1、油气公司陆上油田开发活动管理制度编 制： 审 核： 批 准： 版 本 号: ESZAQDGF001 编 制： 审 核： 批 准： 版 本 号: 一、油田开发管理纲要第一章总则第四条 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2、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3、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4、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 开发过程管理第五5、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6、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。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7、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、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8、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9、井距等重大部署方面有显著特点，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110、0%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. 11、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 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12、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13、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14、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15、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0.01%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16、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、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17、，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18、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19、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20、分析的基础上，根据安全、可靠、合理的原则，对修井工具、施工步骤进行优化。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。第四21、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22、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23、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0.5%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0.5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135kWht。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24、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25、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、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26、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27、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）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28、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0.1mg/L，清水中的溶解氧要小于0.1mg/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29、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30、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31、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，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32、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33、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，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34、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35、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。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36、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37、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38、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39、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0.5%，采出水含油在200mg/l以下。集输管线管理：完善集输油40、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41、）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）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，42、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43、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。第九条射孔设计。油水井要对应射孔，保证较高的水驱储量44、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1.0左右，低渗透油田年注采比要控制在11.5。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45、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“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46、0.5MPa以内，单井管线压降控制在0.4MPa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47、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48、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49、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50、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51、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52、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53、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54、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55、-2010.8 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56、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0.18-0.3MPa；三相分离器出口原油含水率：0.5%（平均值）；三相分离器出口污水含油率：200mg/l。2、除油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，57、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，58、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59、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（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60、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 5588-2003注水井调剖工艺及效果评价。为合理评价注水井措施效果，更科学的指导注水井措施开展，结合长庆油田实际制定注水井措施评价规范。一、判断注水井措施效果的基本内容1注水井在措施前后进行压力、注水量的对比，注水有无明显改善。相同压力下，同层位对比注水量增加，或同层位相同注水量的情况，注水压力下降。2注水井措施前后吸水剖面的改善情况，吸水层位以及吸水层位的厚度有无变化。3注水井措施前后所对应油井产量、压力、含水的变化。4注61、水井措施的有效期。5. 注水井措施的经济效益指标二、评价指标及配套曲线（一）评价指标： 1吸水指数 2视吸水指数 3配注合格率指注入水量与地质配注相比较，注入地层水量合格井数与注水井开井总井数之比。单井月平均注水量不超过配注量的5%（配注小于或等于30m3/d）或+10%（配注30-100m3/d）的注水井算合格井。月内调配注的井，以生产时间较长的工作制度计算配注合格率，如果两种工作制度生产时间差不多，以最后一次工作制度计算配注合格率。4分层配注合格率：指分层注水井注入水量与地质配注相比较，注入地层水量达到地质配注要求的层段数与油田分注井实际注水总层段数之比。 分层段的注水量不超过层配注量的162、0的层段为合格层段。 分注井每个季度进行一次调配注，月内调配注的井，以生产时间较长的工作制度计算配注合格率，如果两种工作制度生产时间差不多，以最后一次工作制度计算配注合格率。5日增油量措施前日产油量，按措施的注水井所对应油井见效前一个月的平均日产油量计算。 措施后日产油量，按措施的注水井所对应油井见效后一个月的平均日产油量计算。 日增油量按式（3）计算 （3）式中Q措施后日增油量，单位为吨/天（t/d）； 若不措施，第n个月油井自然递减后的日产油量，单位为吨/天（t/d）； Q4措施后实际产量，单位为吨/天（t/d）；Q3按式（4）计算 （4）式中措施前日产油量，单位为吨/天（t/d）；n油井63、见效的月数措施前区块油井自然递减率按式（5）计算： （5） 油井见效前第一个月的平均日产油量，单位为吨/天（t/d）； 油井见效前第二个月的平均日产油量，单位为吨/天（t/d）；6降水量降水量W 按式（6）计算 （6）W措施后日降水量,，单位为m3/d若不措施，自然递减后的日产水量, 单位为m3/d措施后实际日产水量, 单位为m3/dW增按式（7）计算 （7）调剖前日产水量, 单位为m3/d区块（井组）产水月自然递减率， n油井见效的月数A按式（8）计算 （8）油井见效前第一个月的平均日产水量, 单位为m3/d油井见效前第二个月的平均日产水量, 单位为m3/d8、有效期注水井措施后吸水剖面、吸64、水指数或压力降落曲线有改善的时间称作措施井的有效期。 