油田公司管理制度摘要

1、油田公司管理制度摘要一、油田開發(fā)管理綱要 石油勘字 2004 201 號第一章 總則第四條 油田開發(fā)主要包括以油田開發(fā)地質(zhì)為基礎(chǔ)的油藏工程、 鉆 井工程、采油工程、地面工程、經(jīng)濟評價等多種專業(yè)。第十條 本綱要適用于股份公司及所屬油 （ 氣）田分公司、全資 子公司（簡稱油田公司）的陸上油田開發(fā)活動。第二章 油藏評價第十三條 油藏評價部署方案的主要容應(yīng)包括：評價目標概況、油 藏評價部署、油田開發(fā)概念方案、經(jīng)濟評價、風(fēng)險分析、實施要求等。4. 油田開發(fā)概念方案包括油藏工程初步方案、鉆采工藝主體方案、 地面工程框架和開發(fā)投資估算。鉆采工藝主體方案要提出鉆井方式、鉆 井工藝、油層改造、開采技術(shù)等要求；地

2、面工程框架要提出可能采用的 地面工程初步設(shè)計。第三章 開發(fā)方案第十九條 油田投入開發(fā)必須有正式批準的油田開發(fā)方案。第二十條 油田開發(fā)方案編制原則是確保油田開發(fā)取得好的經(jīng)濟 效益和較高采收率。油田開發(fā)方案的主要容是：總論；油藏工程方案； 鉆井工程方案；采油工程方案；地面工程方案。第二十五條 采油工程方案編制應(yīng)從油藏特點出發(fā)， 充分利用油藏 工程的研究成果，按照油藏工程方案的要求進行設(shè)計。方案編制要與油 藏、鉆井、地面工程相結(jié)合，在經(jīng)濟上進行多方案比選并綜合優(yōu)化，采 用先進實用、安全可靠、經(jīng)濟可行的采油工程技術(shù)。第二十六條 采油工程方案的主要容應(yīng)包括：油藏工程方案要點； 儲層保護措施；采油工程完井

3、設(shè)計；采油方式和參數(shù)優(yōu)化設(shè)計；注入工 藝和參數(shù)優(yōu)化設(shè)計；增產(chǎn)增注技術(shù)；對鉆井的地面工程的要求；健康、 安全、環(huán)境要求；采油工程投資概算；其他配套技術(shù)。第二十七條 地面工程方案設(shè)計必須以經(jīng)濟效益為中心， 以油藏工 程方案為依據(jù)，應(yīng)用先進適用的配套技術(shù)，對新油田地面工程及系統(tǒng)配 套工程建設(shè)進行多方案技術(shù)經(jīng)濟比選及綜合優(yōu)化。 地面工程方案設(shè)計要 注意確定合理的建設(shè)規(guī)模，以提高地面工程建設(shè)的投資效益。第二十八條 地面工程方案的主要容應(yīng)包括：油藏工程方案要點； 鉆井、采油工程方案要點；地面工程建設(shè)規(guī)模和總體布局；地面工程建 設(shè)工藝方案；總圖運輸和建筑結(jié)構(gòu)方案；防腐工程、防垢工程、生產(chǎn)維 修、組織機構(gòu)和定

4、員方案；健康、安全、環(huán)保和節(jié)能等方案；地面工程 方案的主要設(shè)備選型及工程用量；地面工程總占地面積、總建筑面積； 地面工程投資估算。第三十一條 油田開發(fā)方案的優(yōu)選要以油藏工程方案為基礎(chǔ)， 結(jié)合 鉆井工程方案、采油工程方案、地面工程方案配套形成23個方案，進行投資估算與經(jīng)濟評價。第三十二條 新油田全面投入開發(fā) 3 年后，應(yīng)根據(jù)油田實際資料， 對開發(fā)方案的實施效果進行后評估。評估主要容包括：開發(fā)方案設(shè)計指 標的合理性；工藝技術(shù)和地面工程的適應(yīng)性；各種經(jīng)濟技術(shù)指標的符合 程度等。 要根據(jù)評價結(jié)果修正油田開發(fā)指標，作為油田開發(fā)過程管理的 依據(jù)。第五章 開發(fā)過程管理第五十六條 綜合治理方案（年度綜合調(diào)整方

5、案）的目的是落實油 田年度生產(chǎn)任務(wù)和調(diào)控指標。針對影響油田開發(fā)的主要矛盾，確定相應(yīng) 的調(diào)整措施。方案的主要工作容是調(diào)整油水井的工作制度、對油水井進 行增產(chǎn)增注措施（包括油層改造、堵水、補孔、大修等）以及動態(tài)監(jiān)測 取資料要求等。第五十九條 采油工程主要技術(shù)指標包括開井率、 生產(chǎn)時率、泵效、 檢泵周期、 免修期、 噸液耗電、 方案分注率、 分注合格率、 注水合格率、 作業(yè)一次合格率、措施有效率、有效期、措施增油量等。要按照股份公 司要求和油田實際情況制定相應(yīng)技術(shù)指標，作為年度考核的依據(jù)。第六十條 油田開發(fā)必須兼顧伴生氣的管理工作，建設(shè)伴生氣地 面集輸工程，做好伴生氣計量及管理制度，盡量減少伴生氣放

6、空。 第六章 開發(fā)調(diào)整與提高采收率第六十五條 油田開發(fā)調(diào)整與提高原油采收率是油田開發(fā)中后期 改善開發(fā)效果的重要措施。 提高原油采收率技術(shù)包括改善二次采油和三 次采油，其目的是通過一系列的技術(shù)措施，不斷改善開發(fā)效果。第七十一條 配合油田開發(fā)調(diào)整而進行的老油田地面工程改造，應(yīng)滿足調(diào)整方案的要求，依托已建工程做好優(yōu)化、簡化工作。第七十二條 老油田地面工程改造要本著優(yōu)先解決危及安全生 產(chǎn)、解決制約生產(chǎn)瓶頸及節(jié)能降耗、控制生產(chǎn)成本的原則，搞好地下、 地上的結(jié)合和整體優(yōu)化，解決地面工程對原油生產(chǎn)的適應(yīng)性問題。第七十五條 改善二次采油技術(shù)是注水開發(fā)油田中后期提高采收率的主要手段，搞清剩余油分布，完善注采系統(tǒng)

7、；采用先進的堵水、調(diào) 驅(qū)技術(shù)，提高注水利用率；采用水平井、側(cè)鉆井等技術(shù)，在剩余油富集 區(qū)打“高效調(diào)整井”，提高水驅(qū)采收率。第九章 健康、安全、環(huán)境第九十六條 油田開發(fā)全過程必須實行（HSE管理。第一百條 新技術(shù)推廣和重大技術(shù)改造項目必須考慮健康、安全、 環(huán)境因素，要事先進行論證及實驗。對有可能造成較大危害的項目，要 有針對性地制定風(fēng)險削減和事故預(yù)防措施，嚴格控制使用圍。第一百零一條 對危險化學(xué)品、放射性物品和微生物制品的采購、運輸、儲存、使用和廢棄，必須按有關(guān)規(guī)定，并辦理審批手續(xù)。 二、油藏工程管理規(guī)定 第二章 油 藏 評 價第八條 為了滿足申報探明儲量和編制開發(fā)方案的需要， 油藏評價 階段要

