油田公司管理制度

油田公司管理制度内容摘要：

为主，在开发阶段应以保护油气层及用钻井方式提高单井产量、提高采收率为主要目的。 第四章 钻井过程管理 第六十四条 钻井完井方式（裸眼、筛管或套管射孔完井）的最终确定除考虑油气藏工程和开采要求外，还应结合实钻储层特征和力学特性，充分发挥油气井最大产能。 第六十七条 固井声幅曲线声幅相对值大于 30%，套管波明显、地层波弱至无者固井为不合格。 固井不合格的井 应采取补救措施。 第六十八条 钻井施工应强化质量管理，井身质量合格率应达到100%，固井质量合格率不低于 98%，一般地层取心收获率不低于 90%，破碎地层取心收获率不低于 50%。 六、 长庆油田公司关于加强油田开发精细管理实施要求 长油油开字〔 2020〕36 号 第二部分 “两北”精细管理的主要经验 精细管理是一种管理理念、管理模式。 其实质就是“精细、严格”。 “精细”就是切中要害、注重细节；“严格”就是执行有力、落实到位。 油田开发工作要重点抓好以下九个方面的精细管理： 一、精细基础管理。 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。 （台帐）。 建立油田开发全过程管理考核制度，狠抓制度落实。 一是明确划分厂、作业区、井区（班站）三个层级在实现油田开发现场管理目标中的工作职责和考评制度；二是加强对油田开发管理指标和重点工作核；三是油田开发处、超低渗透开发部每半年对油田开发精细管理调研一次，年度考核一次，厂（部）每半年检查考核一次。 二、精细注水管理。 合理确定水源井的工作制度及供水能力，建立起供水系统的运行监控制度。 建立系统、设备和管网运行维护机制，负责重点工艺的应用效果评价。 技术主管部门要建立水处理设施管理及考核制度，掌握设施运行情况，分析水质监测结果，并提出调整改造措施；作业区要严格执行加药、储罐排污、过滤器反冲洗制度。 一是要加强水处理节点控制，井区（班站）推行“水处理系统节点控制管理”办法； 二是要加强水质监测，实行从上到下“四级监测”模式，建立水质定期通报和考核制度。 推行注水井“分级分类”管理 办法，按照注水方式、井筒状况进行分级分类，突出分注井、回注井、套破井、回灌井治理，细化技术对策，合理安排注水井井筒治理措施。 三、精细现场管理。 采油井管理：采油井管理要以“延长油井免修期、提高采油时率及单井产量”为主线，不断提升单井管理水平。 采油厂（项目部）要按照“一井一法一工艺”和“一区一块一对策”的管理办法，突出重点，细化技术对策，制定以“提高抽油泵效、延长油井免修期和合理控制生产压差”为目标的技术政策，并建立健全相关管理制度及考核办法，确保各项技术政策落实到位。 机采系统管理 ：按照“以测促调、以调促升”的原则，采油厂（项目部）要制定提升采油井系统效率工作的整体部署，并做好调整方案优化及效果评价工作。 按照 “单井（井组） — 增压点（接转站）— 联合站（输油站）”的集输工艺流程，建立健全各项管理制度和操作规程 ， 确保集输系统安全环保、平稳高效运行。 单井（井组）必须做到按时加药、投球，确保集油管线正常运行；增压点（接转站）要做好站内加热炉、缓冲罐（事故罐）、输油泵的维护管理，确保站点输油平稳有序。 联合站（输油站）加强沉降罐、三相分离器脱水系统运行管理，脱水 温度、加药浓度及油水界面等工艺参数在合理范围内，确保净化油含水小于 %，采出水含油在 200mg/l 以下。 集输管线管理：完善《集输油管线管理制度》，健全集输油管线台账，加强重点输油管线标志桩、阴极保护及泄露报警装置的建立。 七、精细井下作业管理。 