油田公司管理制度摘要

1、油田公司管理制度摘要一、油田开发管理纲要 -石油勘字 2004201 号第一章总则第四条油田开发主要包括以油田开发地质为基础的油藏工程、钻井工程、采油工程、地面工程、经济评价等多种专业。第十条本纲要适用于股份公司及所属油(气)田分公司、全资子公司（简称油田公司）的陆上油田开发活动。第二章油藏评价第十三条油藏评价部署方案的主要内容应包括：评价目标概况、油藏评价部署、 油田开发概念方案、 经济评价、风险分析、实施要求等。4.油田开发概念方案包括油藏工程初步方案、钻采工艺主体方案、地面工程框架和开发投资估算。钻采工艺主体方案要提出钻井方式、钻井工艺、油层改造、开采技术等要求；地面工程框架要提出可能采

2、用的地面工程初步设计。第三章开发方案第十九条油田投入开发必须有正式批准的油田开发方案。第二十条油田开发方案编制原则是确保油田开发取得好的经济效益和较高采收率。 油田开发方案的主要内容是： 总论；油藏工程方案；钻井工程方案；采油工程方案；地面工程方案。第二十五条采油工程方案编制应从油藏特点出发，充分利用油藏工程的研究成果，按照油藏工程方案的要求进行设计。方案编制要与油藏、钻井、地面工程相结合，在经济上进行多方案比选并综合优化，采用先进实用、安全可靠、经济可行的采油工程技术。第二十六条采油工程方案的主要内容应包括：油藏工程方案要点；储层保护措施；采油工程完井设计；采油方式和参数优化设计；注入工艺和

3、参数优化设计；增产增注技术；对钻井的地面工程的要求；健康、安全、环境要求；采油工程投资概算；其他配套技术。第二十七条地面工程方案设计必须以经济效益为中心，以油藏工程方案为依据，应用先进适用的配套技术，对新油田地面工程及系统配套工程建设进行多方案技术经济比选及综合优化。地面工程方案设计要注意确定合理的建设规模，以提高地面工程建设的投资效益。第二十八条地面工程方案的主要内容应包括：油藏工程方案要点；钻井、采油工程方案要点；地面工程建设规模和总体布局；地面工程建设工艺方案；总图运输和建筑结构方案；防腐工程、防垢工程、生产维修、组织机构和定员方案；健康、安全、环保和节能等方案；地面工程方案的主要设备选

4、型及工程用量；地面工程总占地面积、总建筑面积；地面工程投资估算。第三十一条油田开发方案的优选要以油藏工程方案为基础，结合钻井工程方案、采油工程方案、地面工程方案配套形成23 个方案，进行投资估算与经济评价。第三十二条新油田全面投入开发3 年后，应根据油田实际资料，对开发方案的实施效果进行后评估。评估主要内容包括：开发方案设计指标的合理性；工艺技术和地面工程的适应性；各种经济技术指标的符合程度等。要根据评价结果修正油田开发指标，作为油田开发过程管理的依据。第五章开发过程管理第五十六条综合治理方案（年度综合调整方案）的目的是落实油田年度生产任务和调控指标。针对影响油田开发的主要矛盾，确定相应的调整

5、措施。方案的主要工作内容是调整油水井的工作制度、对油水井进行增产增注措施（包括油层改造、堵水、补孔、大修等）以及动态监测取资料要求等。第五十九条采油工程主要技术指标包括开井率、 生产时率、泵效、检泵周期、 免修期、吨液耗电、方案分注率、 分注合格率、 注水合格率、作业一次合格率、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实际情况制定相应技术指标，作为年度考核的依据。第六十条油田开发必须兼顾伴生气的管理工作，建设伴生气地面集输工程，做好伴生气计量及管理制度，尽量减少伴生气放空。第六章开发调整与提高采收率第六十五条油田开发调整与提高原油采收率是油田开发中后期改善开发效果的重要措施。

6、 提高原油采收率技术包括改善二次采油和三次采油，其目的是通过一系列的技术措施，不断改善开发效果。第七十一条配合油田开发调整而进行的老油田地面工程改造，应满足调整方案的要求，依托已建工程做好优化、简化工作。第七十二条老油田地面工程改造要本着优先解决危及安全生产、解决制约生产瓶颈及节能降耗、控制生产成本的原则，搞好地下、地上的结合和整体优化，解决地面工程对原油生产的适应性问题。第七十五条改善二次采油技术是注水开发油田中后期提高采收率的主要手段，搞清剩余油分布，完善注采系统；采用先进的堵水、调驱技术，提高注水利用率；采用水平井、侧钻井等技术，在剩余油富集区打“高效调整井”，提高水驱采收率。第九章健康

7、、安全、环境第九十六条油田开发全过程必须实行（hse ）管理。第一百条新技术推广和重大技术改造项目必须考虑健康、安全、环境因素，要事先进行论证及实验。对有可能造成较大危害的项目，要有针对性地制定风险削减和事故预防措施，严格控制使用范围。第一百零一条对危险化学品、放射性物品和微生物制品的采购、运输、储存、使用和废弃，必须按有关规定，并办理审批手续。二、油藏工程管理规定第二章油 藏 评 价第八条为了满足申报探明储量和编制开发方案的需要，油藏评价阶段要取全取准以下资料：1. 地震资料； 2. 钻井取心、录井资料； 3. 测井资料； 4. 试井、试油、试采资料。第九条油藏评价阶段要选择不同部位的储层岩

8、心和流体样品，进行室内实验分析，掌握储层物理性质和流体的物理、化学性质。1. 岩心分析资料： 2. 流体分析资料： 3. 储层开发评价实验包括。第三章油藏工程方案第十五条油藏工程方案设计应遵循以下原则：1. 以经济效益为中心，努力取得较高的采收率。2. 油田开发要有较高的采油速度和较长的稳产期。一般油田稳产期石油地质储量采油速度应在2% 左右，低渗透油田不低于1% 。第二十一条油藏工程方案中应进行多个方案设计，所设计方案必须在开发方式、层系组合、井网井距等重大部署方面有显着特点，结果有较大差别，并与钻采工程、地面工程设计相结合，整体优化，确保推荐方案技术经济指标的先进性。第四章方案实施与跟踪第