8、取全取準以下資料：1. 地震資料； 2. 鉆井取心、錄井資料； 3. 測井資料； 4. 試井、 試油、試采資料。第九條 油藏評價階段要選擇不同部位的儲層巖心和流體樣品， 進 行室實驗分析，掌握儲層物理性質(zhì)和流體的物理、化學(xué)性質(zhì)。1. 巖心分析資料： 2. 流體分析資料： 3. 儲層開發(fā)評價實驗包括。 第三章 油藏工程方案第十五條 油藏工程方案設(shè)計應(yīng)遵循以下原則：1. 以經(jīng)濟效益為中心，努力取得較高的采收率。2. 油田開發(fā)要有較高的采油速度和較長的穩(wěn)產(chǎn)期。一般油田穩(wěn)產(chǎn) 期石油地質(zhì)儲量采油速度應(yīng)在 2%左右，低滲透油田不低于 1%。第二十一條 油藏工程方案中應(yīng)進行多個方案設(shè)計， 所設(shè)計方案必須在開

9、發(fā)方式、層系組合、井網(wǎng)井距等重大部署方面有顯著特點，結(jié)果 有較大差別，并與鉆采工程、地面工程設(shè)計相結(jié)合，整體優(yōu)化，確保推 薦方案技術(shù)經(jīng)濟指標的先進性。第四章 方案實施與跟蹤 第二十六條 鉆遇油層與原地質(zhì)模型局部有較大變化時， 應(yīng)及時對 原方案設(shè)計進行局部調(diào)整；有重大變化時，應(yīng)終止原方案實施，并按原 方案的審批程序進行審批。第五章 開發(fā)動態(tài)監(jiān)測第三十三條 生產(chǎn)井的產(chǎn)液量、產(chǎn)油量、產(chǎn)氣量，以及注入井的注 入量應(yīng)以單井為監(jiān)測單元。產(chǎn)油量應(yīng)以井口取樣分析的含水率計算，油 氣產(chǎn)量計量誤差小于 10%，特殊油氣藏或零散、低產(chǎn)井的計量誤差可適 當放寬；注入井注入量計量誤差小于 5%。第三十四條 地層壓力測試

10、要求。4低滲透、特低滲透油藏，選開井數(shù)10%-15%乍為固定監(jiān)測井點， 每年監(jiān)測一次，監(jiān)測時間間隔不少于 8 個月。第三十五條 注水井注入剖面監(jiān)測要求。2. 中、高滲透砂巖和礫巖油藏，正常生產(chǎn)的分層注水井每半年分 層測試一次，測試率達到分層注水井開井數(shù)的 95%以上。第三十七條 井下技術(shù)狀況監(jiān)測。2. 分層配產(chǎn)、配注井作業(yè)施工后對每級封隔器（管柱）進行驗封， 驗封率為 100%。分層配產(chǎn)， 配注層段變化的井作業(yè)施工后， 要對井下工 具深度進行檢查，檢查率達 50%。第四十條 流體性質(zhì)監(jiān)測1. 選注水井開井數(shù) 5%的井作為水質(zhì)監(jiān)測井。建立從供水水源，注 水站，污水站，配水間和注水井井口的水質(zhì)監(jiān)測

11、系統(tǒng)，每年分析一次含 鐵、雜質(zhì)、污水含量，時間間隔不少于 8 個月。2. 油井流體性質(zhì)監(jiān)測選開井數(shù)的 10-15%作為監(jiān)測井，要求井口取 樣，對油、氣、水性質(zhì)及各項離子含量進行監(jiān)測分析。第六章 開發(fā)過程管理第四十九條 由于地質(zhì)或工程原因，開發(fā)井已不能維持油氣生產(chǎn)， 要申請報廢。由各油田公司審核，并報股份公司審批。三、采油工程管理規(guī)定第一章 總 則第三條 采油工程管理主要包括：采油工程方案編制及實施，完井 與試油、試采管理、生產(chǎn)過程管理、質(zhì)量控制管理、技術(shù)創(chuàng)新與應(yīng)用和 健康、安全、環(huán)境管理。第二章 采油工程方案與設(shè)計第七條 4. 采油方式及參數(shù)優(yōu)化設(shè)計：采用節(jié)點分析和人工舉升動 態(tài)模擬技術(shù)，預(yù)測

12、不同的含水、采液指數(shù)、壓力條件下各種人工舉升方 式能夠達到的最大合理產(chǎn)液量，綜合考慮油田配產(chǎn)及管理、生產(chǎn)條件等 各種因素，確定各個開采階段的采油方式，并優(yōu)化生產(chǎn)參數(shù)。5. 注入工藝和參數(shù)優(yōu)化設(shè)計：進行試注工藝設(shè)計，通過試注，搞 清儲層吸入能力和啟動壓力，根據(jù)油藏工程要求，優(yōu)化注入工藝管柱， 計算確定不同開發(fā)階段、不同注入量條件下的井口注入壓力；遵循有利 保護儲層和經(jīng)濟可行的原則，研究確定注入介質(zhì)的指標。6. 增產(chǎn)增注措施：研究儲層增產(chǎn)增注的必要性及可行性，篩選主 體增產(chǎn)增注工藝以及相應(yīng)的關(guān)鍵技術(shù)參數(shù)。7. 配套技術(shù)設(shè)計：研究分析清防蠟、降粘、防腐、防垢、防砂等 技術(shù)應(yīng)用的必要性，篩選主體配套技

13、術(shù)及相應(yīng)的工藝參數(shù)。第九條 承擔(dān)采油工程方案編制的單位，應(yīng)具有相應(yīng)的資質(zhì)，三級 資質(zhì)由油田公司授予。老油田常規(guī)調(diào)整改造的采油工程方案，由具有三 級及以上資質(zhì)的單位研究設(shè)計。第十六條 井下作業(yè)工程設(shè)計主要包括增產(chǎn)增注、大修、維護性作 業(yè)等設(shè)計，應(yīng)以地質(zhì)設(shè)計為依據(jù)，其主要容：1. 設(shè)計依據(jù)及目的。2. 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)：井身結(jié)構(gòu)、固井質(zhì)量、射孔井段、油層物性、原油 物性、試油及生產(chǎn)情況。3. 設(shè)計優(yōu)化：施工參數(shù)、材料、工藝管柱、效果預(yù)測。4. 施工準備：材料、工具、設(shè)備、隊伍。第十八條 壓裂、酸化、大修、防砂等重點措施工程設(shè)計由油田公 司主管部門或授權(quán)單位組織編寫和審批。 常規(guī)措施和維護性作業(yè)工程設(shè) 計由

14、油田公司所屬采油單位組織編寫和審批。第十九條 施工方必須依據(jù)工程設(shè)計編寫施工設(shè)計， 并嚴格按照施工設(shè)計組織實施，嚴禁無設(shè)計施工第二十條 采油工程方案設(shè)計的完井方式符合率需達到 98%，采油 方式的符合率達到 95%，井口注入壓力的誤差小于± 20%。單井工程設(shè)計 符合率大于 95%。第四章 生產(chǎn)過程管理第三十條 股份公司采油工程技術(shù)管理指標：抽油機井：泵效38%系統(tǒng)效率20%檢泵周期700天；注水井：方案分注率75% 分層注水合格率75%井下作業(yè)工藝成功率95%措施有效率75% 各油田公司應(yīng)按照股份公司要求和油田實際情況制定相應(yīng)的采油 工程技術(shù)管理指標。第三十二條 抽油機井管理要求