注水井所对应的油井凡符合下列条件之一的生产时间区间为有效期。 a.日产油量高于措施前日产量； b.含水率低于措施前含水率。 有效增产时间按措施注水井所对应油井实际增产天数累计计算。有效期的统计不受年度限期。 在措施有效期内，油井工作制度的改变（如抽油机调参等），不影响措施效果的统计。 （二）配套曲线1注水指示曲线2注水井的注水曲线和对应油井的采油曲线注水井在措施前后要绘制注水曲线，横坐标为时间，纵坐标为各项注水指标，包括开井时间、泵压、油压、套压，全井及分层段的日注水量。对应采油井的采油曲线，横坐标为时间，各项生产参数为纵坐标，一般包括开井65、时间、日产液量、日产油量、含水率、地层压力及动液面等，措施前后进行对比。3压力降落曲线 在注水井注入量稳定的情况下，关井后，测得的压力随时间的变化曲线称压力降落曲线。 压降速率的变化可以反映注水井控制面积内地层孔隙结构的变化，而调剖堵水可以改变井底附近地层的孔隙结构，因而可以利用压降速率判断堵水调剖效果。4吸水剖面测试曲线三、四种措施有效的评价标准不同的措施有不同的评价内容和指标，系统的评价注水井措施效果也是非常复杂的，根据长庆油田现场实际的应用情况，分别对四种常见措施的措施效果评价进行规范，以供各位专家讨论后确定。1.注水井堵水调剖效果的判定注水井凡符合以下任一条且有效期在一个月以上的视为措66、施有效。a.高吸水层吸水指数视吸水指数下降15%及以上；b.吸水剖面发生明显合理变化，其高、低渗透层段每米吸水量的变化在10%及以上；c.压力降落曲线明显变缓；注水井对应油井凡符合以下任一条且有效期在一个月以上的视为措施有效。 a.日产油量上升，含水率下降5%及以上；b.日产油量上升10%及以上，含水率不变；c.日产油量不变，含水率下降10%及以上； 产出投入比 2 或 有效期6个月。2.降压增注效果的判定注水井措施后符合以下任一条且有效期在一个月以上的视为措施有效.a.措施后井口注水压力下降1Mpa及以上；b.措施后井口注水压力不变，日注水量上升15%及以上；产出投入比2或有效期6个月。3.67、注水井补孔效果的判定注水井措施后符合以下任一条且有效期在6个月以上的视为措施有效。a.措施层位吸水剖面测试，吸水明显；b.措施层位配注合格率80%及以上； 注水井对应油井凡符合以下任一条且有效期在6个月以上的视为措施有效。a.日产油量上升10%及以上，含水率不变；b.含水率上升5%及以下，日产油量上升15%及以上； 产出投入比2或有效期1年。4.分注效果判定注水井凡符合以下任一条且有效期在3个月以上的视为措施有效。 a.各分注层有效分开，吸水明显；b.各小层配注合格率80%及以上； 注水井对应油井凡符合以下任一条且有效期在3个月以上的视为措施有效。 a.日产油量上升10%及以上，含水率不变；b68、.含水率上升5%及以下，日产油量上升15%及以上；有效期1年。十四、超低渗透油藏管理规定（试行）-长油低渗字(2010)17号本规定主要包括方案管理、油田开发技术政策管理、油田开发动态分析与控制、油藏动态监测管理、配产配注、油水井措施设计、信息化建设等内容。第一章 方案管理第三条 各超低渗透项目部根据油田现场生产状况和油藏动态提出油水井措施、调整意见和建议，研究中心结合油田生产动态分析和油藏动态分析研究成果，编制完成方案，报开发部审批后下发各超低渗透项目部组织现场实施作业。第二章 油田开发技术政策管理4.油水井生产参数必须严格执行油田开发方案，油水井调参由各超低渗透项目部根据生产情况和开发技术69、政策现状提出初步调参意见，报研究中心审批。第六章 油水井措施设计第十五条 油水井措施方案及设计是指导施工作业的依据，所有井下作业的单井施工必须做到地质、工程、施工三项设计资料齐全、数据详实，地质、工程设计由研究中心或各超低渗透项目部编制。1.工程设计以地质设计为依据，施工方必须依据地质、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。2.设计编制、审批须有一定的技术资格和工作经验，也可授权相关单位和人员执行，但要做到程序合理。第十六条 油水井措施设计1.油水井增产、增注措施及大修作业，单井地质、工程设计由研究中心负责编制；施工设计由施工单位编制，各超低渗透项目部主管工程领导最70、终审定。油水井维护性作业，单井地质、工程设计由井区或作业区有关技术人员编制，作业区主管领导负责审批；施工设计由施工单位负责，作业区主管领导最终审定。2.复杂结构井的投产投注、措施、大修及油田公司特殊要求的作业，单井地质及工程设计分别由研究中心、勘探开发研究院、油气工艺技术研究院负责编制，开发部审批后下发有关单位执行。3.油水井措施方案及设计必须预先编制，审批后原则不允许变更，需要变更时，方案编制单位以书面形式下发变更通知单，方案审批单位的主管领导审批后执行。油田公司审定的设计（方案）需要变更时，以开发部审批下发的变更通知单为准执行。4.井下作业设计、整体实施方案及指导意见等编制时必须有明确的安71、全风险提示及有针对性的“健康、安全、环境”等相关要求说明。十五、超低渗透油藏工作报表管理细则-长油低渗字(2010)17号第一章 总则第三条 工作报表包括超低渗透油藏产能建设、油田开发日、周、月、季度、半年（年）等报表。第三章 油田开发报表第七条 开发周报各采油单位负责编写油田开发周报表，要求按照周报样表格式，及时更新所有数据，确保上报资料数据的及时行、准确性，每周三早上9：00之前，上报超低渗透油藏开发部产能建设科。第八条 月报、季报和年报3.各超低渗透油藏项目部负责向超低渗透油藏研究中心提供完成月报、季报、年报等所需的各类基础数据和资料。4.月度、季度和半年数据统计截止日期为当月末日，上报72、日期为下月8日前；半年报数据统计截止日期为6月30日，上报日期为7月8日前；年报数据统计截止日期为当年12月31日，上报日期为次年1月8日前。十六、关于规范井下作业（修井）技术管理等基础资料的通知-长油油开字【2010】26号附件3 长庆油田公司井下作业（修井）施工总结编制要求一、页面结构要求1、施工总结采用A4幅面。2、正文页面设置：页边距：上下各2.5厘米，左3厘米，右2.5厘米。字体：标题三号宋体加粗居中对齐；节标题四号宋体加粗；正文四号宋体。