9、二十六条钻遇油层与原地质模型局部有较大变化时，应及时对原方案设计进行局部调整；有重大变化时，应终止原方案实施，并按原方案的审批程序进行审批。第五章开发动态监测第三十三条生产井的产液量、产油量、产气量，以及注入井的注入量应以单井为监测单元。产油量应以井口取样分析的含水率计算，油气产量计量误差小于10% ，特殊油气藏或零散、低产井的计量误差可适当放宽；注入井注入量计量误差小于5% 。第三十四条地层压力测试要求。4. 低渗透、特低渗透油藏， 选开井数 10% 15% 作为固定监测井点，每年监测一次，监测时间间隔不少于8 个月。第三十五条注水井注入剖面监测要求。2. 中、高渗透砂岩和砾岩油藏， 正常生

10、产的分层注水井每半年分层测试一次，测试率达到分层注水井开井数的95% 以上。第三十七条井下技术状况监测。2. 分层配产、配注井作业施工后对每级封隔器（管柱）进行验封，验封率为100% 。分层配产，配注层段变化的井作业施工后，要对井下工具深度进行检查，检查率达50% 。第四十条流体性质监测1. 选注水井开井数5% 的井作为水质监测井。建立从供水水源，注水站，污水站，配水间和注水井井口的水质监测系统，每年分析一次含铁、杂质、污水含量，时间间隔不少于8 个月。2. 油井流体性质监测选开井数的10-15%作为监测井，要求井口取样，对油、气、水性质及各项离子含量进行监测分析。第六章开发过程管理第四十九条

11、由于地质或工程原因，开发井已不能维持油气生产，要申请报废。由各油田公司审核，并报股份公司审批。三、采油工程管理规定第一章总则第三条采油工程管理主要包括：采油工程方案编制及实施，完井与试油、试采管理、生产过程管理、质量控制管理、技术创新与应用和健康、安全、环境管理。第二章采油工程方案与设计第七条 4. 采油方式及参数优化设计：采用节点分析和人工举升动态模拟技术，预测不同的含水、采液指数、压力条件下各种人工举升方式能够达到的最大合理产液量，综合考虑油田配产及管理、生产条件等各种因素，确定各个开采阶段的采油方式，并优化生产参数。5. 注入工艺和参数优化设计： 进行试注工艺设计， 通过试注，搞清储层吸

12、入能力和启动压力，根据油藏工程要求，优化注入工艺管柱，计算确定不同开发阶段、不同注入量条件下的井口注入压力；遵循有利保护储层和经济可行的原则，研究确定注入介质的指标。6. 增产增注措施： 研究储层增产增注的必要性及可行性，筛选主体增产增注工艺以及相应的关键技术参数。7. 配套技术设计：研究分析清防蜡、降粘、防腐、防垢、防砂等技术应用的必要性，筛选主体配套技术及相应的工艺参数。第九条承担采油工程方案编制的单位，应具有相应的资质，三级资质由油田公司授予。老油田常规调整改造的采油工程方案，由具有三级及以上资质的单位研究设计。第十六条井下作业工程设计主要包括增产增注、大修、维护性作业等设计，应以地质设

13、计为依据，其主要内容：1. 设计依据及目的。2. 基础数据：井身结构、固井质量、射孔井段、油层物性、原油物性、试油及生产情况。3. 设计优化：施工参数、材料、工艺管柱、效果预测。4. 施工准备：材料、工具、设备、队伍。第十八条压裂、酸化、大修、防砂等重点措施工程设计由油田公司主管部门或授权单位组织编写和审批。常规措施和维护性作业工程设计由油田公司所属采油单位组织编写和审批。第十九条施工方必须依据工程设计编写施工设计，并严格按照施工设计组织实施，严禁无设计施工。第二十条采油工程方案设计的完井方式符合率需达到98% ，采油方式的符合率达到95% ，井口注入压力的误差小于 20% 。单井工程设计符合

14、率大于 95% 。第四章生产过程管理第三十条股份公司采油工程技术管理指标：抽油机井：泵效38% ，系统效率 20% ，检泵周期 700 天；注水井：方案分注率75% ，分层注水合格率 75% ；井下作业工艺成功率 95% ，措施有效率 75% 。各油田公司应按照股份公司要求和油田实际情况制定相应的采油工程技术管理指标。第三十二条抽油机井管理要求 :2. 对于抽油机井要定期进行示功图和动液面测试并诊断分析，及时采取调参、换泵等措施。根据不同区块抽油机井的供排协调关系，建立相应的动态控制图，抽油机井的上图率90。3. 定期进行系统效率测试，采用先进的提高系统效率优化设计技术，通过调整工作参数、节能

15、降耗设备等措施提高系统效率。4. 优选清防蜡、防垢工艺技术，确定合理的清防蜡、防垢制度，包括清蜡周期、清蜡深度、药剂用量、热洗的温度和压力等。5. 及时调整抽油机井平衡，保持平衡比在85% 100% 之间。7. 泵挂深度 1500m 时，应采用油管锚等措施减少冲程损失；井口含砂 % 时，应采用防砂措施；气液比50 时，应采取防气措施；对于斜井、发生杆管偏磨的井要采取扶正等防偏磨措施。第三十七条注水井管理要求 :1. 油田投入注水开发前必须通过试注， 测定储层的启动压力和吸水指数，确定注水压力，优化注水工艺。2. 根据注水井的生产情况，研究确定合理的洗井周期，定时洗井。当注水井停注 24h 以上

