国家安监总结25号令的内容是什么
（三）按照国家有关规定，制定有关疫情病情的报告、处理和卫生检验制度；（四）按照国家有关规定，制定应急抢救程序。
第三十一条滩海陆岸应急避难房应当符合下列规定：（一）能够容纳全部生产作业人员；（二）结构强度比滩海陆岸井台高一个安全等级；（三）地面高出挡浪墙1米；（四）采用基础稳定、结构可靠的固定式钢筋混凝土结构，或者采用可移动式钢结构；（五）配备可以供避难人员5日所需的救生食品和饮用水；（六）配备急救箱，至少装有2套救生衣、防水手电及配套电池、简单的医疗包扎用品和常用药品；（七）配备应急通讯装置。
第三十二条滩海陆岸值班车应当符合下列规定：（一）接受滩海陆岸石油设施作业负责人的指挥，不得擅自进入或者离开；（二）配备的通讯工具保证随时与滩海陆岸石油设施和陆岸基地通话；（三）能够容纳所服务的滩海陆岸石油设施的全部人员，并配备100%的救生衣；（四）具有在应急救助和人员撤离等复杂情况下作业的能力；（五）参加滩海陆岸石油设施上的营救演习。
第二节守护船管理第三十三条承担设施守护任务的船舶（以下简称守护船）在开始承担守护作业前，其所属单位应当向海油安办有关分部提交守护船登记表和守护船有关证书登记表，办理守护船登记手续。
经海油安办有关分部审查合格后，予以登记，并签发守护船登记证明。
未办理登记手续的船舶，不得用做守护船。
守护船登记后，其原申报条件发生变化或者终止承担守护任务的，应当向原负责守护船登记的海油安办有关分部报告。
第三十四条守护船应当在距离所守护设施5海里之内的海区执行守护任务，不得擅自离开。
在守护船的守护能力范围内，多座被守护设施可以共用一条守护船。
第三十五条守护船应当服从被守护设施负责人的指挥，能够接纳所守护设施全部人员，并配备可以供守护设施全部人员1日所需的救生食品和饮用水。
第三十六条守护船应当符合下列规定：（一）船舶证书齐全、有效；（二）具备守护海区的适航能力；（三）在船舶的两舷设有营救区，并尽可能远离推进器，营救区应当有醒目标志。
营救区长度不小于载货甲板长度的1\\\/3，宽度不小于3米；（四）甲板上设有露天空间，便于直升机绞车提升、平台吊篮下放等营救操作；（五）营救区及甲板露天空间处于守护船船长视野之内，便于指挥操作和营救。
第三十七条守护船应当配备能够满足应急救助和撤离人员需要的下列设备和器具：（一）1副吊装担架和1副铲式担架；（二）2副救助用长柄钩；（三）至少1套抛绳器；（四）4只带自亮浮灯、逆向反光带和绳子的救生圈，绳子长度不少于30米；（五）用于简易包扎和急救的医疗用品；（六）营救区舷侧的落水人员攀登用网；（七）1艘符合《国际海上人命安全公约》要求的救助艇；（八）至少2只探照灯，可以提供营救作业区及周围海区照明；（九）至少配备两种通讯工具，保证守护船与被守护设施和陆岸基地随时通话。
第三十八条守护船船员应当符合下列条件：（一）具有船员服务簿和适任证书等有效证件；（二）至少有3名船员从事落水人员营救工作；（三）至少有2名船员可以操纵救助艇；（四）至少有2名船员经过医疗急救培训，能够承担急救处置、包扎和人工呼吸等工作；（五）定期参加营救演习。
第三十九条守护船的登记证明有效期为3年，有效期满前15日内应当重新办理登记手续。
第三节租用直升机管理第四十条作业者或者承包者应当对提供直升机的公司进行安全条件审查和监督。
第四十一条直升机公司应当符合下列条件：（一）直升机持有中国民用航空局颁发的飞机适航证，并具备有效的飞机登记证和无线电台执照；（二）具有符合安全飞行条件的直升机，并达到该机型最低设备放行清单的标准；（三）具有符合安全飞行条件的驾驶员、机务维护人员和技术检查人员；（四）对直升机驾驶员进行夜航和救生训练，保证完成规定的训练小时数；（五）需要应急救援时，备有可以调用的直升机；（六）完善和落实飞行安全的各种规章制度，杜绝超气象条件和不按规定的航线和高度飞行。
第四十二条直升机应当配备下列应急救助设备：（一）直升机应急浮筒；（二）携带可以供机上所有人员使用的海上救生衣（在水温低于10℃的海域应当配备保温救生服）、救生筏及救生包，并备有可以供直升机使用的救生绞车；（三）直升机两侧有能够投弃的舱门或者具备足够的紧急逃生舱口。
第四十三条在额定载荷条件下，直升机应当具有航行于飞行基地与海上石油设施之间的适航能力和夜航能力。
第四十四条飞行作业前，直升机所属公司应当制定安全应急程序，并与作业者或者承包者编制的应急预案相协调。
第四十五条直升机在飞行作业中必须配有2名驾驶员，并指定其中1人为责任机长；由中外籍驾驶员合作驾驶的直升机，2名驾驶员应当有相应的语言技能水平，能够直接交流对话。
第四十六条作业者或者承包者及直升机所属公司必须确保飞行基地（或者备用机场）和海上石油设施上的直升机起降设备处于安全和适用状态。
