1、油田开发企业原油产能及采油工程管理制度编 制： 审 核： 批 准： 版 本 号: ESZAQDGF001 编 制： 审 核： 批 准： 版 本 号: 目录一、原油产量管理办法2二、油藏动态监测管理办法12三、开发井地质监督管理办法17四、开发井测井施工和监督管理办法21五、水平井现场地质导向管理办法32六、产能建设方案管理办法37七、压裂管理办法55八、作业管理办法60九、采油工程数据库管理办法67十、有效注水管理办法71十一、增产措施管理办法83十二、开发测井资料管理细则90十三、开发井钻井监督管理办法95十四、油藏评价项目管理办法116十五、原油开发用化学药剂管理办法128十六、采油工程新2、工艺、新技术、新产品试验管理办法137十七、机采系统效率管理办法142十八、重大开发试验项目管理办法147十九、地面系统运行管理规定153二十、原油站队计量系统管理办法158二十一、油水井管理办法163二十二、油水井资料录取管理办法175二十三、基层站队“六好”达标中关于“开发管理好”的考核实施办法192XX油田公司原油产量管理办法第一章 总 则第一条 为进一步加强原油产量的规划、计划、组织、分析和考核管理，确保完成原油生产任务，特制定XX油田公司原油产量管理办法。第二条 本办法适用于XX油田公司（以下简称公司）原油产量管理工作，各有关部门及单位遵照执行。第二章 原油产量规划管理第三条 产量规3、划制定原则遵循客观性、科学性和可操作性的原则，即客观认识开发规律，科学安排规划指标，规划方案切实可操作。第四条 产量规划制定流程（一）研究院在评价油田开发效果、分析开发规律、明确开发问题和潜力基础上，制定油田原油产量规划，经研究院主管领导审核后，将原油产量规划报告上传到开发部。（二）开发部对采油单位上报的原油产量规划提出完善修改意见，由研究院完善后，经公司主管领导审批，形成公司原油产量规划，上报规划计划处。第五条 产量规划主要内容（一）油田开发概况1、地质概况：油气区地理位置，区域构造位置，地质概况，开发历程。2、开发状况：动用石油地质储量、可采储量、剩余可采储量、油水井数和开井数、年产油量、4、采油速度、采出程度、综合含水率、储采比、自然递减率和综合递减率等。（二）油田开发基本形势1、油田资源分析：新区资源品质对比（油藏类型、丰度、渗透率等）。2、油田开发规律及趋势分析：油田产量递减规律、含水变化规律、新增可采储量构成及变化规律、主要增产措施结构、工作量及效果分析。3、油田开发潜力分析：新区产能建设重点目标地区及质量、数量潜力、已探明未动用储量开发技术措施及潜力、老油田调整目标及增加可采储量潜力、改善二次采油主体技术、目标及增加可采储量潜力、各种三次采油技术发展方向、目标及增加可采储量潜力。（三）原油产量规划1、规划方案设计的有关参数：计算产量、产能、工作量、所需的中间参数选取依据和5、结果。2、原油开发规划方案：产能建设规划（储量、产能、工作量）、原油生产规划（产油、产液、注水）3、方案实施的保证措施：资源投入、开发政策、新技术应用与推广、经营管理、投资和成本控制等方面的保证措施。第三章 原油产量年度计划管理第六条 年度计划制定原则遵循油田现阶段的开发规律和特点，分析油田近年主要开发指标变化趋势，按照开发矛盾逐步解决、开发水平逐步提高和开发潜力逐步发挥的原则，科学合理制定原油产量年度计划。第七条 年度计划制定流程（一）采油单位在分析油田开发形势的基础上，制定各油田的年度产量计划，汇总形成全厂年度产量计划，由总地质师审查，经厂领导班子研究决定，10月中旬将全厂年度产量计划附表6、和配产报告上传到开发部。（二）开发部根据采油单位年度产量上报计划，综合考虑各种因素，对基础产量、措施产量和新井产量提出调整意见，进一步与采油单位沟通，形成年度产量建议计划，由公司主管领导审查，经总经理办公会研究决定，12月上旬将年度产量计划结果下发到相关部门和采油单位。第八条 年度计划主要内容（一）年度计划主要内容包括基础产量、措施产量和新井产量三部分构成。（二）年度计划附表主要内容包括本年年末日产能力构成、下年自然递减率、下年各项影响产量因素、下年措施工作量及产量安排、下年新井工作量及产量安排。（三）年度计划配产报告主要内容包括近年产量构成及变化规律分析、下年基础产量测算依据及结果、下年措施7、产量测算依据及结果、下年新井产量测算依据及结果。第九条 年度计划制定方法年度计划产量制定以部颁法测算为主，年产法、年产能法和组成法测算结果作为参考，与部颁法测算产量差异较大时，要分析查找原因，必要时调整部颁法测算结果。（一）基础产量测算重点是年末日产能力标定、部颁法自然递减率及各项影响产量因素的确定。1、年末日产能力标定按照本年的基础、措施和新井产量构成，分别标定在年末的日产能力，其中12月份施工的措施按照日增能力标定日产，10-12月份投产的新井按照设计产能和实际投产效果综合确定标定日产。2、部颁法自然递减率本年老井的自然递减率，参考近年同比口径自然递减变化规律，按照开发矛盾逐步解决、开发水8、平逐步提高和开发潜力逐步发挥的原则，综合确定自然递减率。本年新井的自然递减率，参考近年相似区块新井自然递减变化规律，结合产能到位率，综合确定自然递减率。3、各项影响产量因素主要考虑油井转注、钻井停注、生产封井、开发试验等产量影响。根据油井转注单井方案审批情况、下年产能钻井运行及停注泄压情况、重大开发试验部署情况，科学合理预测各月影响产量。（二）措施产量测算根据潜力调查情况，本着效益优先的原则，进一步优化措施结构，加大效益好的措施规模，控制效益差的措施规模，合理确定措施产量。（三）新井产量测算按照产能潜力大小和方案落实情况，确定下年的产能建设规模，根据钻机摆布、钻井运行和投产运行，测算投产新井在9、各月产量，结合产能贡献率，综合确定新井产量。第十条 年度计划运行分解（一）采油单位按照公司年度计划的要求，积极组织原油生产，上半年措施主体工作量要完成70%以上，年初要精心编排全年各月的产量运行、措施工作量运行和新井工作量运行，指导全年生产，确保完成全年产量任务。（二）采油单位年初要将年度计划分解到基层站队，基层站队要将年度计划分解到采油班组，层层落实产量责任。第四章 原油产量月度计划管理第十一条 月度计划制定原则以年度计划运行安排为指导，本着超前组织、超前实施的原则，考虑采油单位实际产量完成情况和完成全年产量任务需求，综合确定下月产量计划、措施和新井工作量计划。第十二条 月度计划制定流程（一10、）采油单位根据目前产量的运行情况，地质所、工艺所、生产科相互沟通，编制下月产量计划，由总地质师审查，经厂领导审核，每月15日将下月产量计划附表和月度配产报告上传到开发部。（二）开发部根据采油单位月度产量上报计划，综合考虑各种因素，对产量构成、措施和新井工作量提出调整意见，进一步与采油单位沟通，形成月度产量建议计划，由公司主管领导审核，每月25日将下月产量计划传送生产运行处，公司统一下达月度生产计划。第十三条 月度计划主要内容（一）月度计划主要内容包括原油产量构成、措施工作量和新井工作量。（二）月度计划附表主要内容包括基础产量及影响因素运行安排、措施工作量及产量运行安排、新井投产工作量及产量运行11、安排。（三）月度计划配产报告主要内容包括本月产量计划完成情况、产量超欠原因分析、制约原油生产的主要问题、下月基础产量测算依据及结果、下月措施产量测算依据及结果、下月新井产量测算依据及结果。第十四条 月度计划制定方法（一）基础产量测算根据目前产量运行情况，结合全年运行，科学预测。基础月递减量根据近两年回归月递减率确定，再考虑计划停产井、非计划停产井、收捞油、井筒挖潜、开发试验、雨季汛期等因素影响，综合确定下月基础产量。（二）措施产量测算根据全年措施增产任务，结合措施方案准备、地面施工条件、作业力量摆布等，合理安排措施工作量及产量。已经实施的措施，参考近年措施递减规律合理测算下月产量，当月实施的措12、施，合理考虑生产时率。（三）新井产量测算根据钻井运行、地面工程进度和投产运行，合理安排新井工作量及产量。已投产的新井，参考新井产量递减规律合理测算下月产量，当月投产的新井，合理考虑生产时率。第十五条 月度计划任务分解采油单位按照公司月度计划的要求，将月度计划分解到基层站队，措施和新井工作量落实到具体井号。第五章 原油产量组织管理第十六条 公司组织管理公司组织管理由公司主管领导、开发部、生产运行处和规划计划处组成。公司主管领导负责监督、检查、指导原油生产工作，开发部负责制定原油产量计划和跟踪分析工作，生产运行处负责生产统筹协调工作，规划计划处负责投资批复和产量盘库情况。第十七条 科研单位组织管理13、科研单位组织管理由勘探开发研究院、采油工艺研究院、钻井工艺研究院和勘察设计院组成。研究院负责落实产能建设钻井井位，采油院负责有效提高单井产能，钻井院负责储层防污染保护，设计院负责地面工程优质设计。第十八条 采油单位组织管理采油单位组织管理由单位主管领导、地质所、工艺所和生产科组成。厂主管领导负责监督、检查、指导全厂原油生产工作。地质所负责制定注水方案和措施方案，跟踪分析注水效果、措施效果和新井投产效果，结合实际效果，提出下步具体调整意见，监督检查采油队的资料录取和不正常井管理工作。工艺所负责注水方案落实、采油作业管理及地面系统保障工作。生产科负责全厂生产统筹协调工作。第十九条 基层站队组织管理14、采油队负责取全取准油水井资料，及时发现处理不正常井，最大限度提高油水井生产时率。捞油队负责捞油井的管理，摸索捞油井出油规律，确定合理捞油周期，保证完成捞油任务。第六章 原油产量分析管理第二十条 产量分析制度（一）产量分析的目的是搞清原油产量变化原因，总结开发生产工作落实情况，查找制约生产主要问题，制定相应对策，确保完成各项生产计划指标。产量分析按照日分析、旬分析、月分析的制度来开展，采油队技术员负责管理单元的产量分析，地质所负责全厂的产量分析。（二）日分析每天开展，采油队次日将分析结果上报地质所，地质所地下调度汇总形成全厂日分析报表，上报厂有关领导。（三）旬分析每旬开展，采油队旬末将分析结果上15、报地质所，地质所负责汇总分析，形成全厂旬产量分析报告，上报厂有关领导和开发部，每旬1日由地质所组织召开旬产量分析会，对产量变化较大采油队深入分析变化原因，制定具体措施。 （四）月分析每月开展，采油队月末将分析结果上报地质所，地质所负责汇总分析，形成全厂月产量分析报告，上报厂有关领导和开发部，每月8日前由地质所所长组织召开地质例会，深入分析全厂及采油队上月产量变化情况。第二十一条 产量分析内容日重点分析产量变化因素及油水井生产状况。旬（月）重点分析主要生产指标变化（日产液、日产油、综合含水、注水量），措施、新井工作量进度及影响因素，分析到具体区块和单井。（一）原油产量完成情况分析分析井口和末端计16、量产量变化趋势，详细分解产量构成，综合考虑产量增减因素，搞清原油产量变化原因。产量上升主要分析新井投产、措施增产、时率恢复、井筒管理、注水见效等方面；产量下降主要分析新井递减、措施递减、不正常井影响、注水影响、时率影响等方面。（二）工作量完成情况分析分析产能建设和各项措施工作量完成情况，包括新井投产投注、油井转注、增产型措施、维护型措施、油藏监测、注水井测调试、重大开发试验、配套工程建设等，查找影响运行进度的主要原因。（三）油水井管理状况分析采油井管理状况分析：一是按照采油井资料录取标准，分析采油井资料齐全准确情况，查找存在主要问题；二是按照不正常油井分类管理制度，分析不正常井管理存在主要问题17、，制定降低不正常井影响产量的具体措施；三是按照区块油藏特点，分析确定合理流压控制标准，逐井分析工作制度的合理性，充分挖掘井筒管理潜力。注水井管理状况分析：一是按照注水井资料录取标准，分析注水井资料齐全准确情况，查找存在主要问题；二是按照注水井分类管理制度，分析一、二类注水井分注指标变化情况，查找影响注水方案落实的主要问题，制定相应对策。（四）存在问题分析重点分析生产管理、注水调控、措施管理、产能建设等方面存在的问题，提出针对性的解决方案。（五）下旬（月）原油产量预测及运行安排本着积极组织生产，完成产量计划的原则，制定具体挖潜措施，科学合理预测下旬（月）产量，编制生产运行安排，明确重点工作完成时18、间及责任人。本旬（月）未完成的措施及新井工作量，要在下旬（月）抢先实施完毕，不能造成工作量的积压。第七章 原油产量考核管理第二十二条 公司考核管理公司对采油单位的原油产量实施年度和月度考核，考核结果纳入年终业绩考核。第二十三条 采油厂考核管理采油厂根据公司原油产量考核办法，结合本单位的实际情况，制定具体原油产量考核管理细则。第八章 附 则第二十四条 本办法由公司开发部负责解释。第二十五条 本办法自印发之日起施行。XX油田公司油藏动态监测管理规定第一章 总 则第一条 油藏动态监测（以下称监测）是贯穿油田开发的全过程的重要工作，监测信息为油藏描述与评价、方案编制与调整、动态分析与生产管理等工作提供19、技术支持，是油田开发决策的重要依据。为了规范油田分公司的监测管理，提高监测资料应用水平，推进油田开发工作，依据中国石油天然股份有限公司油田开发管理纲要及油藏动态监测管理条理制定本规定。第二条 本规定适用于XX油田公司（以下称公司）监测管理工作，各有关部门及相关单位遵照执行。第二章 监测总体方案与计划管理第三条 监测的主要内容包括开发试井、生产测井、分析化验、井间监测等四个方面。1、开发试井：新井静压、油井压力恢复、水井压降等。2、生产测井：产出剖面测井、吸水剖面测井、剩余油饱和度测井、工程测井等。3、分析化验：原油全分析、原油半分析、采出水分析、注入水分析、天然气分析、岩心分析等。4、井间监测20、：井间示踪、井间试井、井间地震等。第四条 监测总体方案与计划制定原则科学划分开发单元，按开发单元设计监测总体方案和制定监测年度计划，依据以下原则：1、要根据油藏类型和开发特点，以满足油藏开发动态分析为原则，确定监测内容和数量。2、监测总体方案，以点面结合、突出重点为原则，要做到一般区块与典型区块相结合，固定井点与非固定井点相结合。3、监测井点的选择，在各开发区块和各套开发层系应具有代表性，在时间阶段上应具有连续性，在监测方式上应具有同一性，在监测实施上具有可操作性，在测试成果上应具有可对比性。针对不同类型油藏的开发特点，确定监测井及相关的监测内容。4、针对不同油田开发阶段，监测井数比例、取资料21、内容、取资料密度和间隔应有所区别。5、监测计划要纳入各单位年度生产计划，其费用从操作成本中列支。一般情况下，油藏动态监测费用应占操作成本的2.5%以上。当油田需进行整体开发调整、三次采油等重大技术措施时，应根据需要增加监测工作量和相关费用。第五条 监测总体方案审查、审批程序1、监测总体方案由采油单位地研所制定，主管所长审核，总地质师审批通过后报开发部审定。开发部集中审查优化，报财务处申请费用。2、年度监测费用落实后，开发部优化监测总体方案，形成监测年度计划下达各采油单位执行。第六条 年度计划运行管理。各采油单位根据下达的监测总体方案与年度计划，充分考虑监测时机、地面条件和作业力量，按月分解年度22、监测计划安排运行。油水井笼统测压上半年完成50%，其它监测项目上半年完成70%以上，监测运行上报开发部备案。第七条 月度计划管理。各采油单位各项监测月度计划安排到井号，纳入月度生产计划之中，确保监测计划及时完成。第三章 监测方案实施管理第八条 单井监测方案管理。（一）单井地质方案设计管理。监测单井地质方案设计由地研所设计，所长（或主管所长）审核批准，其中井间示踪剂等重点监测项目及新技术试验地质方案设计由总地质师审批，并报开发部审查、备案。方案设计主要内容包括相关基础数据、监测目的和要求、技术方法等。 （二）单井施工设计管理。监测施工单位依据地质方案设计制定施工设计，施工设计要符合相应的标准规范23、和满足地质方案设计要求，主要内容包括基本情况、施工步骤、质量控制、安全环保要求等，井间示踪剂等重点监测项目及新技术试验施工设计必须经过总地质师批准后方可实施。第九条 方案实施管理（一）单井地质方案设计及施工设计一经批准，具有严肃性，施工作业单位无权改动。在特殊情况下需要调整设计，要严格遵守设计编制、审批工作流程。（二）监测方案实施前，采油单位要派专人到现场落实道路、井场、井口、井况等状况，使其具备监测施工条件。（三）监测资料录取必须严格执行施工设计及操作规程，资料质量要达到相关标准，采油单位要派专人进行现场监督，并建立监督写实记录。 第十条 监测资料处理、解释评价（一） 采油单位试井队负责录取24、的油水井测压资料，地研所要设置测压解释岗，进行油水井测压资料处理、解释评价，主管所长审核。（二） 其他监测资料由监测技术服务单位依据相关技术标准及规范进行处理、解释评价，采油单位依据合同提供相应的基础资料。第四章 油藏动态监测成果资料验收存档管理第十一条 采油单位为监测资料验收的责任主体，总地质师为监测资料验收的总负责人。由地研所相关技术管理人员组成监测资料验收小组，总地质师为组长。第十二条 监测资料验收的方式为会议验收。监测服务单位汇报监测资料录取、处理、解释成果及建议，井间示踪剂等重点监测以及监测新技术要求多媒体汇报。验收小组对于监测原始资料、解释成果资料进行审查验收。资料验收合格签发的验25、收报告；对于解释成果不合格，限期整改，整改合格后方可验收；对于原始资料不合格，不验收、不结算、不记录工作量，采油单位组织重新监测，所发生的费用按合同约定由责任方负责。第十三条 资料验收合格后，监测服务单位按照合同约定提交监测原始资料和解释成果资料（包括相应电子文档资料），由采油单位造册存档。生产测井资料提交、存档执行中油吉油字【2004】101号文件开发测井资料管理细则(试行)。第五章 油藏动态监测资料的应用管理第十四条 采油单位各级技术人员要加强学习，掌握各种监测技术的基本原理、适用条件、影响因素、解释方法以及技术的优缺点等，更要了解监测施工工艺过程；对于新技术、新方法要主动学习，尽快理解和26、掌握，提高技术素质。第十五条 监测资料的应用要进行综合分析，要尽可能广泛占有资料。如地质、测井、试井、井间监测、岩心化验、流体分析、生产动态等多方面的有关资料和数据，并且对各种资料的来源和影响因素进行考究，进行综合研究，克服油藏监测资料的局限性和多解性，对于油藏这个复杂的地质体动态变化产生一个比较切合实际的认识。第十六条 油藏监测资料分析应用要充分挖掘监测信息，加强资料综合应用，力争达到“吃干榨尽”。采油单位要定期组织油藏动态分析竞赛会，促进监测资料分析应用。第十七条 公司每年组织12次油藏监测资料应用研讨会，采油单位对于监测资料分析应用进行总结，在研讨会上进行交流，对于资料的应用情况进行排名27、。评选出优秀报告推荐为股份公司级交流。第十八条 各采油单位要建立“监测资料应用管理和效果评价台帐”，对于资料应用情况进行管理和评价，为监测方案制定和技术方法优化提供依据。第六章 油藏动态监测工作考核第十九条 监测工作量考核。以月度计划工作量为基准，考核各单位月度完成监测工作量。第二十条 监测资料质量考核。以资料验收合格率为100为基准，考核各单位年度验收监测资料质量。第二十一条 监测资料应用水平考核。以公司监测资料应用研讨会评定奖项为依据，进行考核。 第七章 附 则第二十二条 本规定由开发部负责解释。第二十三条 本规定自下发之日起执行。XX油田公司开发井地质监督管理办法第一章 总则第一条 为了28、保证开发井地质录井资料的质量，指导下步开发部署，规范地质监督管理程序，制定开发井地质监督管理办法。第二条 地质监督是油田公司派驻钻井施工现场的地质代表和地质技术负责人，是现场录井工作的指挥者和监督者，受聘任部门（采油或采气厂）管理并对其负责。按钻井地质设计施工，确保钻井地质任务的完成。第三条 本规定适用于XX油田公司所属的各采油（气）单位。第二章 岗位职责第四条 熟悉钻井地质设计和录井合同，明确钻探目的，了解预测的地层、岩性、油气分布、地层压力和具体录井的要求。第五条 审查录井小队派往录井现场的人员资格；并检查其录井设备、仪器、分析化验试剂，荧光对比系列以及取样器皿等地质用品是否规范、齐全达到29、质量要求。第六条 在钻井作业的全过程中，检查各种录井仪器的工作状况，监督录井人员按地质设计和录井合同要求取全取准各项资料，对施工井的录井资料的质量全面负责。第七条 每天交接班时审查各项录井原始资料、数据和各类样品。第八条 地质监督是地质成果的报告者，在钻井过程中应执行汇报制度。每日定时向主管部门汇报井深、进尺、地层、岩性，油气显示、下步作业计划和存在的问题等；认真填写监理日志，每口井要有完整的监督记录和总结。第九条 出现异常情况(如井涌、井喷、井漏)或与执行设计有矛盾施工时，应随时向主管部门汇。第十条 与现场有关监督协作配合，共同搞好施工和资料录取工作。第三章 录井过程中监督要点第十一条 地质30、设计执行情况：检查录井队岩屑录井、泥浆录井、荧光录井、气测录井、工程录井是否按设计要求井段、间距录取。第十二条 录井队钻具管理：检查录井队钻具记录与钻井工程对应情况。第十三条 砂样清洗与整理：检查砂样清洗是否干净，是否具有代表性，取样位置是否合理，洗砂池用水是否及时更换。第十四条 岩屑描述定名：重点检查油气显示定名、定级情况，标志层（如b/a界限，n2底）录取情况。第十五条 设备检查与调试：重点检查交接班注样检测情况，检验色谱工作情况。第十六条 检验工程参数检测情况：检查工程录井各种传感器（如密度、体积、泵冲、大钩、立压、绞车等）是否齐全，检测各种传感器是否灵敏有效。第十七条 检查岩屑显示与气31、测对应情况。第十八条 检查录井综合记录、岩屑录井草图是否跟上钻头。第四章 监督方式第十九条 取心井和重点水平井现场驻井、其它井巡回监督与检查的监督方式。第五章 工作考核第二十条 开发部定期对地质监督实施考核，根据地质监督的工作质量评定为优秀、合格、不合格，对优秀的地质监督给予适当奖励，对评定为不合格的地质监督，取消其监督资格。第六章 技能要求第二十一条 学历与资历（一）从事本项工作的人员应具有本专业中级以上专业技术职称，从事井口地质工作5年以上，有各类井，特别是深井和超深井的现场工作经验；（二）应持有相应的岗位资格证书。第二十二条 专业知识与技能（一）从事本项工作的技术人员应熟知钻井地质各项作32、业技术要求和钻井工作流程；熟知现代随钻录井的工作原理、操作技术、解释方法以及仪器设备安装和检验的要求；（二）熟悉各项录井作业技术和本手册规程及要求；具有组织和指导录井人员做好录井工作的能力；（三）熟悉本区及邻区地质情况，会进行地层对比和根据相关资料卡准目的层和取心井段；能依据录井资料预报将钻遇的主要岩性、油气显示及钻井故障等。第七章 附则第二十三条 本办法自发布之日起执行。第二十四条 本规定由油田公司开发部负责解释XX油田公司开发井测井施工和监督管理办法第一章 总则第一条 开发测井是贯穿油田整个开发过程的重要技术，对油田开发分析、方案设计等一系列后续工作具有重要的指导作用。为规范开发井测井监督33、管理，提高开发测井资料录取水平，特制定本管理办法。第二条 开发测井包括裸眼井测井和套管井测井，具体指开发井、调整井、更新井等完井测井，中途测试，套后声、放、磁测井等。第三条 本办法适用于油田公司所属的各采油（气）单位。第二章 开发测井施工作业第四条 开发测井施工作业要严格执行测井设计。采油（气）单位要在施工作业前、施工过程、施工作业后，从施工作业队伍资质、施工作业要求、施工作业现场清理与原始资料管理等方面，对开发测井作业施工进行管理。施工作业单位要对施工作业条件、环境进行勘查，并向采油（气）单位提出要求。第一节 开发测井施工前期工作第五条 开发测井施工作业单位要具备ISO质量体系认证和HSE体34、系审核认证书，具有股份公司勘探与生产分公司出具的甲级、乙级或丙级资质认证凭据，获得股份公司勘探与生产工程技术服务市场准入资格，针对测井施工作业项目准备相关的国家、行业或企业技术标准及相应的技术文件。（一）采油（气）单位审查地面、井下仪器周期检定证书，测井电缆深度记号校准结果。（二）采油（气）单位检查施工作业队伍HSE现场作业指导书，特殊井测井应急预案和所要求的设施完备状况。（三）采油（气）单位检查施工作业现场的警示、警告或禁令标识。（四）采油（气）单位要为施工作业队伍提供必要的施工作业条件，包括井场摆放车辆条件、井口安装仪器条件、井眼作业条件、井内介质条件等，并配合施工作业单位准备测井基础数据35、和资料。（五）达到以上四项要求后，采油（气）单位发出测井通知书。（六）采油（气）单位和施工作业单位根据测井通知书的要求，共同编制测井施工作业设计。若有与作业井实际情况不符之处，要及时向采油（气）单位开发测井总监或技术主管领导和施工作业单位主管部门汇报，申请现场作业设计更改，使施工作业目的和资料录取质量达到测井设计要求。现场作业设计更改由采油（气）单位和施工作业单位主管部门共同审定后，方可实施。（七）施工作业队伍要在规定的作业时间到达井场。（八）施工作业队伍要自行检查测井仪器系统状态，进行测井仪器现场刻度。放射性测井仪器刻度严格执行操作规范，在井内规定的深度进行。（九）施工作业队伍要准备现场施工36、作业记录单。第二节 开发测井施工作业第六条 双方职责要求（一）采油（气）单位对施工作业全过程进行监督，检查与协调工作，与施工作业单位共同保证资料录取质量，保障施工作业安全，保护施工作业环境。（二）施工作业单位要在规定作业时间开始施工，认真配合采油（气）单位测井监督开展工作，严格执行开发测井操作规程，按测井设计要求进行资料录取工作，施工作业达到HSE管理和环保要求。第七条 异常情况与事故处理作业过程中出现异常情况或发生事故，施工作业方要按测井设计及相关作业文件执行，并与采油（气）单位测井监督人员共同制定处理方案。发生的费用按测井工程服务合同规定协商解决或由油田公司业务主管部门调查核实后裁决。对于37、施工作业工程中出现的疑难技术问题，采油（气）单位测井监督人员要上报油田公司业务主管部门，油田公司业务主管部门要组织专家制定解决措施。第八条 管理要求采油（气）单位认真履行监督管理职责，严格要求施工作业单位按测井设计和相关管理规范进行施工作业。针对裸眼井测井和套管井测井不同的施工作业特点，分别规定施工作业管理要求。（一）裸眼井测井施工作业管理1、按规定的测井作业时间开始施工。2、测井电缆不得超期校深。3、测井电缆阻值每千米小于35m，绝缘大于450m。4、马丁代克、滑环、编码器连线导通电阻小于0.3m，绝缘电阻大于40m。5、地面采集系统深度、速度显示数值准确，误差小于1%。6、施工作业所使用的38、计量器具、刻度装置，要在规定的有效期内。7、要按要求对井下仪器进行现场刻度校验。8、要安装测井张力计，并保持工作状态正常。9、井筒内液体性能经检测后未满足技术要求不得继续施工。10、施工作业遇阻，施工作业队伍要记录遇阻曲线。11、施工作业遇卡，施工作业队伍要记录张力曲线。12、测井作业过程不得违背HSE管理原则。（二）套管井测井施工作业管理1、现场管理（1）施工作业单位按规定的作业时间完成施工任务。（2）井口安装合理可靠，影响安全的设施要置于保险状态。（3）井口和电缆车操作人员不能离岗，观察井口、井场、深度指示器、悬重指示器、速度表及各种标识。（4）施工作业遇阻，施工作业队伍要出具遇阻曲线。（39、5）施工作业遇卡，施工作业队伍要记录张力值，并按规定的权限实施提拉作业。（6）测井系统发生故障需要检修，电缆不能在井内静止，要以10001500米/小时的速度活动仪器。（7）施工作业队伍负责人负责填写HSE和施工作业现场记录，保证真实、完整。（8）严格遵守并执行井口工或特殊井施工巡查员所发出的停车、快起、回避、关闭电源停止作业及紧急疏散等指令。2、按测井施工作业设计规定的顺序进行各测井项目的数据录取，满足起下电缆和测速的要求。有断层或测量井段发生变化，由采油（气）单位测井监督确定增减值，保证取全取准资料。3、发现测井曲线异常，由采油（气）单位测井监督和施工作业队伍负责人在现场确定重复测量井段和40、更换井下仪器重新测量。第九条 开发测井质量现场验收裸眼井测井和套管井测井执行同一现场质量验收标准。各采油（气）单位要完善质量控制体系、建立质量标准和验收细则。（一）现场质量验收要点测井质量现场验收采取过程性验收方式，每完成一项测井项目即对其质量进行合格性认证。1、测前、后刻度校验数值误差应满足仪器的技术要求。2、曲线绘图刻度规范，便于储层识别和岩性分析。3、所有正式的测井采集曲线图必须打印图头，禁止粘贴图头，图头数据应齐全、准确。