16、、作业施工或吸水指数明显下降时必须洗井，洗井排量由小到大，当返出水水质合格后方可注水。3. 当注水量达不到配注要求时， 应采用增注措施。 若提高压力注水时，有效注水压力必须控制在地层破裂压力以下。4. 油藏注水实施之前， 确定合理的注入水水质标准。 建立水质监测制度，定时定点取样分析，发现问题及时研究解决。5. 根据油藏工程的要求和井型井况的特点，在具备成熟技术能力的条件下，选择分注管柱以及配套工具， 管柱结构要满足分层测试、 防腐、正常洗井的要求。6. 注水井作业要尽量采用不压井作业技术，如需放溢流，应符合“健康、安全、环境”要求，并计量或计算溢流量，本井累计注入量要扣除溢流量。第三十八条压

17、裂措施管理要求 :1. 压裂设计应以油藏研究和地应力研究为基础，设计过程中要充分考虑人工裂缝与注采井网的匹配，并对增产效果进行预测。2. 对于首次压裂的油田 （区块）以及重点井， 压裂前应进行测试压裂，认识水力裂缝形态、闭合压力、液体滤失系数和裂缝方向等，为后续施工设计优化和压裂后的效果评估提供依据。3. 压裂管柱、井口装置和压裂设备等应能满足压裂施工要求；套管及井口装置达不到压裂设计要求时，应采用封隔器及井口保护器等保护措施。4. 施工前要对压裂液、 支撑剂的数量和质量进行检验。 压裂液支撑剂的各项性能应达到相应技术指标，符合率达到100% 。5. 施工过程中对施工压力、排量、砂液比、顶替液

18、量等进行监控。各项施工参数符合率90% 以上；顶替液量符合率达到100% ，杜绝超量顶替。6. 施工后对总加砂量、 用液量、返排量进行核定。 若采用强制裂缝闭合技术，应根据地层闭合压力控制返排速率，避免支撑剂回流。7. 返排液必须经过处理达标后方可排放。施工出现异常情况时， 按施工应急预案处理。第三十七条酸化措施管理要求 :2. 根据目的层的岩性、 物性、流体性质、堵塞类型等优选酸液体系。酸液体系应与储层配伍，其缓蚀、防膨、铁离子稳定、助排、破乳等指标必须满足施工设计的要求。3. 施工前要对酸液的数量和质量进行检验，各项性能应达到相应的技术指标，符合率达到100% 。4. 按设计控制不同阶段的

19、注酸速度、关井反应时间等， 误差不超过 10% 。5. 返排液排放必须处理达标。 施工出现异常情况时， 按施工应急预案处理。严禁使用压缩空气气举排液。第四十一条堵水调剖措施管理要求 :1. 堵水调剖设计要立足于井组和区块,以油藏研究和找水资料为基础，合理选择调堵井点和层位，对封堵方式、堵剂类型、用量、注入参数、工艺管柱等进行优化设计。要采取有效措施保护非目的层，减小伤害。2. 堵水调剖要按设计施工， 对堵剂材料和工具质量进行检测，严格监控施工参数，确保施工质量和安全。第四十二条大修管理要求 :1. 大修方案设计要在对当时井下技术状况进行分析的基础上，根据安全、可靠、合理的原则，对修井工具、施工

20、步骤进行优化。2. 修井过程中如果采用钻、铣、磨工序，要确定合理的钻压、钻速以及工具，保证不损坏套管。3. 选择与储层配伍的修井工作液，优化工作液密度、粘度等参数，防止和减少油层二次伤害。4. 采用可靠井口防喷装置，制定可行井控措施，保证施工安全。5. 报废井尽量做到井下无落物， 报废处置后要达到井口不冒、 层间不窜。第五章质 量 控 制第四十五条采油工程质量控制与监督主要包括队伍资质审查、施工作业监督以及设备、工具和材料以及专用仪表的质量控制。第四十六条进入油田技术服务市场的施工单位应具有施工资质和准入证，并从事相应资质的施工。第四十七条施工中所用的井下工具、 材料要具备产品合格证和油田公司

21、认定的质量检测机构出具的检测报告，其质量必须符合设计要求。现场配制的入井液质量必须符合设计要求。第五十二条首次进入油田公司技术服务市场的新技术、新工具、新材料、新产品等，须经采油工程主管部门组织专家进行技术和质量认定，通过后方可开展现场试验。第七章健康、安全、环境管理第五十九条采油工程方案、工程设计和施工设计必须包括有关“健康、安全、环境”的内容。各种作业必须制定安全应急预案。新技术、新产品和新装备的矿场试验应制定安全防护措施。第六十三条井下作业、采油生产、注水等施工中应采取环保措施，防止污水、原油等落地造成污染，做好生态环境恢复工作。第六十四条在井下作业施工中，含有有害物质、放射性物质，以及

22、油污的液体和气体不得随意排放，必须按有关规定处理。第六十五条采油工程现场试验、新技术推广、重大技术改造项目方案设计中，要充分考虑环境保护因素， 必要时要事先进行实验、 论证，对于暂时无法掌握、并有可能造成较大危害的项目，要严格控制试验和使用范围。四、油田地面工程管理规定第一章总则第四条油田地面工程管理主要包括油田地面建设规划、油田地面工程建设、油田地面系统生产、老油田地面工程改造、油田地面工程科技创新和健康、安全、环境管理等。第二章油田地面工程建设第九条油田地面工程建设应实现的设计经济技术指标为：2. 油田地面工程各单项（位）工程质量合格率应为100，优良率应为 70以上；3. 整装油田油气集

23、输密闭率一般要达到95% 以上，新油田集输系统的原油损耗率要达到 % 以下；4. 整装油田集输耗气一般应低于13m3t。5. 整装油田伴生气处理率应达到5以上，边远、零散井应尽可能回收利用伴生气；6. 出矿原油含水率应达到以下；7. 整装油田采出水（含油污水）处理率应达到100，处理后水质要达到标准要求；8. 一般整装油田生产耗电应低于 135kw ht。9. 整装油田加热炉运行效率大于85，输油泵效率大于75，活塞式注水泵效率大于85，离心式注水泵效率大于70。第十四条油田地面工程建设前期工作包括项目建议书、可行性研究初步设计；重点配套系统工程和老区调整改造项目的可行性研究和初步设计。第三十

