تصویب‌نامه‌ی شماره ۵۷۲۲۵/ت ۵۳۳۶۷ هـ مورخ ۱۶/۵/۱۳۹۵
وزارت نفت ـ وزارت امور اقتصادی و دارایی
سازمان برنامه‌وبودجه کشور
هیأت وزیران در جلسه ۱۳/۵/۱۳۹۵ به پیشنهاد وزارت نفت و به استناد جز (۳) بند (ت) ماده (۳) و ماده (۷) قانون وظایف و اختیارات وزارت نفت ـ مصوب ۱۳۹۱ ـ و با توجه به مفاد سیاستهای ابلاغی بخش انرژی، بندهای (۱۲)، (۱۳) و (۱۴) سیاستهای اقتصاد مقاومتی و بندهای (۱۲)، (۱۷) و (۱۸) سیاستهای کلی برنامه ششم توسعه، ابلاغی از سوی مقام معظم رهبری و باهدف توسعه میدانها/ مخزنها با اولویت میادین مشترک، اجرای طرحهای توسعه میادین/ مخازن جدید از اکتشاف تا بهره‌برداری و اجرای طرحهای صیانت از مخازن (بهبود و افزایش ضریب بازیافت) تا سقف تولید اضافه روزانه یک‌میلیون بشکه نفت خام و دویست و پنجاه میلیون مترمکعب گاز طبیعی، شرایط عمومی، ساختار و الگوی قراردادهای بالادستی نفت و گاز را به شرح زیر تصویب کرد:


شرایط عمومی، ساختار و الگوی قراردادهای بالادستی نفت و گاز
ماده ۱ ـ اصطلاحات زیر در این تصویب‌نامه در معانی مشروح مربوط به کار می‌روند و سایر اصطلاحاتی که در این تصویب‌نامه تعریف‌نشده است، تابع تعاریف مندرج در قانون نفت ـ مصوب ۱۳۶۶ ـ و قانون اصلاح قانون نفت ـ مصوب ۱۳۹۰ ـ بوده و در سایر موارد، تعاریف تابع قوانین و مقررات مربوط در ایران می‌باشند و در مواردی که در قوانین و مقررات تعاریفی وجود ندارد، تابع تعاریف و اصطلاحات معمول در صنعت جهانی نفت است. قانون حاکم بر قراردادها، قانون جمهوری اسلامی ایران است.


الف ـ شرایط عمومی: اصول و شرایط عمومی و ساختارهای حاکم بر قراردادهای بالادستی.

ب ـ نفت: هیدروکربورهایی که به‌صورت نفت خام، میعانات گازی، گاز طبیعی، قیر طبیعی، پلمه سنگهای نفتی و ماسه‌های آغشته به نفت به حالت طبیعی یافت شده یا طی عملیات بالادستی به دست می‌آید.

پ ـ گاز طبیعی: هیدروکربورهایی که در سازندهای گازی مستقل، گنبدهای گازی مستقل یا محلول در نفت در شرایط متعارف به حالت گاز موجود است یا طی عملیات بالادستی همراه با نفت خام به دست می‌آید.

ت ـ میدان نفتی یا گازی: هر یک از منابع یا مخازن زیرزمینی یا روزمینی در تقسیمات داخل سرزمین، آبهای داخلی، ساحلی، فلات قاره و بین‌المللی مجاور مرزهای کشور و آبهای آزاد بین‌المللی که احتمال وجود نفت در آن است و مشخصات فنی و مختصات جغرافیایی آن توسط وزارت نفت مشخص می‌گردد.


ث ـ میدان یا مخزن تجاری: میدان یا مخزنی که با رعایت تولید صیانتی و با لحاظ نمودن قیمتهای نفت و دیگر محصولات جانبی آن میدان یا مخزن بتواند کلیه هزینه‌های مستقیم، غیرمستقیم، بهره‌برداری و تأمین مالی پیش‌بینی‌شده جهت اکتشاف، توسعه، بهره‌برداری، همچنین دستمزد و سود طرف دوم و دیگر هزینه‌های جانبی مربوط در طول دوره قرارداد را پوشش داده و درآمد مورد انتظار برای هر یک از طرفهای قرارداد را تأمین نماید. اثبات تجاری بودن میدان یا مخزن بر عهده پیمانکار است.

