哈萨克斯坦共和国油气田开发统一规范

萨克斯坦共和国油气田开发统一规范2001 年 10 月 20 日2哈萨克斯坦共和国政府关于“批准哈萨克斯坦共和国油气田开发统一规范”的决议1996 年 6 月 28 日 第 745 号为了实施哈萨克斯坦共和国总统 1995 年 6 月 28 日签发的第 2350 令（石油法） ，哈萨克斯坦共和国政府决定：1、批准哈萨克斯坦共和国油气田开发统一规范（附件）2、资源使用者在油气田开发中必须遵守该统一规范3、哈萨克斯坦共和国油气工业部负责监督哈萨克斯坦共和国油气田开发统一规犯中各项条款的完成情况哈萨克斯坦共和国副总理 什拖普克哈萨克斯坦共和国油气田开发统一规范序言首次制订哈萨克斯坦共和国油气田开发统一规范。规范规定了哈萨克斯坦共和国境内的油气田的试采和工业性开发各阶段基本标准和要求，油气田地质研究，储量的计算与核算，设计和编制油气田合理开发方案，各类生产井和油田设施的建设和使用，开发过程的管理，资源和环境保护。根据哈萨克斯坦共和国总统第 2200 令（1995 年 4 月 17 日许可证协议法） 、2350 令（1995 年 6 月 28 日石油法 ） 、2828 令（1996 年 1 月 27 日矿产资源使用法 ）和其它法律条文制订本规范。从油田普查开始到开发结束，根据长期不断获得的油藏信息及其更加详细的认识，在准则中规定了油气田开发设计和完成相应工作的程序。根据早期已通过开发工艺技术方案及其相应协议，必须对油田开发进行监控和分析，并对油田开发方案的设计进行 2-3 次的修改。1. 准备投入开发的油气田1.1 油气田1.11 油气田-是指在一个区块分布一个或几个有利圈闭或者其它类型圈闭的3油气藏。1.1.2 油藏-是指一个、两个、三个甚至更多储油层中有天然统一水动力系统的油气藏。在油气田地质剖面上油气藏的数量可能和产层的数量相等或者比它少。1.1.3 油气藏中地下原始烃类相态分为单相和双相：单相油气藏是指油藏中的原油只含有溶解气，气藏中只含有低分子量烃组成的天然气，凝析气藏中气里含有气态的凝析油。双相油藏是指地下原始状态下油和气共存，石油上方分布气顶。根据含油体积在油藏总体积中的比例，双相油藏可以分为：带气顶或凝析气顶油藏（v0.75）,油气藏或凝析油气藏（0.25v0.50 ）, 气油藏或凝析气油藏（0.5v0.75 ）, 带油环气藏或凝析气藏（v0.25） 。对于双相油藏原始开发系统应优先考虑开采占优势储量的相态成分。1.2 准备投入开发油气藏原始资料的采集1.2.1 准备油田投入开发包括以下工作内容：拥有勘探或者采油许可证，进行勘探工作，进行试采，建立油气藏动态地质模型，计算油气储量。1.2.2 油气勘探包括野外地球物理勘探、钻构造浅井、钻普查井和探井、普查井和探井的试油。在油气田勘探过程中进行油气井试采。在这些工作的过程中收集和积累建立油气藏动态地质模型、计算油气储量及相继编制油藏和油气田的工业性开发设计的原始地质资料。1.2.3 地质勘探工作和油田及油气藏研究应按照国家矿产储量委员会的油气田油气储量远景资源和油气储量预测资源的分类规范的内容、格式和程序来进行。1.2.4 勘探工作是根据专门批准的设计进行，在设计中论述了钻井的数量、位置和期限及其解决的任务、必要的综合研究工作。钻井内容是由每口探井的地质工程任务书决定。获得的资料无论是对于计算储量及其批准，还是对于开发方案的设计，都应该是足够可靠的。1.2.5 在勘探过程中整个油田都应该进行如下研究：地层-岩性剖面及其夹层中油气层和非渗透夹层分界的位置，产层埋藏的基本规律；油田的水文地质特性、划分水压系统和描述所有地层水的物理化学性质；油藏盖层特性及其成分和性4质；油田温度压力的规律性；每个油藏都应该查明：油藏构造；产层总厚度、有效厚度及油气层厚度；岩石的岩性和储集层的孔隙结构；储集层的渗流性质及其在油藏范围内的变化；产层原始含油饱和度和剩余油饱和度；产层的界面性质（亲水性和憎水性） ；产层驱替系数；储集层中油气水相对渗透率；产层中油、气、凝析油的埋藏条件；原始地层压力和原始地层温度；根据差异脱气和接触脱气资料确定地下原油的物理化学性质 （原油饱和压力、油气比、密度、粘度、分子量、沸点和凝固点，含蜡、沥青质、硫及胶质的含量和馏分） ；稠油藏的岩石及其流体的比热、比热阻的平均值；地层条件下的气体物理化学性质（组分、相对空气密度、压缩系数） ；凝析油的物理化学性质（原始凝析油的收缩率、密度、分子量、稳定凝析油的沸点和凝固点、组分和馏分、胶质石蜡和硫的含量） 。在油田勘探所有阶段，根据钻井、试油、井下和野外地球物理分析、岩性和油气性质分析的结果，获得上述资料。在探井的试油和油气藏的试采中可以获得油气藏一系列重要的特性。1.2.6 根据哈萨克斯坦共和国环境保护法 ，在勘探过程应充分考虑地面条件（地形、水库、禁区等） ，寻找确保采油厂生产活动的水源，查清油田剖面上工业排水和其他排水的吸收层，评价建设原材料基地。1.2.7 经相应国家机关的批准，可以在禁区和其他保护区进行普察勘探工作。1.2.8 在三个月内由采油厂进行探井的试油，在获得必要产油量的情况下，进行矿产地质和水动力地质的综合研究。可以获得以下资料：原始地层压力和温度，在油田开发时油井可能的单井产量和井底压力，油层驱替部分的平均渗透率系数，地层传导率、导气和导压系数。