一、油气开采成本控制量化方法研究与应用（论文文献综述）
郝彦鹏[1]（2021）在《作业预算在E采油厂操作成本中的应用研究》文中指出随着油气行业市场化改革的加速推进,我国油气开采企业内外部经营环境日趋复杂。一方面,国际原油价格持续低位运行,国外石油企业纷纷将预算管理优化作为提高其产品竞争力和经济效益的突破口。另一方面,国内油气开采企业增储上产与操作成本控制的矛盾不断加剧。2018年12月国家财政部出台《管理会计应用指引第204号—作业预算》,该指引为我国油气开采企业提升预算管理水平、强化操作成本控制,提供了新的思路和方法。本文以E采油厂为案例企业,将作业预算法引入其预算编制流程中,在对作业预算理论分析的基础上,立足于E采油厂生产管理实践,探讨作业预算法应用的可行性及实效性,力求改善传统预算约束软化现象,发挥预算在成本控制、执行纠偏、绩效考评等方面的功能,满足E采油厂日益精细化的管理需要。本文对E采油厂作业预算操作成本管理研究主要从以下六个部分展开:第一章绪论,在背景分析和对国内外作业预算理论研究现状分析的基础上确立研究角度和研究思路;第二章相关理论基础,通过对预算管理及作业预算基本理论的梳理,为下一步研究分析做理论铺垫;第三章主要介绍了E采油厂基本情况、业务流程及操作成本构成,分析E采油厂操作成本预算管理现状及存在的问题;第四章E采油厂操作成本作业预算管理体系设计,主要内容包括作业预算目标和指标确定、作业中心划分及成本动因分析、执行控制和考评;第五章E采油厂操作成本作业预算体系应用,运用企业相关数据,对预算表进行编制,对预算差异和实际实施效果进行分析,并提出应用保障措施;第六章结论,总结全文观点。通过本文的研究,希望作业预算法的应用可以帮助E采油厂加强操作成本控制,合理配置企业资源。
刘斌[2]（2020）在《ZY油田特高含水期储量价值评价研究》文中指出我国很多油田随着数十年的高速开采,特别是东部油田,浅中层油藏或被探明,或者正在开发,其中诸多区块已经处于特高含水期,储量的认识和挖潜难度越来越大。面对国家经济发展的急迫需要,必须立足当前的客观实际,不断提高认识,掌握油气水储量状况,采取科学的技术和管理手段,为储量增值保值奠定坚实的基础。因此,针对特高含水期开发过程中的储量价值评价研究也显得迫切和极为重要。基于上述目的,本文开展特高含水期的储量价值评价,选择开发四十年并且综合含水大于90%的ZY油田作为研究对象。我们对油气储量价值评价的相关理论进行梳理,掌握国内外文献研究成果,结合石油行业油气储量价值评价目前所面临的客观环境,认真分析了ZY油田特高含水期储量价值评价所存在的问题,发现ZY油田特高含水期储量价值评价需要进一步优化研究。在充分考虑到储量价值评价影响因素的基础上,将地质可靠性与经济可行性评价有机地结合起来,从勘探维度、技术维度、经济维度、定性维度的四个维度出发,筛选并确定了评价研究的一级指标、二级指标,确立了ZY油田特高含水期储量价值评价优化指标,并运用层次分析法为各层级关键指标进行权重设计,形成ZY油田特高含水期储量价值评价标准。通过针对ZY油田特高含水期储量价值评价优化的设计与实施过程中可能出现的问题,提出具有针对性的建议,较好地解决了ZY油田特高含水期储量价值评价。确保综合评价结论能为ZY油田的管理体系提供有效的参考和提升,以促使特高含水期的油田企业实现可持续高质量发展。
陈溪子[3]（2020）在《XJ油田吨油成本考核指标优化及应用研究》文中研究指明随着我国石油产业的重组,对外开放成品油零售及批发市场,中石油也加入了多个国际项目。与此同时,中石油的国际竞争压力增大,国际油价对其的影响日益严重。XJ油田作为内陆油田的典型代表,面临资源劣质化、递减率加大,含水上升,单井日产低,成本不断上涨等一系列问题,硬性的成本增长难以遏制。与其他油田相比,其开发成本更高,成本分析及考核作为成本管理的重要内容,是其整体成本管理体系中的薄弱环节。因此,亟待改善油田成本考核指标,建立更加完善的成本考核体系。本文首先介绍了石油石化行业实行降本增效的背景及油田成本控制管理理念,对国内外的研究现状进行综述,分析XJ油田成本控制的必要性,同时提出关于XJ油田公司吨油成本考核指标研究的内容和方法。再者,第二章介绍了吨油成本的相关理论,为本文的后续章节提供理论指导。其次,本文第三章对XJ油田的现状进行了深刻分析,主要分析了XJ油田资源开发及吨油成本考核现状,通过对现状的分析,发现XJ油田成本考核存在考核制度落后、考核指标欠缺公平的问题,并对这些问题进行了客观理性的阐述。通过分析认为XJ油田目前已经完全具备进行吨油成本考核的条件。本文第四章对XJ油田公司的吨油成本考核指标进行了选取和优化,通过对吨油成本影响因素的分析,选取产油阶段作为分析基础,进而通过方差分析、多元回归分析、GM1.1灰度预测、产量-成本递增函数最终得出吨油成本考核指标,即产油阶段系数,并对其进行验证。本文第五章将吨油成本的产油阶段系数应用于XJ油田实际工作,并对结果进行了分析,认为产油阶段系数适合XJ油田的实际情况,并设计了保证吨油成本考核指标实行的方案及保证措施,使XJ油田公司的吨油成本考核指标能够发挥更大的作用,进而使XJ油田在中石油“十三五”规划下取得更好的成就。
何翔宇[4]（2020）在《基于成本动因理论的S采油厂区块成本管理研究》文中认为石油资源作为战略物资,对于国家的经济和安全都具有非常重要的战略意义。国际原油市场竞争越发的激烈,我国石油企业急需加强自身实力提升企业在国际市场的竞争力。S采油厂随着开发的不断深入,油田综合含水、综合递减率逐步升高,油井措施有效率不断降低,导致成本管理难度日益增大。为了进一步降低采油厂生产成本和提高经济效益,本文拟通过区块成本管理研究,旨在全面、系统、有效地分析采油成本,及时发现区块成本管理存在的问题。提出行之有效的解决办法,不断对区块成本进行优化,加强区块成本管理,努力实现低成本发展战略,以保证采油厂的平稳运营。在过去的研究基础上,以S采油厂为例,针对生产实际,详细分析了区块中各项成本费用的驱动因素,整理和分析了企业三年来的相关财务数据,结合成本动因理论的研究,采用回归分析方法,通过SPSS数据统计分析软件进行分析处理,建立区块成本动因模型。最后提出S采油厂基于成本动因理论在加强区块成本管理方面的具体建议,有利于采油厂“开源节流,降本增效”战略的有效实施。本文主要分为七个部分:第一部分为绪论,阐述的研究背景和意义、国内外研究现状、研究内容和方法。第二部分为相关理论概述,对成本动因理论,成本管理有关的概念和区块成本管理相关理论进行了论述。第三部分通过对S采油厂成本管理以及生产运行现状进行分析,总结和归纳出采油厂在进行成本管理过程中存在的问题。第四部分对区块成本管理以及S采油厂区块的划分进行说明的基础之上,详细分析了油田区块中的成本费用以及成本动因。第五部分对成本动因进行分析的基础上,建立了符合其实际情况的区块成本动因模型,并对该模型的有效性进行具体的分析和验证。第六部分对S采油厂的区块成本管理工作提出了具体的意见和建议。第七部分为结论。