4、图面整洁、清晰，曲线布局、线形选取合理、曲线交叉可辨认，图幅完整不得缺损。5、曲线线条宽度小于1mm，图面对比度清晰，遇阻曲线不得抖动和摆动(不包括放射性测井曲线41、)。6、计算深度均以电缆的深度记号主峰为准，主峰应清晰、可辨，且主峰为单尖峰，每25米有一个深度记号，每500米有一个特殊记号。7、深度记号间距误差小于0.3m，且必须均匀, 深度比例为1:200及1:100的测井曲线不得丢失深度记号；深度比例为1:500的测井曲线不得连续丢失两个深度记号, 全井不得丢失两处, 不允许丢失明显的深度记号。8、同次测井相同深度比例的测井曲线深度误差应在0.3m以内。9、测井曲线确定的表层套管深度与套管实际下深误差不大于0.5米，测井曲线确定的技术套管深度与套管实际下深误差不大于0.1%，深度误差超出规定应查明原因。10、各种曲线的深度比例应符合技术文件和相关合同42、要求。11、应在井眼稳定层位，测井曲线响应变化明显处测量不少于30米的重复曲线。（井温、流体、单井径测井不要求重复测量，碳氧比能谱、核磁共振测井不少于10米，井周声波成像、微电阻率扫描成像测井不少于20米。）12、裸眼井井底漏测井段不超过15m，井口漏测不超过20m，不能满足要求时由测井监督现场核实后根据地质需要确定测井井段。13、测井原始图件中应绘有张力和测速标记。14、几种仪器组合测井时，采用其中最低测井速度仪器的测井速度值。15、当测量值异常时应，应测量重复曲线，必要时更换仪器测量。16、曲线反映应符合测井原理，符合地区、岩性变化规律，或与工程实际相吻合。17、曲线不得出现与地层无关的零43、值、负值和畸变，若出现以上情况原因未明，应更换仪器测量。18、曲线抖动、跳动等干扰现象应符合要求。19、除高、低电阻率薄互层或受井眼及井下金属物影响引起异常外，测井曲线测值应在仪器范围内，不应出现饱和现象。20、同系列测井曲线间特征性反映有较好的相关性。21、在渗透性地层，深探测电阻率曲线与浅探测电阻率曲线应合理反映地层侵入剖面。22、声波系列测井测前、测后应分别在无水泥胶结的套管中测量不少于10米的时差曲线，测量值应为1875s/m(或572s/ft)。（二）现场质量验收技术标准 测井质量现场验收严格执行相关技术标准。单项测井项目验收执行SY/T 5132-2003测井原始资料质量要求和SY44、/T 6547-2003 注入、产出剖面测井原始资料质量规范。各油田公司根据油田开发的实际情况，可在上述标准基础上，进行细划、量化，制定本油田的测井原始资料质量要求。（三） 测井监督进行现场质量验收，要在测井现场质量监督卡或测井施工作业现场交接单上对曲线验收结果进行记录，详细填写每条曲线的重复误差、测井速度、深度记号误差、漏测数据及主要检测点等质量检验信息 ，并注明是否按要求配带合格的仪器设备、HSE执行情况、特殊情况处理说明等施工监督结果。（四） 由于井下温度和压力超过测井仪器的技术指标，测井资料可酌情使用，但不进行质量评级；由于井下情况复杂，造成测井质量难以控制时，测井资料要谨慎使用，但应45、说明原因，并在解释成果图技术说明栏中标注清楚。（五） 全部测井资料验收合格后，由测井监督人员在测井现场质量监督卡 或测井施工作业现场交接单上签字确认。第三节 开发测井施工作业后续工作第十条 施工作业队伍要清理好作业井场，做到作业现场整洁无杂务，地表基本无污染，废弃物，废液要妥善收集并到指定区域进行清理。第十一条 施工作业队伍要及时返回基地，并按相应程序将测井原始资料及数据文件移交到处理解释评价部门。 第十二条 施工作业队伍要按测井设计及测井工程服务合同要求进行资料的处理解释评价，并将成果资料及合并曲线数据文件如期提交给采油（气）单位。第十三条 测井监督人员要总结测井施工作业及现场资料处理过程中46、的质量问题，并定期向油田公司开发测井监督例会汇报，测井施工作业单位要根据反馈信息进行落实、改进。第三章 测井监督管理第十四条 测井监督管理实行油田公司和各采油（气）单位两级管理，各采油（气）单位负责本油田的开发测井监督日常管理工作。第十五条 测井监督是采油（气）单位在开发测井施工作业现场的代表，具体履行开发测井施工作业现场质量监督的职责。第十六条 严格执行测井监督资质要求和聘任办法，测井监督人员要具备股份公司颁发的监督资质。第十七条 各采油（气）单位原则上在油田内部聘任具有测井监督资格的人员开展监督工作，或根据测井工程的实际情况，可从股份公司工程监督网络中择优聘任具有工程监督资质的人员。第十八47、条 测井监督的主要职能（一）参与测井工程设计审查和工程招标工作。（二）参与工程管理部门组织的对开发测井施工作业队伍的测前验收。（三）依照测井合同、测井设计及有关标准、规范，对测井工程实施全过程或关键环节监督检查，对测井的质量、安全负责。（四）负责测井质量验收工作。（五）认真填写监理日志，每口井要有完整的监督记录和总结。第十九条 测井监督的监督方式监督方式采用现场监督形式。第二十条 测井监督的工作考核开发部定期对测井监督实施考核，根据测井监督的工作质量评定为优秀、合格、不合格，对优秀的测井监督予以表扬，对评定为不合格的测井监督，取消其监督资格。第四章 开发测井HSE管理第二十一条 开发测井施工作48、业单位要建立和实施HSE管理体系，贯彻“以人为本、安全第一、预防为主”的原则，从源头控制健康、安全、环境风险。（一）规范开发测井施工作业过程HSE监督管理流程，明确各级管理人员、技术人员及岗位员工的HSE职责。（二）深入开展开发测井HSE风险辨识与评价工作。在辨识评价施工作业危险因素和环境因素时，要充分考虑与钻井、作业等队伍共同作业情况下的危险及环境因素，以及河流、植被、风景名胜和自然保护区等产生的环境影响，并且明确辨识风险的方法和评价标准、依据。（三）收集、更新与开发测井施工作业相关的国家、地方政府法律法规及其它要求。（四）明确HSE承诺、方针和战略目标。第二十二条 根据风险评价结果，对各个49、重要危险因素和重要环境因素要组织编制相应的切实可行的应急预案，并且定期组织应急演练，确保紧急事件发生时，能够快速有序地进行应急处理，最大限度地保护人身安全、减少损失和环境影响。第二十三条 施工作业队伍进入施工作业区施工前，采油（气）单位要与施工作业单位签订工程技术服务安全生产合同，明确有关HSE约定条款或HSE文本附件，以及合同双方的责任、权力和义务。第二十四条 要对管理及作业人员进行HSE教育培训，提高安全环保意识和技能，达到上岗要求。特殊岗位人员要持证上岗。第二十五条 为员工提供足够且检验合格的职业安全卫生防护用品。对从事放射性等接触职业危害的员工，要定期进行职业健康监护。第二十六条 施工50、作业设备要符合安全环保要求，同时要为施工作业队伍提供必要的安全和环境保护设施，并要对各种设备设施的状态进行定期检查，确保其时刻处于完备好用状态。第二十七条 从事放射性测井的员工，必须取得“放射性工作卫生许可证”和“放射性工作登记证”，明确放射性物品的运输、储存和使用的管理要求，并且要严格落实。第二十八条 施工作业单位要明确各级HSE监督机构的检查周期、HSE检查内容和检查记录，并定期组织开展测井施工HSE监督检查工作，做到作业前检查、作业跟踪检查、作业后检查专人负责，留有痕迹。（一）作业前检查，就是在施工前对人员、各种设施设备及施工场地进行检查评估，有效规避由于人员健康、物的状态和环境因素方面51、产生的风险。（二）测井作业跟踪检查，就是对按照测井施工工艺对各个施工环节逐一进行检查，杜绝“三违”行为。（三）作业后检查，就是对油田设施、环保情况，尤其是放射性施工的辐射污染情况等进行检查，确保油田设施完好及环保符合要求。第二十九条 施工作业单位要定期组织开展HSE管理体系审核及管理评审工作，全面检验HSE管理体系运行效果，解决问题，整治隐患，确保HSE管理体系持续有效运行。第五章 附则第三十条 本办法自发布之日起执行。第三十一条 本规定由油田公司开发部负责解释。XX油田公司水平井现场地质导向管理办法第一章 总则第一条 为了保证水平井顺利实施及目的层的有效钻遇，规范现场导向管理程序，制定水平井52、现场地质导向管理办法。第二条 地质导向技术是建立在储层预测的基础上，通过对构造、地层、钻井、测井、录井资料的综合认识与计算，多信息叠加，达到对水平井井眼轨迹进行实时监控的一项新技术。地质导向技术是水平井钻井成功的关键。第三条 本办法适用于XX油田公司所属的各采油、采气单位。第二章 技术保障第四条 综合录井技术（一）钻时录井：简便、及时，可定性判断岩性，解释地层剖面。在其它条件不变时，钻时的变化反映了岩性的差别。如疏松含油砂岩钻时最快，普通砂岩较快，泥岩较慢。（二）气测录井：气体组分是油气层最直接、最有效的信息之一，在油气层中水平钻进时，气测录井曲线和数据基本保持不变，一旦井眼轨迹离开油气层，气53、测曲线及数据特征将发生变化。（三）岩屑及常规荧光录井：对捞取的岩屑以闻油气味、看颜色、荧光滴照、浸泡、系列对比等手段快速判断油气显示。在水平井录井中可通过连续观察、描述含油岩屑及其百分含量的变化来判断井眼轨迹是否在油层中延伸。（四）定量荧光录井：能定量识别肉眼看不见的荧光显示。在纵向上，该技术具有对油层、气层、含油水层（残余油）、水层的识别能力；在横向上，该技术可以进行油源追踪及地层对比；如果流体性质相同、油质相同，那么定量荧光谱图形状相同、荧光强度相同、荧光级别相同。（五）气相色谱录井：在重力分异作用下，储层流体在储层中形成气、油、水的分层分布状态。在气相色谱流出曲线上表现出原油组份峰轻质组54、分逐渐减少，重质组分逐渐增多，油质从轻到重的变化趋势。流体性质不同，气相色谱谱图不同；流体性质相同，气相色谱谱图相同。利用气相色谱这一特征，可指导钻头避开水层，最大限度地在油层中穿越。（六）地化录井：采用岩石热解地球化学分析方法，定量检测岩石样品（岩芯岩屑）含油（烃）量和生油岩有机质含量等指标，在钻井现场对储集层、生油岩进行快速定量评价的录井技术。第五条 随钻采用LWD地质导向仪实时跟踪储层的自然伽玛和电阻率数据和曲线，判断储层及含油性。（一）自然伽玛：在砂泥质剖面，砂岩对应的GR值最低，泥岩对应的GR值最高，介于二者之间的GR值由低向高变化，对应泥质砂岩的含泥量由小到大变化。（二）电阻率：确55、定岩性，划分油气水层，计算含油饱和度。第三章 地层及油气显示在测录井资料上的表现特征第六条 由于钻井工艺及技术手段的局限和油气层的产状和走向的不确定性，水平井井眼轨迹不可能呈直线延伸，有时会偏离油层进入上下泥岩层。总体在测录井资料上有以下7种表现特征。（一）在油层上泥岩中钻进(A点)：钻时持续相对高值，岩性为单一泥岩，无含油岩屑，气测总烃曲线低，组分低；自然伽玛曲线持续高值，电阻率曲线持续低值。（二）从上泥岩进入油层(AB点)：钻时下降；泥岩岩屑减少，砂岩岩屑增加，含油岩屑比例增加；气测值表现为总烃、组分由低值快速上升；随钻测量井斜、垂深增加，自然伽玛由高值变为低值，电阻率曲线由低值变为高值。56、（三）在油层中钻进(B、D、F点)：钻时持续相对低值，岩性为单一砂岩，含油岩屑含量高且较稳定，气测总烃曲线升为高值平台曲线，组分明显增为最大；自然伽玛曲线持续低值，电阻率曲线呈持续高值。如油层存在物性差异，气测全烃曲线表现为锯齿形，组分时高时低。自然伽玛曲线呈低值锯齿形，电阻率曲线呈持续高值锯齿形。（四）从油气层进入下泥岩(BC点)：钻时上升；泥岩岩屑增加，砂岩岩屑减少，含油岩屑比例减少；气测值表现为总烃、组分由高值缓慢下降；随钻测量井斜、垂深增加，自然伽玛曲线由低值变为高值，电阻率曲线由高值变为低值。（五）在油层下泥岩中钻进(C点)：钻时持续相对高值，岩性为单一泥岩，含油岩屑含量少，气测总烃57、曲线逐渐降低，组分明显下降；自然伽玛曲线持续高值，电阻率曲线呈持续低值。（六）从下泥岩进入油气层(CD点)：钻时下降；泥岩岩屑减少，砂岩岩屑增加，含油岩屑比例增加；气测值表现为总烃、组分由低值快速上升；随钻测量垂深减少，自然伽玛由高值变为低值，电阻率曲线由低值变为高值。（七）从油气层进入上泥岩(DE点)：钻时上升；泥岩岩屑增加，砂岩岩屑减少，含油岩屑比例减少；气测值表现为总烃、组分由高值缓慢下降；随钻测量垂深减少，自然伽玛曲线由低值变为高值，电阻率曲线由高值变为低值。第四章 地质导向人员要求第七条 钻遇预测目的层垂深以上20米时，地质导向人员进驻现场；水平井完钻后，地质导向人员方可撤离现场。第58、八条 每口水平井至少2名专职地质导向人员，地质公司综合录井队全体人员。第九条 每口井地质导向人员要固定，没有极特殊情况不准中途换人，若确实需要换人，应由施工所在的采油或采气厂主管领导报请开发事业部批准。第十条 地质导向人员自进驻现场到撤离，每天24小时执行现场地质导向任务，原则上中途不准离开现场，若中途确实需要临时离开现场，需经施工所在的采油或采气厂主管领导同意并报请开发事业部批准。第五章 地质导向人员职责第十一条 深入地质研究，精确目的层表征，为现场地质导向提供依据。第十二条 跟踪综合录井和LWD资料，分析、计算、对比与预测，实时地质导向。第十三条 以书面形式下达地质调整指令，保证地质导向意59、见的统一性、准确性，便于工程调整有章可循及现场执行。第十四条 对现场录取资料进行监督检查，发现资料质量问题，有权要求资料录取单位进行整改。第十五条 认真填写地质导向日志，每口井要有完整的地质导向记录和总结。第六章 现场请示与汇报制度第十六条 施工所在的采油或采气厂是现场实施的责任主体，现场地质导向人员是现场技术决策主体。第十七条 对于现场地质导向中出现的技术问题，现场地质导向人员应组织地质公司、钻井院、钻井队共同研究论证，综合各方面意见后由现场地质导人员下达书面调整指令。第十八条 对于现场不能解决的技术问题，需请示施工所在的采油或采气厂技术主管领导协调解决；对于重大技术问题，需由施工所在的采油60、或采气厂技术主管领导将协调解决的最终结果报请公司技术主管领导批准。第七章 附则第十九条 本办法自发布之日起执行。第二十条 本办法由油田公司开发部负责解释。XX油田公司产能建设方案管理办法第一章 总则第一条 为了实现以效益为核心，以精细管理为手段，优化方案设计，提高单井产能，规范方案流程，加快方案设计，为产能建设顺利实施，保障公司持续快速发展，特制定XX油田公司产能建设方案管理办法（以下简称“办法”）。第二条 本办法适用于XX油田公司所属各产能建设单位以及机关有关部门。第二章 职责界定第三条 开发部负责产能建设项目的前期准备工作。牵头落实前期各项方案、设计，组织方案联审，系统优化方案。对产能建设61、前期准备工作的各运行环节综合协调、监督管理。第四条 建设单位是现场组织与实施的责任主体，是提高产能建设效果的责任主体，也是工程质量管理的责任主体，通过有效组织和科学管理，实现规模建产能的同时有效控制百万吨产能建设投资。第五条 勘探开发研究院负责编制油藏工程方案和钻井地质设计，钻井工艺研究院负责编制钻井工程方案和钻井工程设计，采油工艺研究院负责编制采油工程方案和压裂设计，勘查设计院负责编制地面工程方案和施工图设计。第三章 方案设计编制标准第六条 产能建设开发方案和开发井设计要遵照中国石油天然气股份有限公司下发的油田开发管理纲要、油藏工程管理规定、钻井工程管理规定、采油工程管理规定、油田地面工程管62、理规定、油田总体开发方案编制指南及相应的行（企）业标准进行编制，同时要遵守国家及当地政府有关法律、法规、条例，坚持高效、低耗、安全、环保的原则。第七条 年度开发规划方案和产能建设实施方案的主要内容可参照开发方案的标准进行编制，重点论述开发规模、部署依据、技术要点、投资概算和实施要求等，技术路线与开发方案一致的可根据实际情况适当简化。第八条 开发井钻井地质设计和钻井工程设计必须严格按照油勘字200843号文件“关于印发开发批钻井单井钻井设计样本（试行）的通知”附件1-开发批钻井单井钻井设计样本（试行）要求的格式和内容编写，并认真执行中油工程字2006247号文件中国石油天然气集团公司石油与天然气63、钻井井控规定和吉油联办字XX3号文件石油与天然气钻井井控规定实施细则规定。每口开发井都必须有钻井地质设计和钻井工程设计，严禁多口井一个设计。第四章 精细产能建设方案研究第九条 方案界定1、根据XX油田公司产能建设的实际情况，将产能建设方案界定为油田开发方案（油田开发调整方案）、年度开发规划方案、产能建设实施方案三类。2、油田开发方案是指导油田开发的重要技术文件，是油田开发产能建设的依据，油田投入开发必须有正式批准的油田开发方案。油田开发调整方案在油田开发方案的基础上编制，是油田开发中后期井网、层系和注采系统调整，改善开发效果的重要技术文件。3、年度开发规划方案在油田开发方案（油田开发调整方案）64、的基础上编制，是制定年度开发计划的指导性报告，为年度开发投资决策提供依据。4、产能建设实施方案在油田开发方案（油田开发调整方案）和年度开发规划方案的基础上编制，为产能建设实施过程中的投资立项提供依据。第十条 精细油藏工程方案研究（一）、强化资源分类评价1、加强未动储量评价，细分地质单元，深化油藏成藏模式、顶面微构造刻画、储层展布及微观渗流特征、流体识别、产能水平、经济效益等精细研究和评价，分类排队，逐块落实资源潜力，优选效益区块，科学部署与实施，提高未动储量动用程度。2、加强老区构造精细解释、综合开发效果评价、剩余油分布规律研究、井网适应性研究，整合“二次开发”技术，试验与评价扶杨分采、化学驱65、聚合物驱、CO2驱、弱稠油水驱后转热采、火驱等技术，部署高效井位，完善注采井网，挖掘局部剩余油，提高老区采收率。（二）、加强技术攻关，突出研究重点。提升技术创新能力，加强成熟区配套技术的应用和未成熟配套技术攻关，尤其要加大开发地震技术的研究与应用，精细构造解释，精细薄层砂体和扇体的识别与预测，指导开发部署，从方案源头上降低开发风险。（三）、审批程序1、产能建设油藏工程方案由设计单位审核、复核、主管领导审核；建设单位技术负责人审核、开发部技术负责人审核；公司主管领导批准后方可实施。需报中国石油天然气股份有限公司审批的，在通过油田公司审批后，报中国石油天然气股份有限公司审批。2、对于规模较大、特66、殊类型油藏和开发难度大的油田的产能建设方案及矿场先导试验方案必须进行专业会审，确定方案的技术路线、技术参数、技术要求及安全措施等，专业会审通过后，完善方案的编制与审批。（四）、方案调整在产能建设实施过程中，设计单位要加强跟踪评价和做好调整工作，因工程、地质原因等因素确需变更方案的，由设计单位编制补充方案，并按正常审批流程审批后实施。第十一条 精细钻井工程方案研究（一）、钻井工程方案编制过程中，要在总结近年来各地区产能建设钻井施工资料的基础上，不断对工程技术路线进行论证和优化，在确保钻井安全、受控的前提下，努力控制钻井工程投资。（二）、审批程序产能建设钻井工程规划方案的审批流程为：设计单位审核人67、设计单位技术负责人、安全环保部门技术负责人、开发部门技术负责人、公司技术主管领导。产能建设钻井工程实施方案的审批流程为：设计审核人、设计单位技术负责人、安全环保部门技术负责人、开发部门技术负责人。（三）、方案调整钻井工艺研究院是钻井工程方案编制的责任主体，要加强钻井方案实施过程中的现场跟踪调研，掌握钻井方案实施过程中的各种资料，分析钻井工艺技术的适应性，找出存在的问题和潜力，提出有针对性的钻井工程方案完善意见。钻井工程方案在实施过程中需要调整时，经论证评估后编制钻井工程补充方案，按程序进行审批后执行，并作为成熟技术充实到下一批钻井工程实施方案中。第十二条 精细采油工程方案研究（一）、根据区块68、前期已投探评井及周围井的基础资料，积极进行针对性精细研究工作。根据区块套变机理分析合理设计油层段套管，并对注水层段控制提出建议，根据储层物性条件设计油水井射孔工艺技术参数，做好精细套管选择与油水井射孔工艺技术参数优化。根据区块岩石力学参数、小型压裂测试等结果进行主压裂施工设计，根据不同应力值及储层物性特点，配套压裂材料及压裂工艺技术，做好精细压裂改造施工规模设计及配套工艺技术优化。根据不同产液量级别、井深井型及环境特点进行举升方式设计，根据所选举升方式不同，针对性配套工作制度、节能降耗及免修期技术，做好精细举升方式选择及配套工艺技术优化。根据储层物性条件及敏感特点，优选投注前降压增注处理技术，69、根据井深井型及油藏配注需求，配套井下和地面注水工具工艺。做好精细注水井投注前处理技术选择及配套工艺技术优化。（二）、审批程序1、产能建设规划方案由设计单位审核、主管领导审核；部门复核、部门主管领导审核；公司主管领导批准后方可实施。2、产能建设实施方案由设计单位审核、主管领导审核；部门复核、部门主管领导审核。实施过程中发生的技术路线的调整应由方案设计部门按照产能建设规划方案的审批程序进行方案的审批。（三）、方案调整在产能建设实施过程中，设计单位要加强跟踪评价和做好调整工作，因工程、地质原因等因素确需变更方案的，由设计单位编制补充方案，并按正常审批流程审批后实施。第十三条 精细地面工程方案研究（一70、）、地面工程方案编制过程中，要在总结近年来各地区产能建设地面施工资料的基础上，不断对工程技术路线进行论证和优化，在确保地面工程安全、受控的前提下，努力控制地面工程投资。（二）、审批程序产能建设地面工程实施方案的审批流程为：设计单位设计人、审核人、技术负责人；基建处设计管理主办、设计科长、主管处长、公司技术主管领导；公司安全处主管领导；公司主管领导。（详见“XX油田公司地面工程建设项目设计、科研管理办法（暂行）”。（三）、方案调整勘查设计院是地面工程方案编制的责任主体，要加强地面工程方案实施过程的现场跟踪调研，掌握地面工程方案实施过程中的各种资料，分析地面工程技术的适应性，找出存在的问题和潜力，71、提出有针对性的地面工程方案完善意见。地面工程方案在实施过程中需要调整时，经论证评估后编制地面工程补充方案，按程序进行审批后执行，并作为成熟技术充实到下一批地面工程实施方案中。第十四条 方案联审年度规划方案完成后，开发部组织油藏、钻井、采油、地面方面的专家和公司领导进行方案联审，系统方案优化，达到技术可行、效益最优，从方案源头上控制百万吨产能建设投资，提高产能建设形象。第十五条 方案归档产能建设方案在通过审批后按档案管理部门的要求，进行出版、存档，以备查用。第五章 精细单井设计第十六条 精细钻井地质设计（一）、精细设计1、加强区块分层压力分布规律分析，产能建设单位和勘探开发研究院项目组要合理预测72、分层压力（包括原始地层压力、破裂压力、坍塌压力、目前地层压力、水井注入压力），准确预测浅气层（层位、含气面积、地质储量、气体组分、原始压力、目前压力、目前产状），多渠道获取区块及钻井复杂情况，针对性分层故障提示等合理编制钻井地质设计，为钻井工程优化泥浆体系、合理配置井控设备，降低钻井成本提供科学依据，同时为减少油层污染，最大限度发挥产能提供保障。 2、详细论证区块分层产状、准确预测砂体分布、准确预测油层顶底，严格控制设计井深，明确油层底深，控制好设计井深、避免无效进尺。3、钻井地质设计中，优化录井项目，原则上水平井综合录井、控制井和取心井常规录井，伊通控制井综合录井、伊通开发井常规录井；分区块73、优化测井系列，合理确定测井井段，达到准确储层流体识别，降低投资的目的。（二）、审批程序开发井钻井地质设计由设计单位审核、复核、技术负责人审核，建设单位技术主管领导批准后方可实施，水平井、取心井、需特殊测井的开发井钻井地质设计按照油藏工程方案审批程序审批后方可实施。（三）、设计调整在开发井钻井设计和测井设计实施过程中，设计单位要加强跟踪评价和做好调整工作，因工程、地质原因等因素确需变更设计时，由设计单位进行修正并及时上报开发事业部，做好现场施工的组织协调，补充设计按正常设计审批流程审批。第十七条 精细钻井工程设计（一）、精细设计1、钻井设计人员要做好设计的前期基础性工作，熟悉掌握地质、工程资料，74、深入了解油田开发对钻井工程的要求，明确工程设计任务。设计人员应收集区域油藏地质资料，了解钻遇的地层剖面、地层压力、油气水分布情况，收集已完钻井实钻资料，掌握钻井、完井工程资料和质量情况，了解有关的钻井指标(钻井时效、材料消耗)，依据国家和地方政府有关法律、法规和要求，按照安全、快速、优质、高效的原则进行编写。2、要认真总结井身结构优化简化、井口防喷装置优化简化的实施效果，对于确实能够保证钻井质量和安全的情况下降低钻井成本的技术措施要进一步推广应用。对于现场施工情况要及时跟踪，发现新情况的要及时进行技术路线的调整和完善。3、对钻井设计中涉及到钻井成本的材料用量、钻井工期等内容应在充分了解现场实际75、情况的基础上进行设计，从源头做好成本控制，进一步使钻井投资合理化。（二）、审批程序钻井区块设计审批流程：设计单位审核人、设计单位技术负责人、安全环保部门技术负责人、开发部门技术负责人。钻井单井设计审批流程：设计单位审核人、设计单位技术负责人、建设单位技术负责人。特殊工艺井、评价井钻井设计审批流程：设计单位审核人、设计单位技术负责人、安全环保部门技术负责人、开发部门技术负责人、公司技术主管领导。固井施工设计审批流程：设计单位(钻技服)审核人、设计单位审批人、钻井公司复核人、油田公司开发部批准人。钻井工程剖面审批流程：设计单位审核人、设计单位技术负责人，开发部审批。（三）、设计调整在开发井钻井工程76、设计实施过程中，设计单位要加强跟踪评价和做好调整工作，因工程、地质原因等因素确需变更设计时，由设计单位进行修正并及时上报开发部，做好现场施工的组织协调，补充设计按正常设计审批流程审批。第十八条 精细采油工程设计（一）、精细设计1、采油工程设计人员要做好设计的前期基础性工作，熟悉掌握设计井及周围井的历史资料，明确工程设计任务。设计人员应收集分析已投探评井的结蜡、出砂、腐蚀结垢的监测数据，已投产投注井现场施工存在的问题，掌握设计井井斜数据以及所需压裂、举升等配套技术路线、施工设备状况、施工程序，安全环保质量相关规定要求等。2、新井压裂设计是区块开发过程中对区块产能井进行油层改造的单井方案，是压裂施77、工的必要技术保证。设计主要包括改造井层的小层数据、相邻井层数据以及压裂改造规模、所需压裂材料及数量、下井工艺管柱、施工工序、压准及压后返排的要求、施工的安全环保质量要求等。3、单井投产投转注设计是采油单位为实现产能而进行的新井投产投注设计，按单井设计规范进行编写。设计主要包括投产投注施工下井的材料类型及数量，下井工艺管柱、施工工序，施工的安全环保质量要求等。（二）、审批程序压裂设计审批流程：设计单位审核人、设计单位技术负责人。单井投产投注设计审批流程：设计（或建设）单位审核人、设计单位（或建设）技术负责人。特殊工艺井设计审批流程：设计单位审核人、设计单位主管领导审核；部门复核、部门主管领导审核78、；公司主管领导批准后方可实施。（三）、调整设计对于现场施工情况要及时跟踪，发现新问题要及时进行设计的技术路线的调整和完善，并按照规划方案的审批程序进行审批。第十九条 精细地面施工图设计（一）、精细设计1、地面工程设计人员要做好设计的前期基础性工作，熟悉掌握设计井参数、油藏地质资料及所涉及到的地面工程现状资料，明确工程设计任务。2、新井地面工程施工图设计是地面工程建设的依据，设计中应保证工艺技术先进适用，技术路线及投资应与实施方案一致，严格执行国家及行业标准规范，符合安全环保规定。（二）、审批程序地面工程设计审批流程：设计单位审核人、设计单位技术负责人。并组织图纸会审。重大项目或特殊工艺地面工程79、设计项目审批流程：设计单位审核人、设计单位主管领导审核；由公司主管部门组织的专家组进行图纸审查。（三）、调整设计对于现场施工情况要及时跟踪，发现新问题要及时进行设计的技术路线的调整和完善，并按照设计管理规定的审批程序进行审批。第六章 时间节点控制第二十条 编制实施方案时间控制（一）、 井位坐标 开发部根据公司产能建设需求，组织勘探开发研究院在精细油藏研究、加强开发效果评价、深挖资源潜力的基础上，优化井位部署，及时提请公司领导审批，在2个工作日内完成已通过审批井的井位坐标和部署图设计，开发部地质科在1个工作日内完成井位坐标审批，并以书面形式发给生产运行处、开发部钻井科。