1.2.9 在取得采油许可证的情况下，可以对油田和气油田进行试采和对已钻探井进行试采。必要时可以在 C1 级储量的区块优先钻些生产和注水井并投入开发。试采的期限由主管机关根据需要决定。油气藏试采的目的是对现有资料的进一步落实和获得关于油气藏地质-物理特性、油气埋深条件、油井的产能的补充资料。油气藏试采是在有效油气储量编制的基础上，根据按规定程序批准的专门开发设计进行。5在油气藏试采方案中应包括以下内容：投入开采的探井的清单，前期采油井和注水井的数量和分布位置，油井地质-地球物理和水动力综合研究及岩心和地层流体的实验室研究，选择射开油层和油井诱导油流的有效方法，注水井的吸水能力，试采期内的产油水平。此外，通过油气藏试采还可以确定以下问题：注水井投注后水驱油的有效工艺措施，注入井可能的工作制度（注入压力，吸水能力，注入剂的要求和洗井方法等） ，注入井和采油井相互作用的特点，导致注入过程复杂的地质-物理原因（地层产状和渗透率的变化、注入效果差等） ，试采中产量和地层压力的变化。因此，油井的试油和油气藏试采是勘探阶段的一部分，应该把这个时期获得的石油同开发时期（从实施设计的开发系统开始时起）采出的石油区分开。对于具有良好油田地质-矿产特性的小规模的油气藏，可以不要工业试采直接投入工业性开发。1.2.10 油气藏试采设计由国内和国外的有这方面工作经验的研究单位编写，并按规定程序审批。1.2.11 油气藏动态地质模型是尚未投入开发原始油气藏的地质-物理的综合反映，是储量计算和开发设计的基础。通过地质勘探和油田开发不同阶段钻井及其直接分析研究和间接手段获得的（地震、航测等）所有各种的综合性和系统资料编制和落实动态地质模型。油气藏动态地质模型的是一种立体图示化方法，可以通过建立各种地质图、示意图和剖面反映油层的埋藏条件和构造特点。必要的地质图件有：油井的详细对比剖面图（所有其它图表编制的可靠性主要取决与地层对比的质量） ，产层部分详细地质剖面图（标明油气水之间的界面和射孔层段） ，储集层构造图或顶底界构造图（标明内外含油含气边界、地层的相变带或尖灭带和断层线） ，总厚度、有效厚度等值线图。除地质图件外，油气藏动态地质模型特性部分图件是油田地质图件的必要组成：油气田驱动类型图，产层可能的能量图，原始地层压力图，饱和压力和反凝析压力图，岩石的成分图，骨架和颗粒结构图，胶结物的成分图、泥质含量图、碳酸盐含量图，储集层的渗流-孔隙性质（油气水孔隙度等值线图、油气6和水层渗透率等值线图等）图，产层的非均质性定量评价图、储集层分层厚度图、砂岩体等厚图、砂岩百分含量图和储集层渗透率的变化图，地层流体的性质图、石油含蜡量图和气中凝析油含量图等。1.3 油气及其伴生成分储量计算1.3.1 油气储量是指在标准条件下（0.1mpa 和 200C）已探明和正在开发的石油、天然气、凝析油、伴生成分的数量和体积。1.3.2 地下的石油、天然气和凝析油储量称为地质储量。1.3.3 已探明的油气田地质储量分为两类：有经济价值储量（可采储量）和无经济价值储量。1.3.4 有经济价值储量（可采储量）是指在符合资源和环境保护要求条件下利用现代的工艺和技术能够经济合理开采的储量。这部分储量是将地质储量乘以石油、天然气和凝析油的采收率来决定。1.3.5 无经济价值储量是指在目前不能经济合理开采的储量和资源。1.3.6 油气储量的计算通常是在每个地质勘探工作结束和开发过程中进行：发现油气田后，也就是普查勘探阶段结束，为预探明储量；油气田评价阶段结束，大型和特大型油气田的储量要国家审批，而中小油田为预探明储量；所有勘探阶段和油气田试采结束后，储量都应该经国家审批。按第一个油气田开发初步方案（油田开发工艺预方案和气田工业性开发试采方案） ，在油气田开发生产井网钻完后经国家储量委员会批准的储量不能超过以前批准储量的 20%。1.3.7 在开发的所有阶段油、气、凝析油和有工业价值的伴生成分储量的计算和核实储量主要采用体积法，在必要和可能情况下使用其它已知的方法。1.3.8 在有小型油藏试采资料时，为了确定该油藏储量的规模，勘探阶段石油储量的评价可以使用物质平衡法（对气田-压降法） 。1.3.9 在不同勘探和开发阶段，油气及其伴生成分地质储量的计算和核实均有不同储量计算可信程度的差异：在油气田普查阶段- 按每个油藏和油田整体上计算含油、含气、油水带、气水带和油气带的储量；在勘探阶段按油藏分层单独计算；根据第一个开发设计钻完生产井网后-按油藏分油气带和分油气层计算储量，还可按不同产能分块计算。7在标准条件下，石油、凝析油、甲烷、乙烷、丙烷储量计算单位为 103 立方米，游离气储量计算单位为 106 立方米，氦、氩计算单位为 103 立方米。1.3.10 石油、溶解气、凝析油及其中有工业价值的伴生成分的可采储量和采收率主要是根据油田开发工艺和经济技术论证方案来确定的，油田开发工艺和经济技术论证方案要经国家审批。1.3.11 油田最终采收率是由国家和部门机构共同审批，应该更加符合开发方案的工艺、经济和生态要求。1.3.12 石油、天然气和伴生成分储量的计算、审核、批准的顺序应按着条款和说明进行。