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广义的石油天然气矿产资源开发可统称为油气工业，它是由资源勘查、油气田开发、油气集输、石油炼制和石油化学工业等几部分组成的系统工程。通常把油气资源的地质勘查和油气田开发称为上游工业或油气矿业；把石油炼制和石油化工称为下游工业。它们之间既紧密联系、承前启后，又各自独立；各有自己的运营程序，其目的任务、技术手段、工业指标、成果产品和经济效益各有不同。它们的关系和流程见图2.3.19。当代石油工业发展趋势是各油气公司竭力实行上、下游一体化，以达到经营的良性循环发展。
图2.3.19油气矿产资源开发流程示意图
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一、油气地质勘查
(一) 勘查阶段划分
油气地质勘查以查明油气形成的基本地质条件，了解油气矿产资源的分布和探明储量为目的；是一个对油气地质规律不断实践认识、再实践和再认识的过程。有其科学程序，工作具有阶段性。以往经常讲的“区域展开，重点突破，点面结合，带动全盘”；“定凹、定带、定区、定块”，这些经验总结都是具体反映了油气勘查的科学程序。集中一点，就是要以沉积盆地(含油气盆地)为单元，从盆地整体出发，分类型、分阶段来开展油气勘查工作，以使这一高投入、高风险的系统工程，按其符合客观规律的科学程序步步展开，使风险降到最低限度，取得更高效益。
油气勘查划为两大阶段，即油气地质普查与油气地质勘探，习惯上简称油气普查与油气勘探，或直称普查、勘探。二者既有先后次序的关系，又有相互促进的关系，以往曾把它们的关系比喻为“吃一拿二眼观三”，是很恰当的。实践表明，没有普查，就不可能提供更多的可供选择的勘探基地；反过来，没有勘探上的成功，也很难使普查深入。处理好二者关系就可事半功倍。******根据多年油气勘查经验，高度概括这一油气勘查工作程序是“先找油区，再找油田”。
松辽盆地的油气勘查工作历程是一个典型实例。该盆地的石油勘查工作始于1955年，此前该区是工作空白区。其工作阶段可分为：
1955年开始的概查：在松辽平原开展踏勘，沿第二松花江及沈哈铁路进行了三条线路踏勘，建立了白垩系-第三系松花江群地层层序，认为有含油层系。1956～1957年，在全盆进行1：100万重力、磁力测量和电法剖面测量，以及10余条横贯全盆的物探区域大剖面，开展了地质综合研究，从而明确了松辽平原是一个持续沉降的大型盆地，是一个很有希望的含油远景区。
1958年起，转入普查：继续区域普查并投入****工作，加强局部构造普查。1959年圈定了大庆长垣和扶余构造上的各个含油圈闭，选定三口普查井，并在松基3井和扶27井试油获得了工业油流，发现了大庆油田和吉林油田。至今，仍在油田外围，盆地其他各构造单元上继续进行油气普查，发现了一个又一个新油气田。
从1960年开始，在已发现油气藏的大庆长垣上开展了勘探，历经3年，提交了石油储量，随后转入开发阶段。以后在开发同时，又继续普查、勘探，使石油探明储量从最初的20多亿t增加到现在的50多亿t；石油产量则由1963年的400多万t到1996年年产5 000万t。
在上述各阶段工作中，制订了多项技术工作的规范和精度要求。
我国其他产油气盆地的地质勘查也大体经历过类似的工作程序。总结这些盆地的油气勘查经验，可把勘查阶段的程序和技术要求归纳如下：
1. 油气地质普查
油气普查是以一个区域或一个盆地为对象，查明油气赋存的基础地质条件，回答“是否可能有油气存在”的问题，指出可能的油区，而优选出有利的含油气地带，达到预测评价油气资源量以至发现油气藏的目的，并提交相应的成果。
地质普查通常又细分为概查和普查两个前后衔接阶段。有的把它们分称为普查阶段和预探阶段，并统称为区域勘探。
概查，收集前人已有的区域调查资料，必要时补作地质调查工作，在调查区域内圈定盆地，“进行盆地初步优选”，或在盆地内选出有利区域，有选择地开展非****综合物化探(包括遥感地质)调查和地质概查，初步划定区域地质格架，评价含油气性，选定最有利普查区块，必要时施行参数井(区域普查井)，估算远景储量(资源量)。
普查，以高精度非****综合物化探勘查和地质普查，查明有利的生油区(凹陷)和可能的构造带，进一步****普查，必要时做局部****详查，选定有利含油气区带或有利圈闭，预测圈闭资源量，施行区域预探井(普查井)，直至发现油气，估算预测储量，划定油区，进一步勘探，或者判断调查区含油气远景不好，放弃勘探。所以普查的基本任务是要发现油气藏和含油气区带，提交预测储量。
