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油田企业管理制度摘要一、油田开发管理纲要-石油勘字201号第一章总则第四条 油田开发关键包含以油田开发地质为基础油藏工程、钻井工程、采油工程、地面工程、经济评价等多个专业。第十条 本纲要适适用于股份企业及所属油(气)田分企业、全资子企业（简称油田企业）陆上油田开发活动。第二章 油藏评价第十三条 油藏评价布署方案关键内容应包含：评价目标概况、油藏评价布署、油田开发概念方案、经济评价、风险分析、实施要求等。4.油田开发概念方案包含油藏工程初步方案、钻采工艺主体方案、地面工程框架和开发投资估算。钻采工艺主体方案要提出钻井方法、钻井工艺、油层改造、开采技术等要求；地面工程框架要提出可能采取地面工程初步设计。第三章 开发方案第十九条 油田投入开发必需有正式同意油田开发方案。 第二十条 油田开发方案编制标准是确保油田开发取得好经济效益和较高采收率。油田开发方案关键内容是：总论；油藏工程方案；钻井工程方案；采油工程方案；地面工程方案。第二十五条 采油工程方案编制应从油藏特点出发，充足利用油藏工程研究结果，根据油藏工程方案要求进行设计。方案编制要和油藏、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，采取优异实用、安全可靠、经济可行采油工程技术。 第二十六条 采油工程方案关键内容应包含：油藏工程方案关键点；储层保护方法；采油工程完井设计；采油方法和参数优化设计；注入工艺和参数优化设计；增产增注技术；对钻井地面工程要求；健康、安全、环境要求；采油工程投资概算；其它配套技术。 第二十七条 地面工程方案设计必需以经济效益为中心，以油藏工程方案为依据，应用优异适用配套技术，对新油田地面工程及系统配套工程建设进行多方案技术经济比选及综合优化。地面工程方案设计要注意确定合理建设规模，以提升地面工程建设投资效益。 第二十八条 地面工程方案关键内容应包含：油藏工程方案关键点；钻井、采油工程方案关键点；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、环境保护和节能等方案；地面工程方案关键设备选型及工程用量；地面工程总占地面积、总建筑面积；地面工程投资估算。 第三十一条 油田开发方案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，进行投资估算和经济评价。 第三十二条 新油田全方面投入开发3年后，应依据油田实际资料，对开发方案实施效果进行后评定。评定关键内容包含：开发方案设计指标合理性；工艺技术和地面工程适应性；多种经济技术指标符合程度等。要依据评价结果修正油田开发指标，作为油田开发过程管理依据。第五章 开发过程管理第五十六条 综合治理方案（年度综合调整方案）目标是落实油田年度生产任务和调控指标。针对影响油田开发关键矛盾，确定对应调整方法。方案关键工作内容是调整油水井工作制度、对油水井进行增产增注方法（包含油层改造、堵水、补孔、大修等）和动态监测取资料要求等。第五十九条 采油工程关键技术指标包含开井率、生产时率、泵效、检泵周期、免修期、吨液耗电、方案分注率、分注合格率、注水合格率、作业一次合格率、方法有效率、使用期、方法增油量等。要根据股份企业要求和油田实际情况制订对应技术指标，作为年度考评依据。 第六十条 油田开发必需兼顾伴生气管理工作，建设伴生气地面集输工程，做好伴生气计量及管理制度，尽可能降低伴生气放空。 第六章 开发调整和提升采收率第六十五条 油田开发调整和提升原油采收率是油田开发中后期改善开发效果关键方法。提升原油采收率技术包含改善二次采油和三次采油，其目标是经过一系列技术方法，不停改善开发效果。 第七十一条 配合油田开发调整而进行老油田地面工程改造，应满足调整方案要求，依靠已建工程做好优化、简化工作。 第七十二条 老油田地面工程改造要本着优先处理危及安全生产、处理制约生产瓶颈及节能降耗、控制生产成本标准，搞好地下、地上结合和整体优化，处理地面工程对原油生产适应性问题。