第四十七条作业者或者承包者及直升机所属公司，应当通过协商制订飞行条件与应急飞行、乘机安全、载物安全和飞行故障、飞行事故报告等制度。
第四节电气管理第四十八条设施应当制定电气设备检修前后的安全检查、日常运行检查、安全技术检查、定期安全检查等制度，建立健全电气设备的维修操作、电焊操作和手持电动工具操作等安全规程，并严格执行。
第四十九条电气管理应当符合下列规定：（一）按照国家规定配备和使用电工安全用具，并按规定定期检查和校验；（二）遇停电、送电、倒闸、带电作业和临时用电等情况，按照有关作业许可制度进行审批。
临时用电作业结束后，立即拆除增加的电气设备和线路；（三）按照国家标准规定的颜色和图形，对电气设备和线路作出明显、准确的标识；（四）电气设备作业期间，至少有1名电气作业经验丰富的监护人进行实时监护；（五）电气设备按照铭牌上规定的额定参数（电压、电流、功率、频率等）运行，安装必要的过载、短路和漏电保护装置并定期校验。
金属外壳（安全电压除外）有可靠的接地装置；（六）在触电危险性较大的场所，手提灯、便携式电气设备、电动工具等设备工具按照国家标准的规定使用安全电压。
确实无法使用安全电压的，经设施负责人批准，并采用有效的防触电措施；（七）安装在不同等级危险区域的电气设备符合该等级的防爆类型。
防爆电气设备上的部件不得任意拆除，必须保持电气设备的防爆性能；（八）定期对电气设备和线路的绝缘电阻、耐压强度、泄漏电流等绝缘性能进行测定。
长期停用的电气设备，在重新使用前应当进行检查，确认具备安全运行条件后方可使用；（九）在带电体与人体、带电体与地面、带电体与带电体、带电体与其他设备之间，按照有关规范和标准的要求保持良好的绝缘性能和足够的安全距离；（十）对生产和作业设施采取有效的防静电和防雷措施。
第五十条设施必须配备必要的应急电源。
应急电源应当符合下列规定：（一）能够满足通讯、信号、照明、基本生存条件（包括生活区、救生艇、撤离通道、直升机甲板等）和其他动力（包括消防系统、井控系统、火灾及可燃和有毒有害气体检测报警系统、应急关断系统等）的电源要求；（二）在主电源失电后，应急电源能够在45秒内自动安全启动供电；（三）应急电源远离危险区和主电源。
第五节井控管理第五十一条作业者或者承包者应当制定油（气）井井控安全措施和防井喷应急预案。
第五十二条钻井作业应当符合下列规定：（一）钻井装置在新井位就位前，作业者和承包者应收集和分析相应的地质资料。
如有浅层气存在，安装分流系统等；（二）钻井作业期间，在钻台上备有与钻杆相匹配的内防喷装置；（三）下套管时，防喷器尺寸与所下套管尺寸相匹配，并备有与所下套管丝扣相匹配的循环接头；（四）防喷器所用的橡胶密封件应当按厂商的技术要求进行维护和储存，不得将失效和技术条件不符的密封件安装到防喷器中；（五）水龙头下部安装方钻杆上旋塞，方钻杆下部安装下旋塞，并配备开关旋塞的扳手。
顶部驱动装置下部安装手动和自动内防喷器（考克）并配备开关防喷器的扳手；（六）防喷器组由环形防喷器和闸板防喷器组成，闸板防喷器的闸板关闭尺寸与所使用钻杆或者管柱的尺寸相符。
防喷器的额定工作压力，不得低于钻井设计压力，用于探井的不得低于70MPa；（七）防喷器及相应设备的安装、维护和试验，满足井控要求；（八）经常对防喷系统进行安全检查。
检查时，优先使用防喷系统安全检查表。
第五十三条防喷器组控制系统的安装应当符合下列规定：（一）1套液压控制系统的储能器液体压力保持21MPa，储能器压力液体积为关闭全部防喷器并打开液动闸阀所需液体体积的1.5倍以上；（二）除钻台安装1台控制盘（台）外，另1台辅助控制盘（台）安装在远离钻台、便于操作的位置；（三）防喷器组配备与其额定工作压力相一致的防喷管汇、节流管汇和压井管汇；（四）压井管汇和节流管汇的防喷管线上，分别安装2个控制阀。
其中一个为手动，处于常开位置；另一个必须是远程控制；（五）安装自动灌井液系统。
第五十四条水下防喷器组应当符合下列规定：（一）若有浅层气或者地质情况不清时，导管上安装分流系统；（二）在表层套管和中间（技术）套管上安装1个或者2个环形防喷器、2个双闸板防喷器，其中1副闸板为全封剪切闸板防喷器；（三）安装1组水下储能器，便于就近迅速提供液压能，以尽快开关各防喷器及其闸门。
同时，采用互为备用的双控制盒系统，当一个控制盒系统正在使用时，另一个控制盒系统保持良好的工作状态作为备用；（四）如需修理或者更换防喷器组，必须保证井眼安全，尽量在下完套管固井后或者未钻穿水泥塞前进行。
必要时，打1个水泥塞或者下桥塞后再进行修理或者更换；（五）使用复合式钻柱的，装有可变闸板，以适应不同的钻具尺寸。
第五十五条水上防喷器组应当符合下列基本规定：（一）若有浅层气或者地质情况不清时，隔水（导）管上安装分流系统；（二）表层套管上安装1个环形防喷器，1个双闸板防喷器；大于13〞3\\\/8表层套管上可以只安装1个环形防喷器；（三）中间（技术）套管上安装1个环形、1个双闸板（或者2个单闸板）和1个剪切全封闭闸板防喷器；（四）使用复合式钻柱的，装有可变闸板，以适应不同的钻具尽寸。