2. 油气地质勘探
本阶段是勘查工作的深入，任务是要在已发现油气藏(工业油气流)的含油气区带(或称构造带)内，通过****详查与包括三维****在内的精查和其他必要的物化探调查，查明可能含油气圈闭并做出评价，布置的探井获得工业油气后，再布评价井、探边井、资料井，查明油气田范围，通过油井试采和油藏评价了解大体产能，提交控制储量和探明储量，提供油气田开发基地。
对勘探阶段的工作有的还细分为初探和详探，或分称为圈闭预探(发现工业性流)与油气田(藏)评价勘探。对于复杂的油气田(藏)往往很快从试采转入边勘探边开发，并单划出一个称为“滚动勘探开发”的阶段。
(二) 勘查类型
在上述实践与科学总结基础上，为了从法制管理上反映出石油地质勘查的不同类型的分阶段工作特点，或者说是为了使不同类型的地质勘查工作适应于法制化治理，我国在实施矿产资源法的细则中，颁布了一项油气矿产资源勘查开发管理登记办法，其中大体相应于前述勘查工作阶段，把石油天然气资源的勘查划分为三种类型，相应地确立三种勘查项目予以管理登记，即：
1. 盆地勘查评价
以盆地为调查对象。相当于地质普查阶段，即通过****或其他方法选定有利油气区块，确定生油凹陷，证实圈闭存在，钻参数井(区域预探井、普查井)，初步查明油气地质条件，或见到良好显示或发现油气藏，明确目的层层位及岩性，并与邻区资料类比，确定储量(或预测资源量)参数，提交勘查评价区域内的预测储量(或预测资源量)。
2.区带工业勘探
以发现工业油气流(油气藏)的区块为调查对象。相当于地质勘探阶段，即通过****或其他工作，查明圈闭形态，确定构造高点与主要断层；施行探井钻获工业油气流、了解主要油层产能和流体性质，查明油气藏类型、油气水分布、基本控制含油面积；取得储层类型、岩性、物性、裂缝系统、横向变化和油层有效厚度等各项可靠的储量计算参数以及各油井的产油能力与试采数据，提供控制储量和探明储量。
3. 滚动勘探开发
这是中国人自己的创造，主要针对我国陆相油田(岩性圈闭多)和东部断块油田的地质条件复杂性，发育复式油气藏系列等特点，在一个油田发现一个工业性油气藏后，并不易很快搞清全油田的储量，要全部搞清非但费时，一下投入资金多也增加成本，由此出现了边勘探边开采，有了一块基本探明储量后，立即投入开采，筹集资金、继续探明其他储量。实际上是勘探拖长，开采提前把两个阶段重叠进行，相互促进发展,进一步“搞清油田的构造形态、断层分布、油气水分布特征、油气藏类型、储集类型、油层物性、流体性质、驱动类型以及油层生产能力和压力系统等情况”，取得可靠的计算储量的参数，每隔一段时间，复算储量(包括新发现油气藏)，提供已开发探明储量的复算数据和新扩大发现的区块探明储量。
矿产区块登记还有一类为油气田开采项目，归属油田开发类型。
(三) 勘查手段与技术精度
油气地质勘查是一项利用多学科技术手段工作的综合性作业。但不同阶段要使用不同的工作技术方法，选择最佳技术方法组合，使之既保质保量完成勘查任务，又能节约开支降低成本，提高经济效益。
介绍各种技术方法的内容与发展水平是有关专业书刊和操作规范的责任。这里仅仅涉及各勘查阶段要应用的技术手段与精度要求问题。
油气勘查要应用的技术手段随着科技发展而日益增多。根据我国各油气田勘查实践经验和国际通行标准，目前国内已经形成国家标准或行业标准操作规范的技术工种或方法即达到158种。它们各自规定了调查操作内容与技术精度要求。下面仅摘要举例介绍：
1.野外地面地质调查
概查，要求在调查区域内进行路线地质调查与研究，提出1∶1 000 000或1∶500 000地质图；普查，在进行按国际分幅的综合性地质填图与研究后，提交1∶200 000或1∶100 000地质图；详查，在进行地质填图和研究后，提出1∶50 000或1∶25 000地质图；细测，在对有利储油气构造测量后提供1∶10 000或1∶5 000的地质图。此外，还可为解决某一油气地质问题而进行野外石油地质专题研究。目前，地面调查已普遍和遥感地质技术相结合。
2.****工作
在不同勘查阶段开展二维****概查、普查、详查和精查，必要时进行三维****调查，测网精度要求如表2.3.23。
精查阶段宜采用三维****勘查，按大于1∶2.5万精度实测，其t０图间隔时间线为8～20ms；t０时深转换后的构造(等深度)图的等深线间隔为10～50m。****资料系统采集与处理已完全实现数字化。
表2.3.23****勘探测网标准