（二）、井位测放1、现场测80、放 自井位坐标下发3个工作日内，生产运行处组织产能建设单位、地质录井公司、钻井公司等单位完成现场井位测放，同时根据中油工程字2006247号文件中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控规定和吉油联办字XX3号文件石油与天然气钻井井控规定实施细则的要求，对地面井位方圆2000米范围内的地面和地表情况进行详细描述，重点描述地面附着物形态、性质、与地面井位的距离，学校、村屯、医院、油库及高危场所距地面井位距离和方位，道路、铁路、河流、高压线距地面井位距离和方位，所测放的井位是否符合安全距离等。2、已测放井位上报 地面井位坐标测放完成，产能建设单位在1个工作日内编制完成井位测放平台情况（平台坐标、井81、型等）和井场描述情况的报告，经产能建设单位技术主管领导审核签字后，以书面形式报开发部钻井科复核。3、已测放井位复核 开发部钻井科在接到产能建设单位井位测放报告后，在1个工作日内复核完毕，并将复核后的井位测放平台情况（平台坐标、井型等）和井场描述情况通过书面形式发给生产运行处、基建工程处、开发部采油科和地质科、勘探开发研究院相关项目组。4、因地面限制，需要移动地下井位时，应征得研究院项目组同意。特殊情况下，由生产运行处牵头，开发部、勘探开发研究院、钻井工艺研究院、地质录井公司、钻井公司、产能建设单位等共同派人参加在7个工作日内完成现场井位测放。（三）、油藏工程方案开发部组织勘探开发研究院相关项目82、组根据测放的可实施井位，在2个工作日内完成油藏工程方案编制和公司领导审批。开发部地质科在1个工作日内将油藏工程方案发给规划计划处、基建工程处、生产运行处、安全环保处、产能建设单位、开发部钻井科和采油科。（四）、钻井、采油工程方案开发部自油藏方案下发7个工作日内完成钻井工程方案、采油工程方案编制和公司领导审批，并将相应工程方案提交至规划计划处、产能建设单位。（五）、地面工程方案基建工程处自接到油藏工程方案后25个工作日内根据采油工程方案和地面测放井位完成地面工程方案编制和公司领导审批，并提交至安全环保处、开发部。（六）安全预评价、环境影响评价1、安全环保处组织督促产能建设单位对产能建设项目开展安83、全预评价和环境影响评价。2、安全环保处在接到油藏工程方案、钻井工程方案、采油工程方案及地面工程方案后评估是否需要进行安全预评价和环境影响评价。3、需要评价的项目，自接到上述四个方案中的最后签收的方案45个工作日内完成环境影响评价，20个工作日完成安全预评价，评价报告书及批复在1个工作日内以书面形式提交开发部、基建工程处、生产运行处和产能建设单位。4、安全预评价完成后18个工作日内基建工程处组织勘查设计院完成安全专篇设计。安全环保处在2个工作日内组织完成评审，以书面形式将评审报告提交给基建工程处。5、不需再评价的项目，安全环保处在接到上述相应方案的2个工作日内完成批复，并相应提交开发部、基建工程84、处、生产运行处和产能建设单位。第二十一条 编制设计时间控制（一）、钻井地质设计1、自油藏工程方案下发3个工作日内，相关产能建设单位提供井位所在区块的已钻井实测地层孔隙压力和最新的生产井的采（注）压力数据，填写“已钻井实测地层孔隙压力成果表”和“生产井的采（注）压力成果表”，提供区块内已有井最近一个月的“试油、试采和生产动态数据表”。明确填表人、经产能建设单位技术负责人审核签字后，通过书面形式报给开发部地质科和勘探开发研究院相关项目组。2、自油藏工程方案下发3个工作日内，开发部采油科组织采油工艺研究院提供方案所在区块的已钻井压裂层段破裂压力，填写“已钻井破裂压力试验成果表”， 明确填表人、经采油85、工艺研究院技术负责人审核签字后，通过书面形式报给开发部采油科、地质科和勘探开发研究院相关项目组。3、自油藏工程方案下发3个工作日内，产能建设单位提供方案所在区块“已钻井复杂情况”资料，经主管领导审核签字后，通过书面形式报给开发部地质科和勘探开发研究院相关项目组。4、自接到以上数据7个工作日内，勘探开发研究院相关项目组完成方案中部署井位的钻井地质设计，并通过产能建设单位主管领导审批，在1个工作日内，勘探开发研究院正式出版完毕钻井地质设计，并通过公司档案管下发。（二）、钻井工程设计开发部组织编制钻井工程设计，并于接到钻井单井地质设计7工作日内完成，通过审批后一个工作日内印刷出版，通过公司档案馆下发86、相关单位。（三）、施工图设计基建工程处组织编制施工图。在地面工程方案审批后15-30个工作日内完成施工图设计。施工图完成在2工作日内把施工图发放到产能建设单位。第二十二条 呈批件会签及审批开发部地质科接到安全环保处安全预评价和环境影响评价报告书及批复后1个工作日内完成钻采工程呈批件提交和审核，安全环保处在1个工作日内完成呈批件会签，之后提交公司领导审批。开发部地质科将审批通过后的呈批件报给规划计划处。基建工程处在地面工程方案审批后1个工作日内完成地面工程呈批件公司领导审批，报给规划计划处。第二十三条 计划立项规划计划处接到公司主管领导审定的呈批件后，3日内组织完成立项及投资批件下达，并通过公司87、电子公文系统发至各部门、各单位。对有特殊时间要求的产能建设项目，经请示主管领导同意，可提前下达实施计划，并通报公司机关部门和产能建设单位。第七章 精细跟踪调整第二十四条 精细实施过程管理，研究院项目组和产能建设单位产能建设项目经理部要建立日跟踪周总结月分析制度，要设专人加强随钻测井白图的及时加强现场跟踪分析评价，及时调整方案设计和钻井运行，强化跟踪设计理念，严格控制低效井，降低开发风险。（一）、建设单位协调测井公司小队现场测井后留白图，地质公司现场管理人员对现场白图进行初步分析，并及时向建设单位上报新井构造、储层、电性、油底的变化情况。（二）、建设单位接到地质公司报告后立即取回测井白图，结合邻88、井资料进行分析研究，提出井位部署、设计井深及钻机运行调整意见，向研究院项目组反馈相关信息。（三）、勘探开发研究院项目组认真分析建设单位提出的调整意见，必要时取回测井白图，对比油藏工程方案，结合钻井动静态资料进行综合地质研究，及时优化井位部署、优化井深设计，及时调整钻机运行，同时编写油藏跟踪调整方案报开发部和公司主管领导审批后，下发建设单位执行。（四）、建设单位严格按照油藏跟踪调整方案重新调整钻井运行，优先实施高效区块。（五）、钻井院要做好跟踪研究与评价。在产能建设方案实施过程中，钻井院要组织设计人员到现场收集各种实钻资料，分析钻井方案在实施过程中存在的问题，系统评价钻井技术路线是否适应油藏地质89、需要，并对钻井工程方案不断进行技术路线的完善和优化。开展各项钻井工艺技术的适应性评价，对钻井井身结构、钻井工艺、钻井液工艺、完井工艺等方面进行技术、经济评价，最终为下一步钻井工艺技术的优选、控制钻井投资提供依据。（六）、对油田及区块采油工程方案的实施效果要及时进行技术评价、分析和调整。开展完井工艺适应性评价、压裂工艺效果评价、举升工艺保证产能发挥评价、注水工艺实用性评价、节能工艺效果评价，为下步采油工程方案最优化提供依据。（七）、在方案实施过程中如果出现增加工序或工具配件，原设计投资涵盖不了，需按照方案设计审批程序完成方案的补充和调整。第八章 投产投注方案第二十五条 建设单位和勘探开发研究院项90、目组接到测井曲线后，立即开展储层对比、油藏研究工作，分别在2日内完成初步投产投注方案的确定工作，方案设计要依据充分，应遵循油藏工程方案中确定的投产投注原则，满足重点井层试验和认识的需要。建设单位完成初步投产投注方案后，向开发部地质科申请投产投注方案讨论。特殊井可等注采井组内油水井全部完井后统一考虑。第二十六条 接到申请后，开发部立即组织采油厂、勘探开发研究院项目组、采油院、测井公司进行投产投注方案综合讨论，优化投产投注层位、优化射孔井段和方式、优化压裂规模和参数、优化分注层段和组合、优化水平井多段压裂等，确定最终投产投注方案。第二十七条 建设单位填写射孔通知单及投产投注地质设计，依据产液量预测91、和合理流压确定泵径和泵挂等工作制度。投产投注地质设计经建设单位总地质师审批后送交采油院。第二十八条 优先投注注水井，做到水井不能正常连续注水相邻油井不能投产。为了减少储层伤害，建立射孔后洗井、压裂后强制返排制度，油井压裂后必须及时返排，对不具备连续返排条件的油井，坚决不允许压裂作业。建设单位确保监督到位率100，射后洗井率100，压裂设计执行率100。第九章 精细量化考核指标第二十九条 为了保证产能建设方案设计高效率、高质量、高效果、高水平正点完成，特制定如下考核指标：（一）、方案设计及时率100%：公司主管领导审查通过的井位以满足钻机正常运行，且有2-6轮（大钻2轮，中钻4轮，小钻6轮）钻前92、准备为最低原则为及时方案，全年设计及时方案与设计总方案的比值达到100%。考核单位：研究院、钻井院、采油院、采油厂（二）、设计产能达标率100%：区块投产新井第四个月平均核实单井日产油达到设计日产。考核单位：研究院、采油厂XX油田公司压裂管理办法第一章 总则第一条 为提高压裂技术水平，强化压裂工程施工质量管理，适应油田开发生产需要，落实油田开发精细量化管理精神，实现油田科学有效开发，根据中国石油勘探与生产分公司油田开发管理纲要和采油工程管理规定，制定本办法。第二条 压裂管理的范围包括：压裂技术方案和设计编制、压准和压裂施工质量管理、压裂支撑剂和化学助剂管理、压裂监督管理等。第三条 本办法适用于93、XX油田公司自营区各采油（气）厂、井下作业公司、试采公司、采油工艺研究院、各综合服务公司、修井作业公司。第二章 压裂方案及设计第四条 油层改造技术方案是采油工程方案的重要组成部分。新区压裂设计的技术依据是所属区块的产能建设方案。老区压裂要结合油田生产实际，采取针对性的配套技术措施。采油院是压裂技术方案的责任主体，每年应编制、补充、完善油田公司已开发或待开发油田和区块的压裂技术方案。第五条 新产能建设油层改造技术方案随产能建设方案由油田公司主管领导批准。老区油层改造技术方案由开发部业务主管领导批准。第六条 压裂相关设计包括压裂地质设计、压准工程设计、压准施工设计、压裂工程设计、压裂施工设计。压裂94、地质设计的责任主体是油水井所属单位地质部门。压准工程设计责任主体是油水井所属单位工程技术部门。压准施工设计责任主体是施工作业任务承担单位技术主管部门。压裂工程设计责任主体是采油院、井下作业工程公司。压裂施工设计责任主体是压裂工程承担单位技术部门。第七条 压裂地质设计由油水井所属单位总地质师审批。压准工程设计由油水井所属单位总工程师审批。压准施工设计由施工作业任务承担单位总工程师审批。压裂工程设计由采油院总工程师审批。压裂施工设计由压裂工程承担单位总工程师审批。重点水平井、探井和评价井、开发试验井相关设计由油田公司主管领导审批。第三章 压裂监督和现场质量管理第八条 压裂成功率是考核压裂工艺质量的95、主要指标，既要考核采油厂，也要考核施工单位。凡油水井所属单位不能提出证据证明为为乙方责任的，均属甲方责任，由油水井所属单位负责。凡因压裂设备问题、压裂液或支撑剂质量等问题造成的压裂失败属乙方责任，由压裂公司负责。属甲方责任的应按照公司压裂未成结算方式的有关规定予以结算，该次压准计返修井三次；属乙方责任的不予结算。第九条 实施压裂措施的油水井所属单位有责任做好提高压裂效果的相关准备工作。不具备压裂液快速返排条件的井不能实施压裂措施。未能进行快速返排而施工的，压准作业费用不予结算。第十条 压准必须采用专用压裂工具管；压裂井口、压裂闸门、高压管汇选择必须复合安全施工要求，高压件检测要严格执行压裂施工96、安全管理规定（中油吉安字XX112号）；下井的封隔器、喷砂器、水力锚和其它工具配件选型，必须采用适合本地区温度压力，且技术成熟、工作可靠。封隔器在井下待压裂时间，不能超过该地区时间限制，否则不能进行压裂施工，必须重新做压准，以保证压裂成功率。第十一条 压裂施工前，压裂施工单位、压准作业单位和压裂监督人员对井口闸门、法兰螺栓、高压管汇、地面管线等仔细检查好，保证压裂施工能顺利进行。冬季施工，要提前对井口和地面管线解冻，保证井筒畅通。第十二条 实施压裂措施的油水井所属单位有责任监督压裂施工质量，压裂现场必须有压裂监督。压裂监督对每口井取压裂液化验粘度指标，施工前、中、后取支撑剂样品目测检查，发现问97、题交采油院化验中心检验。第十三条 加强现场监督，采油厂取样并送采油院检测支撑剂、压裂液性能，抽检比例要达到年施工工作量的10。支撑剂按Q/SY 125-XX标准进行检测，并出具完整的质检报告；压裂液按SY/T 6376-2008标准进行检测，需检测剪切稳定性表观粘度、破胶粘度、残渣含量三项性能指标。现场抽检的质检报告每月5号之前报开发部备案，如抽检存在质量问题及时反馈给开发部。第十四条 存在以下问题之一不能进行压裂施工。压裂设备不具备条件；压裂材料的数量没有达到设计要求；压裂液质量不合格；支撑剂质量不合格；不具备快速返排条件。第十五条 建立压裂事故汇报制度。对于压裂不成功井要在事故发生24小时98、内向开发部报告，三天内完成压裂失败原因分析并上报开发部。第四章 压裂工具、支撑剂及化学助剂管理第十六条 开发部是压裂工具、支撑剂及化学助剂的技术主管部门，负责市场准入、质量管理、采购计划审批。第十七条 油田压裂用支撑剂、化学助剂需遵照（吉油开20108号）XX油田公司原油开发用化学药剂管理办法执行，采购计划由开发部审批后生效，否则供应部门不予采购。第十八条 采油院化验中心严格按Q/SY 125-XX检测支撑剂、按SY/T 5764-XX检测胍尔胶，并将质检报告三天之内报开发部备案。开发部根据工作需要组织对压裂助剂和支撑剂进行不定期质量检查。第十九条 压裂助剂和支撑剂检测报告两天内返到井下作业工99、程公司。井下作业工程公司不得使用不合格产品，使用过程中严格按批次记录跟踪使用去向及用量，分析使用效果，每季度作出分析报告报开发部。第五章 压裂效果评价第二十条 新产能建设井压裂效果评价的责任主体是采油院。采油院应每季度作出评价报告报开发部。新区压裂效果评价是产能建设方案后评估的一部分。第二十一条 老井重复压裂的责任主体是采油单位。采油单位应每季度作出评价报告报开发部。第二十二条 压裂工程质量评价由采油单位和压裂公司共同完成，共同签字认可。凡采油单位没有提出有力证据证明压裂公司质量问题的，由采油单位承担责任。凡出现争议不能达成一致的，由开发部仲裁。第六章 其它第二十三条 油田公司以前下发的管理规100、定与本办法冲突的，按本办法执行。本办法未涉及的内容，按油田公司以往规定执行。第二十四条 本办法由开发部负责解释。第二十五条 本办法自下发之日起执行。XX油田公司作业管理办法第一章 总则第一条 油水井修井作业是油田维护生产、采取增产措施的核心手段。修井作业的精细管理是油田开发精细量化管理的一部分，是油田开发生产的需要，是实现油田科学有效开发的需要。为此，根据中国石油勘探与生产分公司油田开发管理纲要和采油工程管理规定，制定本办法。第二条 作业管理的范围包括：作业设计的编制和审批、施工队伍管理、施工质量管理、作业监督管理、责任划分等。第三条 油水井作业管理的施工项目包括：油水井大修、报废井封井、油水101、井维护性小修作业、油水井措施和测试、油水井维护、新井投产投注等。第四条 本办法适用于XX油田公司自营区各采油（气）厂、试采公司、井下作业公司、修井作业公司、各综合服务公司、采油工艺研究院。第二章 作业设计管理第五条 油田公司油水井各项作业施工均采取三项设计，即地质设计、工程设计、施工设计。设计格式由公司统一规范。第六条 井下作业设计单位资质要符合中国石油天然气集团公司井筒工程设计资质管理办法（中油工程字2006425号）要求。第七条 一般油水井的地质设计、工程设计、施工设计人员应具有现场工作经验和相应专业技术职称；高压、高含硫和高危井的地质设计、工程设计、施工设计人员应由具有现场工作经验和相应102、专业的高级技术职称。井下作业设计人员需持有有效的井控操作证。第八条 油井维护性作业地质设计、工程设计由采油队编写，施工设计由施工单位编写。地质设计由地研所审批；常规维护作业井由工艺所（或作业科）作业组长审批，年作业两次以上的高频作业井由工艺所长审批，特殊工艺试验井、年修井四次以上的疑难治理井、有安全环保风险的油井等重点井设计由总工程师审批；施工设计由施工单位技术主管部门审批。第九条 新井投产投注、报废井封井、注水井修井作业、油井增产措施、油井测试、油井其它非维护性作业施工，地质设计由地研所编写，所长审批；工程设计由工艺所（或作业科）编写，所长（或科长）审批；施工设计由施工单位编写，技术主管部门103、领导审批。水平井、特殊试验井、“三高井”等重点井的三项设计均由所属单位总地质师或总工程师审批。第十条 油水井大修作业地质设计由待大修井所属单位编写，所属单位地研所主管所长审核，总地质师审批；工程设计由待大修井所属单位编制，待大修井所属单位工艺所主管所长或作业科主管科长审核，总工程师审批；施工设计由施工单位编制，施工单位的设计部门负责人审核，施工单位的总工程师审批。重点井（侧钻、侧斜、水平井大修）的大修工程设计和施工设计，由公司开发部和公司技术主管领导审批。第十一条 为提高设计针对性，对于老井小修作业设计增加设计修改栏目，针对油杆扶正器安装位置、增加或减少扶正器、内衬管位置、更换杆管等需要现场决104、策的内容，由采油单位技术主管部门的技术人员或授权现场监督、采油队技术员直接在现场修改，提高设计的针对性和适用性，真正实现一井一策。设计现场修改范围仅限于生产管柱部分，安全及环保等内容修要修改时必须履行设计审批程序。第三章 安全及环境保护第十一条 油水井作业设计中必须重视安全及环境保护工作。地质设计应明确存在安全及环境保护风险的因素。工程设计应根据安全环保风险因素制定防范措施，规定所需仪器装置、装备的性能等级等。施工设计应根据地质和工程设计，明确操作步骤，制定应急预案。第十二条 作业设计、现场布置及施工过程必须遵照中国石油天然气集团公司石油与天然气井下作业井控规定（中油工程字2006247号）、105、中国石油天然气集团公司关于进一步加强井控工作的实施意见（中油工程字2006274号）等相关安全及环境保护要求执行。第四章 施工队伍及合同管理第十三条 施工队伍资质和准入按中国石油天然气集团公司石油工程技术服务企业及施工作业队伍资质管理规定（中油工程字2006209号）执行。进入油田公司市场提供井下作业施工服务的队伍，必须具备中油集团公司核发的资质和中油股份公司核发的市场准入证，并经油田公司企管法规处审核备案。采油单位要对施工单位和施工队伍进行资质查验，施工作业项目不能超出施工队伍资质规定的范围。第十四条 施工队伍确定后必须与采油单位按照合同管理办法签订施工合同和安全环保合同，否则不能开工。第十106、五条 施工单位必须针对具体施工作业项目编制HSE“两书一表”，对施工作业过程风险进行识别，制定消减措施。HSE“两书一表”做为安全合同附件，各级部门要进行认真审查。第五章 作业监督管理第十六条 采油单位的作业监督原则上从采油单位或作业单位产生，通过选拔方式（公开招聘、考试为主）上岗。各单位的作业监督人数要根据本单位的油水井数、基层小队（或作业区）的数量综合考虑，要满足生产实际需求。作业监督的日常管理、业绩考核由采油单位负责，具体管理部门是采油单位的工艺所或作业科；作业监督的培训、管理由开发部负责。凡经股份公司培训的作业监督，采油单位应保证其在作业监督岗位稳定工作一段时间。如有调整须报开发部备案107、。第十七条 作业监督职责范围包括：参与井下作业地质、工程方案的编制，在编制过程中，可提出自己的意见； 参与审查施工单位提出的工艺方案、施工设计及施工进度计划；监督检查施工单位作业施工使用的设备、工具、材料的规格和性能、质量；监督检查作业施工质量和进度；监督检查施工单位执行合同和施工作业技术标准情况，确保各道工序质量达标；监督检查施工作业队伍的井控、安全环保措施执行情况，保证安全生产，参与对作业事故的调查分析及处理；负责组织井下作业开工前交接和完工验收工作；对质量保证期内出现的质量问题督促施工单位及时整改；有权拒绝不符合设计要求的设备、工具、材料投入使用。对不符合质量要求的工序，有权要求乙方停工108、复查或返工；管理作业现场的杆管泵等主材，更换新材料必须要有作业监督的认定，本井的主材用料必须详细记录，并作为结算依据，有权对施工单位在施工中造成三抽设备的不正常损坏进行索赔；按时参加作业质量分析会，参与作业井的结算管理；认真填写现场跟踪写实记录，及时整理作业监督台帐，定期上交作业监督总结等资料。重点井，要配合其它技术人员取全取准相关资料。第六章 材料、工具和检泵管理第十八条 凡修井作业用工具、材料、配件等，由建设单位工艺所或作业科统一管理。第十九条 凡在XX油田首次应用的工具、材料和配件，或首次进入XX油田的生产厂家的产品，应用前必须遵守油田公司新工艺新技术引进的有关规定。第二十条 采油单位需109、派专业技术人员管理检泵车间，对深井泵的检修、发放、回收、报废进行全过程监督，同时对新工具的检修和安装进行技术指导；定期分析抽油泵、配件的使用情况，做好经济效益分析，降低深井泵报废率。第二十一条 深井泵检泵率要达到100。深井泵必须经检泵不合格后报废，报废由工艺所或作业科批准。第二十二条 修井作业用工具、材料等报废必须经作业主管单位，即工艺所或作业科批准。潜油电泵、螺杆泵及其它特殊产品报废需总工程师审批。第七章 作业资料管理第二十三条 采油单位的井下作业管理部门应建资料包括：油水井小修台账、油水井压裂台账、油水井大修井台账、施工井结算台账、作业返修井台账、压裂异常井台账、完井总结、施工记录和曲线110、存档、作业监督现场跟踪记录和监督台账。第二十四条 检泵车间应建资料包括：深井泵及配件发放记录、深井泵及配件回收记录、深井泵检修记录、深井泵使用跟踪记录、报废泵登记台账，信息与工艺所共享。第二十五条 采油单位和大修作业施工单位应建立详细的大修工具描述记录台账。第二十六条 采油单位和作业施工单位应保证作业资料按时录入采油工程数据库。第二十七条 小修作业，施工单位在完井后5天内出完井总结；大修作业的完井总结在完井后10天内完成。完井总结的份数由采油单位和施工单位自行决定。第八章 竣工验收管理第二十八条 井下作业施工作业完成后，采油单位和施工作业单位必须共同对施工质量进行详细分析、评估和验收，相关数据111、没有录入采油工程数据库或验收不合格的，不予结算。第二十九条 返修井，即投产作业后三个月以内再次发生维护作业的工作量，不予结算。除设计原因和工具质量原因外，因采油单位原因造成的压裂、堵水调剖、酸化等措施失败，视为返修井。第三十条 普通作业井由作业监督或采油队人员与施工作业队在完井当天当井验收，并在交接井单上签字。特殊工艺井，由采油单位组织本单位的生产、安全、工艺、地质等部门对完成井进行验收，并签署完井验收意见。对验收不合格的井，施工单位应进行整改，整改后重新组织验收。第三十一条 施工作业结束后现场不得有污水、废油、压井液、泥浆、原油、生活垃圾等污染物，达到工完料净场地清，恢复井场原貌。第九章 作112、业考核指标第三十二条 油井免修期是指油井开井总数和日历天数的乘积与油井维护作业工作量的比值，它反映油井正常生产时间的长短。计算公式： 油井平均免修期（天）月份油井开井数（口）月份全月天数（口）油井维护性作业工作量（口）第三十三条 小修作业返修率是指上次小修作业完井后三个月内再次作业的井数占阶段内小修作业总工作量的比例。计算公式：小修作业返修率（）阶段内上次小修作业完井后三个月内再次作业的井数（口）阶段内小修作业总工作量（口）第三十四条 大修成功率指扣除大修失败井数的大修工作量占大修总井数的比例。计算公式：大修成功率（）阶段内大修失败的工作量（井次）阶段内大修总井数（井次）第十章 其它第三十五条113、 油田公司以前下发的管理规定与本办法冲突的，按本办法执行。本办法未涉及的内容，按油田公司以往规定执行。第三十六条 本办法由开发部负责解释。第三十七条 本办法自下发之日起执行。XX油田公司采油工程数据库管理办法采油工程数据库（以下简称数据库）是XX油田公司数字化油田建设的重要组成部分，为了有力的促进数据库建设，使各项工作有章可循，特制定本办法。第一章 总 则第一条 数据库建设是采油工程技术工作的一部分，同时也是提高管理水平的有效途径，是采油工程资料长期保存、提高技术水平的需要；是提高采油工程决策水平的需要；是真正实现精细量化管理的需要。第二条 油田公司数据中心是数据库建设和管理的主管机构，负责数114、据库的计算机专业方面的管理、维护、监督。开发部是采油工程技术专业数据库管理部门，负责组织数据库的采油工程技术方面的建设，组织数据录入及历史数据的补充完善，组织审核和批准数据入库。第二章 数据库的建设第三条 数据库建设是一项长期的、连续的工作。为保证各项工作顺利有序开展，油田公司成立采油工程数据库建设领导小组，办公室设在开发部。在数据库建设领导小组领导下，由领导小组统一组织数据库建设和开发工作。第四条 采油院成立数据库建设和开发专题项目组，负责数据库建设的专业技术工作、数据库完善工作、后续各项应用程序的开发工作、数据集中管理工作。第五条 各采油单位、各综合服务公司、井下作业公司、修井公司、采油院115、等数据库建设单位应建立本单位数据库管理组织机构，在工程技术主管单位设数据管理人员。各相关单位总工程师是采油工程数据库建设的第一责任人。第三章 数据库的管理第六条 采油院设数据库一级系统管理员两人，负责数据日常管理工作。每天完成数据审核入库工作并向数据中心上传数据；每星期汇总数据录入情况并向领导小组办公室汇报；每月作出数据库建设工作总结向领导小组汇报。第七条 数据中心设采油工程数据管理协调员一人，负责数据入库工作，监督数据录入情况，对数据录入的及时性提出考核意见。第八条 开发部设数据库二级系统管理员一人，负责油田公司领导、机关各部室和非采油数据库建设相关单位的数据库应用人员的权限管理工作以及有关116、数据库建设的意见收集整理工作。第九条 各采油数据库建设相关单位设二级系统管理员两人，负责本单位数据日常管理工作，收集有关意见及建议并向一级系统管理员报告。第十条 各数据库建设单位在与油田公司内外部队伍签定有关合同时，应规定相关技术资料数字化的内容、质量、时间等方面的具体要求。第四章 数据的录入、审核和批准第十一条 数据录入应由数据发生的源头技术或管理人员录入，做到谁的数据谁负责。历史数据也由专业或管理岗位人员补充录入。第十二条 数据的审核由各基层单位的技术主管人员负责，即采油队、作业队等单位由工程技术员负责，工艺所、作业科等技术单位采油组、作业组、注水组组长分别负责审核本专业数据。第十三条 数117、据入库由工艺所、作业科等技术单位分管相关业务的所长或科长批准。第十四条 即时数据当天数据入库的截至时间为上午十点整，否则视为数据未入库。即时数据录入不及时或出现错误需要补充录入的须经本单位总工程师批准。第十五条 即时数据的开始录入时间为2010年3月1日。第十六条 历史数据的补充工作由2009年起，逐年向前补充，补充进度安排见附件二。第十七条 数据库中的固定录入项（即由下拉菜单选择录入的数据项）由一级管理员统一组织录入。各二级管理员汇总本单位需要录入的固定录入项，经本单位工艺所长或专业科长批准后提交一级管理员，一级管理员汇总录入项，由领导小组办公室审核，经领导小组批准后正式录入数据库。第五章 118、数据库建设的考核体系第十八条 数据库建设将纳入开发基础年考核指标体系。2010年以后数据录入将成为评价基层队伍管理水平的重要指标。即时数据未按时录入超过1、年度录入数据出现错误超过三次、历史数据补充任务未完成的基层单位取消“六好站队”资格。第十九条 领导小组每季度发出考核通报，根据数据录入情况进行通报表扬或批评。第二十条 各相关单位应根据本办法制定本单位的数据库管理和考核办法，建立奖励和处罚措施，确保数据库建设顺利进行。第六章 其 它第二十一条 本办法未尽事宜由领导小组针对具体情况做出具体要求。各相关单位可以在执行中提出对本办法的修改意见。第二十二条 本办法由领导小组（开发部）负责解释。第二十119、三条 本办法自2010年3月1日起试行。XX油田公司有效注水管理办法第一章 总 则第一条 为了实现注够水、注好水、精细注水、有效注水的工作目标，努力控制产量递减和含水上升速度，夯实油田稳产基础，提高油田开发水平和水驱采收率，特制定XX油田公司有效注水管理办法。第二条 本办法适用于XX油田公司（以下简称公司）有效注水管理工作，各有关部门及单位遵照执行。第二章 注水技术政策管理注水技术政策是指导油田注水工作的重要依据，研究确定不同地质条件、不同井网格局、不同开发阶段有效注水的技术政策。