天然气检测模块_天然气动态监测标准最新解读全文解读

1.第8章 菲律宾Malam paya油田渐新统—中新统碳酸盐建隆定量地震储层描述

2.关于天然气安全方面的文章，谁有啊 急求！！！

3.安徽淮南燃气卡用户编号是几位

4.我国海洋油气勘探技术有哪些？

5.我想知道如何考钻井监督证？有什么条件，可以个人报考吗？

6.碳排放的标准是什么？

新能源车检验范畴，查博士了解到有一下这些：

燃气汽车（lng天然气、液化天然气）、燃料电池电动汽车（FCEV）、新能源车（BEV）、压缩天然气车辆、氢能动力车、油电混合汽车（油气混合、油电混合动力）太阳能汽车和其它新能源技术（如有效储能器）汽车和，其废气排放量非常低。

新能源车检验项目

一、环境监控系统与可靠性检测：

冷热冲击试验、温度湿度实验、三综合实验、盐雾测试、复合型盐雾测试、氙气灯实验、UV紫外线实验、耐活性氧实验、砂尘实验、IP防水试验、周期时间侵润实验、冷疑露实验、蒸制实验、低气压试验、黄曲霉菌实验、气密性检测....

二、力学性能测试：

振动测试、应力测试、跌落试验、模拟汽车运送、推拉力测试、扭矩实验、碰撞测试、插拔力实验

三、灯色电气性能检测：

灯源性能试验、光照强度精确测量、灯源室内空间光遍布、灯源中间视觉精确测量、照明灯具结温检测及寿命评估、光通信保持度及寿命评估.....

四、失灵说明检测：

金相分析切成片、电力学特性、显微镜观查、透射电镜、能谱仪、X光、超音波...失效机理分析和判断、产品责任方判断。

五、物理化学检测：

元素分析、有机化合物剖析、危害化学物质剖析、配方分析.....

六、充电电池安全系数：

挤压成型检测、扎针检测、滚动检测、碰撞试验、浸泡检测点燃检测、跌落测试......

七、非标准特点：

大型机器设备、非标机械设备都可配和检查而订制。

新能源车测试标准

1 、GB/T4094.2-2005

新能源电动车控制件、指示仪及数据信号装置标示

2、 GB/T18384.1-2001

新能源电动车 安全规定 第1一部分：车载式储能设备

3、 GB/T18384.2-2001

新能源电动车 安全规定 第2一些：功能安全和常见故障安全防护

4、 GB/T18384.3-2001

新能源电动车 安全规定 第3一部分：工作人员触电事故安全防护

5、 GB/T18385-2005

新能源电动车 加速性能 测试方法

6、 GB/T18386-2005

新能源电动车 动能消耗量和续驶里程 测试方法

7、 GB/T18387-2008

电动车辆的磁场辐照度的标准值和测试标准宽带网络9KHz-30MHz

8 、GB/T18388-2005

新能源电动车 定形试验规程

9、 GB/T18488.1-2006

新能源电动车用电动机以及控制板 第1一部分：技术标准

10、 GB/T18488.2-2006

新能源电动车用电动机以及控制板 第2一些：测试方法

11、 GB/T19750-2005

混合动力电动汽车 定形试验规程

12、 GB/T19751-2005

混合动力电动汽车安全规定

13、 GB/T19752-2005

混合动力电动汽车 加速性能 测试方法

14 、GB/T19753-2005

轻形混合动力电动汽车动能使用量 测试方法

15、 GB/T19754-2005

超重型混合动力电动汽车 动能使用量测试方法

16、 GB/T19755-2005

轻形混合动力电动汽车 污染排放测量法

17、 GB/T19836-2005

新能源电动车用仪表盘

18、 GB/T18333.2-2001

电动式道路车辆用锌气体电瓶

19、 QC/T741-2006

车配超级电容器

20、 QC/T742-2006

新能源电动车用铅酸电池

21、 QC/T743-2006

新能源电动车用锂离子蓄电池

22、 QC/T744-2006

新能源电动车用金属氢化物镍电瓶

第8章 菲律宾Malam paya油田渐新统—中新统碳酸盐建隆定量地震储层描述

海洋科技将为国民经济发展作出更大贡献

——解读《国家中长期科学和技术发展规划纲要》中的海洋科技工作

国家海洋局科学技术司司长 周庆海

编者按 2月9日，发布了《国家中长期科学和技术发展规划纲要（2006年-2020年）》。《规划纲要》立足国情、面向世界，以增强自主创新能力为主线，以建设创新型国家为奋斗目标，对我国未来15年科学和技术发展做出了全面系统地规划与部署，是新时期指导我国科学和技术发展的纲领性文件。

海洋科学和技术是我国科学和技术不可或缺的重要组成部分，它的发展对于我国建设创新型国家，提高国家综合国力和人民生活水平，实现《规划纲要》提出的目标任务具有十分重要的意义。因此，《规划纲要》对它今后的发展也作出了前瞻性、战略性的部署。为使读者了解国家在中长期科学和技术发展规划纲要中对海洋科技作了怎样的安排？对下一步海洋科学技术将如何发展等问题有一个全面的理解与认识，我们特请国家海洋局科学技术司司长周庆海就这些问题进行了解读。

规划亮点 空天和海洋技术被列为我国中长期科技发展的5个战略重点任务之一

此次《规划纲要》亮点很多，海洋科技发展被放在了十分重要的位置，并从重点领域及其优先主题、前沿技术和基础研究等方面确定了重点任务，明确了今后我国海洋科技工作的着力点和主攻方向。对海洋界来说，最大亮点是空天和海洋技术成为本次规划纲要的5个战略重点任务之一。这五个战略重点任务是：一是把发展能源、水资源和环境保护技术放在优先位置。通过科技进步和创新，转变经济增长方式，解决资源环境等制约经济社会发展的瓶颈问题，建设资源节约型、环境友好型社会。二是把掌握装备制造业和信息产业核心技术的自主知识产权，作为提高我国产业竞争力的突破口。三是把生物技术作为未来高技术产业迎头赶上的重点。四是加快发展空天和海洋技术。五是加强基础研究和前沿技术研究。

此次《规划纲要》之所以把空天和海洋技术列为我国中长期科技发展的五个战略重点任务，是因为空天和海洋技术是一个国家综合国力的重要表现，正在成为大国竞争的热点。当前我国海洋科技与国际先进、发达国家相比差距较大，要缩小其差距，就要以发展海洋监测技术、海洋生物资源可持续利用技术、海底资源勘探和深海技术、海水综合利用技术为重点，促进海洋经济发展，维护国家利益。

具体部署 《规划纲要》对海洋领域科技发展提出了新的任务和要求

《规划纲要》对海洋领域的科技发展提出了新的任务和要求。

在水和矿产资源这一重点领域中，将海水淡化和海洋资源高效开发利用作为优先主题。海水淡化将重点研究开发海水预处理技术，核能耦合和电水联产热法、膜法低成本淡化技术及关键材料，浓盐水综合利用技术等；开发可规模化应用的海水淡化热能设备、海水淡化装备和多联体耦合关键设备。

海洋资源高效利用方面，将重点研究开发浅海隐蔽油气藏勘探技术和稠油油田提高采收率综合技术，开发海洋生物资源保护和高效利用技术，发展海水直接利用技术和海水化学资源综合利用技术。

在环境领域，强调了海洋生态与环境保护主题。重点将开发海洋生态与环境监测技术和设备，加强海洋生态与环境保护技术研究，发展近海海域生态与环境保护、修复及海上突发事件应急处理技术，开发高精度海洋动态环境数值预报技术。在制造业领域，提出要加强大型海洋工程技术与装备研究开发。

尤其值得一提的是，在拟发展的前沿技术方面，将海洋技术单独列出，并提出了4个海洋前沿技术。它们是（1）海洋环境立体监测技术。重点研究海洋遥感技术、声学探测技术、浮标技术、岸基远程雷达技术，发展海洋信息处理与应用技术。（2）大洋海底多参数快速探测技术。重点研究极端环境条件下的传感器技术，传感器自动标定技术，海底信息传输技术等。（3）天然气水合物开发技术。重点研究天然气水合物的勘探理论与开发技术，天然气水合物地球物理与地球化学勘探和评价技术，突破天然气水合物钻井技术和安全开采技术。（4）深海作业技术。重点研究大深度水下运载技术，生命维持系统技术，高比能量动力装置技 术，高保真采样和信息远程传输技术，深海作业装备制造技术和深海空间站技术。

《规划纲要》提出的前沿技术，重视发展多功能、多参数和作业长期化的海洋综合开发技术，以提高深海作业的综合技术能力。重点研究开发天然气水合物勘探开发技术、大洋金属矿产资源海底集输技术、现场高效提取技术和大型海洋工程技术。

在基础研究方面，面向国家重大战略需求的基础研究领域，关注海洋资源可持续利用与海洋生态环境保护在人类活动对地球系统的影响机制研究中的作用，海-陆-气相互作用与亚洲季风系统变异及其预测，中国近海-陆地生态系统碳循环过程等在全球变化与区域响应中的作用。

这些技术的发展和相关目标的实现必将使我国的海洋科学技术自主创新能力有一个大的飞跃，使海洋科技为我国经济社会的发展、综合国力的提高作出新的、更大的贡献。

思路和目标 未来15年国家海洋科技发展的思路和总目标

眼下国家海洋局正在组织编写的“十一五”海洋科技规划，根据《规划纲要》的要求，我们提出的海洋科技总目标是：未来15年，国家海洋科技工作必须坚持“自主创新、重点跨越、支撑发展、引领未来”的科技发展方针，紧紧围绕发展海洋经济和建设“生态海洋、安全海洋、数字海洋、和谐海洋”的需求，把自主创新和支撑发展作为海洋科技工作的中心任务，以体制和机制创新作为推动力，以优化创新环境作为重要保障，集聚创新要素，激活创新资源，转化创新成果，引领、支撑海洋事业的全面发展，为建设海洋强国、实现创新型国家建设的总体目标作出贡献。

总体思路是：“提升自主创新、实现跨越发展、统筹支撑发展、推进引领未来”。具体策略是：根据《规划纲要》总体要求，按照点、线、面设计，构建海洋科技创新体系框架。要突破一系列海洋前沿技术，抢占海洋科技与海洋经济发展的战略制高点；要紧紧抓住为海洋经济、社会发展和海洋安全服务这一主线，把握海洋科技发展的战略重点，着力解决制约海洋经济社会发展的重大问题；要在点线成果基础上，集成创新，形成多形式、多层次的创新载体，建立国家和地方相结合、多种科技力量和资源优化配置的海洋科技创新体系和运行机制，使海洋科技创新成为国家科技创新体系的重要组成部分。