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3. 地表找油化探工作
化探，不同盆地的地表化探方法与指标组合各有不同。概查普查阶段，主要应用常规方法和指标，即烃类气体测量和Δc法等，详查，精查阶段需增加吸附丝、δ13C和光谱特征方法。采样测网线距和点距如表2.3.24。
表2.3.24地表化探测网标准
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4. 钻探工程井和钻井地质录井
一切地质勘查得到的认识，最终要通过钻探来验证，通过钻井地质录井以揭示与发现油气。钻井是所有勘查手段中成本最高的。为了验证不同的认识，要钻参数井(区域探井)、普查井、预探井、探边井、评价井、资料井等。针对不同目的层和特殊需要，除了常规的垂直钻井，又发展了定向井、丛式井和水平井。钻探工程规范对这些井和施工要求与精度有明确规定。不论何种性质与类型的井，都要应用地质录井的技术手段来获取地下各种原始地质资料，以准确判别地下油气藏的存在及其性质。就单井地质录井的技术手段而言，已经发展到十几种，每一种录井技术都包括了内容丰富、技术性很强的工作，往往要求抓住转瞬即逝的一次性机会获得第一性原始资料，作为将来判断识别油层的根据。因此对于各项录井工作的录井间距、技术要求在行业标准和有关规范中都有详细要求，需要在每一口井的地质设计中对将要采用的录井技术作出具体规定。
常用的地质录井技术手段包括①钻时录井；②岩屑录井；③钻井岩心录井；④井壁取心录井；⑤荧光录井；⑥泥浆(钻井液)录井；⑦罐装气录井；⑧气测录井；⑨热解色谱录井；酸解烃录井；地层压力预测与监测；井口油气录井；钻井地质采样化验分析(包括岩心分析、岩屑分析、油气水分析、油气层敏感性评价试验等)；固井完井作业中的地质录井；中途测试中的地质录井；综合录井技术凡配有综合录井仪与计算机联机系统的钻井地质综合录井要进行以下录井 ：页岩密度录井；碳酸盐含量录井；钻井液温度录井；钻井液电阻率录井；钻井液流量变化录井；循环钻井液地面变化；钻井工程参数录井；压力检测与压力预测；油气显示与事故先兆预测；钻头、钻井数据等记录报告。
5. 矿场地球物理测井
测井属地球物理勘查手段，在钻井中是一种不可缺少的工作。应用测井资料与地质录井资料进行综合解释以划分地层、确定岩性、判定含油气性；测井资料也为钻井施工作业提供必要的参数。测井项目已越来越多，主要有：
(1) 1∶500标准测井 包括视电阻率、自然电位、自然伽马、声速、微电极、井径、井温、井斜等，应根据地质需要增减选择所需测井项目。
(2)1∶200综合测井—组合测井—横向测井 主要用在目的层段或油气层井段。常规测井系列中天然气探井的项目为测微球、双侧向、声速、补偿中子、补偿密度、自然伽马、井径、井温、井内流体等。石油探井及评价井测视电阻率、自然电位、井径、微电极、自然伽马、声速、感应、双侧向、井内流体等。
(3)为地层压力预测和****解释之需有的加测岩性地层密度测井(伽马射线散射测井)、VSP测井 有的井还加测地层倾角测井、磁性定位测井、声幅测井(固井声幅测井与变密度测井)、超声电视测井。
6. 测试技术
包括中途测试和完井后的常规试油。
中途测试又称地层测试或钻杆测试，是通过钻杆将专门仪器送到测试层位按规程进行测试，以取得各种评价油气水层的资料。可以在钻进过程中对发现的油气显示层测试，也可以在完井后在套管内进行测试。特点是操作简便、快速、经济准确。有的也用电缆将地层测试器送到预定层位，由地面仪器控制，测试地层压力、流体压力并取得流体样品，进而判断油气层、预测产能，称此为电缆测试，它比钻杆测试更方便、时效更高。中途测试已广泛用于油气勘查中，其参数特别适于新探区第一口探井的早期综合评价和油层压裂工艺前后的解释评价。
油气探井的常规试油试气作业是勘查阶段最后揭开油气层，取得各项资料参数的关键环节。对于作业中从施工准备、射孔、替喷、诱喷、放喷、测试及资料录取、上返、封井和交井的内容、程序和方法在作业规程中均有明确规定。通过这些工作对已发现油气显示的油层，求得日产量与产能，取得计算油气藏储量的参数和评价油气藏的第一性资料，如高压物性分析数据等。
试油作业完成交井后对油井的试采作业是勘查阶段最后的一套工序。在试采期间(包括采取特殊作业如压裂等)要取全取准油气藏的产率、流压变化、套压变化、产量变化、累计产量变化、采油指数变化、沉没度变化、泵效变化、实测压力等数据并制成相应曲线以及其他相关曲线(双对数导数曲线、霍纳曲线、压力历史拟合曲线等)，以便提供将来编制油田开发方案应用。