版面：行距1.5倍，字间距为标准间距。3、附表按照附件2和附件4格式要求执行。4、页眉页脚设置从上修前后基本数据变化表开始带页眉和页脚，页眉右方注73、明井号及施工内容，页脚居中注明第几页共几页。5、附表和油管杆单根记录均使用EXCEL电子表格格式。二、措施、大修施工总结编制要求（一）措施、大修施工总结的上交措施、大修施工总结应在施工完井后7天内，将审核合格的施工总结（附电子版）上交相关部门。（三）主要内容包括以下几部分：上修前后基本数据表、施工叙述（施工概况、工序描述、工具草图、认识及建议）、附表或曲线、完井油管杆单根和附件记录、完井管柱结构示意图。（四）措施、大修施工总结内容要求1、上修前后基本数据变化表，根据施工情况如实填写。2、施工概况主要反映施工目的、主要工序、施工结果、施工起止日期等。3、工序描述（1）起原井管柱施工起止时间，起出74、管杆柱组合及附件规格、数量，并与采油单位提供的数据进行核对。详细描述起出管杆泵及附件情况（结蜡、结垢、腐蚀、弯曲、破损等）；若遇卡阻，详细描述解卡过程。（2）通洗井施工起止时间、管柱结构、工具规格（附草图）、遇阻情况、洗井深度及方式、洗井液配方及用量、洗井起止时间、井口返水时间、返出物情况、洗井压力及排量、冲洗进尺、通井深度。（3）磨钻施工起止时间、管柱结构及下深、工具规格（附草图）、泵压、排量、钻压、磨钻时间、用水量、返出物情况、磨钻进尺、最终磨钻深度。（4）射孔施工起止时间，射孔队名称，射孔层位和井段，射孔方式、压井液配方、液面深度，射孔枪型、弹型、孔密、实际装弹数量、发射率、射孔枪起出检75、查情况、校深情况、射孔后井口油气显示情况等。（5）爆压施工起止时间，爆压队名称，爆压层位和井段、爆压方式、爆压弹型、装药量、下入深度、爆然时间，详细描述爆压过程、爆压后的液面和井口油气显示等情况。若为油管传输爆压，还应录取钻具结构、弹顶深度、弹底深度、点火器深度、投棒时间等。（6）压裂施工起止时间，压裂层位和井段，压裂方式，管柱结构，压裂队名称，压裂车型号；压裂液配方及数量，压裂过程中灌井筒、座封情况；破裂压力、工作压力、停泵压力；排量、砂浓度（砂比）、各阶段用液量、总入井液量、支撑剂用量，施工曲线，压裂后放喷、洗井等情况（附压裂施工数据记录表、压裂数据汇总）。（7）酸化施工起止时间，酸化层位76、和井段，酸化管柱结构。酸液配方及用量，酸化过程中灌井筒情况，酸化泵注压力、排量，反应时间、放喷及洗井情况（附酸化施工数据记录表及汇总表）。（8）填砂注水泥封层施工起止时间，封堵层位、井段，原砂面深度、填砂量、填砂后砂面高度，水泥浆性能评价试验结果，配水泥浆用干水泥量、水量，水泥浆配制量，水泥浆密度，配制水泥浆开始时间、开始反洗井时间、反洗井排量，反洗井结束时间、反洗井水量，侯凝时间，水泥面深度，试压压力、稳压时间及压降。（9）机械找漏施工起止时间，找漏钻具结构、工具型号、深度，泵压、吸水量及压降、返出情况，找漏结果。（10）大修施工起止时间，详细描述入井工具情况（附草图），钻具结构，施工过程，77、施工结果。（11）其它施工施工起止时间，详细描述施工过程及参数、施工结果。（12）本井施工过程中毒害气体监测情况。4、认识和建议根据施工过程出现的各种情况，提出下步施工及设计方面应当改进的意见；从提高该井产量（或注入量）、延长该井生产周期的角度，提出下步建议。5、完井油管杆单根用附件记录将完井油管杆单根和附件记录以EXCEL格式，在总结中提供。6、完井管柱结构示意图十七、超低渗透油藏开发油水井措施管理规定（暂行）-长油低渗字(2010)6号一、措施计划编制1.年度措施方案编制(1)年度措施总体方案编制，由各项目部根据油田稳产方案和油田开发动态编制年度油水井措施方案、措施运行曲线、措施费用预算，78、1月10日前报超低渗透油藏开发部审查。(2)措施总体方案审查，1月中旬由超低渗透油藏开发部负责组织超低渗透油藏研究中心、超低渗透油藏项目部对各项目部年度措施方案进行审查、审定。2.月度措施计划编制(1)超低渗透油藏项目部于每月20日前组织措施选井，确定措施井号及具体实施意见，形成月度措施计划，项目部主管领导签字后报超低渗透油藏开发部。(2)超低渗透油藏开发部负责组织研究中心相关科研室对各超低渗透油藏项目部上报的措施井号、实施意见进行论证优化，筛选重点井和工艺试验井，并于每月26日前以书面形式通知各项目部实施。二、单井措施方案编制与审批1.常规措施井由项目部负责地质、工程方案的编制、审核、审批。79、2.重点井和工艺试验井，由研究中心负责地质、工程方案的编制、审核；公司重大试验项目方案需报超低渗透油藏开发部审批。项目部负责落实井场、道路、井筒、结垢情况。3.施工方案，由施工队伍委托有资质的单位依据地质、工程方案编制，超低渗透油藏项目部负责审核、审批。三、措施组织实施与质量监控1.队伍选择，各项目部依据油田公司相关规定自主选择井下作业、试油压裂队伍并进行资质审查、安全管理。3.质量管理，各项目部负责对所有措施井作业实行全过程监督，超低渗透油藏研究中心负责新工艺试验井重点工序现场监督。对于措施施工作业过程中出现的不按设计要求施工等问题，项目部、研究中心、开发部可依据相关制度规定对施工队伍予以警80、告或进行经济处罚，并在结算时兑现。四、措施费用管理1.措施费用由生产成本和公司专项费用两部分构成。2.常规措施井措施费用，列入各项目部生产成本。 3.重点井和工艺试验井技术服务费列入专项费用，配合费用（起下原井管串、冲砂洗井等）列入各项目部生产成本。4.费用管理，各项目部生产技术科每月5日前对上月措施费用发生情况进行汇总，上报开发部。五、措施效果跟踪分析1.各超低渗透油藏项目部生产技术科负责油水井措施前后的资料录取、效果跟踪、效果分析。3.超低渗透油藏开发部负责组织对各项目部措施组织运行情况、质量监督、措施效果进行检查通报，组织项目部、研究中心进行季度（半年、年度）措施效果分析总结会议。六、措81、施资料管理1.措施日、周、月报表编制与上报各项目部负责措施报表编制，按时上报研究中心压裂技术室。日报每天10：00前、周报每周三10:00前、月报每月7日10：00前报压裂室汇总，日报、周报11：00前、月报8日10：00前审查汇总后报超低渗透油藏开发部。2.措施资料归档各项目部负责对措施井施工资料（施工总结、压裂施工曲线、记录、监督日志等）的收集、整理，经研究中心现场支撑组审核后，报研究中心存档。要求措施完井后15日内提交资料，电子版和纸质各三份（研究中心、项目部、作业区各一份）。七、考核通报1.月度考核。每月上旬，开发部对各项目部月度措施工作量、施工组织、质量监控监督情况等内容进行考核通报82、。2.年度考核。每年年底，超低渗透油藏开发部对全年措施执行情况进行考核通报。