第五十六条水上防喷器组的开关活动，应当符合下列规定：（一）闸板防喷器定期进行开关活动；（二）全封闸板防喷器每次起钻后进行开关活动。
若每日多次起钻，只开关活动一次即可；（三）每起下钻一次，2个防喷器控制盘（台）交换动作一次。
如果控制盘（台）失去动作功能，在恢复功能后，才能进行钻井作业；（四）节流管汇的阀门、方钻杆旋塞和钻杆内防喷装置，每周开关活动一次。
水下防喷器的开关活动，除了闸板防喷器1日进行开关活动一次外，其他开关活动次数与水上防喷器组开关活动次数相同。
第五十七条防喷器系统的试压，应当符合下列规定：（一）所有的防喷器及管汇在进行高压试验之前，进行2.1MPa的低压试验；（二）防喷器安装前或者更换主要配件后，进行整体压力试验；（三）按照井控车间（基地）组装、现场安装、钻开油气层前及更换井控装置部件的次序进行防喷器试压。
试压的间隔不超过14日；(四)对于水上防喷器组，防喷器组在井控车间（基地）组装后，按额定工作压力进行试验。
现场安装后，试验压力在不超过套管抗内压强度80%的前提下，环形防喷器的试验压力为额定工作压力的70%，闸板防喷器和相应控制设备的试验压力为额定工作压力；(五)对于水下防喷器组，水下防喷器和所有有关井控设备的试验压力为其额定工作压力的70%。
防喷器组在现场安装完成后，控制设备和防喷器闸板按照水上防喷器组试压的规定进行。
第五十八条防喷器系统的检查与维护，应当符合下列规定：（一）整套防喷器系统、隔水（导）管和配套设备，按照制造厂商推荐的程序进行检查和维护；（二）在海况及气候条件允许的情况下，防喷器系统和隔水（导）管至少每日外观检查一次，水下设备的检查可以通过水下电视等工具完成。
第五十九条井液池液面和气体检测装置应当具备声光报警功能，其报警仪安装在钻台和综合录井室内；应当配备井液性能试验仪器。
井液量应当符合下列规定：（一）开钻前，计算井液材料最小需要量，落实紧急情况补充井液的储备计划；（二）记录并保存井液材料（包括加重材料）的每日储存量。
若储存量达不到所规定的最小数量时,停止钻井作业；（三）作业时，当返出井液密度比进口井液密度小0.02g\\\/ cm3时，将环形空间井液循环到地面，并对井液性能进行气体或者液体侵入的检查和处理；(四)起钻时，向井内灌注井液。
当井内静止液面下降或者每起出3至5柱钻具之后应当灌满井液；（五）从井内起出钻杆测试工具前，井液应当进行循环或者反循环。
第六十条完井、试油和修井作业应当符合下列规定：（一）配备与作业相适应的防喷器及其控制系统；（二）按计划储备井液材料，其性能符合作业要求；（三）井控要求参照钻井作业有关规定执行；（四）滩海陆岸井控装置至少配备1套控制系统。
第六十一条气井、自喷井、自溢井应当安装井下封隔器；在海床面30米以下，应当安装井下安全阀，并符合下列规定：（一）定期进行水上控制的井下安全阀现场试验，试验间隔不得超过6个月。
新安装或者重新安装的也应当进行试验；（二）海床完井的单井、卫星井或者多井基盘上，每口井安装水下控制的井下安全阀；（三）地面安全阀保持良好的工作状态；（四）配备适用的井口测压防喷盒。
紧急关闭系统应当保持良好的工作状态。
作业者应当妥善保存各种水下安全装置的安装和调试记录等资料。
第六十二条进行电缆射孔、生产测井、钢丝作业时，在工具下井前，应当对防喷管汇进行压力试验。
第六十三条钻开油气层前100米时，应当通过钻井循环通道和节流管汇做一次低泵冲泵压试验。
第六十四条放喷管线应当使用专用管线。
在寒冷季节，应当对井控装备、防喷管汇、节流管汇、压力管汇和仪表等进行防冻保温。
第六节硫化氢防护管理第六十五条钻遇未知含硫化氢地层时，应当提前采取防范措施；钻遇已知含硫化氢地层时，应当实施检测和控制。
硫化氢探测、报警系统应当符合下列规定：（一）钻井装置上安装硫化氢报警系统。
当空气中硫化氢的浓度超过15mg\\\/ m3 (10ppm)时，系统即能以声光报警方式工作；固定式探头至少应当安装在喇叭口、钻台、振动筛、井液池、生活区、发电及配电房进风口等位置；（二）至少配备探测范围0～30mg\\\/m3(0～20ppm)和0～150mg\\\/m3(0～100ppm)的便携式硫化氢探测器各1套；（三）探测器件的灵敏度达到7.5mg\\\/m3 (5ppm)；（四）储备足够数量的硫化氢检测样品，以便随时检测探头。
人员保护器具应当符合下列规定：（一）通常情况下，钻井装置上配备15～20套正压式空气呼吸器。
其中，生活区6～9套，钻台上5～6套，井液池附近（泥浆舱）2套，录井房2～3套。