(四) 储量计算技术与工业指标要求
油气地质勘查的最有代表性和汇总性的成果是不同勘查阶段所提供的各级油气储量。
石油天然气储量计算方法与精度要求以及采收率的标定都各自有国家标准局颁布的储量规范予以明确。对于储量计算结果，要从衡量勘查经济效果考虑，进行储量综合评价。根据储量规范，油气储量综合评价工业指标要求各有四项 ：
1. 石油
(1) 按产能大小划分单井工业油流高产—特低产标准
千米井深的稳定日产量[t/(km.d)] 高产 中产 低产 特低产
>15 >5-15 1-5 <1
(2)按地质储量丰度划分作为油田评价的标准：
地质储量丰度(1x104t/km2) 高丰度 中丰度 低丰度 特低丰度
>300 >100-300 50-100 <50
(3)按油田地质储量大小划分等级标准：
石油地质储量(1x108t) 特大油田 大型油田 中型油田 小型油田
>10 >1-10 0.1-1 <0.1
(4)按油气藏埋藏深度划分标准：
油气藏埋藏深度(m) 浅层油气世故(田) 中深层 深层 超深层
<2000 2000-3000 >3200-4000 4000
此外，还有几种特殊石油储层的划分标准：
稠油储量指地下粘度大于50mPa·S的石油储量。
高凝油储量指原油凝固点在40℃以上的石油储量。
低经济储量指达到工业油流标准，但在目前技术条件下，开发难度大，经济效益低的石油储量。又有称为边界经济储量。
超深层储量指井深大于4 000m，开采工艺要求高的石油储量。
2.天然气
(1)按千米井深的单井稳定天然气产量划分标准：
千米井深稳定产量［104m3/(km·d)］ 高产 中产 低产
>10 3-10 <3
(2)天然气田储量丰度划分标准：
天然气储量丰度(108 m3/km２) 高丰度 中丰度 低丰度
>10 2-10 <2
(3)天然气田总储量划分大小标准：
田天然气田总储量(108m3) 大气田 中气田 小气田
>300 50-300 <50
(4)按气藏埋藏深度划分标准：
天然气藏埋深(m) 浅层气藏(田) 中深层 深层 超深层
<1500 1500-3200 3200-4000 >4000
此外，还有特殊天然气储量，例如：
非烃类天然气储量：二氧化碳、硫化氢及氦气。
低经济储量：指达到工业气流标准，但在目前技术条件下，开发难度大、经济效益低的天然气储量。
至于石油天然气勘探生产技术指标，目前的行业标准已对各专业技术工种规定了生产指标(如计划完成率、平均队年工作量……)和技术指标(如****专业的****剖面品质合格率、空炮率、废品率等)。这是各专业技术工种的具体工作标准，是为油气勘查工业标准的基础。
二、 油气田开发
(一) 油气田开发基本程序、方法
在发现油气田、计算出探明储量并获国家储量委员会批准之后，为了最大限度地合理利用和采出地下油气，必须制订科学、经济的油气田开发方案，遵循科学程序开发油气田。
我国各油气田开发的实际经验表明，一个油气田开发，大体要按以下三个主要程序进行，即编制油气田开发方案的准备阶段，正式编制油气田开发设计方案和实施油气田开发方案包括调整和完善阶段。
1. 编制油气田开发方案的准备阶段
在油气田勘探基础上，要做好几项主要工作，形成开发初步方案与可行性研究报告：
1) 油气藏描述、分类及综合评价，“从发现油气田到编制出油田开发方案是对油气藏描述与油气藏评价的过程”。并建立初步的油气藏分类与地质模型。
2) 初步核算地质储量，标定采收率，估算可采储量。
3) 油气藏工程初步论证，内容包括：油气藏类型、驱动类型、层系划分、井网部署、开发阶段划分、单井产能、废弃压力等以及提出有效可行的开采方式和采油气工艺。
4) 进行早期数值模拟，初选开发方案，估算开发指标，作出经济效益评价。
5) 形成油气田开发可行性研究报告，申请国家主管部门审批，以取得油气田的开发权，基本内容是：① 储量评估，评价已批准探明地质储量的可靠性及核算结果。② 单井产能核定，据测试资料确定稳定产能。③ 合理开发规模，最合理的采油气速度与年产能。④ 气田工程要确定上、下游一体化供销系统，包括有效的用户供气协议书(含气价)。⑤ 经济评价：核心是气价问题，确定井口价与用户价，论证经济(效益)可行性，不补贴，有利润，用户有得益。⑥节能与环境保护论证。⑦ 综合报告：开发方案概念设计、投资、融资、收益等。
6) 油田开发生产试验区或气藏试生产区