第三条 技术政策制定原则遵循油田开发水驱规律和特点，分析本油田（或同类油田）开发效果与注水技术参数的关系，按照控制120、产量递减、控制含水上升速度和提高水驱采收率的原则，科学合理制定现阶段注水技术政策。第四条 技术政策制定流程每年油田开发大调查期间，动态组包区块人员在分析地质单元注水开发效果的基础上，评价注水技术政策适应性，进一步修改完善，形成每个地质单元的现阶段注水技术政策，由地质所所长审查，经总地质师审批后执行。第五条 技术政策主要内容注水政策主要内容包括开发层系划分、注采井网优化、注水时机选择、注水方式确定、注采比确定、注水层段优化和注水水质指标要求等，通过不断优化调整，实现最佳采油速度和最大采收率。第六条 技术政策制定方法（一）开发层系划分。结合历史资料与新增静动态资料，将性质相近的油层组合成一套层系，121、采用单独井网进行开发，使每套层系的渗透率级差控制在5以内，减少层系间开发干扰。（二）注采井网优化。针对油藏地质特征，建立有效驱替系统，提高水驱储量控制程度，一般中高渗透油藏要达到80，特高含水期达到90%以上，低渗透油藏要达到70，特高含水期达到80%以上，根据储层砂体展布形态及断层裂缝走向，确定注采井排方向和井排距离，不断优化调整油水井配置关系，实现最大经济采收率。（三）注水时机选择。新油田投入注水开发，要开展试注试验；中高渗透砂岩油藏，要适时注水，地层压力应保持在饱和压力以上；低渗透砂岩油藏，要实现同步注水，地层压力应保持在原始地层压力以上；超低渗透油藏，要开展超前注水，地层压力应保持在原122、始地层压力以上。（四）注采比确定。注水开发油田原则上应保持注采平衡，中高渗透油田年注采比原则上要控制在1.0左右，低渗透油田年注采比原则上要控制在11.5，不同油田，不同开发阶段，可以根据注水开发效果适度调整注采比。（五）注水层段优化。准确识别现阶段的主力油层，主力油层尽量单卡单注，优先保证主力油层注好水，同一分注层段的层间渗透率级差小于3，总分注层段数控制在5段以内。（六）注水水质指标要求。开展注水水质配伍性研究，通过岩心伤害和现场回注试验，制定适合本油田的注水水质控制指标，严格控制二次污染，减少储层伤害。第三章 注水井配注方案管理注水井配注方案是实现有效注水的核心，通过认识、调整、再认识、123、再调整，使注水井配注方案逐步趋于合理，定期普查与动态调整相结合，提高每个注采单元的注水效果。第八条 配注方案制定原则注水井配注方案以宏观注水技术政策为指导，遵循“一个优先、六个合理”原则，实施定量分层配水。即优先保证所处开发阶段的主力油层注好水、合理控制注水压力、合理选择注水方式、合理控制注水总量、合理分配层段水量、合理处理平面关系、合理处理局部与整体关系。第九条 配注方案制定流程动态组包区块人员在分析评价基础上，制定注水井配注方案，由动态组组长初步审查后，一类井（指该井组产量大于等于所有井组平均产量的分注井）和二类井（指该井组产量大于等于所有井组平均产量50但小于所有井组平均产量的分注井）配124、注方案要求总地质师审核，三类井（指该井组产量大于等于所有井组平均产量20但小于所有井组平均产量50的分注井或井组产量小于所有井组平均产量20但具有挖掘潜力的注水井）和混注井（指单层注水井、特低产井、无法分注井）配注方案由地质所所长审核。第十条 配注方案主要内容（一）分层产出研究：直接方法是根据产出剖面监测、单层生产、单层封堵、单层压裂等资料认识分层产状。间接方法是根据地层系数或借用邻井分层产状进行分层认识。（二）注采关系研究：静态方法是根据油水井所处沉积相带位置来判断。动态方法是根据注水井水量调整，周围油井产液量和含水的变化规律来判断注采关系及相关程度。（三）油井最佳需求注水量：以油井生产层段125、为单元，研究相关水井对应注水层段每次水量调整与油井相应动态变化关系，以增加剩余油富集方向注水强度为原则，确定油井生产层段不同方向最佳需求注水量。（四）水井最佳供给注水量：以水井注水层段为单元，在周围油井最佳需求注水量的基础上，结合周围油井的产油权重和注采比，以井组产量整体最优化并且长期高产稳产为原则，确定水井各层段最佳供给注水量。（五）跟踪分析调整：配注方案落实后，定期普查与动态调整相结合，不断修正认识，完善配注方案，在动态分析的基础上，做出前瞻性注水调控，确保充分发挥油井生产能力。第十一条 配注方案普查制度公司要求采油单位每季度至少普查一次配注方案，采油单位根据各区块注采反映敏感程度，进一步126、缩短配注方案普查周期，按周期严格开展配注方案的普查工作，检查宏观注水政策适应性、配注方案合理性、注水方案落实状况，开发部5-6月份定期检查，日常临时抽查采油单位配注方案普查制度执行情况。第四章 注水方案落实管理第十二条 分注方案落实管理（一）分注工艺管理：考虑井深、井身结构、固井质量、地层压力、油层温度、流体性质等，选择先进、适用的分注工艺。分注工艺管柱和工具要满足分层测试、调配、洗井、防砂和井下作业的要求。油层顶部以上要安装套管保护封隔器。（二）测调试管理：测试前要对井下流量计、压力表、地面水表进行校对，误差不超过规定要求方可进行测试。测试时，相邻两点间隔全井流量差值不超过全井配注水量的30127、%，待流量稳定后，录取稳定的压力值，降压间隔可以不受限制。流量计下井测试的全井水量与地面水表流量对比，以流量计资料为基准，误差小于8%，否则要查明原因，如果是流量计问题应整改后重新测试；如果不是流量计和测试原因，要向采油队提供整改意见，待整改后，进行测全井水量，如果全井水量与地面水表一致，且与测调试时的水量一致，将所测全井水量结果附在测试资料之后一起上报，否则应重新检查整改、测试。对于欠注井（层），欠注层水嘴已放至最大，仍然欠注的，其他可调层调试全部合格，允许资料上报。（三）注水井要定期检查套管、油管状况和井下封隔器密封状况等，检查井总数不低于油水井总数的5%。油田开发过程中要开展套损规律研究128、，每年应安排12口井，进行套管技术状况时间推移测井。合理确定注水井检管周期，发现异常及时处理和上报。注水井作业推荐不泄压、不压井作业技术。管柱和工具下井施工前要经过地面检验合格后方可下井。除作业井、异常井的封隔器层层验封外，每年要选取50%以上的正常分层注水井进行封隔器验封；对于超过合理检管周期而未检管的正常分注井，要每半年进行一次验封。第十三条 地面注水系统管理污水处理装置严格按规范进行收油、反冲洗、排泥，滤罐按周期进行更换滤料或填充滤料，注水系统流量、压力满足宏观需求，站外管网合理调配，注水管线按规定周期进行冲洗，加药注水站的加药时率达到95%以上。第五章 注水调控措施管理油田开发要针对不129、同阶段暴露出的主要问题，采取针对性的调控措施，不断提高油田开发水平和水驱采收率。第十四条 低含水期（含水率小于20%）该阶段是注水受效、主力油层发挥作用、油田上产阶段。这一阶段要注够水，开展早期分层注水，保持地层能量开采。分析平面上的注水状况和压力分布状况，采取各种调控措施，调整好平面注采关系，防止单层突进和局部舌进，达到阶段开发指标要求。第十五条 中高含水期（含水率20%60%）该阶段主力油层普遍见水，层间和平面矛盾加剧，含水上升快，产量递减大。这一阶段要注好水，控制含水上升速度，做好平面调整和层间接替工作。加大注入剖面、产出剖面、压力剖面的监测力度，研究层系、井网和注水方式的适应性，对于注130、采井网不适应和非主力油层动用状况差的区块，要开展注采系统调整和井网加密调整，提高非主力油层的动用程度，实现油田的稳产第十六条 高含水期（含水率60%90%）该阶段要实施精细注水。油藏描述要精细到小层、单砂体和流动单元，搞清平面、层间和层内剩余油分布规律。进一步完善注采井网，提高注采井数比，扩大注入水波及体积，控制含水上升速度和产量递减率，努力延长油田稳产期。 第十七条 特高含水期（含水率大于90%）该阶段剩余油高度分散，注入水低效、无效循环的矛盾突出，要实施有效注水。积极开展精细挖潜调整，进一步提高注采井数比，采取细分层注水、细分层压裂、细分层堵水、调剖等措施，进一步改善储层吸水状况，提高注入131、水利用率。积极推广和应用成熟的三次采油技术，不断增加可采储量，努力控制成本上升，争取获得较好的经济效益。第六章 注水效果分析管理注水效果分析贯穿油田注水开发全过程，通过评价注水方案的实施效果，及时发现注水开发过程中存在的主要问题，采取针对性调控措施。第十八条 注水效果分析制度注水效果分析的重点是分析各项开发指标变化情况，评价注水开发效果，查找存在问题和潜力，制定有效技术对策，提高注水开发水平。注水效果分析按照季度分析、半年分析、年度分析的制度来开展，地质所动态组负责各个地质单元的注水效果分析，地质所所长负责全厂的注水效果分析。（一）季度注水效果分析在季度结束后的一周内完成，由地质所组织召开季度132、注水效果分析会，全厂分析报告于10日前上报开发部。（二）半年注水效果分析在每年7月10日前完成，由总地质师组织召开半年注水效果分析会，全厂分析报告于7月12日前上报开发部。（三）年度注水效果分析在每年1月15日前完成，由总地质师组织召开年度注水效果分析会，全厂分析报告1月25日前上报开发部。第十九条 注水效果分析内容（一）全厂注水效果分析评价。分析产液量、注水量、原油产量、综合含水、地层压力、含水上升率、存水率、水驱指数、采油速度、剩余可采储量采油速度、水驱控制程度、水驱采收率等指标的变化趋势和原因，分析配注方案落实、注水压力和吸水能力变化、注采结构变化，搞清影响注水开发效果的主要问题，调整或133、完善注水技术对策，制定提高注水开发效果的具体措施。（二）油田（区块）注水效果分析。依据油田（区块）开发方案设计指标，检查开发方案的实施情况及效果，分析内容包括油田（区块）主要工作及效果分析、注水采油指标变化分析、注采平衡及油层压力状况分析、注水开发潜力分析，针对注采出现的矛盾和问题，及时编制注采调整方案和措施，改善区块开发效果。（三）注采井组分析。在全厂及油田（区块）宏观分析评价基础上，逐个井组分析评价注水开发效果，查清提高井组开发效果的潜力，制定完善注采井网、注水方案调整、调剖、堵水等措施方案。（四）分层注采状况分析。综合充分应用各种油藏监测资料，分析分层产液量、产油量、综合含水、注水量、地134、层压力等指标的变化情况，搞清变化原因，评价分层开发效果，制定下步分层开发技术对策和具体调控措施。（五）水驱规律分析。从井组或井排注采反应入手，分析不同井网格局平面、层间、层内产液、含水变化的特点与构造、储层物性、流体性质、压力分布、注水强度、分注状况、调控措施等因素的关系。（六）能量保持和利用状况分析。分析注采比、流压、地层压力变化情况，以开发效果为依据，评价地层能量保持和利用的合理性，调整完善下步调控技术对策。（七）增产增注措施效果分析。地质和工艺紧密结合，评价各类措施增产效果，分析增产效果和剩余油认识、注采关系、工艺参数、现场管理、井筒管理等方面的关系，总结好的做法，查清低效无效原因。（八135、）开发重点工作分析总结。分析总结精细油藏描述、新老区产能建设、重大开发试验、区块综合治理等重点开发工作，总结成功做法和失败教训。（九）存在问题和潜力分析。从油藏认识、井筒管理、地面系统管理、开发生产管理等方面，客观深入分析制约提高开发效果的主要问题和潜力。包括完善井网、注采结构调整、改善分注状况、恢复地层能量、油层改造、长停井恢复、调整、扩边、扩层、优化工作制度等方面。（十）开发指标预测和下步工作安排。以提高开发效果为目标，规划计划主要开发技术指标，制定配套的技术方案，做好各项开发工作安排。主要指标包括产油量、自然递减、综合递减、分注率、有效注水合格率、含水上升率、地层压力恢复的目标、采收率等136、；重点方案包括有效注水、措施挖潜、完善井网、油藏监测、调整-扩边-扩层、开发试验、油藏研究、综合治理等。第七章 应建资料数据管理第二十条 开发生产数据资料（一）基础数据。主要包括十三项数据台帐，分别是油水井小层数据表、小层连通数据表、油水井井况记录台帐、油水井综合记录、油水井单井井史、新井投产记录、油井压裂台帐、油水井措施效果统计台帐、油井见水见效分析台帐、注水方案调整记录、注水井测调试成果记录、注采井组数据、油藏监测测试成果台帐（包括地层压力、吸水剖面、产液剖面、C/O比、示踪剂、流体性质分析以及其他一些油藏监测新技术测试成果）。（二）开发生产信息反馈报表。主要包括七项报表，分别是油水井月报137、新井管理信息报表、生产运行管理信息报表、油水井措施管理信息报表、注水管理信息报表、油藏动态监测月报、油田开发综合数据表。（三）图幅曲线配套数据。凡是应建的图幅曲线，都应建立配套的资料数据表，建帐成册，并保持数据更新的连续性和及时性，阶段分析的结论也应在相应时段的备注栏简明扼要记录完整。 第二十一条 图幅曲线类资料（一）地质静态图幅曲线。主要包括构造井位图、小层平面图、注采单元油层连通图、油水井档案（包括各类测井曲线、测试曲线等）。（二）油藏动态图幅曲线。主要包括单井采油曲线、注水井单井注水曲线、注采剖面图、月度开采现状图、年度开采状况图、生产运行计划曲线、油藏动态监测井点部署图、产油量构成曲138、线、产液量构成曲线、注水量构成曲线、综合开采曲线、压力等值（或分布状况）图、油井动液面（流压）等值图、小层平面剩余油饱和度分布图、综合含水与采出程度关系曲线、驱替特征曲线、存水率与采出程度关系曲线、水驱指数与采出程度关系曲线、含水上升率与含水率关系曲线、无因次注入采出曲线、无因次采液采油指数与含水关系曲线等。第二十二条 油藏研究成果资料主要包括各类油藏测试、化验、分析、解释的研究成果报告、地质图件、原始资料，如岩心分析、高压物性、特殊测井、地层测试、地震解释、储层反演、沉积相、试油试采、剩余油研究等方面的文字总结和图幅曲线。第二十三条 归档保存资料配注方案要有地质论证方案和下发的执行方案，其中139、论证方案中应有详细的调整依据，方案通过后，要求用纸介质的形式保存归档，以备后来查询。同时建立配注方案跟踪分析台帐，及时分析评价配注方案的效果。下发的执行方案中要注明层段、注水量、层段性质、简单的调整依据和依据执行的要求等。第八章 有效注水考核管理第二十四条 自然递减率和老井含水上升率年度考核，考核结果纳入年终业绩考核。第二十五条 注水井分注率、有效注水合格率、注水方案合理性、注水方案落实程度、注水水质随时检查，并通报检查结果。第九章 附 则第二十六条 本办法由公司开发部负责解释。第二十七条 本办法自印发之日起施行。XX油田公司增产措施管理办法第一章 总 则第一条 为了提高措施效果和效益，确保实140、现措施增产目标，特制定XX油田公司增产措施管理办法。第二条 本办法适用于XX油田公司（以下称公司）措施挖潜工作，各有关部门及相关单位遵照执行。第二章 措施计划管理第三条 公司年度措施计划制定。开发部根据年度原油生产任务需求，充分调研各油田潜力状况，分析以往措施效果和效益，制定年度措施增油量和费用需求，报财务处申请费用。措施费用落实后，公司将措施总费用和年度增油量等总体控制指标下达到各单位。第四条 各单位按照公司下达的总体措施控制指标要求，深入潜力调查分析，本着效益优先的原则，优化措施结构，扩大效益好的措施规模，控制效益差的措施规模，精细方案管理，科学组织运行，确保完成年度措施增油任务。第五条 141、各单位要提前方案准备，每月20日前完成下月措施方案准备工作，方案准备的数量达到下月计划工作量的150%以上；要加快措施实施节奏，提高措施当年增油贡献，上半年压裂和酸化工作量要完成年度计划的70%以上，调剖工作量要完成年度计划的60%以上。第六条 若措施实施后与预期效果差距较大，公司将责令该单位停止措施效果差的项目实施，收回部分措施费用在全公司优化调整。第三章 方案设计管理第七条 方案设计管理（一）地质方案管理。措施地质方案由采油单位地研所设计，总地质师审批并存档。其中普通压裂、配套大修、热采、降粘、调剖和堵水地质方案要经过开发部审查通过后方可实施。方案质量要高水平，做到基本情况清楚、依据充分、142、效果预测合理、施工要求明确。方案设计至少包括基本情况、措施前标定、措施目的、措施依据、施工要求、效果预测、安全提示等内容。（二）工程方案管理。措施工程方案由采油单位工艺所设计，总工程师审批并存档。工程方案至少包括基本情况、措施目的、措施技术方法论证、配方体系、用量、效果预测、费用预算、参数设计、安全注意事项、突发事件预案等内容。（三）施工设计管理。措施施工设计由施工单位设计，经过施工单位总工程师审批后报采油单位存档。施工设计至少包括基本情况、措施目的、配方体系及用量、设备要求、施工参数、施工步骤、安全注意事项、突发事件应急预案等内容。第四章 组织实施管理第八条 施工队伍选择原则（一）要加强对内143、部施工单位扶持力度，在保证措施效果的前提下，优先选择内部施工单位承担措施施工任务。由于内部施工单位技术、设备等原因不能满足需要，公司根据外部市场状况统筹考虑由外部市场承担部分措施工作量。（二）需要委托外部施工队伍实施的措施项目，队伍选择要执行公司有关规定。非招标委托外部施工队伍实施措施项目，无论资金额度多少，都必须经过开发部审批备案。第九条 合同签订（一）措施实施前，必须签订合同（包括安全环保合同），严禁不签合同施工或先施工后签合同。酸化、调剖措施原则上必须签订风险合同，但股份公司、油田公司开发试验项目等配套酸化、调剖措施，可以不签订风险合同，需要项目发生单位提出书面申请陈述原因，报开发部批准144、。（二）酸化风险合同相关规定。酸化措施效果评价期为6个月，合同期满一次结算；在评价期内，单井核实增油大于0吨为措施有效（外部队伍实施单井核实增油达到50吨为措施有效），单井核实增油最高上限为200吨（包括200吨）；措施施工后在评价期满，单井结算，按有效井有效增油量吨油500元价格付款；如酸化后20天内出现泵漏，施工单位应采取有效措施,使措施井恢复正常生产，如施工单位不及时采取措施，采油单位委托第三方施工，费用由酸化施工方承担。（三）调剖、稠油降粘风险合同相关规定。措施效果评价期为12个月，合同期满一次结算；单井调剖、稠油降粘单井结算，按照增油量每吨800元计算，但最高不超过本合同规定的本井价145、款；区块调剖、稠油降粘区块结算（区块调剖、降粘按照参加效果评价井增油量代数和统计增油量），按照增油量每吨800元计算，但最高不超过本合同规定的区块所有调剖、稠油降粘井价款之和；调剖、稠油降粘后，如果因施工方原因导致调剖、稠油降粘水井注不进水或不能达到配注要求，施工单位应采取有效措施，使调剖、稠油降粘井恢复生产；如施工单位不及时采取措施，采油单位委托第三方施工，费用由调剖、稠油降粘施工单位承担。（四）酸化、调剖、稠油降粘以外的其它技术服务类措施，需要组织企管部门、专业部门、定价部门和施工单位等进行商务洽谈，确定合同类型、评价方法和具体价格。合同类型分为风险合同和非风险合同；风险合同评价方法包括有146、效井确定原则、评价期、失效判定、增油量统计方法、有效增油量等；具体价格指有效增油吨油付费标准。非风险合同评价方法包括施工验收原则、验收标准、验收程序等，具体价格指每井次措施施工验收合格付费标准。洽谈确定的合同类型、评价方法和具体价格纳入合同条款，甲乙双方严格遵守。 （五）不能计量的油井（包括无计量设备、计量设备故障率高、示功图计产等），不准签定措施风险合同；否则，不予效果认证审查。参与效果统计的油井如果刚刚具备计量条件（包括新安装计量罐、计量设备修复等），要计量稳定30日以上，方可实施风险合同措施，否则开发部不予效果认证审查。第十条 现场管理（一）严格执行施工设计。措施施工单位必须严格执行施工147、设计，确保施工质量，设计调整要严格执行审批程序。（二）监督管理。采油单位监督人员要对措施实施全过程进行监督，并建立监督写实记录。酸化、调剖措施中使用的药品，及入井材料要经过采油工艺研究院质检中心检验合格后方可使用，采油单位监督人员要在施工过程中进行质量抽检，并建立抽检记录。（三）安全环保管理。采油单位要对施工单位的人员素质、设备状况、HSE管理程序、安全环保、突发事件应急预案等进行现场检查，合格后由总工程师签发开工报告。施工过程中，采油单位要定期对施工单位的安全环保状况进行检查，发现问题及时整改，重大问题责令停工，检查记录由总工程师确认后存档。因检查不到位或整改不及时，施工单位酿成安全环保事故148、，追究采油单位相关人员及总工程师责任。（四）措施后管理。加强措施井及相关采油井管理，科学合理调整工作制度、及时维修不正常井，确保措施效果的有效发挥。第十一条 资料录取管理（一）措施井资料录取严格执行XX油田公司油水井资料录取管理规定的相关要求。（二）签定风险合同的措施井，措施后一个月内地研所必须派专人到现场核实计量、含水等资料，措施评价期内如果出现计量和含水异常变化，地研所要及时派专人到现场核实资料，每次核实资料由计量人员、化验人员、地研所核实人员签字存档，措施效果认证时提供该资料，否则，不予以效果认证审查。实施风险措施的区域，末端的计量设备出现故障，采油单位在10日内必须处理正常，计量间的计149、量设备出现故障，采油单位在3日内必须处理正常，否则，不予以效果认证审查。（三）风险合同措施井（或参与效果统计的油井）措施前后的计量方式保持连续性、可对比性，科学评价措施效果。对于在计量和取样化验过程中出现的弄虚作假现象，一经查实，追究责任人和主管领导责任。第五章 效果评价管理第十二条 措施效果跟踪评价（一）采油单位地研所建立旬度措施效果统计台帐，加强措施跟踪评价，旬月度动态分析会上对措施效果进行专题分析。（二）开发部每月1015日组织召开一次措施效果分析例会，采油单位地研所所长（或主管副所长）参加并汇报措施效果，措施效果差单位，要求总师汇报，具体汇报内容如下：1、总体及分项措施效果评价。工作量150、有效率、增油量、日增油能力、增油趋势等指标变化情况，与往年同期对比效果分析，与计划指标对比分析，评价整体措施效果和分项措施效果。2、单井措施效果分析评价。在总体及分项分析评价的基础上，要从选井选层、工艺参数、现场管理（施工质量）、措施后管理等方面逐井分析效果好或差的原因，每口井都要有分析结论与对策。 3、形成认识及下步安排。在总体分析、分项分析、单井分析基础上，认真总结经验和教训，明确下步对策和具体工作安排。第十三条 措施效果信息反馈。采油单位依据 “油水井常规措施统计规定”进行措施效果统计，每月4日前上报开发部。第十四条 风险合同措施效果评价，依据 “风险合同措施效果认证统计方法”进行效果151、认证统计。第六章 措施工作考核管理第十五条 开发部组织检查方案设计质量，审批程序和进度，对于没有达到要求的单位及责任人进行通报。第十六条 措施进度和效果考核。公司对于措施进度和措施效果进行检查和考核，纳入业绩考核。主要考核采油单位、施工单位及方案设计单位。第七章 其他有关要求第十七条 措施新技术试验方案需经开发部审查批准后方可实施，采油单位要及时跟踪评价试验进度、评价试验效果。第十八条 扶余采油厂注水井调剖、调驱措施的方案设计、实施管理、效果评价及风险合同效果认证审查由XX油田调剖调驱项目经理部进行全面管理。第八章 附 则第十九条 附件：1、风险合同措施效果认证统计方法；2、油水井常规措施统计152、规定。第二十条 本办法由公司开发部负责解释。第二十一条 本办法自印发之日起施行，同时2009年酸化调剖管理办法（中油吉开字200945号）文件废止。XX油田公司开发测井资料管理细则第一章 总 则第一条 为了更好地保存与应用油气田开发测井（包括油藏评价测井、产能建设测井、生产动态测井）资料，根据中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司油勘字【2004】38号文件的要求，制定本细则。第二条 开发测井资料包括原始测井资料和处理解释成果资料。第三条 开发测井资料是XX油田分公司（以下简称为油田分公司）的重要资产，开发部为开发测井资料的验收、提交、使用的主管部门，科技信息处为开发测井资料的存档、安全与153、保密的主管部门。第四条 各单位必须高度重视开发测井资料的管理工作。第五条 本细则包括开发测井资料的验收、提交、归档、使用、安全与保密五个部分。适用于中国石油天然气股份有限公司XX油田分公司各单位开发测井资料的管理。第二章 开发测井资料验收第六条 采油厂为开发测井资料验收的主体，总地质师为开发测井资料验收的总负责人。开发部对于开发测井资料验收情况进行检查和指导。第七条 开发测井资料验收的方式是由采油厂总地质师组织开发测井资料验收会议，由测井服务单位进行测井资料录取、处理、解释成果汇报；测井监督对于测井监督情况汇报。第八条 开发测井资料验收依据是相应的测井设计，资料质量执行标准：SY/T5132-154、2003测井原始资料质量要求、SY/T测井解释报告编写规范（探井和生产井解释报告编写）、SY/T测井数据处理符号与代号、SY/T6139-96石油测井专用术语及油田分公司的有关规定等。第九条 开发测井资料验收包括资料内容、格式、质量（开发测井资料内容及格式要求见附件）。验收合格的资料由采油厂签发验收公报。不合格资料限期整改，无法整改的不合格资料，按照合同约定对于责任方处罚。 第三章 开发测井资料提交第十条 油藏评价、产能建设测井资料提交由测井服务单位提交给油田分公司科技信息处。具体内容如下：1、纸介质图件资料（1）原始图类：测井原始曲线图、数据表。（2）测井解释成果图类：综合解释成果图、标准测155、井曲线图、放大测井曲线图、数字处理综合图、连续测斜成果图表、中子伽马成果图、自然伽马能谱成果图、地层倾角成果图、长源距声波成果图、声（电）成像解释成果图、核磁共振解释成果图、固井质量检查图、自然伽马与磁定位成果图表、地温测井成果图、井温测井成果图等。（3）测井解释成果底图类：包括测井处理解释成果所有透明底图。（4）测井解释报告类：油藏评价、产能建设测井解释报告。2、数据资料包括：（1）油藏评价、产能建设测井原始数据资料。（2）油藏评价、产能建设测井解释成果数据资料。第十一条 生产动态测井资料提交由测井服务单位提交给采油厂。具体内容如下：1、纸介质图件资料（1）生产动态测井原始图类：测井原始曲线156、图、数据表。（2）生产动态测井解释成果图类：产出剖面测井解释成果图、注入剖面测井解释成果图、饱和度测井解释成果图、工程测井解释成果图等。（3）生产动态测井解释成果底图类：包括测井处理解释成果所有透明底图。（4）生产动态测井解释报告类：生产测井解释报告。2、数据资料包括：（1）生产动态测井原始数据资料。（2）生产动态测井解释成果数据资料。第四章 开发测井资料的归档第十二条 油藏评价、产能建设测井资料由油田分公司信息网络中心按照有关规定进行接收、存档和发放。并且按有关要求提交股份公司归档管理。第十三条 生产动态测井资料由各采油单位按照有关规定进行接收和归档。第十四条 合资合作开发测井资料由合资合作157、部组织存档，每月定期按有关规定提交油田分公司信息网络中心归档。第十五条 归档内容：原始测井曲线图（表）、测井解释成果图（表）、测井解释成果图（表）的底图、开发测井解释报告及其相应的数据文件。第十六条 归档标准：执行中国石油天然气股份有限公司企业标准Q/SY86-2003油气勘探开发测井资料管理规范的相关条款。第十七条 开发测井数字记录应该逐步建立完备的数据库管理系统。第五章 开发测井资料的使用第十八条 油田分公司信息网络中心负责开发测井资料的归档管理及借阅管理。1、油田分公司内部各单位借阅开发测井资料由各单位主管领导签字并加盖单位公章。2、XX石油集团有限责任公司各单位借阅由本单位主管领导签字158、加盖公章后经过专业部室批准。3、对于外油田单位借阅经过专业部室审核，油田分公司领导审批，按照中国石油天然气股份公司借阅程序规定执行。第十九条 油田分公司所属各单位负责本单位已存档开发测井资料的使用管理。1、各单位要设专人管理开发测井资料，负责开发测井资料的保存、归档、借阅管理。2、各单位开发测井资料内部借阅，实行相关的登记管理程序。3、各单位的开发测井资料原则不对外（本单位以外）借阅，若必须借阅，要履行审批手续，签定安全、保密协议。第六章 开发测井资料的安全与保密第二十条 各单位负责本单位保存、归档、使用的开发测井资料的安全、保密和维护工作。总地质师（或总工程师）为开发测井资料安全保密的总负责159、人。第二十一条 开发测井资料要及时维护，保证资料的完整性。第二十二条 开发测井纸介质资料保存必须采取措施做到防火、防潮、防蛀、防霉变，以保证开发测井资料安全。