24、九条建设单位施工管理。2. 建设单位必须审查、 批准各参建单位的有关工程进度、质量、投资控制的组织计划和工程措施；协调施工、监督、管理、检测、监理等各方工作；第四十条对施工单位管理。1. 施工单位必须具备相应等级的资质证书，并在其资质等级许可的范围内承担工程施工；2. 施工单位应根据建设项目的特性及标书要求编制详细的施工组织设计，并报项目经理部批准；3. 施工单位应严格按工程设计图纸和施工标准施工，不得擅自修改工程设计；4. 施工单位若发现施工图有误或设计不合理现象，应及时向建设单位反映，商议修改意见，办理设计变更、联络或签证等手续，按程序批准后方可施工；5. 严密组织、安全施工，保证工程质量

25、、施工进度和投资控制。第三章油田地面生产管理第八十条生产岗位管理。1. 从事油田地面生产岗位员工必须经过相应技术培训，持证上岗；3. 岗位交接要做到四清， 即生产情况清、 资料数据清、 生产问题处理清、岗位辅助设施清；6. 岗位员工必须按规定做好生产运行参数调整和资料录取；7. 岗位员工在生产运行操作中必须严格执行制度、规定、规程规范和标准；第八十二条油气集输系统运行控制主要包括油井集油运行控制、原油接转运行控制和脱水运行控制。1. 油井集油运行控制。（1）在不影响采油生产的条件下，应充分利用地层能量，合理利用油井集输压力，尽量采用不加热集油工艺，尽可能降低集油温度，减少能量消耗；（2）在满足

26、计量和管线畅通最低温度要求条件下，实施不加热或较低温度集输。2. 原油接转运行控制。（1）接转站工艺流程应密闭运行，伴生气不放空，采出液不外排，降低油气分离、集输过程的油气损耗；（2）接转站站内生产工艺的压力、液位、温度、流量应控制在系统平稳、高效运行范围内；（3）油井集输的供热温度、供热量应根据油井生产、工艺和环境的变化控制在低消耗范围内；（4）外输加热炉应保持高效状态运行，出口温度控制在维持输油的最优值；（5）接转站湿气外输压力应根据现场实际情况控制；（6）接转站外输放水要控制水中含油达到规定指标。3. 原油脱水运行控制。（1）自动控制油、气、水分离装置的压力和界面，保持系统平稳运行；（2

27、）在达到原油含水及污水含油指标条件下，应控制原油脱水在较低温度下运行；（3）要控制原油脱水系统和油水界面，保证脱出水中含油达标，满足后续污水处理；（4）外输原油含水应达标；（5）应控制原油外输输差在规定的标准内，输差要按时核对，防止原油泄漏。第八十四条伴生气系统运行控制。1. 根据油田具体情况，充分回收、利用油田伴生气，气油比高、效益好的伴生气应建设集输、处理系统和轻烃回收装置；2. 边远、零散井宜采用套管气回收措施；3. 在油气密闭集输的同时， 宜采用原油稳定和大罐抽气装置减少油气损耗。第八十五条水处理系统运行控制。1. 水处理宜密闭运行，严禁不达标污水外排；2. 水处理站要监视、检测来水水

28、质，控制含油、悬浮物、细菌等主要指标不超出允许范围；3. 监视水处理各工序水质指标变化，及时调整运行参数和运行措施，水处理工艺设备、装置进出口水质应达到规定要求，最终实现水质达标；4. 控制过滤罐反冲洗强度和反冲洗周期，提高反冲洗效果；5. 定期组织沉降容器、设备和管道清洗，防止水质二次污染。第八十六条注水系统运行控制。1. 当注水水质平均腐蚀率0.076mm/a 时， 注水水中溶解氧浓度不能超过 l，清水中的溶解氧要小于l；2. 监视、控制机泵设备运行状态，保证设备安全运行；3. 注水增压应适应注入压力， 控制泵管压差、 注水泵运行台数应与注水量匹配，保持注水泵高效运行；4. 监视注水系统变

29、化，控制、调整、优化系统运行参数，保持系统高效运行；5. 监视注水井注入量和注入压力变化，控制洗井周期， 保持压力波动在规定范围内。第八十八条聚合物配制、注入系统运行控制。1. 应监视、化验检测聚合物配制用水， 在规定范围内控制清水的总矿化度和钙、镁离子含量，控制聚合物配制污水水质达到聚合物驱水质标准；2. 监视检测配制聚合物溶液的用水量和聚合物的用量，在规定范围内控制聚合物浓度波动；3. 控制聚合物母液的熟化时间， 保证聚合物母液完全溶解， 形成均匀溶液；4. 监视聚合物母液过滤器压力差， 及时更换和清洗过滤装置， 保证母液外输质量；5. 监视检测井口注入浓度和粘度， 及时调整稀释母液配制比

30、例， 控制聚合物注入质量达到地质开发方案要求。第九十三条化验管理。1. 为提高油田开发效果和实现生产科学决策，各油田要建立完善的油田化验体系；2. 油田地面生产过程要对油、 气、水、轻烃和所需化学药剂进行化验，进行环保监测化验，对成品油进行化验分析；3. 应根据油田生产实际需要制订统一油田化验的标准、操作规程；4. 应配备保证油田化验数据具有可比性的仪器设备；5. 要保证化验资料真实可靠， 要建立完善的监督、 审核、审定工作程序；第九十四条药剂管理。1. 进入油田生产的化学药剂生产厂家必须具备生产资质，其产品符合有关健康、安全、环保管理规定及标准；2. 油田生产选用的化学药剂必须满足生产要求，