按正规开发方案进行设计，用正规井网和开采方式，提前投入开发，为全油(气)田开发方案的设计取得可靠数据，以指导其他区块的正式开发。
2.正式编制油气田开发设计方案
经国家主管部门批准初步开发方案和可行性研究报告后，以油气田地质特征为基础，进行油气藏工程、钻井工程、采气工程和地面建设工程的总体设计，形成油气田整体开发设计方案，主要内容为：
1) 油气田基本情况与地质特征，油气藏描述。
2) 分层的储量计算，可采储量及溶解气(凝析油)储量与评价。
3) 开发部署：开发方针与开发原则；开发层系、井网、开采方式、阶段划分、单井产能、开采速度；气井的增压开采时间条件与废弃压力；油田注水系统；开采规模及稳产分析。
4) 钻井工程与完井方式；采油工艺技术。
5) 开发指标与经济分析。
6) 开发方案优选：多种方案设想与论证、动态预测、指标评价和推荐方案。
7) 实施要求：产能建设步骤、开发井的各项技术指标要求、采油(气)工程及油(气)层改造技术、油气地质研究、油气集输、净化及增压工程，天然气的下游工程配套。
3.油气田开发方案实施与调整完善
在取得油气田的开采权(申请登记“油气开采”项目，并获批准)后，即正式开采油气田。油气田开发设计方案是分阶段实施的，即产能建设阶段(是保证方案实施的关键)、稳产开采阶段、产量递减阶段和低压(气田)低产阶段。对于每一阶段的地面工程建设与地下工程建设与实施都要严格按方案设计指数和配套标准完成。
在油气田开发过程中要建立适应于油气藏特点和开采方式的监测系统、形成数据网络。监测系统包括油气藏动态监测、井下技术状况监测、油气水生产计量与设备运转状况监护等。此外，加强其他各个环节的生产管理也是十分重要的。
由于设计方案毕竟是在资料不足情况下制订的，因此在实施过程中，不可能全部符合客观实际；同时，随着经济发展、技术水平提高，对油气田开发会不断提出更高要求。所以各种油气田开发设计方案必然要在正式开发过程中进行必要的调整，使之达到提高采收率和稳产高产的目的。例如大庆油田在开发过程中不断调整开发井网、层系和增产措施，使年产原油5 000多万t的稳产期已延长到21年，现在又在进行新的调整完善，使高产稳产延伸到2010年。
(二) 油气田开发技术要求
油气田开发技术是一门集多学科理论和技术的综合应用技术，今天它更融入了近代诸多学科的高新技术。其发展水平关系到对地下的油气资源合理有效地利用和经济效益。核心的理论是地下流体力学，而中心的技术问题就是如何合理利用天然能量(油气藏压力)和恰当使用人工能量(注水、注气、抽汲等)最大限度地采出地层中的油气，也就是尽可能地提高油气采收率，达到最好的经济效益。所以所有开发技术要求集中到一点就是如何提高采收率，它是开发水平高低的标志。大庆油田的开发水平之所以是属世界一流的，就是因为它的石油采收率已达到40%的世界先进水平。
油气田开发技术要求，概括来说有三方面：第一，把油气藏描述与评价贯穿油气田开发的始终，根据油气田(藏)的地质特征，按前述要求编制好科学的油气田开发方案，把当前产量与长远效果相结合，确定合理的开采速度，以取得更高的最终采收率；第二，分阶段深化油气田地质规律性的认识，根据对开发过程中油气田地下动态监测的新资料，及时地调整完善开发部署，尤其是井网部署的调整，“选择合理井网密度问题，具有重大的国民经济意义。希望能找到井数最少(油气藏开发的投资最小)而原油目前产量和最终采油量最大的方案”。同时，要采取科学的开发技术与增产措施，包括采用早期人工注水方法(二次采油)，实行分阶段布井，逐步完善开发井网、应用分层段开采技术，气田中后期低压开采技术等，以延长稳产期，达到预期的开采效果，提高经济效益；第三，加强从油井、井组到全油区的生产技术管理，严格执行各项技术标准，保证生产正常、安全、节约、完满实施油田开发方案设计。
以大庆油田和四川气田开发经验为基础，我国已形成一整套适合我国油气田特点的各类油气田开发技术，包括对陆相油田的开发，复杂断块油田的开发，碳酸盐岩潜山油田的开发和其他类型(重质原油稠油油气藏等)的开发；以及五类气藏的开发技术，即碳酸盐岩非均匀含硫气藏、碳酸盐岩多裂缝气藏、碳酸盐岩层状气驱气藏、碳酸盐岩底水气藏、低渗块状砂岩气藏以及碳酸盐岩风化壳低压低渗定容气藏的开发技术。
上述开发技术包容的门类广泛，仅就采油采气工艺技术就包括了分层注水工艺技术、分层采油技术、油井堵水技术、生产测试技术(自喷井、抽汲采油井、裸眼井等)，开发测井技术、机械采油技术(有杆泵、电潜泵、水力活塞泵和气举采油等)、压裂酸化技术、热采技术、油井防沙技术、生产井和注水井修井技术、清蜡防蜡技术、完井技术和排水采气工艺技术等等。