刘业业[5]（2020）在《石油炼制工业过程碳排放核算及环境影响评价》文中研究说明全球气候变化、生态环境破坏已成为全球关注的话题。我国作为目前最大的碳排放国,承担着国际社会上承诺的减排目标压力,同时也面临着严峻的国内环境保护形势。石油炼制行业是我国国民经济发展和能源供应的基础产业,同时也是高耗能、高污染、高排放行业。在我国积极应对气候变化、努力推进污染减排的背景下,石油炼制行已成为国家关注的重点领域。石化行业于2017年被纳入第一阶段的全国碳排放权交易市场,油品质量要求及污染物排放标准日趋严格,在此形势下,行业面临的节能减排压力进一步加大。在此形势下,精准的掌握企业碳排放水平、充分的了解环境影响关键环节以制定切实可行的减排方案显得尤为重要。本文针对目前石油炼制行业碳排放核算体系不够精准、无法核算无组织源碳排放、不能从根源解析环境影响关键环节的问题,对石油炼制工业过程层面的碳排放碳核算及环境影响评价开展了研究,主要研究内容及结论如下:（1）建立了企业层面精准化过程碳排放核算体系,弥补了目前碳排放体系核算结果不够精准、无法核算无组织源碳排放的问题。从产业结构、企业类型、工业过程及排放气体四个角度对研究范围进行了界定,采用“生产系统-生产装置-生产单元-排放节点”四层分级的方法对石油炼制过程碳排放源进行了识别并归类,建立了物料衡算-实测法的企业层面过程碳排放精准核算方法,并对我国中等规模炼油企业为案例进行了应用。各工业过程碳排放源归类为燃料燃烧源、工艺尾气源、逸散源、废物处理源、电力热力源。核算方法的精准性体现在:增加了对油气回收源、逸散源、废物处理源的碳排放核算,增加了非CO2形式碳排放核算,电力碳排放系数考虑了清洁电力的影响,对燃料燃烧源、生产过程无组织VOCs排放量的核算方法更为准确。案例应用核算结果为:该中等规模炼油企业碳排放系数核算为0.30t CO2eq/t原油;催化裂化、连续重整、常减压、油品储存及柴油加氢装置是全厂主要贡献过程;逸散源碳排放占全厂总碳排放的6.84%;非CO2形式碳排放占总碳排放的13.76%。对不同核算方法比较分析结果为:《石化指南》、《省级指南》、《2006年IPCC指南》核算结果分别低于本方法11.11%、55.27%、80.93%,未核算逸散排放源及未核算催化剂烧焦源是主要原因;《排查指南》法核算生产装置无组织源VOCs排放系数为本文核算方法的31.82%;采用实测法对催化剂烧焦源核算结果仅为本方法核算结果的7.3%。（2）从工业过程角度提出行业层面石油炼制碳排放核算方法,可弥补现有基于排放类别核算结果应用范围的局限性;对2000-2017年石油炼制行业碳排放特征及影响因素进行了定性及定量分析,揭示了行业碳减排存在的问题,识别了行业碳减排重点。分别从工业过程及排放类别角度构建了行业层面碳排放核算方法,采用基于排放类别方法对我国石油炼制行业2000-2017年碳排放量进行了核算,从碳排放量、碳排放强度、碳排放系数三个角度定性分析了行业碳排放特征,采用LMDI模型量化了加工规模、能源效率、能源结构、排放系数对碳增量的贡献。2000-2017年,石油炼制行业碳排放量逐年增高,尚未到达拐点;2000-2017年,行业碳排放系数呈现“先抑后扬”特征,规模化、集群化发展对碳减排有积极效果,产业链的延深是导致行业碳排放系数“上扬”的原因;要实现国家承诺的碳排放强度比2005年下降60%-65%的目标,石油炼制行业还需要进一步增加产品附加值、促进碳减排。加工规模对碳增量的促进作用逐年降低,但仍是导致行业碳增量的主导因素;能源效率已成为继加工规模后的第二大促进碳排放的影响因素,开始起到促进碳排放的作用,目前提升能源效率的手段已逐渐不能满足行业的发展需求,寻求更有效的能源效率提高途径迫在眉睫;能源结构对碳增量的贡献相对较小,能源结构因素对碳减排的潜力还需进一步挖掘;碳排放因子对年均碳增量的贡献不够明显,效应值皆为负值;碳排放因子对石油炼制行业碳排放起抑制作用,抑制效果不明显。（3）采用生命周期评价方法,从工业过程层面对典型石油炼制企业的环境影响进行了量化评价,弥补了基于具体石油产品开展生命周期环境影响评价结果不能全面反映石油炼制整体环境影响现状、不能从源头解析关键影响环节的不足。基于过程环境影响评价方法,对中等规模典型企业工业过程层面的环境影响进行全面系统的量化评价,明确石油炼制过程产生的主要环境影响类别、识别主要贡献装置及物质、从源头解析主要装置的关键环节,并从单位原料综合环境影响的角度评价工业过程环境影响水平。石油炼制过程产生的主要环境影响类别依次是臭氧耗竭、气候变化、人类毒性、细颗粒物形成、光化学氧化、水体酸性化、陆地生态毒性、淡水生态毒性及富营养化,对人类健康方面的影响更明显。对整个炼油企业来说,原油的开采生产过程是造成环境影响的主导因素;从工业过程层面来说,催化裂化、催化重整、常减压、柴油加氢、油品储存、循环冷却系统是造成石油炼制环境影响的主要过程;VOCs的现场排放、炼厂气燃烧、电力热力的使用、辅剂的生产及使用、循环水的冷却及油料空冷水冷过程是造成以上装置环境影响的四个关键环节,也是石油炼制行业今后控制的重点;导致以上环节贡献的主要影响因素包括原料性质、生产工艺、油品储存类型及管理水平等。刨除各生产装置原料加工量的影响来看,柴油加氢、催化裂化、催化重整（含苯抽提）、MTBE、延迟焦化、常减压的环境影响依次减小;氢气的使用是拉开柴油加氢与其它装置距离的主要原因。（4）创新性的构建了基于工业过程的企业及行业层面碳排放数据统计框架,丰富和完善了石油炼制行业碳排放数据统计理论和方法。针对目前基于排放类别统计石油炼制行业企业碳排放数据的现状,从工业过程角度构建了与上文企业行业工业过程碳排放核算方法相对应的碳排放数据统计框架;并根据过程生命周期环境影响评价结果,对VOCs减排及提高能源利用提出相关对策建议。企业层面碳排放数据统计形式设计了企业内部碳排放台账及对外统计报表两种类型;碳排放台账记录了企业内部碳排放核算所需的最原始数据,包括全厂及各工业过程两个维度,便于互相验证校核,保证数据准确性;对外统计报表则为统一的格式,可由行政主管部门统一下发给企业,该报表主要用于提供行业层面碳排放核算所需数据,包括体现各工业过程碳排放总体信息的总表及提供各工业过程不同碳排放类别核算过程信息的分表。行业层面工业过程碳排放数据统计框架以工业过程为基本统计单元,并根据原料/流程/技术及规模对各工业过程进一步分类,统计内容包括子类别下各工业过程行业层面的碳排放量、碳排放系数等信息。对于石油炼制VOCs减排方面,从安装在线监测、收集去除效率双重控制、加严VOCs排放标准、及时更新完善清洁生产评价体系四个方面对政府如何监管提供了建议。对于能源利用方面,从优化装置结构、提高能源效率、拓展能源结构三个方面提出相关对策,包括逐步降低催化裂化装置比重、进一步提高加氢工艺在二次加工占比、加强转化或淘汰小规模装置力度、进一步挖掘炼化一体化在装置之间及装置与系统之间提高能源效率的优势、提高清洁电力及天然气比重等。
李可欣[6]（2020）在《“一带一路”沿线国家油气投资环境影响因素研究》文中指出“一带一路”是“丝绸之路经济带”和“21世纪海上丝绸之路”的合称,位于世界油气资源核心分布区域“俄罗斯-中亚-中东-北非-西非”的北段。中国对“一带一路”沿线国家进行油气投资,不仅可以实现油气供给来源多元化和进口途径多样化,以此缓解国内油气资源所面临的现实风险;同时可以通过多边化的油气合作,优化产业结构,进而保障未来的巨大需求。因此,研究“一带一路”沿线国家油气投资环境影响因素,对中国海外油气投资发展具有十分重要的理论意义和现实意义。本文基于对外直接投资动机,从油气资源环境、经济环境、政治环境、社会环境、市场体制环境和国际合作环境六个方面构建“一带一路”沿线国家油气投资环境影响因素指标体系,然后以油气资源丰富程度和政局稳定性为条件,筛选出25个国家为研究对象,运用RM-BP-DEMATEL模型进行影响因素分析,识别出“一带一路”沿线国家油气投资环境的关键因素,最后以影响力和推动力为标准确定关键因素类型。分析结果表明:油气资源生产能力是根本型因素,代表着最根本且最难以改变的因素;合作便利度是特征型因素,也是最终且最关键需要解决的因素;国家腐败程度、政府有效性和投资促进政策为驱动型因素;贸易条件、社会安全、失业率、商业管制、投资准入政策、通货膨胀、贸易开放度、法律执行力度和电力供应是辅助型因素。针对分析结果,结合中国与“一带一路”沿线国家的实际情况提出油气投资发展策略,中国可以依据油气生产能力差异采取多样化的合作方式、完善政治和市场体制方面的油气投资保障机制、加强区域内经济和社会等方面的合作沟通渠道以及构建多元化、全方位的合作框架,促进海外油气投资活动的发展。