15、:2. 對于抽油機井要定期進行示功圖和動液面測試并診斷分析，及 時采取調(diào)參、換泵等措施。根據(jù)不同區(qū)塊抽油機井的供排協(xié)調(diào)關(guān)系，建 立相應(yīng)的動態(tài)控制圖，抽油機井的上圖率 90%。3. 定期進行系統(tǒng)效率測試，采用先進的提高系統(tǒng)效率優(yōu)化設(shè)計技 術(shù)，通過調(diào)整工作參數(shù)、節(jié)能降耗設(shè)備等措施提高系統(tǒng)效率。4. 優(yōu)選清防蠟、防垢工藝技術(shù)，確定合理的清防蠟、防垢制度， 包括清蠟周期、清蠟深度、藥劑用量、熱洗的溫度和壓力等。5. 及時調(diào)整抽油機井平衡，保持平衡比在 85%- 100%之間。7.泵掛深度1500m時，應(yīng)采用油管錨等措施減少沖程損失；井口 含砂0.01%時，應(yīng)采用防砂措施；氣液比50時，應(yīng)采取防氣措施；

16、 對于斜井、發(fā)生桿管偏磨的井要采取扶正等防偏磨措施。第三十七條 注水井管理要求 :1. 油田投入注水開發(fā)前必須通過試注，測定儲層的啟動壓力和吸 水指數(shù)，確定注水壓力，優(yōu)化注水工藝。2. 根據(jù)注水井的生產(chǎn)情況，研究確定合理的洗井周期，定時洗井。 當注水井停注 24h 以上、作業(yè)施工或吸水指數(shù)明顯下降時必須洗井，洗 井排量由小到大，當返出水水質(zhì)合格后方可注水。3. 當注水量達不到配注要求時，應(yīng)采用增注措施。若提高壓力注 水時，有效注水壓力必須控制在地層破裂壓力以下。4. 油藏注水實施之前，確定合理的注入水水質(zhì)標準。建立水質(zhì)監(jiān)測制度，定時定點取樣分析，發(fā)現(xiàn)問題及時研究解決。5. 根據(jù)油藏工程的要求和

17、井型井況的特點，在具備成熟技術(shù)能力 的條件下，選擇分注管柱以及配套工具，管柱結(jié)構(gòu)要滿足分層測試、防 腐、正常洗井的要求。6. 注水井作業(yè)要盡量采用不壓井作業(yè)技術(shù)，如需放溢流，應(yīng)符合 “健康、安全、環(huán)境”要求，并計量或計算溢流量，本井累計注入量要 扣除溢流量。第三十八條 壓裂措施管理要求 :1. 壓裂設(shè)計應(yīng)以油藏研究和地應(yīng)力研究為基礎(chǔ)，設(shè)計過程中要充 分考慮人工裂縫與注采井網(wǎng)的匹配，并對增產(chǎn)效果進行預(yù)測。2. 對于首次壓裂的油田（區(qū)塊）以及重點井，壓裂前應(yīng)進行測試 壓裂，認識水力裂縫形態(tài)、閉合壓力、液體濾失系數(shù)和裂縫方向等，為 后續(xù)施工設(shè)計優(yōu)化和壓裂后的效果評估提供依據(jù)。3. 壓裂管柱、井口裝置

18、和壓裂設(shè)備等應(yīng)能滿足壓裂施工要求；套 管及井口裝置達不到壓裂設(shè)計要求時， 應(yīng)采用封隔器及井口保護器等保 護措施。4. 施工前要對壓裂液、支撐劑的數(shù)量和質(zhì)量進行檢驗。壓裂液、 支撐劑的各項性能應(yīng)達到相應(yīng)技術(shù)指標，符合率達到 100%。5. 施工過程中對施工壓力、排量、砂液比、頂替液量等進行監(jiān)控。 各項施工參數(shù)符合率 90%以上；頂替液量符合率達到 100%，杜絕超量頂 替。6. 施工后對總加砂量、用液量、返排量進行核定。若采用強制裂 縫閉合技術(shù)，應(yīng)根據(jù)地層閉合壓力控制返排速率，避免支撐劑回流。7. 返排液必須經(jīng)過處理達標后方可排放。施工出現(xiàn)異常情況時， 按施工應(yīng)急預(yù)案處理。第三十七條 酸化措施管

19、理要求 :2. 根據(jù)目的層的巖性、物性、流體性質(zhì)、堵塞類型等優(yōu)選酸液體 系。酸液體系應(yīng)與儲層配伍，其緩蝕、防膨、鐵離子穩(wěn)定、助排、破乳 等指標必須滿足施工設(shè)計的要求。3. 施工前要對酸液的數(shù)量和質(zhì)量進行檢驗，各項性能應(yīng)達到相應(yīng) 的技術(shù)指標，符合率達到 100%。4. 按設(shè)計控制不同階段的注酸速度、關(guān)井反應(yīng)時間等，誤差不超 過± 10%。5. 返排液排放必須處理達標。施工出現(xiàn)異常情況時，按施工應(yīng)急 預(yù)案處理。嚴禁使用壓縮空氣氣舉排液。第四十一條 堵水調(diào)剖措施管理要求 :1. 堵水調(diào)剖設(shè)計要立足于井組和區(qū)塊 , 以油藏研究和找水資料為 基礎(chǔ)，合理選擇調(diào)堵井點和層位，對封堵方式、堵劑類型、

20、用量、注入 參數(shù)、工藝管柱等進行優(yōu)化設(shè)計。要采取有效措施保護非目的層，減小 傷害。2. 堵水調(diào)剖要按設(shè)計施工，對堵劑材料和工具質(zhì)量進行檢測，嚴 格監(jiān)控施工參數(shù)，確保施工質(zhì)量和安全。第四十二條 大修管理要求 :1. 大修方案設(shè)計要在對當時井下技術(shù)狀況進行分析的基礎(chǔ)上，根 據(jù)安全、可靠、合理的原則，對修井工具、施工步驟進行優(yōu)化。2. 修井過程中如果采用鉆、銑、磨工序，要確定合理的鉆壓、鉆速 以及工具，保證不損壞套管。3. 選擇與儲層配伍的修井工作液，優(yōu)化工作液密度、粘度等參數(shù)， 防止和減少油層二次傷害。4. 采用可靠井口防噴裝置，制定可行井控措施，保證施工安全。5. 報廢井盡量做到井下無落物，報廢

21、處置后要達到井口不冒、層 間不竄。第五章 質(zhì) 量 控 制第四十五條 采油工程質(zhì)量控制與監(jiān)督主要包括隊伍資質(zhì)審查、 施 工作業(yè)監(jiān)督以及設(shè)備、工具和材料以及專用儀表的質(zhì)量控制。第四十六條 進入油田技術(shù)服務(wù)市場的施工單位應(yīng)具有施工資質(zhì) 和準入證，并從事相應(yīng)資質(zhì)的施工。第四十七條 施工中所用的井下工具、 材料要具備產(chǎn)品合格證和油 田公司認定的質(zhì)量檢測機構(gòu)出具的檢測報告，其質(zhì)量必須符合設(shè)計要 求?，F(xiàn)場配制的入井液質(zhì)量必須符合設(shè)計要求。第五十二條 首次進入油田公司技術(shù)服務(wù)市場的新技術(shù)、新工具、 新材料、 新產(chǎn)品等，須經(jīng)采油工程主管部門組織專家進行技術(shù)和質(zhì)量認定，通過后方可開展現(xiàn)場試驗。第七章 健康、安全、