مبانی و شاخصهای متداول و خودکار جهت تعیین تجاری بودن میدان یا مخزن توسط وزارت نفت تعیین‌شده و در اسناد مناقصه حسب مورد به اطلاع متقاضیان رسیده و در قرارداد مربوط نیز منظور می‏گردد.
ج ـ میدان کشف‌شده (Green Field): میدان نفتی یا گازی کشف‌شده توسط شرکت ملی نفت ایران یا کشف‌شده توسط شرکتهای دیگر برای شرکت ملی نفت ایران که آماده ورود به مرحله توسعه است.

چ ـ میدان در حال تولید (Brown Field): میدانی که قبلاً به بهره‌برداری و تولید رسیده است.


ح ـ مخزن: هرکدام از طاقدیسها یا ساختمانهای چینه‌ای یا هرگونه تله ساختاری حاوی هیدروکربور یا ترکیبی از آنها که دارای خواص سنگ، سیال و فشار مستقل باشد.

خ ـ مخزن در حال تولید (Brown Reservoir): مخزنی که تاریخچه تولید تجاری هیدروکربور داشته باشد.


د ـ مخزن کشف‌شده و توسعه‌نیافته (Green Reservoir): مخزن کشف‌شده‌ای که تاکنون تولید تجاری هیدروکربور در آن صورت نگرفته است.

ذ ـ طرف اول قرارداد: شرکت ملی نفت ایران یا شرکتهای تابعه آن به نمایندگی از آن شرکت که در این تصویب‌نامه به‌عنوان «کارفرما» نیز نامیده می‌شود.
ر ـ طرف دوم قرارداد: شرکت/ شرکتهای صاحب صلاحیت نفتی که جهت انجام هریک از عملیات اکتشاف، توصیف، توسعه و بهره‌برداری و اجرای طرحهای بهبود یا افزایش ضریب بازیافت یا همه آنها به‌صورت پیوسته همراه با تأمین همه منابع مالی موردنیاز، طی فرآیند قانونی انتخاب و قرارداد مربوط را امضا کرده و در این تصویب‌نامه به‌عنوان «پیمانکار» نیز نامیده می‌شود.

ز ـ بلوک یا محدوده اکتشافی: منطقه جغرافیایی تعریف‌شده توسط شرکت ملی نفت ایران که به تأیید وزارت نفت رسیده و جهت انجام عملیات اکتشافی نفت انتخاب‌شده و منطقه قرارداد با طرف دوم قرارداد جهت کشف میدان یا مخزن تجاری است.


ژ ـ حداقل تعهدات اکتشافی (Minimum Exploration Obligation): حداقل عملیات اکتشافی شامل انواع عملیات لازم مانند مطالعات زمین‌شناسی، ثقل سنجی، لرزه‌نگاری، حفاری، ارزیابی مخازن باهدف کشف میدان یا مخزن تجاری و انجام حداقل هزینه‌های لازم جهت عملیات مذکور در مدت مقرر در قرارداد که توسط طرف دوم قرارداد تعهد می‌گردد.
س ـ برنامه توسعه (Development Plan (DP)): برنامه توسعه میدان یا مخزن که در شروع مرحله توسعه اعم از میدانها یا مخزنهای کشف‌شده، انجام عملیات بهبود و افزایش ضریب بازیافت میدانها یا مخزنهای در حال تولید مورد تأیید طرفین قرارداد واقع‌شده و متناسب با یافته‌های جدید در هنگام توسعه و رفتار واقعی میدان یا مخزن در مراحل تولید قابل‌بازنگری است.

ش ـ تولید اولیه (First Production): میزان تولید تعریف‌شده در برنامه توسعه میدان یا مخزن که در مرحله اول عملیات توسعه میدان/مخزن کشف‌شده (Green Field) حاصل‌شده یا میزان تولید اولیه اضافی حاصل از عملیات بهبود یا افزایش ضریب بازیافت که بر اساس برنامه مربوط حاصل می‌گردد.
ص ـ هزینه‌های مستقیم سرمایه‌ای (Direct Capital Cost(DCC)): کلیه هزینه‌های سرمایه‌ای لازم جهت توسعه، بهبود یا افزایش ضریب بازیافت مخزن، ازجمله کلیه هزینه‌های مدیریتی، مهندسی، حفاری، احداث تمام تأسیسات روزمینی و زیرزمینی لازم برای قابل بهره‌برداری کردن میدان یا مخزن نظیر تأسیسات فرآوری، انتقال، تزریق، تأسیسات فرآیندی و جنبی و راه‌اندازی کلیه واحدها، هزینه انجام‌شده در مرحله اکتشاف در صورت تجاری بودن میدان و نیز انجام مرمت، بازسازیها و نوسازیهای لازم در میدانها یا مخزنهای در حال تولید.
ض ـ هزینه‌های غیرمستقیم (Indirect Cost(IDC)): کلیه هزینه‌هایی که به دولت، وزارتخانه‌ها و مؤسسات عمومی ازجمله شهرداریها از قبیل انواع مالیاتها، عوارض ‎، گمرک و بیمه تأمین اجتماعی پرداخت می‌شود.