1.4 油气田投入工业性开发的必要条件如下：油田完成勘探任务，必需进行油藏的试采或油田中某个区块的工业性试验开发，而气田必需进行工业性试验开发；石油、凝析油、天然气及其伴生成分储量通过国家鉴定；有矿山和土地的使用权；矿产使用者获得采油许可证和开展相关业务的许可证；有生态资源部和工业作业安全监察委员会、矿山监察委员会对开发设计文件鉴定的结论；有按规定程序批准的油气田工业开发工艺设计文件、建设设计预算文件；有国家和矿产使用者双方鉴定的油田开发合同。2油田开发设计方案2.1 油田开发设计的参数2.1.1 油田开发方案以勘探成果和国家审批的根据现行储量计算规范为依据。2.1.2 在设计时，通过计算方法直接选用计算参数。2.1.3 直接选用计算参数这是油藏总面积、油层总厚度和有效厚度、渗透率、单层、井的产量和采油指数、油、气、水的物理性质、原始地层压力和油气饱和压力、原始油气比、自喷井中井底压力和井口压力的关系、注水井的吸收能力、采油井含水率。2.1.4 通过计算可以确定可供钻生产井含油有效厚度分布面积，油层总厚度、有效厚度、单层数量、井采油指数和单位采油指数平均值和变异系数的平方，8可以确定生产井的分布面积。根据油气藏试采资料必须确定：当井底压力低于饱和压力时采油指数的减小程度；按注水井的实际注水量和采油井的实际含水率可确定地层条件下水和石油的流速比值与水驱油的不均匀指数，还可计算油层小层渗透率。在缺少必要的物理资料的情况下，应按地球物理资料确定油层小层非均质性，而水与油的流速比值按粘度和剩余油饱和度计算；当井底压力低于饱和压力时采油指数的减小程度与类似油田其它井进行类比来确定。与类似井网的其它油田的资料进行对比，可查明一些地质因素地层储油性质不均匀变化（有效厚度、采油指数） 。2.1.5 油田开发方案的实施是要根据哈萨克斯坦共和国石油天然气工业部批准的油气田开发工艺设计方案来执行的。2.1.6 在必要时，可以对部分小油藏或大型油藏部分地区或工业性生产的区块进行试验工业开发。新工艺和已有工艺技术，根据已批准油气田开发方案的开发及相应地质条件，对油田和油气田进行试验工业开发。在油田或油气田工业性开发试验设计方案都要对以下几个方面进行论述：进行工业性开发试验要选择小油藏或大型油藏代表区块；采油井和注入井的数量和分布位置；工业性试验开发生产工艺技术；专业设备和作用地层药剂的要求；开发过程监测综合研究方法和获得地质物理性质补充资料；为了评价开发工艺效果所必须的试验工业开发时间；在进行油气田工业性开发试生产期间要制定产油产气水平和注入水平；有工业设备安装工程系统的主要要求；工业性开发试验生产工作要提出的工艺和经济效果。2.2 选择油田开发系统2.2.1 油田开发包括各种技术和工艺措施:井网条件、合理开发条件、组织注水、开发监测。这个综合措施形成了有一系列相互联系的开发系统。92.2.2 每一个开发层系有其合理的开发系统，在获得足够经济效益的情况下，这个开发系统与地球物理条件和技术可行性相符。2.2.3 通过系统研究主要因素和最优化方案来选择合理开发系统。对以下几个方面应多加注意：开发层系的划分；井开采方式和制度； 井网分布和井网密度；油气层注入方式；采油井和注入井井底压力。2.3 开发层系的划分2.3.1 开发层系是指供单独开发井网开采的油气层或厚层状油气层或一部分。在油气田开发设计的第一个阶段，主要考虑地质-地球物理、生态和经济因素，以优化的形式划分开发层系，一般划分出一个、两个或更多个开发层系。2.3.2 把具有统一含油高度、相似的石油物理-化学性质、储集层性质、油藏驱动类型和地层压力的油气层合并成一个开发层系。2.3.3 在多层系油气田中必须划分出两套或更多套开发层系，要考虑含油层系之间在平面上存在稳定的非渗透层。2.3.4 为了确保在无水期和水淹期的开发过程中油井具有较高的单井产量，划分开发层系时，应该考虑其有足够的油藏单位面积储量和产能。2.3.5 不合理的划分大套开发层系能够导致：单井可能的产能偏高，分层开发时的产能大大低于合采时的总产能，所有层的监测调整措施更加复杂。2.4 开发层系驱动方式的选择2.4.1 油田开发可以分为两种驱动方式：天然驱动方式和恢复地层能量的人工驱动方式。2.4.2 第一种驱动方式包括天然水压驱动，在这种方式下，水从含油边外流向油藏内部驱油，还有弹性驱动、溶解气驱，此外，如果存在较大气顶，由于天然气膨胀形成天然气压驱动，随着气体从气顶放出和原油无控制脱气，油层采收率会很低。2.4.3 第二种驱动方式采用各种方案向地层注入各种驱替剂对地层进行作用。102.4.4 可以作为驱替剂的有：各种天然水源的水和经过清洁、脱气后的工业用水；经过各种化学剂处理的水、热水、蒸汽、气体和其他载能，一般呈水环形式的能量载体。2.5 井网2.5.1 在油田开发设计时，主要设计基础井网（生产井）和后备井网。2.5.2 生产井是指按照正方形或者三角形井网，以相同井距或是加大井排的距离和减少井距的方式部署开发区块上的全部生产井。2.5.3 后备井是指落实开发区块油层地质结构需钻的后备井。2.5.4 对每个开发层系需要选择合理井网密度，合理井网密度是指在较充分利用地下资源条件下该井网总采油井数能达到油田最佳经济效益。2.5.5 在选择合理井网密度时应该考虑以下一些地质因素：单位面积石油储量，地下原油性质（粘度，油气比，地层压力和饱和压力比） ，产层特征及其非均质性，储集层的渗流性质。2.5.6 水动力学计算基础上，合理的井网密度应该采用多个经济技术方案对比后确定。