22、環(huán)境管理第五十九條 采油工程方案、工程設(shè)計和施工設(shè)計必須包括有關(guān) “健康、 安全、環(huán)境”的容。各種作業(yè)必須制定安全應(yīng)急預(yù)案。 新技術(shù)、 新產(chǎn)品和新裝備的礦場試驗應(yīng)制定安全防護措施。第六十三條 井下作業(yè)、采油生產(chǎn)、注水等施工中應(yīng)采取環(huán)保措施， 防止污水、原油等落地造成污染，做好生態(tài)環(huán)境恢復(fù)工作。第六十四條 在井下作業(yè)施工中，含有有害物質(zhì)、放射性物質(zhì)，以 及油污的液體和氣體不得隨意排放，必須按有關(guān)規(guī)定處理。第六十五條 采油工程現(xiàn)場試驗、新技術(shù)推廣、重大技術(shù)改造項目 方案設(shè)計中， 要充分考慮環(huán)境保護因素， 必要時要事先進行實驗、 論證， 對于暫時無法掌握、并有可能造成較大危害的項目，要嚴格控制試驗和

23、 使用圍。四、油田地面工程管理規(guī)定第一章 總 則第四條 油田地面工程管理主要包括油田地面建設(shè)規(guī)劃、 油田地面 工程建設(shè)、油田地面系統(tǒng)生產(chǎn)、老油田地面工程改造、油田地面工程科 技創(chuàng)新和健康、安全、環(huán)境管理等。第二章 油田地面工程建設(shè)第九條 油田地面工程建設(shè)應(yīng)實現(xiàn)的設(shè)計經(jīng)濟技術(shù)指標為：2. 油田地面工程各單項 （位）工程質(zhì)量合格率應(yīng)為 100，優(yōu)良率 應(yīng)為 70以上；3. 整裝油田油氣集輸密閉率一般要達到 95%以上，新油田集輸系統(tǒng) 的原油損耗率要達到 0.5%以下；4. 整裝油田集輸耗氣一般應(yīng)低于 13m3t 。5. 整裝油田伴生氣處理率應(yīng)達到85%以上，邊遠、零散井應(yīng)盡可能回收利用伴生氣；6.

24、 出礦原油含水率應(yīng)達到 0.5 %以下；7. 整裝油田采出水 （含油污水） 處理率應(yīng)達到 100%，處理后水質(zhì) 要達到標準要求；8. 一般整裝油田生產(chǎn)耗電應(yīng)低于135kW h/1。9. 整裝油田加熱爐運行效率大于 85，輸油泵效率大于 75，活 塞式注水泵效率大于 85，離心式注水泵效率大于 70。第十四條 油田地面工程建設(shè)前期工作包括項目建議書、 可行性研 究初步設(shè)計；重點配套系統(tǒng)工程和老區(qū)調(diào)整改造項目的可行性研究和初 步設(shè)計。第三十九條 建設(shè)單位施工管理。2. 建設(shè)單位必須審查、批準各參建單位的有關(guān)工程進度、質(zhì)量、 投資控制的組織計劃和工程措施；協(xié)調(diào)施工、監(jiān)督、管理、檢測、監(jiān)理 等各方工作

25、；第四十條 對施工單位管理。1. 施工單位必須具備相應(yīng)等級的資質(zhì)證書，并在其資質(zhì)等級許可 的圍承擔(dān)工程施工；2. 施工單位應(yīng)根據(jù)建設(shè)項目的特性及標書要求編制詳細的施工組 織設(shè)計，并報項目經(jīng)理部批準；3. 施工單位應(yīng)嚴格按工程設(shè)計圖紙和施工標準施工，不得擅自修 改工程設(shè)計；4. 施工單位若發(fā)現(xiàn)施工圖有誤或設(shè)計不合理現(xiàn)象，應(yīng)及時向建設(shè) 單位反映，商議修改意見，辦理設(shè)計變更、聯(lián)絡(luò)或簽證等手續(xù)，按程序 批準后方可施工；5. 嚴密組織、安全施工，保證工程質(zhì)量、施工進度和投資控制。 第三章 油田地面生產(chǎn)管理第八十條 生產(chǎn)崗位管理。1. 從事油田地面生產(chǎn)崗位員工必須經(jīng)過相應(yīng)技術(shù)培訓(xùn)， 持證上崗；3. 崗位交

26、接要做到四清，即生產(chǎn)情況清、資料數(shù)據(jù)清、生產(chǎn)問題 處理清、崗位輔助設(shè)施清；6. 崗位員工必須按規(guī)定做好生產(chǎn)運行參數(shù)調(diào)整和資料錄??；7. 崗位員工在生產(chǎn)運行操作中必須嚴格執(zhí)行制度、規(guī)定、規(guī)程規(guī) 和標準；第八十二條 油氣集輸系統(tǒng)運行控制主要包括油井集油運行控制、 原油接轉(zhuǎn)運行控制和脫水運行控制。1. 油井集油運行控制。（1）在不影響采油生產(chǎn)的條件下，應(yīng)充分利用地層能量，合理利 用油井集輸壓力，盡量采用不加熱集油工藝，盡可能降低集油溫度，減 少能量消耗；（2）在滿足計量和管線暢通最低溫度要求條件下，實施不加熱或 較低溫度集輸。2. 原油接轉(zhuǎn)運行控制。（1）接轉(zhuǎn)站工藝流程應(yīng)密閉運行，伴生氣不放空，采出

27、液不外排， 降低油氣分離、集輸過程的油氣損耗；（2）接轉(zhuǎn)站站生產(chǎn)工藝的壓力、液位、溫度、流量應(yīng)控制在系統(tǒng) 平穩(wěn)、高效運行圍；（3）油井集輸?shù)墓釡囟?、供熱量?yīng)根據(jù)油井生產(chǎn)、工藝和環(huán)境 的變化控制在低消耗圍；（4）外輸加熱爐應(yīng)保持高效狀態(tài)運行，出口溫度控制在維持輸油 的最優(yōu)值；（5）接轉(zhuǎn)站濕氣外輸壓力應(yīng)根據(jù)現(xiàn)場實際情況控制；（6）接轉(zhuǎn)站外輸放水要控制水中含油達到規(guī)定指標。3. 原油脫水運行控制。（1）自動控制油、氣、水分離裝置的壓力和界面，保持系統(tǒng)平穩(wěn) 運行；（2）在達到原油含水及污水含油指標條件下，應(yīng)控制原油脫水在 較低溫度下運行；（3）要控制原油脫水系統(tǒng)和油水界面，保證脫出水中含油達標， 滿

28、足后續(xù)污水處理；（4）外輸原油含水應(yīng)達標；（5）應(yīng)控制原油外輸輸差在規(guī)定的標準，輸差要按時核對，防止 原油泄漏。第八十四條 伴生氣系統(tǒng)運行控制。1. 根據(jù)油田具體情況，充分回收、利用油田伴生氣，氣油比高、 效益好的伴生氣應(yīng)建設(shè)集輸、處理系統(tǒng)和輕烴回收裝置；2. 邊遠、零散井宜采用套管氣回收措施；3. 在油氣密閉集輸?shù)耐瑫r，宜采用原油穩(wěn)定和大罐抽氣裝置減少油氣損耗。第八十五條 水處理系統(tǒng)運行控制。1. 水處理宜密閉運行，嚴禁不達標污水外排；2. 水處理站要監(jiān)視、檢測來水水質(zhì)，控制含油、懸浮物、細菌等 主要指標不超出允許圍；3. 監(jiān)視水處理各工序水質(zhì)指標變化，及時調(diào)整運行參數(shù)和運行措 施，水處理工

