艺的适应性、安全、环保等方面进行风险评估，提出应对措施及预案。

6油气田地面工程

6.1建设规模和总体布局

6.1.1现状及依托条件

说明油气集输、给排水、通讯系统、供电系统、道路现状以及其它依托条件。

6.1.2建设规模

简述油气的生产、处理、储存和外输能力，对污水和注水的处理能力，以及设计寿命。

6.1.3总体布局

说明总体方案组成、布局（布站方式、位置、功能和相互间的关系），总体布局图（或示意图）。

6.2油气集输工程

6.2.1油气集输规模

说明油气集输工程的主要产品和生产能力，列出各单项工程建设的总体规模和分期建设规模。

6.2.2油气集输

简述油气集输工艺（以井口到计量/集气站的单井集气工艺为主），提出经优化的工艺方案和主要工作量（包括设备和集输管线数量）。

天然气项目注重水合物的防治以及单井气量的计量方法。

煤层气、页岩气集气工艺的选择上，要结合其重组份少、单井气量低等特点，达到能耗效益最大化。

简述线路概况和站场概况，油气集输各种管道的规格、工艺参数及工程量等。

集输管道的敷设方式、埋设及开沟要求，以及路由选择，大型穿跨越工程的方案等，对于海上施工应考虑立管安装及水下接头的连接、管道施工方法的选择、近岸段的施工方法及要求、特殊问题的处理措施。

6.2.3油气处理

6.2.3.1油气分离

根据油气组份特点，提出油气/气液分离级数，选择分离设备（包括分离器的外形尺寸、分离负荷、主要特点及选用台数）。

6.2.3.2原油脱水

根据油田开发过程中原油含水变化情况，提出原油脱水、处理工艺方案。

特殊油气田，可根据需要进行脱盐处理。

6.2.3.3原油稳定

简述原油稳定的原则、原油组份及原油稳定深度。

列出原油实沸点蒸馏数据及原油轻组份分析表，根据产品规格及产量，进行多方案比较，推荐原油稳定方案。

6.2.3.3天然气净化

根据天然气组份特点，提出气液分离级数，选择分离设备（包括分离器的外形尺寸、分离负荷、主要特点及选用台数）。

按照天然气组分特点及储存外输要求的脱水深度确定脱水工艺，选择脱水设备。

特殊气田，可根据实际组分进行脱硫、脱碳处理；或者根据特殊需要，进行脱氮等处理。

论述处理工艺、运行参数、产品规格、产品数量、各种能耗。

并对杂质的提纯等进行环保处理，例如硫磺回收、尾气处理。

依据投资效益、环保安全等要求，进行多方案比较，推荐天然气方案。

6.2.3.4天然气凝液回收

根据天然气组份特点、气量、压力、产品规格及收率等因素，经技术经济比较后确定天然气凝液回收的工艺方法；通过技术经济分析确定天然气凝液回收装置的收率、稳定分馏和产品规格，进行多方案比较优化，推荐处理方案。

装置产生的污染物应进行无害化处理。

6.2.3.5天然气凝液储存

根据设计产量、运输方式、运输距离，确定天然气凝液的储存容积及储存设备形式。

6.2.4油气储运

6.2.4.1油库或陆上终端、储气库

简述油库或陆上终端的选址条件、主要功能指标（处理能力、操作弹性、产品质量、产品收率、消耗指标、“三废”排放量等）、运作条件、主要工艺流程、平面布置、设施、设备型式、规格和数量、安全环境保护要求以及公用设施等。

简述储气库的选址条件、主要功能指标（储存能力、操作弹性、出库气量、消耗指标、“三废”排放量等）、主要工艺流程、平面布置、设施、设备型式、规格和数量、安全环境保护要求以及公用设施等。

6.2.4.2油气外输

根据油气产量、用途（转输、加工、燃料），接受能力（连续、一次性、阶段性及数量）、接受设施等，进行不同外输方案比较，提出推荐方案。

天然气项目还要依据地方、市、省各级政府区域规划，确定路由。

论述清管、线路阀室和首末站、分输站、清管站等站场的站址、工艺、平面布置等，尤其是天然气计量的方式。

6.2.5防腐与保温

简述对管道、储罐的防腐覆盖层的优选。

说明管道保温材料、保温结构及管道保温的工作量，及储罐保温材料的性质、保温结构及保温的工作量。

简述经济比选后的阴极保护方案。

6.2.6新工艺、新设备、新材料

说明油气集输工程采用的新工艺、新技术、新设备和新材料情况。

需要引进国外技术及设备时，要说明引进内容、方式和理由。

6.2.7油气集输工程投资

说明各方案的主要工程量，包括主要设备及材料的规格及数量。

简述投资估算的依据、标准和定额。

列出投资明细表并进行必要的说明。

6.3注入工程

6.3.1注水工程

6.3.1.1注水规模和参数

说明注水规模、注水压力和水质要求，以及分年度的注水工程参数。

6.3.1.2注水方案

简述水源及选择的理由。

说明注水流程、注水管网方案，防腐工艺，以及多方案技术经济比选。

说明注水所特有的工艺技术，包括除氧、密闭和精细过滤等，经多方案比较，提出推荐方案。

6.3.1.3主要工程量及设备材料

列出注水主要工程量、主要设备、材料的规格和数量。

6.3.1.4注水工程投资估算

简述投资估算的依据、标准和定额。

列出投资明细表并进行必要的说明。

6.3.2注汽（气）工程

根据油气田具体特点，按照开发方案的要求，制定注汽（气）的规模、工艺、设备、平面布局、工程量和实施方案等。

简述投资估算的依据、标准和定额。

列出投资明细表并进行必要的说明。

6.4采出水处理工程

说明采出水处理站的建设规模。

简述采出水的处置方案（回注或外排），处理工艺、防腐工艺，进行多方案比选，提出推荐方案。

说明方案的主要工程量，包括主要设备及材料的规格及数量。

简述投资估算的依据、标准和定额。

列出投资明细表并进行必要的说明。

6.5其它配套工程

6.5.1给排水及消防工程

6.5.1.1给水

说明各供水对象的供水特征、供水规模、水质等参数。

说明水源选择、水质、能力、建设规模及方案比较。

说明给水站的建设规模及经水处理工艺，进行多方案比选。

说明输配水管网方案，对输配水管网工程量、施工条件和工程投资等精细比较，提出推荐方案。

列出主要工程量及主要设备、材料规格等。

6.5.1.2排水

说明各排水点的污水类别、来源、排水规律、污水量及污水水质等参数。

简述对排水工程的处置模式、工艺方法、排水管网系统、工程投资、工程量、施工条件、建设周期等的方案比较，提出的推荐方案。

列出主要工程量及主要设备、材料规格等。

6.5.1.3防洪排涝

说明根据区域降雨情况和油田防洪范围，确定的合理防洪区域范围及标准。

根据已有的防洪排涝设施和实际需要的排水量，设计防洪排涝系统方案。

列出主要工程量及主要设备、材料规格等。

6.5.1.4消防

根据消防对象和站场布局，确定消防服务对象和消防服务半径。

简要说明消防方案，消防站的等级标准及配备消防设施。

列出主要工程量及主要设备、材料规格等。

6.5.2供电工程

6.5.2.1用电负荷

说明工业和生活用电负荷和用电负荷等级（包括供电参数等）。

简述已建电源、外接电源和自备电站的情况。

6.5.2.2供电方案

根据电源情况，提出优选供电方案，确定集中或分散供电方式、电压