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采油工程管理,第一部分 油田开发管理纲要主要内容,提 纲,第二部分 采油工程管理规定,第三部分 近几年采油工艺管理方面一些好的做法,第四部分 今后采油工艺技术管理工作的几点意见,第一部分 油田开发管理纲要主要内容,一、 前言 二、纲要的修订过程 三、纲要的重要意义 四、纲要的主要内容 五、 “四个管理规定”概要,一、前 言,进入二十一世纪以来，随着国家市场经济体制的逐步完善和股份公司在海外上市。公司的管理理念和管理方式发生了很大的变化。油田开发的指导思想已从单纯完成国家下达的计划任务、实现油田高产稳产转变为实现公司利益最大化，合理开发油田和确保原油生产全面、协调、可持续发展。 由于老油田开采程度的加深，主力油田已进入递减阶段，开采难度越来越大，新增储量大部分为低渗、低丰度和复杂类型油藏。随着油田开发水平和采收率不断提高，不同类型油藏开发规律和趋势已基本掌握，同时，矿权、储量评估、HSE等问题已得到高度注视。为此，迫切需要对原纲要进一步修订完善，作为今后时期指导油田开发的纲领性文件。,一、前 言,长庆油田公司现行的油田开发管理纲要（以下简称纲要）于2004年8月17日经中国石油天然气股份公司常务会议审议通过，自9月1日起实施。 新纲要的实施对进一步规范油田开发过程中各项管理工作，推进油田开发科学化管理，不断提高油田开发水平，实现原油生产稳产增长和石油资源接替的良性循环起到了重要意义。 油藏工程管理规定、钻井工程管理规定、采油工程管理规定和油田地面工程管理规定是纲要的具体诠释，执行好“四个规定”对确保纲要的贯彻执行，提高油田开发水平具有重要作用。,1979年7月12日，原石油工业部正式颁布了油田开发条例（草案），这是中国第一部油田开发“宪法”，强调要正正规规地开发油田。 1988年3月3日，原石油工业部颁布了油田开发管理纲要（试行），提出油田开发要规范程序，加强油藏研究，制定合理调控措施。 2004年8月17日，中国石油天然气股份有限公司审议通过新纲要，体现了对油田开发科学化、规范化和程序化管理的要求，其内容更全面、更具体、操作性更强。,二、纲要的修订过程,三个阶段：,收集资料，调查研究 （2003年6-8月） 集思广益、理清思路、确定纲要编写结构 （2003年9-11月） 完成初稿、确定了纲要主要内容 （2003年12月-2004年2月） 开展专题研究，继续深化完善纲要（2004年3-4月） 广泛征求意见，修改、定稿 （2004年5-7月）,纲要体现了股份公司对油田开发过程中各个重要环节技术和管理的总体要求，也反映了中国石油的开发水平和管理水平，是目前和今后一段时间指导油田开发工作的纲领性文件。 纲要既继承了油田开发工作的基本经验，又体现了与时俱进，吸收了新的理念和管理方法（勘探开发一体化、提高采收率、矿权与储量管理、多学科协同、安全健康环境），为提高油田开发水平，高效开发油田提供保障。 纲要的出台带动了油田开发配套规章制度的修订，使油田开发有章可循，实现了油田开发的科学化、规范化、程序化管理。,三、纲要的重要意义,四、纲要的主要内容,第 一 章 总则 第 二 章 油藏评价 第 三 章 开发方案 第 四 章 产能建设 第 五 章 开发过程管理 第 六 章 开发调整与提高采收率 第 七 章 储量与矿权管理 第 八 章 技术创新与应用 第 九 章 健康、安全、环境 第 十 章 考核与奖惩 第十一章 附则,新纲要包括11章共108条内容。,第一章 总则 （第一条第十条）,阐述了纲要制定的目的、遵循的原则和油田开发工作的指导思想。,目 的：充分利用和保护油气资源，合理开发油田，加强宏观 控制，规范各项工作； 原 则：必须遵守国家法律、法规和股份公司规章制度，贯彻 执行股份公司的发展战略； 指导思想：贯彻全面、协调、可持续发展的方针，坚持以经济效 益为中心，强化油藏评价，加快新油田开发上产， 搞好老油田调整和综合治理，不断提高油田采收率， 实现原油生产稳定增长和石油资源接替的良性循环。,多学科协同 加强地质研究 科技创新 提高经济效益 人才培养 健康安全环境,强调了油田开发工作中应该做好的几项工作：,明确了纲要的适用范围：,对境内陆上及滩海自营油田开发必须严格执行；境内油田对外合作开发可参照执行；海上油田开发应另行制定。,第三章 开发方案 （第十九条第三十三条）,本章阐述了编制开发方案的意义、开发方案包括的主要内容、后评估及方案审批和管理等有关规定。,油田开发方案是指油田开发方法的设计，它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。,编制开发方案的意义,由设计院编写,由研究院或采油厂地采所编写,由油气院或采油厂工艺所编写,由相应专业处室编写,总论 油藏工程方案 钻井工程方案 采油工程方案 地面工程方案 项目组织及实施要求 健康、安全、环境（HSE）要求 投资估算和经济效益评价,开发方案的主要内容,由研究院或采油厂地采所编写,由油气院或采油厂工艺所编写,主要包括油田地理与自然条件概况、矿权情况、区域地质与勘探简史、开发方案结论等。 