29、藝設(shè)備、裝置進出口水質(zhì)應(yīng)達到規(guī)定要求，最終實現(xiàn)水質(zhì) 達標；4. 控制過濾罐反沖洗強度和反沖洗周期，提高反沖洗效果；5. 定期組織沉降容器、設(shè)備和管道清洗，防止水質(zhì)二次污染。 第八十六條 注水系統(tǒng)運行控制。1. 當注水水質(zhì)平均腐蝕率0.076mm/a時，注水水中溶解氧濃度不能超過 0 . 1 mg/L ，清水中的溶解氧要小于 0.1mg/L；2. 監(jiān)視、控制機泵設(shè)備運行狀態(tài)，保證設(shè)備安全運行；3. 注水增壓應(yīng)適應(yīng)注入壓力，控制泵管壓差、注水泵運行臺數(shù)應(yīng) 與注水量匹配，保持注水泵高效運行；4. 監(jiān)視注水系統(tǒng)變化，控制、調(diào)整、優(yōu)化系統(tǒng)運行參數(shù)，保持系 統(tǒng)高效運行；5. 監(jiān)視注水井注入量和注入壓力變化

30、，控制洗井周期，保持壓力 波動在規(guī)定圍。第八十八條 聚合物配制、注入系統(tǒng)運行控制。1. 應(yīng)監(jiān)視、化驗檢測聚合物配制用水，在規(guī)定圍控制清水的總礦 化度和鈣、鎂離子含量，控制聚合物配制污水水質(zhì)達到聚合物驅(qū)水質(zhì)標 準；2. 監(jiān)視檢測配制聚合物溶液的用水量和聚合物的用量，在規(guī)定圍 控制聚合物濃度波動；3. 控制聚合物母液的熟化時間，保證聚合物母液完全溶解，形成 均勻溶液；4. 監(jiān)視聚合物母液過濾器壓力差，及時更換和清洗過濾裝置，保 證母液外輸質(zhì)量；5. 監(jiān)視檢測井口注入濃度和粘度，及時調(diào)整稀釋母液配制比例，控制聚合物注入質(zhì)量達到地質(zhì)開發(fā)方案要求。第九十三條 化驗管理。1. 為提高油田開發(fā)效果和實現(xiàn)生產(chǎn)

31、科學(xué)決策，各油田要建立完善 的油田化驗體系；2. 油田地面生產(chǎn)過程要對油、氣、水、輕烴和所需化學(xué)藥劑進行 化驗，進行環(huán)保監(jiān)測化驗，對成品油進行化驗分析；3. 應(yīng)根據(jù)油田生產(chǎn)實際需要制訂統(tǒng)一油田化驗的標準、 操作規(guī)程；4. 應(yīng)配備保證油田化驗數(shù)據(jù)具有可比性的儀器設(shè)備；5. 要保證化驗資料真實可靠，要建立完善的監(jiān)督、審核、審定工 作程序；第九十四條 藥劑管理。1. 進入油田生產(chǎn)的化學(xué)藥劑生產(chǎn)廠家必須具備生產(chǎn)資質(zhì)，其產(chǎn)品 符合有關(guān)健康、安全、環(huán)保管理規(guī)定及標準；2. 油田生產(chǎn)選用的化學(xué)藥劑必須滿足生產(chǎn)要求，對其他生產(chǎn)環(huán)節(jié) 不得造成不利影響；3. 對化學(xué)藥劑必須進行質(zhì)量和配伍性試驗，合格后方可使用；4

32、. 要定期和不定期評價化學(xué)藥劑使用效果，根據(jù)效果進一步優(yōu)選 化學(xué)藥劑，優(yōu)化加藥方案。第九十五條 資料管理。1. 油田地面生產(chǎn)原始數(shù)據(jù)經(jīng)匯總、整理和分析形成的資料必須真 實全面反映油田地面生產(chǎn)管理及運行情況；2. 要逐級審核、審定油田資料數(shù)據(jù)，確保真實可靠；3. 管理職能部門要及時分析資料數(shù)據(jù)，總結(jié)經(jīng)驗，發(fā)現(xiàn)問題時立 即進行生產(chǎn)和管理調(diào)整；4. 根據(jù)實際需要逐級保存資料和整理歸檔；5. 油田地面生產(chǎn)系統(tǒng)要逐步建設(shè)計算機信息網(wǎng)絡(luò)和工程數(shù)據(jù)庫， 實現(xiàn)資料、數(shù)據(jù)的動態(tài)、 實時管理與分析， 不斷優(yōu)化地面各系統(tǒng)的運行。 第九十八條 腐蝕與防護管理。1. 應(yīng)建立油田地面生產(chǎn)完善的管道、設(shè)備腐蝕與防護工作體系

33、， 提高管道、設(shè)備運行安全和使用壽命，降低更新維護成本；2. 根據(jù)介質(zhì)及土壤環(huán)境腐蝕特性，鋼制設(shè)備、管道應(yīng)采用防腐涂層及電化學(xué)防腐，必須保證電化學(xué)防腐系統(tǒng)的正常運行；4. 應(yīng)建立符合實際的管道、設(shè)備腐蝕與防護效果評價方法和檢測 方法；5. 要依據(jù)管道、設(shè)備更新維護評價結(jié)果組織實施；6. 對于重要油、氣、輕烴輸送管道要進行腐蝕檢測或漏失檢測， 并設(shè)專人巡線，必要時進行安全評估。第四章 老油田地面工程改造第一百零一條 老油田地面工程改造要根據(jù)油田地面工程與油氣 生產(chǎn)的適應(yīng)性、根據(jù)油田地面設(shè)施的老化、腐蝕狀況，在調(diào)查研究的基 礎(chǔ)上，制訂老油田改造規(guī)劃，做到總體規(guī)劃，分年實施。第一百零二條 老油田地面

34、工程改造要本著優(yōu)先解決危及安全生 產(chǎn)、解決制約生產(chǎn)瓶頸問題、節(jié)能降耗、控制生產(chǎn)成本的原則安排項目 和計劃投資。第一百零三條 老油田地面工程改造要認真做好優(yōu)化、簡化工作， 在油氣水系統(tǒng)平衡，保證地面工程在合理的運行生產(chǎn)負荷率的條件下， 做好“關(guān)、停、并、轉(zhuǎn)、減、修、管、用”等工作。第一百零四條 老油田地面工程改造要應(yīng)用新工藝、新技術(shù)、新設(shè) 備、新材料，提高投資效益、提高生產(chǎn)效率。第一百零七條 老油田地面改造工程屬于地面工程建設(shè)疇， 要嚴格 執(zhí)行建設(shè)程序， 老油田地面改造項目管理執(zhí)行油田地面工程建設(shè)管理相 應(yīng)規(guī)定。第六章 油田地面工程科技創(chuàng)新第一百一十八條 地面工程科技研究開發(fā)應(yīng)集中力量，集中資源

35、， 組織科技研發(fā)中心，形成科研攻關(guān)隊伍。第七章 質(zhì)量、健康、安全、環(huán)境管理第一百二十四條 質(zhì)量、健康、安全、環(huán)境管理（ QHS）E 應(yīng)是工程 建設(shè)管理的一個重要組成部分，要針對建設(shè)項目的性質(zhì)，提出QHSE勺目標和要求，形成QHS管理體系。五、鉆井工程管理規(guī)定第一章 總 則第三條 鉆井工程管理主要容包括：鉆井工程方案編制與實施、鉆井設(shè)計管理、鉆井過程管理、鉆井與地質(zhì)監(jiān)督管理、鉆井資料與信息化 管理、工程技術(shù)研究與應(yīng)用以及健康、安全、環(huán)境管理。第四條 鉆井工程管理在勘探階段應(yīng)以發(fā)現(xiàn)及保護油氣層為主， 在 開發(fā)階段應(yīng)以保護油氣層及用鉆井方式提高單井產(chǎn)量、 提高采收率為主 要目的。第四章 鉆井過程管理