总之，要通过10年～15年的努力，在海洋开发高技术、海洋关键技术以及海洋管理、海洋环境保护、减灾防灾、海洋安全及极地、大洋等领域的重大科学与技术问题研究上实现新的突破；提升海洋科技创新能力和科技支撑能力；为海洋经济发展、国防建设和海洋行政管理提供有效支撑，促进我国海洋经济快速、持续、健康发展，切实转变海洋经济增长方式，力争使科技对海洋经济贡献率提高到60%；科技成为支撑和引领海洋事业创新发展的重要力量。

近期工作 近期海洋科技工作应重点做好的工作

1. 制定“十一五”国家海洋科技规划

按照《规划纲要》的要求，抓紧制定和认真组织实施“十一五”国家海洋科技发展规划。“十一五”国家海洋科技发展规划拟在现有海洋科技规划的基础上，结合其他部门在海洋领域的重点任务，以提升海洋科技自主创新能力为核心，以发挥海洋科技对海洋经济社会的支撑和引领作用为宗旨，以提高海洋管理和效率，提高海洋科技对海洋经济贡献率、切实促进增长方式的根本转变为目标，创新机制、深化海洋科技管理体制改革，构建面向全国、综合性的国家海洋科技发展规划体系。

2. 明确国家海洋局科技司的工作思路与重点

“十一五”期间，国家海洋科技司将按照“科研、支撑、服务、保障”八字方针，以服务与海洋行政管理、海洋经济和国防建设为重点，落实和实施《规划纲要》，为全面实现《规划纲要》提出的任务和目标奠定基础。

在科学研究方面，实行学科发展、基础研究、应用基础研究与实用技术研究协调发展，稳定支持，超前部署，促进原始创新能力的提升战略。要特别强调基础研究服务于国家目标，紧紧围绕海洋资源、环境和灾害等与人类生存发展密切相关的重大问题，通过基础研究解决未来海洋事业发展中的关键、瓶颈问题。

坚持科技为管理服务的原则，进一步加强海洋管理关键支撑技术研究，实现多种技术的综合集成和在海洋管理中的应用，提升海洋科技对海洋管理的服务能力，为海洋管理创新体系建立奠定技术基础，将“科技支撑”落实到位。重点工作是高技术在海洋管理中的应用研究，如海洋卫星遥感技术和3S技术在海洋管理的业务化应用研究，加快构造“数字海洋”信息基础框架，提高公益服务水平；海上突发污染灾害的监测、评估、预测和应急处理技术研究；新型海洋污染物检测技术与标准研究等。

以实施《全国海洋经济发展规划纲要》为主线，创新机制，促进海洋科技与海洋经济的紧密结合，做好为经济“服务”工作。重点是围绕调整产业结构、优化产业布局，培育新兴产业，提高海洋科技对经济的贡献率，以促进经济增长方式的根本转变，有效集成和配置海洋科技资源，建立海洋公共技术开发转化、信息开发服务、生态环境保障、海洋管理等平台，形成科技服务于海洋经济发展的业务化运行体系。

按照提高海洋安全保障能力的原则，加强海洋环境的调查与观测，进一步提高海洋环境安全的认识，大力发展重大海洋灾害预警及应急预报保障技术研究，为海洋安全提供有力、有效地保障服务。

关于天然气安全方面的文章，谁有啊 急求！！！

Dietmar Neuhaus

目前地址：Nederlandse Aardolie Maatschappij,Assen,The Netherlands.

Shell Philippines Exploration BV,Alabang,Muntinlupa,Philippines

Jean Borgomano

Shell E ＆ P Technology and Applied Research,Volmerlaan 8,Rijswijk,The Netherlands

Jean-Claude Jauffred

Shell E ＆ P Technology and Applied Research,Volmerlaan 8,Rijswijk,The Netherlands

Christophe Mercadier

Shell E ＆ P Technology and Applied

Research,Volmerlaan 8,Rijswijk,The Netherlands

Sam Olotu

目前地址：Shell Petroleum Development Company,Lagos,Nigeria.

Shell E ＆ P Technology and Applied Research,Rijswijk,The Netherlands

Jurgen Gr?tsch

Shell Abu Dhabi BV,Abu Dhabi,United Arabian Emirates

摘要

菲律宾巴拉望岛近海海域的Malam paya碳酸盐建隆储层的复杂结构受不规则古地貌地形影响，这个古地貌地形是由渐新世和早中新世时期环礁构造逐渐生长形成的。对储层品质有着重要影响的其他因素包括频繁的大幅度的相对海平面升降、洋流和季风的方向等。原始沉积储层品质的分布叠加了后期成岩作用事件，成岩作用事件主要是由台地顶部的反复暴露和水下胶结作用产生的。复杂的上覆岩层和建隆地貌使原有地震资料产生固有噪声，这导致地震属性分布的不连续性。因此，使用地震层位和地震数据体解释来进行早期储层建模工作，并结合层序和旋回结构及储集岩类型概念来制定油田开发方案。

在天然气开发钻井之前，从进一步处理后的三维地震数据体中直接提取储层品质信息，对早期确立的储层模型进行校订。基于新的三维速度模型处理的三维叠前深度偏移，提高了地震资料的品质，用新处理的地震资料作为储层特征的定量地震分析、静态模拟、储层评价和优化天然气开发及石油评价井布井的基础。通过顶部储层反射振幅来识别储层顶部的高孔隙区，这有助于天然气开发井钻井避开低孔隙渗透区和易于泥浆漏失的裂缝带。应用一系列波阻抗反演来建立储层孔隙度体，从而在好的储层发育区布井。孔隙度体对于建立静态模型所需的准确的时深转换数据是必要的，这里时深转换使用的是从井资料中获得的纯碳酸盐岩线性孔隙度－速度关系。将从地震中得到的孔隙度体作为背景，结合三维地震相分析及基于井资料和类比得到的沉积模型，建立几个静态模型。5口天然气开发井的钻探结果证实了模拟出的南部Malampaya油藏潟湖部分储层品质分布的可靠性。在2001年10月打出第一口气井后，开始的早期油藏动态跟踪结果显示了，在碳酸盐建隆地区侧向上压力具有很好的连通性，这一点与早期模拟的油藏动态模型是一致的。

用来自不同的地震孔隙度体的资料建立了孔隙度和深度的关系，在Malampaya含油环状边缘地区，这些模拟的地震孔隙度体在确定储层品质的分布上被证明是有价值的，因此基于它们建立的孔隙度和深度的关系就成为水平评价井布井的基础。在2001年底钻的水平油田环境评价井MA-10井证实了预测的相的展布模式和建模中预测的储层属性。

基于新的定量地震储层描述技术，我们在Malampaya南部褶隆区和北部褶隆区的西部侧翼识别出了另外几个具有较好储层品质潜力的分布区。而前人认为以上两个地区由于早期普遍的海相胶结作用而只发育低孔隙度的储层。

前言

Malampaya油田位于菲律宾巴拉望岛水深850～1200m的近海区域，它于1989年发现，在水下约3000m的渐新统和中新统的两个碳酸盐建隆内含有650m厚的气柱和56m厚的油环（API 29.4）（图1）。自2001年10月以来，天然气通过水下管汇和五口斜井进行开采，而环状边缘油田则要通过水平井做进一步的评价。

Wolfart等（1986）和Wiedicke（1987）较早就描述了Nido灰岩。Nido组灰岩在巴拉望近海地区含有几个小的油气藏（Longman,1981）。然而，Malampaya建隆则在形成年代、地形、沉积相展布、储层结构和油气体积上与前者显示出非常明显的不同（Gr?tsch和Mercadier,1999）。

1991年，在Malampaya油田进行了25m×25m面元的三维地震数据采集。数据质量受表面海流和定位不确定性产生的拖缆漂移影响，产生了不均匀的偏移距分布和数据空白区。包含了高速叠瓦状碎屑岩槽道和海底地形起伏的复杂上覆岩层使地震反射产生了大的射线弯曲效应，这导致了非双曲线剩余时差的依次增大。上覆岩层内的高频衰减和剩余时差效应限定了Nido组的频谱，在储层内产生了大约20Hz的主频和大约80m的垂向分辨率。

1994年，在Malampaya三维地质勘探中进行了世界上第一次三维叠前偏移的工业应用。它有效地改进了构造定位，然而，也发现了振幅对于储层定量预测是不可靠的。以前的储层评价和最初的开发井目标评价是基于一个综合石油工程研究，这个研究是通过地震层位和地震数据体解释并结合层序和旋回结构及储集岩类型概念来完成的。三维速度模型被认为是提高现有地震资料品质的一个关键性的因素（Gr?tsch和Mercadier,1999）。

2000年，通过最新的叠前深度偏移技术和改进速度模型处理的地震资料来确定和优化开发井井位和进行储层评价。这明显减小了非双曲线性的剩余时差，提高了反射波的连续性，也增强了真振幅的保真程度。因此，地震资料的重新处理提高了三维地震资料的应用性，从而可以直接应用到储层描述和储层建模的工作中。本文阐述了此次研究工作中所取得的成果。

建隆生长历史和沉积模式

通过大量的Sr同位素和生物地层学资料，可以重建Malampaya和Camago建隆的构造史和生长史，通过将两个环礁构造作为量尺，能依次重建相对海平面变化史（Gr?tsch和Mercadier,1999）。在古新世—始新世时期，南中国海开始张开以后，在晚始新世—早中新世时期沉积了Nido灰岩（图2;Gr?tsch和Mercadier,1999）。Nido灰岩区域展布主要受下伏北东—南西走向延伸的、与断裂作用有关的基底断层控制。基底形态是复杂储层几何形态发育的主要控制因素（图3～图5）。晚始新世—早中新世时期沉积的原始台地碳酸盐岩超覆在不规则地貌之上。这个地貌是在MA4井钻遇的Malampaya构造的核部的Nido组沉积前的古隆起处形成的（图4，图6）。在南中国海漂移阶段，早渐新世时期在台地派生的斜坡沉积了首次进积阶段的沉积物，这可以在Malampaya和Camago的西南部地震资料中看到。中渐新世不整合标志着从进积到加积的转换。南中国海构造演化资料参见Holloway（1982）。

图1 巴拉望西北外滨SC-38区（block）Malapaya建隆Nido组顶部储层深度图。右下角的插图中标注了1000m水深等值线。图中标注了5口勘探和评价井（CA-1,MA-1至MA-4）和5口天然气开发井（MA-5至MA-9），油气界面在水下3332m处，自由水面在水下3388m 处。黑线表示地震剖面位置。

