摘要：近年来，中国石油在建设综合性国际能源公司和转变发展方式上取得了重大进展，国内油气业务平稳较快增长，国际化业务规模不断扩大。同时中国石油在生产经营中也面临一些挑战：生产经营成本增加，生产经营管理难度增大。公司领导适时提出：对项目生命周期进行全过程管理，包括可行性研究、设计、建设、运营、跟踪分析、滚动评价等各环节，会计核算和缋效考核等也都要以项目为对象进行。本文作者通过对外合作项目管理的分析和思考，给中国石油上游业务推进完整的项目管理工作以启示。

摘要：长北气田位于鄂尔多斯盆地东北部（图1），合作区面积1588km^2，探明天然气地质储量961亿m^3，储层为二叠系山西组山2段致密砂岩。中国石油与壳牌公司于1999年9月23日签订产品分成合同。2004年壳牌与中国石油成立了联合工作组，成功地对总体开发方案进行了优化，设计开发井53口，其中双分支水平井35口，水平井18口；建设中央处理厂1座，处理能力为1000万m^3/d；气田年生产规模为30亿m^3，稳产期为10年。

摘要：三交区块发育2套主力煤层,均具有厚度大、分布稳定、煤体结构好、含气量较高等特点,适合采用多分支水平井进行煤层气的规模开发。区块先后采用了裸眼和筛管2种不同的完井方式,其中,筛管完井方式能确保井壁稳定性而不易坍塌。通过对区块内正常排采且以3+4+5号煤层为主力储层的近50口水平井生产曲线进行综合分析,认为2种不同完井方式的多分支水平井均在排采约1年的时间达到单井产量峰值,稳产时间约3.5年,稳产期后自然递减。现有生产数据的拟合结果显示,不同完井方式水平井的生命周期均为15年左右,筛管完井的多分支水平井单井平均峰值日产量约6000m3/d、平均累计产气量为2200×104m3;而裸眼完井多分支水平井仅分别为5000m3/d和1700×104m3,即筛管完井多分支水平井单井产量峰值、累计产气量、采收率均高于裸眼完井的多分支水平井。

摘要：对比研究了低渗透率砂岩油田开发的合理井网及其产能的影响因素。裂缝的存在大大加剧了低渗透率油藏中渗透率分布的方向性，在对比分析了不同井网的特点及数值模拟结果后，提出菱形反九点井网是低渗透率油田开发中的相对合理井网。菱形反九点井网中，储集层渗透率与合理排距／井距值关系密切，渗透率越低，合理排距／井距值越小，对渗透率较大的油藏，排距／井距值约为1：2。影响菱形反九点井网开发效果的因素有：采油井和注水井的压裂状况、注水井和采油井的压裂规模、油层的韵律性、平面渗透率比值及角井的转注时机。图4表1参5（郭海莉摘）