2.5.7 在 2-3 套以上开发层系的油田，油水井的布井要综合考虑到布井的合理性，为整个地面工程建设创造最佳条件，防止层系间流体串流。2.6 注入井的布井2.6.1 注入井的井网有：在开发区块上均匀布井和不均匀布井，无论是在含油边界外，还是在含油边界内，都可以布成线性、圆形或其他形状注入井。2.6.2 注入系统决定注水井和注液井的布井方式。2.6.3 注入井均匀布井方式可以在所有开发区块上布成五点法、反七点法、反九点法或边内面积注水。2.6.4 在开发区块上注入井非均匀布井方式可以形成边内选择性注入方式。2.6.5 在含油边界外或沿含油边界可以布成边外注入系统或边缘注入系统。2.6.6 在含油边界内部署行列式注入井时，可以形成行列式、隔离式和把油藏切割成块注入系统，在注入井排间布 1-5 排采油井。2.6.7 必要时，可以用点状注入或和边外注入一起对行列式边内注入方式进行补充。112.6.8 注入井的部署决定于油层结构特征、地下流体性质和其它地质-物理因素。2.7 选择注入井和采油井井底压力根据设计的单井的最大日产量（采油井和注入井一起） ，并考虑当井底压力小于饱和压力时采油指数减小，确定采油井井底压力。在保持较高注入压力和合理的采油井和注入井比值的情况下，合理的井底压力应该保持在饱和压力的水平上。2.8 油田开发方案和经济技术指标2.8.1 在油田开发设计报告中应该论证的主要经济技术指标：产油量、产液量、目前含水率、生产井数、报废井数、注水量、累计采油量和采液量、扣除运输费用和税收的成本和日常费用、贷款额、支付贷款和偿还贷款（标明完全偿还贷款年限） 。2.8.2 开发层系的年度指标应该考虑开发不同阶段。可分为四个开发阶段：第一阶段为打基础井网和产量增加阶段；第二阶段为稳产阶段；第三阶段为产量急剧下降阶段；第四个阶段为产量长时间保持较低水平，缓慢下降阶段。2.8.3 在开发层系和油田开发设计报告中应该制订三套年度经济技术开发指标方案。2.8.4 第一套方案是天然的地层能量枯竭式的开发方案。在以后的油田开发设计报告中 ，应把前期实施的合理设计方案作为首要方案，但考虑油层产能和地质结构及新工艺技术和新的经济情况，现在需要重新修改开发方案。2.8.5 第二套方案应该是在选择最佳参数基础上编制的合理的开发方案。2.8.6 第三套方案建议的合理的开发方案应用的工艺及其开发速度是仅在油田开发实验区块应用并取得一定成果，但还有一定的风险性。2.8.7 在必要时，需编制三个以上开发方案，实际上不同开发方案考虑采油井各种钻井速度和银行贷款额度。2.9 油田工业性开发设计报告2.9.1 为了工业性开发油田必须编写：开发工艺方案、开发设计、修订开发设计、补充开发设计，如上述某种设计方案不需要,可以不要和编写。2.9.2 除了编写开发设计报告，还应该编写实施开发方案的总结报告，开发分析报告，并提出完善油田开发的有效建议。122.9.3 随着原始石油储量和局部地质构造的特点的不断落实、油藏采出程度的变化，克服原有开发设计中的不足和经济形势的根本变化，必须相继地重新修改开发设计报告。2.9.4 油田开发设计方案的误差常常是由于原始资料的不足，在有限的钻井资料条件下导致油层参数不准确，以及在内容和数量上没有按完成设计的工艺技术措施实施。2.9.5 开发设计的方法、选择地层主要参数的分析方法、开发系统合理的标准和符合油田特征的开发系统是油田开发方案设计应有的工作顺序。 2.9.6 在几个矿产使用者共同开发大型油田时，每个开发设计报告（根据相应许可证划分区块） ，都应该对整个油田所有工艺技术措施和开发指标来编制。2.9.7 为了更加有效利用地下资源，在设计中资源使用者还应该互相协调开发工作的顺序和内容。2.9.8地下资源和环境保护法 、评价油田环境影响部分是所有油田开发设计方案报告的必要组成部分。3.油田工业性开发3.1 采油井和注入井井身的结构和钻井揭开油层的方法3.1.1 钻井是成为油气田已设计开发系统的主要阶段之一，要全面地按着钻井统一技术标准的要求进行，该钻井统一技术标准有地质和资源保护部、油气工业部批准，还经哈萨克斯坦共和国矿产监察委员会和工业安全工作监察委员会通过。3.1.2 建井设计的原则如下：钻井应该按一批井或单井的建井技术设计进行。技术设计是建井过程的基本文件，由国内和国外的研究院和设计院编制，并按规定的程序报相应的国家部门通过。在设计中规定了揭开油层的质量、固井可靠性、钻井工艺设计所有要求。在建井设计时应该遵循现有钻井基本工序和环境保护的标准的文件 。建井技术设计根据建井设计的任务书进行，该设计的任务书由油田开发者按油田开发工艺设计方案和地质勘探工作设计编写。油田开发者负责设计的原始资料的可靠性和准确性，设计单位负责设计的质量。13建井应该按钻井公司（承包方）和有相应的许可证采油厂（委托方）之间的合同进行。为了提高作业质量和安全性，根据国家主管机关（地质和地下资源保护部、油气工业部、国家监察机关）的要求可以对设计进行改变。委托方和设计单位都应该对设计的完成情况进行监督。钻井公司应该遵守设计和负责建井质量。3.1.3 各种钻井都必须完全符合部门或单位的现行规范和标准要求。建井时，如果它们不低于哈萨克斯坦的标准且不相矛盾，可以利用国外的标准。所有的建井作业必须完全按着设计研究院编制的工艺技术任务书的要求进行，为确保井口和井底的实际位置和设计位置相同，必须进行综合性地球物理测井工作。