刘泽[7]（2020）在《M采油厂成本管理存在的问题及对策研究》文中研究指明近年来,国际油价持续走低,石油企业利润下滑。M采油厂经过五十多年的开采已进入开发中后期,产量递减,含水率升高,原油成本逐年上升,在国际油价低迷的背景下利润空间越来越小甚至出现负利润的情况,产品成本与国际石油企业相比毫无优势,M采油厂面临着前所未有的成本管理压力。只有加强M采油厂的成本管理水平,有效抑制其成本上升势头,提高M采油厂的核心竞争力,才能适应复杂多变的石油市场,实现M采油厂创建百年油田的宏伟目标。本文以M采油厂作为研究对象,运用文献分析和问卷调查相结合的研究方法,深入分析M采油厂成本管理存在的问题及对策。首先,介绍了M采油厂的基本概况及成本管理的现状,并以2015年到2019年的成本数据为基础分析M采油厂成本变化趋势;其次在前期所做的文献查询、现状分析等工作的基础上,结合调查问卷确定M采油厂成本管理在成本预算、成本核算、成本分析与控制、成本考核等方面存在的问题,分别为成本预算指标不合理、成本核算不够精细、重点成本控制不到位、成本动态分析不及时和成本考核基层员工参与度低,并深度剖析问题产生的原因。最后,针对性地提出M采油厂加强成本管理的对策:引入成本动因预算法、建立分系统单井成本核算体系、重点成本重点控制、建立成本实时预警机制和建立基层员工绩效考核体系,从而对M采油厂成本管理薄弱环节进行优化,提高成本管理水平。
王涛[8]（2020）在《四川页岩气旋转导向业务管理体系构建与应用研究》文中研究说明自2009年美国页岩气革命以来,我国加快页岩气的勘探开发的力度,国家发改委和国家能源局于2009年9月开始,研究制定了鼓励页岩气勘探与开发利用的政策。中石油、中石化相继投入大量资源到页岩气勘探开发之中,尤其是攻克了页岩气勘探开发的两大关键技术:水平井钻井和多段压裂技术,其中页岩气水平井钻井技术的核心装备是旋转导向系统（RSS）。目前页岩气水平井钻井使用的旋转导向系统的厂家主要是斯伦贝谢、贝克休斯、哈里伯顿等外国公司。随着国内旋转导向技术的发展,国产旋转导向系统已经出现,有望打破外国公司的垄断的局面。本文将以四川页岩气开发为例,研究构建一种新型旋转导向业务管理体系。这种管理体系有别于以往传统油气资源开发注重生产运行与风险管控的管理体系,它将科技研发、市场营销、生产组织及管控、人才支撑、品牌形象管理和成本管理有机结合起来。通过总结2018年至2019年四川页岩气新型旋转导向业务管理体系的应用效果,对比分析新型旋转导向业务管理体系和传统管理体系。应用研究发现,新的旋转导向业务管理体系能有效促进某公司四川页岩气项目发展:提高了公司自主研发能力,扩大了四川页岩气市场规模,培养了新技术人才,打造了公司品牌形象。推广应用此新型旋转导向业务管理体系对我国扩大页岩气勘探开发规模,提高页岩气水平井钻井技术水平具有积极作用。
李俊[9]（2020）在《沁水盆地中东部深部煤层气勘探开发目标优选研究》文中指出我国深部煤层气资源丰富,但因高地应力、高储层压力、高地温和低渗等地质特征,导致开发难度大、开发风险高,在当前经济和技术条件下尚未实现商业化开发利用。对勘探开发目标进行优选排序,即确定开发序列,是煤层气勘探开发决策的重要任务,它受资源条件、地质条件、开发风险、经济效益和社会效益等多重因素的影响,这些影响因素往往相互冲突且不具公度性,传统的单目标决策方法难以处理此类综合评价问题。目前,煤层气勘探开发目标优选排序多从地质角度出发,针对目标区的资源条件或开发地质条件,优选有利的煤层气富集区带或区块,极少关注目标区的开发经济效益和开发风险,尚无涵盖地质资源评价、技术经济分析、开发风险测度在内的一体化综合评价体系和方法模型。鉴于此,本文引入多属性决策理论和方法,建立煤层气勘探开发目标优选模型,解决了对不同资源类型、不同开发地质背景、不同开发风险和产出效益的目标区进行统一评价和综合排序的问题,并以沁水盆地中东部榆社-武乡深部煤层气区块为研究对象,在查明开发地质可行性、完成开发地质分区与技术选择、优化开发井型井网方案的基础上,对研究区煤层气勘探开发目标进行了优选和排序,获取了考虑多因素影响的开发序列。论文取得了以下主要研究成果:（1）查明了研究区深部煤层气开发地质可行性和开发潜力,划分了开发地质单元并建立了基于地质适配性的开发模式。研究区煤层气成藏潜力大,目的煤层（3号、15号）埋深普遍超过1000 m,储层整体欠压、低渗,含气性好,具中等开发地质潜力。研究区共划分出中浅层含气型（Ⅰ型）、中浅层高含气型（Ⅱ型）、中深层高含气型（Ⅲ型）、中深层富气型（Ⅳ型）、深层富气型（V型）和深层高富气型（VⅠ型）共计6类开发地质单元,在埋深、含气性、储层物性、构造复杂程度和资源丰度等地质条件上互有差异。3号煤层各类开发地质单元适宜于压裂直井开发,15号煤层I–Ⅳ型开发地质单元对压裂直井和单支水平井适配性较好,V型和VⅠ型开发单元适宜于压裂直井开发。（2）预测了各地质单元内不同开发方式的产能情况,确定了关键地质参数对深部煤层气井产出效果影响的主次关系,明确了相对更优的参数组合。对于压裂直井开发方式,15号煤层因资源量优势,产气效果明显优于3号煤层;其中,以Ⅱ型和Ⅳ型开发地质单元的累计产气量最高,Ⅲ型和VⅠ型次之,Ⅰ型和V型相对最低;中浅层和中深层开发地质单元的采收率整体高于深层开发地质单元;低渗条件是制约深部煤层气井获得高产的重要因素,而高含气性对改善深部煤层气井的产气效果具有积极意义。混合井型和全水平井开发模式下,采收率由高到低依次为:Ⅱ型、Ⅲ型、Ⅳ型和Ⅰ型开发地质单元;压裂水平井的产气效果明显优于不压裂水平井和压裂直井,并在Ⅳ型开发地质单元中单井累计产气量最高,Ⅱ型和Ⅲ型次之,Ⅰ型最低。不同地质参数对深部煤层气井采收率影响的主次关系依次为:渗透率、兰氏体积、含气量、兰氏压力、裂缝孔隙度和煤层厚度。（3）从经济效益角度对不同地质单元的开发方式进行了优化,确定了基于经济效益的开发序列,给出了提升深部煤层气开发经济性的扶持方向和建议。经济评价结果显示,研究区3号煤层在当前经济和技术条件下不具备开发经济可行性。15号煤层各开发地质单元按经济效益由高到底排序为:Ⅱ型-Ⅳ型-Ⅲ型-VⅠ型-Ⅰ型-V型,全直井开发模式的经济效益高于混合井型和全水平井模式;对于中浅层开发地质单元（Ⅰ型和Ⅱ型）,混合井型模式的经济效益优于全水平井模式,而对于中深层开发地质单元（Ⅲ型和Ⅳ型）,全水平井模式的经济效益相对更优。在现有技术经济条件下,通过适当提升财政补贴标准并给予更大的税收优惠政策,是提升深部煤层气开发经济效益较为现实和有效的选择。（4）建立了煤层气目标区优选排序多属性决策模型,对研究区各地质单元的开发优先次序进行了调整。煤层气勘探开发目标多属性决策模型包括资源丰度、采收率、综合开发风险指数、净现值等10项属性,涵盖资源富集及利用程度、开发风险、经济效益和社会效益等多方面内容,基于组合赋权和TOPSIS方法,计算获得的开发优先次序为Ⅳ型-Ⅱ型-VⅠ型-Ⅲ型-Ⅰ型-V型,同基于经济效益的开发序列相比,决策过程在寻求经济效益更大化的同时,体现了对资源条件、开发风险和社会效益等方面的折衷,决策结果更符合煤层气开发实际和资源可持续发展理念。
刘洋[10]（2019）在《油气资源开发水土保持生态补偿制度研究》文中研究表明油气资源开发过程扰动资源开采地区原始的自然环境、地质地貌和水文情况,因占压土地、落地原油、注水采油、水力压裂等导致水土保持生态服务功能下降,成为影响油气产区生态环境的主要因素之一。水土保持生态补偿制度是解决油气资源开发经济利益与水土生态环境利益之间冲突,协调利益相关者之间关系的有效措施。中国现有油气资源开发水土保持生态补偿制度为水土保持补偿费制度,论文运用理论分析法、对比分析法和逻辑演绎法等研究方法剖析现有制度存在的问题,运用生态价值评价方法估算油气开采期间补偿标准,围绕制度构成要素,提出油气资源开发水土保持生态补偿制度优化建议,以期为国家制定油气等矿产资源开发生态补偿制度提供一定的理论依据,为完善环境规制政策法规提供一定的参考。论文首先明晰油气资源开发、水土流失、水土保持、水土保持生态服务功能、水土保持补偿制度等概念。从经济学、生态学、伦理学等角度阐释相关理论,总结主要基本理论在油气资源开发及其生态环境领域的具体表现。其次,从生态、社会、经济复合系统视角,利益主体行为博弈视角和成本收益视角,进一步探寻生态补偿制度的本质特征和关系机理,以上为研究提供理论依据。第三,对中国水土保持生态补偿制度的历史进行梳理和对制度现状进行分析,发现问题,从根本上探寻制度建立的阻碍和发展缺失。美国、澳大利亚、哥伦比亚和德国等国在水土流失预防和治理方面上都具有一定值得借鉴的经验,从中得到启示,进一步明确中国油气资源开发水土保持生态补偿制度的优化路径。