图2 年代地层学和岩石地层学，三维地震解释的主要地层、示意性岩性和主要沉积旋回及在建隆生长阶段的事件。

从晚渐新世到早中新世，由于相对海平面连续、快速、大幅度的升降，导致其东部边缘建隆加积及随后的退积（Gr?tsch和Mercadier,1999）。在这个主要生长阶段，沉积相展布受基底地形、相对海平面升降、洋流和盛行风方向控制。许多碳酸盐岩台地向海一侧边缘处于强的潮流和波浪作用位置，因此为生物礁生长提供了最有利的条件（Bosscher和Schlager,1993）。在Malam paya建隆上，大部分生物礁骨架和滑塌碎屑沿着南中国海开阔大洋的台地西部边缘展布。实际上，Malam paya油田没有井钻遇到生物礁带（reefzone），由于生物礁带可能只发育几十米的宽度，在地震上不能识别（Gr?tsch和Mercadier,1999）。然而，在MA-1井和MA-7井中见到的大量礁碎屑物表明这些井接近高生产率生物礁带。如M A-7井钻遇了Nido灰岩上部246m，取心14.8m，在这些取心中4.5m 属于礁碎屑体系，礁碎屑体系主要由破碎的滚圆的珊瑚和钙质海绵碎屑组成。钻孔成像和电测井解释表明，在MA-1井和MA-7井中30%～40%的井段都是由这样的礁碎屑物构成的。

高起伏的塔礁主要发育在Malampaya南部褶隆区的陡翼（图7）。Malampaya建隆向海一侧平行的强振幅同相轴和向深盆区变得模糊的同相轴被认为可能是礁碎屑沉积（图5，图7），其储层潜力至今没有探测资料。

Malampaya建隆在早Burdigalian阶（晚中新世）沉没，并被Pagasa组深海页岩覆盖。巴拉望半岛向东周期性抬升导致Malampaya向陆的东侧有粗粒物质通过浊流水道注入（图5）。

地震数据体分析

在生物礁带/开阔海斜坡和礁后/潟湖之间的界线也可以通过壳牌公司专有的软件进行地震相分类和地震数据体分区（图8）。这个方法用监控式神经网络方法和地震属性分析将地震数据体分为不同的地震相。神经网络技术是在地震数据体多边形上进行模拟演练，划分的这些多边形的地震数据体代表了将要对其进行划分沉积相类型的地震相特征。地震属性可以由软件计算出来，也可以由先前的数据体生成。生成的结果也是地震数据体，在这个数据体里划分的每一个多边形样本都被归为一种或其他可供选择的沉积相类型。第一次筛选中使用的属性（图8）是由振幅、连续性亮度、倾角和方位角组成。结果数据体中不同的样点被归类到各种地震相中，Malampaya地震数据体最初被划分为两个相：岩礁区域礁带/开阔海斜坡和礁后/潟湖相。这个结果可以在全区范围内对礁/开阔海斜坡和礁后/潟湖进行清楚地划分。这两个地震相的形状也被用于静态模拟模型中，特别是用来约束海相胶结作用的发育范围。

图3 Malampaya建隆构造史和沉积史综合剖面示意图（改自Gr?tsch和Mercadier,1999）。

图4 Malampaya建隆地质横剖面示意图和沉积相展布。GOC＝气－油界面；FWL＝自由水面。

图5 贯穿Malampaya油田的西—西北—东—东南向三维叠前深度偏移地震剖面。MA-1井和MA-2井是勘探和评价井，MA-5井是深化评价油田环境的天然气开发井。超覆在向海一侧的强振幅同相轴被解释为礁碎屑沉积，MA-2井东部强振幅单元被解释为在深海页岩内垂直沉积轴线切入的浊积水道。

图6 南北向三维叠前深度偏移地震剖面，图中显示MA-4井钻遇的Nido组沉积前的古隆起上的Nido层序底部MA-1井－MA6井之间始新统—渐新统台地碳酸盐岩的上超现象和MA-8井北部地层快速退积。详细的地层解释来自静态模型。

图7 Malampaya褶隆区南部斜坡塔礁。

一旦地震数据体被分成主要的相单元，则可能在第二次筛选中对每个相单元进一步划分为亚相。这里我们对Malampaya地区礁后－潟湖相进行进一步的划分。运用先前除了倾角和方位角之外的相似的属性组合，再次应用监控式神经网络方法。这可将潟湖相进一步划分成潜在的点礁相、向陆边缘相和向陆方向浅滩相。

从层序地层学的观点（Schlager,1999），可将Malampaya建隆的演化划分为3个主要的体系域：首先是海进体系域，反映了碳酸盐岩台地的形成和台地边缘的退积；之后为“空盆”（empty-bucket）体系域（早中新世），这个体系域相当于礁内的沉没和向海一侧礁的垂向加积；最后为淹没体系域（晚中新世），它标志着Nido灰岩台地的消亡。第三系沉积时期与断裂有关的浅海碳酸盐岩台地的逐渐消失也可以作为Aden海湾一个实例来描述（Borgomano和Peters,2004）。Malampay地震资料中标志性“平顶”特点的缺乏说明在Malam pay建隆中高位体系域和低位体系域不是很发育。

有利于天然气开发钻井的高孔隙度区域识别

Malampaya碳酸盐建隆被Pagasa组深海页岩超覆（图5）。Pagasa组显示了一个清楚的与压实有关的波阻抗深度趋势，但在局部受薄的粉砂岩－砂岩层影响。相比之下，碳酸盐岩波阻抗与孔隙度有很强的相关性（图9）。Pagasa组和Nido组波阻抗深度趋势交会图为从储层顶部振幅方面来预测建隆上部的储层孔隙度提供了工具（图10）。

在图11中可以看到Nido组顶部反射的不同特征。MA-1井西部，非常强的负向回弯（同相轴呈上凸形）（红色）代表了Nido组顶部（**层位线），这说明Nido组顶部存在低孔隙度储层。MA-5井东部和西部，Nido组顶部在同相轴负向回弯（红色）和正向回弯（黑色）之间的零振幅位置拾取，这个零振幅位置是通过MA-5井垂直地震剖面（VSP）来确定的。Nido组顶部的拾取在MA-5井和MA-2井之间的中部位置转变为黑色（正向回弯），这个位置是高孔隙度（＞25%）储集段，该高孔隙储集段解释为Pagasa组的暴露位置。MA-2井钻到了储层顶部Nido组内部致密标志层（绿色与蓝色之间）。在没有考虑到Nido组顶部储层孔隙度和反射特征间关系的情况下，MA-2井和MA-5井之间的地震解释可以认为是一个人为现象。

图8 基于多属性数据体划分和地震相分析的神经网络，位置为图5中显示的地震测线。（A）第一遍滤波数据分割结果。**亮区代表礁带/开阔海斜坡，而紫红色代表礁后/潟湖。（B）第二遍滤波数据结果。礁后/潟湖进一步被分为潜在的点礁、向陆边缘和向陆浅滩（紫红色）。

图9 波阻抗与密度（补偿地层密度测井）孔隙度和孔隙充填关系。在含油和含水区，孔隙度分布是双峰的，这反映了低孔隙度的早渐新统台地碳酸盐岩和开阔海斜坡物质及高孔隙度的晚渐新统层序加积单元（见图2）。

图10 储层和上覆岩层波阻抗趋势与深度和储层孔隙度的关系。在Pagasa组页岩和低孔隙度（大约0～15%）Nido组灰岩之间的界面处可以观察到波阻抗呈正相关关系，用勘探地球物理协会的正常孔隙度值图版对比发现，在Nido组顶部的Nido组灰岩孔隙度值呈现了很强的负向的回弯现象（红点）。而上覆在高孔隙度（≥25%）Nido组灰岩上的Pagasa组岩层则可观察到微弱的正向回弯（黑点）。

图11 用在孔隙度体和静态模型中的时深拉伸的详细的地层解释。MA-1井西部非常强的负向上凸形（红色）代表Nido组（**层）顶部，这说明Nido组顶部存在低孔隙度储层。MA-5井东部和西部N ido组顶部在负向上凸形（红色）和正向下凹形（黑色）之间的零振幅位置拾取，这个零振幅位置是通过MA-5井VSP来确定的。Nido顶部的拾取在MA-5和MA-2之间的中部位置转变为黑色（波谷），这个位置是高孔隙度（＞25%）储集段，该高孔隙储集段被解释为Pagasa组暴露的位置（注意这不是解释的人为现象）。MA-2井钻到了储层顶部Nido组内部致密标志层（绿色与蓝色层之间）。

基于VSP和合成地震记录分析，在Nido组顶部反射附近±10ms时窗内，最大负振幅是Pagasa组和Nido组之间分界面的最好表征。考虑到Malampaya建隆很大的垂直起伏，原始振幅经过深度校正之后可以除去Pagasa组波阻抗深度趋势叠加，最终振幅用在了两个方面。

第一，分析表明Nido组顶部孔隙度的高值区沿油田东部分布（图12），这个分布特征与Gr?tsch和Mercadier（1999）描述的油田成岩作用模拟结果一致，并类似于现代的生物礁的位置（Purser,1980）。因此，在礁后、潟湖和向陆一侧的浅滩（东部）位置早期地下水淋滤增加了储层基质的孔隙度。然而，早期海相胶结作用破坏礁前和向海一侧的生物礁（西部）大部分的孔隙度。新的地震分析表明在褶隆区东侧一些部位可能存在高孔隙度储层，而基于CA-1井的研究结果，前人认为褶隆区东侧储层性质差。

第二，用处理后的地震资料预测顶部储层潜在的泥浆漏失区域。在Malampaya油田，开启的裂缝和与之相关的泥浆漏失可以限制低孔隙层段，这个观测结果是基于测井资料（尤其是从地层微成像测井和偶极横波成像测井）、岩心资料、详细的泥浆漏失监测和地质力学构造模拟得出的。因此，Nido组顶部低孔隙区的识别避免了泥浆漏失进入储层，泥浆漏失能导致钻井问题，MA-9井的定位就避开了这样的预测到的漏失区域。