1、油田地理与自然条件应包括油田地理位置和油田所处范围内对油田开发工程建设有影响的自然地理、交通、环境、气象、海况、地震等情况。 2、矿权情况应包括该地区探矿权和采矿权审批情况、采矿许可证复印件和相应图幅（带拐点坐标）。 3、区域地质应简述油田所属油气田盆地、凹陷、构造带以及与之相邻构造单元名称和简要关系，并附区域构造位置图。勘探简史主要包括勘探历程和钻探简况。 4、开发方案结论应简述开发方案各部分结论性意见，提出开发方案主要技术经济指标。,总论（部分）,钻井工程方案的编制要充分了解油藏特征及油田开发对钻井工程的要求，要依据油藏类型和开采方式的不同，确定开发井的钻井、完井程序及工艺技术方法。强化钻井过程中的油层保护措施，井身结构的设计要适合整个开采阶段生产状况的变化及进行多种井下作业的需要。 主要内容应包括：油藏工程方案要点；采油工程要求；已钻井基本情况分析；地层孔隙压力；破裂压力及坍塌压力预测；井身结构设计；钻井装备要求；井控设计；钻井工艺要求；油气层保护要求；录井要求；固井及完井设计；健康、安全、环境要求；钻井周期设计；钻井工程投资概算。,钻井工程方案（部分）,采油工程方案编制应从油藏特点出发，充分利用油藏工程的研究成果，按照油藏工程方案的要求进行设计。方案编制要与油藏、钻井、地面工程相结合，在经济上进行多方案比选并综合优化，采用先进实用、安全可靠、经济可行的采油工程技术。 主要内容应包括：油藏工程方案要点；储层保护措施；采油工程完井设计；采油方式和参数优化设计；注入工艺和参数优化设计；增产增注技术；对钻井的地面工程的要求；健康、安全、环境要求；采油工程投资概算；其他配套技术。,采油工程方案（部分）,地面工程方案设计必须以经济效益为中心，以油藏工程方案为依据，应用先进适用的配套技术，按照“高效、低耗、安全、环保”的原则，对新油田地面工程及系统配套工程建设进行多方案的技术经济比选及综合优化。地面工程方案设计要注意确定合理的建设规模，以提高地面工程建设的投资效益。 主要内容应包括：油藏工程方案要点；钻井、采油工程方案要点；地面工程建设规模和总体布局；地面工程建设工艺方案；总图运输和建筑结构方案；防腐工程、防垢工程、生产维修、组织机构和定员方案；健康、安全、环保和节能等方案；地面工程方案的主要设备选型及工程用量；地面工程总占地面积、总建筑面积；地面工程投资估算。,地面工程方案（部分）,投资估算和经济效益评价必须按照费用、效益一致的原则，科学合理地进行费用与效益的估算，评价相应的经济指标，进行相关分析并得出经济评价结论。 经济评价的主要内容包括：投资估算与资金筹措；成本费用估算；销售收入与流转税金估算；编制损益表，计算相关经济评价指标；编制现金流量与相关经济评价指标计算；不确定性分析；经济评价结论。 油田开发方案的优选要以油藏工程方案为基础，结合钻井工程方案、采油工程方案、地面工程方案配套形成23个方案，进行投资估算与经济评价。方案比选的主要指标为净现值，也可采用多指标综合比选。,投资估算和经济效益（部分）,设计动用地质储量大于1000万吨或设计产能规模大于20万吨年的油田开发方案，或虽设计产能规模小于20万吨年，但发展潜力较大，有望形成较大规模或对区域发展、技术发展有重要意义的油田开发方案，由油田公司预审并报股份公司审批。其他方案由所在油田公司审批并报股份公司备案。在开发方案审批过程中，应进行开发方案编制水平评估。凡报股份公司审批的油田开发方案，都须经有关技术部门咨询。,方案审批和管理,新油田全面投入开发3年后，应根据油田实际资料，对开发方案的实施效果进行后评估。 后评估主要内容包括：开发方案设计指标的合理性；工艺技术和地面工程的适应性；各种经济技术指标的符合程度等。要根据评价结果修正油田开发指标，作为油田开发过程管理的依据。,开发方案后评估,第四章 产能建设 （第三十四条第四十九条）,本章阐述了产能建设阶段的主要任务和具体实施要求。,产能建设主要任务：,新油田开发方案或老油田调整方案经批准并列入产能建设项目计划后，进入产能建设阶段。产能建设要坚持整体建设的原则，其主要任务是按开发方案要求完成钻井、测井、完井、采油、地面建设等工程，建成开发方案设计产能并按时投产。,总体要求,油田开发建设要按照建设资源节约型企业的要求，积极推进节约能源、原材料、水、土地等资源以及资源综合利用工作。 充分运用新技术（如水平井、定向井技术），学习和借鉴国内外先进管理经验，将土地利用与工程技术有机结合。 钻井、测井、油藏、采油、地面建设工程以及生产协调等部门，都要按开发方案的要求制定本部门的具体实施细则，并严格执行。 产能建设项目必须实行业主责任制的项目管理，加大项目的监督力度。,开发部门（产能建设项目组）应组织有关单位对开发方案确定的井位进行勘察，井位及井场要求应符合有关标准及健康、安全、环境的要求，应考虑可能对员工、周围居民及环境的影响。,1.井场踏勘,产能建设过程中钻井作业须依据钻井工程方案要求，编制单井钻井设计； 钻井设计必须经过严格的审核和审批； 钻井过程中发现钻井设计与实际情况不符确需修改时，应报主管部门组织修改、审批后方可进行调整。,2.钻井要求,钻井工程实施中应加强现场监督，按照开钻验收、工程实施、完井验收三个阶段进行规范化管理。 为保证钻井施工安全、固井质量合格和保护套管，要根据需要对相关的注水井采取短期停注或降压措施。 