第四,分析了中国水土流失总体情况和油气资源开发水土流失的区域特征,阐述油气资源开发作用生态因子的影响,对比研究油气资源开发建设期和开采期两个阶段对水土保持生态服务功能的影响表现,说明两阶段应予以区别补偿。第五,综合运用生态价值估算方法,构建评价指标体系,估算油气资源开发水土流失区域内典型油气田所在省域单位土地面积水土保持生态服务功能价值。以此为基础数据,根据油田整体占地面积并考虑落地原油污染问题折损测算油气资源开采期单位产量损耗的水土保持生态服务功能价值为0.68～10.88元/t/a之间,平均2.08/t/a,为科学制定补偿标准提供参考。第六,基于补偿制度的构成要素,设计了油气资源开发水土保持生态补偿制度优化的框架体系。在现有水土保持补偿费制度基础上,仅仅围绕制度构成要素进行优化,具体包括:（1）明确油气资源开发水土保持生态补偿主体。补偿主体包括补偿给付主体、补偿接受主体和补偿实施主体。（2）确认补偿客体。补偿客体即为水土环境生态利益,此部分生态利益可用水土保持生态服务功能进行衡量。（3）确定补偿标准。现行水土保持补偿费征收标准中油气项目建设期间依据油田征占用土地面积一次计征是比较合理的。开采期间则应根据油田整体占地面积折损计算,用单位产能损耗的水土保持生态服务价值衡量更加科学。（4）拓宽补偿途径。广泛筹集资金,建立具有油气行业特点的生态补偿基金,鼓励油气企业进行自助补偿等拓宽补偿途径。（5）增加补偿方式。在政府纵向补偿基础上提出运用横向市场补偿,依照市场化规则对生态环境破坏者进行惩戒,对环境保护者进行奖励和补偿等。同时,以《水土保持法》和《水土保持补偿费征收使用管理办法》为核心进行完善修订,在其他环境保护相关法律中体现油气资源开发水土保持生态补偿有关具体规定,增加水土保持相关法律法规等,重构油气资源开发水土保持生态补偿法律制度体系。最后,强化水土保持方案审批管控,确立地方政府水土保持生态文明建设考核体系,提高水土保持监测、监督能力等,跟进制度保障。
二、油气开采成本控制量化方法研究与应用（论文开题报告）
（1）论文研究背景及目的
此处内容要求：
首先简单简介论文所研究问题的基本概念和背景，再而简单明了地指出论文所要研究解决的具体问题，并提出你的论文准备的观点或解决方法。
写法范例：
本文主要提出一款精简64位RISC处理器存储管理单元结构并详细分析其设计过程。在该MMU结构中,TLB采用叁个分离的TLB,TLB采用基于内容查找的相联存储器并行查找,支持粗粒度为64KB和细粒度为4KB两种页面大小,采用多级分层页表结构映射地址空间,并详细论述了四级页表转换过程,TLB结构组织等。该MMU结构将作为该处理器存储系统实现的一个重要组成部分。
（2）本文研究方法
调查法：该方法是有目的、有系统的搜集有关研究对象的具体信息。
观察法：用自己的感官和辅助工具直接观察研究对象从而得到有关信息。
实验法：通过主支变革、控制研究对象来发现与确认事物间的因果关系。
文献研究法：通过调查文献来获得资料，从而全面的、正确的了解掌握研究方法。
实证研究法：依据现有的科学理论和实践的需要提出设计。
定性分析法：对研究对象进行“质”的方面的研究，这个方法需要计算的数据较少。
定量分析法：通过具体的数字，使人们对研究对象的认识进一步精确化。
跨学科研究法：运用多学科的理论、方法和成果从整体上对某一课题进行研究。
功能分析法：这是社会科学用来分析社会现象的一种方法，从某一功能出发研究多个方面的影响。
模拟法：通过创设一个与原型相似的模型来间接研究原型某种特性的一种形容方法。
三、油气开采成本控制量化方法研究与应用（论文提纲范文）
（1）作业预算在E采油厂操作成本中的应用研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究背景及意义 |
| 1.1.1 研究背景 |
| 1.1.2 研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国外研究现状 |
| 1.2.2 国内研究现状 |
| 1.2.3 国内外研究现状评述 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 研究方法 |
| 1.5 可能的创新点 |
| 第二章 相关理论基础 |
| 2.1 预算管理 |
| 2.1.1 预算定义及功能 |
| 2.1.2 预算组织体系 |
| 2.1.3 预算管理体系 |
| 2.2 作业预算 |
| 2.2.1 作业预算产生背景 |
| 2.2.2 作业预算理论依据 |
| 2.2.3 作业预算基本概念 |
| 2.2.4 作业预算编制步骤 |
| 2.2.5 作业预算管理内容 |
| 2.3 本章小结 |
| 第三章 E采油厂操作成本预算管理现状及问题 |
| 3.1 E采油厂概况 |
| 3.1.1 基本情况 |
| 3.1.2 生产特点及业务流程 |
| 3.1.3 操作成本构成及项目 |
| 3.2 E采油厂操作成本预算管理现状 |
| 3.2.1 预算组织机构 |
| 3.2.2 预算编制原则 |
| 3.2.3 预算编制方法 |
| 3.2.4 预算指标分解 |
| 3.2.5 预算执行调整 |
| 3.2.6 预算监控考核 |
| 3.3 E采油厂操作成本预算管理存在的问题 |
| 3.3.1 预算认识不够全面 |
| 3.3.2 指标测算不够科学 |
| 3.3.3 成本控制不够精细 |
| 3.3.4 考评激励不够完善 |
| 3.4 E采油厂操作成本实施作业预算的必要性及可行性分析 |
| 3.4.1 E采油厂操作成本实施作业预算的必要性分析 |
| 3.4.2 E采油厂操作成本实施作业预算的可行性分析 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 E采油厂操作成本作业预算管理应用设计 |
| 4.1 作业预算应用思路及内容 |
| 4.2 作业预算目标及指标 |
| 4.2.1 作业预算目标确定 |
| 4.2.2 作业预算指标分解 |
| 4.3 E采油厂作业中心划分 |
| 4.3.1 采油生产作业中心 |
| 4.3.2 注水生产作业中心 |
| 4.3.3 集输生产作业中心 |
| 4.3.4 井下作业中心 |
| 4.3.5 其他辅助生产作业中心 |
| 4.3.6 动态监测作业中心 |
| 4.4 E采油厂操作成本动因分析 |
| 4.4.1 采油作业操作成本动因 |
| 4.4.2 注水作业操作成本动因 |
| 4.4.3 集输作业操作成本动因 |
| 4.4.4 井下作业操作成本动因 |
| 4.4.5 其他辅助作业操作成本动因 |
| 4.4.6 动态监测作业操作成本动因 |
| 4.5 作业预算执行控制 |
| 4.5.1 作业预算控制步骤 |
| 4.5.2 作业预算控制内容 |
| 4.6 作业预算考评 |
| 4.6.1 考评体系 |
| 4.6.2 指标选取原则 |
| 4.6.3 考评指标构建 |
| 4.6.4 指标标准值的确定 |
| 4.6.5 作业预算考评模型 |
| 4.7 本章小结 |
| 第五章 E采油厂操作成本作业预算应用 |
| 5.1 作业预算表编制 |
| 5.2 作业预算执行差异分析 |
| 5.3 作业预算实施效果 |
| 5.4 E采油厂操作成本作业预算应用保障措施 |
| 5.4.1 重视成本文化建设 |
| 5.4.2 加强基础计量工作 |
| 5.4.3 调整预算管理机构 |
| 5.4.4 完善预算考评体系 |
| 5.5 本章小结 |
| 第六章 结论及展望 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间参加科研情况及获得的学术成果 |
（2）ZY油田特高含水期储量价值评价研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 引言 |
| 1.1 研究背景与研究意义 |
| 1.1.1 研究背景 |
| 1.1.2 研究意义 |
| 1.1.3 研究目的 |