十八、关于加强老井措施用支撑剂及主要入井化工材料管理工作的通知-长油油开字（2011）8号一、关于老井措施压裂用支撑剂(一)压裂用支撑剂包括：石英砂、陶粒。(二)支撑剂供货厂家的选择。1、老井压裂用石英砂在“长庆昌润支撑剂有限公司、青铜峡市金盛元商贸有限公司、青铜峡滕博石化有限公司”3个生产厂家中选择。(三)服务方式：由长庆化工集团在规定的生产厂家中集中采购，压裂队负责拉运，货到后直接送压裂队库房或施工现场。二、关于老井措施用常规化工料(一)老井措施用常规化工料包括：1、常规压裂液配制用料：胍胶粉、硼砂、有机硼、过硫酸83、铵。2、常规活性水用料：粘土稳定剂、杀菌剂。(二)生产厂家的选择：1、对同类产品，在性能指标相近的情况下，优先使用长庆化工集团供应的产品。2、长庆化工集团及规定的生产厂家中不能生产或生产不足部分，由油田公司主管部门牵头，组织油气工艺研究院、勘探开发研究院、长庆化工集团及采油单位开展市场调研，确定生产厂家后进行补充供应。3、对于其他类型的压裂液用料，由各采油单位与长庆化工集团协商后确定供货方式。(三)服务方式：老井措施常规化工料全部由长庆化工集团供应，施工单位(或技术服务单位)与长庆化工集团协商后确定拉运单位、以及是否需要长庆化工集团现场配液服务等。三、材料供应工作流程(一)材料用量计划的上报及84、采购1、各采油单位年初根据全年措施工作量安排，排出分月措施运行计划大表，并测算各种材料用量。2、各采油单位根据阶段措施工作量安排，每逢3月、6月、9月、12月，于当月10日前将下个季度用料计划报至长庆化工集团(联系人：倪金霞，电话：0934-8597065)，同时报油田开发处备案(联系人：杜春龙，电话：029-86594942)。3、长庆化工集团按照采油单位上报材料需求计划集中进行采购。(二)入井材料的领用、发放及拉运1、施工单位(或技术服务队伍)凭采油单位提供的措施井工程设计，到采油单位井下作业科(或主管部门)开具“措施入井材料领料单”。2、施工单位(或技术服务队伍)凭“工程设计”和“措施入85、井材料领料单”，到就近的长庆化工集团直供库房办理相关材料领发手续。属长庆化工集团直供范围内的产品，由施工单位(或技术服务队伍)与长庆化工集团各直供库房商定送料方式及送料时间；不属于长庆化工集团直供范围的，由采油单位与施工单位(或技术服务队伍)协商组织。3、长庆化工集团各直供库房开具“措施入井材料发料单”采用机打防伪票据，措施井工程设计、“措施入井材料领料单”、“措施入井材料发料单”作为化工集团与采油单位(或施工单位)的结算依据。四、质量管理(一)质量检验1、入库检验。每批材料入库前，由长庆化工集团研究所对入库产品进行质量检验。2、现场抽检。油田开发处不定期组织油气工艺研究院、勘探开发研究院、技86、术监测中心和相关采油单位，在施工现场、长庆化工集团及压裂队库房进行随机抽样、化验、分析评价。各采油单位井下作业技术(管理、监督)部门和长庆化工集团，对压裂酸化入井材料领用、发放、拉运、配液、压裂酸化施工等环节有管理、监督的权利，对各施工单位使用的化工产品数量、质量进行监督，对各施工单位施工设计执行情况进行跟踪检查。施工(配液)作业前，现场修井监督人员要对各种施工用料种类、数量进行核实。若进行现场配液，修井监督人员要对配液全过程进行监督并签字认可，确保配液质量。 (二)质量事故处理1、事故范围。凡在入井材料领用、发放、拉运、配液等环节中出现的不按设计要求执行、偷工减料、以次充好等问题，均属质量事87、故责任追究范围。2、事故责任主体。直供范围内的产品，由长庆化工集团全面负责。直供范围外的产品，由施工单位(或技术服务单位)全面负责。采油单位修井监督人员，对材料发放、拉运、配液等环节负有监督责任。3、上报程序。监督人员在入井材料的领用、发放、拉运、配液等环节中发现上述质量问题，要及时取证，并上报采油单位井下作业主管部门，情节严重的要上报油田公司职能部门。4、事故责任追究，按责任主体单位分以下几种情况：长庆化工集团。对不按设计要求施工，领(发)料、拉运、配液环节中出现的偷工减料、以次充好等问题，采油单位主管部门要及时反馈至长庆化工集团，同时上报油田开发处；由长庆化工集团按照油田公司及化工集团内部88、管理办法，报请油田公司职能部门审核后，对相关负责人进行责任追究。施工单位(或技术服务单位)。对不按设计要求施工，领料、拉运、配液环节中出现的偷工减料、以次充好等问题：在施工开始前发现的，现场监督人员要及时制止，待整改合格后方可施工，并处以0.5-5.0万元罚款；在施工过程中或施工结束后发现的，要责令其无偿返工或不结算施工费用，视情况处以2.0-10.0万元罚款。对于生产过程中出现的质量事故，采油单位监管部门要及时收集、整理，每月上报油田开发处，并与各施工单位(或技术服务单位)队伍资质评审、施工业绩考核相挂钩。采油单位修井监督。对监督职责不落实，不按要求进行质量监督但未造成后果的，由采油单位主管89、部门处以500元以内罚款，并在单位内部通报批评；对不按要求进行质量监督、造成入井材料投加品种不全、数量不足，影响措施效果的，由采油单位主管部门处以1000-2000元/井次罚款，调离修井监督岗位，并上报油田开发处备案。五、保障措施2、各采油单位：各采油单位要高度重视，井下作业主管部门要加大宣贯力度，组织相关部门及各井下作业公司、技术服务队伍学习老井措施支撑剂及入井化工材料定点供应管理办法，主动配合、自觉落实。各采油单位井下作业主管部门要明确专人(岗位)，具体负责入井材料定点供应工作，并定期召开专题会，对发现的问题进行协调。十九、2010年大斜度钻井及水源钻井等工程技术服务标准化服务市场价格-长90、油【2010】143号三、修井措施作业工程技术服务标准市场价格指导1.检泵及隔采作业基准价格，在长油（2010）25号文件甲、乙、丙级队基准价格基础上，分别上调0.1万元/井次。2.对修井措施作业井深小于1000米的井，按1000米计算费用。3.对搬迁距离超过50公里的修井措施作业，各单位可根据公司车辆运输单价另行计算补助费用。4.此价格从2010年7月1日起执行四、注水井带压作业工程技术服务标准化市场价格指导注水井带压作业技术服务标准化市场价格指导价格说明：1.基准价格是指施工作业管柱下入2000米时，对应的价格。2.价格增减标准是指实际作业井深大于或小于2000米时，对应增加或减少的价格标91、准。3.注水井检串作业内容包括搬迁、施工、准备及安装、投堵、带压起油管、带压下油管、连接井口完井、施工收尾。4.价格中含特车费、水费、化工药品费、工具费、油管摊销费及施工材料费。5.对作业井深小于1000米的井，按1000米计算费用。6.1月1日2月28日、11月1日12月31日期间执行冬季施工作业价格。冬季作业价格在基准价格基础上上浮5%。