在地层压力水平较高的地区钻井和作业要采取井控措施。,测井、录井资料是认识油藏的重要资料，必须取全取准。应按照先进、适用、有效、经济的原则，制订资料录取要求。测井系列应包括必测项目和选测项目。,3.录井、测井,根据油藏工程方案和开发井完钻后的新认识，编制射孔方案，确保油田注采系统的合理性，并按方案要求取全、取准各项资料。 根据采油工程方案做好完井工作，主要内容为：储层保护、完井方式、射孔工艺和投产方式。,4.投产投注,前期准备：工程勘察、初步设计； 工程实施：施工图设计、工程开工、工程实施； 投产试运： 竣工验收：,5.地面工程建设,地面工程建设要严格履行基本建设程序，实行规范化管理：,油田产能建设项目的实施，必须统一组织，以区块为单元，整体配套地进行建设施工。油田产能建设全面完成后，要根据油田开发方案中的实施要求，及时组织投产。 油田产能建设必须建立健全质量管理体系，实行项目全过程质量监督和监理制。 整个建设项目竣工验收后，建设单位应尽快办理固定资产交付使用手续，做好资料归档工作。,第五章 开发过程管理 （第五十条第六十四条）,本章主要阐述油田开发过程管理的主要工作内容，重点要实现开发方案确定的技术经济指标，完成年度生产计划。 具体要做好动态监测、油藏描述、动态分析、中长期规划编制、综合治理方案编制与实施等工作。 实现开发调控指标，确保开发取得好效果。,实现技术经济指标和油藏经营管理目标； 确保各种油田生产设施安全、平稳运行，搞好伴生气管理，控制原油成本，节能降耗，完成年度生产计划、经营指标； 开展油藏动态监测、油田动态跟踪分析和阶段性精细油藏描述工作，搞好油田注采调整和综合治理，实现油藏调控指标。 按照健康、安全、环境管理的要求，组织生产运行、增产措施及维护性生产作业； 根据设备管理的规定，做好开发设备及设施的配备、使用、保养、维修、更新、改造等工作。,主要任务,开发过程管理的主要内容,、油藏描述 、油田动态监测 、油田动态跟踪分析 、编写综合治理和调整方案，搞好注采调控 、制定油田中长期发展规划 、效益评价,、编写综合治理和调整方案，搞好注采调控,综合治理方案（年度综合调整方案）的目的是落实油田年度生产任务和调控指标。针对影响油田开发的主要矛盾，确定相应的调整措施，将油田原油生产和注水任务合理分配到各开发区块、层系，落实到单井。 方案的主要工作内容是调整油水井的工作制度、对油水井进行增产增注措施（包括油层改造、堵水、补孔、大修等）以及动态监测录取资料要求等。,中长期油田开发业务发展规划是指导中长期油田开发和业务发展的指导性文件。 规划编制要以股份公司总体发展战略为指导，结合实际情况，深入研究各种影响因素和问题，通过广泛、周密、细致的工作，提出下阶段油田发展战略、工作目标、发展重点和重大举措。 油田开发各专业（油藏工程、钻井工程、采油工程、地面工程等）要结合本专业的特点，制定相应的规划。,、制定油田的中长期规划,效益评价是分析和掌握已开发油田生产经营状况、降低成本、增加效益的依据。 效益评价工作的重点是分析操作成本构成及其主要影响因素，提出治理措施。应按年度对油田、区块、单井生产成本及效益指标进行分析，并针对影响成本的主要因素，采取相应措施有效控制操作成本。,、效益评价,第八章 技术创新与应用 （第九十一条第九十五条）,主要阐述技术创新与应用是提高油田开发水平和经济效益的重要手段，要把技术创新与技术进步作为油田开发技术管理的重要内容。,遵循的原则和具体要求：注重研发储备技术、攻关瓶颈技术、推广成熟技术、引进先进技术，把技术创新与技术进步作为油田开发技术管理的重要内容，按照“研发、攻关、推广、引进”四个层次，研究制定科技发展规划和计划，按照“先进适用、经济有效、系统集成、规模应用”的原则搞好科技管理工作，加强成熟适用新技术推广力度，努力缩短科研成果转化周期，尽快形成生产能力。,第九章 健康、安全、环境 （第九十六条第一百零三条）,健康、安全、环境是本纲要重点强调的工作。 在油田开发的全过程中，不管是方案制定还是实施过程中都增加了有关HSE的内容，体现了对安全工作重要性的认识。 结合油田开发实际情况，对油田开发过程中可能出现的健康、安全、环境风险提出应对措施和安全工作要求。,.,.,第十章 考核与奖惩 （第一百零四条第一百零五条）,明确了对油田开发工作考核和奖励的目的、内容和具体标准。提出了对违反纲要或 决策失误并造成不良后果者，视情节予以惩处。,五、“四个管理规定”概要,油藏工程管理规定包括10章共76条内容。主要是在油藏评价和油田开发过程中，深化油藏认识，把握油田开发趋势，搞好油藏工程方案设计和实施，做好动态监测和跟踪调整工作，确保油田高效开发。,第一章 总则 第二章 油藏评价 第三章 油藏工程方案 第四章 方案实施与跟踪 第五章 开发动态监测 第六章 开发过程管理 第七章 改善二次采油提高采收率 第八章 三次采油提高采收率 第九章 技术创新与应用 第十章 附则,五、“四个管理规定”概要,钻井工程管理规定包括9章共107条内容。主要是钻井工程方案编制与实施、钻井设计管理、钻井过程管理、钻井与地质监督管理、钻井资料与信息化管理、工程技术研究与应用以及健康、安全、环境管理。