تبصره ـ پرداخت مالیات، عوارض و سایر پرداختهای قانونی بر عهده و از تکالیف طرف دوم قرارداد و به‌تبع آن، تسویه‌حساب با دستگاه‌های ذی‌صلاح نیز از تکالیف وی است. این پرداختها بر پایه اعلام مراجع قانونی دریافت‌کننده عیناً به‌عنوان هزینه‌های غیرمستقیم پذیرفته‌شده و به ترتیب مقرر در این تصویب‌نامه، در وجه طرف دوم قرارداد بازپرداخت خواهد شد.
ط ـ هزینه تأمین مالی (Cost of Money(CoM)): هزینه‌های تأمین مالی طرف دوم قرارداد به میزان و شرایطی که در قرارداد تعیین می‌شود.
ظ ـ هزینه‌های بهره‌برداری (Operating Costs(Opex)): کلیه مبالغی که طرف دوم قرارداد طبق قرارداد، برای انجام عملیات بهره‌برداری و بر اساس شرایط مندرج در قرارداد و استانداردهای حسابداری هزینه می‌کند.


ع ـ دستمزد (Fee): رقمی که متناسب با هر بشکه تولید اضافی نفت خام) یا هر هزار فوت مکعب استاندارد اضافی گاز طبیعی همراه از میدانها یا مخزنهای نفتی یا هر هزار فوت مکعب استاندارد تولید اضافی گاز از میدانها یا مخزنهای گازی و حسب مورد هر بشکه میعانات گازی اضافی، ناشی از عملیات طرف دوم قرارداد تعیین می‌شود.


غ ـ خط پایه تخلیه (Depletion Base Line): عبارت است از خط یا منحنی فرایند تخلیه میدان یا مخزن بامنظور کردن تأسیسات موجود و در حالت عدم اجرای طرحهای جدید بهبود یا افزایش ضریب بازیافت (EOR,EGR,IOR &IGR) که موردپذیرش طرفهای اول و دوم قرارداد قرار می‌گیرد و به‌عنوان خط پایه تخلیه در قرارداد تعریف می‌شود.
خط پایه مذکور باید به تأیید شورای عالی مهندسی مخازن نفت برسد. وظایف، ترکیب و نحوه انتخاب اعضا و تصمیم‌گیری این شورا به پیشنهاد وزیر نفت به تصویب هیأت وزیران خواهد رسید.

ف ـ نفت، گاز یا میعانات گازی اضافی
 (Incremental Oil, Gas& Condensate): میزان تولید نفت، گاز یا میعانات گازی از میدان یا مخزن کشف‌شده (Green Field) یا میزان نفت، گاز یا
میعانات گازی تولیدشده مازاد بر خط پایه تخلیه از میدان یا مخزن در حال تولید (Brown Field) موضوع قرارداد.
تبصره ـ در مواردی نظیر میدانها یا مخزنهای گازی در حال تولید و برای عملیات بهبود یا افزایش ضریب بازیافت حسب مورد میعانات گازی اضافی نسبت به خط پایه تخلیه می‌تواند مبنای محاسبه قرار گیرد.