第二十三条 开发测井数据（电子文档）资料要远离磁场，采取备份及定期回放等措施，保证资料安全完整。第二十四条 开发测井资料的引用与发表以不泄露国家及企业秘密为原则，应对于井名、图头、井深等基本信息做相应处理。第二十五条 开发测井资料借阅要建立相应的管理制度，以保证资料安全、保密。第二十六条 开发测井资料复制必须履行有关审批程序；外出携带由指定人员负责，同时采取必要的安全、保密措施。第二十七条 若开发测井资料发生丢失、严重损坏、泄密等，要追究160、当事人及主管领导责任，触犯法律的要依法追究其法律责任。第七章 附 则第二十八条 本细则由开发部、科技信息处负责解释。第二十九条 合资合作单位的开发测井资料管理，由合资合作部参照此细则进行验收、提交、归档、使用、安全与保密管理。第三十条 附件：开发测井资料内容与格式要求。第三十一条 本细则自印发之日起施行。XX油田公司开发井钻井监督管理办法第一章 总则第一条 为适应XX油田公司的管理体制和生产工程监督管理的需要，建立和完善生产工程监督管理体系，加强钻井监督管理，特制定本办法。第二条 开发井钻井监督是开发部派驻钻井现场的全权代表，钻井监督资格是执业资格，钻井监督是岗位职务，钻井监督实行聘任制。第三161、条 本办法在XX油田公司开发井（产能建设钻井和评价井）范围内实行。第二章 钻井监督管理机构职责第四条 在开发部的领导下，负责XX油田公司开发井的钻井监督管理工作。钻井监督管理机构在钻井监督管理方面的主要职责：（一）认真贯彻执行国家的各项政策、法规和XX油田公司有关钻井的政策、法规、标准及条例。（二）负责组织编写开发井钻井监督管理方面的各种制度办法及实施细则。（三）掌握生产动态，了解和解决生产中出现的问题，及时对下步工作做出安排。（四）负责组织钻井监督人员的聘任审查、钻井监督工作安排、考核工作等。（五）负责或参与工程全过程的技术和管理监督，参与最终质量评定工作。（六）参与工程市场施工队伍的引进，162、参与设计评审工作。（七）参加重大工程质量事故的调查、处理。审定对工程质量低劣的施工单位进行经济处罚或其它处理意见。（八）对重点井组织监督、检查、验收；负责对重点项目（井）的委托监督工作。（九）不定期对钻井监督进行工作指导、检查；不定期到建设单位进行工作质量回访，不断提高钻井监督工作水平；经常到施工单位了解钻井监督工作情况。（十）负责对所监督工程提出结算意见。（十一）组织开展质量监督工作的经验交流工作。（十二）抓好监督人员的职业道德教育，搞好监督人员的技术学习和业务培训工作。（十三）完成上级交给的其它任务。第三章 钻井监督岗位职责和权利第五条 钻井监督岗位职责开发井钻井监督是XX油田公司开发部在163、钻井施工现场的全权代表，钻井监督和其他建设方监督一齐对钻井施工过程施行全面监督管理，最大限度地满足XX油田公司开发部对钻井工程施工的基本要求。钻井监督必须全心全意地体现XX油田公司开发部意图，保障开发目的的实现。钻井监督岗位职责：（一）钻井工程监督是钻井工程质量监督检查任务的主要承担者，其职责是监督施工服务方在钻井技术及安全措施方面是否执行了钻井设计、相关标准规范及合同。（二）钻井监督应在总监领导下，依据建设方的总体部署方案、单井设计及相关标准规范，在规定范围内积极开展工作。（三）根据钻机部署计划、钻井工程设计，制定所负责区域井的监督计划，并报告总监和项目建设单位代表。（四）根据钻井工程设计监164、督钻井现场施工。如现场施工过程确需变更工程设计时，必须事先向项目建设单位或部门主管领导请示，接到建设单位或部门主管领导的书面生产指令和变更设计后，才准许按更改后的设计监督实施，（如生产情况紧急，可先下达口头指令，书面指令随后下达。）（五）对钻井、完井作业过程的安全进行及时检查，发现存在质量及安全问题或隐患时，必须及时下达监督整改指令。对于大型作业或特殊施工。如：井口安装、试压、取芯、下套管、固井、井下事故和复杂情况等，必须到现场，监督各岗位按操作规程和作业指令施工。（六）监督入井工具钻具的丈量，确保入井工具、钻具无误。（七）负责关键工序的质量把关和验收，如井控装置的安装调试、井身质量、下套管、165、固井和完井井口试压的现场监督。（八）现场发生井涌，井喷等意外紧急情况时，现场监督要当机立断，督促施工单位立即采取应急措施，避免发生或减少事故损失。事后监督要提交事故处理报告，经工程监督部门核查后，报工程建设单位和上级领导。（九）负责督促和检查施工方钻井工程师做好入井套管及附件的检查、通径、丈量、清洗、数量登记，确保入井套管的质量和数量符合设计要求。（十）及时、准确向钻井总监和项目部汇报所监督的施工队伍的基本情况和质量管理问题，为钻井总监决策提供真实可靠的依据。（十一）按时汇报生产情况，在生产中遇到重大复杂情况或事故时，要及时详细地汇报，并提出处理意见和建议。（十二）按照钻井工程资料录取要求，审166、查各类报表、资料、井史、完井报告的编写，并及时上报。（十三）及时、准确、真实地填写监督报表、监督日志，做好月度、年度工作总结。（十四）完成总监安排的其它的工作。第六条 钻井监督权利（一）对工程服务方有处罚的权利。（二）对不符合合同及设计的作业有制止的权利；对不按合同和设计提供的设备、工具、材料有拒绝使用的权利。（三）对合同内或超出合同的工作量有确认的权利。（四）对服务方有评价的权利。（五）对违反劳动纪律和操作规程的人员有拒绝其上岗的权利。（六）对不符合HSE规定的服务方，有限期整改、停工的权利。第四章 钻井监督资质条件第七条 钻井监督必须具备的资质（一）钻井专业中专（或相当于中专）以上学历毕业167、。（二）具有钻井专业助理工程师或技师以上技术职称。（三）具有一定的生产、技术管理水平，独立管理完成过1500米以上油气井或定向井的钻井管理工作。（四）掌握钻井工艺技术及相关标准、规范和规定，掌握和了解钻井新技术和新工艺及相关专业知识。（五）语言文字表达能力较强，有一定的计算机操作能力。（六）了解环境保护知识，重视作业现场环境保护。（七）身体健康，能够适应艰苦条件环境工作。（八）经过钻井监督管理机构培训并取得结业证、监督资格证，有股份公司认可的井控操作合格证。第五章 钻井监督聘任第八条 钻井监督的聘任（一）XX油田公司开发部根据钻井工程项目的实际需要，从具有钻井监督资格的人员中择优聘任。（二）对168、XX油田公司外的钻井监督，从取得股份公司市场准入资格的监督服务机构聘用。（三）开发部聘用钻井监督应与工程监督服务机构签订监督服务合同。合同内容包括聘期、岗位、任务、监督费用、权限、义务、违约责任和争议的解决方式等。（四）受聘监督必须接受XX油田公司钻井监督管理机构的管理，并对其负责。（五）受聘监督必须对监督的工程项目实施有效、公正的监督，发现问题及时提出整改意见，完成服务合同规定的工作任务。（六）受聘监督因健康等原因难以完成工作任务时，可向XX油田公司工程监督管理机构申请终止监督服务。（七）受聘监督渎职、违背职业道德、营私舞弊等，视情节严重程度给予相应处罚，直至取消其监督资格。第六章 钻井监督169、现场管理第九条 钻井监督工作依据：（一）开发井钻井施工合同（二）钻井工程设计（地质设计、重点施工设计等）（三）国家有关法令法规，企业有关条例、章程，XX油田公司及监督管理部门的要求制度及管理规定等。第十条 现场工作必备：钻井监督到达工作基地需准备好以下文件和资料：（一）开发井钻井施工合同，各专业服务合同文本。（二）钻井工程设计（钻井液设计）、各专业施工设计等。（三）建设方有关施工规定、条例、要求、监督管理规章制度等，钻井施工的有关报表资料，监督所需的各项报表资料等。第十一条 工作程序、形式和内容（一）资质审核、设备安装验收，有关钻井用料验审，有关资料整理准备，召开首次协调会，说明监督职责、提示170、工程施工的重点难点、主要目的、HSE要求等。（二）参加建设方组织的单井设计施工要求交底会，如建设方不统一组织，钻井监督可独立组织钻井队和有关施工单位进行单井设计交底。（三）负责接待建设方有关领导及各专业监督到现场检查指导,并按要求汇报现场施工情况,解答有关问题。参加建设方专业监督组织的巡井监查，重点工程施工技术方案制定协调会，并监督落实。（四）进行各次开钻前、钻进油气层前的检查验收，重点工序旁站监督施工，重点部位旁站监督整改（封井器、套管头、井口试压等）。（五）验审监督井控管理制度的有关情况：HSE体系的有关情况，验审钻井有关用料、重要配件器械的合格证书并备案。（六）进行日巡回监督检查：内容有171、井深、地层、油气层显示情况，钻井参数、钻井液性能、工程施工状况、井场规格化等。巡视过后，整理有关资料，一般情况记录待查，重要情况要向井队和项目部通报。要定时巡检，也要有不定时和重点巡检。（七）施工中复杂情况及事故的发生和处理，钻井监督要在现场收集资料，真实填写，协助处理，必要时及时向主管部门领导汇报请示。（八）整理有关施工情况，填写监督日志及有关表格，预测施工发展，制定相应措施，学习合同设计及有关法规章程条例，学习专业工艺技术理论，学习政治理论，提高工作能力水平，增强监督协调指导服务效果。（九）（特殊井）组织定期和不定期的现场施工监督协调会，定期指每天或隔天开，不定期是指有事及时开。参加人：钻172、井队正副队长，钻井技术员，泥浆技术员，安全监督员，地质技术员，各专业服务的负责人，钻井监督，地质监督，其它专业监督。第十二条 现场监督守则（一）驻井监督实行24小时工作制，工作休息都在现场，不得无故离开现场，不脱岗，不串岗。（二）现场监督要文明礼貌，着装整齐，不说无原则的话。不准参与赌博，不准参与不健康的活动。（三）不准在现场饮酒，不准在井场吸烟，不准将火种带入施工现场。（四）不准漏泄建设方单位的秘密。（五）不准对施工单位吃、拿、卡、要。（六）不准接受施工单位任何形式的回扣及间接报酬。第十三条 一开钻前的监督（一）在开钻前要对钻井队、专业服务单位及主要施工人员的资质等情况进行核查。检查施工队伍173、的资质、级别、在用主要设备、工具、仪器、仪表的能力特点等，队伍整体概况，班组个人井控证，坐岗证和特殊工种操作证等，有不符合施工要求的提出整改意见。检查施工单位的施工设计，“两书一表”（HSE工作计划书、岗位作业指导书、现场检查表）。设计没有，审批不全，书表不齐的不得开工。核查专业技术服务公司驻井人员的资质、在用主要设备、工具、测量仪器仪表的规格、性质、检测标定等，达不到施工要求的提出整改意见并监督落实。（二）检查设备安装情况按XX油田公司指定的开工验收批准单，验收标准内容逐项检查。（三）表层套管的监督检查检查套管数量、规范、外观、丝扣和“三证”是否与设计相符。旁站套管的丈量、排列、入井编序，并174、进行单根长度抽查。（四）按设计提示和要求督促检查周围注水井的停注和泄压情况，未停注、压力未泄到有关规定要求以下不能开钻。第十四条 一开施工过程的监督（一）一开监督按设计要求轻压吊打，保证一开井眼打正打直，完钻符合设计深度，做好下套管井眼准备，确保套管下到预定深度。（二）下表层套管的监督入井套管附件齐全，下深符合设计要求，操作平稳，下放速度均匀。（三）座正井口套管下完后，监督要监督并协助施工单位按井口居中座正，按箍高度必须满足以后开钻的井口高，四通出口高保持一致的标准要求座好，再缓慢开泵顶通循环准备固井。（四）表层套管固井监督监督固井全过程，水泥返高符合设计要求，若未返至地面，应督促施工单位打水175、泥帽。 第十五条 二开及以后各次开钻的监督（一）二开监督二开套管头安装，防喷器安装要旁站监督，按正规要求，装正固牢，关键连接有必要时亲自动手检验，新型套管头、防喷器结构原理安装要求要搞清楚。防喷器控制台、控制管线、防喷器节流管汇和放喷管线等要规范安装固定，固定基墩距离、放喷管线接出长度、转弯等符合要求。旁站监督井口装好后的重新校正和固定。旁站监督套管、套管头连接、封井器及防喷管线的试压，试验压力、稳压时间和降压等符合设计要求。以后各次开钻按二开监督程序及特殊要求执行。 （二）钻井液监督一开或其它各次开钻前，检查钻井液的配制，预处理或转化工作，旁站监督检查钻井液性能是否符合设计要求。检查钻井液使176、用材料的准备情况按设计要求检查重浆和加重剂的储备。（三）仪器仪表的监督检查施工所用的主要计量仪器仪表、指重表、泵压表、节流与压井管汇压力表、远程控制台各仪表和钻井液测量仪器仪表等，所有在用仪器仪表必须灵活好用准确，鉴定标识清楚有效。（四）其它监督要求二开及以后各次开钻除以上检查重点外，其它按设计要求、井控九项制度规定及各施工单位制定的井控工作检查表内容逐项检查。第十六条 钻井过程中的监督根据施工井型、井眼尺寸、工作状况等不同，监督要审查各自的技术措施、配合参数、质量要求等是否符合钻井设计要求，正常钻进过程每天要定期和不定期地巡回监督检查有关操作过程、钻进参数、钻井液维护、设备运转、人员坐岗、安177、全保障等情况。 （一）固控设备使用、钻井液性能的检查检查监督固控设备的使用、维护、保养等情况，提高净化效果，使用率达到有关要求。监督检查钻井液性能，旁站监督钻井液全套性能的测量。监督抽查钻井液的正常维护处理情况，监督做好钻井液的转化工作。要不定期地较核密度仪。（二）钻井液材料的监督每次钻井液材料到井，施工单位都要向监督提交“四证”，即：XX油田公司准入证、商检报告、出厂检验报告、合格证等。监督要检查“四证”和实物材料，其名称、生产厂家、生产批号、到井数量等要相符。“四证”不全、内容不相符的一律不得入井使用，并责令运离井场。 （三）井身质量的控制和监督审查施工单位保证井身质量、技术措施，并监督落178、实。监督施工单位根据设计要求按井身轨迹控制条例和技术规定及时跟踪测斜，处理井斜数据，制定相应措施，跟踪控制处理。测斜数据读取要旁站，有问题监督及时处理，问题严重要督促施工单位及时召开技术措施分析讨论会、专家商讨会等，及时制定有效措施控制处理。若井眼质量未达标（脱靶）及时请示有关部门未做处理指示，不得进入下道工序施工作业。（四）起下钻时的监督对于深井、大斜度大位移井、水平井、特殊工艺井、钻开油气层后和复杂井段的起下钻，要旁站监督前后1015柱钻杆和下钻到底开泵顶通情况，观察悬重和拉力变化，顶通是否正常等。情况需要时提示操作人员谨慎操作，如缓慢小排量顶通、逐渐增加到正常排量、不可操之过急等。起钻要179、随时注意监督按规定灌泥浆情况，特别要落实灌进灌不进的情况。下钻注意泥浆的返出情况，钻开油气层要特别注意监督油气显示，有无溢流和及时发现溢流的措施落实，注意监督有效座岗的情况。监督各岗位规范操作安全作业的情况，起钻完无特殊情况抓紧换钻头，下完钻铤再维修保养设备。一般情况不得空井从事其它工作，认真进行钻头分析，要提出下步施工技术措施的建议等。（五）钻具使用的监督监督检查下井钻具接头、工具是否满足各自工序施工工艺的要求，特殊工具下井要绘制示意图，并准确地注明尺寸。监督施工单位按规定倒换钻具，特别是深井、定向井。如发现泵压下降、溜钻、顿钻等，要建议起钻检查。当井下出现复杂时，要提示操作人员不得盲目操作180、，要对症下药，需大幅度活动钻具和强行扭动时要在钻具能承受的安全范围内谨慎进行。第十七条 钻井取心监督（一）监督井队严格按设计的层位、井段和地质要求的深度实施取心作业，支持地质监督及专业地质师为卡准层位、取全取准资料采取的有效措施。审查取心作业的施工技术措施。（二）监督做好取心前的井眼、取心工具、附件及其它材料的检查和准备，旁站监督取心工具的组装。 （三）监督执行取心作业技术措施和操作规程，旁站监督井深方入的校核，旁站监督引心、割心、出筒和丈量全过程。注意取心钻进中的表现状况，有问题立即建议采取有效措施及时处理。第十八条 保护油气层的监督（一）执行设计中有关油气层保护的要求，执行XX油田公司有关181、部门制定的保护油气层的规定。（二）按设计要求监督提前准备好油气层保护材料，对于到井材料要认真检查其品种、数量、规格等是否与设计相符，处理方法与其它钻井液材料相同。（三）监督施工单位在进入油气层前50100米调整好钻井液性能，旁站监督按设计要求足量加入保护油气层材料。（四）加强钻井液性能的维护处理，保证密度失水等性能指标符合设计要求。（五）督促施工单位加强生产组织，强化设备维护保养，提高钻井速度，提高效率，减少钻井液对油气层的浸泡时间。第十九条 事故复杂预防（一）监督施工单位严格执行各项操作规程、技术规定和施工措施，发现违章和事故隐患要坚决制止及时消除，必要时书面责令整改。（二）监督施工过程中各182、项参数、性能符合设计，满足实际施工作业要求。注意施工过程中的表现状况，有异常及时分析，恰当适宜地及时处理、控制转化为正常。无异常要有复杂预案和处理预案，遇事有备，处事不慌。（三）钻入特殊地层、岩层提示施工单位做好防漏、防塌、防卡、防喷准备工作，旁站监督特殊地层岩层的初期钻井作业，无异常转为正常监督。（四）事故、复杂发生后要及时收集好资料，弄清原因，向上级主管部门汇报、制定处理方案、措施与施工单位建议交流。（五）事故、复杂处理完成后，要及时写出书面报告，内容包括：基础数据、发生经过、原因分析、处理过程、损失和教训等。第二十条 井控工作监督（一）监督井队严格执行钻开油气层前的申报、检查验收和审批制183、度，钻井监督要参加XX油田公司主管部门组织的检查验收，要审查井队上级职能部门的检查内容和问题，上级部门无组织的，监督自行组织验收。检查内容：井控设计要求落实情况、XX油田公司制定的井控细则及钻井公司制定的井控工作检查，对于查出的问题及时监督整改。 （二）监督检查认真落实以井控管理制度为核心内容的各项井控制度和规定，监督好有效座岗制度，重视溢流的及时发现，重点做好一次井控的控制工作。（三）监督检查警示牌、井控装置、重泥浆和加重剂储备、钻井液性能、液面报警系统等符合要求。（四）对于高压油气层，开始要少揭开一些，循环观察正常后，再逐步揭开。起钻即要按要求及时灌满泥浆，还要按起出钻具的体积核对泥浆的灌184、入量，有异常立即停止起钻做业，循环观察和处理，正常后方可恢复作业。原则上一定要杜绝井涌和井喷。（五）检查督促施工单位定期做好井控设备的维护、保养，定期活动井控装置的闸门，及时调整报警器和远程控制台压力，保证有事用的上、关的牢、放的开、稳稳当当的进入下步控制作业。第二十一条 防喷演习的监督及时发现溢流实施控制处理是井控工作中的软着陆，措施简单且非常有效；发现溢流或发生井喷，特别是井喷及时有效的关井后再控制处理是井控工作中的硬着陆，是有效控制井喷和控制处理井喷的最后一道关键防线，也是最费时费力和费钱的。如何使这三费有效保证最后一道关键防线实现理想的硬着陆，防喷演习制度的落实在现阶段是唯一的保障措施185、。因此，钻井监督要注意努力督促监督做好这一工作。 （一）监督从发警报、跑位、开关动作、报告至讲评的演习全过程表现都要做好记录，以备后查，并在协调会上讲评。（二）从加强坐岗的实效出发，监督检查坐岗到位情况，记录是否及时、齐全、准确，要特别注意坐岗的实际效用，如钻开油气层后使用夜晚突击坐岗，暗中查岗等方式方法督促提高坐岗的实际效用。第二十二条 测井的监督（一）特殊工艺井钻井和地质监督要参加施工单位组织的测井协作会，并提出建设方的要求和工作建议。（二）监督做好井眼准备，按要求调整好钻井液性能，如井下不正常或起下有阻卡，要搞清阻卡位置，认真通井或划眼，直至井下正常、井眼畅通再测井。（三）监督测井与钻井186、队之间相互配合，相互监督记录好入井出井仪器，仪器出井灌好钻井液。（四）提示测井人员操作要平稳，遇阻卡要及时采取适当措施处理，有异常及时停止测井作业，起出仪器通井，防止事故发生。（五）随时检查测井曲线（数据）质量，不合格及时补测，掌握测井进度和井下情况以便准备下步施工。（六）检查钻井队坐岗情况。 （七）测井完成后要及时了解和查收测井曲线图和数据，保证测井资料质量。（八）监督及时提交合格的测井资料和曲线。第二十三条 对技套和油套的监督检查（一）套管到井，监督要检查套管“三证”，鉴别规范，符合设计要求方可卸车。（二）套管必须采用机械卸车。（三）套管要全部上管架，以母接箍为准排列整齐。（四）检查套管外187、形，有无锈蚀、变形、丝扣有无损伤，接箍与本体联接是否符合要求。（五）一旦发现外观问题及时汇报，必要时提请专业部门现场检测。（六）监督用标准通径规逐根通径。（七）监督清洗丝扣，发现丝扣有损伤的套管要挑出。（八）监督套管的丈量、计算并复查。（九）要求将套管按下井、备用排列好并编号，不合格套管另放。 第二十四条 下套管作业的监督（一）监督井队在下套管前将防喷器胶心更换成与套管尺寸相匹配的胶心。（二）审查复核下套管记录。复查内容：排列、下深、阻流环位置、短套管位置、分级箍位置和剩余套管数量、规范等。（三）旁站监督下套管全过程，监督使用设计要求的套管专用密封脂。（四）套管连接扭矩必须达到标准要求。（五）188、要正规平稳操作，下放速度要均匀。（六）严禁错扣套管入井，卸扣时注意防止下部套管倒扣落井。（七）监督入井扶正器的品种、规格、位置、数量符合设计要求。八）要注意悬重变化，井口返钻井液情况等，有异常及时分析，督促指导施工单位采取有效处理措施至作业正常。（九）按要求及时灌钻井液，管内掏空不得大于有关规定。（十）监督下套管过程中座岗人员是否到位。（十一）下套管接近预定井深要核对下入深度，检查现场剩余套管数量准确无误后按原设计计算把套管下到预定井深，座正井口，灌满泥浆，开泵，循环。（十二）开泵先小排量缓慢顶通循环，正常后逐渐增大排量至钻进时上返速度的排量，无异常，增至设计循环排量调整泥浆准备固井。第二十五189、条 固井作业的监督（一）监督审查固井施工单位提交的固井设计，水泥化验数据和水泥“三证”，有关参数、水泥品种等要与设计相符，有关施工设计措施等要与固井方案论证会上的要求相符。（二）监督固井队做好水泥浆现场复核试验。（三）监督开好固井现场施工协调会，协调会按承包方式不同，分别由建设方固井专业监督主持、现场钻井监督主持和施工方固井队钻井队主持。（四）按固井方案论证会和固井施工现场会制定的措施要求及设计监督施工。（五）监督固井队做好设备的检查保养，监督钻井队做好设备的检查保养，保证固井作业连续施工。（六）旁站监督注水泥、替泥浆，碰压全过程。（七）检查了解水泥浆的密度情况，检查了解前后置液的情况。（八）190、施工前尽量想全可能出现的意外情况，准备好应急的预案。施工过程中出现异常，以迅速有效处理为主导，立即启用第二套施工预案，保证作业的有效性和井下安全，过后要认真查清原因，督导施工单位采取补救措施。（九）施工结束，监督要参加综合分析、汇总、统一数据会，做到数据齐全、准确。第二十六条 声放磁测井监督（一）监督施工单位执行候凝措施（二）及时分析声幅图、人工井底、水泥返高符合设计要求，若固井质量有问题及时向上级汇报，等候处理。（三）监督试压、井口装置符合设计要求。第二十七条 完井交井监督工作完井以最后井口装置按设计要求安装完为标志，监督检查合格后，签收完井验收交接单。在现场的监督工作即告结束。第二十八条 191、资料的收集与整理（一）监督日志监督日志记录钻井工程施工全天的工作状况，内容包括工程参数、钻井液参数、录井情况等内容；是现场监督工作的写真与记实，记录监督每日所做的工作，主要内容是监督、协调、指导、服务事项的记录，也有简练的总结和提练。如：井控设备的安装、试压情况，各层套管到井、入井试压情况。固井水泥“三证”和固井施工情况，到井钻井液材料名称数量时间及“四证”情况。固控设备安装使用情况，各次电测情况、重要的施工过程，相关的主要参数及施工过程中存在的问题，所发生的事件、每道工序的转换、起止时间等。旁站监督的时间、工况及相关参数；对钻井液性能的抽查情况，突击查岗的情况。油气层保护材料的到井时间、数量192、品种及入井的时间、井深、数量、品种、钻井液性能变化等情况，录井油气显示、防喷演习等情况。参加各种会议的主要内容：上级领导、建设方指示、通知、要求整改的工作及复查情况等等，记录要详细，时间要连续，分析要精辟，见解要有真谛。（二）监督备忘录监督备忘录是监督人员在现场监督过程中发现施工单位有严重违反设计、违反合同和违章操作行为，要求其整改又拒不接受时，给施工单位下达的停工整改和处罚的备忘性文件。备忘录一式两份，由施工单位和监督签字后分别留存，监督在下达备忘录之前及时向监督主管部门汇报取得支持。（三）资料验收完井后现场监督人员要在规定时间内，按照有关要求整理好完井资料，交资料验收人员进行验收。完井后193、，开发井在3日内上交完井资料。交井资料必须字迹工整、数据齐全、真实准确、无涂改；有签名处需亲自签署，不能用图章代替。第七章 钻井监督考核第二十九条 钻井监督考核为了加强钻井监督的管理工作，规范钻井监督的工作程序，促使钻井监督熟悉监督内容，对工程施工质量，工期，工序和QHSE进行有效监督，特制定本考核办法。本办法适用于对钻井监督人员工作表现的整体评价，是对钻井监督人员的考核标准，可作为监督人员聘任合同的有关条件，并作为对钻井监督的聘任、解聘依据。考评方式由钻井监督中心或主管部门根据钻井监督记录，工序完成情况、监督指令的发放以及工作表现等采用查资料、查记录、和察访等方式进行检查并做记录。考核内容以194、钻井监督的岗位职责为主，结合钻井工程监督的内容和监督本人自身的工作能力及工作表现作为监督考核的主要依据。具体考核内容见钻井监督月度（单井）考核表，每月对检查情况进行汇总，填写考核表、计算得分、得分90以上为优，90-80分为良，80-70分为合格；70分以下为不合格，并提出考核意见。对不认真履行职责、违反工作纪律者，视情节予以批评教育、扣罚监督费用。由于失职造成经济损失和质量、安全事故者，扣罚监督费用的10%20%，情节严重者全部扣除。连续两次或累计三次考核不合格予以解聘，钻井监督所属的监督服务机构要承担连带责任。第八章 附则第三十条 本办法由开发部负责解释。第三十一条 本办法自发布之日起实施195、。XX油田公司油藏评价项目管理办法第一章 总 则第一条 为了深入贯彻落实中国石油勘探与生产分公司下发勘探开发工作指导意见精神，按照下发的油田开发管理纲要要求，进一步规范油藏评价阶段工作程序及有关管理规定，特制定本办法。第二条 根据股份公司管理体制的变化，将勘探开发业务划分为预探、油藏评价、产能建设、油气生产四个工作阶段。油藏评价是连接勘探开发的纽带，是加快资源向效益转化进程、降低投资风险的有效手段，要做好预探阶段和产能建设阶段工作的衔接，必须加强油藏评价工作。第三条 油藏评价阶段的主要任务是：以预探提交的控制储量和预探发现为基础，以油藏评价部署方案为依据，利用各种手段对油藏进行综合研究和经济评196、价。对具有开发价值的油藏，提交探明石油地质储量，并完成油田开发方案概念设计。第四条 油藏评价工作由开发部负责，目的是提高探明储量品位，加大储量动用程度，推进勘探开发一体化模式。油藏评价是一项系统工程，评价过程涉及地质、工程等多项专业，需要油田公司相关业务部门共同协作完成。开发部是油藏评价的主体，评价科具体负责油藏评价项目管理工作。第五条 本办法适用于油田公司设立的所有油藏评价项目。第二章 管理模式及职责第六条 油藏评价按照勘探项目运行的基本模式实行项目管理。形成由油田公司领导决策、开发部管理、其它部门协助、相关研究单位和采油单位提供支持的管理模式。第七条 油藏评价项目管理内容包括：项目组织管理197、，方案、设计管理，工程计划立项，生产实施管理，合同与投资管理，工程监督管理，综合信息管理，储量、可采储量及油田开发矿权管理，评价井报废核销管理。第八条 为了有效地开展油藏评价工作，高效优质地完成股份公司下达的储量任务，针对油藏评价工作特点划定相应单位的职责：1、开发部职责1） 宣传贯彻上级部门的规章、制度、标准、规范。组织制定油田公司内部与油藏评价项目相关的专业规章、制度、标准、规范；2） 组织编制油藏评价中长期规划、五年滚动规划以及年度计划；3） 组织制定年度油藏评价实施计划，提出油藏评价生产进度安排意见，跟踪分析油藏评价实施效果，提出年度计划调整意见；4） 组织地震部署论证及相关设计的编写198、工作，组织三维地震施工、进行施工质量管理和竣工验收，组织地震资料处理解释工作、进行质量管理和成果验收；5） 组织油藏评价井位部署、钻井完井讨论、试油和试采方案讨论、审查相关方案和设计；6） 负责油藏评价钻井、试油、试采工作运行安排，负责生产过程中的技术与质量监督，跟踪科研项目研究进度；7） 负责油藏评价信息管理，组织并进行动态跟踪分析研究，准确掌握油藏评价项目进展情况，及时向股份公司和油田公司上报油藏评价进展和取得的成果；8） 负责各项资料质量验收；9） 负责探明储量、可采储量及油田开发矿权管理；10） 负责特殊工程和特殊项目的合同签订和经营工作；11） 负责合同审查、跟踪投资计划；12） 负199、责组织编写油藏评价各类报表并按时上报；13） 负责油藏评价项目资金使用与控制，负责评价井报废核销管理；14）配合安全环保部做好评价井环评工作；15）负责制定相关单位的管理办法和考核制度并对其进行考核。