36、第六十四條 鉆井完井方式（裸眼、篩管或套管射孔完井）的最終 確定除考慮油氣藏工程和開采要求外， 還應(yīng)結(jié)合實鉆儲層特征和力學(xué)特 性，充分發(fā)揮油氣井最大產(chǎn)能。第六十七條 固井聲幅曲線聲幅相對值大于 30%，套管波明顯、地 層波弱至無者固井為不合格。固井不合格的井應(yīng)采取補救措施。第六十八條 鉆井施工應(yīng)強化質(zhì)量管理，井身質(zhì)量合格率應(yīng)達到 100%，固井質(zhì)量合格率不低于 98%，一般地層取心收獲率不低于 90%， 破碎地層取心收獲率不低于 50%。六、長慶油田公司關(guān)于加強油田開發(fā)精細管理實施要求 - 長油油開字 2010 36 號第二部分 “兩北”精細管理的主要經(jīng)驗 精細管理是一種管理理念、管理模式。其

37、實質(zhì)就是“精細、嚴格” 。 “精細”就是切中要害、注重細節(jié)； “嚴格”就是執(zhí)行有力、落實到位。油田開發(fā)工作要重點抓好以下九個方面的精細管理：一、精細基礎(chǔ)管理1. 狠抓整章建制。采油廠（項目部）要結(jié)合實際，對現(xiàn)有規(guī)章制度 進行梳理和修訂，建立健全作業(yè)區(qū)、井區(qū)（班站）各項規(guī)章制度。3. 規(guī)報表（臺帳）。4. 健全考核體系。建立油田開發(fā)全過程管理考核制度，狠抓制度落 實。一是明確劃分廠、作業(yè)區(qū)、井區(qū)（班站）三個層級在實現(xiàn)油田開發(fā) 現(xiàn)場管理目標中的工作職責(zé)和考評制度； 二是加強對油田開發(fā)管理指標 和重點工作核；三是油田開發(fā)處、超低滲透開發(fā)部每半年對油田開發(fā)精 細管理調(diào)研一次，年度考核一次，廠（部）每半

38、年檢查考核一次。二、精細注水管理1. 加強水源井管理。合理確定水源井的工作制度及供水能力，建立起供水系統(tǒng)的運行監(jiān)控制度。2. 強化系統(tǒng)運行管理。建立系統(tǒng)、設(shè)備和管網(wǎng)運行維護機制，負責(zé) 重點工藝的應(yīng)用效果評價。3. 強化水處理設(shè)施管理。 技術(shù)主管部門要建立水處理設(shè)施管理及考 核制度，掌握設(shè)施運行情況， 分析水質(zhì)監(jiān)測結(jié)果， 并提出調(diào)整改造措施； 作業(yè)區(qū)要嚴格執(zhí)行加藥、儲罐排污、過濾器反沖洗制度。4. 精細注入水質(zhì)管理。一是要加強水處理節(jié)點控制，井區(qū)（班站） 推行“水處理系統(tǒng)節(jié)點控制管理”辦法；二是要加強水質(zhì)監(jiān)測，實行從 上到下“四級監(jiān)測”模式，建立水質(zhì)定期通報和考核制度。5. 加強注水井管理。推行

39、注水井“分級分類”管理辦法，按照注水 方式、井筒狀況進行分級分類，突出分注井、回注井、套破井、回灌井 治理，細化技術(shù)對策，合理安排注水井井筒治理措施。三、精細現(xiàn)場管理1. 強化采油系統(tǒng)管理。采油井管理：采油井管理要以“延長油井免修期、提高采油時率及 單井產(chǎn)量”為主線，不斷提升單井管理水平。采油廠（項目部）要按照 “一井一法一工藝”和“一區(qū)一塊一對策”的管理辦法，突出重點，細 化技術(shù)對策，制定以“提高抽油泵效、延長油井免修期和合理控制生產(chǎn) 壓差”為目標的技術(shù)政策，并建立健全相關(guān)管理制度及考核辦法，確保 各項技術(shù)政策落實到位。機采系統(tǒng)管理：按照“以測促調(diào)、以調(diào)促升”的原則，采油廠（項 目部）要制定

40、提升采油井系統(tǒng)效率工作的整體部署，并做好調(diào)整方案優(yōu) 化及效果評價工作。2. 優(yōu)化集輸系統(tǒng)管理。按照 “單井（井組）增壓點（接轉(zhuǎn)站） 聯(lián)合站（輸油站） ”的集輸工藝流程，建立健全各項管理制度和操作 規(guī)程，確保集輸系統(tǒng)安全環(huán)保、平穩(wěn)高效運行。單井（井組）必須做到按時加藥、投球，確保集油管線正常運行； 增壓點（接轉(zhuǎn)站）要做好站加熱爐、緩沖罐（事故罐） 、輸油泵的維護 管理，確保站點輸油平穩(wěn)有序。聯(lián)合站（輸油站）加強沉降罐、三相分離器脫水系統(tǒng)運行管理，脫 水溫度、加藥濃度及油水界面等工藝參數(shù)在合理圍，確保凈化油含水小于 0.5%，采出水含油在 200mg/l 以下。集輸管線管理：完善集輸油管線管理制度

41、 ，健全集輸油管線臺 賬，加強重點輸油管線標志樁、陰極保護及泄露報警裝置的建立。七、精細井下作業(yè)管理1. 加強井下作業(yè)質(zhì)量管理。一是嚴格單井方案管理，采油廠(項目 部)根據(jù)作業(yè)風(fēng)險制定分級管理辦法，推行方案會審制度，細化三項設(shè) 計編制、審批、審核權(quán)限； 二是注重過程控制， 加強各環(huán)節(jié)的質(zhì)量監(jiān)管， 嚴格按設(shè)計施工，嚴把工序質(zhì)量關(guān)，確保施工質(zhì)量和措施效果；三是廠 (項目部)要督促作業(yè)區(qū)和作業(yè)隊伍取全取準各項資料，并做好資料的 歸檔和報送；四是組織好井下作業(yè)質(zhì)量分析例會。 七、油田公司油田動態(tài)監(jiān)測(暫行)管理辦法 - 長油油開字 200957 號 第五章 油田動態(tài)監(jiān)測資料錄取管理規(guī)定第十三條 低滲透

42、砂巖油藏(三疊系油藏)1地層壓力監(jiān)測(1) 選取占油井開井數(shù)10%以上的井作為固定井點測壓，每年測12 次。(2) 選取占注水井開井數(shù) 10以上的井測地層壓力和流壓，每年 測 1 次。( 3)當年新投產(chǎn)油水井，按照新井投產(chǎn)投注方案要求，各選取一 定比例的井作為非固定井點監(jiān)測地層壓力(含流動壓力) ；超前注水區(qū) 要嚴格執(zhí)行超前注水開發(fā)技術(shù)政策 , 及時準確的監(jiān)測地層壓力。2注水井注水剖面監(jiān)測(1) 根據(jù)實際情況，選取占注水井開井數(shù) 20%以上的井每年測 注水剖面一次。(2) 正常生產(chǎn)的分層注水井每季度分層測試一次，并及時進行調(diào)配，測試率達到分層注水井開井數(shù)的9 5%以上， 分注合格率達到95%