| 1.1.4 储量价值评价研究的必要性 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国外研究现状 |
| 1.2.2 国内研究现状 |
| 1.3 研究内容与研究方法 |
| 1.3.1 研究方法 |
| 1.3.2 研究内容 |
| 第二章 石油储量价值评价的相关理论基础 |
| 2.1 石油储量分类与分级 |
| 2.1.1 石油储量概念 |
| 2.1.2 石油储量分类及分类结构图 |
| 2.2 储量价值评价内涵 |
| 2.3 储量价值评价影响因素 |
| 2.3.1 地质因素 |
| 2.3.2 开发因素 |
| 2.3.3 经济因素 |
| 2.4 储量价值评价相关方法 |
| 2.4.1 国外储量价值评价方法 |
| 2.4.2 国内储量价值评价方法 |
| 2.4.3 储量价值评价方法的选择 |
| 第三章 ZY油田特高含水期储量价值评价现状及存在问题 |
| 3.1 ZY油田简介 |
| 3.1.1 ZY油田石油地质概况 |
| 3.1.2 ZY油田地层岩性特征 |
| 3.1.3 ZY油田开发概况 |
| 3.2 ZY油田特高含水期储量价值评价现状分析 |
| 3.2.1 评价依据和指标确定 |
| 3.2.2 评价指标体系 |
| 3.2.3 评价结果 |
| 3.3 ZY油田特高含水期储量价值评价中存在问题及分析 |
| 3.4 ZY油田特高含水期储量价值评价优化的必要性 |
| 第四章 ZY油田特高含水期储量价值评价优化方案设计 |
| 4.1 评价优化设计的目标与原则 |
| 4.1.1 设计目标 |
| 4.1.2 设计原则 |
| 4.2 评价优化设计的基本思路 |
| 4.3 储量价值评价指标的确定 |
| 4.3.1 勘探价值维度 |
| 4.3.2 技术价值维度 |
| 4.3.3 经营价值维度 |
| 4.3.4 定性价值维度 |
| 4.3.5 储量价值评价指标的最终确定 |
| 4.4 储量价值综合评价指标权重的确定 |
| 4.4.1 层次分析法简介 |
| 4.4.2 评价指标的权重计算 |
| 4.4.3 评价指标的取值及处理 |
| 4.4.4 储量价值综合评价指数计算 |
| 4.5 ZY油田特高含水期储量价值评价过程与结果分析 |
| 4.5.1 评价油藏的选取 |
| 4.5.2 评价指标的权重确定 |
| 4.5.3 评价指标的取值及处理 |
| 4.5.4 储量价值综合评价结果及分析 |
| 第五章 ZY油田特高含水期储量价值评价优化方案实施的保障措施 |
| 5.1 综合技术集成应用确保精细认识 |
| 5.2 采取调整与挖潜措施落实分类治理 |
| 5.3 强化经营管理实现成本有效管控 |
| 5.4 创新管理方法提升价值创造能力 |
| 第六章 结论与展望 |
| 6.1 主要结论 |
| 6.2 论文不足及展望 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间参加科研情况及获得的学术成果 |
（3）XJ油田吨油成本考核指标优化及应用研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究背景与意义 |
| 1.1.1 研究背景 |
| 1.1.2 研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国外研究现状 |
| 1.2.2 国内研究现状 |
| 1.2.3 论文评述 |
| 1.3 研究内容与方法 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 研究方法 |
| 1.4 可能的创新点 |
| 第二章 相关概念及理论基础 |
| 2.1 吨油成本的相关概述 |
| 2.1.1 国内外油田生产成本的界定 |
| 2.1.2 吨油成本的含义 |
| 2.1.3 油田区块完全成本特性分析 |
| 2.2 责任成本理论 |
| 2.3 成本动因理论 |
| 第三章 XJ油田吨油成本考核现状及问题分析 |
| 3.1 XJ油田基本介绍 |
| 3.1.1 历史背景 |
| 3.1.2 组织管理机构 |
| 3.1.3 油田资源及开发现状 |
| 3.2 XJ油田吨油成本考核现状分析 |
| 3.2.1 吨油成本现状 |
| 3.2.2 吨油成本考核现状 |
| 3.3 吨油成本考核问题分析 |
| 3.3.1 成本考核数据差异过大 |
| 3.3.2 油田考核制度不完善 |
| 3.3.3 吨油成本考核方法单一 |
| 3.3.4 对吨油成本考核的认知不够 |
| 第四章 XJ油田吨油成本考核指标的优化 |
| 4.1 XJ油田吨油成本考核指标优化的必要性分析 |
| 4.2 影响吨油成本的主要因素 |
| 4.2.1 区块的资源条件 |
| 4.2.2 区块所处的开发阶段 |
| 4.2.3 区块产量及工作量 |
| 4.2.4 区块管理水平 |
| 4.2.5 材料价格 |
| 4.3 吨油成本指标优化—基于开发阶段的视角 |
| 4.3.1 油田开发阶段的划分 |
| 4.3.2 不同开发阶段油田吨油成本的差异分析 |
| 4.3.3 不同开发阶段与吨油成本之间的关系 |
| 4.3.4 不同开发阶段产量-成本递增函数的确定 |
| 4.3.5 不同开发阶段吨油成本修正系数的确定 |
| 第五章 XJ油田吨油成本考核指标优化后的应用及实施保障 |
| 5.1 XJ油田优化吨油成本指标的应用 |
| 5.2 XJ油田吨油成本考核指标优化后的实施 |
| 5.2.1 吨油成本考核指标优化后的考核程序 |
| 5.2.2 吨油成本考核指标优化后的考核计分方法 |
| 5.2.3 吨油成本考核指标优化后的考核兑现政策 |
| 5.2.4 吨油成本考核指标优化后的专项奖励设置 |
| 5.3 XJ油田吨油成本考核指标优化后的实施保障措施 |
| 5.3.1 成本核算精细化 |
| 5.3.2 成本考核制度化 |
| 5.3.3 建立全面信息系统网络 |
| 5.3.4 加强职工的继续教育工作 |
| 5.3.5 加强结果运用及跟踪调整 |
| 第六章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间所发表的论文 |
（4）基于成本动因理论的S采油厂区块成本管理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究背景及意义 |
| 1.1.1 研究背景 |
| 1.1.2 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国外研究现状 |
| 1.2.2 国内研究现状 |
| 1.3 研究的内容、方法及论文框架 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 研究方法 |
| 1.3.3 论文框架 |
| 1.4 研究的创新点 |
| 第二章 相关理论概述 |
| 2.1 成本动因理论 |
| 2.1.1 成本动因的内涵 |
| 2.1.2 成本动因的分类 |
| 2.1.3 成本动因的使用原则 |
| 2.2 成本管理理论 |
| 2.2.1 作业成本管理理论 |
| 2.2.2 战略成本管理理论 |
| 2.2.3 全面成本管理理论 |
| 2.3 区块成本管理的相关理论 |
| 2.3.1 基本概念 |
| 2.3.2 区块管理模式的主要特征 |
| 第三章 S采油厂管理现状 |
| 3.1 S采油厂基本情况 |
| 3.1.1 S采油厂简介 |
| 3.1.2 S采油厂开发现状 |
| 3.1.3 S采油厂经营情况 |
| 3.1.4 S采油厂产量的变化情况 |
| 3.2 S采油厂成本管理现状 |
| 3.2.1 S采油厂成本构成 |
| 3.2.2 S采油厂成本管理情况 |
| 3.3 采油厂成本管理存在的问题 |
| 第四章 S采油厂区块成本管理模式及动因分析 |
| 4.1 区块成本管理的必要性 |
| 4.2 区块成本管理 |
| 4.2.1 区块成本管理的基本思路 |