2、生产运行处职责针对油藏评价项目，对相关采油单位的生产部进行管理和考核。管理和考核的内容包括：评价井井位测放、评价井钻机调配、土地和道路协调。3、勘探事业部职责1）负责物探工程的工程设计编写、配合开发部进行施工队伍选择、施工过程管理和质量监督；2）协助组织三维地震资料采集、处理、解释和验收工作； 3）负责油藏评价有关特殊项目的合同签定和经营结算工作。4、研究院职责全面负责评价部署、项目论证、报告200、方案的编制及汇报等工作。1）编制业务发展计划、滚动业务发展计划、年度规划和相关的方案；2）开展综合地质研究，进行地震、井位的部署和论证；3）对老地震资料处理、解释和评价科研项目提出建议；4）编写三维地震地质设计、老资料处理解释设计、钻井地质设计、试油、试采地质设计和测井设计；5）提出完井、试油试采的建议方案；6）计算地质储量和可采储量，编制储量报告和开发方案；7）完成与储量相关的经济评价工作；8）负责储量升级核销管理和储量数据库管理与维护；9）完成股份公司和油田公司汇报的资料准备工作；10）提供外协项目所需的各种资料；11）根据股份公司要求，完成开发矿权管理工作。5、采油工艺研究院职责1）提出201、试油试采方案、射孔和压裂建议；2）编写压裂施工设计。探井、评价井试采工程设计；3）总结压裂经验，评价压裂效果；4）编制提交探明储量区块的采油工程方案；5）负责压裂现场监督，进行压裂过程的质量控制。6、采油厂、试采公司的职责1）组织测放井位，并将结果及时反馈到开发部；2）负责前期土地和道路协调；3）按照地质要求的顺序合理摆布钻机，并将钻机的安排结果反馈到开发部；4）协助现场施工管理；5）负责评价井合同签订和经营结算工作；6）参加试油试采讨论、提出试油试采意见；7）编写评价井投产方案（执行试油地质设计样本）7）负责组织相关人员进行评价井交接工作，并签署交接单；8）负责本油田区域内预探井和评价井落地202、油回收，认真填写回收记录；9) 负责本油田区域内油藏评价井的泥浆无害化处理和土地复肯工作，认真填写处理记录。第三章 油藏评价方案、设计管理第九条 油藏评价项目在计划与实施过程中，由开发部组织完成方案、设计的编制，并对方案、设计技术要点进行把关，科学部署方案，不断优化设计，提高整体评价效益。第十条 开发部负责年度油藏评价总体方案的组织与协调工作。研究院根据历年勘探成果对控制储量进行分析和评价，对预探发现和老区滚动潜力进行分析和评价，从中优选出本年度油藏评价区块，结合提交探明储量的要求和对该区块认识的程度，部署评价工作量，形成油藏评价总体部署方案。第十一条 油藏评价实施过程中的方案和设计，由开发部203、按业务性质委托相关技术支持单位编制。各种设计严格按照标准文本执行。（附件1：设计标准文本）试油施工设计由试油测试公司编写；钻井工程设计由钻井工艺研究院编写；其它设计编写单位在本管理办法第八条中已经体现。第十二条 各种设计均要按照所需要达到的审批级别，建立合理完善的审批程序，具体审批流程如下：1、钻井地质设计和钻井工程设计：设计人签字、设计单位审核、设计单位审批、安全环保部门审查（钻井工程设计增加该项）、开发部审核、开发部主管领导审批、油田公司领导批准；2、试油地质设计、试油施工设计、试采地质设计、试采工程设计、压裂设计、测井设计：设计人签字、设计单位审核、设计单位审批、开发部审核、开发部主管领204、导批准。特殊井由油田公司领导批准；3、三维地震地质设计、工程设计：设计人签字、设计单位审核、设计单位审批、勘探事业部审核、勘探事业部主管领导审批、公司领导批准；一经确定的方案与设计，在执行过程中，不得随意更改，如果有特殊情况需要对方案和设计进行调整的，要履行领导审批手续，并作好备忘录或下达补充说明。第十三条 单井工程设计是工程施工、工程投资预算、工程合同签订和工程（资料）质量验收的依据。工程设计的编制在确保完成地质任务的前提下，以经济效益为中心，采用先进适用技术，提高工程质量，降低投资成本。第十四条 开发部全面负责油藏评价井井位部署的组织与协调工作，在研究院完成油藏评价井初步部署方案后，通过院205、内审查及开发部审查基础，报请公司主管领导对井位进行审查，审查通过后，由研究院拟订井位部署表。第十五条 为保证各单项设计不延误生产，对井位部署表和设计完成时间进行如下明确规定：井位部署表自领导审定通过后，两日内完成；各种设计自方案正式确定或接到上游设计之后，七日内编制完成并通过审查，然后正式出版。第十六条 为了加快工程进度，各部门都要按照规定时间，做好设计的编制和审批工作。设计流转与发放要及时并作好记录。第十七条 为了保证立项和现场生产实施的需要，对设计流转做如下说明：1、井位部署表：开发部负责组织，研究院负责拟订。领导审批通过后，由开发部发送到生产运行处和相关采油厂。2、钻井地质设计：由公司档206、案馆分别发送到钻井工艺研究院编制钻井工程设计，报送到规划计划处作为投资立项依据，发送到地质录井公司做为录井依据，其他单位所需钻井地质设计，随同钻井工程设计一起由公司档案馆下发。3、钻井工程设计：由公司档案馆报送规划计划处作投资立项依据，并发给相关施工单位进行施工。4、试油地质设计：由公司档案馆报送规划计划处作投资立项依据，并发给施工单位。5、试油施工设计：试油测试公司按规定份数交公司档案馆存档，然后由档案馆报送规划计划处作投资立项依据，报开发部存档使用。6、压裂施工设计：由公司档案馆报送规划计划处作投资立项依据、发给相关生产单位（试油测试公司、试采公司、相关采油厂等）组织实施。7、试采地质设计207、：试采公司按规定份数交公司档案馆存档、由档案馆送规划计划处作投资立项依据、报开发部存档使用。8、三维地震地质设计：研究院出版后，按规定份数存档。由档案馆发送到规划计划处作投资立项依据，发送到勘探事业部做工程设计并发送到开发部使用。9、三维地震工程设计、VSP工程设计：设计单位出版后按规定份数存档。由档案馆发送到规划计划处作投资立项依据，发送到勘探事业和发送到开发部使用，下发施工单位进行施工。10、老资料处理解释设计：设计单位出版后按规定份数存档。由档案馆发送到勘探事业和开发部使用，发给施工单位进行施工。第十八条 当评价井按设计要求完钻后，开发部组织研究院、地质录井公司、测井公司等相关单位的技术208、人员进行完井方案讨论，共同制定完井方案，并委托地质录井公司填写并下发完井固井通知单。第十九条 开发部负责组织评价井的试油、试采方案讨论。公司主管领导、开发部、采油院、研究院、试采公司、采油厂、地质录井公司、测井公司、试油测试公司等单位的主管领导和相关技术人员参加，共同研究制定试油、试采方案，根据不同的地质目的确定施工单位。第四章 工程立项第二十条 在股份公司下达的油藏评价计划内，以少投入，高回报为目的，合理安排油藏评价实物工作量。 第二十一条 油藏评价投资立项工程：三维地震采集处理解释，老资料重新处理解释，钻井（包括地质录井、测井）、试油、试采工程、以及评价科研等。投资立项所需投资概算资料，由209、开发部负责解释。规划计划处在接到评价配套方案、设计后，做投资概算，制定实施计划。根据专业性质，将三维地震采集处理解释，老资料重新处理解释实施计划下达到勘探部（或研究院）；将钻井（包括地质录井、测井）、试油、试采工程下达到相关采油厂（或试采公司）；研究院的评价科研项目，投资下达到研究院；特殊科研项目下达到勘探部（或研究院）。第五章 生产实施管理第二十二条 油藏评价所涉及的井位测放、钻机调配、道路、土地协调等问题，由生产运行处管理。生产运行处组织相关采油厂具体实施。 第二十三条 试油、试采方案的实施由开发部组织。第二十四条 物探工程由开发部委托勘探部组织实施，并进行质量监督管理。第二十五条 评价井210、施工过程中，由开发部委派相关专业监督进行现场协调、指导，并监督施工过程和工程质量。第二十六条 在施工过程中的关键环节，监督必须进驻现场。在出现工程事故时监督必须进驻现场、相关技术、管理人员必须到场。第二十七条 油藏评价工作属于系统工程，各单位均要建立工作流程，明确职责、团结协作，信息畅通，确保油藏评价工作快速优质完成。第六章 合同与经营管理第二十八条 评价项目实施过程中的专题研究、工程设计、工程施工、监督聘用均以合同方式组织实施。由勘探事业部、相关采油厂、研究院具体组织签定合同，油田公司职能部室对合同签订与执行进行监督及审批。评价井钻井工程以评价项目为单元，重点评价井按单井为单元，测井、录井、211、试油、试采、油层改造工程以评价项目为单元签订工程服务合同。按照中油股份公司勘探与生产公司下达的年度油藏评价计划，安排具体的实施计划，在确保投资不超过年度投资计划的前提下，完成计划安排的储量任务和相应的实物工作量。第二十九条 开发部组织专业技术人员对钻井、地质录井、测井、试油、试采、压裂工程的工作量、工程质量和录取资料质量进行验收，根据合同条款按要求填写各项工程结算单，经主管技术部门认证后，作为工程结算的依据，进行最终工程决算。(附件2：工程质量验收管理办法)第七章 工程质量管理第三十条 为了保证油藏评价各单项工程的顺利进行和资料质量，对评价工程进行过程质量监督和竣工验收，建立健全监督机制，监督212、工作覆盖整个油藏评价施工的全过程。第三十一条 监督的聘任由项开发部负责，监督人员必须具备中油股份公司或油田分公司颁发的监督资质证书，优先选择技术素质强，工作作风好的监督，来对油藏评价各项工程进行质量监督。第三十二条 监督人员在开发部管理下，实行总监负责制，各专业监督对总监负责，执行公司内部拟订的有关监督管理规定。第三十三条 对物探工程、重点评价井采用全过程监督。一般评价井的钻井、录井、测井、试油、压裂等工程采用关键工序现场监督。对设计外增加工序以及达不到设计要求的，均要以书面形式作备忘录。单项工程竣工后编写现场监督总结报告，并作为工程竣工验收质量评定的依据。第三十四条 开发部对监督按季度进行考213、核，对达不到技术要求和工作要求的，停止其评价井监督工作，以此推动评价工程监督素质的整体提高。第三十五条 评价工程竣工后，开发部组织由专业技术人员和管理人员组成的验收组进行竣工验收。对存在的工程和资料质量问题，按照合同有关条款做出扣罚，竣工验收结果作为合同履行与投资决算的依据。第八章 评价监督管理第三十六条 评价监督管理执行股份公司下发的工程监督管理办法。（附件3：工程监督管理办法）第九章 综合信息管理第三十七条 保持各施工单位与开发部信息畅通，按要求上报生产动态信息。第三十八条 各单位形成的设计、成果图件、成果报告等都要按照公司档案馆的要求及时存档。第十章 附 则第三十九条 本管理办法由XX油214、田公司开发部组织制定和发布，并负责解释。第四十条 本管理办法自发布之日起试行。XX油田公司原油开发用化学药剂管理办法第一章 总则第一条 为规范中国石油天然气股份有限公司XX油田分公司（以下简称公司）原油开发用化学药剂（以下简称化学药剂）的管理，保证化学药剂质量和应用效果以及开发生产系统的正常运行，依据XX油田公司选商管理办法、XX油田公司质量管理办法等有关要求，制定本办法。第二条 本办法适用于公司原油开发系统，包括：采油、井下作业、压裂、增产措施以及原油集输和水质处理等所需的化学药剂的管理工作。第三条 本办法规定了化学药剂的市场准入、筛选与试验、质量检验、采购、包装存储、使用管理与考核等方面的215、要求。第二章 管理机构及职责第四条 为加强化学药剂管理，降低操作成本，公司成立化学药剂管理领导小组：组 长：主管油田开发副总经理副组长：开发部主任成 员：开发部、企管处、人事处、质量节能处、概预算管理部、审计部、物资供应处（以下简称供应处）领导小组下设办公室，办公室设在开发部。化学药剂管理领导小组的职责包括：供应商准入管理，审批药剂采购计划，确定相关技术指标，明确采购价格，组织质量检验及验收，签定采购合同以及新产品试验和使用效果评价。第五条 开发部负责化学药剂供应商的准入的技术审查和队伍管理、产品执行标准确定；审批使用单位的化学药剂月（季）度采购计划；组织新产品质量、性能检验和现场试验；组织评216、价化学药剂使用效果以及相关事宜的协调；会同供应处对化学药剂使用过程进行监督、检查和考核。第六条 企管处负责牵头组织和管理化学药剂供应商的市场准入，对采购额度达到需公司层面审查的合同进行审查把关。第七条 人事处负责公司化学药剂使用单位、质检单位和内部化学药剂生产企业的最终考核结果的奖罚资金兑现。第八条 质量节能处负责审查供应商的中油集团公司的质量认可证和相关标准的审查，组织产品使用过程中的质量检查。第九条 概预算管理部负责参加确定化学药剂的采购价格。第十条 审计部负责化学药剂采购、价格确定以及使用过程中的审计监督。第十一条 供应处负责组织化学药剂的采购、价格洽谈、合同签订；对采购的每批次药剂，组217、织采油工艺研究院（以下简称采油院）和勘察设计院（以下简称设计院）进行质量检验，严把进货质量关；会同开发部对化学药剂使用过程进行监督、检查和考核。第十二条 使用单位负责化学药剂月（季）度采购计划的编制上报；每批次直达化学药剂到货数量和质量代供应处进行验收，供应处负责对代验收工作开展情况进行监督检查；现场使用效果的检验评价；化学药剂现场安全储存及合理有效使用。 第三章 化学药剂供应商准入管理第十三条 进入公司的化学药剂供应商必须提供其产品非危险化学品的证明，如果提供的药剂若属于危险化学品、或具有易燃易爆特性的化学品，应该严格执行危险化学品安全管理条例。化学药剂供应商应具有一定生产研发能力和质量保证218、体系，产品必须符合国家、石油行业或中油集团公司相关标准，企业资质和产品性能必须通过专业机构认定，并经考察合格。第十四条 凡进入公司进行工业性现场试验、科研试验以及技术服务所用的化学药剂，必须经开发部批准，并办理市场准入的相关审批手续。第十五条 前郭石化公司、集体企业资产管理处（农工商企业总公司）已作为公司所属单位统一管理，这两个单位的企业资质和化学药剂质量达到要求前提下无需办理市场准入。第十六条 化学药剂使用中出现重大质量问题、或者在公司抽检（包括中油公司质量抽检）中发现有不合格指标的产品，外部供应商取消不合格产品在XX油田化学药剂市场的准入资格，内部供应商停止不合格化学药剂产品供应。如果是针219、对特定区域研发使用的产品（具有不可替代性），由供应商分析原因并进行整改，整改后经重新取样检验合格，并经质量节能处、开发部确认后方可恢复采购。第四章 化学药剂筛选第十七条 化学药剂使用单位拟开发试验、使用某新型化学药剂产品，需向开发部递交申请报告，开发部统一组织已取得公司市场准入证的化学药剂供应商到现场取油、水样（或其它样品），各供应商对所取的样品进行分析和室内实验的基础上，配制出各自效果最佳的化学药剂产品。严禁使用剧毒化学品，若必须使用的，须向当地公安部门申请领取购买和使用凭证。第十八条 开发部组织对各供应商优选出的化学药剂进行统一包装、编号并进行“背对背”比选，效果最好的化学药剂产品进行现场220、中试。效果次之的药剂作为备用药剂，在用药剂质量或售后服务出现问题时，由备用药剂暂时取代在用药剂。第十九条 前郭石化公司、集体企业资产管理处（农工商企业总公司）等公司所属单位新开发生产的化学药剂产品，经过公司化学药剂质量检验机构检验合格后，由开发部组织使用单位现场中试。第五章 化学药剂中试第二十条 化学药剂供应商和药剂使用单位共同编制药剂中试方案，报开发部审批后进行现场中试。供应商和使用单位要做好中试前后的数据录取工作。中试合格的产品，由使用单位编制中试效果总结报告，经化学药剂领导小组审定通过后即可正式应用。等同效果及价格前提下优先选用前郭石化公司、集体企业资产管理处（农工商企业总公司）等公司所221、属单位生产的化学药剂产品。第六章 药剂质量检验第二十一条 凡进入公司现场的各种化学药剂，供应商必须提交出厂质量检验报告单(检验单中要包含该产品的关键技术指标)，使用单位要对每批检验单存档。第二十二条 质量检验（1）采油院质检中心和设计院工艺实验室是XX油田的化学药剂质量检验机构，对化学药剂有检验权，出具的检验报告具有法律效力。（2）每批化学药剂产品到货后，必须到供应处质检中心接收质量文件、外观标识监督检查，由供应处质检中心协调质检单位共同取样；未按本流程检验合格的产品，供应处一概不予办理入库、出库及结算手续。使用单位见到质检单位出具的检验合格报告后方可使用。（3）化学药剂产品质量检验实行有偿服222、务，检验价格按公司规定的价格执行，检验费用由化学药剂供应商支付。（4）药剂检验要严格执行取样标准，凡发现不按标准取样或有作弊现象，追究有关人员的责任。不能以小样代替产品批样。（5）化学药剂质检单位在取样后72小时内出具检验报告（特殊检验项目除外），检验报告除质检单位存档备查外，同时将报告送达供应处质检中心（一式三份），使用单位在办理出库手续时向供应处质检中心索取检验报告。不允许供应商直接到质检单位取报告，更不允许供应商代替质检单位发送检验报告，否则将追究质检单位责任。（6）对于质检过程中发现不合格产品，质检单位必须在检验结果出来24小时内上报开发部、质量节能处和供应处，同时通知使用单位。（7）223、每月7日前，质检单位将化学药剂质检月报连同当月的质检报告上报开发部。（8）凡发现质检数据失真或有营私舞弊现象的情况，将追究质检单位责任。（9）破乳剂在送检的同时要进行现场抽检，现场抽检脱水率不低于筛选标样的90%，抽检量要达到总包装物数的20%，发现不合格产品要进行100%检验，对每批抽检报告要进行存档。第二十三条 质量检验要严格执行国家标准、行业标准、中油集团公司、XX油田公司或买卖双方都认可的相关标准。如果下级标准的技术指标高于上级标准，可采用下级标准，否则必须采用上一级标准。若供应商企业标准的技术指标低于国家标准、行业标准和中石油企业标准的，必须选用技术指标高的标准采购。第七章 化学药剂224、采购第二十四条 化学药剂使用单位要依据生产需要，制定月（季）度化学药剂采购计划，每月20日前将下个月（季）度的化学药剂采购计划报开发部审批。采购计划中须包含：药剂类别、药剂品种型号、数量、单价、费用总额、资金来源和选择的供应商等信息。采购计划须经本单位总工程师签字、盖单位公章后上报。开发部将使用单位的采购计划审核、签批后，由各使用单位报供应处统一采购。未经开发部签批的化学药剂采购计划不能采购。第二十五条 属于原材料的化学药剂品种，如盐酸、KCl、Na2CO3聚丙烯酰胺等，要从生产厂家直接采购。第二十六条 化学药剂使用单位在每年的12月末将下一年所需的现场工业化应用、科研试验和技术服务的化学药剂225、品种、用量计划提交开发部。第八章 化学药剂包装及储存第二十七条 化学药剂的包装以方便搬运、储存和使用为原则，包装材质要确保化学药剂不受损、不变质、不污染环境。运输过程中发生安全、环保事件由供应商负责。第二十八条 包装桶或包装袋外部应有明确的标识，包括产品名称、执行标准、生产厂家地址、联系电话、规格型号、批号、生产日期、净重以及搬运说明、危险警告、包装物是否回收等，产品合格证及出厂检验报告按供应处相关要求执行。第二十九条 化学药剂的储存必须按供应商提供的技术文件的规定执行。第三十条 各类化学药剂按要求分类摆放，要有明显的种类界限，不得超期储存。第九章 使用管理及考核第三十一条 化学药剂使用单位要226、严格按方案的要求使用，详细填写加药记录，认真做好产品的使用效果评价，对不执行方案或弄虚作假影响使用效果的单位进行考核，并追究相关人员责任。第三十二条 若出现使用单位不按时上报化学药剂采购计划或质检单位不按时出具和上报质检报告，每批次处罚使用单位或质检单位效益工资0.1-0.5万元。第三十三条 各具体使用单位主要领导对现场产品质量和数量负总责。各单位总工程师和工艺所、技术科为化学药剂质量验收、现场管理、日常把关、使用效果评价的负责人和主管部门，并负责制定本单位的相应管理办法并考核落实情况。各单位物资供应站履行化学药剂的正确出入库和管理职责，会同专业技术部门检查产品质量。如果使用单位不能落实相关要227、求，公司每发现一处不符合要求将扣罚责任单位效益工资0.1-0.5万元。同时，每半年开发部、供应处对化学药剂使用单位检查一次，对做的好的单位进行奖励。第三十四条 化学药剂使用单位若发现化学药剂使用效果下降要立即通知供应商，供应商接到通知后要在48小时内排专人到现场开展工作，如果48小时内未到现场，使用单位上报开发部，开发部通知供应商24小时内仍未到现场，该供应商将被取消XX油田化学药剂市场准入资格。第三十五条 化学药剂使用单位对到货的化学药剂要妥善管理，若因管理和使用不当造成安全、环保事件，将追究使用单位责任。如果使用的危险化学品出现伤人、牲畜等现象，将参照危险化学品安全管理条例的规定追究相关责228、任。第十章 附 则第三十六条 原油开发用化学药剂产品分类（包括但不限于以下品种）：（1）采油方面：清防蜡剂、杀菌剂、除垢剂、缓蚀剂、阻垢剂、缓蚀阻垢剂、表面活性剂等。（2）作业方面：压井液、KCl、CaCl2等。（3）压裂方面：胍尔胶、交联剂、交联增效剂、破胶剂、低温活化剂、激活剂、PH值调节剂、纯碱、破乳剂、助排剂、破乳助排剂、起泡剂、防膨剂、KCl、晶层改性剂、固砂剂、抑砂剂、消泡剂、高温乳化剂、润湿剂、减阻剂、温度稳定剂等。（4）措施方面：驱油剂、活性水、表面活性剂、解堵剂、解堵添加剂、聚丙烯酰胺、防膨剂、HCl、酸类、纯碱、地层处理剂、破乳助排剂、互溶剂、降粘剂、缓蚀剂、铁离子稳定剂、229、清洗分散剂、体膨颗粒、调剖用胶联剂、延迟调剖混合剂等。（5）原油集输和水质处理方面：破乳剂、杀菌剂、缓蚀剂、阻垢剂、除垢剂、固体防垢块、缓蚀阻垢剂、净水剂、絮凝剂、界面消除剂、老化油处理剂、流动改进剂等。第三十七条 本办法自下发之日起执行，已下发的XX油田公司采油、地面化学药剂管理规定（中油吉开字2008164号）同时废止。第三十八条 本办法由开发部、供应处负责解释。XX油田公司采油工程新工艺、新技术、新产品试验管理办法第一章 总 则第一条为加强采油工程技术管理，规范工作程序，推进采油工程的技术进步，提高油田开发水平，维护油田利益，特制定本管理办法。第二条本办法规定了油田采油工程用新工艺、新技230、术、新产品试验管理的管理职责，可行性研究、现场试验、效果评价及推广应用管理审批程序。第三条本办法所指采油工程新技术、新工艺、新产品包括：（一） 没有在XX油田分公司矿区内应用过的采油工程新技术、新工艺、新工具、及新型化学助剂等；（二）在油田分公司应用过，但没有形成规模，没有经过鉴定评价过的采油工程新技术、新工艺、新工具及新型化学助剂等；（三）在油田公司应用过，但技术原理及产品结构发生重大变化的采油工程新技术、新工艺、新工具及新型化学助剂等。（四）目前已有市场准入资格但未应用评价过的采油工程新技术、新工艺、新工具及新型化学助剂等。（五）在油田分公司应用过的常规产品，但属于新入供应商生产，未经过鉴231、定评价过的采油工程技术、工艺、工具及化学助剂等。（六）采油工程范围包括：机采、机采节能、注水、压裂及作业等相关专业。第二章 相关部门职责第四条开发部管理职责：开发部是采油工程新工艺、新技术、新产品试验的主管部门。（一）负责采油工程新工艺、新技术、新产品可行性研究和推广应用的审批；（二）负责现场试验过程的监督检查；（三）负责组织相关专家组进行效果评价；（四）负责编制推广应用报告。（五）负责提出产品建议性价格，特别是专利和垄断技术在正常定价基础上的上涨百分比。（电子商务部提出，此项职责与价格定额中心职责冲突）第五条科研生产单位管理职责：科研生产单位是指采油厂、采气厂、试采公司、勘探开发研究院和采油232、工艺研究院，是新工艺、新技术、新产品试验的实施单位。（一）负责新工艺、新技术、新产品可行性研究论证并编制可研报告；（二）负责现场试验和推广应用的过程管理；（三）负责效果评价并编制评价报告。 （四）各单位总工程师为本单位采油工程新技术、新工艺、新产品技术管理的第一责任人；采油厂工艺所为采油工程新技术、新工艺、新产品的技术主管部门，具体负责采油工程新技术、新工艺、新产品应用，试验，引进的前期论证，现场实施，数据收集，后期评价等工作。第三章 管理程序第六条 引进应用采油工程新技术、新工艺、新产品分为试验申请审查、试验结果审查、扩大试验评价及推广应用三个阶段。第七条 试验申请审查阶段。各单位应用、引进233、试验采油工程新技术、新工艺、新产品必须事先向开发部提出新技术试验申请，在经过开发部批准备案后方可实施；重大项目或改变现有技术路线的工艺技术、油田开发生产中未应用过采油工程新技术、新工艺、新产品。由开发部组织专家组审查评价通过后方可实施。通过试验申请审查的项目，试验范围限定于提出申请单位范围内。试验前，采油单位与试验技术主体单位签定无偿试验协议和安全风险免责协议。特殊情况（公司立项的科研试验、科研项目）可签定有偿试验协议。未通过试验申请审查的项目，此后一律不再重新受理审查。新技术试验申请内容要求：试验目的、服务单位、服务方式、技术特点、能够解决的问题、在其他单位应用情况、本单位推广前景、试验运234、行安排、需要录取的资料、效果评价方法、效果预测、资金需求、经济评价、安全环保保证方案等内容。为保证工作质量，试验单位要成立试验领导小组，单位主管领导任组长，相关专家及领导参加，可行性研究报告编制完成经单位领导小组审核并加盖所属单位公章后上报开发事业部。第八条 试验结果审查阶段。在试验周期完成后，采油单位对项目做出试验评价报告，报请开发部验收审查。完全达到试验要求并通过验收的项目，批准做扩大试验，扩大实施的范围由开发部确定。未达到试验目的项目立即停止试验，此后一律不再重新受理审查。试验评价报告内容要求：试验目的、技术服务单位、服务方式、技术特点及预期解决的问题、试验工作的计划安排、试验的开展情况235、取得的成果认识、存在的问题，资金的使用情况、经济评价、下步工作安排等。第九条 扩大试验评价及推广应用阶段。在扩大试验取得成果后，由试验单位做出申请评价报告，由开发部组织专家组确定对项目做出审查评价。审查评价通过的新技术、新工艺、新产品纳入常规工艺技术，在油田推广应用。未办理市场准入资格的视为专业审查合格，推荐进行市场准入资质审查。同时，开发部相关专业科室要编制推广应用方案，方案编制完成后由开发部组织专家审查，审查通过后交相关单位实施。规模较大或投资较高的方案需油田公司领导审批通过后方可推广实施。未通过的立即停止试验，此后一律不再重新受理审查。推广应用方案内容应包括：项目技术特点、试验取得的成236、果及认识、推广应用的目的、推广应用范围的筛选、推广应用规模的确定、推广运行安排、资料录取要求、预期效果、资金需求、经济评价等。 第四章 审查评定人员组成及职责第十条 专家人员组成：各采油（气）厂、试采公司、采油院负责采油工程的所长（科长、主任）、副总工程师以上相关技术领导。开发部相关科室主管及主管领导。安全、质量、环保、法律、内控、装备、物资等相关专业部门技术主管及领导。第十一条 专家组构成：每次评价会议专家人员不得少于10人，所属单位不得少于5家。重大试验由总工程师会议审查评价。第五章 相关工作要求第十二条属于第三条内容的新工艺、新技术、新产品，未经申请和审查、试验、评价的，采油单位不得进行237、采购。经检查发现违规操作的单位，将对主管领导和部门进行通报批评。第十三条 新工艺、新技术、新产品的引进单位必须与对方签订有效的协议或合同，防止发生纠纷。新工艺、新技术、新产品试验过程中的各种相关资料必须妥善存档保存。第十四条 现场试验要制定严密的施工方案和单井施工设计，并履行油田公司的设计审批程序，现场实施中出现问题需要改设计的，要做出更改设计并按原设计审批程序审批。第十五条 现场实施过程中要严格执行可行性研究报告中的要求，保证工作质量和实现安全环保要求，及时准确录取相关资料，跟踪实施情况，及时反映出现的问题，如果出现较大问题，可以请示开发事业部批准终止试验。开发事业部负责监督检查现场试验工作238、，协调解决出现的问题，如果出现较大问题，可以批准终止试验。第十六条新工艺、新技术、新产品的效果评价报告只适用于XX油田公司范围内。第六章 附则第十七条本办法自印发之日起施行。第十八条本办法由开发部负责解释。