ق ـ عملیات بهبود ضریب بازیافت
Improved Oil/Gas Recovery (IOR/IGR): مجموعه‌ای از عملیات که منجر به نگهداشت سطح تولید یا بهبود ضریب بازیافت یا سرعت در بهره‌برداری (افزایش نرخ تخلیه) می‌گردد و می‌تواند در همه مراحل تولید در طول عمر میدان یا مخزن حسب مورد انجام شود (از قبیل انجام مطالعات تکمیلی زمین‌شناسی، مهندسی نفت و مخازن، اجرای طرحهای ژئوفیزیک و لرزه‌نگاریهای سه یا چهاربعدی حسب نیاز، طراحی و اجرای پروژه‌هایی نظیر حفاریهای جدید (infill Drilling)، به‌کارگیری فناوریهای پیشرفته حفاری نظیر استفاده از حفاری‏های چندجانبه و هوشمند، فراز آوری با گاز (Gas Lift) در میدانها یا مخزنها، ایجاد شکاف در مخزن (Fracturing)، استفاده از پمپ‏های درون‌چاهی، بهبود روشهای حفاری و استفاده حداکثر از حفاریهای افقی و نظایر آن).
ک ـ عملیات افزایش ضریب بازیافت:
ـ افزایش ضریب بازیافت نفت (Enhanced Oil Recovery): به‌کارگیری انواع فناوری‏های پیشرفته روز دنیا شامل مطالعات و طراحی روشهای بهینه مهندسی مخازن و بهره‌برداری، به‌کارگیری انواع تزریقها حسب نیاز میدان یا مخزن مانند تزریق گاز، آب، بخار، مواد شیمیایی، پلیمرها، تزریق CO۲ و نظایر آن، کاربرد فناوریهای تکمیلی در هر مرحله حسب ضرورت و نظایر آن‌که منجر به افزایش ضریب بازیافت و صیانت از منابع نفت، گاز یا میعانات گازی در طول عمر میدان یا مخزن می‌گردد.
ـ افزایش ضریب بازیافت گاز (Enhanced Gas Recovery): به‌کارگیری انواع فناوری‏های پیشرفته روز دنیا که منجر به فشار افزایی یا تثبیت فشار مخزن یا میدان و همچنین حداکثر جابه‌جایی (Displacement) و درنتیجه افزایش ضریب بازیافت گاز از مخزن یا میدان می‌گردد.

گ ـ منطقه قراردادی (Contract Area): منطقه جغرافیایی با مختصات معین که در قرارداد برای انجام عملیات موضوع قرارداد تعیین می‌گردد.
ل ـ سقف باز هزینه‌های سرمایه‌ای Open Capex): )انعطاف‌پذیر بودن میزان هزینه‌های سرمایه‌ای نسبت به رفتار و واقعیتهای میدان، تحولات واقعی بازار در چارچوب برنامه مالی عملیاتی سالانه تصویب‌شده و همچنین نیاز به سرمایه‌گذاریهای ضروری بعدی جهت بهبود راندمان و بهره‌وری میدان.
م ـ برنامه مالی عملیاتی سالانه: برنامه‌ای که در چارچوب طرحهای عملیاتی و اصلاحات و بازنگریهای لازم ناشی از واقعیت‏های پروژه و رفتار واقعی میدان توسط طرف دوم قرارداد تهیه و به تصویب طرف اول قرارداد می‌رسد. تصویب این برنامه از سوی طرف اول قرارداد نهایی بوده و جهت اجرا به‌طرف دوم قرارداد ابلاغ می‌گردد. این برنامه شامل جزئیات هزینه‌ها و عملیات لازم سالانه برای توسعه و بهره‌برداری است.


ماده ۲ ـ قراردادهای موضوع این تصویب‌نامه به سه دسته تقسیم می‌شوند:
الف ـ دسته اول: قراردادهای اکتشاف و در صورت کشف میدان یا مخزن تجاری، توسعه میدان یا مخزن و در ادامه، بهره‌برداری از آن به ترتیب و تا مدت مقرر در قرارداد است. در این دسته واگذاری عملیات توسعه و بهره‌برداری، به‌صورت پیوسته با عملیات اکتشاف در صورت کشف میدان یا مخزن تجاری توسط طرف دوم قرارداد و با در نظر گرفتن برنامه‌های ‌برداشت‌ صیانتی ‌از مخازن ‌نفت‌ و گاز مجاز است. در این دسته از قراردادها حداقل تعهدات شرکتهای پیشنهاددهنده برای عملیات و سرمایه‌گذاری در محدوده اکتشافی موردنظر به‌روشنی تعیین و از سوی طرف دوم قرارداد تعهد می‌شود.
ب ـ دسته دوم: قراردادهای توسعه میدانها یا مخزنهای کشف‌شده و در ادامه، بهره‌برداری از آنها به ترتیب و تا مدت مقرر در قرارداد است.

پ ـ دسته سوم: قراردادهای انجام عملیات بهبود یا افزایش ضریب بازیافت (EOR/IOR/EGR/IGR) در میدانها یا مخزنهای در حال بهره‌برداری (Brown Field) بر پایه مطالعات مهندسی مخزن و در ادامه، بهره‌برداری از آنها به ترتیب و تا مدت مقرر در قرارداد است.