第七十五条 改善二次采油技术是注水开发油田中后期提升采收率关键手段，搞清剩下油分布，完善注采系统；采取优异堵水、调驱技术，提升注水利用率；采取水平井、侧钻井等技术，在剩下油富集区打“高效调整井”，提升水驱采收率。 第九章 健康、安全、环境 第九十六条 油田开发全过程必需实施（HSE）管理。第一百条 新技术推广和重大技术改造项目必需考虑健康、安全、环境原因，要事优异行论证及试验。对有可能造成较大危害项目，要有针对性地制订风险削减和事故预防方法，严格控制使用范围。 第一百零一条 对危险化学品、放射性物品和微生物制品采购、运输、储存、使用和废弃，必需按相关要求，并办理审批手续。 二、油藏工程管理要求第二章 油 藏 评 价第八条 为了满足申报探明储量和编制开发方案需要，油藏评价阶段要取全取准以下资料：1. 地震资料；2. 钻井取心、录井资料；3. 测井资料；4. 试井、试油、试采资料。第九条 油藏评价阶段要选择不一样部位储层岩心和流体样品，进行室内试验分析，掌握储层物理性质和流体物理、化学性质。1. 岩心分析资料：2. 流体分析资料：3. 储层开发评价试验包含。第三章 油藏工程方案第十五条 油藏工程方案设计应遵照以下标准：1. 以经济效益为中心，努力取得较高采收率。2. 油田开发要有较高采油速度和较长稳产期。通常油田稳产期石油地质储量采油速度应在2%左右，低渗透油田不低于1%。第二十一条 油藏工程方案中应进行多个方案设计，所设计方案必需在开发方法、层系组合、井网井距等重大布署方面有显著特点，结果有较大差异，并和钻采工程、地面工程设计相结合，整体优化，确保推荐方案技术经济指标优异性。第四章 方案实施和跟踪第二十六条 钻遇油层和原地质模型局部有较大改变时，应立即对原方案设计进行局部调整；有重大改变时，应终止原方案实施，并按原方案审批程序进行审批。第五章 开发动态监测第三十三条 生产井产液量、产油量、产气量，和注入井注入量应以单井为监测单元。产油量应以井口取样分析含水率计算，油气产量计量误差小于10%，特殊油气藏或零碎、低产井计量误差可合适放宽；注入井注入量计量误差小于5%。第三十四条 地层压力测试要求。4. 低渗透、特低渗透油藏，选开井数10%15%作为固定监测井点，每十二个月监测一次，监测时间间隔不少于8个月。第三十五条 注水井注入剖面监测要求。2. 中、高渗透砂岩和砾岩油藏，正常生产分层注水井每六个月分层测试一次，测试率达成分层注水井开井数95%以上。第三十七条 井下技术情况监测。2. 分层配产、配注井作业施工后对每级封隔器（管柱）进行验封，验封率为100%。分层配产，配注层段改变井作业施工后，要对井下工具深度进行检验，检验率达50%。第四十条 流体性质监测1. 选注水井开井数5%井作为水质监测井。建立从供水水源，注水站，污水站，配水间和注水井井口水质监测系统，每十二个月分析一次含铁、杂质、污水含量，时间间隔不少于8个月。2. 油井流体性质监测选开井数10-15%作为监测井，要求井口取样，对油、气、水性质及各项离子含量进行监测分析。第六章 开发过程管理第四十九条 因为地质或工程原因，开发井已不能维持油气生产，要申请报废。由各油田企业审核，并报股份企业审批。三、采油工程管理要求第一章 总 则第三条 采油工程管理关键包含：采油工程方案编制及实施，完井和试油、试采管理、生产过程管理、质量控制管理、技术创新和应用和健康、安全、环境管理。第二章 采油工程方案和设计第七条4. 采油方法及参数优化设计：采取节点分析和人工举升动态模拟技术，估计不一样含水、采液指数、压力条件下多种人工举升方法能够达成最大合理产液量，综合考虑油田配产及管理、生产条件等多种原因，确定各个开采阶段采油方法，并优化生产参数。5. 注入工艺和参数优化设计：进行试注工艺设计，经过试注，搞清储层吸入能力和开启压力，依据油藏工程要求，优化注入工艺管柱，计算确定不一样开发阶段、不一样注入量条件下井口注入压力；遵照有利保护储层和经济可行标准，研究确定注入介质指标。6. 增产增注方法：研究储层增产增注必需性及可行性，筛选主体增产增注工艺和对应关键技术参数。7. 配套技术设计：研究分析清防蜡、降粘、防腐、防垢、防砂等技术应用必需性，筛选主体配套技术及对应工艺参数。第九条 负担采油工程方案编制单位，应含有对应资质，三级资质由油田企业授予。