钻进已知含硫化氢地层前，或者临时钻遇含硫化氢地层时，钻井装置上配备供全员使用的正压式空气呼吸器，并配备足够的备用气瓶；（二）钻井装置上配备1台呼吸器空气压缩机；（三）医务室配备处理硫化氢中毒的医疗用品、心肺复苏器和氧气瓶。
标志信号应当符合下列规定：（一）在人员易于看见的位置，安装风向标、风速仪；（二）当空气中含硫化氢浓度小于15mg\\\/m3（10ppm）时，挂标有硫化氢字样的绿牌；（三）当空气中含硫化氢浓度处于15～30mg\\\/m3（10～20ppm）时，挂标有硫化氢字样的黄牌；（四）当空气中含硫化氢浓度大于30mg\\\/m3（20ppm）时，挂标有硫化氢字样的红牌。
第六十六条在可能含有硫化氢地层进行钻井作业时，应当采取下列硫化氢防护措施：（一）在可能含有硫化氢地区的钻井设计中，标明含硫化氢地层及其深度，估算硫化氢的可能含量，以提醒有关作业人员注意，并制定必要的安全和应急措施；（二）当空气中硫化氢浓度达到15mg\\\/m3（10ppm）时，及时通知所有平台人员注意，加密观察和测量硫化氢浓度的次数，检查并准备好正压式空气呼吸器；（三）当空气中硫化氢浓度达到30mg\\\/m3（20ppm）时，在岗人员迅速取用正压式空气呼吸器，其他人员到达安全区。
通知守护船在平台上风向海域起锚待命；（四）当空气中含硫化氢浓度达到150mg\\\/m3 (100ppm)时，组织所有人员撤离平台；（五）使用适合于钻遇含硫化氢地层的井液，钻井液的pH值保持在10以上。
净化剂、添加剂和防腐剂等有适当的储备。
钻井液中脱出的硫化氢气体集中排放，有条件情况下，可以点火燃烧；(六)钻遇含硫化氢地层，起钻时使用钻杆刮泥器。
若将湿钻杆放在甲板上，必要时，作业人员佩戴正压式空气呼吸器。
钻进中发现空气中含硫化氢浓度达到30mg\\\/ m3（20ppm）时，立即暂时停止钻进，并循环井液；(七)在含硫化氢地层取芯，当取芯筒起出地面之前10-20个立柱，以及从岩芯筒取出岩芯时，操作人员戴好正压式空气呼吸器。
运送含硫化氢岩芯时，采取相应包装措施密封岩芯，并标明岩芯含硫化氢字样。
在井液录井中若发现有硫化氢显示时，及时向钻井监督报告；（八）在预计含硫化氢地层进行中途测试时，测试时间尽量安排在白天，测试器具附近尽量减少操作人员。
严禁采用常规的中途测试工具对深部含硫化氢的地层进行测试；（九）钻穿含硫化氢地层后，增加工作区的监测频率，加强硫化氢监测；（十）对于在含硫化氢地层进行试油，试油前召开安全会议，落实人员防护器具和人员急救程序及应急措施。
在试油设备附近，人员减少到最低限度。
第六十七条在可能含有硫化氢地层进行钻进作业时，其钻井设备、器具应当符合下列规定：（一）钻井设备具备抗硫应力开裂的性能；（二）管材具有在硫化氢环境中使用的性能，并按照国家有关标准的要求使用； （三）对所使用作业设备、管材、生产流程及附件等，定期进行安全检查和检测检验。
第六十八条完井和修井作业的硫化氢防护，参照钻井作业的有关要求执行。
第六十九条在可能含有硫化氢地层进行生产作业时，应当采取下列硫化氢防护措施：（一）生产设施上配备6套正压式空气呼吸器。
在已知存在含硫油气生产设施上，全员配备正压式空气呼吸器，并配备一定数量的备用气瓶及1台呼吸器空气压缩机；（二）生产设施上配备2至3套便携式硫化氢探测仪、1套便携式比色指示管探测仪和1套便携式二氧化硫探测仪。
在已知存在硫化氢的生产装置上，安装硫化氢报警装置；（三）当空气中硫化氢达到15mg\\\/m3(10ppm)或者二氧化硫达到5.4mg\\\/m3（2ppm）时，作业人员佩戴正压式空气呼吸器；（四）装置上配有用于处理硫化氢中毒的医疗用品、心肺复苏器和氧气瓶；（五）在油气井投产前，采取有效措施，加强对硫化氢、二氧化硫和二氧化碳的防护；（六）用于油气生产的设备、设施和管道等具有抗硫化氢腐蚀的性能。
第七节系物管理第七十条作业者和承包者应当加强系泊和起重作业过程中系物器具和被系器具的安全管理。
第七十一条作业者和承包者应当制定系物器具和被系器具的安全管理责任制，明确各岗位和各工种责任制；应当制定系物器具和被系器具的使用管理规定，对系物器具和被系器具进行经常性维护、保养，保证正常使用。
维护、保养应当作好记录，并由有关人员签字。
第七十二条系物器具应当按照有关规定由海油安办认可的检验机构对其定期进行检验，并作出标记。
作业者和承包者为满足特殊需要，自行加工制造系物器具和被系器具的，系物器具和被系器具必须经海油安办认可的检验机构检验合格后，方可投入使用。
第七十三条箱件的使用，除了符合本细则第七十一条和第七十二条规定要求外，还应当满足下列要求：（一）箱外有明显的尺寸、自重和额定安全载重标记；（二）定期对其主要受力部位进行检验。
第七十四条吊网的使用，除了符合第七十一条和第七十二条规定外，还应当符合下列要求：（一）标有安全工作负荷标记；
工艺员岗位职责