ماده ۳ ـ در تمامی قراردادهایی که بر اساس این تصویب‌نامه منعقد می‌گردند، اصول زیر حاکم است:
الف ـ اعمال حق حاکمیت و مالکیت عمومی بر کلیه منابع و ذخایر نفت و گاز طبیعی کشور از طریق وزارت نفت به نمایندگی از طرف جمهوری اسلامی ایران.
ب ـ عدم تضمین تعهدات ایجادشده در قرارداد توسط دولت، بانک مرکزی جمهوری اسلامی ایران و بانکهای دولتی.
پ ـ منوط کردن بازپرداخت کلیه هزینه‌های مستقیم، غیرمستقیم، هزینه‌های تأمین مالی و هزینه‌های بهره‌برداری و پرداخت دستمزد طبق قرارداد از طریق تخصیص بخشی (به ترتیب مقرر دربند (پ) ماده (۶) این تصویب‌نامه) از محصولات اضافی میدان یا عواید حاصل از اجرای قرارداد بر پایه قیمت روز فروش محصول. تشخیص پرداخت به پیمانکار از طریق تحویل محصولِ میدان یا مخزن یا عواید آن به‌جای محصول (تا پایان بازپرداخت/پرداخت مطالبات پیمانکار) با شرکت ملی نفت ایران است.

ت ـ کلیه مخاطرات، ریسکها و هزینه‌ها در صورت عدم کشف میدان یا مخزن تجاری بر عهده طرف دوم قرارداد است.
ریسکهای عدم دستیابی به اهداف موردنظر قراردادی یا ناکافی بودن محصول میدان یا مخزن برای استهلاک تعهدات مالی ایجادشده بر عهده طرف دوم قرارداد است.


تبصره ـ در صورت عدم‌کفایت میزان تولید تخصیص داده‌شده برای پرداخت یا بازپرداخت مطالبات تأییدشده پیمانکار در دوره قرارداد، هزینه‌های بازپرداخت نشده و دستمزد متعلقه پرداخت‌نشده در دوره طولانی‌تری که در قرارداد تعریف خواهد شد، از همان مخزن و در سقف مقرر دربند (پ) ماده (۶) این تصویب‌نامه حسب مورد بازپرداخت یا پرداخت می‌گردد.
ث ـ پذیرش دستمزد متناسب با شرایط هر طرح باهدف تأمین نرخ بازگشت سرمایه مورد انتظار منطقی، جبران ریسک و ایجاد انگیزه برای طرف دوم قرارداد در به‌کارگیری روشهای بهینه و فناوریهای نوین و پیشرفته در اکتشاف، توسعه و بهره‌برداری.


ج ـ تعهد طرف دوم قرارداد به برداشت صیانتی از مخازن نفت و گاز در طول دوره قرارداد با به‌کارگیری فناوریهای نوین و پیشرفته و سرمایه‌گذاریهای لازم ازجمله اجرای طرحهای بهبود یا افزایش ضریب بازیافت متناسب با پیچیدگیهای میدان یا مخزن.
چ ـ تمام عملیات پیمانکار از تاریخ شروع قرارداد به نام و از طرف کارفرما انجام خواهد شد و کلیه اموال اعم از ساختمانها‏، کالاها، تجهیزات، چاه‌ها و تأسیسات سطح‌ الا رضی و تحت‌الارضی از همان تاریخ متعلق به کارفرما است.
ح ـ انجام مطالعات ارزیابی زیست‌محیطی و رعایت مقررات و ملاحظات ایمنی، بهداشتی، زیست‌محیطی‌ و اجتماعی در اجرای طرحها.

خ ـ در صورت وقوع شرایط فرس‌ماژور (قوه قاهره) در هرکدام از دوره‌های توسعه و بهره‌برداری که ممکن است موجب سقوط تعهد، تعلیق یا فسخ قرارداد نیز گردد، تسویه‌حساب در مورد مطالباتی که پیمانکار طبق قرارداد مستحق دریافت آنها است تا زمان رفع شرایط فرس‌ماژور معلق گردیده و پس از رفع این شرایط در چارچوب ضوابط قرارداد صورت می‏پذیرد.
د ـ چنانچه وزارت نفت تصمیم به کاهش سطح تولید به دلیلی جز دلایل فنی مربوط به میدان یا مخزن داشته باشد، اولویت اعمال چنین کاهشی از سطح تولید میدانها یا مخزنهایی که متعهد به بازپرداخت نیستند، است و درصورتی‌که این تصمیم در مورد میدان یا مخزن موضوع قرارداد اتخاذ شود، نباید در بازپرداخت مطالبات سررسید شده و پرداخت دستمزد متعلقه به پیمانکار تأثیر بگذارد.