31、对其他生产环节不得造成不利影响；3. 对化学药剂必须进行质量和配伍性试验，合格后方可使用；4. 要定期和不定期评价化学药剂使用效果，根据效果进一步优选化学药剂，优化加药方案。第九十五条资料管理。1. 油田地面生产原始数据经汇总、 整理和分析形成的资料必须真实全面反映油田地面生产管理及运行情况；2. 要逐级审核、审定油田资料数据，确保真实可靠；3. 管理职能部门要及时分析资料数据，总结经验，发现问题时立即进行生产和管理调整；4. 根据实际需要逐级保存资料和整理归档；5. 油田地面生产系统要逐步建设计算机信息网络和工程数据库，实现资料、数据的动态、实时管理与分析，不断优化地面各系统的运行。第九十八

32、条腐蚀与防护管理。1. 应建立油田地面生产完善的管道、设备腐蚀与防护工作体系， 提高管道、设备运行安全和使用寿命，降低更新维护成本；2. 根据介质及土壤环境腐蚀特性， 钢制设备、管道应采用防腐涂层及电化学防腐，必须保证电化学防腐系统的正常运行；4. 应建立符合实际的管道、 设备腐蚀与防护效果评价方法和检测方法；5. 要依据管道、设备更新维护评价结果组织实施；6. 对于重要油、 气、轻烃输送管道要进行腐蚀检测或漏失检测，并设专人巡线，必要时进行安全评估。第四章老油田地面工程改造第一百零一条老油田地面工程改造要根据油田地面工程与油气生产的适应性、根据油田地面设施的老化、腐蚀状况，在调查研究的基础上

33、，制订老油田改造规划，做到总体规划，分年实施。第一百零二条老油田地面工程改造要本着优先解决危及安全生产、解决制约生产瓶颈问题、节能降耗、控制生产成本的原则安排项目和计划投资。第一百零三条老油田地面工程改造要认真做好优化、简化工作，在油气水系统平衡，保证地面工程在合理的运行生产负荷率的条件下，做好“关、停、并、转、减、修、管、用”等工作。第一百零四条老油田地面工程改造要应用新工艺、新技术、新设备、新材料，提高投资效益、提高生产效率。第一百零七条老油田地面改造工程属于地面工程建设范畴，要严格执行建设程序， 老油田地面改造项目管理执行油田地面工程建设管理相应规定。第六章油田地面工程科技创新第一百一十

34、八条地面工程科技研究开发应集中力量，集中资源，组织科技研发中心，形成科研攻关队伍。第七章质量、健康、安全、环境管理第一百二十四条质量、健康、安全、环境管理（qhse ）应是工程建设管理的一个重要组成部分，要针对建设项目的性质，提出qhse的目标和要求，形成qhse管理体系。五、钻井工程管理规定第一章总则第三条钻井工程管理主要内容包括：钻井工程方案编制与实施、钻井设计管理、钻井过程管理、钻井与地质监督管理、钻井资料与信息化管理、工程技术研究与应用以及健康、安全、环境管理。第四条钻井工程管理在勘探阶段应以发现及保护油气层为主，在开发阶段应以保护油气层及用钻井方式提高单井产量、提高采收率为主要目的。

35、第四章钻井过程管理第六十四条钻井完井方式（裸眼、筛管或套管射孔完井）的最终确定除考虑油气藏工程和开采要求外，还应结合实钻储层特征和力学特性，充分发挥油气井最大产能。第六十七条固井声幅曲线声幅相对值大于30% ，套管波明显、地层波弱至无者固井为不合格。固井不合格的井应采取补救措施。第六十八条钻井施工应强化质量管理，井身质量合格率应达到100% ，固井质量合格率不低于98% ，一般地层取心收获率不低于90% ，破碎地层取心收获率不低于50% 。六、长庆油田公司关于加强油田开发精细管理实施要求-长油油开字 201036 号第二部分“两北”精细管理的主要经验精细管理是一种管理理念、 管理模式。其实质就

36、是“精细、 严格”。“精细”就是切中要害、注重细节；“严格”就是执行有力、落实到位。油田开发工作要重点抓好以下九个方面的精细管理：一、精细基础管理1.狠抓整章建制。采油厂（项目部）要结合实际，对现有规章制度进行梳理和修订，建立健全作业区、井区（班站）各项规章制度。3.规范报表（台帐）。4.健全考核体系。建立油田开发全过程管理考核制度，狠抓制度落实。一是明确划分厂、作业区、井区（班站）三个层级在实现油田开发现场管理目标中的工作职责和考评制度；二是加强对油田开发管理指标和重点工作核；三是油田开发处、超低渗透开发部每半年对油田开发精细管理调研一次，年度考核一次，厂（部）每半年检查考核一次。二、精细注

37、水管理1.加强水源井管理。合理确定水源井的工作制度及供水能力，建立起供水系统的运行监控制度。2.强化系统运行管理。建立系统、设备和管网运行维护机制，负责重点工艺的应用效果评价。3.强化水处理设施管理。技术主管部门要建立水处理设施管理及考核制度，掌握设施运行情况， 分析水质监测结果， 并提出调整改造措施；作业区要严格执行加药、储罐排污、过滤器反冲洗制度。4.精细注入水质管理。一是要加强水处理节点控制，井区（班站）推行“水处理系统节点控制管理”办法；二是要加强水质监测，实行从上到下“四级监测”模式，建立水质定期通报和考核制度。5.加强注水井管理。推行注水井“分级分类”管理办法，按照注水方式、井筒状

38、况进行分级分类，突出分注井、回注井、套破井、回灌井治理，细化技术对策，合理安排注水井井筒治理措施。三、精细现场管理1.强化采油系统管理。采油井管理：采油井管理要以“延长油井免修期、提高采油时率及单井产量”为主线， 不断提升单井管理水平。 采油厂（项目部）要按照“一井一法一工艺”和“一区一块一对策”的管理办法，突出重点，细化技术对策，制定以“提高抽油泵效、延长油井免修期和合理控制生产压差”为目标的技术政策，并建立健全相关管理制度及考核办法，确保各项技术政策落实到位。机采系统管理：按照“以测促调、以调促升”的原则，采油厂（项目部）要制定提升采油井系统效率工作的整体部署，并做好调整方案优化及效果评价