7.本价格为指导价格，各单位根据队伍供需、设备状况及现场实际，可以此价格为基础上下浮动5%。8.价格中含HSE费、营业税、开增值税的施工队伍不扣除营业税。二十、油田分公司2010年修井措施作业工程技术服务标准化市场价格-长油【2010】25号二十一 、长庆92、油田新井投产投注井下作业管理规定(试行)- 长油201117号第三章 投产投注作业设计管理第十二条 地质设计中应提供目前井下地层情况、井身结构、套管钢级、壁厚、尺寸、水泥返高及固井质量等资料，提供本井或邻井产层流体的性质(油、伴生气、水)、本井或邻井目前地层压力或原始地层压力、气油比、注水区域的注水压力、与邻井地层连通情况、地层流体中硫化氢等有毒有害气体含量，以及与井控有关的提示。 第十三条 工程设计中要按照有关标准及规定提供井控安全各项参数，同时要根据实际情况对生产参数、管杆组合等进行合理优化，对洗井、挤活性水等关键工序要提出相应的质量要求，确保油水井免修期。采油井生产管柱应配套使用防喷泄油93、器。第十四条 施工设计和井控设计要明确各项井控措施。第十五条 设计的编写和审批。对超低渗透油藏项目部，地质设计和工程设计统一由生产技术科编写，单位主管领导审批。第四章 试油后的交接井第十八条 因地层压力高，试油管柱无法起出时，则试油井口不动，直接装油嘴放喷生产。后期需起出试油管柱下泵生产时，要在投产作业工程设计中提示井下管柱结构、前期生产情况等。第二十条 对预探井、评价井，试油结束后相关项目组要及时向采油单位交接，采油单位接井前井场的管理主体为该井对应的项目组，采油单位接井时要对有关资料进行核实。1、采油单位如发现安全环保及外协等遗留问题，应及时联系预探、评价项目组，合理解决。在试采下泵过程中94、若发现套管损坏、井下落物等异常情况时，须及时向预探、评价项目组反馈信息，并追究事故责任单位的责任。2、试采相关审批程序，按照油田公司相关规定执行。试采井投产投注作业管理，严格执行本管理规定中相关条款。二十二、长庆油田分公司油田井下作业（修井）工程质量事故管理规定（暂行）-长油油开字20083号第一章 总 则第二条 本规定所指的井下作业工程质量事故是指在原油生产经营活动中，因产品、工程、施工作业质量和服务质量未满足或设计文件、合同规定要求，造成经济损失、信誉损失、停工返工和退赔的责任事故。第二章 井下作业工程质量事故的分类第五条 井下作业工程质量事故范围包括以下三个方面：1、操作不规范或违章操作95、；2、使用不符合技术标准和规范要求的产品等。3、方案设计审批不到位或工程设计错误造成的井下作业工程质量事故。第六条 井下作业工程质量事故分为特大事故（直接经济损失100万元或作业井报废）、重大事故（损失30万元，100万元）、较大事故（10万元，30万元）、一般事故（10万元）。第十二条 事故调查组主要任务：1、查明直接经济损失；2、分析事故原因（必要时应当进行技术鉴定）；3、确定事故责任，提出事故处理建议；4、提出防止类似事故重复发生的措施；5、完成并提交事故调查报告。第十四条 井下作业工程质量事故证据的收集包括物证、人证和检验证明。第十五条 井下作业工程质量事故调查报告由业务主管部门负责撰96、写，经调查组成员集体讨论通过后上报。第五章 井下作业工程质量事故责任的划分第十七条 事故调查组根据现场调查取证、试验检测、专家意见等综合分析，在查清事故原因的同时，界定事故的责任单位和责任人的责任。第十八条 单位责任。根据各相关单位对工程质量事故承担的责任，依次可分为全部责任、主要责任、重要责任、次要责任和无责任。第十九条 相关人员责任。相关人员根据在事故发生过程中的作用，分别负主要责任、次要责任。4、发生异常状况后，现场人员未按照规定采取措施、盲目施工导致事故发生，指挥人员负主要责任；5、使用的井下附件、原材料、工用具未经检查或试验，因明显的质量缺陷导致发生事故，检查人员负主要责任；6、由于97、工程设计错误造成的井下作业工程质量事故，批准设计者负主要责任，制定设计者负次要责任。第二十条 各级单位的领导根据分工分别承担直接领导责任和间接领导责任。第六章 井下作业工程质量事故的处理第二十三条 井下作业工程质量事故技术处理1、 一般事故由施工单位编写施工设计，报采油作业区生产技术组和主管领导审批后执行。2、 较大事故由施工单位编写施工设计，报采油单位采油工艺研究所或井下作业科批准后执行。3、 重大事故和特大事故由施工单位编制施工设计，报采油单位采油工艺研究所或井下作业科，由采油工艺研究所或井下作业科召集有关技术人员进行讨论，进一步补充完善施工设计，经主管领导审核，报厂主管领导审批后执行。二98、十三、中国石油长庆油田分公司井控安全管理办法第三章 对施工单位井控安全的要求第十一条 钻井、井下作业施工应严格执行“井控操作证”制度，持证上岗率达到100%。第十二条 所有油（气）井井下作业工程设计中必须有井控设计、井控管理内容和井控技术措施。（一）设计中必须有地层压力数据；（二）射孔液密度应根据目的层地层压力数据确定，在达到井控工作要求的前提下，要满足产层保护需要；（三）不能满足产层保护要求的，须报项目经理部批准。第十四条 施工单位应按设计要求和长庆油田公司有关规定配套安装好井控设备和内防喷工具，并在施工过程中使用维护好井控装备和相关设备。第十九条 特殊井钻井、井下作业施工井控工作按工程设计99、执行。第二十一条 施工管理单位和施工作业队伍均须建立HSE管理体系并配套相应硬件，单井必须建立HSE管理例卷，制定应急预案。第二十二条 各施工作业队伍应按规定配备可燃气体监测仪、硫化氢监测仪和防毒面具等防护设备。二十四 、长庆油田高气油比油藏井下作业(修井)井控安全管理暂行规定一、井下作业生产过程中需考虑油藏气油比因素为加强油田生产建设安全管理，对目前主要建设区的原始气油比进行了统计、分析，统计结果如下（具体见附表1）。请相关单位（部门）在方案编制、地质及工程设计、队伍配备、过程安全监控等环节做好相应防范工作。原始气油比小于80m3/t的油藏：吴旗油田长6（盘古梁西、吴410）。二、井控培训合100、格证持证要求1、所有参与井下作业管理、生产组织、设计编制、设计审核及审批的人员须按规定取得井控培训合格证，无合格证件或证件过期的人员无权指挥生产、不得参与组织或操作。四、“三项”设计的编制与审批1、建设单位、施工单位分别按照规定，编写地质设计、工程设计、施工设计、井控设计，详细提供各项井控相关数据及资料。2、各类设计编制人员必须具备三年以上现场经验和助理级以上技术职称，作业设计审核、审批人员应具有相应的中级及中级以上技术职称。3、作业设计编制及审批程序（4）对于以下特殊类型井作业设计编写及审批程序需提升一个等级。