钻井方法和其它相应的钻杆、钻头、泥浆的类型和方法，都应该按工艺的设计程序办理，要决定并阐述油田揭开不同地层压力条件产层的方法 。正如钻井设计工艺任务书中阐明的那样，油田开发设计方案中指明了钻井工艺问题。在技术设计中应该确定备用泥浆的体积。对于钻高油气比和异常高地层压力的油井、气井和凝析气井的循环系统，应该预先考虑到利用专门设备对泥浆进行连续脱气。根据油田勘探设计和油田、气田、凝析气田开发工艺设计，应该对高含硫化氢、存在盐膏岩层、异常高地层压力和温度的油田建井有一定的特殊性，在单井的或成组井进行钻井工艺技术设计。当硫化氢的含量超过 6%时，所有的钻井作业都应该按着高含硫化氢和其它有毒有害物质的油田勘探开发安全作业说明书和含硫化氢的海上油田勘探开发技术安全、环境保护的补充要求来进行。3.1.4 井的结构是指一组相互配套不同直径和长度套管、钻开产层下套管固井环形空间和井口设备的总称。井身结构应该确保其钻井和生产的可靠性、工艺性的合理性和安全性。其中包括：选择最佳生产套管直径和井底结构，在油气生产过程中尽可能利用开发层系的产能；在利用油藏天然驱动方式和保持地层压力开发条件下，为了使油井有最合理开采方式和制度应采用有效设备的可能性；在建井和开采的所有阶段安全工作，不要发生事故和任何复杂事件；14揭开油气井地层剖面，要获得必要地质资料。首先要使油气井具有坚固性和耐久性、套管环形空间要密封性，要保护地下资源和环境。尽可能统一套管和井身的规格和类型。当油气井修井和测井时做好油井的生产条件。便于安装截流阀和井下封隔器的可能性。采用气举开采的井身的结构应该满足气井身结构要求。应该在开发设计方案和钻井设计中进行论证注热水井、蒸汽井、气井的井身结构。在油田、气田、凝析气田上，在探井获得工业油气流后，其井身结构应该满足生产要求。3.1.5 根据钻井的目的、具体的地质剖面、地面条件和环境保护要求来设计钻井的井身剖面。采用垂直井和产层水平段的定向井。定向井身剖面类型、钻柱下部组合装置、钻井参数、钻井速度和其它综合措施的选择应该保证：在目前钻井技术和工艺条件下安全钻完设计的深度；在最短时间和最小消耗条件下确保建井质量；在允许偏离标准范围内，达到设计的井底位移；井斜小，弯曲半径不超过允许值；套管、钻柱下部组合装置和在油气井开采、井下修井过程中下入的井下设备的滑车装置具有自由通过的能力。预防套管破裂、键槽和工具、测量仪器的卡钻。当油气田开发设计方案采用钻水平井时，应该论证水平井的井身剖面。在设计水平井单井钻井工艺技术任务书时，必须保证该水平井能完成所有综合测井工作。3.1.6 在建井时，地面设备和井口装置应该尽可能和钻井具体的地质技术条件相互配合。根据下列参数选择钻机类型：钻杆或加重钻杆及其组合的最大允许工作负荷；大钩允许的工作负荷应该超过空气中加重钻杆重量的 40%；泥浆未经机械净化处理，禁止钻井；在下入表层套管或技术套管后，再按顺序下套管时，15在揭开气层、凝析气层甚至油水层；要在井口安装防喷装置。防喷装置、井场输油输气管线（节流和压井管线） 、液压力操纵房、节流控制室和防火装置的选择与具体的矿山-地质条件有关，还与完成以下工艺作业有关：下入和起出钻杆时井口的密封性；按通常工艺洗井；当下部防喷闸板阀闭合后，悬挂钻杆柱；钻杆切割；压井时对井况的监测；上下活动钻杆，避免卡钻；在井口密封条件下起下部分或全部钻杆；在打开异常高的地层压力和含高硫化氢（小于 6%）的油气水层，在井口至少要安装三套防喷器（其中包括一个万能的防喷器） ；在揭开异常高的地层压力和高含硫化氢（含量大于 6%时）的油气水层，在井口至少要安装四套防喷器（其中包括一个万能的防喷器和一个带切割闸板的防喷器） 。根据哈萨克斯坦油田建井钻井作业统一技术规范来安装和使用井口防喷装置。3.1.7 在钻井过程中，揭开生产层时，应该尽最大可能的保护好近井地带的原始状态。根据产层地质-物理特点、地层储集物性和渗流特点，还要考虑钻井过程中测试的目的和方法对揭开产层的泥浆的类型和参数应该在建井技术设计中加以论证和说明。选用泥浆系列的质量主要保护好储集层原始渗透率和含油饱和度以及进行必须的地球物理测井的可能性。委托方和承包方的地质工艺部门负责监督揭开产层的质量。根据固井说明书实施套管固井作业，保证封堵所有产层，不能使套管外部油、气、水有相互串流的可能性。在进行套管固井作业时，为了保护孔隙-裂缝型储集层原始渗透率，应采用低渗透性能和低总矿化度并和揭开这些产层时使用的泥浆的矿化度接近的固井液。在接上套管帽后，依据现行的标准检查套管的密封性。对于含硫化氢、二氧化碳和某酸性气体的油田，应采用防腐套管和固井液。由测井专家负责检查套管固井和封隔地层的质量。综合地球物理测井应该检查以下指标：实际的套管直径和壁厚、下入套管实际的位置、获得套管外水泥分布状况资料、查清套管和水泥、水泥和岩石之间可能的孔道、间隙和串流，查清套管外空间存在气体和液体的情况。16结束套管固井作业要通过井下测试工作。3.1.8 产层和井筒的相互连通可以采用套管固水泥后射孔，产层段不固井而下入筛管或裸眼等方式。射孔是打开生产层最普遍采用的方法 。在套管射孔以前，根据建井设计决定批准的方案，井口应该安装射孔闸门或防喷器，井内要充满泥浆，泥浆的最小密度，既能保护储层的原始渗透率和原油饱和度，又能防止油气显示。