老油田常规调整改造采油工程方案，由含有三级及以上资质单位研究设计。第十六条 井下作业工程设计关键包含增产增注、大修、维护性作业等设计，应以地质设计为依据，其关键内容：1. 设计依据及目标。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、效果估计。4. 施工准备：材料、工具、设备、队伍。第十八条 压裂、酸化、大修、防砂等关键方法工程设计由油田企业主管部门或授权单位组织编写和审批。常规方法和维护性作业工程设计由油田企业所属采油单位组织编写和审批。第十九条 施工方必需依据工程设计编写施工设计，并严格根据施工设计组织实施，严禁无设计施工。第二十条 采油工程方案设计完井方法符合率需达成98%，采油方法符合率达成95%，井口注入压力误差小于20%。单井工程设计符合率大于95%。第四章 生产过程管理第三十条 股份企业采油工程技术管理指标：抽油机井：泵效38%，系统效率20%，检泵周期700天；注水井：方案分注率75%，分层注水合格率75%；井下作业工艺成功率95%，方法有效率75%。各油田企业应根据股份企业要求和油田实际情况制订对应采油工程技术管理指标。第三十二条 抽油机井管理要求:2. 对于抽油机井要定时进行示功图和动液面测试并诊疗分析，立即采取调参、换泵等方法。依据不一样区块抽油机井供排协调关系，建立对应动态控制图，抽油机井上图率90。3. 定时进行系统效率测试，采取优异提升系统效率优化设计技术，经过调整工作参数、节能降耗设备等方法提升系统效率。4. 优选清防蜡、防垢工艺技术，确定合理清防蜡、防垢制度，包含清蜡周期、清蜡深度、药剂用量、热洗温度和压力等。5. 立即调整抽油机井平衡，保持平衡比在85%100%之间。7. 泵挂深度1500m时，应采取油管锚等方法降低冲程损失；井口含砂0.01%时，应采取防砂方法；气液比50时，应采取防气方法；对于斜井、发生杆管偏磨井要采取扶正等防偏磨方法。第三十七条 注水井管理要求:1. 油田投入注水开发前必需经过试注，测定储层开启压力和吸水指数，确定注水压力，优化注水工艺。2. 依据注水井生产情况，研究确定合理洗井周期，定时洗井。当注水井停注24h以上、作业施工或吸水指数显著下降时必需洗井，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，应采取增注方法。若提升压力注水时，有效注水压力必需控制在地层破裂压力以下。4. 油藏注水实施之前，确定合理注入水水质标准。建立水质监测制度，定时定点取样分析，发觉问题立即研究处理。5. 依据油藏工程要求和井型井况特点，在含有成熟技术能力条件下，选择分注管柱和配套工具，管柱结构要满足分层测试、防腐、正常洗井要求。6. 注水井作业要尽可能采取不压井作业技术，如需放溢流，应符合“健康、安全、环境”要求，并计量或计算溢流量，本井累计注入量要扣除溢流量。第三十八条 压裂方法管理要求:1. 压裂设计应以油藏研究和地应力研究为基础，设计过程中要充足考虑人工裂缝和注采井网匹配，并对增产效果进行估计。2. 对于首次压裂油田（区块）和关键井，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效果评定提供依据。3. 压裂管柱、井口装置和压裂设备等应能满足压裂施工要求；套管及井口装置达不到压裂设计要求时，应采取封隔器及井口保护器等保护方法。4. 施工前要对压裂液、支撑剂数量和质量进行检验。压裂液支撑剂各项性能应达成对应技术指标，符合率达成100%。5. 施工过程中对施工压力、排量、砂液比、顶替液量等进行监控。各项施工参数符合率90%以上；顶替液量符合率达成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。若采取强制裂缝闭合技术，应依据地层闭合压力控制返排速率，避免支撑剂回流。7. 返排液必需经过处理达标后方可排放。施工出现异常情况时，按施工应急预案处理。第三十七条 酸化方法管理要求:2. 依据目标层岩性、物性、流体性质、堵塞类型等优选酸液体系。酸液体系应和储层配伍，其缓蚀、防膨、铁离子稳定、助排、破乳等指标必需满足施工设计要求。3. 