三国赤壁的初期，有一位自以为是的物，就是曹操的谋略人士蒋此人之舌有如弹簧，非常有本事，曹操领大军南下江南，欲缴平天下，成万世基业，不巧的是孙权和刘备不答应，欲以少抗拒操之众，操孙两军摆于赤壁，两相苦无破敌良策，操手下谋士蒋先生愿效忠曹氏，自愿鼓动入簧之舌去劝服孙权的大都督周瑜。
周瑜正在为曹氏手下有两位深得水军之战谋略的两位将军犯愁，而这位自以为是的竟然送上门来，周郎马上就明白蒋先生的意图，于是如此如此，安排妥当，等到蒋先生来的时候，便规定只准述朋友之情，而不得谈论军事，结果使得空有一身本事的蒋先生没有发挥的余地，酒饱饭余之后，两人同塌而眠，到深夜蒋先生清醒过来，便偷看周郎的公文，发现蔡帽、张允之辈竟然私通周瑜，于是便想，既然过来劝说周瑜没有成功，但发现这一天大的秘密也可回去向丞相交待。
果真周郎借蒋干之手达到了战场上不能达到的目的。
后来又借该人向曹丞相进献诈降计、连还计。
终于使得周瑜成为千古名人，而蒋干始成千古笑谈。
《页岩气十二五发展规划》，急等
-1-页岩气发展规划（2011-2015年）一、前言页岩气是指赋存于富有机质泥页岩及其夹层中，以吸附或游离状态为主要存在方式的非常规天然气，成分以甲烷为主，是一种清洁、高效的能源资源。
近几年，美国页岩气勘探开发技术突破，产量快速增长，对国际天然气市场及世界能源格局产生重大影响，世界主要资源国都加大了对页岩气的勘探开发力度。
国民经济和社会发展“十二五”规划明确要求“推进页岩气等非常规油气资源开发利用”，为大力推动页岩气勘探开发，增加天然气资源供应，缓解我国天然气供需矛盾，调整能源结构，促进节能减排，特制定本规划。
本规划期限为2011年至2015年，展望到2020年。
二、规划基础和背景（一）发展基础1、页岩气资源潜力我国富有机质页岩分布广泛，南方地区、华北地区和新疆塔里木盆地等发育海相页岩，华北地区、准噶尔盆地、吐哈盆地、鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地和松辽盆地等广泛发育陆相页岩，具备页岩气成藏条件，资源潜力较大。
据专家预测，页岩气可采资源量为25-2-万亿立方米，超过常规天然气资源。
2、页岩气发展现状（1）资源调查我国页岩气资源战略调查工作虽处于起步阶段，但也取得初步进展。
研究和划分了页岩气资源有利远景区，启动和实施了页岩气资源战略调查项目，初步摸清了我国部分有利区富有机质页岩分布，确定了主力层系，初步掌握了页岩气基本参数，建立了页岩气有利目标区优选标准，优选出一批页岩气富集有利区。
（2）资源管理经国务院批准，2011年12月3日，国土资源部已发布新发现矿种公告，将页岩气作为独立矿种加强管理。
针对页岩气的特点和国外成功经验，明确了“调查先行、规划调控、竞争出让、合同管理、加快突破”的工作思路；根据已选定的页岩气有利远景区和页岩气探矿权管理目标，编制了页岩气探矿权设置方案；引入了市场机制，创新了页岩气资源管理，开展了页岩气探矿权出让招标工作。
（3）勘探现状我国页岩气勘探工作主要集中在四川盆地及其周缘，鄂尔多斯盆地、西北地区主要盆地。
截至2011年底，中石油在川南、滇北地区优选了威远、长宁、昭通和富顺-永川4个有利区块，完钻11口评价井，其中4口直井获得工业气流。
中石化在黔东、皖南、川东北完钻5口评价井，其中2口井获得工业气流，优选了建南和黄平等有利区块。
中海油在皖浙等地区开展了页岩气勘探前期工作。
-3-延长石油在陕西延安地区3口井获得陆相页岩气发现。
中联煤在山西沁水盆地提出了寿阳、沁源和晋城三个页岩气有利区。
截至2011年底，我国石油企业开展了15口页岩气直井压裂试气，9口见气，初步掌握了页岩气直井压裂技术，证实了我国具有页岩气开发前景。
完钻两口页岩气水平井威201-H1和建页HF-1井。
（4）对外合作2009年，与美国签署了《中美关于在页岩气领域开展合作的谅解备忘录》，就联合开展资源评估、技术合作和政策交流制定了工作计划。
我国石油企业与壳牌公司签订富顺-永川联合评价协议，与挪威、康菲、BP、雪弗龙、埃克森美孚公司建立联合研究合作意向，收购了部分国外页岩油气区块权益。
（5）科技攻关在“大型油气田及煤层气开发”国家科技重大专项中设立“页岩气勘探开发关键技术”研究项目，成立了国家能源页岩气研发（实验）中心，以加大页岩气勘探开发关键技术研发力度。
3、存在的主要矛盾和问题（1）资源情况尚不清楚。
我国具有页岩气大规模成藏的基本条件，但尚未系统开展全国范围内页岩气资源调查和评价，资源总量和分布尚未完全掌握。
（2）关键技术有待突破。
页岩气勘探开发需要水平井分段压裂等专门技术，目前我国尚未完全掌握相关核心技术。
（3）资源管理机制有待完善。
页岩气作为一种非常规天然气-4-资源，需研究制定资源勘探开发准入资质和门槛，以加快其发展。