ماده ۴ ـ به‌منظور انتقال و ارتقای فناوری ملی در حوزه عملیات بالادستی نفت و اجرای طرح­های بزرگ و توانمندسازی شرکتهای ایرانی برای اجرای پروژه‌های بزرگ داخلی و نیز حضور در بازارهای منطقه‌ای و بین‌المللی، موارد زیر در قراردادهای موضوع این تصویب‌نامه اعمال می‌گردد:
الف ـ در هر قرارداد برحسب شرایط شرکت/ شرکت­های ایرانی اکتشاف و تولید ( E&P ـ (Exploration&Production که صلاحیت آنها طبق ضوابط و شرایطی که وزارت نفت ابلاغ می‌کند، به تأیید شرکت ملی نفت ایران می‌رسد، به‌عنوان شریک شرکت یا ‏شرکتهای معتبر نفتی خارجی حضور دارد/ دارند و با حضور در فرآیند اجرای قرارداد، امکان انتقال و توسعه دانش فنی و مهارتهای مدیریتی و مهندسی مخزن به آنها میسر می‌گردد. طرف دوم قرارداد موظف به ارائه برنامه انتقال و توسعه فناوری به‌عنوان بخشی از برنامه مالی عملیاتی سالانه است. در هر قرارداد سیاستهای اجرایی و اقدامات عملیاتی برای تحقق مفاد این بند باید به‌عنوان پیوست فناوری قرارداد آورده شود.
تبصره ۱ ـ هرگاه شرکت / شرکتهای ایرانی اکتشاف و تولید ( E&P ) صلاحیت‌دار ایرانی، به تشخیص وزارت نفت برای بر عهده گرفتن نقش راهبری در اجرای طرحهایی توانمند شناخته شوند، این شرکتها می‌توانند با انتخاب شریک صاحب صلاحیت خارجی به ترتیبی که وزارت نفت مقرر می‌کند یا به‌طور مستقل (و در صورت نیاز با انتخاب MC و مشاور معتبر همکار)، به عقد قرارداد با شرکت ملی نفت ایران و اجرای آن با رعایت مفاد این تصویب‌نامه 
اقدام نمایند.
تبصره ۲ ـ طرف دوم قرارداد ملزم به اعمال بندهای انتقال و توسعه فناوری قرارداد اصلی در قراردادهای منعقده با پیمانکاران فرعی خود حسب مورد است.
ب ـ طرف دوم قرارداد، ملزم به حداکثر استفاده از توان فنی و مهندسی، تولیدی، صنعتی و اجرایی کشور بر اساس قانون حداکثر استفاده از توان تولیدی و خدماتی در تأمین نیازهای کشور و تقویت آنها در امر صادرات و اصلاح ماده (۱۰۴) قانون مالیاتهای مستقیم ـ مصوب ۱۳۹۱ ـ و دستورالعملها و آیین‌نامه‌های مربوط است.
پ ـ طرف دوم قرارداد متعهد به استفاده حداکثری از نیروی انسانی داخلی در اجرای قرارداد و ارائه برنامه جامع آموزشی جهت ارتقای کیفی این نیروها و انجام سرمایه‌گذاریهای لازم در قالب هزینه‌های مستقیم سرمایه‌ای برای انجام برنامه‌های آموزشی و تحقیقاتی ازجمله ارتقا و به‌روزرسانی مراکز تحقیقاتی موجود و ایجاد مراکز تحقیقاتی مشترک و یا اجرای طرحهای تحقیقاتی مشترک مرتبط می‌شود. این برنامه‌ها باید متناسب با عملیات (اکتشاف، ارزیابی، توسعه اولیه، توسعه آتی مشتمل بر بهبود تولید و افزایش ضریب بازیافت EGR/ EOR و IGR/IOR) با توافق شرکت ملی نفت ایران در هر مرحله از عمر مخزن با زمان‌بندی مشخص متناسب در هر قرارداد ارائه شود.