施工前要对酸液数量和质量进行检验，各项性能应达成对应技术指标，符合率达成100%。4. 按设计控制不一样阶段注酸速度、关井反应时间等，误差不超出10%。5. 返排液排放必需处理达标。施工出现异常情况时，按施工应急预案处理。严禁使用压缩空气气举排液。第四十一条 堵水调剖方法管理要求: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，对封堵方法、堵剂类型、用量、注入参数、工艺管柱等进行优化设计。要采取有效方法保护非目标层，减小伤害。2. 堵水调剖要按设计施工，对堵剂材料和工具质量进行检测，严格监控施工参数，确保施工质量和安全。第四十二条 大修管理要求:1. 大修方案设计要在对当初井下技术情况进行分析基础上，依据安全、可靠、合理标准，对修井工具、施工步骤进行优化。2. 修井过程中假如采取钻、铣、磨工序，要确定合理钻压、钻速和工具，确保不损坏套管。3. 选择和储层配伍修井工作液，优化工作液密度、粘度等参数，预防和降低油层二次伤害。4. 采取可靠井口防喷装置，制订可行井控方法，确保施工安全。5. 报废井尽可能做到井下无落物，报废处理后要达成井口不冒、层间不窜。第五章 质 量 控 制第四十五条 采油工程质量控制和监督关键包含队伍资质审查、施工作业监督和设备、工具和材料和专用仪表质量控制。第四十六条 进入油田技术服务市场施工单位应含有施工资质和准入证，并从事对应资质施工。第四十七条 施工中所用井下工具、材料要含有产品合格证和油田企业认定质量检测机构出具检测汇报，其质量必需符合设计要求。现场配制入井液质量必需符合设计要求。第五十二条 首次进入油田企业技术服务市场新技术、新工具、新材料、新产品等，须经采油工程主管部门组织教授进行技术和质量认定，经过后方可开展现场试验。第七章 健康、安全、环境管理第五十九条 采油工程方案、工程设计和施工设计必需包含相关“健康、安全、环境”内容。多种作业必需制订安全应急预案。新技术、新产品和新装备矿场试验应制订安全防护方法。第六十三条 井下作业、采油生产、注水等施工中应采取环境保护方法，预防污水、原油等落地造成污染，做好生态环境恢复工作。第六十四条 在井下作业施工中，含有有害物质、放射性物质，和油污液体和气体不得随意排放，必需按相关要求处理。第六十五条 采油工程现场试验、新技术推广、重大技术改造项目方案设计中，要充足考虑环境保护原因，必需时要事优异行试验、论证，对于临时无法掌握、并有可能造成较大危害项目，要严格控制试验和使用范围。四、油田地面工程管理要求第一章 总 则第四条 油田地面工程管理关键包含油田地面建设计划、油田地面工程建设、油田地面系统生产、老油田地面工程改造、油田地面工程科技创新和健康、安全、环境管理等。第二章 油田地面工程建设第九条 油田地面工程建设应实现设计经济技术指标为：2. 油田地面工程各单项（位）工程质量合格率应为100，优良率应为70以上；3. 整装油田油气集输密闭率通常要达成95%以上，新油田集输系统原油损耗率要达成0.5%以下； 4. 整装油田集输耗气通常应低于13m3t。5. 整装油田伴生气处理率应达成5以上，边远、零碎井应尽可能回收利用伴生气；6. 出矿原油含水率应达成0.5以下；7. 整装油田采出水（含油污水）处理率应达成100，处理后水质要达成标准要求；8. 通常整装油田生产耗电应低于135kWht。9. 整装油田加热炉运行效率大于85，输油泵效率大于75，活塞式注水泵效率大于85，离心式注水泵效率大于70。第十四条 油田地面工程建设前期工作包含项目提议书、可行性研究初步设计；关键配套系统工程和老区调整改造项目标可行性研究和初步设计。第三十九条 建设单位施工管理。2. 建设单位必需审查、同意各参建单位相关工程进度、质量、投资控制组织计划和工程方法；协调施工、监督、管理、检测、监理等各方工作；第四十条 对施工单位管理。1. 施工单位必需含有对应等级资质证书，并在其资质等级许可范围内负担工程施工；2. 施工单位应依据建设项目标特征及标书要求编制具体施工组织设计，并报项目经理部同意；3. 施工单位应严格按工程设计图纸和施工标准施工，不得私自修改工程设计；4. 