| 4.2.2 区块划分依据 |
| 4.2.3 区块管理现状 |
| 4.2.4 区块成本构成 |
| 4.3 运用成本动因理论研究区块成本管理的意义 |
| 4.4 采油厂成本动因分析 |
| 4.5 区块成本动因分析 |
| 4.6 采油厂区块的成本归集 |
| 第五章 区块成本动因模型的建立与运用 |
| 5.1 S采油厂区块成本动因模型的建立 |
| 5.1.1 区块的采油作业成本动因模型 |
| 5.1.2 区块的注水作业成本动因模型 |
| 5.1.3 区块的油气处理作业成本动因模型 |
| 5.2 S采油厂区块成本动因模型的应用 |
| 5.2.1 运用区块成本动因模型进行成本管理的思路 |
| 5.2.2 运用区块成本动因模型进行成本管理的实施 |
| 第六章 S采油厂关于区块成本管理的建议 |
| 6.1 提升区块成本管理的效率 |
| 6.1.1 提高区块成本核算的精细化 |
| 6.1.2 加强区块成本预算的科学性 |
| 6.1.3 加强区块成本控制的合理性 |
| 6.1.4 加强区块生产运行管理 |
| 6.2 对于区块成本管理的建议 |
| 6.2.1 正确认识产量与成本的关系 |
| 6.2.2 降低区块的基建投入 |
| 6.2.3 加强科技研发投入 |
| 第七章 结论与展望 |
| 7.1 研究的结论 |
| 7.2 研究的不足 |
| 7.3 研究的展望 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 硕士学位期间发表的论文 |
| 附录 |
（5）石油炼制工业过程碳排放核算及环境影响评价（论文提纲范文）
| 中文摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景 |
| 1.2 研究进展 |
| 1.2.1 碳排放核算研究进展 |
| 1.2.2 环境影响评价研究进展 |
| 1.3 不足之处 |
| 1.4 研究内容及技术路线 |
| 1.4.1 研究内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 第2章 企业层面精准化过程碳排放核算体系 |
| 2.1 研究范围 |
| 2.1.1 产业结构 |
| 2.1.2 企业类型 |
| 2.1.3 工业过程 |
| 2.1.4 排放气体 |
| 2.2 工业过程碳排放源识别及归类 |
| 2.2.1 排放源识别 |
| 2.2.2 排放源归类 |
| 2.3 精准化过程碳排放核算方法 |
| 2.3.1 燃料燃烧源 |
| 2.3.2 工艺尾气源 |
| 2.3.3 逸散排放源 |
| 2.3.4 废物处理源 |
| 2.3.5 间接排放源 |
| 2.3.6 方法分析 |
| 2.4 案例应用 |
| 2.4.1 案例介绍 |
| 2.4.2 数据收集 |
| 2.4.3 核算结果 |
| 2.4.4 对比分析 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 行业层面碳排放核算方法及年际变化分析 |
| 3.1 核算方法 |
| 3.1.1 基于工业过程核算方法 |
| 3.1.2 基于排放类别核算方法 |
| 3.1.3 核算方法优劣势分析 |
| 3.2 数据收集 |
| 3.2.1 燃料燃烧源 |
| 3.2.2 工艺尾气源 |
| 3.2.3 逸散源 |
| 3.2.4 电力热力源 |
| 3.2.5 行业工业增加值 |
| 3.3 年际变化动态分析 |
| 3.3.1 核算结果 |
| 3.3.2 结果分析 |
| 3.3.3 不确定性分析 |
| 3.4 影响因素贡献分析 |
| 3.4.1 方法原理 |
| 3.4.2 结果分析 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 基于过程的石油炼制企业生命周期环境影响评价 |
| 4.1 范围及目标 |
| 4.2 清单分析 |
| 4.3 评价方法 |
| 4.3.1 评价指标及方法 |
| 4.3.2 单位综合环境影响 |
| 4.4 评价结果 |
| 4.4.1 主要影响类别分析 |
| 4.4.2 重点贡献环节识别 |
| 4.4.3 关键贡献物质分析 |
| 4.4.4 综合环境影响评价 |
| 4.4.5 敏感性分析 |
| 4.5 不确定性分析 |
| 4.6 本章小结 |
| 第5章 石油炼制工业过程碳排放数据统计及污染减排建议 |
| 5.1 企业层面工业过程碳排放数据统计 |
| 5.1.1 碳排放台账统计内容 |
| 5.1.2 碳排放统计报表内容 |
| 5.2 行业层面工业过程碳排放数据统计 |
| 5.3 污染物减排建议 |
| 5.3.1 VOCs减排建议 |
| 5.3.2 提高能源利用水平建议 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 结论、展望及创新点 |
| 6.1 主要结论 |
| 6.2 不足及展望 |
| 6.3 创新点 |
| 附录 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 攻读学位期间发表的学术论文 |
| 学位论文评阅及答辩情况表 |
（6）“一带一路”沿线国家油气投资环境影响因素研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景 |
| 1.2 研究目的及意义 |
| 1.2.1 研究目的 |
| 1.2.2 研究意义 |
| 1.3 国内外研究述评 |
| 1.3.1 国外研究现状 |
| 1.3.2 国内研究现状 |
| 1.3.3 研究现状评价 |
| 1.4 研究内容及方法 |
| 1.4.1 研究内容 |
| 1.4.2 研究方法 |
| 第2章 相关理论基础 |
| 2.1 相关概念 |
| 2.1.1 油气投资的特征及类型 |
| 2.1.2 投资环境的内涵及分类 |
| 2.2 对外直接投资动机理论 |
| 2.2.1 市场寻求动机 |
| 2.2.2 资源寻求动机 |
| 2.2.3 效率寻求动机 |
| 2.2.4 战略寻求动机 |
| 2.3 基于对外直接投资动机的油气投资环境界定 |
| 2.3.1 矿业投资环境影响因素 |
| 2.3.2 对外直接投资动机与油气投资环境 |
| 2.3.3 油气投资环境界定 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 “一带一路”沿线国家油气投资环境现状及影响因素指标体系 |
| 3.1 中国对“一带一路”沿线国家油气投资现状 |
| 3.1.1 沿线区域划分 |
| 3.1.2 投资总体概况 |
| 3.2 “一带一路”沿线国家油气投资环境现状 |
| 3.2.1 油气资源环境 |
| 3.2.2 经济环境 |
| 3.2.3 政治环境 |
| 3.2.4 社会环境 |
| 3.2.5 市场体制环境 |
| 3.2.6 国际合作环境 |
| 3.3 “一带一路”沿线国家油气投资环境影响因素指标体系构建 |
| 3.3.1 指标的选取原则 |
| 3.3.2 指标初选与筛选 |
| 3.3.3 指标体系的构建 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 基于RM-BP-DEMATEL模型的油气投资环境影响因素分析 |
| 4.1 模型构建 |
| 4.1.1 基础分析 |
| 4.1.2 设计思路 |
| 4.1.3 运行机理 |
| 4.2 研究对象及数据 |
| 4.2.1 研究对象 |
| 4.2.2 数据来源及处理 |
| 4.3 分析过程 |
| 4.3.1 计算影响因素指标权重 |
| 4.3.2 确定综合影响矩阵 |
| 4.3.3 建立影响因素因果逻辑模型 |
| 4.4 结果分析 |
| 4.4.1 关键因素识别 |
| 4.4.2 关键因素影响力分析 |
| 4.4.3 关键因素推动力分析 |