39、工作。2.优化集输系统管理。按照“单井（井组）增压点（接转站）联合站（输油站）”的集输工艺流程，建立健全各项管理制度和操作规程，确保集输系统安全环保、平稳高效运行。单井（井组）必须做到按时加药、投球，确保集油管线正常运行；增压点（接转站）要做好站内加热炉、缓冲罐（事故罐）、输油泵的维护管理，确保站点输油平稳有序。联合站（输油站）加强沉降罐、三相分离器脱水系统运行管理，脱水温度、加药浓度及油水界面等工艺参数在合理范围内，确保净化油含水小于 % ，采出水含油在200mg/l 以下。集输管线管理：完善集输油管线管理制度，健全集输油管线台账，加强重点输油管线标志桩、阴极保护及泄露报警装置的建立。七、精

40、细井下作业管理1.加强井下作业质量管理。一是严格单井方案管理，采油厂（项目部）根据作业风险制定分级管理办法，推行方案会审制度，细化三项设计编制、审批、审核权限；二是注重过程控制， 加强各环节的质量监管，严格按设计施工，严把工序质量关，确保施工质量和措施效果；三是厂（项目部）要督促作业区和作业队伍取全取准各项资料，并做好资料的归档和报送；四是组织好井下作业质量分析例会。七、油田公司油田动态监测（暂行）管理办法-长油油开字 200957 号第五章油田动态监测资料录取管理规定第十三条低渗透砂岩油藏（三叠系油藏）1地层压力监测（1）选取占油井开井数10% 以上的井作为固定井点测压，每年测12 次。（2

41、）选取占注水井开井数10以上的井测地层压力和流压，每年测 1 次。（3）当年新投产油水井，按照新井投产投注方案要求，各选取一定比例的井作为非固定井点监测地层压力（含流动压力）；超前注水区要严格执行超前注水开发技术政策,及时准确的监测地层压力。2注水井注水剖面监测（）根据实际情况，选取占注水井开井数2以上的井每年测注水剖面一次。（）正常生产的分层注水井每季度分层测试一次，并及时进行调配，测试率达到分层注水井开井数的以上，分注合格率达到95以上。4流体性质监测选取占油井开井数5-10%的井作为监测井，要求井口取样，对油、气、水性质及各项离子含量进行监测分析。选取占注水井开井数510% 的井作为水质

42、监测井，建立从供水水源、注水站、污水站、配水间和注水井井口的水质监测系统，每年分析1-2 次含铁、杂质、污水含量，时间间隔不少于8 个月。八、关于部分油田（区块）命名调整的通知-长油油开字 20104 号二、油田命名的原则3本次采用油田、区块、井区三级命名原则，油田、区块尽量采用地名命名，井区一般采用发现井或典型井命名；4在区块、井区命名上尽量考虑矿权管理范围和自营合作单位；5对于纵向上多层系叠合的井区，如果是合层开采，则统一命名，如果是分层开采，则按井区层位命名。九 、油田注水管理规定 -油油堪（ 2011）158 号第二章注水技术政策第六条注水技术政策是指导油田注水工作的重要依据，主要包括

43、注水时机、开发层系划分和注采井网部署、射孔设计、注水压力界限、分层注水、水质要求等。第七条注水时机。根据油藏天然能量评价及储层类型分析，确定合理注水时机。低渗透砂岩油藏，应实现同步或超前注水，保持较高压力水平开采。新油田注水，要开展室内敏感性和现场试注试验。第八条开发层系划分和注采井网部署。 开发方案设计要与工艺技术相结合，建立有效压力驱替系统。注采井网部署。开发井网要具有较高的水驱储量控制程度，中高渗透油藏一般要达到80以上，低渗透油藏达到70以上，井网部署要有利于后期调整。油田区块井块层位探明地质储量（104t ）油 田区块井 块层位探明地质储量（104t ）耿49延6、8、948.28耿

44、49延6、8、948.28耿55延8、长1168.76耿55延8、长1168.76耿83长4+51425.44耿188长4+5745.55采油八厂姬塬堡子湾姬塬刘峁塬超三项目部耿83长4+52170.99姬塬油田区块整合结果表整 合 前整 合 后管辖单位第九条射孔设计。油水井要对应射孔，保证较高的水驱储量控制程度和动用程度。第十条注水压力界限。油田注水开发应保持注采平衡，严禁超油层破裂压力注水。中高渗透油田年注采比要控制在左右，低渗透油田年注采比要控制在1。第十一条分层注水。多层油藏都要实施分层注水，主力油层或强水淹油层要单卡单注，其它油层要尽可能细分。第十二条水质要求。各油田应在参考碎屑岩油

45、藏注水水质推荐指标及分析方法基础上，制定和完善适合本油田不同类型油藏的注水水质企业标准并严格执行。第三章注水系统建立第十三条注水系统建立包括钻井、完井、投（转）注、地面注水系统建设等。第十五条注水井投（转）注。需要排液的注水井排液时间要控制在三个月以内，确定经济合理的排液方式和排液强度。新投注水井和转注井，必须在洗井合格后开始试注，获得吸水指数、油层注水启动压力等重要参数，确定油层的吸水能力，检验水质标准的适应性。在取得相关资料后方可按开发方案要求转入正常注水井生产。第十六条地面注水工程设计。 要依据前期试注资料及油藏工程方案，总体布局，设计能力应适应油田开发510 年的需要。注水工艺可采用“