在下套管前，获得测井实际资料后，油气田找标方地质部门应该提出打开油层的方法和射孔层段。射孔方法、作业顺序、应用条件由射孔爆炸作业说明书、井下爆炸安全作业统一规范和打开地层临时说明书来决定。根据油气田产层的地质特性和射孔方法应用条件，应该选择射孔的方法、类型和孔密度，不至于破坏套管和水泥环。在下入装填好的射孔枪前，应该向井内下入带井底压力计通井锥，以便监测仪器下入状况和套管内部压力。射孔时应该观察井口液面位置，不能下降。在装井口设备安装前，自喷装置应该进行试压，装完井口后，压力应该和开发套管的生产压力相等。3.1.9 采油井试油结果能获得工业油气流成为钻井的组成部分。油井的诱导油流工作应遵守工艺条件，并保证建井设计中规定的技术方法和原材料。为了确定最佳生产方式和产层水动力学特性，油井的诱导油流工作应该按典型标准或单独试井方案进行。诱导油流工作应该按下列工艺措施办：采用洗井液应该最大限度处理近井地带；保护近井地带的产层结构；防止底水和气顶中气突进；进行液体热动力学研究，确定产层定性和定量的特性及其地球物理参数；预防油气水失控和井喷；预防套管变形；保护地下资源和环境。对复杂地质条件的 （异常高地层压力、含硫化氢和其它酸气、高温和高油气比）油井，在揭开油层进行诱导油流时，应该编写单井测试方案。在诱导油流过程中，应该进行热压学和水动力学研究，取样和分析流体样品研究，确定产液量中含水率。17油气井测试的结果，认为该井产层是有生产能力的，获得产量是有代表性的，可以认为该井测试成功，按着工艺技术设计标准和要求进行测试，该井未获得好的结果，要分析其失败的原因，确定进一步的工作计划。在必要时，通过对产层重复二次射孔或处理近井地带恢复油井产能，具体的方法、工艺措施和参数，根据油藏地质-物理特性来选择。根据油气田开发设计文件和油田开发现状、油藏地质特点，油气田操纵者选择油气田开发方式和井的设备，提高油井产量和注入井的注入量。在完成钻井设计任务书所规定的全部钻井和测试工作后，建井结束。3.1.10 完井后的交井顺序，根据签署的生产作业合同，由承包方将油气井交给油气田甲方。当油气井完井后钻井公司必须将下列按规定程序编写的作业交接书交给采油厂：井位部署任务书，钻井设计任务书（标准地质技术施工单） ；钻井开钻和完钻报告；套管井口补心海拔测量说明书；所有测井资料和解释成果；套管的计算成果：套管参数、直径、壁厚、钢型和非金属套管必要的特性等；套管固井质量验收报告，包括固井使用的水泥量的计算、固井时泥浆的比重及其质量、泥浆上返井口的原始资料或水泥返高（水泥环直径） 、套管丈量报告、套管配置组合和固井前泥浆比重；全部下井套管密封性测试报告；每个油层测试和诱导油流工作计划，套管射孔报告（标明射孔层段） ，射孔方法，孔眼数量；每口试油井都应该有该井测试生产资料（产量、产能、压力、油气水分析） ；油管规格和类型，起动阀装置的深度；描述钻井和测试全过程的油井录井记录，岩心描述报告，钻井过程、油气显示和井身结构说明书；套管拉力报告；井口设备报告；各井地质文件提交报告；井场地面整理报告。3.1.11 封闭井和报废井如果试油时获得工业油气流，油田还没有建设和准备投产，油井需临时封存。封存的方法取决于地层异常压力系数和封存的时间。根据现行的封井标准和说明书进行封井。如果在探井试油时，一个层位也未获得工业油气流，根据封井和报废的现行标准进行报废工作。井报废的原因既可能是由于地质原因（已达到探井地质任务） ，也可能是由18于技术原因，但所有井的报废必须依据封井和报废的现行标准。在所有报废井中，都要封堵住层间、管间油、气、水串流现象和防止形成二次生油气藏的可能性。应该根据基准井、参数井、普查井、勘探井、开发井、观察井和专门井的井口和井身的标准和规范进行组装报废井和被封的井的井口和井身。3.2 油气层增产系统的应用3.2.1 油气层增产系统是根据油田开发设计方案要求而提高油气采收率的开采综合性工艺技术措施。油气层增产综合技术方法有：工作剂来源（水源地、气井、化学试剂提供商、含水石油的破乳设备） ，输水、输气 、输成品油的管道，高压泵站和压缩机泵，注水井。油气层增产系统应该保证：为了使一些区带、产层和整个油田恢复地层压力，并将油气驱到近井地带，必须向开发层系注入必要的工作剂；工作剂的成分、物理化学性质、混合物含量、酸、微生物的处理必须达到一定的标准；注入井的吸收能力的系统测量，不只是每口注入井或注入井组、开发层系和小层，而且包括整个油田注入量的计算；长期监测注入工作剂的质量和性质；首先从注入井密封性观点出发，确定其注入性能的可靠性。油气层增产系统效率应该保证每个开发区块和整个油田达到最大的设计的工作剂的注入量。3.2.2 油气层增产系统最基本的单元是注入井，通过它将工作剂注入地层。注入井的井身结构（套管直径、钢型、水泥返高等）应该保证：在一定注入压力条件下，注入相应的工作剂；可靠封隔地层和开发层；进行多种测井工作、作用地层近井地带措施、甚至可进行修井；注入井的井底结构应该确保揭开整个产层最大厚度的渗流表面。 3.2.3 注水井有效工作取决于对它的合理的生产，注水井的效率为开发层系总厚度的综合性吸水指数。上述任务可以采用恢复近井地带的原始渗透性得到解决，并且在必要的情况下可采用压裂方法改善它的渗透性。通过井内排液恢复在钻井过程中被污染的近井地带的渗透性，边外或边缘19的注水井通过抽汲或下入离心电泵来排液；油田内部注水井的排液是通过油井可能的最大生产量并连接集输系统进入成品油库。