,第一章 总则 第二章 钻井工程方案编制与实施 第三章 钻井设计管理 第四章 钻井过程管理 第五章 钻井与地质监督管理 第六章 钻井资料与信息化管理 第七章 技术创新与应用 第八章 健康、安全、环境管理 第九章 附则,五、“四个管理规定”概要,采油工程管理规定包括8章共68条内容。主要内容是采油工程方案编制及实施，完井与试油、试采管理、生产过程管理、质量控制管理、技术创新与应用和健康、安全、环境管理。,第一章 总则 第二章 采油工程方案与设计 第三章 完井与试油、试采管理 第四章 生产过程管理 第五章 质量控制 第六章 技术创新与应用 第七章 健康、安全、环境管理 第八章 附则,五、“四个管理规定”概要,油田地面工程管理规定包括8章共132条内容。主要内容是油田地面建设规划、油田地面工程建设、油田地面系统生产、老油田地面工程改造、油田地面工程科技创新和健康、安全、环境管理等。,第一章 总则 第二章 油田地面工程建设 第三章 油田地面生产管理 第四章 老油田地面工程改造 第五章 油田地面工程总体规划 第六章 油田地面工程科技创新 第七章 质量、健康、安全、环境管理 第八章 附则,第二部分 采油工程管理规定,第一章 总则 第二章 采油工程方案与设计 第三章 完井与试油、试采管理 第四章 生产过程管理 第五章 质量控制 第六章 技术创新与应用 第七章 健康、安全、环境管理 第八章 附则,新采油工程管理规定包括8章共87条内容,第一章 总则 （第一条第四条）,阐述了采油管理规定（以下简称规定）制定的目的、遵循的原则和油田开发工作的指导思想。,目 的：为规范采油工程管理，提高采油工程技术水平，适应油田勘探 开发需要，根据油田开发管理纲要，特制定本规定； 原 则：必须遵守国家法律、法规和股份公司规章制度，贯彻执行股份 公司的发展战略； 指导思想：根据油田地质特点和开发需求，以实现油田高效开发为目标， 依靠科学管理和技术创新，优化措施结构，形成适应油田不同 开发阶段需要的采油工艺配套技术。,明确了规定的适用范围：,本规定适用于股份公司及所属油（气）田分公司、全资子公司（以下简称油田公司）的陆上油田开发活动。控股、参股公司和国内合作的陆上油田开发活动参照执行 。,采油工程方案是油田开发方案的重要组成部分。油田投入开发或区块进行重大调整，采油工程必须早期介入，提前开展必要的前期评价、专题研究和先导性试验，在此基础上编制采油工程方案。 编制采油工程方案要以提高油田开发水平和总体经济效益为目的，以油藏工程方案为基础，与钻井和地面工程相结合，经多方案比选论证，采用先进实用、安全可靠、经济可行的技术，保证油田高水平、高效益开发。,第二章 采油工程方案与设计 （第五条第二十条）,油藏工程方案简介 储层保护设计 采油工程完井设计 采油方式及参数优化设计 注入工艺和参数优化设计 增产增注措施 配套技术设计 “健康、安全、环境”要求 采油工程投资概算,采油工程方案主要内容：,、采油工程方案内容,油藏工程方案简介：地质特征、试油试采情况、井网部署、设计井数及井别、 产能设计、储层岩石性质、流体性质、流压等。,储层保护设计 ： 进行储层敏感性研究实验，分析储层伤害的潜在因素， 筛选与储层配伍的入井流体，提出储层保护措施。,采油工程完井设计：包括完井方式、油管柱结构、生产套管尺寸、射孔工艺 和参数、防腐措施、防砂等设计；提出对生产套管强度、 固井水泥返高及质量、井口装置等技术要求。,采油方式及参数优化设计：采用节点分析和人工举升动态模拟技术，预测不 同含水、不同采液指数、不同压力条件下自喷以及各种 人工举升方式能够达到的最大合理产液量，综合考虑油 田配产以及经济、管理、生产条件等各种因素，确定各 个开采阶段的采油方式，并优化生产参数 。,1,2,3,4,、采油工程方案内容,注入工艺和参数优化设计：进行试注工艺设计，通过试注，搞清储层吸入能 力和启动压力，根据油藏工程要求，优化注入工艺管柱，计 算确定不同开发阶段、不同注入量条件下的井口注入压力； 遵循有利保护储层和经济可行的原则，研究确定注入介质的 指标。,增产增注措施： 研究储层增产增注的必要性及可行性，筛选主体增产增注工 艺以及相应的关键技术参数。,配套技术设计： 研究分析清防蜡、降粘、防腐、防垢、防砂等技术应用的必 要性，筛选主体配套技术及相应的工艺参数。,“健康、安全、环境”要求 。,采油工程投资概算。,5,6,7,8,9,、采油工程方案内容,对于注蒸汽热采开发的油田，要充分考虑蒸汽开采的特点，采油工程方案编制应增加：套管保护措施（套管强度、水泥返高、预应力完井）、举升、井筒隔热、井筒降粘、高温资料录取等设计内容。,、采油工程方案编制,承担采油工程方案编制单位的资质,一级和二级资质,由股份公司勘探与生产分公司授予,三级资质,由油田公司授予,采油工程方案编制资质授予部门：,动用地质储量在1000104t以上或年产能20104t以上的油田（或区块），以及特殊类型油田的采油工程方案,动用地质储量在1000104t以下或年产能小于20104t的常规新油田（或区块）和老油田重点调整改造的采油工程方案,老油田常规调整改造的采油工程方案,由具有二级及以上资质的单位研究设计,由具有三级及以上资质的单位研究设计,由具有一级资质的单位研究设计,、采油工程方案编制,设计 单位,设计 单位,设计 单位,采油工程方案设计单位：,采油工程方案审批：,、采油工程方案编制,由各油田公司预审并报勘探与生产分公司审批,其他采油工程方案,动用地质储量1000104t以上或产能20104t以上的油田（或区块）采油工程方案,由各油田公司审批,审批单位,审批单位,采油工程方案通过审查批准后，应严格按照方案组织实施。