| 4.4.4 基于影响力和推动力确定关键因素类型 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 中国对“一带一路”沿线国家的油气投资合作策略 |
| 5.1 针对根本型因素的策略建议 |
| 5.1.1 增大对油气资源开放稳定国的投资力度 |
| 5.1.2 抓住油气资源发展潜力国的投资机会 |
| 5.1.3 突破油气资源受限衰减国的投资壁垒 |
| 5.2 针对驱动型因素的策略建议 |
| 5.2.1 完善应对政治环境的保障机制 |
| 5.2.2 完善应对市场体制环境的保障机制 |
| 5.3 针对辅助型因素的策略建议 |
| 5.3.1 加强区域内经济互联互通 |
| 5.3.2 促进区域内社会互联互通 |
| 5.3.3 优化区域内制度互联互通 |
| 5.4 针对特征型因素的策略建议 |
| 5.4.1 推动油气合作多元化发展 |
| 5.4.2 推动区域全方位互动合作 |
| 5.5 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
（7）M采油厂成本管理存在的问题及对策研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景、目的和意义 |
| 1.1.1 研究背景 |
| 1.1.2 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究述评 |
| 1.2.1 国外研究综述 |
| 1.2.2 国内研究综述 |
| 1.2.3 国内外研究评价 |
| 1.3 研究内容和方法 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 研究方法 |
| 第2章 相关基本理论 |
| 2.1 成本管理相关理论 |
| 2.1.1 成本管理的定义 |
| 2.1.2 成本管理的内容 |
| 2.1.3 成本管理的方法 |
| 2.2 油田企业成本管理模式 |
| 2.3 本章小结 |
| 第3章 M采油厂成本管理现状分析 |
| 3.1 M采油厂简介 |
| 3.1.1 基本情况 |
| 3.1.2 组织结构 |
| 3.1.3 开采方式 |
| 3.2 M采油厂成本构成及变化趋势分析 |
| 3.2.1 M采油厂成本构成 |
| 3.2.2 M采油厂成本变化趋势分析 |
| 3.3 M采油厂成本管理框架及主要做法 |
| 3.3.1 M采油厂成本管理框架 |
| 3.3.2 M采油厂成本管理主要做法 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 M采油厂成本管理存在的问题及原因分析 |
| 4.1 M采油厂成本管理状况调查问卷 |
| 4.1.1 问卷A调查结果统计 |
| 4.1.2 问卷B调查结果统计 |
| 4.2 M采油厂成本管理存在的问题 |
| 4.2.1 成本预算指标不合理 |
| 4.2.2 成本核算不够精细 |
| 4.2.3 重点成本控制不到位 |
| 4.2.4 成本动态分析不及时 |
| 4.2.5 成本考核基层员工参与度低 |
| 4.3 M采油厂成本管理存在问题的原因分析 |
| 4.3.1 增量预算模式无法满足现阶段成本管理需求 |
| 4.3.2 单井成本核算缺乏标准和依据 |
| 4.3.3 重点成本控制不到位的原因 |
| 4.3.4 缺少成本动态分析的有效手段 |
| 4.3.5 缺失对基层员工绩效考核 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 M采油厂加强成本管理的对策 |
| 5.1 引入成本动因预算法 |
| 5.1.1 油气生产流程及四大系统划分 |
| 5.1.2 成本动因预算法的编制 |
| 5.2 建立分系统单井成本核算体系 |
| 5.2.1 分系统单井成本核算体系的核算流程 |
| 5.2.2 各系统精细到单井的具体核算过程 |
| 5.3 重点成本重点控制 |
| 5.3.1 建设数字化油田降低员工成本 |
| 5.3.2 降低无效低效能耗 |
| 5.3.3 建立有效的措施决策机制 |
| 5.4 建立成本实时预警机制 |
| 5.5 建立基层员工绩效考核体系 |
| 5.6 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 附录一 :调查问卷(A) |
| 附录二 :调查问卷(B) |
| 个人简介 |
| 致谢 |
（8）四川页岩气旋转导向业务管理体系构建与应用研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究的背景及意义 |
| 1.2 相关文献综述 |
| 1.3 相关概念和理论基础 |
| 1.4 研究内容和方法 |
| 第2章 旋转导向业务传统管理体系应用现状和问题 |
| 2.1 传统管理体系应用现状 |
| 2.2 传统管理体系存在问题的提出过程 |
| 2.3 传统管理体系存在问题介绍 |
| 第3章 页岩气旋转导向业务新型管理体系构建 |
| 3.1 旋转导向业务管理体系构建过程 |
| 3.2 旋转导向业务科技研发体系 |
| 3.3 旋转导向业务市场营销体系 |
| 3.4 旋转导向业务生产组织及管控体系 |
| 3.5 旋转导向业务人才支撑体系 |
| 3.6 旋转导向业务品牌形象管理体系 |
| 3.7 旋转导向业务成本管理体系 |
| 第4章 新型管理体系四川页岩气市场应用研究 |
| 4.1 新型管理体系四川页岩气市场应用状况 |
| 4.2 新型管理体系四川页岩气市场应用效果 |
| 4.3 新旧管理体系应用效果对比总结 |
| 第5章 结论及评价 |
| 5.1 研究结论 |
| 5.2 综合评价 |
| 第6章 结语 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附件:关于四川页岩气旋转导向业务管理体系的调查表 |
| 个人简介 |
（9）沁水盆地中东部深部煤层气勘探开发目标优选研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 1 引言 |
| 1.1 研究背景及意义 |
| 1.1.1 研究背景 |
| 1.1.2 研究意义 |
| 1.1.3 题目来源 |
| 1.2 研究现状 |
| 1.2.1 深部煤层气发展现状及研究进展 |
| 1.2.2 煤层气勘探开发决策研究现状 |
| 1.3 存在问题 |
| 1.4 研究方案 |
| 1.4.1 研究目标与内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 1.5 完成工作量及创新点 |
| 1.5.1 论文的工作量 |
| 1.5.2 主要创新点 |
| 2 研究区煤层气地质背景 |
| 2.1 研究区位置及地理背景 |
| 2.2 研究区构造特征及构造演化 |
| 2.2.1 构造演化与成藏控制 |
| 2.2.2 研究区构造复杂程度 |
| 2.3 含煤地层及沉积环境 |
| 2.4 煤层气地质特征 |
| 2.4.1 储层展布特征及封闭性能 |
| 2.4.2 煤体结构特征 |
| 2.4.3 储层物性特征 |
| 2.4.4 含气性特征 |
| 2.5 小结 |
| 3 煤层气开发地质分区与技术选择 |
| 3.1 煤层气开发地质可行性与开发潜力评价 |
| 3.1.1 基于AHP的评价指标体系构建 |
| 3.1.2 评价方法 |
| 3.1.3 煤层气开发地质潜力综合评价 |
| 3.2 基于地质适配性的煤层气开发模式 |
| 3.2.1 煤层气地面开发技术发展现状 |
| 3.2.2 煤层气开发井型及其地质适配性 |
| 3.2.3 煤层气钻完井技术选择 |
| 3.3 煤层气开发地质单元划分与开发方式 |
| 3.4 小结 |
| 4 煤层气开发井型井网优化 |
| 4.1 数值模拟方法与参数校正 |