在有利的地球物理条件（油层的高渗透性）或成功地恢复渗透性的情况下，注水井在排液后通过注水站的注水系统对注水井注入工作剂。在不利的产层地球物理条件下，为了保证油层的吸水性，可以通过补充措施的作用来改变生产层的特性，包括以下几个方面：形成油层可允许的最大生产压差（降低井筒内部液面，相继注入一定水量）：在反循环洗井过程中液体充气。在高压条件下周期性注水,预防井筒自溢（水力抽汲法） 。在提高较大的注水工作压力的条件下，采用增压泵（水泥车）向产层注水。水力喷砂射孔和相继进行产层液体压裂。对井底进行酸化液或表面活性剂处理。对井底进行热处理等其它工艺措施。3.2.4 在注入污水和其它腐蚀剂的条件下，为了防止输油、气、水管线、套管或其它设备要求、腐蚀抑制剂、管外环行空间密封等方法进行防腐。为了准备好注入产层的水溶剂、表面活性剂、酸、碱、和其它的化学聚合物必须采用不起化学反应的、不会形成沉淀物的水溶液，除此之外，也不能采用与地层水相互化学作用注入液，这样有利于从产层中驱油。注水井注入剂的使用要按地质技术部门计划进行，并经石油天然气开发管理处领导批准。3.2.5 在开始注入剂时，应该连续注水并且在油田开发方案中确定了注水井完钻交井时间、开始注水时间和注水量。在任何情况下，注水井注入量计算结果都不能使井底地层压力不低于地层饱和压力。在油田开发初期，一般要在油田边外和边缘地带进行注水。在油田内部注水条件下，为了不使钻井条件复杂化，在钻完注水井周缘全部生产井以后，注水井才开始注水。20在油田内部采用行列式注水井排时，最好采用相隔一口井距进行注水较为有利，为此，在油田开发初期，注水井系统与采油井系统相互分布，当采油井采出可能最大油量后，含水率很高，可转为注水井。3.2.6 根据每口井地层情况每季度额定一次注入量，并对每口注水井额定生产工艺制度，注水井生产工艺制度分述如下：每天的注水量，对每口注水井和每个层系注水质量的基本要求。注水压力，按照注水工艺标准确定。注水井工作制度和技术措施，由保持地层压力与石油天然气开发管理处地质技术生产部门共同制定，并由领导批准。注水定额和标准是由下列基本情况确定的：如果产层和区块累积注采比小于 100%，应根据生产能力、注水设备和注水井吸水能力，为了弥补注入量不足，油田现今采液量要大于 30-50%。如果产层和区块累积注采比达平衡状况，应考虑注水量损耗，注水量应该等于或略大于油田采油井总产量，但不超过 10-20%。若油田面积较大且地层非均质性严重，则应首先根据那些位于渗透小些彼此接近区块内的注水井组，然后再根据区块内个别井来确定注水量。对于多油层，开发层序和区块的注水量应由各层分别确定。3.3 注水井和采油井的开发3.3.1 采油井根据生产能力和含水率，可采用自喷采油和机械采油方式，机械采油包括各种泵类采油和气举采油。3.3.2 在自喷采油方式下，井下石油举升到地面靠的是地层能量，这种方式通常在油田开发初期（无水阶段）采用。随着自然水淹的出现，采出液的平均密度增加，天然气含量降低，最终导致综合日产量下降，最后终止自喷，尽管此时地层压力仍保持在原始压力水平上。由于自喷式采油日产量下降，在经济上无力可图，因而转到了现有条件下更有经济效益的机械式采油。.3.3.3 根据采油井的性质、自然气候条件、油田中设备的安装使用条件等选择下列特殊泵类装置：21杆式深井泵 离心电泵3.3.4 在复杂条件下（开采高粘度液体、机械杂质含量高和深井中动液面低）必须使用特殊的泵类装置：螺杆泵 隔膜泵 水力活塞泵3.3.5 根据井的特点、天然气性质和资源情况，采、注气使用的井下及地面设备气举法采油时使用下列基本气举流程：压缩气举 无压缩气举 井下气举连续气举 周期气举3.3.6 开发层序的采液量和采油速度、采油井井底和井口压力、极限自喷压力及转入机械式采油甚至采油方式的选择都将在油田开发设计书中进行论证并由石油天然气开采单位按照地址技术措施计划任务书来负责实施。3.3.7 无论采用何种采油方式开发井都应有压缩泵筒，泵筒的材料、型号、下入深度取决于采出液的性质、井下温度和压力条件、开采方法，并根据已批准的方案方法来确定。3.3.8 石油天然气开发管理部门应根据已批准的适宜该油田开发特点及每口井具体开采情况的方法和方案对所选开采方式中的井下设备进行选型，并确定其下入深度。3.3.9 采油井的设备选择必须保证：采油井的正常安全生产采出液的额定标准设备具有较高的有用功率和较长的检修期与其它方法相比费用较低对油井开发过程和工作制度可实行监测和调整3.3.10 在自喷采油的情况下为了更好利用地层能量、延长自喷采油期、并保证油井工作制度的稳定性（没有波动现象） ，应考虑安装下列井内设备中的任意一套装置：在抽油管的下部安装封隔器用以密封管外空间或者下入用专用的喇叭口收集石油中逸散出的天然气，并送入油管内。安装截流封闭器用以密封管外空间阻断油气混合物在油井发生事故时沿油管流动。安装井下油嘴用以调整油井的工作制度，以便在采油过程中能最大限度地22利用油中分离出的天然气的能量。可在井下安装一个或几个气举阀门，在自喷采油或者自喷采油结束后进行气举采油的情况下保证气体从油套环形空间进入油管，这一点如果油田开发设计方案中有规定的话。