施工单位若发觉施工图有误或设计不合理现象，应立即向建设单位反应，商议修改意见，办理设计变更、联络或签证等手续，按程序同意后方可施工；5. 严密组织、安全施工，确保工程质量、施工进度和投资控制。第三章 油田地面生产管理第八十条 生产岗位管理。1. 从事油田地面生产岗位职员必需经过对应技术培训，持证上岗；3. 岗位交接要做到四清，即生产情况清、资料数据清、生产问题处理清、岗位辅助设施清；6. 岗位职员必需按要求做好生产运行参数调整和资料录用；7. 岗位职员在生产运行操作中必需严格实施制度、要求、规程规范和标准；第八十二条 油气集输系统运行控制关键包含油井集油运行控制、原油接转运行控制和脱水运行控制。1. 油井集油运行控制。（1）在不影响采油生产条件下，应充足利用地层能量，合理利用油井集输压力，尽可能采取不加热集油工艺，尽可能降低集油温度，降低能量消耗；（2）在满足计量和管线通畅最低温度要求条件下，实施不加热或较低温度集输。2. 原油接转运行控制。（1）接转站工艺步骤应密闭运行，伴生气不放空，采出液不外排，降低油气分离、集输过程油气损耗；（2）接转站站内生产工艺压力、液位、温度、流量应控制在系统平稳、高效运行范围内；（3）油井集输供热温度、供热量应依据油井生产、工艺和环境改变控制在低消耗范围内；（4）外输加热炉应保持高效状态运行，出口温度控制在维持输油最优值；（5）接转站湿气外输压力应依据现场实际情况控制；（6）接转站外输放水要控制水中含油达成要求指标。3. 原油脱水运行控制。（1）自动控制油、气、水分离装置压力和界面，保持系统平稳运行；（2）在达成原油含水及污水含油指标条件下，应控制原油脱水在较低温度下运行；（3）要控制原油脱水系统和油水界面，确保脱出水中含油达标，满足后续污水处理；（4）外输原油含水应达标；（5）应控制原油外输输差在要求标准内，输差要按时查对，预防原油泄漏。第八十四条 伴生气系统运行控制。1. 依据油田具体情况，充足回收、利用油田伴生气，气油比高、效益好伴生气应建设集输、处理系统和轻烃回收装置；2. 边远、零碎井宜采取套管气回收方法；3. 在油气密闭集输同时，宜采取原油稳定和大罐抽气装置降低油气损耗。第八十五条 水处理系统运行控制。1. 水处理宜密闭运行，严禁不达标污水外排；2. 水处理站要监视、检测来水水质，控制含油、悬浮物、细菌等关键指标不超出许可范围；3. 监视水处理各工序水质指标改变，立即调整运行参数和运行方法，水处理工艺设备、装置进出口水质应达成要求要求，最终实现水质达标；4. 控制过滤罐反冲洗强度和反冲洗周期，提升反冲洗效果；5. 定时组织沉降容器、设备和管道清洗，预防水质二次污染。第八十六条 注水系统运行控制。1. 当注水水质平均腐蚀率0.076mm/a时，注水水中溶解氧浓度不能超出0.1mg/L，清水中溶解氧要小于0.1mg/L；2. 监视、控制机泵设备运行状态，确保设备安全运行；3. 注水增压应适应注入压力，控制泵管压差、注水泵运行台数应和注水量匹配，保持注水泵高效运行；4. 监视注水系统改变，控制、调整、优化系统运行参数，保持系统高效运行；5. 监视注水井注入量和注入压力改变，控制洗井周期，保持压力波动在要求范围内。第八十八条 聚合物配制、注入系统运行控制。1. 应监视、化验检测聚合物配制用水，在要求范围内控制清水总矿化度和钙、镁离子含量，控制聚合物配制污水水质达成聚合物驱水质标准；2. 监视检测配制聚合物溶液用水量和聚合物用量，在要求范围内控制聚合物浓度波动；3. 控制聚合物母液熟化时间，确保聚合物母液完全溶解，形成均匀溶液；4. 监视聚合物母液过滤器压力差，立即更换和清洗过滤装置，确保母液外输质量；5. 监视检测井口注入浓度和粘度，立即调整稀释母液配制百分比，控制聚合物注入质量达成地质开发方案要求。第九十三条 化验管理。1. 为提升油田开发效果和实现生产科学决议，各油田要建立完善油田化验体系；2. 油田地面生产过程要对油、气、水、轻烃和所需化学药剂进行化验，进行环境保护监测化验，对成品油进行化验分析；3. 应依据油田生产实际需要制订统一油田化验标准、操作规程；4. 应配置确保油田化验数据含有可比性仪器设备；5. 要确保化验资料真实可靠，要建立完善监督、审核、审定工作程序；第九十四条 药剂管理。1. 