| 4.1.1 COMET3.0 数值模拟器 |
| 4.1.2 数值模型 |
| 4.1.3 基准地质参数选取与校正 |
| 4.2 煤层气开发井型优化 |
| 4.2.1 不同井型的排采机理对比 |
| 4.2.2 不同井型的排采效果对比 |
| 4.2.3 压裂水平井井身结构参数优化 |
| 4.3 煤层气开发井网优化 |
| 4.3.1 全直井布井 |
| 4.3.2 混合井和全水平井布井 |
| 4.4 深部煤层气井产能地质控制因素 |
| 4.4.1 单因素敏感性分析 |
| 4.4.2 正交试验分析 |
| 4.5 小结 |
| 5 煤层气开发经济评价 |
| 5.1 煤层气开发生产特点 |
| 5.2 煤层气开发经济评价方法和指标 |
| 5.2.1 煤层气经济评价方法 |
| 5.2.2 煤层气经济评价指标 |
| 5.3 煤层气开发经济评价参数 |
| 5.3.1 项目总投资 |
| 5.3.2 项目成本 |
| 5.3.3 税金 |
| 5.3.4 收入 |
| 5.4 研究区煤层气开发经济评价 |
| 5.4.1 经济评价基础数据 |
| 5.4.2 经济评价结果 |
| 5.5 深部煤层气开发扶持方向 |
| 5.6 小结 |
| 6 基于多属性决策的煤层气勘探开发目标优选 |
| 6.1 煤层气勘探开发目标多属性决策的必要性 |
| 6.2 煤层气勘探开发目标优选决策的多属性描述 |
| 6.2.1 影响煤层气勘探开发目标决策的因素 |
| 6.2.2 煤层气勘探开发目标多属性决策指标的确立 |
| 6.2.3 煤层气勘探开发目标多属性决策指标的量化 |
| 6.3 基于TOPSIS的煤层气勘探开发目标多属性决策 |
| 6.3.1 TOPSIS模型 |
| 6.3.2 煤层气勘探开发目标多属性决策方案准备 |
| 6.3.3 煤层气勘探开发目标多属性决策属性权重确立 |
| 6.3.4 煤层气勘探开发目标多属性决策结果及意义 |
| 6.4 小结 |
| 7 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 作者简介 |
（10）油气资源开发水土保持生态补偿制度研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景、目的和意义 |
| 1.1.1 研究背景 |
| 1.1.2 研究目的 |
| 1.1.3 研究意义 |
| 1.2 国内外研究综述 |
| 1.2.1 国外研究综述 |
| 1.2.2 国内研究综述 |
| 1.2.3 国内外研究述评 |
| 1.3 研究思路、内容和方法 |
| 1.3.1 研究思路 |
| 1.3.2 研究内容 |
| 1.3.3 研究方法 |
| 第2章 相关理论概述 |
| 2.1 相关概念界定 |
| 2.1.1 油气资源开发 |
| 2.1.2 水土流失与水土保持 |
| 2.1.3 水土保持生态服务功能 |
| 2.1.4 水土保持生态补偿制度 |
| 2.2 水土保持生态补偿制度基本构成要素 |
| 2.3 油气资源开发水土保持生态补偿的理论基础 |
| 2.3.1 外部性理论 |
| 2.3.2 公共产品理论 |
| 2.3.3 稀缺性理论 |
| 2.3.4 生态价值理论 |
| 2.3.5 生态伦理理论 |
| 2.4 油气资源开发水土保持生态补偿制度的建设机理 |
| 2.4.1 基于生态、社会、经济复合系统视角的分析 |
| 2.4.2 基于补偿主体行为选择视角的博弈分析 |
| 2.4.3 基于成本收益视角的分析 |
| 2.5 小结 |
| 第3章 国内外油气资源开发水土保持生态补偿制度及实践分析 |
| 3.1 中国油气资源开发水土保持生态补偿制度现状分析 |
| 3.1.1 中国水土保持生态补偿制度沿革 |
| 3.1.2 中国油气资源开发水土保持生态补偿制度现状 |
| 3.1.3 中国油气资源开发水土保持生态补偿制度特点 |
| 3.1.4 中国油气资源开发水土保持生态补偿制度问题分析 |
| 3.2 中国油气企业水土流失防治实践分析 |
| 3.2.1 防治措施 |
| 3.2.2 防治效果 |
| 3.3 国外政府水土保持生态补偿实践分析 |
| 3.3.1 国外政府水土保持生态补偿实践 |
| 3.3.2 对我国的启示 |
| 3.4 小结 |
| 第4章 油气资源开发水土流失的区域特征及影响表现 |
| 4.1 油气资源开发水土流失的区域特征 |
| 4.1.1 中国水土流失的总体特征 |
| 4.1.2 东北部油气田所处区域水土流失特征 |
| 4.1.3 中部油气田所处区域水土流失特征 |
| 4.1.4 西北部油气田所处区域水土流失特征 |
| 4.1.5 西南部油气田所处区域水土流失特征 |
| 4.2 油气资源开发作用于生态因子的影响表现 |
| 4.3 油气资源开发建设期和开采期对水土保持生态服务功能的影响分析 |
| 4.3.1 两阶段的工作内容 |
| 4.3.2 两阶段的影响表现 |
| 4.3.3 两阶段的影响比较 |
| 4.4 小结 |
| 第5章 油气资源开采期水土保持生态补偿标准估算 |
| 5.1 水土保持生态补偿标准估算依据 |
| 5.2 水土保持生态服务功能价值估算 |
| 5.2.1 生态服务功能价值评估方法 |
| 5.2.2 水土保持生态服务功能价值评价指标体系 |
| 5.2.3 水土保持生态服务功能价值估算方法 |
| 5.2.4 水土保持生态服务功能价值估算结果 |
| 5.3 油气资源开采期水土保持生态服务功能价值估算 |
| 5.3.1 参数的确定 |
| 5.3.2 估算方法 |
| 5.3.3 结果与分析 |
| 5.4 讨论 |
| 5.5 小结 |
| 第6章 油气资源开发水土保持生态补偿制度优化策略及保障 |
| 6.1 优化的基本原则 |
| 6.2 优化的目标 |
| 6.3 油气资源开发水土保持生态补偿制度优化策略 |
| 6.3.1 明确补偿主体 |
| 6.3.2 确认补偿客体 |
| 6.3.3 确定补偿标准 |
| 6.3.4 拓宽补偿途径 |
| 6.3.5 增加补偿方式 |
| 6.3.6 重构法律制度体系 |
| 6.4 油气资源开发水土保持生态补偿制度的保障措施 |
| 6.4.1 强化水土保持方案审批管控 |
| 6.4.2 确立地方政府水土保持生态文明建设考核体系 |
| 6.4.3 提高水土保持监测能力 |
| 6.4.4 增设地方油气环保专门监督机构 |
| 6.4.5 搜集油气资源开发水土流失相关信息 |
| 6.4.6 监督水土保持相关费用使用效果 |
| 6.5 小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读博士期间取得的研究成果 |
| 致谢 |
四、油气开采成本控制量化方法研究与应用（论文参考文献）
- [1]作业预算在E采油厂操作成本中的应用研究[D]. 郝彦鹏. 西安石油大学, 2021(09)
- [2]ZY油田特高含水期储量价值评价研究[D]. 刘斌. 西安石油大学, 2020(05)
- [3]XJ油田吨油成本考核指标优化及应用研究[D]. 陈溪子. 西安石油大学, 2020(10)
- [4]基于成本动因理论的S采油厂区块成本管理研究[D]. 何翔宇. 西安石油大学, 2020(09)
- [5]石油炼制工业过程碳排放核算及环境影响评价[D]. 刘业业. 山东大学, 2020(11)
- [6]“一带一路”沿线国家油气投资环境影响因素研究[D]. 李可欣. 东北石油大学, 2020(04)
- [7]M采油厂成本管理存在的问题及对策研究[D]. 刘泽. 东北石油大学, 2020(04)
- [8]四川页岩气旋转导向业务管理体系构建与应用研究[D]. 王涛. 长江大学, 2020(02)
- [9]沁水盆地中东部深部煤层气勘探开发目标优选研究[D]. 李俊. 中国矿业大学(北京), 2020
- [10]油气资源开发水土保持生态补偿制度研究[D]. 刘洋. 东北石油大学, 2019(03)