46、单干管多井配注”、“分压注水”、“低压供水、高压注水”和“局部增压”、井口恒流配水方式等类型；应根据注水井网布置形式、注水压力、注水方式和注水水质等因素，并与油气集输布局相结合，优选确定。第十七条注水管网应合理布置，按照配注水量和注入压力要求，控制合理经济流速和压降，注水干线、支干线压降控制在以内，单井管线压降控制在以内。第十八条注水设备选择。在选择注水泵时，离心泵机组效率应不低于 70% ，柱塞泵机组效率应不低于80% 。第十九条采出水回注。原则上采出水处理合格后应全部回注；外排污水必须达到国家或当地政府规定的排放标准。第四章注水调控对策第二十三条低含水期（含水率小于 20% ）：在这一阶段

47、要注够水，根据油层发育状况，开展早期分层注水。做好平面上的注水强度调整，防止单层突进和局部舌进。第二十四条中含水期（含水率20% 60% ）：在这一阶段要加大分注力度。平面上要调整注采结构，纵向上要细分注水层段，提高非主力油层动用程度。第二十五条高含水期（含水率60% 90% ）：在搞清剩余油分布的基础上，实施平面和剖面结构调整。第二十六条特高含水期（含水率大于90% ）：进一步提高注采井数比，采取层段细分注水、 细分层压裂、 细分层堵水、 深部调驱等措施，进一步改善储层吸水状况，提高驱替效率。第二十七条注水站（管网）调整改造。分年度安排好调整改造工作。在满足注水半径和配注的条件下，优化简化工

48、艺和布局，注水站的负荷率应提升至70% 以上。第五章注水过程管理第二十八条要从注水源头抓起，精心编制配注方案、优化注水工艺、严格水质监控、强化注水井生产管理。第二十九条注水管理制度建设。 建立和完善注水管理制度和技术标准，明确各级管理责任。第三十条注水过程分析与评价。定期对油田注水开发状况（注水开发状况、注水技术政策）进行综合分析评价，制定下一步的注水调控对策。第三十一条年度配注方案。每年四季度编制完成下一年度油田（区块）配注方案，油田公司审查通过后，采油厂组织实施，一季度完成全部配注方案调整工作量。要及时跟踪分析年度配注方案的执行效果，对调整后新暴露出的问题，必须及时调整。第三十二条油藏动态

49、监测。按油藏动态监测管理规定执行。第三十三条注水井资料录取管理。注水井资料录取现场检查，必须严格执行各项管理制度，采取定期检查和抽查相结合的方式进行，努力提高注水井资料全准率。注水井生产资料全准系指日注水量、油压、套压、泵压、静压、测试、洗井、水质化验八项资料全准。开井注水超过 24 小时必须参加当月全准率检查。生产中发现注水量、注水压力出现异常，要及时上报，分析原因，并采取相应技术措施。第三十四条注水水质监测。加强对水源站出口、注水站出口、注水井井口等控制点的水质监测。 每天应对水源站、 注水站进行水质检测；每条支线要选择至少一口端点注水井作为井口监测井，每周取样分析一次，发现问题必须及时制

50、定整改措施并组织实施。第三十五条采出水处理站运行控制。检测含油量、悬浮物固体含量、悬浮物颗粒直径中值、srb菌、铁菌和腐生菌等主要控制指标，使其达到规定要求。加强水处理系统加药、排泥、更换和补充滤料等环节管理。控制过滤罐反冲洗强度， 制定合理反冲洗周期， 提高反冲洗效果。第三十六条注水系统运行控制。 合理调整注水泵运行台数与注水量的匹配关系，科学控制泵管压差，保持注水系统高效运行。加强注水系统储罐及管线除垢、清淤等工作，减少水质二次污染，储罐应每年清淤 12 次，注水管线的清洗频率应根据压降变化、结垢速度和沿程水质变化情况确定。第三十七条分层注水工艺。 分注工艺管柱和工具要满足分层测试调配、防

51、腐、洗井和分层调剖的要求，优先选用桥式偏心等先进分注工艺。严禁油套分注，油层顶部以上必须安装套管保护封隔器。分注管柱下井后，要对封隔器进行验封，要求封隔器密封率100% 。第三十八条注水井管柱和井况检查。 当注水量和注水压力发生突变时必须及时进行注水管柱密封检查，必要时要进行工程测井，发现套损、管外串槽等情况时必须修复后方可实施分层注水。注水井管柱检查周期一般不超过3 年。第三十九条注水井洗井。第四十条注水井分层测试调配。分注管柱验封合格后，方可进行分层流量测试和调配。测试前要对井下流量计和地面水表进行校对。分注井每年测试调配23 次，分注合格率下降较快时要适当加密测试调配。第四十一条注水井作

52、业。注水井作业要大力推广不压井作业技术。作业施工过程中要做好套管保护工作。第六章注水效果分析与评价第四十三条注水效果分析重点内容。1.能量保持利用状况分析。分析注采比与地层压力水平关系、压力系统和注采井数比的合理性，提出调整配产、配注方案和改善注水开发效果措施。2.注水状况及变化趋势分析。 分析油田、区块和单井注水受效情况、分层吸水状况等，综合评价注水效果，提出改善措施；分析配注完成情况和小层吸水能力变化及原因；分析含水上升率、存水率和水驱指数变化趋势与原因，并与理论值进行对比，提出调整措施。3.储量控制程度分析。利用测井资料和油水井射孔资料，分析水驱储量控制程度。4.储量动用程度和油水分布状

53、况分析。应用吸水剖面、产液剖面、饱和度测井、水淹层测井等资料，分析研究油层动用状况、水淹状况、分层注采强度等；利用不同开发阶段驱替特征曲线，分析储量动用状况及变化趋势。5.主要注水措施效果分析。对主要措施（如压裂、酸化、补孔等）要分析措施前后注水压力、注水量、产液量、产油量、含水率等指标变化及有效期。第四十四条注水效果评价主要指标。1.采收率。注水开发中高渗透砂岩油藏采收率不低于35；砾岩油藏采收率不低于30；低渗透、断块油藏采收率不低于25；特低渗透油藏采收率不低于20。2.水驱储量动用程度。 中高渗透油藏水驱储量动用程度达到70% ，特高含水期达到 80% 以上；低渗透油藏水驱储量动用程度