执行过程中若需对完井方式、采油方式等进行重大调整，应向审批部门及时报告，经批准后方可实施。,油田投产23年后，应对采油工程方案实施效果进行后评估，评估的主要内容包括：方案设计的合理性、主体技术的适应性，各种经济技术预测指标的符合程度等。,单井设计是指导施工作业的依据，主要包括试油、试采、井下作业和试井设计。试油、试采、井下作业设计应包括地质、工程和施工设计，试井设计应包括地质和施工设计。各项设计要符合相关的技术标准和要求。,、单井设计,一、试油设计的主要内容：,1油气井基础数据：钻完井基本数据、油层段钻井液使用情况数据、试油层位及解释 基础数据、井身结构示意图。 2地质简介：地质构造简况、邻井试油成果及效果评价、本井中途测试情况。 3设计依据及试油目的。 4分层产能预测及地质要求：流体性质判断、产能预测、资料录取。 5试油方式和工作制度、试油层施工工序、试油周期。 6参数的计算与选择：试油管柱强度、射孔及作业参数计算与选择，作业参数选择时 要考虑套管强度等因素。 7主要设备、工具、器材配备要求。 8主要管柱及地面流程示意图、施工步骤及要求。 9“健康、安全、环境”措施。,、单井设计,二、试采设计的主要内容:,1基本数据：油气井基本数据、试采层段及解释结果数据、本井试油成果数据。 2试采目的。 3试采产量确定的依据和方式：根据试采目的及油层静（动）态参数确定采油方式、 工作制度、生产压差及产量。 4试采资料录取要求。 5试采工序、施工步骤及要求、试采周期预测。 6参数的计算与选择：试采管柱尺寸、强度、参数计算及选择。 7主要设备、工具、器材配备要求。 8试采管柱及地面流程示意图。 9“健康、安全、环境”措施。,、单井设计,三、井下作业工程设计,1设计依据及目的。 2基础数据：井身结构、固井质量、射孔井段、油层物性、原油物性、试油及 生产情况。 3设计优化：施工参数、材料、工艺管柱、效果预测。 4施工准备：材料、工具、设备、队伍。 5施工程序：井筒准备、施工过程、施工收尾。 6施工资料：施工参数、施工记录、施工总结。 7相关技术要求：执行的标准和操作规程、特殊技术要求。 8“健康、安全、环境”措施。,、单井设计,井下作业工程设计主要包括增产增注、大修、维护性作业等设计，应以地质设计为依据，采用先进实用的工艺技术，保证施工安全，实现效益最大化，其主要内容：,四、试采设计的主要内容:,1基本数据：油气井基本数据、试采层段及解释结果数据、本井试油成果 数据。 2试采目的。 3试采产量确定的依据和方式：根据试采目的及油层静（动）态参数确定 采油方式、工作制度、生产压差及产量。 4试采资料录取要求。 5试采工序、施工步骤及要求、试采周期预测。 6参数的计算与选择：试采管柱尺寸、强度、参数计算及选择。 7主要设备、工具、器材配备要求。 8试采管柱及地面流程示意图。 9“健康、安全、环境”措施。,、单井设计,五、试井设计的主要内容:,1试井目的。 2测试井基础资料：井的基础数据、井身结构示意图、测试层段数 据、生产情况、产液剖面（吸水剖面）和流体物性参数等。 3试井方式选择：根据测试目的、井筒和油层条件及生产条件选择 试井方式。 4参数计算与选择：测试时间、测试仪器性能指标等参数。 5测试要求：测试施工、资料解释和“健康、安全、环境”等要求。,、单井设计,重点井和高危险性井的工程设计由油田公司主管部门组织编写和审批。压裂、酸化、大修、防砂等重点措施工程设计由油田公司主管部门或授权单位组织编写和审批。常规措施和维护性作业工程设计由油田公司所属采油单位组织编写和审批。,、单井设计,施工方必须依据工程设计编写施工设计，并严格按照施工设计组织实施，严禁无设计施工。,采油工程方案设计的完井方式符合率需达到98%，采油方式的符合率达到95%，井口注入压力的误差小于20%。单井工程设计符合率大于95%。,依据油藏工程方案和增产、增注措施的要求，按照有利于实现油井最大产能、延长油井寿命、安全可靠、经济可行的原则，进行完井设计和管理。 采油工程主管部门要参与钻井工程方案设计审查，钻井工程的完井设计要以采油工程方案为重要依据。,第三章 完井与试油、试采管理 （第二十一条第二十七条）,第三章 完井与试油、试采管理 （第二十一条第二十七条）,一、采油工程对完井技术要求,1新油田投入生产建设前必须进行储层敏感性评价分析，在此基础上筛选保护储 层的入井工作液。 2要求固井质量(第一界面)合格率达到98%；对地质条件复杂或有特殊开采要求 的油田，要检测第二界面的固井质量。如达不到开发要求，应采取必要的措施。 3按照相关标准和规定，对套管进行试压，试压合格后才可进行下一工序。 4严禁用钻井完井液代替射孔液，射孔作业前要用射孔液将井筒内的完井液替出。 5射孔前严格按照地质设计的要求对射孔管柱进行校深。射孔后要检查射孔弹发 射率，确保射孔质量。 6对于注气井、异常高压井和位于滩海、泄洪区、环境敏感区、要害地区的井， 要采用安全可靠的生产装置，如井下安全阀、封隔器、气密闭螺纹、井口安全 控制装置等，确保安全生产。