（4）地面建设条件较差。
我国页岩气藏普遍埋藏较深，页岩气富集区地表地形复杂，人口密集，工程作业困难，经济性较差。
（5）基础设施需要加强。
页岩气资源富集区很多集中在中西部山区，管网建设难度大、成本高，不利于页岩气外输利用和下游市场开拓。
（6）缺乏鼓励政策。
页岩气开发具有初期投入高、产出周期长，投资回收慢的特点，需要制定页岩气开发的鼓励政策，加快页岩气产业化。
（二）发展形势“十二五”时期，加快调整优化能源结构的迫切需求和天然气管网的快速发展，为我国页岩气大规模开发提供了宝贵的战略机遇。
同时，我国页岩气产业化也面临一定挑战。
1、面临的机遇（1）北美页岩气开发技术基本成熟，为我国发展页岩气提供了借鉴。
北美已形成一套先进有效的页岩气开采技术，这些先进技术的大规模应用，降低了成本，提高了单井产量，实现了页岩气低成本高效开发，为我国页岩气勘探开发引进国外先进技术提供了借鉴。
（2）天然气需求旺盛，为页岩气发展提供了良好的环境。
未来十几年，中国天然气需求将快速增长，天然气需求缺口将逐渐扩大，发展页岩气具有良好的市场前景。
-5-（3）天然气储运设施不断完善，有利于页岩气的规模开发。
部分页岩气资源富集区已有管网设施，且小型LNG和CNG技术不断成熟，为页岩气早期开发和就地利用提供了技术支持。
2、主要挑战（1）落实资源基础任务重。
我国页岩气资源潜力大，但要大规模勘探开发，尚需确定有利目标区及各地区可采资源量，工作难度高，资金投入大，实施周期长。
（2）突破关键技术尚需时日。
我国页岩气开发尚处于起步阶段，关键开发技术尚未掌握，突破关键技术尚需要做大量工作。
（3）大规模、多元化投资机制尚未形成。
页岩气开发初期投入较大，在投入产出效益不确定的情况下，投资规模不足将影响页岩气快速发展。
三、指导方针和目标（一）指导思想以理论和“三个代表”重要思想为指导，深入贯彻落实科学发展观。
创新理念和方法，依靠政策支持、技术进步、体制创新，加大页岩气勘探开发力度，加快攻克页岩气勘探开发核心技术，尽快落实资源，形成规模产量，推动页岩气产业健康快速发展，缓解我国天然气供需矛盾，促进能源结构优化，提高我国天然气供给安全和能源保障能力，促进经济社会又好又快发展。
（二）基本原则-6-一是坚持科技创新。
用无限的科技潜力，改变有限的资源状况，通过加大科技攻关和对外合作，引进、消化、吸收先进技术，掌握适应我国资源状况的勘探开发生产和管理技术。
二是坚持体制机制创新。
要创新理念，在资源开发、市场开拓、气价、管理等方面创新体制机制，研究制定扶持政策。
三是坚持常规与非常规结合。
页岩气和常规天然气分布区多数重叠，输送和利用方式也相同，页岩气开发利用要给予特殊优惠政策，与常规天然气有机结合，实现有序发展。
四是坚持自营与对外合作并举。
加强自营勘探开发技术攻关的同时，开展与国外公司的合作，通过对外合作，引进技术，提高自主创新能力。
五是坚持开发与生态保护并重。
页岩气勘探开发过程中要注重井场集约化建设、地表植被恢复和水资源节约利用，严格钻完井操作规程和压裂液成分及排放标准，保护生态环境。
（三）发展目标1、总体目标到2015年，基本完成全国页岩气资源潜力调查与评价，掌握页岩气资源潜力与分布，优选一批页岩气远景区和有利目标区，建成一批页岩气勘探开发区，初步实现规模化生产。
页岩气勘探开发关键技术攻关取得重大突破，主要装备实现自主化生产，形成一系列国家级页岩气技术标准和规范，建立完善的页岩气产业政策体系，为“十三五”页岩气快速发展奠定坚实基础。
-7-2、具体规划目标“十二五”期间实现以下规划目标：（1）基本完成全国页岩气资源潜力调查与评价，初步掌握全国页岩气资源量及其分布，优选30～50个页岩气远景区和50～80个有利目标区。
（2）探明页岩气地质储量6000亿立方米，可采储量2000亿立方米。
2015年页岩气产量65亿立方米。
（3）形成适合我国地质条件的页岩气地质调查与资源评价技术方法，页岩气勘探开发关键技术及配套装备。
（4）形成我国页岩气调查与评价、资源储量、试验分析与测试、勘探开发、环境保护等多个领域的技术标准和规范。
四、重点任务（一）页岩气资源潜力调查评价在全国油气资源战略选区专项中，设置“全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选”项目，将全国陆域划分为上扬子及滇黔桂、中下扬子及东南、华北及东北、西北和青藏五个大区，开展页岩气资源和潜力调查评价工作。
1、全国富有机质页岩分布调查2011年到2013年，分析已有区域地质调查和油气等勘查资料，实施野外地质调查，开展地球物理及地球化学勘查和浅井调查，完成野外剖面实测50千米，非地震地球物理勘查10000千米，地质-8-浅井200口，获取各个地区富有机质页岩基础资料，尽快查明我国陆上富有机质页岩的分布和基本参数，优选页岩气资源远景区。