进入油田生产化学药剂生产厂家必需含有生产资质，其产品符合相关健康、安全、环境保护管理要求及标准；2. 油田生产选择化学药剂必需满足生产要求，对其它生产步骤不得造成不利影响；3. 对化学药剂必需进行质量和配伍性试验，合格后方可使用；4. 要定时和不定时评价化学药剂使用效果，依据效果深入优选化学药剂，优化加药方案。第九十五条 资料管理。1. 油田地面生产原始数据经汇总、整理和分析形成资料必需真实全方面反应油田地面生产管理及运行情况；2. 要逐层审核、审定油田资料数据，确保真实可靠；3. 管理职能部门要立即分析资料数据，总结经验，发觉问题时立即进行生产和管理调整；4. 依据实际需要逐层保留资料和整理归档；5. 油田地面生产系统要逐步建设计算机信息网络和工程数据库，实现资料、数据动态、实时管理和分析，不停优化地面各系统运行。第九十八条 腐蚀和防护管理。1. 应建立油田地面生产完善管道、设备腐蚀和防护工作体系，提升管道、设备运行安全和使用寿命，降低更新维护成本；2. 依据介质及土壤环境腐蚀特征，钢制设备、管道应采取防腐涂层及电化学防腐，必需确保电化学防腐系统正常运行；4. 应建立符合实际管道、设备腐蚀和防护效果评价方法和检测方法；5. 要依据管道、设备更新维护评价结果组织实施；6. 对于关键油、气、轻烃输送管道要进行腐蚀检测或漏失检测，并设专员巡线，必需时进行安全评定。第四章 老油田地面工程改造第一百零一条 老油田地面工程改造要依据油田地面工程和油气生产适应性、依据油田地面设施老化、腐蚀情况，在调查研究基础上，制订老油田改造计划，做到总体计划，分年实施。第一百零二条 老油田地面工程改造要本着优先处理危及安全生产、处理制约生产瓶颈问题、节能降耗、控制生产成本标准安排项目和计划投资。第一百零三条 老油田地面工程改造要认真做好优化、简化工作，在油气水系统平衡，确保地面工程在合理运行生产负荷率条件下，做好“关、停、并、转、减、修、管、用”等工作。第一百零四条 老油田地面工程改造要应用新工艺、新技术、新设备、新材料，提升投资效益、提升生产效率。第一百零七条 老油田地面改造工程属于地面工程建设范围，要严格实施建设程序，老油田地面改造项目管理实施油田地面工程建设管理对应要求。第六章 油田地面工程科技创新第一百一十八条 地面工程科技研究开发应集中力量，集中资源，组织科技研发中心，形成科研攻关队伍。第七章 质量、健康、安全、环境管理第一百二十四条 质量、健康、安全、环境管理（QHSE）应是工程建设管理一个关键组成部分，要针对建设项目标性质，提出QHSE目标和要求，形成QHSE管理体系。五、钻井工程管理要求第一章 总 则第三条 钻井工程管理关键内容包含：钻井工程方案编制和实施、钻井设计管理、钻井过程管理、钻井和地质监督管理、钻井资料和信息化管理、工程技术研究和应用和健康、安全、环境管理。第四条 钻井工程管理在勘探阶段应以发觉及保护油气层为主，在开发阶段应以保护油气层及用钻井方法提升单井产量、提升采收率为关键目标。第四章 钻井过程管理第六十四条 钻井完井方法（裸眼、筛管或套管射孔完井）最终确定除考虑油气藏工程和开采要求外，还应结合实钻储层特征和力学特征，充足发挥油气井最大产能。第六十七条 固井声幅曲线声幅相对值大于30%，套管波显著、地层波弱至无者固井为不合格。固井不合格井应采取补救方法。第六十八条 钻井施工应强化质量管理，井身质量合格率应达成100%，固井质量合格率不低于98%，通常地层取心收获率不低于90%，破碎地层取心收获率不低于50%。六、长庆油田企业相关加强油田开发精细管理实施要求-长油油开字36号第二部分 “两北”精细管理关键经验精细管理是一个管理理念、管理模式。其实质就是“精细、严格”。“精细”就是切中要害、重视细节；“严格”就是实施有力、落实到位。油田开发工作要关键抓好以下九个方面精细管理：一、精细基础管理1.狠抓整章建制。采油厂（项目部）要结合实际，对现有规章制度进行梳理和修订，建立健全作业区、井区（班站）各项规章制度。3.规范报表（台帐）。4.健全考评体系。建立油田开发全过程管理考评制度，狠抓制度落实。一是明确划分厂、作业区、井区（班站）三个层级在实现油田开发觉场管理目标中工作职责和考评制度；二是加强对油田开发管理指标和关键工作核；三是油田开发处、超低渗透开发部每六个月对油田开发精细管理调研一次，年度考评一次，厂（部）每六个月检验考评一次。