用波阻抗资料进行的三维时深转换

纯碳酸盐岩的地震速度（如Malampaya）主要受基质孔隙度的影响，而受孔隙充填物影响有限（图9）。因此，从三维地震资料中得到的静态储层模型的时深转换要求有三维的储层孔隙度资料。通过Jason Geoscience稀疏脉冲反演、Jason地质统计反演（Shanor等，2001）和PROMISE（壳牌公司专有的随机转换软件；见Leguijt,2001）软件，将新生成的Malampaya三维PSFM数据转换为波阻抗，之后转换为孔隙度。用地震反射资料（图6，图11）和波阻抗资料在油田范围内对18个层位进行了的解释，并基于平均层段孔隙度反演所得到的地震波速将18个层位转换为深度域。在井位处对深度网格进行校正后，用GEOCAP（壳牌基于属性的地质模拟工具）和DEPSIM（壳牌基于属性地质模拟工具）软件将经过深度拉伸的孔隙度体加入结果框架中（图13）。

图12 从振幅分析中获得的Nido组顶部储层孔隙度分布图（Nido组顶部反射附近±10ms内的最大负振幅），已经过深度校正。Nido组顶部高孔隙度区集中在油田的东部（白色封闭的折线内），该区域通过大气环境下的成岩作用而使储层品质提高。

地震反演、多储层实现以及体积测量

针对Nido组顶部不同的深度网格和孔隙度体的实现，反复运用前文所描述的流程可以得到如下6个静态模型方案：

方法1：平均条件下，Nido组顶部深度网格，Jason稀疏脉冲反演孔隙度体；

方法2：保守条件下，Nido组顶部深度网格（考虑层位的时间拾取以及上覆层速度误差（uncertainty）,Jason Sparse Spike反演孔隙度体；

方法3：理想条件下，Nido组顶部深网格（考虑层位的时间拾取以及上覆层速度误差），Jason稀疏脉冲反演孔隙度体；

方法4：平均条件下，Nido组顶部深度网格，Jason Statmod平均孔隙度体，孔隙度体可从35个孔隙度体得到；

方法5：平均条件下，Nido组顶部深度网格，Jason Statmod保守条件下大孔隙度体，该孔隙度体是通过从平均孔隙度体中减去标准偏差非确定性的孔隙度体而得到；

方法6：平均条件下，Nido组顶部深度网格，Jason Statmod理想条件下孔隙度体，孔隙度体是通过从平均孔隙度立体中加上标准偏差非确定性的孔隙度体而建立的。

图13 通过静态储层模型的深度剖面。储层孔隙度是从PROMISE波阻抗反演中获得的。在储层单元范围内，薄层低孔隙度岩层是手工加上去的。这些岩层很薄，以至于不能通过三维地震来分辨，但是它们可以作为可对比的岩层在井之间进行识别。如果低孔隙度岩层内没有裂缝则可以形成遮挡，如果低孔隙度岩层内存在裂缝，则它们可以形成强渗透性岩层。GOC＝气－油界面；OWC＝油－水界面。

从这些主要的地震模型所产生的地层条件下的体积范围，与先前用Gr?tsch和Mercadier（1999）所描述的完全不同的方法所得到的估计结果是一致的。在输入到动态油藏模拟软件（MoReS）之前，在GEOCAP/DEPSIM中，通过添加低于地震分辨率的确定信息（如在井中所观察到的具有低、高渗透率的夹层，图13）、据孔－渗性所分出的储层岩石类型以及饱和度模拟，可以将静态模型作进一步的改进。

针对油环评价的水平钻井

假定气－油界面在水下3332m 处，而自由水界面在水下3388m 处，那么，从地震资料中得到的孔隙度体以及不同的静态储层模型可对油气分布实现可视化。图14中，在56m 厚的油柱内的石油分布可以通过绘制的孔隙度（＝油环厚度×油环平均孔隙度）图显示出来。可以明显地看出，在所有的方案中，最大的原油体积分布在油田的北部。然而，在中部，石油的分布局限于基底隆起周围，且呈窄的环带状（图4）。这种组合显示有利于确定有利储层以及开发井靶区的选择。

结论

图14 Malampaya油环孔隙度方案。图的上部左侧为基础方案。绿色＝低孔隙度值；红色＝高孔隙度值。

1994～1996年期间，在Malampaya三维地震勘探中，综合了储层描述与建模工作在内的油田开发计划，突出了三维速度模型在地震资料处理与时－深转换中的重要性（Gr?tsch和Mercadier,1999）。针对1991年的Malampaya三维地震数据所作的新的三维叠前深度偏移，采用了最新的且改进的三维速度模型。重新处理的地震数据可用作定量地震分析的输入数据。这种定量地震分析手段常用于第二阶段的储层表征、静态建模、储量评估、天然气开发井及石油评价井方案优化。

用N ido组顶部的反射振幅来预测碳酸盐岩储层上部的基质孔隙度。与先前储层建模的结果一致，高孔隙度区主要出现在潟湖的中心区域。在潟湖的中心区域，大气淋滤作用改善了储层品质，在潟湖区东部礁的向陆一侧，这种储层品质得到了早期海相胶结作用保护，这些区域是天然气开发钻井的首选目标。相对来说，为了避免泥浆漏失的风险，应最大限度地避开易于形成裂缝的低孔隙带。这种泥浆漏失是潜在的钻井问题。

不同的波阻抗反演技术可以实现对储层孔隙度的认识。考虑到纯碳酸盐岩中孔隙度与速度的线性关系，对于静态的碳酸盐岩储层模型，孔隙度体是实现正确时深转换的基础。用孔隙度体作为背景，结合三维地震相分析以及基于井资料和类似物的沉积模型，可以建立几种静态模型。这几种静态模型可用于计算原地的烃类储量和作为在有利储层发育区布井的依据。天然气井的开发结果和早期的产能支持了我们在Malampaya油藏北部潟湖区模拟的储层展布的结果。

将从不同孔隙度体建立的孔隙度－高度模型对Malampaya油环中储层品质的展布进行了可视化建模，并成为水平评价井布井的基础。2001年底开钻的MA-10水平油环评价井证实了沉积相展布及储层品质的预测结果。

致谢

本文主要基于2000年和2001年在Malampay的天然气开发井和石油评价井钻井期间所做的工作。十分感谢Shell Philippines Exploration BV（SPEX）公司井下作业队，特别是G.Davies,J.Esquito,G.Loftus以及O.Tosun等人的帮助。地震数据处理、特殊地震资料研究以及储层建模等工作是在荷兰Rijswijk的Shell Exploration and Production Technology and Research（SEPTAR）公司进行的。此外，非常感谢A.van den Berg,T.Carlson,J.Leguijt,L.Mieles-de Pina,E.sims以及T.Tjan等人的帮助。Bruce Hart和Gregor Eberli两人的审阅对原稿有了很大的改进。我们十分感谢SPEX,Texaco Philippines以及PNOC-EC等公司允许文中资料的公开发表。

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（邢凤存译；周东升，李秋芬校）

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我国海洋油气勘探技术有哪些？

十二位

燃气用户号是燃气公司根据市民所百居住的区域进行划分，由于燃气用户号是8位数不等，记起来很不方便，市民如果想查询自家燃气用户号，以及对自家燃气费用方面有疑问，可以拨打查询电话询问。

如果有燃气缴费卡的度，带着燃气缴费卡，到当地燃气公司查询。

以前缴费的单子上面可以看见用户编号。

随着科技的发展，手知机通讯设备的完善，人们也可以通过支付宝等途径查询自己家的燃气用户号，同时也道可以进行缴费、余额查询等多项服务。

扩展资料：

疏导我市今冬明春非居民天然气销售价格矛盾及有关事项通知如下：

《安徽省城镇燃气管理条例》是安徽省政府为了加强城镇燃气管理，保障燃气供应，防止和减少燃气安全事故，保障公民生命、财产安全和公共安全，维护燃气用户和燃气经营企业的合法权益，促进燃气事业健康发展而制定的管理条例。

一、全市非居民天然气销售价格在现行价格基础上综合顺加0.55元/立方，并实行量价挂钩差别化政策。即：年用气量50万立方以下的，销售价格为3.82元/立方；年用气量50～100万立方的，销售价格为3.77元/立方。

二、非居民供气用量以一个年度为计量周期。同一用户有多个计量表的，用气量按多个计量表合并计算。

三、加强政策宣传和解读。你公司要配合价格主管部门密切监测舆情动态，及时组织政策解读，调整非居民用气销售价格时要在经营网点和新闻媒体重点宣传季节性差价政策，并及时回应社会关切，合理引导预期，争取社会各方面理解和支持，营造良好舆论氛围，维护社会稳定。

四、你公司要严格执行我局制定的非居民天然气疏导价格政策，切实降低企业用气成本。市价格监督检查部门要加强对燃气企业贯彻落实国家天然气价格政策执行情况的检查力度，对违反天然气价格政策的违法行为将进行严肃查处。

参考资料：

百度百科——安徽省城镇燃气管理条例

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一、海洋油气勘探技术形成阶段（1991—1995年）

1.含油气盆地资源评价和勘探目标评价技术

在引进和总结国内外油气资源评价方法的基础上，经过科技攻关掌握了一套具有国际先进水平的油气资源评价新方法和盆地模拟技术。首次在国内建立了一套以地震资料解释为基础、结合少量钻井资料的早期油气资源评价流程；研制了国内第一套在NOVA机上实现定位、构造、速度、数据自动分析的流程，初步实现了资料整理自动化；采用了先进的区域地震地层学分析方法和流程，研究各层岩相古地理演化过程；对生烃、排烃等资源定量评价方法有所创新；提出了TTIQ法及计算机程序，采用了圈闭体积模糊数学法、圈闭供油面积及随机运算概率统计等先进的评价方法，充分体现了国内油气资源评价的新水平。

在一维盆地模拟系统基础上，开发多功能的综合盆地模拟系统。系统耦合了断层生长作用、沉积作用、压实作用、流体流动、烃类生成运移，以及地壳均衡作用、岩石圈减薄和热对流等因素，能从动态的发展角度在二维空间上再现盆地构造演化史、沉降史、沉积史、热演化史、油气生排运聚史。主要特点是：正反演结合、与专家系统结合、与平衡剖面结合，来模拟多相运移、运距模拟三维化及三维可视化等。

此外，在国内首度研制成功了PRES油气资源评价专家系统。该系统从功能上由两部分组成：一是凹陷评价，包括地质类比评价、生油条件评价、储层条件评价和油气运聚评价；二是局部圈闭评价，包括油源评价、封闭条件评价、储集条件评价、保存条件评价及综合评价。系统的第二版本实现了运聚评价子系统与盆地模拟系统的挂接，可在三维状态下进行运聚模拟评价。其研制成功开创了专辑系统技术在石油勘探领域的应用，促进了石油地质专家系统技术的发展。