2、全国页岩气资源潜力调查与评价以四川盆地及渝东鄂西，滇黔北，黔南桂中，南盘江；湘中-洞庭，赣西北，苏浙皖；鄂尔多斯，南华北，松辽，渤海湾盆地辽河坳陷，塔里木，准噶尔，吐哈，三塘湖，柴达木，羌塘，比如等盆地和地区为重点，兼顾其它地区，部署二维地震20000千米，非地震地球物理勘探40000千米，调查井50口，获取页岩气的系统参数，评价资源潜力，基本掌握全国页岩气地质资源量和可采资源量分布，优选页岩气富集有利目标区，研究总结页岩气富集规律。
建设页岩气调查评价、勘探开发和综合利用一体化示范区，推动页岩气产业快速形成和发展。
（二）科技攻关1、页岩气资源评价技术总结海相和陆相页岩气成藏机理、富集规律，建立不同类型的页岩气成藏模式，确定页岩气资源评价的关键参数、方法体系和评价标准，重点研发和形成页岩气分析技术和设备，为查明页岩气资源情况提供技术支撑。
2、页岩气有利目标优选评价方法在页岩气富集保存地质条件和分布特征研究基础上，进行技术适用性和经济性分析，重点开展页岩气储层地质及成藏主控因素研究，从沉积相、构造演化、埋深条件、有机质含量、热成熟度、资-9-源丰度等方面，建立页岩气有利目标优选评价方法和标准，为勘探部署提供技术支撑。
3、页岩储层地球物理评价技术在消化吸收国外技术基础上，开展复杂地形和地质条件下，地震采集和处理解释、页岩气测井识别和储层精细描述等地球物理识别技术和评价标准研究，逐步形成富含有机质页岩及含气性地球物理识别关键技术，建立页岩气储层参数识别技术，为确定页岩气“甜点区”提供技术手段。
4、页岩气水平井钻完井技术借鉴常规油气藏和低渗透气藏钻完井技术，重点开展页岩气钻井和固井辅助工具、定向井井眼轨迹优化、长井段水平井优快钻井及套管完井、适应性油基钻井液体系等研究，不断提高设备适应性、可靠性和安全性，形成一套适用于我国页岩气地质条件的钻完井技术。
5、页岩储层改造及提高单井产量技术研发可钻式桥塞及分段压裂封隔器、3000型压裂车等装备并实现国产化，研究同步压裂和微地震裂缝监测等技术；开展新型压裂液、压裂液处理和再利用、储层伤害机理及保护、分段压裂、长井段射孔和体积改造等技术攻关，掌握适用于我国页岩气开发的增产改造核心技术，提高页岩气单井产量。
6、产能预测、井网优化与经济评价技术跟踪和分析我国页岩气井产能动态，深入研究解吸、扩散和渗-10-流机理，开展不同参数条件下气井产能数值模拟和最终可采储量研究，形成页岩气开发产能评价技术；结合页岩气井生产特点，开展不同井网与井距组合条件下的采收率研究，形成井网优化技术；开展影响经济效益的因素研究，形成页岩气开发经济技术评价指标体系。
7、编制页岩气勘探开发技术规范编制页岩气地质调查、地震勘探、非地震勘探、微地震、钻井完井、测井、实验分析测试、储层改造及开发与生产等技术规范和储量标准。
8、培育专业化技术服务公司加快页岩气勘探开发关键技术攻关，实现自主创新，培育专业化技术服务公司，降低勘探开发成本，实现跨国服务，培养新的经济增长点。
（三）页岩气勘探开发布局页岩气勘探开发以四川、重庆、贵州、湖南、湖北、云南、江西、安徽、江苏、陕西、河南、辽宁、新疆为重点，建设长宁、威远、昭通、富顺-永川、鄂西渝东、川西-阆中、川东北、安顺－凯里、济阳、延安、神府－临兴、沁源、寿阳、芜湖、横山堡、南川、秀山、辽河东部、岑巩-松桃等19个页岩气勘探开发区。
（四）2020年远景展望在基本摸清页岩气资源情况、勘探开发技术取得突破基础上，“十三五”期间，进一步加大投入，大幅度提高19个勘探开发区-11-的储量和产量规模。
同时，大力推进两湖、苏浙皖、鄂尔多斯、南华北、松辽、准噶尔、吐哈、塔里木、渤海湾等勘探开发，建成新的页岩气勘探开发区。
力争2020年产量达到600-1000亿立方米。
五、规划实施（一）保障措施1、加大国家对页岩气资源调查评价的资金投入设立页岩气调查评价和勘查国家专项，一是开展页岩气资源调查评价和潜力评价；二是开展页岩气靶区优选和勘查技术攻关示范；三是开展页岩气地质理论研究和国际合作交流。
2、加大页岩气勘探开发技术科技攻关通过国家科技重大专项等，加大对页岩气勘探开发相关技术研究的支持力度，在“大型油气田及煤层气开发”重大专项中将“页岩气勘探开发关键技术”列为重点项目，增设“页岩气勘探开发示范工程”。
加强国家能源页岩气研发（实验）中心和其他页岩气重点实验室建设，建立高层次人才培养和学术交流基地。
鼓励国内企业及院所与国外研究机构开展勘探开发关键技术联合研究，通过引进国外技术服务和开展对外合作等，吸收借鉴国外先进成熟技术，形成具有中国特色的勘探开发核心技术。
3、建立页岩气勘探开发新机制加快引入有实力的企业参与页岩气勘探开发，推进投资主体多元化。
同时要制定准入门槛和资质，推动矿权招投标制度、区块退出机制及合同管理，大幅度提高最低勘查投入，杜绝“跑马圈地”-12-等现象。