上述工种的技术要求已形成61种行业标准。其中仅油水井常规修井作业各种技术要求(如注水井调配、压井替喷、水力喷射、油泵打捞等)即达18种；对每一种作业的技术要求，都从工作内容、采用方法、所用工具、操作程序、施工要点、质量指标、监测检验、评价报告等方面作了详细规定，既要保证每种作业的工程质量，又能使其与关联工序顺利衔接，以确保采油采气工程设计的顺利实施。
三次采油技术：进入90年代，我国加快了油田三次采油的实验研究，并在大庆油田和大港油田取得成功。“油田开发的历史，就是不断提高采收率的过程。从依靠油层自然能量开采的一次采油，到50年代开始向油层人工注水或注气，补充油层能量的二次采油，使油田采收率由10%左右提高到30%～40%，这是油田开发技术上一次飞跃。70年代以来，一些主要产油国开始探索三次采油技术。从宏观控制油层中流体渗流，进入改善流体在油层微观孔隙中的界面张力、相平衡及流体特性等物理化学方法，使二次采油后期剩余分散的“死油”重新聚集起来流动。这是一个崭新的油田开发阶段，可较大幅度地提高油田采收率。据美国小型矿场试验结果表明：“CO2驱可使剩余地质储量采收率提高20%～30%；表面活性剂驱提高15%～40%；聚合物驱提高2%～10%；碱水驱提高2%～5%。但由于三次采油技术复杂，对油层针对性强，而且经济成本高，因此至今三次采油仍处于室内研究和矿场试验阶段”。
我国东部的油田已处在二次采油稳产后期，综合含水率高达80%～90%，但地下还残留70%～80%的地质储量，因而在大庆油田等油区加紧了三次采油的试验。目前，大庆油田以聚合物驱技术为主的三次采油已从试验阶段正式转入区块生产实用阶段。它们借鉴国外化学驱油的试验技术，经过多年的艰苦攻关，确定了“碱-表面活性剂-聚合物”的三元复合驱油，形成了八个方面的配套技术。1996年，大庆石油管理局在喇嘛甸、萨尔图和杏树岗三个油田北部的五个区块主力油层进行注聚合物驱油生产效果明显，见效最好的一口井日产原油192t，比注聚合物前日增原油138t。三个油田共有27.8亿t地质储量适于聚合物驱油，预计在“九五”期间，这项三次采油技术将增产原油1 779万t。随着这一技术的正式投产，大庆油田年产5 000万t原油的水平，稳产到下世纪初已有比较可行的技术保障。三次采油技术将在我国13个油区82个注水开发油田内实施聚合物驱、复合驱、混相驱等化学驱技术，分别提高采收率8.6%～18%，约可增加可采储量10亿t，预计年增原油1 000万t。
(三)油气集输
1. 油气采出到地面以后的油气田内的集输与储运是油气田地面建设工程的一部分，亦有特殊的方法与技术要求，图2.3.20表示了一个油田的油气集输概况
主要技术环节有：
(1) 油气集输 油气集输的基本技术要求是它们的流程设计既要满足高产稳产阶段需要，又要能适应递减期(出水期)的调整改造和增压，合理安排油、气、水的分离和集输，有利于生产管理和环境保护。
油田的集输以采用单井进站、集中计量、多种加热方式的小站流程为好。同时要以原油稳定装置，使稳定部分的原油损耗降到1%以下。对于稠油的集输以采用低温掺水集输技术或掺稀油降粘技术，省却加热工程，既减少原油损耗，又节约能源。
气田集输系统的压力等级应根据气藏工程设计指标、气体输送距离、用户对压力的要求以及经济效益等因素综合确定。
(2) 原油脱水注水处理和回注技术要求 要应用最佳脱水装置和技术，使原油含水率脱至0.3%以下。
要求油田污水经污水处理系统(如用防垢、防腐、防微生物的“三防”特效药剂的天然密封水处理技术)净化处理后，实现处理水全部回注，以充分利用水资源、保护环境、提高经济效益。
(3) 油田伴生气收集处理和天然气液回收技术 要求采用负压闪蒸、提馏、直接氨制冷、膨胀制冷、混合制冷、热分离机以及小型模块式气体处理装置技术，把伴生气的露点降至零下10～20℃，最大限度地收集伴生气、回收天然气液，保证工业燃料和化工原料用气以及民用液化气。
(4) 气田采气工程工艺技术 集气工程包括气田内部井口装置、集气管道、集气站以及从气田到用户的输气工程。
要求采用多井集气、低温气水分离工艺、高低压分输及增压、净化工艺(脱硫、脱水)。
净化后进入输气管线的天然气必须是干燥的；硫化氢含量在标准状态下，不大于20mg/m３；露点(包括烃露点)在最高输气压力之下，应比输气管线周围介质温度低5℃;CO２含量＜3%。