一是严格单井方案管理，采油厂（项目部）根据作业风险制定分级管理办法，推行方案会审制度，细化三项设计编制、审批、审核权限；二是注重过程控制，加强各环节的质量监管，严格按设计施工，严把工序质量关，确保施工质量和措施效果；三是厂（项目部）要督 促作业区和作业队伍取全取准各项资料，并做好资料的归档和报送；四是组织好井下作业质量分析例会。 七、 油田公司油田动态监测（暂行）管理办法 长油油开字〔 2020〕 57 号 第五章 油田动态监测资料录取管理规定 第十三条 低渗透砂岩油藏（三叠系油藏） 1．地层压力监测 （ 1）选取占油井开井数 10%以上的井作为固定井点测压，每年测 1～2 次。 （ 2）选取占注水井开井数 10％以上的井测地层压力和流压，每年测 1 次。 （ 3）当年新投产油水井，按照新井投产投注方案要求，各选取一定比例的井作为非固定井点监测地层压力（含流动 压力）；超前注水区要严格执行超前注水开发技术政策 ,及时准确的监测地层压力。 2．注水井注水剖面监测 （１）根据实际情况，选取占注水井开井数 2０％以上的井每年测注水剖面一次。 （２）正常生产的分层注水井每季度分层测试一次，并及时进行调配，测试率达到分层注水井开井数的９５％以上，分注合格率达到 95％以上。 4．流体性质监测 选取占油井开井数 510%的井作为监测井，要求井口取样，对油、气、水性质及各项离子含量进行监测分析。 选取占注水井开井数 5～ 10%的井作为水质监测井，建立从供水水源、注水站、污水站、配水间和 注水井井口的水质监测系统，每年分析12 次含铁、杂质、污水含量，时间间隔不少于 8 个月。 八、 关于部分油田（区块）命名调整的通知 长油油开字〔 2020〕 4 号 二、油田命名的原则 3．本次采用油田、区块、井区三级命名原则，油田、区块尽量采用地名命名，井区一般采用发现井或典型井命名； 4．在区块、井区命名上尽量考虑矿权管理范围和自营合作单位； 5．对于纵向上多层系叠合的井区，如果是合层开采，则统一命名，如果是分层开采，则按井区＋层位命名。 九 、 油田注水管理规定 油 油堪（ 2020） 158 号 第二章 注水技术政策 第 六 条 注水技术政策是指导油田注水工作的重要依据，主要包括注水时机、开发层系划分和注采井网部署、射孔设计、注水压力界限、分层注水、水质要求等。 第 七 条 注水时机。 根据油藏天然能量评价及储层类型分析，确定合理注水时机。 低渗透砂岩油藏，应实现同步或超前注水，保持较高压力水平开采。 新油田注水，要开展室内敏感性和现场试注试验。 第 八 条 开发层系划分和注采井网部署。 开发方案设计要与工艺技术相结合，建立有效压力驱替系统。 注采井网部署。 开发井网要具有较高的水驱储量控制程度，中高渗透油藏一般要 达到 80％以上，低渗透油藏达到 70％以上，井网部署要油田 区块 井块 层位探明地质储量（104t）油 田 区块 井 块 层位探明地质储量（104t）耿49 延9 耿49 延9 耿55 延长1 耿55 延长1 耿83 长4+5 耿188 长4+5 采油八厂姬塬堡子湾姬塬刘峁塬超三项目部耿83 长4+5 姬塬油田区块整合结果表整 合 前 整 合 后管辖单位有利于后期调整。 第 九 条 射孔设计。 油水井要对应射孔，保证较高的水驱储量控制程度和动用程度。 第 十 条 注水压力界限。 油田注水开发应保持注采平衡，严禁超油层破裂压力注水。 中高渗透油田年注采比要控制在 左右，低渗透油田年注采比要控制在 1～。 第 十一 条 分层注水。 多层油藏都要实施分层注水，主力油层或强水淹油层要单卡单注，其它油层要尽可能细分。 第 十二 条 水质要求。 各油田应在参考《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》基础上，制定和完善适合本油田不同类 型油藏的注水水质企业标准并严格执行。 