石油天然气、煤层气矿业权人应综合勘探开发矿业权范围内页岩气资源。
页岩气勘探开发要与其他固体矿产矿业权、整装勘查区相互衔接，协调处理好矿业权重叠，确保安全生产。
从事页岩气勘探开发的企业，经国土资源部前置性审查，由国家发改委报经国务院批准后，与国外有经验的公司合作，引进页岩气勘探开发技术。
进一步完善页岩气勘探开发监管机制。
4、落实页岩气产业鼓励政策参照煤层气财政补贴政策，研究制定页岩气具体补贴政策；依法取得页岩气探矿权采矿权的矿业权人或探矿权采矿权申请人可按照相关规定申请减免页岩气探矿权和采矿权使用费；对页岩气勘探开发等鼓励类项目项下进口国内不能生产的自用设备（包括随设备进口的技术），按有关规定免征关税；页岩气出厂价格实行市场定价；优先用地审批。
5、完善页岩气利用配套基础设施一是在天然气管网设施比较完善的页岩气勘探开发区，积极建设气田集输管道，将页岩气输入天然气管网。
二是对于远离天然气管网设施，初期产量较小的勘探开发区，建设小型LNG或CNG利用装置，防止放空浪费。
三是根据勘探开发进展情况，适时实施建设页岩气外输管道。
（二）实施机制1、加强统筹协调能源主管部门总体负责规划组织实施，其他各有关部门根据职责尽快落实各项保障措施。
建立定期或不定期沟通协调机制，及时-13-解决规划实施过程遇到的各种问题。
各公司根据规划确定的目标和重点任务，落实资金和工作量，并及时上报勘探开发进展。
2、强化规划实施监管强化规划实施监管，建立规划实施监管机制，掌握各页岩气区块工作量和产量目标完成情况，对“十二五”目标完成较差的公司，按规定要求其退出区块面积。
3、建立滚动调整机制加强页岩气行业技术攻关和勘探开发进展的跟踪分析，掌握规划实施情况，适时进行规划中期评估。
根据规划实施效果和页岩气行业发展实际，及时调整发展目标和科研攻关及勘探开发任务，研究制定新的保障措施。
六、社会效益与环保评估（一）社会效益页岩气的开发对推动我国科技进步、带动经济发展、改善能源结构和保障能源安全具有重要的意义。
1、推动油气勘探理论创新和技术进步。
页岩气成藏理论突破了传统地质学关于油气成藏的认识，有利于开拓页岩油等非常规油气资源勘探的思路。
水平井钻井、分段压裂、同步压裂、微地震监测和批量工厂化生产等相应的开发技术也可应用到其他非常规油气的勘探开发。
2、促进改善能源结构。
实现页岩气产业化开发，有利于增加天然气供给，缓解我国天然气供需矛盾，改善能源结构，降低温室-14-气体排放，提高我国天然气对外谈判的话语权和影响力。
3、带动基础设施建设。
我国部分页岩气勘探开发区交通不便，管网欠发达。
开发这些地区的页岩气资源，对改善当地基础设施建设，促进天然气管网、液化天然气（LNG）、压缩天然气（CNG）等发展具有重要意义。
4、拉动国民经济发展。
作为一项重大能源基础产业，页岩气开发利用可以拉动钢铁、水泥、化工、装备制造、工程建设等相关行业和领域的发展，增加就业和税收，促进地方经济乃至国民经济的可持续发展。
（二）环境评估1、开发利用页岩气有利于减少二氧化碳排放，保护生态环境。
按页岩气的年产量65亿立方米计算，与煤炭相比，如果用于发电，可减少二氧化碳年排放约1400万吨、二氧化硫排放约11.5万吨、氮氧化合物排放约4.3万吨和烟尘排放约5.8万吨。
2、页岩气开发环境保护措施。
页岩气开采工艺与常规气大部分相同，可能产生的环境和生态破坏与常规气基本相同。
在页岩气开发各个环节采取有针对性的措施，可有效减少或杜绝可能产生的各种环境问题。
一是工厂化作业减少地表植被破坏。
页岩气开发多采用丛式水平井群，一个井场可以向不同方向钻多口水平井，大大减少了井场数量，较好地解决了占地多和地表植被破坏多的问题。
二是压裂液循环利用减少用水量。
页岩气压裂用水量比生产同-15-等能量的煤和燃料乙醇要少得多。
且出于成本考虑，页岩气压裂液须多口井循环重复利用，客观上节约大量用水。
三是严格钻完井规程杜绝污染地下水。
页岩气井钻井液为天然气人工合成的油基泥浆，短时间内可自然降解；压裂液主要成份是水和砂，不足0.5%的添加剂体系中绝大部分都是日常生活中常见的无毒无害物质。
另外，页岩气层比地下饮用水层深很多，且中间夹有多层不可渗透岩层，压裂液污染地下水的可能性很小。
如严格执行钻完井操作规程，保证套管和固井质量，可彻底杜绝水层污染。
目前，全球尚未发生开采页岩气导致重大地下水污染的事件。
四是加强环保监测实现压裂液无污染排放。
压裂开采石油天然气已有60年历史，压裂液成份和排放标准均有严格法规要求。
通过加强日常生产中的环保监测检查，保证压裂液无害排放，防止土壤和地表水污染。
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