地质、工程设计除执行基层单位的常规维护性作业审批程序外，还必须上报到地质所、工艺所101、（或井下作业科），分别由主管副所长（或副科长）审定；施工设计和井控设计除执行基层单位的审批程序外，还必须上报工艺所主管井下作业副所长（井下作业科主管井控副科长）审定。起下井下管柱带有大直径工具（工具外径超过油层套管内径80%以上）的井；动液面在0-500m及长期套返的油井；地层压力大于原始地层压力的井；历次作业中发生过井涌、溢流的井； 井口H2S浓度大于20PPm或CO浓度大于50PPm的井；或有毒有害气体超标的井。六、施工过程中的措施落实1、施工前压井：所有高气油比油井和第四项第3条第（4）款中提到的5种工况的油井，在施工前必须进行压井作业。2、施工过程中的压井液灌注。二十五、长庆油田分公司102、超低渗透油藏开发原油产量运行保障体系（试行）-长油低渗字(2011)11号第一章 总 则第二条 本考核办法重点对生产计划、油田开发技术指标、油田开发综合管理三方面进行量化打分考核。第五条 按照生产任务、技术指标、综合管理三方面内容，设置以下考核指标：1.生产任务：满分40分，主要考核原油生产任务（24分）、油田注水任务的完成情况（16分），包括月（季、年）度原油生产任务完成率、月（季、年）度注水任务完成率两项指标。(1)原油生产任务完成率：以公司下达原油生产任务为目标；达到或超过目标值得满分，每小于目标10%扣3分。 (2)注水任务完成率：以公司下达注水任务为目标，完成目标值95%-105%得103、满分，超注或欠注每超出目标10%扣2分。2.技术指标：满分35分，重点从油藏地质（15分）、产能建设（5分）、采油工艺（8分）、注水管理（7分）四方面进行考核。其中，油藏地质主要考核自然递减、含水上升率、地层能量保持水平三项指标；采油工艺主要考核检泵周期、抽油泵效、机采系统效率三项指标，注水管理重点考核配注合格率、分层注水合格率、水质合格率和采出水有效回注率；产能建设重点考核单井产量。(1)自然递减率（6分）：以公司下达考核指标为目标，达到或小于目标值得满分，每大于目标值10%扣0.6分。(2)含水上升率（5分）：以公司下达考核指标为目标，达到或小于目标值得满分，每大于目标10%扣0.5分；(104、3)地层能量保持水平（4分）：三叠系目标90%，侏罗系80%，达到或大于目标得满分，每小于目标10%扣0.4分。(4)检泵周期（3分）：以公司下达考核指标为目标，达到或超过目标值则为满分；未达到目标，每降低10天扣1分，超过30天该项不得分。(5)抽油泵效（3分）：以公司下达考核指标为目标，达到或超过目标值则为满分；未达到目标，每小于目标1%扣0.5分，超过5%后该项不得分。(6)机采系统效率（2分）：以公司下达的指标为目标，达到或大于目标值得满分；每小于目标1%扣1分。(7)配注合格率（2分）：以公司下达的指标为目标，达到或大于目标值得满分；每小于目标1%扣0.15分。(8)水质合格率（2分105、）：对照油田公司下发的注入水水质标准，考虑目前现场监测设备现状，重点考核机杂、总铁、含油（回注水）三项指标。达到或超过目标值为满分，每小于目标值1%扣0.15分。(9)分层注水合格率（2分）：以公司下达的指标为目标，达到或大于目标值得满分；每小于目标1%扣0.15分。(10)采出水有效回注率（1分）：以公司下达的指标为目标，达到或大于目标值得满分；每小于目标1%扣0.05分。(11)产能建设单井产量（5分）：以公司下达考核办法及指标为目标，新井前三个月单井产量达到或大于目标值得满分；每小于目标10%扣0.5分。3、综合管理。按照油田公司“精细管理的实施要求”，以提高开发水平为目标，结合超低渗透106、油藏开发各单位实际，将综合管理指标分为工作进度和工作质量两大类，满分25分。工作进度类（9分）:主要考核重点工作进度，包括超前注水、投产投注、动态监测、油水井措施及其他等。其中：(1)超前注水、动态监测（各2分）：工作进度达到或超过计划安排，得满分，完成数量每小于计划10%扣0.2分。(2)投产投注（2分）：投产、投注进度各占1分，完成数量每小于计划10%扣0.1分。(3)油水井措施进度（2分）：按年累计完成率进行考核，达到或大于计划安排，得满分，每小于计划安排10%扣0.2分。(4)其他（1分）：公司或主管业务部门下达的其他重点工作和临时性工作的执行进度。工作质量（16分）:考核考核生产组织107、产能建设、油藏管理、油水井措施四方面，重点强调阶段工作执行力及效果，由超低渗透油藏研究中心按照分项考核内容，提出各项工作存在的主要问题，由超低渗透油藏开发部进行打分。其中：(1)生产组织（2分）：主要考核油井时率、油井利用率两项指标（各1分）。其中油井时率目标值98.0%，低于目标值，该项不得分；油井利用率目标值为99.5%，低与目标值，该项不得分。(2)产能建设（2分）：主要考核资料录取全准率，开发方案、钻采工程方案及地面方案执行情况等；(3)油藏管理（6分）：主要考核内容包括：油藏地质（2分）：主要考核动态监测资料及基础资料（产量、含水、含盐、功图、动液面等）等内容；采油工艺（2分），主108、要考核系统效率测试、井筒治理、生产制度优化、功图计量、自动投球；注水管理（2分）主要考核注水专项治理、分注井测试调配、采出水化验分析等；(4)油水井措施（6分）：包括措施有效率（2分）、单井增油量（2分）和累计增油量（2分）。三项均以公司考核值为目标，达到或超过目标值为满分，每小于目标值10%扣0.2分。第三章 考核办法第六条 按得分高低进行排名，总分100分，生产任务、技术指标、综合管理三项内容按照考核原则分别占40分、35分、25分。第七条 生产任务、技术指标类打分由由超低渗透油藏研究中心根据考核指标设置及评分办法进行计算打分。第八条 综合管理类由超低渗透油藏研究中心根据相关工作执行及落实109、过程中存在的具体问题，由超低渗透油藏开发部统一打分。第九条 超低渗透油藏开发部对生产任务、技术指标、综合管理分项打分进行汇总，按照汇总的总分进行各单位排名，并将排名结果在“超低渗透油藏开发月度通报”中进行通报。二十六、长庆油田公司采油作业区开发管理考核办法（暂行）-2011.5月第二章 指标确定及考核标准第五条采油作业区油田开发管理考核指标分值权重以核心业绩指标（生产任务）为重点，突出现场管理考核，且指标设置具有较强的可控性和操作性。主要包括生产任务完成情况、油藏管理、采油工艺技术管理和综合管理等四大类型。3. 采油工艺技术指标。主要分为机械采油、油田注水和井下作业等三大类共9项。分别是油井生110、产时率、油井利用率、抽油泵效、检泵周期、注水井生产时率、注水井利用率、配注合格率、分层注水合格率和油水井措施有效率。4. 综合管理指标。主要有2项，分别是资料录取全准率和井控安全指标。第六条 考核分月度、半年（全年）度两个层次。