应用先进的脱硫技术和有关加工工艺，回收气田副产品(凝析油、硫磺、氮等)。四川气田年回收硫磺8万t，占全国硫磺总产量20%，回收率达86%。
(5) 储油技术 采用立式钢罐、球罐等地面高压容器(最大的容积5 000m３)存储石油，建立地下水封石洞油库，70年代我国已用瑞典技术建造了15万m３水封石洞油库。
天然气地下储气库可保证对用户供气的调节。
图2.3.20 油田原油集输处理储运示意图
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图2.3.21 中国油气长输管道分布图
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2.油气外运输送和销售
油气的外运输送和销售是一个涉及多个部门的综合性环节，是产、供、需之间的桥梁和纽带。
我国石油天然气的销售已走上由计划分配向市场调节的轨道，价格也已逐步放开。
油气的运输方式有汽车运输、铁路运输、水运和海运以及管道运输。汽车(公路)运输现在只在一些偏僻地区的小油田内担负运油任务。海运主要用于原油的进出口运输和沿海运输。水运和铁路运输原油量已从1985年的占全国总运油量的38.5%降至1995年的占全国总运油量的13%。
现在我国油气的运输主要靠管道运输。天然气自不必说全靠管道运输，石油运输中管道运输量也已占全国总运量的87%。1996年我国现有长输管道18 801km，其中输原油干线9 689km，输成品油干线55km，输其他介质206km。陆上原油管道年输能力1.6亿t。天然气管道年输能力160亿m３。输气管网主干线总长9 112km，包括环川渝输气管线、陕西靖边—北京输气管线，靖边—西安输气管线等新建管线。海南—香港输气管线亦已建成使用，年输气20亿m３；海上输气干线输气能力30亿m３。
全国油气长输管道分布情况见图2.3.21。
三、 石油炼制加工技术
石油炼制加工和以石油天然气为原料的化学工业统称为石油化学工业，是油气矿业的延续工业，故以简介。
石油炼制加工是将原油经过减压蒸馏、催化裂化、加氢精制、冷冻脱蜡、催化重整等炼制过程，生产出汽油、煤油、柴油和润滑油等燃料油品，以及石油气体、苯类、石油焦和沥青等产品。石油化工则以轻质油品(凝析油、石脑油、轻柴油等)、天然气和石油气为主要原料，经过裂解、分离、合成等工艺过程，生产出多种有机化工原料、合成树脂和塑料、合成橡胶、合成纤维、合成氨等产品，然后再进一步加工成生产资料和消费品。
1960年以前我国已有一些人造石油(油页岩炼油)和小型石油炼制与石油化工工业。到60年代大庆等油田开发后，才有大型石油炼制、石油化工和合成材料工业，而且发展较快，到1983年成立中国石油化工总公司时，全国已有38个重点石油化工企业，固定资产原值179亿元，原油加工能力近亿t；已有和在建石油化工能力为：乙烯180万t，合成纤维单体148万t，合成橡胶35万t，塑料187万t，合成氨224万t，尿素358万t；工业总产值235亿元。当时最重要的企业有北京燕山石化公司、上海石油化工总厂、辽阳石油化纤公司、兰州炼油厂、兰州化学工业公司、大庆石油化工总厂、上海高桥石油化工公司、抚顺石油化工公司。
石油炼制加工技术已逐步发展、提高。60年代掌握了被称为“五朵金花”的炼油工艺技术即催化裂化、催化重整、延迟焦化、尿素脱蜡和炼油催化剂、添加剂以及烷基化、加氢裂化等。70年代发展了提升管催化裂化、双金属多金属催化重整、加氢精制、分子筛脱蜡、沥青连续氧化及成型技术、喷雾蜡脱油等工艺技术。80年代以后，在炼油二次加工技术、提高原油加工深度、提高轻质油品收率、发展高辛烷值汽油生产工艺、改善炼油厂技术经济指标等方面都有较快的发展或提高。从而提高了各类石油产品的质量水平，加快了国产石油产品质量升级换代的步伐。到1984年，有328个产品被定为全国优质产品；在全部石油产品品种中，质量接近或达到国际水平的品种比例为28.6%，比1978年的10%增长了1.5倍以上。
在石油化工方面我国已掌握和发展了以本国石油天然气为原料的有机原料工业、合成树脂和塑料工业、合成橡胶工业、合成纤维工业、精细石油化工、大型合成氨工业等方面的先进技术，为国民经济建设提供原材料和化工产品，为人们的衣、食、住、行、用等各方面提供多种多样的日用必需品，大大繁荣了市场，丰富了人民生活需要。
四、 油气矿业开发的环境保护技术
在石油天然气勘查、开采、运输、炼制加工和产品使用过程中，都可能对自然环境和人类的生活环境造成污染和损害。因而我国对矿业开发的多个阶段均制订了防止污染损害的目标和技术标准。