2.海上地震勘探的资料采集、处理、解释技术

海上地震技术是海上油气勘探开发的主要技术，是涉足研究深度、广度最大、最省钱、最适合海上油气勘探的技术。

在地震资料采集方面通过引进技术和装备，实现了双缆双震源地震采集，研究成功了高分辨率地震采集系统，掌握了先进的海上二维、三维数字地震资料采集及极浅海遥测地震资料采集技术，装备了包括一次采集能力可达240道的数字地震记录系统；电缆中的数字罗盘能准确指示电缆的实时位置；三维采集质量控制的计算机系统，可做5条相邻侧线的面元覆盖，并实时显示和不同偏移距的面元显示，装有可进行实时处理和预处理的解编系统；配备了卫星导航接收机和组合导航系统。

在资料处理解释方面，已掌握运用电子计算机进行常规处理和三维资料处理以及特殊处理技术，广泛应用了地震地层学、波阻抗剖面，尤其检测、垂直地震剖面和数据分析等技术；推广应用计算机绘图系统和解释工作站；掌握了地震模式识别和完善的地震储层预测软件；研制开发了面元均化、多次拟合去噪、道内插等配套处理技术。

一些成功的应用技术具体有：QHDK-48道浅水湖泊地震勘探接收系统，已用于我国浅海和湖泊的地震勘探中；三维P-R分裂偏移技术及其在油气勘探开发中的运用，获国家科技进步二等奖，是一项进行三维地震勘探资料叠后偏移处理，提高了三维波场归位精度和断层分辨能力；海洋物探微导航定位资料处理程序系统，有较强的人机对话功能，在VAX机上可读ARGO、GMS、NOR三种格式的野外带，可对高斯、VTM和兰伯特三种不同投影系统数据进行处理；DZRG处理系统实现了国产阵列机MCIAP2801与引进的VAX-11/780机的连接，从而提高了原主机的使用效率，从30％提高到68％，地震资料处理速度提高了60％～70％，为VAX类计算机配接国产AP机开创了一条新路。

这些技术在海上勘探中，得到过广泛的应用，取得了良好的成绩。在南海大气区勘探中，首次使用高分辨率地震采集技术，为东方1-1气田评价提供了可靠有力的资料依据。

3.数控测井与资料分析处理技术

数控测井是当代测井的高新技术，该系统包括地面测量仪器和相应配套井下仪器适用于裸眼井、生产井以及特殊作业井的测井作业，是一套设备齐全、技术先进、适应性广泛的测井系统。

1985年9月，中国海油与国家经济委员会签订了“数控测井系统”科技攻关项目专题合同。1986年5月提出数控测井系统开发可行性方案报告。1991年在胜利油田进行测井作业，该项目难度大、工艺复杂，各项技术指标接近并达到80年代国际先进水平，证明了HCS-87数控测井地面系统工作可靠、预测资料可信。1991年获得中国海油科技进步一等奖，获国家重大技术装备成果二等奖。

由于实行双兼容，在长达5～6年的科研过程中，可以及时把一些阶段成果用于生产，为测井仪器国产化开辟了一条新路。1991年7月，中国海油与西安石油勘探仪器总厂合作完成数控测井地面系统国产化的任务。为了满足南海大气区勘探高温高压测井的需要，中国海油研制成功了耐温230℃、耐压140兆帕的测井仪，其解释效果与斯伦贝谢公司的解释软件达到的效果相同。

4.复杂地质条件下寻找大中型构造油气田的能力

在早期主要盆地油气资源评价、“七五”富生油凹陷研究和“八五”区域地质勘探综合研究的基础上，我国具备了在复杂地质条件下寻找大中型构造油气田的能力。这些油气田的寻找主要依靠盆地地质条件类比、盆地演化史定量分析和多种地球物理资料处理、解释软件的支持，排除了各种地质因素干扰，还地下构造的真实本来面貌，提高了海上自营勘探能力和勘探成功率。

二、高速高效发展海洋石油（1996—2008年）

经过了20多年勘探开发工作，已经深谙我国自然海况条件，需要我们大力开发核心技术，才能高速高效地发展中国海洋石油业。进入“九五”期间我国海洋石油科技发展以实现公司“三个一千万吨”和降低油桶成本为具体目标，进入了高速、高效、跨越式发展的新阶段。

1.“九五”后三年科技工作的重点

1）解决三大难题

（1）海上天然气勘探。

（2）海上边际油田开发。

（3）提高海上油田采收率。

2）开展四项科技基础工作

（1）建立海上石油天然气行业与企业标准。

（2）建立中国海油信息网络上的科技信息子系统。

（3）开展海上油气田钻采工艺基本技术研究。

（4）开展海洋石油改革与高速发展战略软科学研究。

3）攻克八项高新技术

（1）海上天然气田目标勘探技术。

（2）海上地球物理高分辨率、多波技术。

（3）海洋地球物理测井成像技术等。

（其他技术与勘探无关，故此处不详细列出）

由于上述“三四八”科技规划的实施，在海上油气勘探开发生产建设的科技创新中，取得了一大批优异成绩，充分显示了科技进步产业化的巨大威力。

2.“863”海洋石油进入国家高新技术领域

在《海洋探查与资源开发技术主题》的6个课题研究工作中，中国海油技术达到了创新的纪录。分别是：（1）海上中深层高分辨率地震勘探技术；（2）海洋地球物理测井成像技术；（3）高性能优质钻井液及完井液的研制；（4）精确的地层压力预测和监测技术；（5）高温超压测试技术；（6）海底大位移井眼轨道控制技术。

特别的，在“863”计划“九五”期间27项重大项目中，海洋石油的《莺琼大气区勘探关键技术》更为显著。其中的海上中深层高分辨率地震勘探技术、海上高温超压地层钻井技术、海底大位移井钻井技术、海上成像测井技术等取得了举世瞩目的成就。

“863”计划执行16年间取得了一大批具有世界领先水平的研究成果，突破并掌握了一批关键技术，同时培育了一批高技术产业生长点，为传统产业的改造提供了高技术支撑，更为中国高技术发展形成顶天立地之势提供了巨大的动力。

3.“九五”技术创新硕果

海上中、深层高分辨率地震勘探技术跻身前列，研制了海上多波地震勘探设备，打破了国际技术垄断。研制出的框架式多枪相干组合震源、立足于不叠加或少叠加的处理技术、聚束滤波去多次波等技术，均已达到世界先进水平。

成像测井系列仪器达到了国际90年代中期水平，属于国内先进技术。认可的技术创新有：（1）八臂地层倾角测井仪的八臂液压独立推靠技术；（2）高温高压绝缘短节；（3）薄膜应变型井径与压力传感器；（4）多极子声波测井仪的高温高压单极、偶极，斯通利波换能器；（5）高温专用混合厚膜电路芯片；（6）电阻率扫描测井仪的24电扣极板技术；（7）内置电动扶正、八臂独立机械推靠器技术。

解决了高温超压钻井世界性难题的关键技术，包括高温超压钻完井液、精确的地层压力预测和监测技术、高温超压地层测试技术。

确认高温超压环境可以成藏，莺歌海中深层有良好的砂岩储层和封盖层，二号断裂带是断裂继承性发育带，既要重视古近系断裂批复结构的圈闭，又要注意新近系反转构造及砂岩体的勘探。

三、勘探技术分析

1.海洋石油地质研究与评价

富生油凹陷的分析与评价技术说明了我国近海油气资源分布基本规律，也是油气选区的基本依据。中国近海51个主要生油凹陷，经多次评价共筛选出10个富生油凹陷作为勘探重点。富生油凹陷占总储量发现的84％，其中5个凹陷储量发现超过了1亿吨。

气成藏动力学研究系统，在油气勘探实践中形成的石油地质研究系统，它强调了在烃源体和流体输导体系的框架上，用模型研究和模拟研究正、反演油气生成—运移—聚集的全过程，使油气运移——这一石油地质研究中最薄弱的一环有了可操作研究方法和量化表现。该技术不但使中国海油地质研究跨入世界石油地质高新技术前沿，而且在珠江口盆地的实践中，发现了重要的石油勘探新领域。

三维智能盆地与油气成藏动力学模拟系统，中国自主开发的石油地质综合研究计算机工作平台，这套系统突破了许多高难度的技术课题，实现了三维数字化盆地的建立和油气运移、聚集的模拟。

精细层序地层学研究，引进国外先进技术实现成功应用的典范，大大提高了对地下沉积预测的能力，取得了丰富的应用成果。

勘探目标评价与风险分析方法，石油地质软件科学研究的突出成果，它反映了勘探家由“我为祖国献石油”到“股东要我现金流”的观念性的转化。通过规范勘探管理，将单纯追求探井成功率转变成储量替代率、资本化率、桶油发现成本等全面勘探资本运营管理，使探井建井周期缩短2/3，每米探井进尺费用降低40％。

2.海洋石油地震勘探技术

从1962年至今，我国海上地震勘探技术发展已走过40个春秋，从初期光点记录到24位模数转换多缆多源数字磁带记录；从炸药震源到高分辨率相干空阵列震源；从光学6分定位、罗盘导航到DGPS、无线电声呐综合定位导航；从单次二维地震到非线性多次覆盖三维地震；从“一炮定终生”的无处理地震到运算速度达每秒70亿～80亿次的大规模并行数字处理；从二维模拟处理到全三维数字处理；从NMO速度分析和叠加到DMO速度分析和叠加；从二维叠后射线偏移到全三维叠前波动方程时间偏移至全三维叠前深度偏移；从人工解释绘图到人机交互三维可视化解释绘图；从单一的构造解释到构造、地震地层学和岩性地震学综合解释；从单一的纵波地震勘探到转换多波地震勘探；从常规二维地震作业到高分辨率二维至三维地震作业，我国海上地震勘探技术经历了脱胎换骨的变化，基本上达到了与国际先进技术接轨的水平。海洋石油人多年的耕耘，换来了丰硕的成果：查清我国海域区域地质和有利沉积盆地的分布，为勘探指明方向；查明了盆地主要构造带和局部构造的分布，为油气钻探提供了井位；发现了以蓬莱19-3油田为代表的多个亿吨级大油田和以崖城13-1气田为代表的多个大气田；直接使构造和探井成功率不断提高，分别达到53％和49％；为开发可行性研究、建立油气藏模型、编制OPD报告，提供各种主要参数和地质依据。