,二、采油工程对试油技术要求,1高压井试油技术要求：高压自喷井试油原则上要求采用油管传输射孔与测试联作技术，对存在污染的碳酸盐岩储层应采用射孔测试酸化三联作技术，确定合理的诱喷压差和生产压差，井口采用采油树，地面流程采用高压三相分离计量系统，井控装置和地面流程要按设计要求试压，储备足够的压井液，确保试油施工安全。 2非自喷井试油技术要求：原则上要采用油管传输射孔测试水力泵（或其他抽汲方式）三联作技术，根据储层条件确定合理的负压、生产压差和工作制度。根据试油资料确定是否采取酸化压裂改造措施，措施后要及时排液和测试求产，利用测试资料评价措施效果。 3滩海试油技术要求：对低产或非自喷井采用油管传输射孔测试水力泵三联作技术；对高压自喷井采用油管传输射孔APR测试地面直读技术；满足连续产能测试要求，确保快速、高效、环保、安全完成海上试油任务。,三、采油工程对施工与监督要求,1严格按试油、试采规程和设计施工。施工中需要对设计进行一般 性修改时，须经现场监督同意；若要进行重大修改时，须由设计 批准单位准许后方可实施。 2施工现场要有试油监督，按设计和相关标准对使用的设备、井下 工具和原材料以及施工操作进行监督，并对录取的试油资料和各 工序工程质量进行现场验收。,四、试油、试采资料管理要求,1施工单位要按试油相关规程和方案设计取全取准各项原始资料。 2单层试油结束后必须编写单层试油小结，全井试油结束后要按有关标准编写全井试油总结，地层测试、酸化、压裂等特殊作业要编写相应专项总结。 3试采井录取的资料包括储层产量、压力、流体性质及有关的采油工程技术参数等，对以上资料进行解释处理，形成试采产量、压力、流体性质及储层参数等曲线、图表。 4试油试采录取的原始资料和解释报告、总结等成果资料，由各油田公司按有关规定保存。要求上报的资料按规定上报勘探与生产分公司。,五、试油主要技术指标,试油层合格率达到98%以上；试油层优质率达到20%以上；试油层资料全准率达到95%以上；试油层工序一次成功率80%以上。各油田公司应按照股份公司要求和油田实际情况制定相应的技术指标。,采油工程的生产过程管理贯穿于油田开发全过程，主要包括采油、注水（汽）、作业、试井等采油生产过程管理，其工作目标是实现生产井的正常生产、高效运行和成本控制。,第四章 生产过程管理 （第二十八条第四十四条）,一、生产过程管理的主要内容,1中长期规划和年度计划编制与管理。 2技术指标的制定及考核管理。 3新工艺、新技术攻关、引进及成熟技术推广应用。 4工程设计管理。 5设备、工具、材料的技术评价、优选、淘汰和报废的管理。 6施工服务队伍资质管理。 7工程监督管理。 8相关技术、管理的规范和规程的制（修）订。 9组织技术交流与培训。,二、中长期规划和年度计划编制与管理：,1采油工程中长期规划和年度计划要以油藏工程中长期规划和年度计划为基础，按照股份公司和油田公司的统一部署编制。 2采油工程中长期规划的主要内容：上期规划执行情况、工艺技术和能力适应性分析、增产增注措施和井下作业量、主要技术经济指标预测、成熟技术推广及新工艺新技术攻关和现场试验。 3采油工程年度计划的主要内容包括：增产增注措施、修井及维护性工作量，采油设备需求、新技术攻关与推广等。,三、抽油机井管理要求,1在选用抽油机举升时，要采用举升优化设计技术对举升系统进行优化，主要内容包括：泵深、泵径、抽油杆尺寸及配比、油管尺寸、地面设备型号、工作参数等。 2对于抽油机井要定期进行示功图和动液面测试并诊断分析，及时采取调参、换泵等措施。根据不同区块抽油机井的供排协调关系，建立相应的动态控制图，抽油机井的上图率90。 3定期进行系统效率测试，采用先进的提高抽油机井系统效率优化设计技术，通过调整工作参数、选用节能降耗设备等措施提高系统效率。,4优选清防蜡、防垢工艺技术，确定合理的清防蜡、防垢制度，包括清蜡周期、清蜡深度、药剂用量、热洗的温度和压力等。 5及时调整抽油机井平衡，保持平衡比在85%100%之间。 6按有关标准和规定做好地面设备日常维护保养工作。 7泵挂深度1500m时，应采用油管锚等措施减少冲程损失；井口含砂0.01%时，应采用砂锚等防砂措施；气液比50时，应采取气锚等防气措施；对于斜井、发生杆管偏磨的井要采取扶正等防偏磨措施。,四、潜油电泵井管理要求,1根据油井流入特征、气液比、压力、温度和原油粘度等资料，合理选择潜油电泵机组和泵挂深度，使潜油电泵保持在最佳工作区间，保证高效、经济、合理运行。 2潜油电泵机组正常运行时按电机额定电流的1.2倍调过载保护，按电机实际电流的0.8倍调欠载保护，欠载延时启动时间不得小于30min。电机工作电流不平衡度不能大于5，电压不平衡度不得大于3。 3加强对变压器、控制柜等设备维护保养，若出现过载停机或欠载停机时，应按照规程进行检查，查明原因并采取有效措施后方可重新启动潜油电泵机组。机组的启停必须由专业管理人员操作。,4当潜油电泵入口处气液比10时，必须下入井下油气分离器，以减少气体对泵效的影响。 5对于产液量变化幅度较大的井，应考虑采用井口变频装置，适时调节电机转速，保证供排协调。 6加强对电流卡片的分析，结合其他动态资料对潜油电泵的工况进行综合诊断，及时采取调整措施，保证在合理的工况下运行。