43、以上。4流體性質(zhì)監(jiān)測 選取占油井開井數(shù) 5-10%的井作為監(jiān)測井，要求井口取樣，對油、 氣、水性質(zhì)及各項離子含量進行監(jiān)測分析。選取占注水井開井數(shù) 510%勺井作為水質(zhì)監(jiān)測井，建立從供水水 源、注水站、污水站、配水間和注水井井口的水質(zhì)監(jiān)測系統(tǒng)，每年分析 1-2次含鐵、雜質(zhì)、污水含量，時間間隔不少于8個月。八、關(guān)于部分油田(區(qū)塊)命名調(diào)整的通知 -長油油開字20104號二、油田命名的原則3. 本次采用油田、區(qū)塊、井區(qū)三級命名原則，油田、區(qū)塊盡量采 用地名命名，井區(qū)一般米用發(fā)現(xiàn)井或典型井命名；4. 在區(qū)塊、井區(qū)命名上盡量考慮礦權(quán)管理圍和自營合作單位；5. 對于縱向上多層系疊合的井區(qū)，如果是合層開采，

44、則統(tǒng)一命名， 如果是分層開采，則按井區(qū)+層位命名。姬塬油田區(qū)塊整合結(jié)果表整合前整合后管轄單位油田區(qū)塊井塊層位探明地質(zhì) 儲量4(10 t)油田區(qū)塊井塊層位探明地質(zhì) 儲量4(10 t)堡 子 灣耿49延 6、& 948.28劉 卯 塬耿49延 6、& 948.28姬塬耿55延&長1168.76姬塬耿55延&長1168.76超三項目部耿83長4+52170.99耿83長4+51425.44耿188長4+5745.55采油八廠九、油田注水管理規(guī)定- 油油堪(2011) 158號第二章注水技術(shù)政策第六條 注水技術(shù)政策是指導(dǎo)油田注水工作的重要依據(jù)， 主要包括 注水時機、開發(fā)

45、層系劃分和注采井網(wǎng)部署、射孔設(shè)計、注水壓力界限、 分層注水、水質(zhì)要求等。第七條注水時機。根據(jù)油藏天然能量評價及儲層類型分析，確定 合理注水時機。低滲透砂巖油藏，應(yīng)實現(xiàn)同步或超前注水，保持較高壓 力水平開采。新油田注水，要開展室敏感性和現(xiàn)場試注試驗。第八條開發(fā)層系劃分和注采井網(wǎng)部署。開發(fā)方案設(shè)計要與工藝技 術(shù)相結(jié)合，建立有效壓力驅(qū)替系統(tǒng)。注采井網(wǎng)部署。開發(fā)井網(wǎng)要具有較高的水驅(qū)儲量控制程度，中高滲 透油藏一般要達到80%以上，低滲透油藏達到70%以上，井網(wǎng)部署要 有利于后期調(diào)整。第九條 射孔設(shè)計。油水井要對應(yīng)射孔，保證較高的水驅(qū)儲量控制 程度和動用程度。第十條 注水壓力界限。油田注水開發(fā)應(yīng)保持注采

46、平衡，嚴禁超油 層破裂壓力注水。中高滲透油田年注采比要控制在 1.0 左右，低滲透油 田年注采比要控制在11.5。第十一條 分層注水。多層油藏都要實施分層注水，主力油層或強 水淹油層要單卡單注，其它油層要盡可能細分。第十二條 水質(zhì)要求。各油田應(yīng)在參考碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦 指標及分析方法基礎(chǔ)上，制定和完善適合本油田不同類型油藏的注水 水質(zhì)企業(yè)標準并嚴格執(zhí)行。第三章 注水系統(tǒng)建立第十三條 注水系統(tǒng)建立包括鉆井、完井、投（轉(zhuǎn)）注、地面注水 系統(tǒng)建設(shè)等。第十五條 注水井投（轉(zhuǎn)）注。需要排液的注水井排液時間要控制 在三個月以，確定經(jīng)濟合理的排液方式和排液強度。新投注水井和轉(zhuǎn)注 井，必須在洗井合格后開始

47、試注，獲得吸水指數(shù)、油層注水啟動壓力等 重要參數(shù)，確定油層的吸水能力，檢驗水質(zhì)標準的適應(yīng)性。在取得相關(guān) 資料后方可按開發(fā)方案要求轉(zhuǎn)入正常注水井生產(chǎn)。第十六條 地面注水工程設(shè)計。 要依據(jù)前期試注資料及油藏工程方 案，總體布局，設(shè)計能力應(yīng)適應(yīng)油田開發(fā) 510 年的需要。注水工藝可 采用“單干管多井配注” 、“分壓注水”、“低壓供水、高壓注水”和“局 部增壓”、井口恒流配水方式等類型；應(yīng)根據(jù)注水井網(wǎng)布置形式、注水 壓力、注水方式和注水水質(zhì)等因素，并與油氣集輸布局相結(jié)合，優(yōu)選確 定。第十七條 注水管網(wǎng)應(yīng)合理布置，按照配注水量和注入壓力要求， 控制合理經(jīng)濟流速和壓降，注水干線、支干線壓降控制在0.5MP

48、a以，單井管線壓降控制在0.4MPa以。第十八條 注水設(shè)備選擇。在選擇注水泵時，離心泵機組效率應(yīng)不 低于 70%，柱塞泵機組效率應(yīng)不低于 80%。第十九條 采出水回注。原則上采出水處理合格后應(yīng)全部回注；外 排污水必須達到國家或當?shù)卣?guī)定的排放標準。第四章 注水調(diào)控對策第二十三條 低含水期（含水率小于 20%）：在這一階段要注夠水， 根據(jù)油層發(fā)育狀況，開展早期分層注水。做好平面上的注水強度調(diào)整， 防止單層突進和局部舌進。第二十四條 中含水期（含水率20%-60%:在這一階段要加大分 注力度。平面上要調(diào)整注采結(jié)構(gòu)，縱向上要細分注水層段，提高非主力 油層動用程度。第二十五條 高含水期（含水率 60

49、%- 90%）:在搞清剩余油分布的 基礎(chǔ)上，實施平面和剖面結(jié)構(gòu)調(diào)整。第二十六條 特高含水期（含水率大于 90%）:進一步提高注采井數(shù)比，采取層段細分注水、細分層壓裂、細分層堵水、深部調(diào)驅(qū)等措施， 進一步改善儲層吸水狀況，提高驅(qū)替效率。第二十七條 注水站（管網(wǎng)）調(diào)整改造。分年度安排好調(diào)整改造工 作。在滿足注水半徑和配注的條件下，優(yōu)化簡化工藝和布局，注水站的 負荷率應(yīng)提升至 70%以上。第五章 注水過程管理第二十八條 要從注水源頭抓起，精心編制配注方案、優(yōu)化注水工 藝、嚴格水質(zhì)監(jiān)控、強化注水井生產(chǎn)管理。第二十九條 注水管理制度建設(shè)。 建立和完善注水管理制度和技術(shù) 標準，明確各級管理責(zé)任。第三十條