上述成果充分证明，海洋物探在海洋石油工业发展中起到了先锋作用，其技术发展是海上油气勘探与开发增储上产的重要手段。

3.海洋石油地球物理测井技术

我国海洋地球物理测井技术，是伴随海洋石油勘探开发成长发展起来的。改革开放以前，海上测井作业只能选用陆地上最先进、最可靠的测井仪器进行。到20世纪80年代，利用国家改革开放赋予海洋石油的优惠政策，有计划地引进国外先进技术与管理模式，1981年成立了中国海洋石油测井公司，并直接引进美国西方阿特拉斯CLS-3700多套技术装备。与此同时，在引进、消化、吸收国外先进技术的基础上，充分利用信息技术的新成果，紧紧抓着技术与学科紧密结合的关键，积极开展数控测井技术研究与开发，逐步形成了研究、制造、作业、解释、培训“五位一体”的机制。先后研制成功HCS-87数控测井和ELIS-I成像测井地面以及部分下井仪器设备。同时，培养了人才、锻炼了队伍，为测井设备的国产化打下了坚实的基础。

4.勘探过程中的海洋环境保护

在开发海上资源的同时也不能忽视海洋环境保护，这是海上油气田勘探开发中不容忽视的一项技术。1996年，中国海洋石油以全新的“健康、安全、环保”理念，实施安全、健康、环保、管理体系，开始步入科技化、规范化、井然有序的法制管理轨道。

安全生产是国家经济建设的重要组成部分，良好的安全生产环境和秩序是经济发展的保障。海洋石油工业有着投资大、技术难度高、环境因素复杂、风险大的特点，一旦出了事故，施救工作非常困难；在小小的平台上，集中了几百套设备和众多人员，一旦发生爆炸起火，人、物将毁于一旦；作业人员日常接触的介质不是易燃，就是易爆，稍有不慎，就会造成海洋环境污染、生态环境损害。因此，加重了安全环保的工作责任，必须建立完善健康安全环保管理体系，才能确保海上油气田安全生产。环境保护贯穿于整个生产过程和生产生活的各个领域，就此建立了完善的健康安全环保机构、安全的法规体系和管理体系，实行全方位、全过程的科学管理。

观测海洋、检测海洋，及时进行海冰、台风、风暴潮、地震等特殊海洋环境的预报，是海洋油气勘探开发生产的不可缺少的条件。为此，开展了广泛深入的观测、监测和预报系统研究及综合、集成、生产应用等工作，形成了海上固定平台水文气象自动调查系统、海洋环境要素数值模拟分析计算和各种灾害监测预报技术，在生产实践中取得了显著成效。

四、发展趋势

随着全球能源需求的不断膨胀，陆上大型油田日益枯竭，于是人们逐渐将目光投向海洋，因为那里有着很多未探明的油气储量。尽管过去由于技术不成熟人们对海洋望而却步，但自深海钻井平台出现后，人类就开始向几百米甚至几千米海洋深处进军。

随着海洋钻探和开发工程技术的不断进步，深水的概念和范围不断扩大。90年代末，水深超过300米的海域为深水区。目前，大于500米为深水，大于1500米则为超深水。研究和勘探实践表明，深水区油气资源潜力大，勘探前景良好。据估计，世界海上44％的油气资源位于300米以下的水域。随着未来投资的增加，海上油气储量和产量将保持较快增长。其中，深水油气储量增长尤为显著。到2010年，全球深水油气储量可达到40亿吨左右。

面对如此良好的开发前景，我国海洋石油公司也制定了协调发展、科技领先、人才兴起和低成本等4个发展策略。尽快提高中国海油科技竞争力无疑是其中重要的组成部分。就海洋石油勘探部分，我国通过建立中国海油地球物理勘探等技术，通过技术创新与依托工程有机地衔接，创造条件使其发挥知识和技术创新的重要作用。天然气的勘探也需要进一步解决地球物理识别技术、高温超压气田勘探开发技术、非烃气体分布于工业利用等；深水油田的勘探和开发需要深水地球物理采集和处理、深水钻完井技术、深水沉积扇研究、深水生产平台等多种技术。

我国海洋深水区域具有丰富的油气资源，但深水区域特殊的自然环境和复杂的油气储藏条件决定了深水油气勘探开发具有高投入、高回报、高技术、高风险的特点。发展海洋石油勘探技术需要面对如下问题：

（1）与国外先进技术存在很大差距。截至2004年底，国外深水钻探的最大水深为3095米，我国为505米；国外已开发油气田的最大水深为2192米，我国为333米；国外铺管最大水深为2202米，我国为330米。技术上的巨大差距是我国深水油气田开发面临的最大挑战，因此实现深水技术的跨越发展是关键所在。

（2）深水油气勘探技术。深水油气勘探是深水油气资源开发首先要面对的挑战，包括长缆地震信号测量和分析技术、多波场分析技术、深水大型储集识别技术及隐蔽油气藏识别技术等。

（3）复杂的油气藏特性。我国海上油田原油多具高黏、易凝、高含蜡等特点，同时还存在高温、高压、高CO2含量等问题，这给海上油气集输工艺设计和生产安全带来许多难题。当然，这不仅是我们所面临的问题，也是世界石油界面临的难题。

（4）特殊的海洋环境条件。我国南海环境条件特殊，夏季有强热带风暴，冬季有季风，还有内波、海底沙脊沙坡等，使得深水油气开发工程设计、建造、施工面临更大的挑战。我国渤海冬季有海冰，如何防止海冰带来的危害也一直是困扰科研人员的难题。

（5）深水海底管道及系统内流动安全保障。深水海底为高静压、低温环境（通常4℃左右），这对海上和水下结构物提出了苛刻的要求，也对海底混输管道提出了更为严格的要求。来自油气田现场的应用实践表明，在深水油气混输管道中，由多相流自身组成（含水、含酸性物质等）、海底地势起伏、运行操作等带来的问题，如段塞流、析蜡、水化物、腐蚀、固体颗粒冲蚀等，已经严重威胁到生产的正常进行和海底集输系统的安全运行，由此引起的险情频频发生。

（6）经济高效的边际油气田开发技术。我国的油气田特别是边际油气田具有底水大、压力递减快、区块分散、储量小等特点，在开发过程中往往需要考虑采用人工举升系统，这使得许多国外边际油气田开发的常规技术（如水下生产技术等）面临着更多的挑战，意味着水下电潜泵、海底增压泵等创新技术将应用到我国边际油气田的开发中；同时也意味着，降低边际油气田的开发投资，使这些油气田得到经济、有效的开发，将面临更多的、更为复杂的技术难题。

高科技是海洋油气业的重要特征，海洋油气业的发展正是我国石油能源产业“科技领先战略”的最直接体现。只有坚持自主科技创新，才能不断提高我国海洋油气业的核心竞争力。2004年以来，我国在海洋石油的勘探新领域和新技术、提高采收率、边际油田开发、深水油田开发、重质油综合利用、液化天然气与化工、新能源开发、海外勘探开发等领域实现了一系列突破。

2008年，中国海油两项成果获国家科技进步二等奖。其中一项成果是针对中国南海西部海域所存在的高温超压并存、井壁失稳严重等世界级重大钻井技术难题，研发出一套具有自主知识产权的复杂构造钻井关键技术。截至2008年底，这些技术在南海西部海域7个油田以及北部湾盆地、珠江口盆地、琼东南盆地的探井及评价井共计76口井的钻井作业中得到推广应用，并取得了良好效果。钻井井眼复杂事故率从40％～72％降至5％以下，远低于国际上20％的统计指标，井眼报废率也从5％降至0％，不仅节约了可观的钻井直接成本，而且加快了边际油气田的开发，创造了可观的经济效益。该项技术研究与应用大大提高了中国海油的钻井技术水平，扭转了之前该海域复杂井作业技术依赖外国石油公司的历史。

而经过十多年的自主研究，中国海油开发形成了一整套具有自主知识产权的适合海洋石油开发要求的成像测井系统（ELIS）。这是我国自行研制的第一个满足海上石油测井要求的成套技术装备。该系统的研发和产业化打破了国外测井设备对我国海上和世界石油测井市场的长期垄断。截至2008年底，中国海油累计生产装备10套，总值达5亿元人民币，产品已进入国内外作业市场，年服务收入达3.8亿元人民币，创汇2800万美元，效益显著。

同时，中国海油专利申请量和授权量也已进入稳步增长阶段，截至2008年底，中国海油累计获得授权的有效专利达423项，其中发明专利105项。

2008年，中国海油首次获准承担国家“973”计划课题，实现了科学研究层次的新突破。在国家重大科技专项“大型油气田及煤层气开发”里，中国海油将承担6个项目和两个示范工程。

碳排放的标准是什么？

中国石油天然气集团公司安全生产管理规定

第一章 总 则

第一条 为加强安全生产工作，建立安全生产长效机制，防止和减少安全生产事故，切实保障员工在生产经营活动中的安全与健康，根据《中华人民共和国安全生产法》等法律法规、《中国石油天然气集团公司关于进一步加强安全生产工作的决定》等规章制度，特制定本规定。

第二条 企事业单位（含股份公司地区分公司，以下简称企业）应遵守国家有关安全生产法律法规， 树立“以人为本”的思想、坚持“安全第一、预防为主”的基本方针和贯彻“诚信、创新、业绩、和谐、安全”的核心经营理念，实施安全生产目标管理，健全各项安全生产规章制度，落实安全生产责任制，完善安全监督机制，采用先进适用安全技术、装备，抓好安全生产培训教育，坚持安全生产检查，保证安全生产投入，加大事故隐患整改和重大危险源监控力度，全面提高安全生产管理水平。

第三条 企业应建立并推行健康安全环境（HSE）管理体系，在基层组织实施HSE作业指导书、作业计划书、现场检查表（即“两书一表”），加强风险管理，有效减少和防止各类事故。

第四条 企业要加强基层安全建设，开展安全质量标准化活动，加强生产作业的过程管理，按照标准、规范组织生产，努力做到施工现场标准化、岗位操作标准化、基层管理标准化。

第五条 企业应切实保障员工在安全生产方面的各项权利。与员工签订劳动合同，同时应签订《员工安全生产合同》；为员工创造安全作业环境，提供合格的劳动防护用品和工具。员工应履行在安全生产方面的各项义务，在生产作业过程中遵守劳动纪律，落实岗位责任，执行各项安全生产规章制度和操作规程，正确佩戴和使用劳动防护用品。

第六条 本规定适用于集团公司各企事业单位。

第二章 组织与职责

第七条 企业行政正职是安全生产第一责任人，对本单位安全生产工作全面负责。

第八条 企业应成立安全生产委员会（以下简称安委会），统一协调指导企业生产安全、消防安全、交通安全和职业健康等各项安全生产工作。安全生产第一责任人任主任委员，其他成员由相关人员组成。