二、精细注水管理1.加强水源井管理。合理确定水源井工作制度及供水能力，建立起供水系统运行监控制度。2.强化系统运行管理。建立系统、设备和管网运行维护机制，负责关键工艺应用效果评价。3.强化水处理设施管理。技术主管部门要建立水处理设施管理及考评制度，掌握设施运行情况，分析水质监测结果，并提出调整改造方法；作业区要严格实施加药、储罐排污、过滤器反冲洗制度。4.精细注入水质管理。一是要加强水处理节点控制，井区（班站）推行“水处理系统节点控制管理”措施；二是要加强水质监测，实施从上到下“四级监测”模式，建立水质定时通报和考评制度。5.加强注水井管理。推行注水井“分级分类”管理措施，根据注水方法、井筒情况进行分级分类，突出分注井、回注井、套破井、回灌井治理，细化技术对策，合理安排注水井井筒治理方法。 三、精细现场管理1.强化采油系统管理。采油井管理：采油井管理要以“延长油井免修期、提升采油时率及单井产量”为根本，不停提升单井管理水平。采油厂（项目部）要根据“一井一法一工艺”和“一区一块一对策”管理措施，突出关键，细化技术对策，制订以“提升抽油泵效、延长油井免修期和合理控制生产压差”为目标技术政策，并建立健全相关管理制度及考评措施，确保各项技术政策落实到位。机采系统管理：根据“以测促调、以调促升”标准，采油厂（项目部）要制订提升采油井系统效率工作整体布署，并做好调整方案优化及效果评价工作。 2.优化集输系统管理。根据 “单井（井组）增压点（接转站）联合站（输油站）”集输工艺步骤，建立健全各项管理制度和操作规程，确保集输系统安全环境保护、平稳高效运行。单井（井组）必需做到按时加药、投球，确保集油管线正常运行；增压点（接转站）要做好站内加热炉、缓冲罐（事故罐）、输油泵维护管理，确保站点输油平稳有序。联合站（输油站）加强沉降罐、三相分离器脱水系统运行管理，脱水温度、加药浓度及油水界面等工艺参数在合理范围内，确保净化油含水小于0.5%，采出水含油在200mg/l以下。集输管线管理：完善集输油管线管理制度，健全集输油管线台账，加强关键输油管线标志桩、阴极保护及泄露报警装置建立。七、精细井下作业管理1.加强井下作业质量管理。一是严格单井方案管理，采油厂（项目部）依据作业风险制订分级管理措施，推行方案会审制度，细化三项设计编制、审批、审核权限；二是重视过程控制，加强各步骤质量监管，严格按设计施工，严把工序质量关，确保施工质量和方法效果；三是厂（项目部）要督促作业区和作业队伍取全取准各项资料，并做好资料归档和报送；四是组织好井下作业质量分析例会。七、油田企业油田动态监测（暂行）管理措施-长油油开字57号第五章 油田动态监测资料录用管理要求第十三条 低渗透砂岩油藏（三叠系油藏）1地层压力监测（1）选择占油井开井数10%以上井作为固定井点测压，每十二个月测12次。（2）选择占注水井开井数10以上井测地层压力和流压，每十二个月测1次。（3）当年新投产油水井，根据新井投产投注方案要求，各选择一定百分比井作为非固定井点监测地层压力（含流动压力）；超前注水区要严格实施超前注水开发技术政策,立即正确监测地层压力。2注水井注水剖面监测（）依据实际情况，选择占注水井开井数2以上井每十二个月测注水剖面一次。（）正常生产分层注水井每三个月分层测试一次，并立即进行调配，测试率达成分层注水井开井数以上，分注合格率达成95以上。4流体性质监测选择占油井开井数5-10%井作为监测井，要求井口取样，对油、气、水性质及各项离子含量进行监测分析。选择占注水井开井数510%井作为水质监测井，建立从供水水源、注水站、污水站、配水间和注水井井口水质监测系统，每十二个月分析1-2次含铁、杂质、污水含量，时间间隔不少于8个月。八、相关部分油田（区块）命名调整通知-长油油开字4号二、油田命名标准3此次采取油田、区块、井区三级命名标准，油田、区块尽可能采取地名命名，井区通常采取发觉井或经典井命名；4在区块、井区命名上尽可能考虑矿权管理范围和自营合作单位；5对于纵向上多层系叠合井区，假如是合层开采，则统一命名，假如是分层开采，则按井区层位命名。