54、达到60% 以上；断块油藏水驱储量动用程度达到50% 以上。3.可采储量采出程度。 中高渗透油藏低含水期末达到15% 20% ，中含水期末达到 30% 40% ，高含水期末达到70% 左右，特高含水期再采出可采储量 30% 左右；低渗透油藏低含水期末达到20% 30% ，中含水期末达到 50% 60% ，高含水期末达到80% 以上。4.含水上升率。根据有代表性的相渗透率或水驱曲线来确定。5.自然递减率。根据油藏类型和开发阶段确定递减率控制指标。6.油藏压力系统。高饱和油藏地层压力应保持在饱和压力以上，低渗低压油藏地层压力应保持在原始地层压力以上。注水井井底压力不超过油层破裂压力，油井井底流动压

55、力要满足抽油泵有较高泵效。第四十五条应定期对水质达标率、注水系统能耗、注水泵机组运行效率和注水系统效率等进行测试与评价。对未达到经济运行要求的系统应进行评价分析，提出改进措施。第四十六条建立完善注水管理指标考核体系。主要考核指标有分注率、分注井测试率、分层注水合格率、水质达标率、注水系统效率、配注方案符合率、检管周期和洗井周期等。十、关于进一步加强采出水处理管理的通知二、加强采出水处理系统管理1、原油破乳脱水运行管理要求(1)做好破乳剂的选型工作。 要定期开展破乳剂使用效果评价，根据效果进一步优选药剂类型， 优化加药方案；同时要求加强质量产品检测。(2)做好破乳剂的投加地点及方式的选择。破乳剂

56、的投加点应首选接转站，对于原油含水大于5060% 的区块可选择在联合站加药，方便管理。(3)做好沉降罐或三相分离器的运行管理。首先要求保持上游站点来液量平稳；此外制定沉降罐的运行参数，如脱水温度、沉降时间、乳化层厚度，确保沉降罐运行正常，油水指标达标。保证三相分离器正常运行的六大参数： 来液量稳定压力在正常范围内加药浓度和方式正确来液温度满足要求液位显示正常油水界面合适。溢流沉降罐沉降温度： 40420c；三相分离器运行温度： 45600c；进口原油含水率： 8-99工作压力：根据现场运行工艺定，一般；三相分离器出口原油含水率：% （平均值）；三相分离器出口污水含油率：200mg/l。2、除油

57、罐运行管理要求一是除油罐日常运行连续平稳，除油罐采出水出口含油要求100mg/l 。二是运行中通过定期检测除油罐进出口采出水含油的变化来调整运行管理措施，一旦发现连续数天除油罐出口含油指标大于进口，应仔细查明原因，必要时进行清罐处理，并对罐内设施进行检查维护。三是除油罐应建立定期排污制度。除油罐每月定期排泥2-3 次；定期检查收油管线是否畅通，确保正常收油。3、采出水处理药剂投加要求严格执行采出水系统药剂的投加制度。(1)杀菌剂的投加加药点应在沉降罐出口（或沉降罐水层），加药量不足时可在净化水罐进口进行补加。各采出水处理站必须采用两种以上杀菌剂交替使用，交替周期为15 天。杀菌剂要求每天投加一

58、次；投加方式采用冲击式；每天投加量必须在2-4 小时内加完；推荐浓度为全天液量的100-150mg/l 并用清水配置。(2)絮凝剂和助凝剂的投加絮凝剂和助凝剂的投加采用连续投加的方式，两种药剂不能混用，加药部位不能颠倒；絮凝剂在除油罐进口加入，助凝剂在除油罐出口或在调节水罐的进口加入；投加浓度根据室内评价确定。(3)缓蚀剂由于采出水具有较高的矿化度，腐蚀性气体（h2s、co2)和微生物(srb 、tgb) 较高等特点，因此具有较强的腐蚀性，需要根据主要腐蚀因素，在投加杀菌剂的基础上在投加适合的缓蚀剂，减少腐蚀。(4)阻垢剂根据采出水水质分析及配伍性试验，选择投加适合的阻垢剂，减少因水质不配伍造

59、成的地面设备、管线结垢腐蚀及地层堵塞。4、油田采出水水质监测及要求为确保回注采出水水水质，加强对采出水处理站水质检测力度，油田采出水水质实行“分级分析监测制度”。(1)联合站：对三相分离器或溢流沉降罐、各级水处理罐出口、过滤器进口、净水罐出口的水质每天取样1 次，监测项目：含油、悬浮物、总铁、 ph值。(2)项目部：由各项目部负责对联合站或集中处理站的三相分离器或溢流沉降罐、各级水处理沉降罐出口、过滤器进口、净化水罐出口、注水井口（选 1-2 口代表井），每月各取样分析1 次。监测项目：含油、悬浮物、细菌、含铁、 ph值、二价硫。十一 、油田集输系统原油脱水及污水处理暂行管理办法-长油开字（

60、2004）6 号十二 、油田采出水回注技术指标（试行）-长油开（ 2008）第 5 号公务通知表 1：油田采出水回注技术推荐指标备注：1、表 2 中仅提供采出水中的含油量、悬浮物等主要技术指标，其它相关指标同表1；2、对尚未列入或以后开发的区块的回注水质指标可参照其他类似区块执行，待条件成熟后予以补充。3、油田清水注水技术指标参照此推荐指标执行。表 2 油田不同层位采出水回注主要技术指标十三 、注水井措施效果评价规范（征求意见稿）评价注水井措施效果的方法在油田内部没有统一标准，不便于措施效果评价。经过查阅，目前和注水井的措施评价相关的标准有sy/t 100.0悬浮物浓度 ,mg/l510101