50、注水過程分析與評價。定期對油田注水開發(fā)狀況（注水 開發(fā)狀況、注水技術(shù)政策）進行綜合分析評價，制定下一步的注水調(diào)控 對策。第三十一條 年度配注方案。每年四季度編制完成下一年度油田 （區(qū)塊）配注方案，油田公司審查通過后，采油廠組織實施，一季度完 成全部配注方案調(diào)整工作量。要及時跟蹤分析年度配注方案的執(zhí)行效 果，對調(diào)整后新暴露出的問題，必須及時調(diào)整。第三十二條 油藏動態(tài)監(jiān)測。按油藏動態(tài)監(jiān)測管理規(guī)定執(zhí)行。第三十三條 注水井資料錄取管理。注水井資料錄取現(xiàn)場檢查，必 須嚴格執(zhí)行各項管理制度，采取定期檢查和抽查相結(jié)合的方式進行，努 力提高注水井資料全準率。注水井生產(chǎn)資料全準系指日注水量、油壓、 套壓、泵壓、

51、靜壓、測試、洗井、水質(zhì)化驗八項資料全準。開井注水超 過 24 小時必須參加當月全準率檢查。生產(chǎn)中發(fā)現(xiàn)注水量、注水壓力出 現(xiàn)異常，要及時上報，分析原因，并采取相應(yīng)技術(shù)措施。第三十四條 注水水質(zhì)監(jiān)測。加強對水源站出口、注水站出口、注 水井井口等控制點的水質(zhì)監(jiān)測。 每天應(yīng)對水源站、 注水站進行水質(zhì)檢測； 每條支線要選擇至少一口端點注水井作為井口監(jiān)測井， 每周取樣分析一 次，發(fā)現(xiàn)問題必須及時制定整改措施并組織實施。第三十五條 采出水處理站運行控制。檢測含油量、懸浮物固體含量、懸浮物顆粒直徑中值、SRB菌、鐵菌和腐生菌等主要控制指標，使 其達到規(guī)定要求。加強水處理系統(tǒng)加藥、排泥、更換和補充濾料等環(huán)節(jié) 管

52、理?？刂七^濾罐反沖洗強度， 制定合理反沖洗周期， 提高反沖洗效果。第三十六條 注水系統(tǒng)運行控制。 合理調(diào)整注水泵運行臺數(shù)與注水 量的匹配關(guān)系，科學(xué)控制泵管壓差，保持注水系統(tǒng)高效運行。加強注水 系統(tǒng)儲罐及管線除垢、清淤等工作，減少水質(zhì)二次污染，儲罐應(yīng)每年清 淤 12 次，注水管線的清洗頻率應(yīng)根據(jù)壓降變化、結(jié)垢速度和沿程水質(zhì) 變化情況確定。第三十七條 分層注水工藝。 分注工藝管柱和工具要滿足分層測試 調(diào)配、防腐、洗井和分層調(diào)剖的要求，優(yōu)先選用橋式偏心等先進分注工 藝。嚴禁油套分注，油層頂部以上必須安裝套管保護封隔器。分注管柱 下井后，要對封隔器進行驗封，要求封隔器密封率 100%。第三十八條 注水

53、井管柱和井況檢查。 當注水量和注水壓力發(fā)生突 變時必須及時進行注水管柱密封檢查，必要時要進行工程測井，發(fā)現(xiàn)套 損、管外串槽等情況時必須修復(fù)后方可實施分層注水。注水井管柱檢查 周期一般不超過 3 年。第三十九條 注水井洗井。第四十條 注水井分層測試調(diào)配。分注管柱驗封合格后，方可進行 分層流量測試和調(diào)配。測試前要對井下流量計和地面水表進行校對。分 注井每年測試調(diào)配 23次，分注合格率下降較快時要適當加密測試調(diào)配。第四十一條 注水井作業(yè)。注水井作業(yè)要大力推廣不壓井作業(yè)技 術(shù)。作業(yè)施工過程中要做好套管保護工作。第六章 注水效果分析與評價第四十三條 注水效果分析重點容。1. 能量保持利用狀況分析。分析注

54、采比與地層壓力水平關(guān)系、壓力 系統(tǒng)和注采井數(shù)比的合理性，提出調(diào)整配產(chǎn)、配注方案和改善注水開發(fā) 效果措施。2. 注水狀況及變化趨勢分析。 分析油田、區(qū)塊和單井注水受效情況、 分層吸水狀況等，綜合評價注水效果，提出改善措施；分析配注完成情 況和小層吸水能力變化及原因；分析含水上升率、存水率和水驅(qū)指數(shù)變 化趨勢與原因，并與理論值進行對比，提出調(diào)整措施。3. 儲量控制程度分析。利用測井資料和油水井射孔資料，分析水驅(qū) 儲量控制程度。4. 儲量動用程度和油水分布狀況分析。應(yīng)用吸水剖面、產(chǎn)液剖面、 飽和度測井、水淹層測井等資料，分析研究油層動用狀況、水淹狀況、 分層注采強度等；利用不同開發(fā)階段驅(qū)替特征曲線，

55、分析儲量動用狀況 及變化趨勢。5. 主要注水措施效果分析。對主要措施（如壓裂、酸化、補孔等） 要分析措施前后注水壓力、注水量、產(chǎn)液量、產(chǎn)油量、含水率等指標變 化及有效期。第四十四條 注水效果評價主要指標。1. 采收率。注水開發(fā)中高滲透砂巖油藏采收率不低于35；礫巖油藏采收率不低于 30；低滲透、斷塊油藏采收率不低于 25； 特低滲透油藏采收率不低于 20。2. 水驅(qū)儲量動用程度。中高滲透油藏水驅(qū)儲量動用程度達到 70%， 特高含水期達到 80%以上；低滲透油藏水驅(qū)儲量動用程度達到 60%以 上；斷塊油藏水驅(qū)儲量動用程度達到 50%以上。3. 可采儲量采出程度。中高滲透油藏低含水期末達到15%-

56、20% 中含水期末達到30%- 40%高含水期末達到70%左右，特高含水期 再采出可采儲量 30%左右；低滲透油藏低含水期末達到 20%- 30%， 中含水期末達到 50%- 60%，高含水期末達到 80%以上。4. 含水上升率。根據(jù)有代表性的相滲透率或水驅(qū)曲線來確定。5. 自然遞減率。根據(jù)油藏類型和開發(fā)階段確定遞減率控制指標。6. 油藏壓力系統(tǒng)。高飽和油藏地層壓力應(yīng)保持在飽和壓力以上，低 滲低壓油藏地層壓力應(yīng)保持在原始地層壓力以上。 注水井井底壓力不超 過油層破裂壓力，油井井底流動壓力要滿足抽油泵有較高泵效。第四十五條 應(yīng)定期對水質(zhì)達標率、注水系統(tǒng)能耗、注水泵機組運 行效率和注水系統(tǒng)效率等進行測試與評價。 對未達到經(jīng)濟運行要求的系 統(tǒng)應(yīng)進行評價分析，提出改進措施。第四十六條 建立完善注水管理指標考核體系。 主要考核指標有分 注率、分注井測試率、分層注水合格率、水質(zhì)達標率、注水系統(tǒng)效率、 配注方案符合率、檢管周期和洗井周期等。 十、關(guān)于進一步加強采出水處理管理的通知 2010.8二、加強采出水處理系統(tǒng)管理1、原油破乳脫水運行管理要求(1) 做好破乳劑的選型工作。要定期開展破乳劑使用效果評價，根 據(jù)效果進一步優(yōu)選藥劑類型，優(yōu)化加藥方案；同時要求加強質(zhì)量產(chǎn)品檢 測。(2