第九条 安委会主要职责：

（一）审定本单位安全生产年度工作计划，并督促落实；

（二）监督执行安全生产规章制度和督促落实安全生产责任制；

（三）组织、协调安全生产大检查，组织、协调调查处理安全事故；

（四）组织重大事故隐患评估，并督促立项整改；

（五）审查重大突发事件应急救援预案；

（六）审核实施HSE管理体系运行计划和HSE管理方案；

（七）审定安全生产先进集体、单位和先进工作者，决定表彰事宜；

（八）讨论决定安全工作中的重大问题及应采取的措施；

第十条 企业安委会办公室设在安全生产管理部门，负责处理日常工作。安委会办公室的主要职责：

（一）负责向安委会提出年度安全工作计划建议；

（二）协调、督促相关部门的安全工作；

（三）组织实施安全生产综合检查工作；

（四）负责考核领导干部定点联系安全生产关键装置和要害部位（单位）的工作情况；

（五）掌握安全生产动态，通报安全信息，遇重大问题，及时向安委会主任、副主任汇报；

（六）负责各类事故的报告以及员工伤亡、火灾、交通事故报表的汇总上报；

（七）完成安委会交办的其它任务。

第十一条 企业及其所属二级生产经营单位应设置相对独立的专门安全生产管理机构，配备满足工作需要的专职安全管理人员。科研设计、事业单位可根据实际设置专门安全管理机构或专职安全管理岗位。油气生产、储存、炼油化工、工程技术服务、建筑施工等企业所属三级重点生产经营单位和从业人员超过300人的其它生产经营单位要设置安全生产管理机构。基层队（车间、站）配备专（兼）职安全管理人员。企业的专职安全管理人员配备比例不得低于从业人员总数的5‰，其中专业技术人员比例应达到80%以上。

第十二条 各级安全生产管理人员应保持相对稳定，不宜频繁调动。其部门负责人因工作需要变动岗位，应先征得上级安全部门同意。

第十三条 企业可依据有关规定，成立安全生产的培训、咨询、检验、评价机构，取得国家或有关部门资质认证或备案后，开展从业人员的培训、考核和设备、设施的检验，提供有关咨询以及安全评价工作等。

第三章 安全生产责任制

第十四条 企业应制定各级领导干部、管理人员、岗位员工和部门的安全生产责任制。安全生产责任制应覆盖本单位所有组织和人员，做到“一职一责，一岗一责”。

第十五条 安全生产责任制应简练、实用，符合岗位要求，具有针对性和可操作性。

第十六条 按照“谁主管、谁负责”的原则，各级领导干部、管理人员、岗位员工和部门必须认真履行各自的安全职责。

第十七条 企业应制定安全生产责任制考核办法，定期进行考核奖惩。实行各级领导、机关部门安全生产工作述职报告制度，将履行安全生产责任制情况列为干部考核的重要内容。

第四章 安全监督

第十八条 企业及其所属二级重点生产经营单位应设置安全总监、副总监。安全总监一般由同级副职兼任。安全副总监可以兼任安全部门负责人，按同级助理、副总师管理。

第十九条 企业按专业设置物探、钻井、井下作业、海上作业、建筑施工、炼化检维修等安全监督站、所。安全监督站由专职安全监督和兼职安全监督组成。安全监督人员必须接受资格培训，经考核合格，持集团公司颁发的证书从事安全监督工作。

第二十条 企业要加强对基层单位或建设（工程）项目的异体安全监督。在物探、钻井、测井、试油、修井、建筑施工、炼化检维修以及其他重大危险的关键施工工程项目，作业者（或建设单位）或承包单位应派驻安全监督，负责施工作业现场的安全监督工作。重点建设工程项目，作业者（或建设单位）必须派驻专职安全监督。

第二十一条 企业要加强对各级安全总监、安全监督和安全监督站的管理，健全各项管理规定，完善监督责任体系。

第五章 安全技术

第二十二条 企业要重视安全科技工作，组织科技专题立项，加强安全技术研究与开发，提升安全技术水平。

第二十三条 企业要积极开展安全生产领域的国际交流与合作，加快先进生产安全技术的引进、消化、吸收和自主创新步伐；要大力推广和应用先进适用安全科技成果，积极推广新工艺、新技术、新设备和新材料；依据国家行业法规和标准，加大技术改造力度，及时淘汰危及安全的落后工艺技术和设备，提高本质安全。

第二十四条 建设单位应严格执行新建、改建、扩建项目（工程）的安全生产“三同时”管理要求，按规定进行安全预评价和安全验收评价。

第二十五条 企业应按规定对在役生产装置、重要和特种设备定期进行安全评价和评估，及时解决存在问题。要坚持设备监测和检验制度，定期维修保养，使之符合安全技术生产条件。

第二十六条 企业要鼓励和引导员工积极参与安全技术革新，广泛开展小改小革和提合理化建议活动。

第六章 安全教育培训

第二十七条 企业应采取各种途径，定期对员工进行安全生产教育和培训，提高员工安全技术素质，保证员工具备必要的安全生产技能和防范事故的能力。未经安全生产培训考核合格的员工，不得上岗作业。

第二十八条 企业和生产经营单位的主要负责人、分管领导和安全生产管理人员必须具备与本单位所从事的生产经营活动相适应的安全生产知识和管理能力。

第二十九条 应坚持新入厂员工的“三级安全教育”和转岗工人的二、三级安全教育，建立健全安全教育档案，做到“一人一卡”。“三级安全教育”时间不得少于40学时。

第三十条 要加强对临时雇用人员的安全培训、考核工作，以及外来施工人员的安全教育，并记录备案。

第三十一条 特种作业人员必须参加有关部门组织的培训，经考核合格取得操作证后方可上岗作业，并按规定进行复审。

第三十二条 企业采用新工艺、新技术、新材料和使用新设备前，要组织对相关人员进行专门的技术培训和安全教育，考核合格后方可使用和操作。

第三十三条 企业要加强安全继续教育，不断提高员工的操作技能和防范事故的能力。

第七章 安全检查

第三十四条 企业应制定安全检查制度，坚持日常检查和定期组织安全检查。企业每年至少进行两次综合安全检查，企业所属二级单位每季度至少进行一次综合安全检查，基层队（车间、站）要落实岗检、巡检、交接班检查。

建立HSE管理体系的单位，可将安全检查纳入管理体系审核。

第三十五条 企业应根据季节变化、节假日生产特点，以及特殊作业要求，组织开展专项安全检查或专业安全检查。

第三十六条 企业应建立领导干部安全生产联系点制度，定期对关键生产装置和要害部位（单位）安全生产联系点进行安全检查和指导。

第三十七条 企业应完善安全检查手段，依据标准、规范及安全检查表进行检查。检查人员应将检查的时间、地点、内容、发现的问题及其处理情况，做出书面记录，并由检查人员和被检查单位的负责人签字；检查人员应将检查情况记录在案，并向上级报告。整改情况应有回执记录。

第三十八条 企业应制定违章处罚办法，加大对违章检查、监督和处罚力度。对检查中发现的“三违”行为（违章指挥、违章作业、违反劳动纪律），应当场予以纠正或要求限期改正，对严重违章行为要从严惩处，绝不姑息。

第三十九条 对检查中发现的事故隐患，应责令排除，重大事故隐患排除前或在排除过程中无法保证安全的，应将作业人员从危险区域内撤出，责令暂时停产停业或者停止使用；重大事故隐患排除后，经审查同意，方可恢复生产经营和使用。对检查中发现一时不能立即排除的事故隐患，应当制定防范和监控措施，在评估的基础上，按管理权限制定计划，投入整改经费，并按期完成整改。

第四十条 要加强对重大危险源的检查，建立重大危险源管理档案和动态监测数据台帐，配备必要的监测、检测仪器和设备，对重大危险源定期检测、评估和监控，确保重大危险源处于受控状态。

第四十一条 企业对当地政府和上级单位安全监督检查人员依照法律和相关规定履行监督检查职责时，应予以配合，不得拒绝、阻挠。

第八章 安全投入

第四十二条 企业要保证用于安全生产方面的资金投入。在编制年度预算时，要优先保证安全费用，按规定和实际需要列支事故隐患治理和安全技术措施项目经费。

（一）安全技术措施计划和事故隐患治理计划由安全管理部门组织编制，需投资安排的项目由规划计划部门按规定纳入投资计划；

（二）企业计划、财务部门应将安全技术措施经费和事故隐患治理计划纳入企业预算，落实资金投入；

（三）安全技术措施和事故隐患治理计划由企业负责人组织有关部门进行审查和汇总，由企业有关部门负责编入投资计划之中或单独编制计划下达；需要报请上一级审定的，经上级审定后下达，安全部门检查、督促实施；

（四）安全技术措施和事故隐患治理计划实行项目管理，对已经完成的安全技术措施计划和隐患治理项目，由规划计划和安全管理部门组织相关部门进行竣工验收。

第四十三条 安全技术措施计划项目的主要范围包括：

（一）安全技术：各种机器设备的防护、保险、信号、报警装置；安全起动和紧急停车设施；生产区域内危险场所的指示及警告标志；采用新技术、推广新工艺、新成果；有毒有害作业点的检测、检查仪器；以及对繁重费力或人工操作有危险的作业所采取的辅助机械化措施等；

（二）职业健康：生产厂房的通风换气和采光照明装置；产生有毒有害气体、粉尘或烟雾等生产过程的机械化、密闭化或空气净化设施；生产场所为防止辐射热危害的隔热防暑设施；为减轻或消除工作中的噪声、震动及辐射等的防护设施；工作厂房或辅助房屋内应增设或改善的防寒取暖设施等；

（三）辅助房屋及设施：女工较集中车间的女工卫生室，车间或工作场所的休息室、用膳室、更衣室及其相应的设施；

（四）宣传教育：包括安全技术、劳动保护的研究与实验工作及其所需的工作仪器；为企业员工建立的“安全教育室”；购置或编印安全技术、劳动保护管理所使用的辅助器材、书籍、刊物、画片、规章制度宣传材料、幻灯片、**拷贝、录像带等。