1、第一条中第一次使用公司名称请使用全称“中国石油天然气股份有限公司XX油田分公司（以下简称公司）”； 2、第一条缺少制定依据； 3、总则中缺少适用范围； 4、本办法与中油吉开发字XX3号文是什么关系，如果是废止的话，请在附则中注明废止的制度名称和文号。XX油田公司抽油机井系统效率管理办法第一章 总 则第一条 为规范和加强提高抽油机井系统效率技术管理，将抽油机井采油系统效率工作纳入油田开发生239、产日常管理，根据中油股份公司油田开发管理纲要中采油工程管理规定，结合XX油田实际，特制定本办法。第二条 本办法所称抽油机井系统效率是指抽油机井采油系统有功功率与系统输入功率的比值,综合体现了抽油机井采油系统技术、装备和管理水平。第三条 本办法所称抽油机井系统效率实现率是指实测系统效率值与在目前技术装备下可能达到的最大系统效率值的比值，抽油机井系统效率实现率是评价不同单井、区块、油田系统效率工作管理水平的重要指标。第四条 本办法所称抽油机井不包括间抽井、水平井、大分枝井、捞油井及产量波动大于正常产液量20%以上的抽油机采油井。第五条 本办法所含管理内容包括抽油机井系统效率测试、提高抽油机井系统效240、率方案编制、措施及施工、技术资料、技术培训管理等内容。第六条 本办法适用于XX油田各采油单位和采油工艺研究院，各单位可依据本办法制定实施细则。第二章 管理职责第七条 开发部是抽油机井系统效率工作的业务管理部门，负责抽油机井系统效率技术的发展、推广应用规划、业务培训、计划、指标设置、考核等工作。 第八条 各采油单位负责本辖区正常生产抽油机井系统效率测试、基础数据采集及分析、优化方案编制、现场施工、措施井复测工作，并组织编制本单位抽油机井系统效率年报表、专项技术工作总结及上报。第九条 采油工艺研究院负责提高抽油机井系统效率技术研究、评价工作；协助采油单位进行数据分析、处理及效果评估和评价；协助开发241、部编制提高抽油机井系统效率工作发展规划及年度计划；协助开发部完成对采油厂机采系统效率抽检工作。第三章 组织与实施 第十条 根据公司年度工作规划，开发部组织编制抽油机井系统效率年度工作量计划及经济技术指标，并在3月底前以XX油田油气田开发生产任务指标安排的形式下发至各采油单位、采油工艺研究院。第十一条 测试与数据采集各采油单位要全面、及时开展系统效率测试工作，抽油机井系统效率测试可结合抽油机井低压测试一同进行，每年11月底以前完成年度测试工作量，并组织采集、完善单井基础数据，建立本单位抽油机井系统效率数据库，每年将正常生产井测试一遍。第十二条 优化方案编制根据对测试数据的分析与评价，各采油单位在242、3周内完成措施井的优化方案编制工作，年优化井数应不少于测试井的50%。第十三条 措施方案编制 根据本单位抽油机井措施及维护工作量运行安排，抽油机井系统效率优化方案应纳入油井工况优化、维护性检泵作业、清防蜡及各类增产措施方案中，形成一套完整的措施实施方案。第十四条 组织实施各采油单位负责本单位提高抽油机井系统效率现场组织及实施，提高抽油机井系统效率现场措施要结合抽油机井技术装备更新改造、油井工况优化、维护性检泵作业、清防蜡及各类增产措施组织实施。第十五条 措施井在现场施工后2个月内要完成复测工作，措施井复测数据及基础数据应在措施后及时输入抽油机井系统效率数据库。单井在进行多次措施后，技术评价时以243、最后一次措施复测数据为准，中间措施复测数据可做为过程数据存放在数据库中。第十六条 措施工作量平均系统效率小于20%(不含20%)的油田，年度措施井数原则要求为正常开井数的30%；平均系统效率在20%-30%时，年度措施井数原则要求为正常开井数的20%；平均系统效率大于30%(不含30%)时，年度措施井数原则要求为正常开井数的10%。单井系统效率小于10%(含)的抽油机井，原则要求该类井当年要全部进行优化调整。第十七条 工作运行各采油单位现场工作在11月15日前全部完成，12月5日前要完成数据分析与评价，12月10前要完成年度系统效率总结编写工作。第十八条 监督与检查在工作运行过程中，结合生产动244、态调研及基础工作大检查，开发部组织专项工作检查及监督，并以简报的形式通报工作量及运行进度。第四章 技术配套与完善第十九条 抽油机井系统效率测试仪器配置各采油单位负责本单位抽油机井系统效率测试仪器的配置及配备，数量要满足现实际工作的需要，仪器测试精度达到SY/T52661996标准要求。第二十条 系统效率测试执行SY/T52661996机械采油井系统效率测试方法，测试操作遵守HSE相关规定。根据仪器的工况及性能，结合SY/T52661996标准，各采油单位要组织编制测试安全操作规程，下发至现场测试操作技术员工，并严格遵守。第二十一条 技术培训与学习 根据工作实际需要，开发部负责编制年度培训计划上245、报公司人事部门，批准后，根据人事部门的培训工作程序组织抽油机井系统效率技术员工的技能培训工作。第二十二条 工作例会开发部主办，各采油单位技术骨干参加，每年择期召开两次抽油机井系统效率专题工作例会，加强信息沟通、促进技术进步和经验交流。第二十三条 抽油机井系统效率实现率采用抽检法计算，并以此结果为基准反推算出全油田的抽油机井系统效率实现率。参加抽检的井数不少于测试井数的15%。简易测功仪配备到采油基层站队后，测试所有生产油井后计算出采油厂的系统效率值。第五章 技术资料管理第二十四条 基础数据管理各采油单位负责机采系统数据库的建立、维护及监管工作，每月5日前上报测试工作量和措施调整工作量。第二十五246、条 测试数据库中必须明确测试日期、措施类别及措施日期等内容。第二十六条 各采油单位负责编制本单位抽油机井系统效率年报表，在1月5日前上报至开发部，开发部组织编制XX油田采油工程年报表。第二十七条 各采油单位提高抽油机井系统效率年度工作总结及技术评价在12月10日前完成并报开发部。第六章 附 则第二十九条 本规定最终解释、修订权归属XX油田开发部。第三十条 本规定自发布之日起执行。XX油田公司重大开发试验项目管理办法第一章 总 则第一条 为了进一步规范重大开发试验的立项审批、过程实施、安全生产、保密工作、考核等管理，确保重大开发试验规范高效运行，实现重大试验预期目标，特制定本办法。第二条 本办法247、适用于XX油田公司开展的各类重大开发试验项目，各相关部门及单位遵照执行。第二章 管理机构及职能第三条 成立XX油田公司重大开发试验项目领导小组（简称领导小组）。（一）领导小组组长由公司主要领导担任，副组长由公司主管开发的副总经理担任，成员由公司总经理助理、副总师及计划、财务、企管、开发、科技等部门的主要领导组成。（二）领导小组负责对重大开发试验的立项审查、资金审批、组织实施、成果推广等重大事项进行决策，并确定重大开发试验的公司项目负责人。第四条 开发部设立重大开发试验项目管理办公室（简称项目管理办公室）。（一）项目管理办公室负责人由开发部主任担任，每个重大试验项目指定专门负责人。（二）项目管理248、办公室负责重大开发试验项目的组织协调及技术管理，具体包括：年初下达项目任务书，月度下达生产计划，每月组织召开管理例会，解决运行中的存在的组织协调问题及技术问题，组织检查项目运行状况，组织编制周报、月报、季报、半年报和年报，整理发布相关信息。第五条 根据项目管理需要，组建重大开发试验项目部和项目组。（一）特别大的重大开发试验项目油田公司组建项目部，领导小组确定重大开发试验项目部职能，项目部依据职能定位制定具体的工作职责和相关管理制度，确保各项工作高效有序运行。（二）常规重大开发试验项目由项目承担单位组建项目组，并指定一名副处级领导担任项目组组长，负责项目的全过程管理。（三）项目部与项目组皆指定一249、名副职负责各专业之间的日常协调及资料汇总。（四） 勘探开发研究院、采油工艺研究院、勘察设计院，组建重大试验管理小组。每个相关重大试验项目确定一名院级负责人（由副院长或老总担任）；由科技科确定一名重大试验项目总协调人。第三章 开发试验方案和立项管理第七条 重大开发试验实施之前编制完成试验方案，包括总体方案、实施方案、单井设计。（一）在每年年底前，项目管理办公室组织完成下年度总体方案的编制，经领导小组审查、领导小组副组长审批后，形成年度实施计划，由项目管理办公室负责项目的立项和资金申请。（二）总体方案完成以后，项目管理办公室组织编制实施方案，经公司项目负责人审批后执行。（三）项目部或项目组组织编制250、单井设计，经项目部或项目组组长审批后执行。（四）重大开发试验项目在方案编制阶段应对试验项目进行安全环保和职业健康评价，评价通过后方可进行立项。第八条 勘探开发研究院、采油工艺研究院、勘察设计院是重大开发试验总体方案的编制主体，也是过程调整方案的编制主体。第四章重大开发试验项目运行管理第九条 为加快重大开发试验进度，公司有关部门及单位要本着特事特办的原则，提高相关合同审批、物资采购、生产组织等工作效率，确保重大开发试验顺利进行。第十条 建立任务书和责任书制度。（一）重大开发试验项目立项完成后，由项目管理办公室以部门文件形式下达任务书，明确试验工作量、运行进度、施工质量、效果效益指标、HSE管理等251、具体要求。（二）项目部或项目承担单位按任务书要求，具体分解落实试验任务，逐级签订责任书。项目承担单位主要领导与项目组组长签订一级责任书，项目组组长与项目组副组长等签订二、三级责任书；责任书签订完成以后报项目管理办公室备案。第十一条 建立月例会制度。（一）项目管理办公室每月下旬组织召开月度例会，公司项目负责人、项目管理办公室相关人员、项目部或项目组有关负责人参加。（二）项目部或项目组汇报阶段工作总结、存在问题，提出下步工作具体安排建议。项目管理办公室工作协调人负责会议纪要下发、有关工作要求落实情况的跟踪反馈。第十二条 项目部或项目组要加强运行过程管理，加强现场生产管理，做好现场施工写实工作，确保252、试验方案有效落实，为后续分析评价提供依据。第十三条 建立月报、季报、半年报和年报制度。 每月6日之前，项目部或项目组编制完成月报、季报、半年报和年报并上报项目管理办公室；每月10日前项目管理办公室完成月报汇总，经项目管理办公室主任审查后报至公司领导小组各成员和股份公司相关部门。第十四条 建立阶段检查或验收制度。由项目管理办公室组织中间检查，对已取得重大成果的，组织阶段验收，并形成中间检查或阶段验收报告。第十五条 项目部或项目组负责相关资料管理及归档工作，归档主要内容包括立项总体方案、实施方案、单井设计、变更方案、现场写实、中间检查和验收报告等。勘探开发研究院、采油工艺研究院、勘察设计院负责重大253、试验过程中关键节点的相关文件、方案、汇报材料、会议纪要等材料的归档。第五章 重大开发试验项目安全管理第十六条 加强重大开发试验安全生产工作的组织领导。各项目部或项目组要明确重大开发试验安全生产负责人，并负责组织、研究、部署重大开发试验安全生产事项，制订、实施重大开发试验安全生产相关制度和措施。第十七条 建立重大试验安全预案制度。项目部或项目组要编写重大开发试验的安全环保应急预案，配备必要的应急物资及设施。第十八条 建立健全重大开发试验相关安全技术操作规程。项目部或项目组负责根据重大试验技术操作要求，建立健全各级安全操作规程。第十九条 建立安全隐患排查制度。项目部或项目组要建立安全隐患排查制度，254、对排查出的隐患进行登记，分类管理，制定整改方案。第二十条 强化重大开发试验安全教育培训。对于重大开发试验的特殊技术需求或操作流程，要对相关人员进行安全教育培训。第六章 重大开发试验项目保密管理第二十一条 对于重大开发试验项目中形成的技术秘密遵照科技处XX油田公司技术秘密管理办法文件要求执行。第二十二条 重大开发试验项目涉及的所有基础资料、试验数据、配方体系等各类资料、成果都是吉油商密的保密范围，每个涉密人员即是保密工作的责任主体。各研究单位、项目部或项目组是重大开发试验保密工作的管理主体，要有设立保密工作负责人。各项目保密负责人要与重要涉密岗位的相关人员签订保密协议，涉及对外合作项目由各研究单255、位、项目部或项目组与对外合作单位签定保密协议。第二十三条 股份公司或相关单位的各类交流，必须经过公司级领导审核批准后方可提供相关资料，资料使用方负责保证资料不外泄，并及时销毁。第七章 重大开发试验项目的考核第二十四条 重大开发试验考核采取月度和年度考核相结合的方式，纳入公司业绩指标考核体系统一管理。月度考核指标主要为：重大试验月度工作量、重大试验主干工程节点工期；年度考核指标主要为：年度计划工作量及效果指标完成情况。第二十五条 各项目部或项目组于每月20日之前向项目管理办公室上报下月工作量、主干节点工期计划表；由项目管理办公室对下月计划进行审核后，由生产运行处统一下达下月生产运行计划。第二十六256、条 各项目部或项目组于每月2日之前向项目管理办公室上报上月工作量及主干节点工期完成情况，项目管理办公室负责重大开发试验项目考核指标完成情况的统一打分，月度考核结果报项目管理办公室主任审核，年度考核结果报公司主管领导审核，并按规定时间上报公司业绩考核主管部门。第八章 附 则 第二十七条本办法由开发部负责解释。第二十八条 本办法自颁布之日起实施。XX油田地面系统运行管理规定第一章 总则第一条 为进一步提高XX油田地面系统管理水平，实现地面系统管理标准化、规范化和制度化，确保地面系统安全、高效、经济运行，特制定本规定。第二条 本规定适用于XX油田的原油集输、原油处理、注水水源、水处理和注水系统的管理257、。第二章 指标管理第三条 外输原油质量含水0.5%。第四条 水质指标标准见附表1。第五条 掺输计量间回液温度不高于原油凝固点以上58，特殊井、计量后不超两小时的井例外，但需要注明，集输组、采油队应建立特殊井台账备查。第三章 基础管理第六条 各厂集输组、联合站、中转站应配备必要的国家标准和行业标准，并认真执行。各岗位应配备的相关标准见附表2。第七条 联合站、中转站各岗位应具备相应的岗位职责（工作标准）和操作规程。第八条 采油厂应按联合站为单元绘制站外管网图，图层分类合理、图例使用标准，单井井位准确。集输组有全厂站外流程图，采油队应有全队站外管网图，计量间应有所辖油水井管网图和巡检路线图。中转站、258、联合站应有全站（岗位）工艺流程图、平面布置图、风险点源辨识图（可代替平面布置图）、巡检路线图，有条件的尽量上墙。各类图幅必须与现场实际保持一致，成图后的改造在图上直接表示。调改工作量不大时，每年更新图件，大型调改完成后，随时更新。地面系统所有图幅必须用CAD绘制，站内流程图相对位置及大小比例示意清楚，站外管网图中的井、间坐标与大地坐标相一致。第九条 采油厂和基层站队按下辖范围分类建立设备和管线台账，各类台账的更新要求同第八条，允许使用电子文档。设备维修记录可以和装备要求的设备维修台账合并，管线修补（包括局部更新内容）记录必须单独体现，作为管线下步更新改造的依据。第十条 地面系统月报、半年报及各259、类临时调查资料，按要求及时上报，填报内容真实准确。第十一条 各岗位要有本岗位或辖区事故应急预案，按公司应急部门的要求，结合各岗位的特点，假想可能发生的紧急情况，制定操作性强、简明扼要的事故应急预案，要求尽可能涵盖可能出现的紧急情况，采油厂必须按规定周期演练，并有记录。第十二条 站库史要求随时记载，至少每半年修订一次，要求及时、准确、完整，与台账、图幅完整对应。第四章 运行管理第十三条 站外管线走向、埋深清楚，图上起始点、拐点有坐标；站内埋地管线走向、定义、埋深、穿跨越、相邻管线、电缆清楚；站内地面管线走向、定义、标记清楚，涂色规范；设备、阀门、仪表、平台梯子等安装标准，涂色和标记规范；干线要有260、巡线规定和巡线记录。第十四条 管网运行管理：1、油井井口回压不高于1.5Mpa，推荐1.2Mpa；正常运行掺输水出站温度不超过72，计量间掺水压力不超过最高油压井的0.2-0.3MPa，掺输回液温度不超过凝固点以上5（冬季8）。2、注水管网的压力和流量匹配合理，减少截流损失，提高管网效率。 第十五条 接转站三合一、分离器、大罐液面界面控制平稳，外输、掺输水、循环水的温度、压力控制及二合一（缓冲罐）收油周期等参数合理。各类储罐、干燥器、污水处理、注水站的管理标准同联合站。第十六条 联合站三相分离器、沉降罐、电脱水器、缓冲罐等的液面、界面控制平稳。合理确定清罐条件和周期，并严格执行。所有大罐人孔、261、透光孔必须密闭，不允许敞口生产。干燥器回水温度合理。进站原油在脱水系统达到进出平衡，制定本单位每天核实油与进站油间的误差范围，有记载和考核，为开发决策提供及时准确产量信息。第十七条 自动化控制仪表按规定周期校检、维护，并做好记录，确保仪表齐全好用，完好率达到95%以上。 第十八条 污水处理系统各类容器反冲洗、收油和排泥周期合理，并严格执行。及时填充或更新各类滤料。注水罐出口水质不应劣于入口水质，否则及时清罐。严格执行加药方案和水质化验管理规定。第十九条 注水站注水泵管压差不大于0.5Mpa，注水和输水压力、流量分别在规定范围内。第二十条 备用设备根据设备性质和运行状况，按固定周期轮换使用，出现262、故障的设备，停下后要求立即检修，并要求装备部门确定维修时间，防止备用设备长时间停运造成意外。第二十一条 多台压力容器并联使用时，必须保证至少其中一台进口阀门保持全开，不允许所有进口阀门节流来调节各容器进液平衡。有气液两相出口的压力容器，其气相或液相至少有一个出口应保持全开，不允许用憋压的方法保持液面平稳。第二十二条 原油集输、原油处理、污水处理、注水系统运行效率、设备振动、结构强度、壁厚、腐蚀结垢等定期测试，测试点具有代表性。第二十三条 设备和重要管线要分级管理，设备检修、维修和重要管线发生漏失后，必须在第一时间通知到主管各级领导。第二十四条 各类工艺设备、设施要规定极限参数范围，运行参数要严263、格控制在极限参数范围内。第二十五条 化学药剂管理执行XX油田公司采油、地面化学药剂管理规定。第二十六条 地面系统运行设备和管网要做好防腐防护工作。对设备管线防腐防护层损坏的要及时采取措施维护，工作量较大的要有整改方案。第五章 特殊工艺管理第二十七条 注蒸汽工程应有相应的操作规程、工艺流程图，有进出口介质指标控制标准。第二十八条 注聚工程应有相应的操作规程、工艺流程图，有粘度、注入压力和注入量控制标准。第六章 人员管理第二十九条 岗位员工必须掌握的知识：1.本岗位工艺流程及操作方法；2.本岗位所辖设备的结构、工作原理；3.本岗位所辖工艺管线的走向、尺寸和材质；4.本岗位各节点的运行参数范围和超范264、围可能导致的后果；5.本岗位的备用流程、应急流程在紧急状态下的使用方法。第三十条 岗位员工必须掌握的技能：1.通过科学调控，使所辖系统平稳运行；2.及时发现某节点参数异常并在最短时间内判断可能导致的后果，及时采取措施使系统恢复正常；3.发生事故后，能判断事故的危害程度，按风险预案采取得当措施处理初级故障。第七章 附则第三十一条 本规定由开发事业部负责解释。第三十二条 本规定自下发之日起执行。XX油田公司原油站队计量系统管理办法第一章 总 则第一条 原油站队计量系统（以下简称站队计量）用于采油队产液和产油的计量工作，为区块地质开发方案的评价提供基础数据，其准确程度直接关系到开发方案的制定和领导者265、的决策，站队计量在地质开发和生产经营过程中起着举足轻重的作用。第二条 为保证站队计量正常平稳的运行，并科学、准确的录取各项数据，特制定本管理办法。第二章 站队计量原则和技术路线第三条 采用三级布站的采油队首末端应具备完善的液量计量手段，原则上在末端安装含水测定设备（若末端集输流程不能满足站队计量需要，可以安装在首端）；采用二级布站的采油队，液量计量和含水测定均在末端完成。第四条 站队计量采用容积式流量计结合放射源法含水分析仪为主、其他计量方式为辅的技术路线。第三章 站队计量仪表的技术要求第五条 流量计量仪表精度应优于0.5，并具有较强的防砂、防卡能力；含水分析仪准确度应优于1；流量和含水仪表均266、具备数据输出功能。第四章 站队计量仪表的标定周期第六条 流量计按照检定周期送具有检定资质的检定站进行检定（强检范畴的检定周期为半年，非强检范畴的检定周期为一年）；流量计出现故障或维修后应进行检定，检定合格方可使用。第七条 在线含水分析仪的比对周期：开式流程比对周期为10天，密闭流程比对周期为5天，并且有比对记录；质量流量计比对周期为10天。第五章 站队计量流量仪表操作方法第八条 技术人员应根据管线口径、压力、流量、温度选择流量计的规格型号。流量计的工作压力、流量、温度等指标不能超过规定指标。管道的最大流量应不超过流量计最大量程的80%，若流动有脉冲时，其值应在50%以下使用。第九条 流量计一般267、装在水平管道上，流体的流动方向应与流量计壳体上箭头所指方向一致，严禁倒流。第十条 仪表投入运行前，应冲洗管线至少2小时以上，防止介质中的杂质卡表造成不必要的损失。第十一条 流量计启动或停止时，开关阀门应缓慢平稳，先开流量计进口阀门，观察压力表升高正常，不渗不漏，再打开出口阀门，防止突然冲击，并防止液体倒流；停止时，先关出口闸门，再关入口闸门。第十二条 流量计前必须装过滤器，过滤器内应安装40-60目过滤网（适用于容积式流量计）。流量计前后要装压力表，过滤器两侧压差（使用单位根据生产实际确定）超过规定范围时应及时清洗过滤器。流量计安装管路应装有旁通管线，以保证在清洗过滤器时不致停运。第十三条 流268、量计拆卸和安装、运输过程中应平稳，防止操作不当，影响仪表精度。停用时，必须将积存于流量计、过滤器内的液体排出，然后进行必要保养后封存。第六章 站队计量含水分析仪比对方法第十四条 采油厂必须指定专门的比对人员携带辐射线便携式监测仪到达含水分析仪安装现场，确定符合安全要求后，根据含水分析仪应用场所介质含水情况确定含水仪正常工作含水点，同时检查含水分析仪工作是否正常，如不正常，必须调节正常后才能进行比对工作。第十五条 在仪表的工作含水点附近至少取二个样，取样操作过程按GB/T4756-1998的规定执行，每个样间隔时间不少于10min，同时记录下仪表测量含水值，取样时间尽量确定在含水率变化不大的区间269、内。第十六条 仪表采样周期为一分钟，因此比对化验取样要在仪表采样一个周期内均匀取样，将所取的二个样进行电脱化验（含水超过80以上时使用），具体操作要求按Q/SYJL0237-2001的规定执行，记录下化验含水值，并与仪表测量含水值进行对比。第十七条 含水分析仪与人工化验的含水率的比对绝对误差不超过1.5为合格，比对绝对误差超过1.5时，进行仪表参数修正。第十八条 仪表参数的修正方法：（一）高含水分析仪（放射源法）1在含水分析仪中的介质含水较高时，一般在80以上，打开旁通流程，然后关闭含水仪进口阀门，在关闭出口阀门，静止三十分钟以上。2通过含水仪取样口放出少许介质，观察介质含水，当介质基本为纯水270、（含水率99以上），记录下5组纯水点的含水计数值及仪表测量含水值。3然后将仪表参数植入二次仪表。（二）质量流量计根据站队产液状况合理确定采样点和区间，重新确定产出水和油的密度。将产出水和油的密度植入二次仪表。第十九条 仪表参数调整完毕后，重复第1517条的工作。连续修正三次后，仍达不到要求。由供货方重新进行检修和调试，使用单位严禁自行拆卸和处理。第七章 站队计量系统的运行第二十条 要求单位有足够数量的流量仪表，用于仪表的校准、维修和检定工作，36小时以内处理好出现故障的站队计量仪器仪表，保证数据录取的真实性，流量计超标定周期，含水仪没有按期比对，录取的数据视为假资料。第二十一条 采油厂核实采油271、队产油量必须以站队计量数据为主，严禁人为更改。开发部将以站队计量的原油数据，与进入集输流程的单井的数据核定采油队原油计量误差，确定采油队的输差达标与否。第八章 新型站队计量仪表管理第二十二条 原则上XX油区要求使用同一类型的、适合的、先进的、优质的仪器仪表。新型仪器仪表试验，首先由采油厂或开发部提出申请报告，再由开发部组织专家进行讨论，讨论通过后，由采油厂出具试验方案。第二十三条 试验采用无偿的方式，试验过程要求签署协议，协议中规定必须维护和保护油田公司的根本利益，在采油厂开展现场试验，在线使用的试验时间不少于仪器本身的要求和现场生产实际需要的时间。第二十四条 试验的结果必须真实可靠，并由试验272、单位出具试验成果的文字报告，上报主管部门的主管领导签字认证，试验结论要求作为技术储备存档，仪器仪表是否采购则根据XX油田的需求情况确定。第九章 附 则第二十五条 本办法的解释权在公司开发部。第二十六条 本办法自公布之日起施行。XX油田公司油水井管理规定第一章 总 则第一条 油水井是油田开发生产的基本设施。随着油田开发生产规模的扩大，油水井数的增多，油水井况不断趋于复杂化，管理难度随之相应增大。按照将“每口井做为一项工程管理”的要求，充分发挥每口井的生产能力，进一步强化油水井管理具有十分重大的意义。多年来为了加强油水井管理，制定了若干制度、规定和要求，对强化油水井管理，发挥其生产能力，提高油田开273、发水平起到了重要作用。为了进一步强化油水井管理，明确各级人员在油水井管理中的职责，使油水井管理工作向科学化、规范化、标准化的方向迈进，最大限度地发挥油水井的生产能力，特制定油水井管理制度。第二条 强化油水井“三、三”制管理。油水井管理要以提高油水井“三率”（利用率、生产时率、正常生产时率）为目标，以加强“三个管理”（加强正常生产油水井管理、加强不正常生产油水井管理、加强停产油水井管理）为重点，按照“三个层次”（计量间、采油队、采油厂）分级抓好落实。第三条 本规定适用于XX油田所属采油、采气单位。第二章 正常生产油水井的管理第四条 对计量间岗位工人管井要求。（一）对采油工岗位责任制、录取资料规定274、及油水井各项操作规程等，要熟练掌握并认真执行。在工作过程中要严格按规定、规程操作，保质保量取全取准油水井资料，及时发现停产井、带病生产井，及时处理、及时反映，保证油水井生产能力正常发挥。（二）计量间要建有巡回检查路线图和油井计量、化验、憋压周期表，巡井写实记录（交接班记录），计量间油水井生产日报表等。岗位人员按时巡井，严格按照周期进行计量、憋压及取样，并及时填好记录。油井计量要按计量周期定井、定时进行，油井憋压要按憋压周期当天完成并上报，巡井的工作内容和操作程序按“四步法”进行。（三）采油工到达岗位和现场后工作内容和操作程序划分为判断、检查、操作、分析四个步骤，简称“四步法”。具体操作是：1“275、判断”步骤可归纳为巡、闻、听三个字。巡，是要求管井人按规定时间从计量间到井口进行巡线，判断管线是否有漏油、漏水、漏气的地方；听，是指管井人到井场后，首先要听抽油机、电机有无异常响声，判断两机是否存在故障，并听油井出油声，判断油井出油情况；闻，是到现场后要闻一闻是否有胶皮味或其它异常气味，查看刹车是否安全正常，配电箱开关及电机引线是否过热，抽油机皮带是否打滑、松驰。2“检查”步骤可归纳为摸和查两个字。摸，是要求管井人到井场后要摸光杆，根据光杆温度，了解油井生产是否正常；摸井口循环管线，了解温度是否正常。查，是要按抽油井、注水井巡回检查点检查是否有问题。3“操作”步骤可归纳为紧、憋、取、控、测五个276、字。紧要紧盘根和加盘根，对作业后交的井要紧固顶丝和井口各部螺丝。憋，是指对照油压表进行憋泵，了解深井泵的工作情况。取，是要按标准录取好油压、套压、回压等资料；控，是指对供液不足、套压高的井放套管气，控制生产压差。测，是测量抽油机、电机运行电流，了解抽油机负荷，了解结蜡情况。4“分析”步骤可归纳为知、评两个字。通过总体分析和评价来判定抽油机运转是否正常，油井生产是否正常。填写巡井记录。 第五条 对采油队队干部、地质组的要求。（一）采油队队干部、地质组要随时掌握全队所有油水井的生产状况，清楚每天产量变化的原因。坚持日观察的制度，对当日录取的示功图、动液面、含水及井组上报的计量间日报等资料地质组要审277、核、验收，技术员要签署审核意见。对异常资料提出核实、验证措施，并督促、检查落实情况，及时掌握核实结果。对特殊疑问井要到现场验证、核实。验证、核实后要立即安排措施，及时做好信息传递并做好记录。 （二）采油队要摸索油井的结蜡周期，确定每口油井的洗井、加药周期，严格按周期采取清、防蜡措施，对超周期而未采取措施的井要加密监测，并上报厂主管部门。对人为责任清防蜡不及时造成油井工作不正常的，要追究有关人员责任。 （三）采油队要按计量间建立每口油井正常情况下的计量、测气、憋压、示功图、动液面、含水取样等资料的录取周期表，下发给计量间、测试班各一份，地质组存留一份以备待查，周期的制定要科学合理，要将示功图周期278、计量周期、憋压周期三者之间确定出合理的时间间隔，以便随时有效监测油井生产状况，及时发现不正常井。