3.3.11 利用天然气做注入剂的无压缩气举采油方法只有在天然气能够回收利用的情况下方可使用，井身结构此时应符合气井的要求。3.3.12 在利用泵采油的情况下，为了防止气体、砂、机械杂质进入采油泵，必须使用专门的清除装置（油气分离器、除砂装置或其它设备） 。3.3.13 如果油田开发中井经常受到热力作用，选择井下设备时应该考虑其能够在高温条件下和腐蚀物含量高（二氧化碳，硫化氢）的情况下仍能正常工作。3.3.14 只有在井下和地面设备能够保证分层计算产量，实现分层研究的情况下，可以用一口井同时分层开发两个或多个层系。3.3.15 注水井的投产顺序、日期在工艺流程和开发方案中确定。含油边界内的注水井在初期可连接储油层当做采油井使用。3.3.16 已经出现事故性油层漏气或环空漏气的油井禁止使用。3.4 确定和检查生产井的工艺制度3.4.1 注采井的投产井数和工作制度应根据开发方案所采用的开发指标：油气水采出和驱替剂注入的量、注采动态等在开发方案设计中确定。3.4.2 根据对开发层系所采用的基本开发指标、实验室基本化验结果以及地球物理测井和水动力测试地层资料，对每口采油井要确定采液量的技术指标，对每口注入井要确定驱替剂的注入量并形成相应文件。3.4.3 为监督油井工作状况和审查地质技术措施实施情况，必须掌握如下第一手地质技术资料。注采井生产日报表产油量地质技术措施实施班报表、含水率地面设备和地下设备维修班报表3.4.4 根据油、气、水的采出定额标准，编制采油井采油工艺制度并报主管部门领导审批，该工作将根据开发条件的稳定性每月或每季度进行一次。3.4.5 在编制采油井采油工艺制度的同时，应编制保证从井中、开发层系中采出23定额油量的地质技术措施并上报审批。3.4.6 在采油井采油工艺制度中应根据不同开发方式，明确下列基本参数：日产液量 、含水率 、 油气比井口和井底压力或井筒里的动液面位置油嘴直径、 油管直径和下入的深度（对自喷井而言）柱塞的大小、抽吸次数、 冲程、泵的型号、下入深度及泵径（对泵类采油而言）单位流量、气体工作压力、井下装置和工作阀门（对气举采油而言）气锚及封隔器的类型和下入深度 井底流量计和其它3.4.7 油气生产部门的地质服务队和生产施工服务队将负责对采油井的采油工艺制度执行情况进行监测作为监督检查，上级单位和哈萨克斯坦国家工矿业安全检查委员会也会进行监控。3.4.8 为了监督检查油井的工作制度，应安装监测仪器和装置以便进行井口流体取样、井下工具下井、测量记录油气水量、井底和井口压力、动液面位置等。3.4.9 如果没有安装单独计量流量的技术装置，新井将不允许投产。3.4.10 所有的监测仪器和装置应该通过标准校对和校验，此标准按全苏国家标准和行业标准执行。3.4.11 油井工作制度方面的资料进行保存、分析和归纳，采油车间对采油工艺制度执行情况进行日常监督和分析研究，查明违反工作制度的原因，并提出提高油井和设备开采效率的措施。3.4.12 石油天然气管理部门的地质技术服务队按不同开发层系、区块和开采方式对油井工作制度分析结果进行总结并在年报中反映出来。3.4.13 石油天然气开发管理部门对每口注水井都应编写记录其所有开发指标、所实施的地质技术措施、效果、检查井口设备和油层套管的密封性和安全性等方面的技术文件。通过分析压力恢复曲线、利用井下流量计、电阻率测量仪、电子温度计、放射性同位素、套管分段试压等研究方法来确定井内套管密封性和管外循环状况。3.4.14 采油井的技术状况和井下设备必须保证：24使井能够按批准的某一时期内所采用的工作制度进行采油；可对该工作制度及其它时期已变换的工作制度进行监测、测量套管内及井口的压力、液体和气体的日产量、含水率、工作压力、天然气的单位流量、泵筒内压力和生产能力、井口取样等等。进行开发水动力测井用以研究油层性质和采出液的动态变化，检查井况及设备状况，进行开发监测和调整。预防和消除油井采油时发生复杂情况的措施。对井底和近井地带油层进行处理。3.4.15 为了便于对生产井工艺制度和各油层开发过程进行监测，所有井应安装能够监测井口和井筒压力的压力计、井口采样装置和测量温度装置，为下入井下仪器的井场设备和防喷设备（压力计、温度计、流量计、取样器和其它设备） ，除此之外：在气举方式采油时，井口设备应补充安装有压力计、流量计和其它装置，用以测量和调节工作气体压力和流量。用杆式深井泵采油的井应考虑安装利用井内回声仪、波长仪测量的井的载荷和液面变化、进行油套环形空间取样等作业的设备。使用离心电泵的采油井应在井口设置控制工作站，用以检查和改变泵的工作制度，并在井下设备安装遥控系统以保证测量泵的压力和温度。利用水利活塞泵采油的井应安装监测潜水部件的冲程、工作液压力、液体净化程度的仪器设备。注水井应借助井下和地面仪器经常检查井的吸水能力、注入压力、注水波及体积。3.4.16 井间干扰和注入水在地层中的运移情况应根据水力诊断法测得的油层中不同点的压力分布情况、通过地球物理方法和注水井中加入示综剂的方法进行研究。3.4.17 注水井测井工作的周期和工作量由石油天然气开发管理部门根据批准的地球物理测井必测系列以及开发方案要求来确定。3.4.18 在采油井工作制度被改变时，应迅速采取措施，查明和消除油井各阶段实际工作参数偏离设计参数的原因（如沙堵、气、水进入井底、结蜡、结盐、25水合物、腐蚀等） 。3.4.19 在油井大量出砂的情况下，应对近井地带进