第九章 消防安全管理

第四十四条 企业应加强企业内部的消防安全管理工作，将消防安全工作纳入企业安全生产工作的整体部署，落实各级组织防火安全责任制。

第四十五条 企业应坚持“预防为主、防消结合”的方针，加强消防宣传教育，组织开展防火检查，及时消除火灾隐患。

第四十六条 企业应按规定配置消防装备和设施，加强管理，定期进行检查、检验，确保消防装备和设施完善、可靠。

第四十七条 企业应加强对具有火灾、爆炸危险场所的安全管理，严格执行工业动火票（或作业许可）制度，加强施工现场的安全管理和监督检查，落实现场监护，确保工业动火施工安全。

第四十八条 企业应加强公众聚集场所的安全管理与防火检查，制定公共安全应急预案，严格监护措施，防止群体伤亡事故发生。

第四十九条 按照《消防法》规定建立专职消防队伍，实施专业化管理，配置所需要的灭火装备和人员。基层单位要建立义务消防队伍，定期进行培训和演练，做到会报警、会使用灭火器材、会使用防护器具和会自救互救。

第十章 交通安全管理

第五十条 企业应加强企业内部的交通安全管理工作，将交通安全管理工作纳入企业安全生产工作的整体部署。

第五十一条 企业应加强对驾驶人的管理，实行内部“准驾证”制度，强化驾驶人行车安全和职业道德教育，不断提高驾驶人员安全意识。

第五十二条 企业要加强对车辆的维护保养，保持车况良好。强化客车、危险物品运输车辆、特种车辆、分散车辆、租赁车辆的管理与控制，采取有效措施，减少交通事故。

第五十三条 企业应加强内部交通安全检查，落实节假日 “三交一封”制度（交车辆钥匙、交行车证、交准驾证，定点封存车辆）。

第五十四条 企业应加强交通安全宣传教育，教育全体员工提高交通安全意识，遵守交通安全法规，保证交通安全。

第十一章 职业健康和劳动防护

第五十五条 企业应认真贯彻执行国家有关职业健康和劳动防护法规政策，建立完善职业健康管理制度，健全职业卫生档案和员工健康监护档案，做好职业健康监护工作。

第五十六条 企业应对从事接触职业病危害因素作业和特种作业的人员，按规定的检查项目和周期，进行上岗前、在岗期间及离岗时的职业健康检查。不得安排未经上岗前职业健康检查的人员从事接触职业病危害因素的作业，不得安排有职业禁忌病症的人员从事其所禁忌的作业。

第五十七条 定期对作业场所职业病危害因素进行监测和评价，达不到国家卫生标准的应采取措施进行治理,不断改善工作条件，减少职业病危害因素的产生。对可能产生职业病危害因素的新建、改建、扩建工程项目，开工前应进行职业病危害预评价，竣工验收前应进行职业病危害因素控制效果评价。

第五十八条 开展施工作业健康管理，进行健康风险识别及评价。改善施工作业中医疗健康保障条件，严格饮食、饮用水、环境卫生管理，做好传染病、地方病等疾病预防。

第五十九条 对产生职业病危害因素的作业场所，应在醒目位置设置公告栏，公布有关职业病防治规章制度和职业病危害因素检测结果；在职业病危害工作场所，设置警示标牌、操作规程及发生职业病危害事故应急救援措施。

第六十条 对于放射性同位素的使用、运输和储存，必须配置防护设备和报警装置，从事放射的工作人员要佩戴个人剂量计，加强个人防护用品的使用。

第六十一条 工作场所和员工宿舍应设有符合国家相关规定，达到紧急疏散要求、标志明显、通畅的安全通道；生产、经营、储存及使用危险物品的车间、商店、仓库不得与员工宿舍在同一建筑物内，并保持安全距离；在有较大危险的生产场所和有关设施、设备上，设置明显的安全警示标志。

第六十二条 工作场所和员工宿舍应保持清洁卫生，并有防潮、防寒、防热辐射和消毒等设施。其道路、采光照明、饮用水和排污道均应符合国家规定，并根据需求设置卫生辅助设施。

第六十三条 按照国家及上级有关规定，为上岗员工提供满足安全生产要求的劳动防护用品，劳动防护服装应符合集团公司“四统一”要求（统一性能、款式、颜色、标识）。

第六十四条 企业必须做好女工特殊劳动保护工作。

第六十五条 企业必须依法参加工伤社会保险，为从业人员缴纳工伤保险金。

第十二章 承包、租赁经营安全管理

第六十六条 企业应加强承包、租赁经营的安全管理。在发包和签订的各种承包（含承包任务书）或租赁合同中，必须明确相关方的安全生产管理责任。不得将生产经营项目、场所、设备发包或出租给不具备安全生产条件或相应资质的单位或个人，也不得租赁不符合安全生产条件的场所和设备从事生产经营活动。

第六十七条 作业者（或建设单位）与承包单位，总承包单位与分包单位应在签订工程技术服务经济合同的同时，签订《工程技术服务安全生产合同》，依法明确各自的安全生产管理职责和应当采取的安全措施，并指定专职安全生产管理人员进行安全检查和协调。

施工单位应加强施工现场安全管理，服从建设单位安全监督管理。实行施工总承包的，由总承包单位负责安全监督管理。分包单位向总承包单位负责，服从总承包单位对施工现场的安全监督管理。

第六十八条 生产经营项目、场所有多个承包、承租单位的，作业者（或建设单位）应当与各承包单位、承租单位分别签订专门的安全生产协议，或者在承包合同、租赁合同中约定各自的安全生产管理职责；作业者（或建设单位）对承包单位、承租单位的安全生产工作统一协调、管理。

第六十九条 发包方或出租方必须为承包方或租赁方提供出租场所和设备的相关资料，承包方或租赁方必须在满足发包方或出租方安全生产要求的条件下，从事相关经营活动。

第十三章 应急管理

第七十条 企业要制定处置突发事件的应急管理制度，应急管理要贯彻“以人为本”的理念，坚持“安全第一、预防为主”的基本方针，做到“早发现、早报告、早处置”。

第七十一条 企业应健全重大事故应急救援组织，建立专业化应急救援队伍，提高救援装备水平，配备必要的应急救援储备物资。加强与当地政府、周边相关方的沟通，建立起预警、接警、救援和恢复的联动机制，增强应对各类突发事件和重大事故的应急抢险救援能力。

第七十二条 企业应分类、分级编制事故应急预案。应急预案的重点是针对井喷失控、危险化学品、炼化装置、油气储存库（站）、长输管道、海上作业，以及民爆器材、放射源、特种设备、公众聚集场所等各类重大突发险情。应急预案内容应详细、齐全，要充分考虑对周边地区相关方造成的危害，与当地政府、周边相关方建立预警救援机制，并按规定搞好应急预案培训和演练。

第七十三条 各单位制订的突发事件应急预案，应上报给抢险救援的相关部门及其他相关方，并报上级主管部门和地方政府备案，一旦发生突发事件，要立即按程序启动应急预案。

第七十四条 应对重大突发事件要坚持“企业负责、区域联动、属地管理、分级落实”的原则，自觉接受当地政府主管部门的监督管理和检查。发生生产安全事故后，要迅速采取有效措施组织抢救，防止事故扩大，努力减少人员伤亡和财产损失，并按规定立即报告当地政府、安全生产监督管理机构和有关主管部门。处置突发事件要做到“反应迅捷、职责明确、指挥统一、救人优先”，把事故造成的危害减小到最低限度。

第十四章 事故管理

第七十五条 企业应加强事故管理工作。对发生的各类安全事故均应报告，并按照规定统计。

第七十六条 发生事故后，事故现场有关人员应当立即报告本单位负责人。单位负责人接到事故报告后，应当迅速采取有效措施，组织抢救，防止事态扩大，减少人员伤亡。

第七十七条 各类事故都必须及时逐级上报。发生重、特大事故，企业必须立即按照管理权限，上报集团公司或股份公司，并按照规定报当地政府安全生产主管部门。不得隐瞒不报、谎报或者拖延不报，不得故意破坏事故现场、销毁有关证据。

企业应建立事故举报制度，公开举报电话、信箱或电子邮件地址，并及时受理和按规定处理。

第七十八条 发生事故后，应按照分管权限成立事故调查组，及时认真的调查事故。事故调查处理应当按照“四不放过”的原则，准确查清事故原因，重点查找设施设备、工艺技术、规章制度缺陷、安全管理漏洞等方面的原因，明确事故性质和责任，总结事故教训，提出整改意见和防范措施，并依据有关规定，对事故责任者提出处理意见。根据事故分类和分级，由企业及有关部门、人员向上一级单位或主管部门汇报事故情况，并向当地政府有关部门汇报。

第七十九条 按规定时间做好事故的结案工作，并建立健全事故管理档案。

第十五章 考核与奖惩

第八十条 集团公司对企业实施安全生产目标管理，按年度下达安全生产考核指标。

第八十一条 集团公司对企业实施安全生产年度考核评比。对安全生产考核指标达到要求，且安全生产管理工作经考核合格，获安全生产达标企业称号，发给证书；对安全生产考核指标达到先进要求，且安全生产管理工作经考核优秀，经集团公司安全生产委员会审定，授予安全生产先进企业称号，发给奖牌、证书和奖金。

安全生产考核管理办法和奖励标准按《中国石油天然气集团公司安全生产先进企业考核评比办法》执行。

第八十二条 企业应制定所属单位的安全生产年度考核指标，安全生产先进集体、单位、个人的评比标准和奖惩办法。

第八十三条 员工有下列情况之一者，由企事业单位给予奖励。奖励建议由安全部门提出，经企事业单位领导批准执行。

（一）模范遵守安全生产法令、遵章守纪，认真贯彻执行本规定，在安全、文明生产方面做出显著成绩的；

（二）发现事故预兆，及时采取措施和向上级报告或阻止违章指挥行为，避免重大事故和重大经济损失的；

（三）积极组织事故抢险，对减少人员伤亡有突出贡献的；

（四）在安全科学技术、安全管理及学术研究，标准、规定的制定和修订等方面取得重要成果或效果显著的；

（五）提出合理化建议，进行安全技术革新，取得显著经济效益的。

第八十四条 企业应制定违章处罚规定，对查出的违章行为进行处理。

第八十五条 安全生产奖励的来源及使用

（一）企业对安全生产先进的奖励，由企业在奖励基金，或应付工资年度工资总额，或安保基金中支付；

（二）企业对所属单位安全生产违章和事故处理等项扣款，可用于安全生产奖励。对单位的扣款应从该单位的应付工资中列支。

第十六章 附 则

第八十六条 企业应根据本规定制定实施细则。

第八十七条 本规定自印发之日起执行。原《中国石油天然气集团公司安全生产管理规定》（中油质字[1999]194号）同时废止。

第八十八条 本规定由集团公司质量安全环保部负责解释。

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