,五、地面驱动螺杆泵井管理要求,1根据油井流入特征，对地面驱动设备、杆管柱、井下泵、工作参数等进行系统优化设计。 2螺杆泵在使用前应进行水力性能检测，未达到指标要求严禁使用。 3螺杆泵必须采用防反转装置，井下管柱必须锚定。 4螺杆泵井正常生产时沉没度应在100m以上，泵挂处产出液温度应低于螺杆泵定子额定耐温指标，产出液硫化氢含量应小于2.5%。 5加强螺杆泵地面驱动装置日常维修保养，搞好日常管理和工况分析，发现问题及时处理。,六、气举井管理要求,1根据油井流入特征，合理选择匹配油管尺寸、注气点、注气压力、注气量以及气举装置和工具。 2气举阀使用前，要设定工作压力并进行性能检测，保证入井后具有良好的工作特性。 3天然气压缩机要严格按照操作规程使用和维护保养。 4加强气举井的生产工况诊断分析，发现问题及时处理，使气举工况保持在合理的范围内。 5综合考虑注气压力、井深、产量、作业周期及经济效益，下入气举阀69级为宜；气举工作筒与井下工具间距必须大于10m；井深在2500m内的井，最下一级偏心气举工作筒下至油层顶部100m内。,七、稠油注蒸汽热采井管理要求,1稠油注蒸汽热采井，必须按热采标准优化套管钢级和壁厚，采用预应力套管完井，水泥返高至地面，确保完井方式满足注蒸汽开采的要求。 2地面注蒸汽管线按设计要求进行保温隔热，热损失每千米不超过5%。投产后要按规定定期检查，发现问题及时采取措施进行处理。 3注汽井应采取隔热措施，采用井下高温封隔器和隔热油管，必要时采用环空充氮气隔热技术保护套管，隔热油管要定期检查，发现问题及时更换。井深1000m处井底蒸汽干度不小于40%。 4蒸汽吞吐井在放喷初期应采用油嘴控制，后期喷势减弱后可卸掉油嘴生产，井口产出液温度应控制在120以下。,5根据地面技术条件和工艺技术成熟情况，优选掺稀油、掺活性水、井筒电加热等井筒降粘方式，实现井筒有效举升。 6根据储层特征和井况，优选应用机械分注、化学调剖、老井侧钻等措施，改善蒸汽吞吐效果。 7按规定对蒸汽发生器进行检测、维护保养，使其在良好的技术状态下运行，锅炉出口蒸汽干度不低于75%，注汽锅炉热效率不低于80%。 8严禁车辆碾压和行人靠近地面注汽管线，注汽时应设立高温高压警告标志。停止注汽后，及时关闭总闸门。注汽所接放空放喷管线必须直通，并要固定牢靠。,八、注水井管理要求,1油田投入注水开发前必须通过试注，测定储层的启动压力和吸水指数，确定注水压力，优化注水工艺。试注、转注必须严格执行操作规程和质量标准，并根据油藏地质特征、敏感性分析及配伍性评价结果，采取相应的保护储层措施。 2根据注水井的生产情况，研究确定合理的洗井周期，定时洗井。当注水井停注24h以上、作业施工或吸水指数明显下降时必须洗井，洗井排量由小到大，当返出水水质合格后方可注水。 3当注水量达不到配注要求时，应采用增注措施。若提高压力注水时，有效注水压力必须控制在地层破裂压力以下。,4油藏注水实施之前，通过储层敏感性分析、井下管柱的腐蚀性研究等试验，考虑水质处理工艺和建设投资以及操作费用等因素，确定合理的注入水水质标准。建立水质监测制度，定时定点取样分析，发现问题及时研究解决。 5根据油藏工程的要求和井型井况的特点，在具备成熟技术能力的条件下，选择分注管柱以及配套工具，管柱结构要满足分层测试、防腐、正常洗井的要求。 6注水井作业要尽量采用不压井作业技术，如需放溢流，应符合“健康、安全、环境”要求，并计量或计算溢流量，本井的累计注入量要扣除溢流量。,九、压裂措施管理要求,1压裂设计应以油藏研究和地应力研究为基础，通过压裂模拟设计软件优化压裂方式、人工裂缝几何尺寸、压裂液体系、支撑剂和施工参数等。设计过程中要充分考虑人工裂缝与注采井网的匹配，并对增产效果进行预测。 2对于首次压裂的油田（区块）以及重点井，压裂前应进行测试压裂，认识水力裂缝形态、闭合压力、液体滤失系数和裂缝方向等，为后续施工设计优化和压裂后的效果评估提供依据。 3压裂管柱、井口装置和压裂设备等应能满足压裂施工的要求；套管及井口装置达不到压裂设计要求时，应采用封隔器及井口保护器等保护措施。,4施工前要对压裂液、支撑剂的数量和质量进行检验。压裂液支撑剂的各项性能应达到相应技术指标，符合率达到100%。 5施工过程中对施工压力、排量、砂液比、顶替液量等进行监控。各项施工参数达到设计要求，符合率90%以上；顶替液量符合率达到100%，杜绝超量顶替。 6施工后对总加砂量、用液量、返排量进行核定。若采用强制裂缝闭合技术，应根据地层闭合压力控制返排速率，避免支撑剂回流。 7返排液必须经过处理达标后方可排放。施工出现异常情况时，按施工应急预案处理。,十、酸化措施管理要求,1首次酸化的油田（区块、层位），酸化前应进行岩石溶蚀率、敏感性和岩心流动等实验，为酸化施工设计优化和效果评估提供依据。 2根据目的层的岩性、物性、流体性质、堵塞类型等优选酸液体系。酸液体系应与储层配伍，其缓蚀、防膨、铁离子稳定、助排、破乳等指标必须满足施工设计的要求。 3施工前要对酸液的数量和质量进行检验，各项性能应达到相应的技术指标，符合率达到100%。 4按设计控制不同阶段的注酸速度、关井反应时间等，误差不超过10%。 5返排液排放必须处理达标。施工出现异常情况时，按施工应急预案处理。