九 、油田注水管理要求-油油堪（）158号第二章注水技术政策第六条注水技术政策是指导油田注水工作关键依据，关键包含注水时机、开发层系划分和注采井网布署、射孔设计、注水压力界限、分层注水、水质要求等。第七条注水时机。依据油藏天然能量评价及储层类型分析，确定合理注水时机。低渗透砂岩油藏，应实现同时或超前注水，保持较高压力水平开采。新油田注水，要开展室内敏感性和现场试注试验。第八条开发层系划分和注采井网布署。开发方案设计要和工艺技术相结合，建立有效压力驱替系统。注采井网布署。开发井网要含有较高水驱储量控制程度，中高渗透油藏通常要达成80以上，低渗透油藏达成70以上，井网布署要有利于后期调整。第九条射孔设计。油水井要对应射孔，确保较高水驱储量控制程度和动用程度。 第十条注水压力界限。油田注水开发应保持注采平衡，严禁超油层破裂压力注水。中高渗透油田年注采比要控制在1.0左右，低渗透油田年注采比要控制在11.5。第十一条分层注水。多层油藏全部要实施分层注水，主力油层或强水淹油层要单卡单注，其它油层要尽可能细分。第十二条水质要求。各油田应在参考碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法基础上，制订和完善适合本油田不一样类型油藏注水水质企业标准并严格实施。 第三章注水系统建立第十三条注水系统建立包含钻井、完井、投（转）注、地面注水系统建设等。第十五条注水井投（转）注。需要排液注水井排液时间要控制在三个月以内，确定经济合理排液方法和排液强度。新投注水井和转注井，必需在洗井合格后开始试注，取得吸水指数、油层注水开启压力等关键参数，确定油层吸水能力，检验水质标准适应性。在取得相关资料后方可按开发方案要求转入正常注水井生产。第十六条地面注水工程设计。要依据前期试注资料及油藏工程方案，总体布局，设计能力应适应油田开发5需要。注水工艺可采取“单干管多井配注”、“分压注水”、“低压供水、高压注水”和“局部增压”、井口恒流配水方法等类型；应依据注水井网部署形式、注水压力、注水方法和注水水质等原因，并和油气集输布局相结合，优选确定。第十七条注水管网应合理部署，根据配注水量和注入压力要求，控制合理经济流速和压降，注水干线、支干线压降控制在0.5MPa以内，单井管线压降控制在0.4MPa以内。第十八条注水设备选择。在选择注水泵时，离心泵机组效率应不低于70%，柱塞泵机组效率应不低于80%。第十九条采出水回注。标准上采出水处理合格后应全部回注；外排污水必需达成国家或当地政府要求排放标准。第四章注水调控对策第二十三条低含水期（含水率小于20%）：在这一阶段要注够水，依据油层发育情况，开展早期分层注水。做好平面上注水强度调整，预防单层突进和局部舌进。第二十四条中含水期（含水率20%60%）：在这一阶段要加大分注力度。平面上要调整注采结构，纵向上要细分注水层段，提升非主力油层动用程度。第二十五条高含水期（含水率60%90%）：在搞清剩下油分布基础上，实施平面和剖面结构调整。第二十六条特高含水期（含水率大于90%）：深入提升注采井数比，采取层段细分注水、细分层压裂、细分层堵水、深部调驱等方法，深入改善储层吸水情况，提升驱替效率。第二十七条注水站（管网）调整改造。分年度安排好调整改造工作。在满足注水半径和配注条件下，优化简化工艺和布局，注水站负荷率应提升至70%以上。第五章注水过程管理第二十八条要从注水源头抓起，精心编制配注方案、优化注水工艺、严格水质监控、强化注水井生产管理。第二十九条注水管理制度建设。建立和完善注水管理制度和技术标准，明确各级管理责任。第三十条注水过程分析和评价。定时对油田注水开发情况（注水开发情况、注水技术政策）进行综合分析评价，制订下一步注水调控对策。第三十一条年度配注方案。每十二个月四季度编制完成下十二个月度油田（区块）配注方案，油田企业审查经过后，采油厂组织实施，一季度完成全部配注方案调整工作量。要立即跟踪分析年度配注方案实施效果，对调整后新暴露出问题，必需立即调整。第三十二条油藏动态监测。按油藏动态监测管理要求实施。第三十三条注水井资料录用管理。注水井资料录用现场检验，必需严格实施各项管理制度，采取定时检验和抽查相结合方法进行，努力提升注水井资料全准率。注水井生产资料全准系指日注