月度考核指标侧重于油水井的单井管理，突出现场日常管理，反映作业区现场执行力和开发管理水平；半（年）年度考核指标考核是全面评价油藏、工艺及生产管理水平，反映油田阶段和全年整体开发水平。月度考核指标：原油生产任务、油田注水任务、自然递减率、动态监测完成率、油井生产时率、油井利用率、抽油泵效、注水井生产时率、注水井利用率、配注合格率和资料录取全准率等11项指标；半年（全年）度111、考核指标：在月度指标的基础上新增综合递减、综合含水上升率、地层压力保持水平、检泵周期、分层注水合格率、油水井措施有效率和井控安全等7项指标，共18项指标。第七条 考核办法实行打分排名制度，每阶段指标考核标准分均为100分。月度考核：生产任务完成指标占50分，油藏、工艺和基础管理指标占50分；半年（全年）度考核：生产任务完成指标占40分，油藏、工艺和基础管理指标占60分。具体考核指标打分标准祥见附表：长庆油田采油作业区开发管理考核指标细则。第三章 考核管理操作程序第十条 由油田开发处（超低渗透油藏开发部）统一组织安排，各采油单位抽出专人2名组成公司考核组，通过现场抽查及资料上报等方式，按照长庆油112、田采油作业区开发管理考核指标细则，相互对所管辖作业区的月度、半年度和年度指标完成情况进行核查，考评结果及下月度计划于每月5日前上报油田开发处（超低渗透油藏开发部）。第十一条 油田开发处（超低渗透油藏开发部）汇总各单位上报结果，并通过核查后对各采油作业区进行整体排名，并通过油田开发例会进行通报。第四章 保障措施第十三条 各采油单位要成立以主管领导为组长的采油作业区油田开发考核管理小组，指定专人、细化具体工作、部署安排此项工作，并将公司有关精神下发到各采油作业区，细化具体工作。第十四条 各采油单位应根据本考核办法制定相应的采油作业区考评管理实施细则。二十七 、油气田新工艺新技术新材料应用管理暂行规113、定-长油字200476号第三章 “三新”管理范围第七条 新技术、新工艺的管理范围：1、首次进入油气田开发、管道输油、炼油化工等系统内试验与推广的新技术、新工艺项目。2、进入油田公司的技术服务队伍和实验项目。3、未列入油田公司当年科技项目计划内的油气田开发、管道输油、炼油化工等系统内的新技术、新工艺试验项目。第八条 新材料的管理范围：1、采油生产过程中的油管杆、井下工具、试井测试仪器、检测仪器仪表及标定装置、各种入井材料和地面集输、注水系统的化工产口及添加剂。第四章 “三新”审批程序第九条 “三新技术”的审批程序：1、凡进入油气田开发、管道输油、炼油化工等系统内“三新”的试验、推广、应用项目必须114、办理应用审批手续。3、各单位上报“三新”应用审批表中应包含技术原理、技术特点、应用前景、价格及经济效益预测等分析，经“三新”领导小组审定后，具备招标条件由“三新”管理办公室委托相关部门组织招标，不具备招标条件委托使用单位组织议标。7、经领导小组论证审批后，发给同意使用的“三新”应用审批表，有效期一年。（2006年发补充规定有改动）8、对应用效果良好或具有一定规模化的新技术、新工艺、新材料，经领导小组同意后，不必再办理“三新”审批手续，可转入正常垢推广应用。第十条 二级单位职责2、负责对本单位拟引入的“三新”进行技术、工艺、质量的初步论证审查、定期向“三新”管理领导小组办公室汇总上报。3、本单位115、使用的“三新”，要从使用效果、质量、效益等方面进行跟踪评价和阶段总结，定期向“三新”管理领导小组办公室汇报。第六章 工作程序第十三条 “三新”管理领导小组每季度召开一次例会审批引入和继续推广的应用项目。第十四条 “三新”管理办公室对同意使用的新产品每年至少组织一次质量抽查、抽查结果将及时上报“三新”管理小组，对油田公司质检部门抽查不符合质量标准的产品，立即终止推广应用，并封存该产品。第十六条 “三新”使用单位、检测机构等所有有关质量监测的资料、记录、报告及样品，要求至少保存三年以上，以备检验时复查。二十八 、油气田新工艺新技术新材料应用管理暂行规定补充通知-长油字2006145号三、根据“三新116、”技术种类及对油气田开发的影响程度，对“三新”审查权限实行分级管理，统一发证。具体如下：1、涉及油气田油气水井增产增注类的新工艺、新技术、新产品和重大的工程技术试验项目，继续按照原管理规定的审查程序执行。2、对于石油专用器材、设备及材料类、化工产品类（注入剂除外），按照专业处室职责管理，由各业务主管处室负责审查，审查结果报油田开发处备案。3、对于小型配套工具类，下放审查权限，由使用单位按“三新”项目管理要求，根据实际需要定期组织审查，并报油田开发处审查确定。4、同意的准入项目由油田开发处统一发证，各级审查必须签字留痕迹。油田开发处将定期组织抽查监控总结，违反规定，取消已发准入证及审查资格。四、117、根据“三新”技术的成熟程度、推广规模、现场实施效果及经济效益大小，按成熟推广、继续完善和新技术试验三大类分别颁发有效期不同的“三新”技术准入证。1、对于现场应用效果好、使用年限在2年以上、已规模推广的“三新”技术，经使用单位确认提出，报油田公司审查通过，可办理有效期为3年的“三新”准入证。2、对上报3年期的“三新”技术准入证，需使用单位提交书面评价报告，并加盖有主管负责人签字的使用单位印章证明。3年期的准入证实行年审制，根据使用单位意见办理年审手续，无年审签章即为无效证件。3、对于试验期在1年以内、推广工作量较少，需要继续完善和当年新开项目的“三新”技术，发1年期“三新”准入证。4、对于油田公118、司讨论确定的需要当年开展的新技术试验，依据相关会议纪要或油田开发处组织技术交流，并审查确认后，办理“三新”技术准入证。五、进一步加强对油气田“三新”技术的申报、审查和应用管理，加大对入井液类产品的检测评价力度，新增产品的安全环保评估。1、涉及入井化工产品要求经两院检测评价出具正式合格报告后方可使用。对超出两院现有检测能力的项目，由油田开发处委托具有资质的第三方、或职能部门指定的检测方进行检测，无检测合格的评价报告一律不予上报。2、“三新”审批表增加上年度技术指标、经济效益等指标分析。对涉及安全、环保方面的技术，需提交相应的评估分析报告。3、油田开发处督促、检查使用单位加强对下放审批权限“三新”技术项目的管理，并将不定期抽检使用单位的审批流程是否规范。严格报送材料规定，要求每季度末月的上旬将审查结果以会议纪要的形式报油田开发处备案审查。同时加强已审批“三新”技术应用情况的中期评估与检查监督。4、为加快审查环节进度，需提交专业处室审查的“三新”技术项目，要求在5个工作日内完成审查，并提交经主管领导签字、单位盖章的审查意见，送交油田开发处备案。5、对确认淘汰或发现应用效果、服务质量较差的技术和产品，设立黑名单，拒绝油田各单位再次申报和使用。