严禁使用压缩空气气举排液。,十一、防砂措施管理要求,1防砂要坚持油层防砂、井筒排砂和地面除砂相结合。 2综合考虑油藏地质条件、出砂特征和经济效益，优选防砂技术。 3要优化防砂施工参数、井下工具、材料和工作液，加强施工质量控制，做到既能有效防砂，又能有效保护油井的生产能力。 4防砂施工成功率达到90%，防砂后产能恢复值80%，投产后加强生产管理，选择合理的工作制度，延长防砂有效期。,十二、堵水调剖措施管理要求,1堵水调剖设计要立足于井组和区块,以油藏研究和找水资料为基础，合理选择调堵井点和层位,对封堵方式、堵剂类型、用量、注入参数、工艺管柱等进行优化设计。要采取有效措施保护非目的层，减小伤害。 2堵水调剖要按设计施工，对堵剂材料和工具质量进行检测，严格监控施工参数，确保施工质量和安全。 3堵水调剖效果评估要以井组和区块为单元，从降水增油、减缓油田递减、提高储量动用程度以及经济效益等方面进行客观合理的评价。,十三、大修管理要求,1大修方案设计要在对当时井下技术状况进行分析的基础上，根据安全、可靠、合理的原则，对修井工具、施工步骤进行优化。 2修井过程中如果采用钻、铣、磨工序，要确定合理的钻压、钻速以及工具，保证不损坏套管。 3选择与储层配伍的修井工作液，优化工作液密度、粘度等参数，防止和减少油层二次伤害。 4采用可靠的井口防喷装置，制定可行的井控措施，保证施工安全。 5报废井尽量做到井下无落物，报废处置后要达到井口不冒、层间不窜。,十四、试井管理要求,1试井主要包括压力恢复（降落）试井、流静压点测试、系统试井、探边试井、干扰试井、脉冲试井、油水井分层压力测试、注水井分层流量测调、封隔器验封、抽油机井示功图测试和采油井动液面测试等项目。 2试井作业要实行全面质量控制，严格遵守行业标准和相关规定，保证录取资料的有效性，满足油藏管理需要。 3不稳定试井应优先选择关井测压力恢复（注水井测压力降落），关停油井优先选择测压力降落；对于低渗透油藏，稳定试井应优先选择试井周期短的等时试井或修正等时试井。,4试井施工前要清楚测试井井下状况，井筒条件应能保证测试仪器畅通起下；施工时要严格执行试井设计，取全取准各项资料。 5试井仪器、仪表及其标定装置要按照国家、行业计量的有关规定进行检定，并定期调整和校准，超过校准检定有效期的不准使用。 6试井资料解释要用多种方法进行对比验证，同时参考地质、测井、岩心等资料进行综合分析，使选择的解释模型和计算参数准确可靠。 7测试施工一次成功率90%以上、测试资料合格率99%以上，仪器仪表及其标定装置定期校准检定率100%。,质量控制是保证采油工程质量、提高措施效果的关键环节之一，也是各级采油工程主管部门的重要管理内容之一。采油工程质量控制与监督主要包括队伍资质审查、施工作业监督以及设备、工具和材料以及专用仪表的质量控制。,第五章 质 量 控 制 （第四十五条第五十二条）,进入油田技术服务市场的施工单位应具有施工资质和准入证，并从事相应资质的施工。油田业务主管部门每年应对施工单位进行资质复审和业绩综合考评。,作业施工按照不同类别实行重点工序监督或全程监督。监督人员应具有相应的资质并持证上岗。确定重点工序和关键质量控制点，严格按照方案设计、相关标准和规定对施工进行监督，重点井和重大措施要实施全过程监督。,1、队伍资质审查,2、施工作业监督：,3、工具和材料以及专用仪表的质量控制,要对完井、试油试采、井下作业、采油生产、试井等使用的各种工具、材料、仪器仪表质量进行定期检查和不定期抽查。,施工中所用的井下工具、材料要具备产品合格证和油田公司认定的质量检测机构出具的检测报告，其质量必须符合设计要求，严禁使用不合格产品。现场配制的入井液质量必须符合设计要求。,测试仪器、仪表的计量性能（准确度、稳定度、灵敏度等）必须按照国家计量的有关规定进行检定，并定期调整和校准。,首次进入油田公司技术服务市场的新技术、新工具、新材料、新产品等，须经采油工程主管部门组织专家进行技术和质量认定，通过后方可开展现场试验。,积极推进技术创新，加大采油工程核心技术的研发和成熟配套技术的推广应用力度，注重引进国际先进技术，不断增强油田开发技术竞争力。 建立技术交流与培训制度。股份公司及油田公司定期召开采油工程技术交流会及专项技术研讨会。开展各种形式的国内外技术交流、考察，组织新技术培训学习，提高工程技术队伍素质。 各级采油工程主管部门负有推动采油工程技术进步的职责，配合科技部门进行采油工程技术进步项目的立项、检查和验收。,第六章 技术创新与应用 （第五十三条第五十七条）,要科学评价工程技术的应用实效和经济效益，对工程技术取得重大突破、推广配套技术取得明显效果的项目，以及经实践证实的优秀采油工程方案、新技术、新成果等应给予奖励。 采油工程信息化建设要按照信息化建设的总体部署，建立信息化管理机构及管理网络，完善各项规章制度和相关标准，搞好采油工程数据库的建设与应用，组织好采油工程应用软件的研发、引进、推广和培训，加强信息安全、保密工作。,采油工程各项活动要树立“以人为本，安全第一”的思想，符合“健康、安全、环境”体系的有关法律、法规以及国家、行业、股份公司有关标准。 采油工程方案、工程设计和施工设计必须包括有关“健康、安全、环境”的内容。各种作业必须制定安全应急预案。