技术员和地质组要及时检查掌握资料录取的进度和完成情况，对超周期未及时录取的和有问题的，要及时协调解决，解决不了的要及时向队领导和厂有关部门汇报。（四）建立队干部定期翻阅油水井综合记录制度。具体要求如下：1技术员每两天翻阅一遍综合记录,采油队长每旬翻一遍综合记录，并做好相应记录。2及时发现和上报不正常井，并根据情况制定相应处理措施。3对产量、含水波动超范围的井要及时安排录取资料验证，并制定相应的措施方案。4检查各项资料的准确、及时情况，对未按要求录取的及时督促落实。5对注不进和分注不合格的注水井要调279、查清楚原因，并及时向厂有关部门汇报。6分析油井工作参数是否合理，对各项资料反映不一致的井，要到现场核实验证摸清情况，安排措施解决问题，确保油井产能正常发挥。7检查各类措施井的效果、质量，掌握措施占井、作业占井、取资料占井进度情况。8掌握地面集输系统、机电设备运转情况。9对全队生产情况进行综合分析，对查看发现的问题及时验证核实，研究制定整改方案并及时实施。（五）每天由队长或队值班人员组织开好班前会、碰头会。部署安排工作和各项措施，沟通情况，了解掌握工作进度。搞好全队的生产组织协调。（六）队领导成员要定期深入计量间岗位检查指导工作（队干部每两天一次），深入现场掌握油水井生产情况，及时发现问题，及时280、处理问题。（七）坚持旬、月生产分析会制度。参加的人员应为队领导成员、地质组人员以及有关班组人员。分析内容应从生产管理分析和生产动态分析等方面进行。生产管理分析，主要解决好日常油水井管理问题，保证油水井正常生产。生产动态分析，分析油井、注水井各项生产参数变化的原因，评价油、水井配产配注方案的合理性，提出调整措施意见。同时还要以单井为基础全面分析和评价措施效果。旬、月分析由地质技术员组织进行。第六条 对采油厂地质所动态岗人员的要求。（一）指导、组织实施所管队（区块）的调整方案和配产配注方案，执行油水井管理制度，指导各采油队管好油水井，保证原油生产计划的完成。执行油水井资料录取标准及各项制度，指导、281、组织各采油队和采油测试队按要求录取好各项资料，并及时整理，传递到有关单位。 （二）收集、整理当日油水井生产日报，掌握所管队（区块）每天的生产动态，清楚产量变化的原因。审查采油队上报的各项资料， 发现有疑问的资料数据，及时通知采油队采取必要的措施进行处理，并要求其及时作好信息反馈。对特殊疑问井要亲临现场核实验证，并把核实验证结果和处理意见及时向队、所、厂有关领导汇报。 （三）坚持包队（块）人员定期下采油队制度。每旬至少要下到所包队（块）一次，了解、掌握生产情况，验证核实资料，与采油队人员研究制定生产措施。 （四）掌握所包队（块）注采动态变化和配注方案的落实情况，对有见效反映井，加强跟踪监视，及时282、安排加密监测的工作量，并根据掌握的情况分析、评价效果，提出调整意见。 （五）搞好新井和措施井的效果跟踪，掌握新井和措施井生产情况，及时评价效果，明确下步挖潜方向。（六）地质所领导要定期检查动态岗人员的工作情况，同时自己也应掌握全厂的油、水井生产动态情况，并及时处理各采油队所反映的油水井生产中的问题。 第三章 不正常生产油水井的管理 第七条 不正常井的分类按照不正常井产生的原因将不正常井分为五类：（一）井下工况不正常：指因杆、管、泵工作不正常导致油井停产或带病生产。（二）井场管理不正常：因井场配电、抽油机及采油树故障等导致油井无法正常生产。（三）地面管理不正常：因供电故障、管线故障、道路问题等导283、致油井无法正常生产。（四）井筒管理不正常：是指工作制度不合理而影响油井生产能力正常发挥。（五）注水管理不正常：是指不能落实注水方案和分层配注不合格，导致油井生产能力不能正常发挥。第八条 不正常停产井的管理。（一）未列入计划关井和报废油水井（未利用部分）管理序列的全部油水井中因取资料、采取增产、增注措施、抽油设备正常例保、工艺流程改造等在规定时间的停井外，其它一切原因造成的停产井都视为不正常停产井。采取增产措施及取资料规定的作业占井时间见后附表。（二）出现不正常停井时，采油队在力所能及的范围内要积极设法处理，争取及时恢复生产。对断、脱、卡、漏等不出油井，要采取对杆、上提活塞洗井、碰泵、洗井等措施284、，处理无效时及时与上级有关部门联系解决并作好配合，杜绝出现不正常停井不采取措施就上报的不负责任现象。对机电事故、地面流程事故等原因造成的不正常停井，采油队有能力处理的要积极组织力量处理，及时恢复生产。无能力处理需要厂给予协调解决的，要及时汇报给厂有关部门，并作好相应的准备工作，在处理过程中要积极搞好配合，争取尽早恢复生产有效缩短处理周期，降低不正常井影响产油率。对措施、作业施工井要及时掌握施工进度，每天在生产日报和综合记录上标明施工井施工进度，在向地下调度汇报时要有作业施工进度的内容，第九条 在井筒管理方面，要研究合理流压，定期优化油井工作制度，及时调整，保证油井生产能力充分发挥。第十条 在注285、水管理方面，要及时做好注水方案的研究、调整和落实，确保油井生产能力充分发挥。第十一条 要综合利用配套的工艺技术，加强作业监督管理，有效延长油井免修期，达到标本兼治的目标。第十二条 采油厂要成立由厂领导担任组长的不正常井管理领导小组，建立不正常井管理程序，明确不正常井管理各环节责任主体，制定配套的不正常井管理考核办法，将具体责任落实到人头，以确保不正常井管理水平提高。第十三条 带病生产井的管理。（一）带病生产井是指深井泵因砂、蜡、气影响和抽油杆断脱，泵凡尔、油管漏失，吸入部分堵塞等原因造成油井生产过程中产量下降的生产井；除了因注水因素影响之外连续降产7天以上的井（即日产液量25吨以上的井下降5吨286、；日产液量在10吨至25吨井下降3吨；日产液量10吨以下井下降20视为降产井）；计量产量、功图、液面反映不一致的生产井。（二）计量间岗位工人在计量、查井过程中发现异常情况要进行处理。如处理无效要将有关资料、现象、采取的措施及效果及时上报采油队。采油队要有自己的固定的传递信息方式方法，并记录在案。计量间必须在当天计量间生产日报和交接班中，记录和交接清楚本井的情况。（三）采油队接到井组计量间上报的情况后，要立即进行分析，确定进一步诊断的办法及处理措施，并由队干部带领有关人员到现场进行诊断、处理。现场处理后及时恢复生产的要与计量间做好交接，明确应注意观察的事项及下一步要做的工作。不能及时恢复生产的要287、根据诊断结果确定处理意见，并将有关资料、现象及要采取的措施意见和设计上报采油厂地研所及有关部门。采油队当天生产日报和综合记录上要记录清楚本井的情况。第十四条 油水井不正常生产时间是指油水井出现不正常之时开始，到采取措施处理后正常开井时止的时间。（一）抽油井不正常生产时间，是指因机电事故、井下事故、地面流程事故、井场、道路、措施作业超时、取资料作业超时停井等原因，造成抽油井不产液、不产油或少产液、少产油的时间。（二）注水井不正常生产时间，是指管内落物、管柱漏失、封隔器、配水器、底部凡尔失灵，水咀堵塞、水咀脱落等原因，使注水井停注、欠注、超注、油套压平衡、注入压力超过规定范围的时间。 第十五条 不288、正常井影响产油率考核指标按照公司开发部下达指标执行。第十六条 采油厂应将公司下达的不正常井影响产油率考核指标细化分解到各采油队。第十七条 采油厂每月要对不正常井影响产油率进行检查，并严格按照制定的考核办法执行。第十八条 采油厂要认真填写不正常井精细管理报表，于每月3日前上报到开发部。第十九条 开发部不定期到采油厂进行检查，并按照中国石油XX油田公司油水井资料录取管理规定进行严格考核。第四章 停产油水井的管理第二十条 油水井计划关井管理。（一）未经开发部审批同意的油水井，不准列入计划关井管理序列。（二）在采油厂地质所和采油队地质组要分别建立计划关井登记，内容应包括：关井原因，报批时间，实际关井时289、间，停前产状，井下技术状况，关井后所取资料的连续记载及采取的措施等。（三）各类计划关井应根据关井原因确定取资料的项目、周期和分析内容。水淹关井要注意观察井口压力、邻井产状变化及对应水井注入压力变化等；分析注水单元注采平衡关系和对邻井的干扰与影响，同时要确定有无在井口放油的可能。低产关井及井下事故关井，分析确定有无捞油的可能。长关观察井、开发方案试验观察井，要根据方案要求做好资料录取工作，及时分析效果，观察期满要及时做出进一步观察或转为正常生产的方案。注水井计划关井，注意观察周围油井的动态变化，对注水单元油井产量有较大影响的，要研究落实恢复注水的措施。对于无法恢复和无恢复价值的注水井，要分析确定290、有无转换井别再利用的可能。（四）对方案关井期满的必须及时开井生产，否则不按计划关井检查。对长期计划关井也要区别对待，能够利用恢复生产的要尽可能恢复生产。第二十一条 报废油水井的管理。（一）有报废井的单位，采油厂的地质所和采油队要分别建立报废井登记记录。记载清楚报废原因、时间，停产时间，停前产状，钻遇油层状况、动用情况，井下技术状况以及目前利用情况，关井后所取资料的连续记载及采取的措施等。 （二）报废井按报废原因可分为低产低能报废井、水淹高含水报废井和套变、井下事故报废井等。按其利用情况可分为利用开井和未利用停井两类。 （三）对已利用开井生产的报废井，要视同正常生产井管理。 （四）水淹停井要注意291、观察井口压力（在条件允许情况下每季度录取一次井口压力）、邻井产状变化及对应水井注入压力变化等，分析注水单元注采平衡关系和对邻井的干扰与影响，同时要确定有无在井口放油的可能。低产停井及井下事故关井，分析确定有无捞油的可能。未利用报废注水井要注意观察周围油井的动态变化。对于无法恢复和无恢复价值的报废注水井，要分析确定有无转换井别再利用的可能。（五）对于停产油水井要像对待正常生产井一样进行管理，定期进行巡检，发现问题及时处理。第五章 加强油水井三个层次管理的具体内容第二十二条 油水井三个层次管理是：第一个层次井组岗位；第二个层次采油队；第三个层次采油厂。（一）第一个层次井组岗位工人，要做到“一全准”292、“二提高”、“四及时”。“一全准”是：认真学习大庆“三老四严”精神，实实在在地取全取准油水井资料。取全取准油水井资料，做到及时、齐全、准确、工整，确保资料无差错。“二提高”是：提高管好油水井的责任心；提高油水井分析及处理能力。“四及时”是：及时发现停产井；及时发现出工不出力井；及时发现出工少出力井；及时反映处理不正常井。（二）第二个层次采油队，要做到坚持日观察、旬分析、月小结的油水井管理制度，要充分利用油水井动态资料，进行动态分析。采油队领导（包括技术员）要做到“两个心中有数”、“三到现场”。“两个心中有数”是：对每口油水井生产情况心中有数；对每口油水井潜力和措施心中有数。“三到现场”是：停293、产井、不出油井到现场；减产井到现场；增产措施井到现场。队领导成员每天要深入井组岗位检查指导工作，掌握油水井生产情况，及时发现问题，及时处理问题。（三）第三个层次采油厂领导和有关部门对油水井生产形势和地下形势做到心中有数，每旬对所有油水井都要过目一遍。第二十三条 采油厂生产管理必须有旬度、月度、季度运行计划，并及时检查分析实施情况。同时要求各采油厂在加强三个层次管理基础上，分析制定油水井利用率、油水井生产时率和油水井正常生产时率目标，并采取措施保证目标的实现，要干方百计降低不正常井影响的产油量。第六章 附 则第二十四条 本办法从下发之日起执行。第二十五条 本办法由开发部负责解释。中国石油XX油田294、公司油水井资料录取管理规定第一章 总 则第一条 油水井资料是油田开发生产中第一手资料，科学、准确的数据对油田开发分析、研究具有十分重要意义。为进一步规范油水井资料管理，提高油水井资料录取的准确性，特制定本管理规定。第二条 本规定适用于XX油田所属采油、采气单位。第二章 抽油井生产资料录取第三条 适用范围本要求规定了有杆泵抽油井生产应录取资料的项目、内容和全准的质量要求。第四条 录取资料的项目工作制度、井口压力、产量与油气比、含水、动液面、示功图、静压、砂面八项资料。第五条 录取资料要求一、工作制度（一）工作制度包括泵型及泵径、泵深、冲程、冲数（螺杆泵转数）、生产时间。（二）泵型及泵径、泵深，每295、月初5日前在综合记录上填写一次。如本月内因井下作业改变了泵型及泵径、泵深，要在对应日期格内注明改变后的工作制度，并在备注格内注明改变原因。（三）冲程、冲数（螺杆泵井转数），在综合记录上每口井每旬的第一天填写一次。如果旬内因调参改变了工作制度，要在调参之日重新填写新的工作制度，并在备注格内注明调参内容。冲程、冲数（螺杆泵井转数），在采油计量间生产日报上每口井每天第一班填写一次。（四）生产时间，在综合记录上每口井每天填写一次，在采油计量间生产日报上每口井每天每班填写一次。如因某种原因当日生产时间不足24小时，要在备注对应日期格内，注明停产原因和起止时间。二、井口压力（一）井口压力包括套压、油压。（296、二）每口井井口都要具备录取油压、套压的条件，即阀门灵活好用，变丝和补心连接密封，压力表符合标准（量程合理），并能按期校对。（三）套压和油压每旬录取2次，并记录在综合记录的对应日期的套压、油压的表格内和采油计量间生产日报的对应栏内。三、产量与油气比（一）计量间计量1正常单独计量生产井（1）正常单独计量生产井要根据每口油井产液量的高低，间歇出油规律，确定每口井的计量周期、计量时间段、计量时间。高产液量（日产液大于10吨以上的井）连续出油井，计量周期为2天，每次计量30分钟以上；低产液量（日产小于或等于10吨的井）间歇出油井，计量周期为3天，每次计量60分钟以上。每口井严格按照计量周期表（包括计量周297、期、时间段和时间）执行。（2）计量结果凡是两次产液量波动偏大时要重复计量，即日产25t以上井波动5t；日产10t-25t波动3t；10t以下井波动20%。产液量与示功图、动液面解释不符时要及时通过计量、复测进行验证。（3）各种措施井、新投产井、不正常井开井后，在产量没稳定前，每天计量一次，直至产量稳定。（4）翻斗正常情况下，每半年静标校准一次、排污一次，换底水一次。每月动标一次，每次动标要求玻璃管液面上升高度至少20厘米，要有标定校准记录。玻璃管和计量标尺齐全好用、刻度精确。（5）正常生产油井每月测气一次，相邻两次测气间隔时间28-31天。（6）密闭容积法测气，量油和测气同时进行，根据油井产液298、量高低、伴生气多少，确定液面高度至少15厘米，要求读数准确，计算溶解气、游离气和套管气（指控制套管气井）量，用测气时的产油量或当日产油量计算油气比。气表测气每旬测一次，测气时间与计量时间相同，折算一旬的产气量，每月产气量是三旬产气量的和，用全月产油量折算油气比。（7）计量罐必须配备计数器，并且保证计数器准确好用，无计数器或带病使用，资料视为不准。2串联生产井（1）串联井计量时，其正常生产井按单井正常生产计量周期表进行合量（同一串上几口井的产液量一起计量），一般为2天，最长时间不超过5天（根据计量间井数、串联井数和环数以及计量时间确定）。每月要确定分产系数一次以上。合量产量严格按照正常单独计量生299、产井的计量要求，超波动范围时，要立即进行分量，并配合进行其它诊断方法，直到查明原因为止。 （2）串联井分产系数的确定方法2口井串联A冷输和三管伴随流程进行停井分量确定分产系数，分量时每口井每次量油时间一般不应少于60分钟，为了减少串联井之间的干扰，两口井分量时的间隔时间应不少于30分钟（第一口井单量后，要全部开抽，待30分钟后在量第二口井），单量其中一口井时，其他油井提前停井、并关好井口的生产闸门10分钟以上。2口井单量确定分产系数，必须在同一天内完成。B掺输流程a. 具备掺输水计量条件阀组间应具备用掺水流量计标定计量设备（计量罐或其他设备）的工艺流程，并且计量设备必须使用掺输水流量计进行标定300、。采用定量掺水计量，单井单量操作的计量时间为60分钟、间隔为30分钟，1天内完成。b. 不具备掺输水计量条件阀组间不具备掺输水计量条件的，采用停掺计量，停掺30分钟，计量30分钟，单量操作的间隔为30分钟，1天内完成。2口以上井串联A冷输和三管伴随流程采用“循环差减法”确定单井分产系数，具体做法：n口井的集输“环”，首先，按照单井集输距离，由近至远依次停一口井计量其他油井产量，这样就能进行n次集输“环”的计量；其次，将这些数值相加就可以得出集输“环”n-1次的产液量，计算得出集输“环”的产液量，将此产液量做为该集输环确定单井分产系数的基数；再次，单井产液量则利用上述数值计算获得；最后，通过计算301、得出集输环单井的分产系数。（具体操作见：举例说明）操作要求：每次计量时，关闭所停井的生产阀门，并且计量时间不应少于30分钟，第二次进行停开之后，必须稳定生产20分钟之后才能计量，计量操作必须连续进行。举例说明：集输“环”A所辖3口油井（即n=3），按照集输距离由近至远分别为X井、Y井、Z井，“循环差减法”做法为：首先停X井，计量Y+Z井产量，结果为M1；然后开X井，停Y井，20分钟之后开始计量X+Z井产量，结果为M2；再开Y井，停Z井，20分钟之后开始计量X+Y井产量，结果为M3；集输“环”A产液量（M1 +M2+M3）/（3-1）；X井产液量（M1 +M2+M3）/（3-1）M1Y井产液量（302、M1 +M2+M3）/（3-1）M2Z井产液量（M1 +M2+M3）/（3-1）M3少于5口井（含5口井）串联集输“环”，分产系数在同一天内完成；多于5口井二天内完成，通过“循环差减法”计算出的集输环产液量和单井产液量，可以应用实际生产中。B掺输流程a. 具备掺输水计量条件阀组间应具备用掺水流量计标定计量设备（计量罐或其他设备）的工艺流程，并且计量设备必须使用掺输水流量计进行标定。采用定量掺水计量，n-1口井的合量时间为30分钟、间隔为20分钟、计量必须连续进行,少于5口井（含5口井）串联集输“环”同一天内完成；多于5口井二天内完成，通过“循环差减法”计算出的集输环产液量和单井产液量，可以应用303、实际生产中。b. 不具备掺输水计量条件阀组间不具备掺输水计量条件的，采用停掺计量，具体做法为：停掺30分钟，n-1口井的计量时间为30分钟，n-1口井计量操作至少应在相邻的n-1天内完成（为了确保管线畅通，计量的操作可以在非连续状态下进行）。（3）串联井并且能够不停井计量(具备计量辅线的串联集输流程)应执行正常单独计量生产井的计量周期表。（4）合量时的单井产量，用正常情况下该井分产系数与合量产量计算求得。（二）单井罐计量1要求各生产井具备量油条件,有量油标尺、量油换算表，量油标尺最小刻度为1厘米，每班至少用标尺计量一次。2要求随时监控单井罐的罐存高度。如有外运拉油、放水，将外运、放水量计量准确304、，即装车前后、放水前后量罐存高度，换算罐存量后，计算出外运及放水数量，并及时填写在采油计量间生产日报和交接班记录上。每班交班时计算一次班产液量班产液量=（本班交班罐存+本班外运+放水）-本班接班罐存，并将结果及时填写在采油计量间生产日报和交接班记录上。零点班在早七点计算日产液量日产液量=（零点班交班罐存+全天外运+全天放水）-前日白班接班罐存，并将结果及时填写在采油计量间生产日报和交接班记录上。（三）计量车计量1每旬计量一次，高产井每次计量30分钟，低产井每次计量60分钟，若每次计量超波动范围（日产10t以上井波动20%；日产10t以下井波动30%），应加密重复计量，直到稳定为止。2计量车按相305、关要求定期标定。四、含水（一）油井产液含水每月在井口或计量间取样化验三次，即每旬取样化验一次。相邻两次取样化验间隔812天。（二）低含水井（小于等于20%），含水变化超过3%；中含水井（20.1%-60%），含水变化超过3%；中高含水井（60.1%-80%），含水变化超过2.5%；高含水井（80.1%-90%），含水变化超过2%；特高含水井90.1%95%区间，含水变化超过1.5%,95.1%100%区间,含水变化超过1%；包括趋势变化超范围的（即连续三次按周期化验的含水值变化趋势方向相同，并累计差值超出对应含水段的波动范围），应加密取样，直至含水稳定。（三）各种措施井、新投产井、洗井（加药）306、，要在其生产当日即开始取样化验含水，每日一次，直至含水稳定；不正常井恢复开井后，也应加密取样；直至含水稳定后，则按正常生产井的标准取样化验。（四）每天化验的含水应填写到综合记录对应日期的表格内，使用的填写在“含水”栏内，不用的填写在“化验含水”栏内。对于一口井每天取样化验超过一次的，应选取有代表性的含水值，其他含水填写到综合记录“备注”栏内。五、动液面（一）正常生产井每月测一次动液面，相邻两次测试间隔时间为2535天。泵深小于800米的油井，动液面波动30米以上要复测；泵深大于800米的油井，动液面波动50米以上要复测。复测井当月应不止复测一次，直至取得有代表性数据为止，第一次复测应在波动后5307、天内完成。（二）新投产井和措施后开的井，前10天每3天测动液面一次，以后每5天测动液面一次，直至液面稳定后按抽油井生产录取资料标准进行。（三）动液面测试，每次测试曲线的井口波、液面波要清楚，油管接箍波要清楚、整齐。采油单位要严格监控井下作业油管下井情况，要求井下作业完井时在井口以下，第1至第20根油管必须等长。动液面深度必须用井口波、油管接箍波计算，否则为液面数据不准。计算要准确无误。（四）油管接箍波曲线上的井口波宽度不大于5毫米，接箍波曲线上的第一个接箍波出现的长度至井口波不大于15毫米，液面波的波峰不小于2毫米，否则必须重复测试。（五）液面曲线波距一律从波的根部测量，测量误差小于0.5毫米308、，液面深度计算要准确无误。（六）测取的液面数据应填写到综合记录动液面栏对应日期的表格内，每月由采油队地质组计算一次每口井的流压，并填写在综合记录上。（七）测试仪器每月校对一次，达到校准质量标准，并有校准记录。六、示功图（一）正常生产井每月测三次示功图，即每旬测一次。相邻两次测试间隔时间为812天。（二）新投产井和措施后开的井，前10天每3天测示功图一次，以后每5天测示功图一次，直至产量稳定后按抽油井生产录取资料标准进行。（三）每次测试的示功图必须有基线，负荷线，计算充满系数，写明测试日期，解释准确并写明解释结果。（四）示功图充满系数波动超20%，需要在2天内进行复测。（五）测试仪器每月校对一次309、，达到校对质量标准，有校对记录。七、静压（一）定点测压井必须是产量相对稳定的正常生产井，笼统测压井每半年测压力恢复曲线一次，全年两次，间隔时间为5-7个月。分层测压井每年测压力恢复曲线一次，间隔时间为11-13个月。没有特殊情况定点测压井原则上井号不能变更。（二）测压期间，要保持邻井生产稳定，不允许上大型措施和调整工作制度或注水量等。（三）电子压力计量程、精度选择合理，正常检定和试运行正常后方可下井。根据测压方式和压力解释要求确定合理的压力计采点编程（采点密度、测试时间），所录取的资料满足解释分析需要。（四）压力计要求下到油层中部深度测压。如果下不到油层中部深度时，必须进行压力梯度测试，用本次310、测的梯度进行折算，不得借用。（五）压力计严格按规定检定周期检定，误差不超过规定的范围。（六）采油测试队要求建立以井次为单位的油水井测压综合分析记录，应对每口井的测压全过程跟踪分析，具体内容包括测压前压力计检定、试运行情况分析，压力计下井现场情况分析（操作、遇阻、胀封），起出后资料分析（测试压力计工作状态、压力计对比分析、封隔器工作状态分析等）。此记录应作为最原始的资料在采油测试队进行存档保存。（七）采油测试队在测试完成3天内，将整理后的合格测试资料上报地质所。（八）地质所负责试井测压资料解释工作，结合地质认识及动态反应提供客观、合理、真实的试井解释信息。（九）关井前不停井测压资料应用试井软件解311、释平台进行解释，达到最佳的拟合效果，提供客观、合理、真实的试井解释参数和试井解释信息（油藏类型、井储系数、渗透率、表皮系数、边界距离等）。（十）关井前停井测压资料只能用常规试井解释方法解释平均地层压力，解释的平均地层压力要通过有效的办法实现与关井前不停井测压解释的平均地层压力统一成为一个压力系统。八、砂面（一）当年内所有动管柱井必须有一次砂面数据。（二）凡是冲砂井都要取砂样，以判别压裂砂、井底出砂或井内杂物。其砂面数据（冲前、冲后）、判别结果均要填写在完井总结和综合记录上的对应日期格内。第六条 其它（一）上述应录取的八项资料，严格按要求达到录取次数和个数。（二）采油计量间生产日报、综合记录上的312、有关数据要互相对扣；综合记录与修井台帐、完井总结上的有关数据也要互相对扣。（三）所有正常生产井每月结合录取油套压时录取憋压数据1次。第三章 注水井生产资料录取第七条 适用范围本要求规定了注水井正常注水时应录取资料的项目、内容、全准的质量要求，适用于油田开发生产日常管理中注水井正常注水时资料的录取。第八条 录取资料内容油管压力、套管压力、泵压、注水量、分层注水量和水质等六项资料。第九条 录取资料全准要求一、油管压力1每口注水井都要具备录取油管压力的条件。2每天第一班每口井每2小时在采油注水间内读取一次油管压力（即去往单井的首级分水压力）并记录在班报上，第二班、第三班每口井每4小时记录一次。3、井313、口油压每旬录取1次，并记录在注水井综合记录对应日期的备注栏内和采油注水间生产日报的对应班栏内。4油压在生产日报、注水井综合记录上每口井每天记录一次，其选值三个班的平均压力值。在注水井综合记录上，旬、月油压值为按本旬或本月注水天数计算的平均值。二、套管压力1每口注水井都要具备录取套管压力的条件。2分层注水井，每口井每旬逢4逢9录取，并记录在班报上对应时间栏内。3在生产日报、注水井综合记录上每口井逢4逢9记录一次套压值，综合记录上的月套压值为按本月录取次数计算的平均值。三、泵压1注水管汇上要具备录取泵压的条件。2每天第一班在班报上每口井每2小时记录一次，第二班、第三班每口井每4小时记录一次。3泵压314、在生产日报、注水井综合记录上每口井每天记录一次，其选值三个班的平均压力值。注水井综合记录上，旬、月泵压值为按本旬或本月注水天数计算的平均值。四、注水量1每口注水井都要具备注水量计量的条件。单井装有计量注水量的流量计，流量计计量范围满足注水量要求，即所计量水量在水表适用范围内。流量计按其使用要求定期校对并达到合格标准，有校对记录。流量计安装固定、有铅封，更换时在班报和交接班记录上记载，非专业人员不得拆卸。2在班报上每天每口井第一班每2小时记录一次，第二班、第三班每口井每4小时记录一次。在班报上记录水表读数时必须同时记录油压、泵压。每8小时计算水量一次，第三班核算日注水量。水表读数与报表水量相符，315、保留一位小数。3注水量在生产日报、注水井综合记录上，每口井每天记录一次，取整数。4全井配注合格标准：日配注大于或等于100m3井，全井日注不超过配注量的5 m3；日配注100m3以下井，全井日注不超过配注量的3m3。5因停泵或其它原因临时停注影响的注水量，允许在当日内补水，但不能超过全井配注合格标准上限的30%。6全井配注合格标准，每月有25天达到配注为合格。五、分层注水量1正常分注井，每半年分层测试和验封一次，同时测试停注层段、空管柱等是否吸水。不能正常分注的注水井，要立即进行测调试。施工井和特殊作业井在施工结束10天后，达到稳定状态进行分层测试。每次测试成果要达到测试资料合格标准。2每天按316、注入压力分层段水量，配注压力与分水压力基本相符，即不超过测试时的压力范围，特殊井可外加一个测试压力点，如果连续5天达不到分水标准，要重新测试，即使压力恢复也不得分水。3层段配注合格标准：层段配注量大于30 m3以上的层段，加强层日实注水量不低于配注水量，不超过配注水量以上5 m3，限制层不超过日配注水量、不低于配注水量以下5 m3;层段配注30 m3以下的井，加强层日实注水量不低于配注水量，不超过配注水量以上3 m3;限制层日实注水量不超过配注水量，不低于配注水量以下3 m3。 4有效层段合格标准：月有效合格标准为每月有20天以上达到层段配注合格要求。季度有效合格标准为每月各有20天及20天以上达到层段配注合格要求。六、水质1注水站每天在注水泵入口取样化验含铁、含油和机械杂质一次、每月化验含菌一次。采油队每旬在监测点取样化验含油、含机械杂质一次，每月化验含菌一次。2水质合格标准：含铁小于0.5mg/L、机械杂质小于2mg/L、污水含油小于5mg/L、含菌25个/ml。3正常注水井每半年洗井一次，停注24小时以上的注水井和转注井要洗井至水