2000年石油天然气矿业开发中防治工业污染的主要目标是：采油合格污水回注率达到97%；落地原油回收率达到95%；有85%的主要生产建设单位成为清洁无害化矿区；重点控制各主要海域的石油直接污染。
在石油炼制加工方面的工业污染防治要求在2000年达到的主要指标是：工业废水处理率100%；大力降低烟尘、粉尘和二氧化硫的排放量，工业固体废物的综合利用率达到90%。
在油气矿业活动中对环境可能造成的影响是多方面的，例如油气勘查开发中****和钻井活动对草原农田土壤-植物系统的破坏；采油污水和落地原油对农作物、土壤、水源的污染；烃类排放对大气的污染；多种作业产生的噪音影响。特别是油田开发对土壤植被所造成的污染破坏面积常常以万公顷计。因此对于多项勘查开发作业都有相应的保护环境的技术与对策。下面介绍辽河油田和辽河三角洲资源开发与环境保护的对策，用以说明石油、天然气矿业开发中环境保护的具体情况。
(一) 烃类逸散与防治措施
油气集输和炼厂的烃类逸散(散失量为27%)，严重地污染了大气环境。防治的技术主要是密封油气集输系统和井口；两个分离器的压力必须保持在0.4MPa左右，杜绝放空；选用大型卧式沉降罐(D3 800×24 000)，保证密封，减少烃类逸散；定期检修集输线路阀门和泵，杜绝烃类跑冒。
(二) 对排放工业污水的防污染技术措施
含有石油和高浓废水的排放对于自然环境造成严重污染。关键措施一是建立永久固定的水泥结构池，防止钻井、洗井和采油时的污水外溢；二是对含盐量高的污水(如热采锅炉循环水和洗井废水等)采用蒸馏法或化学法进行处理，回收盐类，并将处理后达到工业用水标准的水回注再利用；三是采用污水的湿地处理技术，如有大片湿地可利用，在人工可调控条件下，将含盐量较低的污水引入湿地，通过土壤-植物系统，自然完成系列物理、化学和生物的净化过程，达到预定设计目标，在净化污水同时充分利用水肥，使植物增产，使经济、社会和环境三者受益。
(三) 废弃物排放控制与治理
落地原油会对土壤-植物系统造成毁灭性破坏。矿区必须建立落地原油回收机构，建立永久牢固的水泥结构的土油池，定期回收落地原油，并严防雨季汛期原油外溢；严禁直接放空或向井场周围倾倒残油垃圾；油井作业和原油输出必须安装卸油器防止原油落地，保护环境免受污染。
含盐钻井泥浆排放量大(平均单井50t),对生态环境会产生有害影响。采用的有效措施是:使用无毒害泥浆(不含铁铬盐)，重复利用泥浆,建立泥浆回收机构，对废弃泥浆进行无害化处理，最大限度地减少泥浆外排。辽河油田采用丛式井技术，每处钻井可节约泥浆50t；计划在7年内将泥浆平均重复利用率提高到40%，减少泥浆排放量6万t，价值304万元，经济、环境均得益。
对于钻井岩屑和联合站泥沙，要求用振动筛分离泥浆中的岩屑(无毒害石料)，用以平整井场；将联合站用过的泥沙予以干化处理，重新用作铺路材料。
(四) 噪声防治
旷野中的****作业、井下压裂和井场柴油机是噪声之源，声强可达122db，极易影响人体健康。在居民点附近作业，应采用临时屏蔽设施或在柴油机上安装消声器,最大限度地减少对作业人员和附近居民的健康损害。
(五) 风险事故的防范
井喷、管线泄漏、储油或油船泄漏和自然灾害(****、洪涝)都可造成油气对生态环境的污染。与此有关的作业都必须遵守各工程的技术规范，做好各项防范措施，最大限度地减少由于风险事故造成的对环境的危害。
(六) 油气开发中实行主要污染物总量控制
1) 大气污染物非甲烷烃的排放总量在辽河油田区内每年不得超过30 167t。
2) 入海河流水污染物排放总量中，石油类控制目标为1 777t/a，至2000年的削减量为265t/a。
3) 土壤石油污染总量控制，在辽河油田区内1994～2000年期间的落地原油削减量为67 919t/a。
(七) 清洁生产示范与推广
清洁生产是对生产和产品持续实行环境保护的整体预防战略，要求实行无公害的清洁生产和产出有利环境保护的清洁产品，要使矿区清洁无害化。在油气矿区清洁生产示范推广的具体措施是：改革工艺和设备(如合成氨、碳氢生产，系统水平平衡技术推广、稀氨水回收新工艺)，物料循环与综合利用、预防环境污染的强制管理、乏气真空制冷与化学综合法处理污水新技术应用等。
油气资源开发如何与环境建设协调发展，是油气矿业开发中的一个重要课题。人们必须从保持地球的安宁、保护自然生态环境角度全面开发利用地球上丰富的石油天然气资源。
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