第 三 章 注水系统建立 第 十三 条 注水系统建立包括钻井、完井、投（转）注、地面注水系统建设等。 第 十五 条 注水井投（转）注。 需要排液的注水井排液时间要控制在三个月以内，确定经济合理的排液方式和排液强度。 新投注水井和转注井，必须在洗井合格后开始试注，获得吸水指数、油层注水启动压力等重要参数，确定油层的吸水能力，检验水质标准的适应性。 在取得相关资料后方可按开发方案要求转入正常注水井生产。 第 十六 条 地面注水工程设计。 要依据前期试注资料及油藏工程方案，总体布局，设计能力应适 应油田开发 5~10 年的需要。 注水工艺可采用“单干管多井配注”、“分压注水”、“低压供水、高压注水”和“局部增压”、井口恒流配水方式等类型；应根据注水井网布置形式、注水压力、注水方式和注水水质等因素，并与油气集输布局相结合，优选确定。 第 十七 条 注水管网应合理布置，按照配注水量和注入压力要求，控制合理经济流速和压降，注水干线、支干线压降控制在 以内，单井管线压降控制在 以内。 第 十八 条 注水设备选择。 在选择注水泵时，离心泵机组效率应不低于 70%，柱塞泵机组效率应不低于 80%。 第十 九 条 采 出水回注。 原则上采出水处理合格后应全部回注；外排污水必须达到国家或当地政府规定的排放标准。 第四章 注水调控对策 第 二 十 三 条 低含水期（含水率小于 20%）：在这一阶段要注够水，根据油层发育状况，开展早期分层注水。 做好平面上的注水强度调整，防止单层突进和局部舌进。 第 二 十 四 条 中含水期（含水率 20%～ 60%）： 在这一阶段要加大分注力度。 平面上要调整注采结构，纵向上要细分注水层段，提高非主力油层动用程度。 第 二 十五条 高含水期（含水率 60%～ 90%）：在搞清剩余油分布的基础上，实施平面和剖面结构调整。 第 二 十 六 条 特高含水期（含水率大于 90%）：进一步提高注采井数比，采取层段细分注水、细分层压裂、细分层堵水、深部调驱等措施，进一步改善储层吸水状况，提高驱替效率。 第 二 十 七 条 注水站（管网）调整改造。 分年度安排好调整改造工作。 在满足注水半径和配注的条件下，优化简化工艺和布局，注水站的负荷率应提升至 70%以上。 第五章 注水过程管理 第 二 十 八 条 要从注水源头抓起，精心编制配注方案、优化注水工艺、严格水质监控、强化注水井生产管理。 第 二 十 九 条 注水管理制度建设。 建立和完善注水管理制度和技术标准，明确各级管理责任。 第三 十条 注水过程分析与评价。 定期对油田注水开发状况 （ 注水开发状况 、 注水技术政策 ） 进行综合分析评价，制定下一步的注水调控对策。 第三十 一 条 年度配注方案。 每年四季度编制完成下一年度油田（区块）配注方案，油田公司审查通过后，采油厂组织实施，一季度完成全部配注方案调整工作量。 要及时跟踪分析年度配注方案的执行效果，对调整 后 新暴露出的问题，必须及时调整。 第三十 二 条 油藏动态监测。 按《油藏动态监测管理规定》 执行。 第三十 三 条 注水井资料录取管理。 注水井资料录取现场检查，必须严格执行各项管理制度，采取定期检查和抽查相结合 的方式进行，努力提高注水井资料全准率。 注水井生产资料全准系指日注水量、油压、套压、泵压、静压、测试、洗井、水质化验八项资料全准。 开井注水 超过 24 小时必须参加当月全准率检查。 生产中发现注水量、注水压力出现异常， 要 及时上报，分析原因，并采取相应技术措施。 第三十 四 条 注水水质监测。 加强对水源站出口、注水站出口、 注水井 井口等控制点的水质监测。 每天应对水源站、注水站进行水质检测 ；每条支线要选择至少一口端点注水井作为井口监测井 ， 每 周取样 分析一次，发现问题必须及时制定整改措施并组织实施。 第三十五条 采出水处理站运行控 制。 检测 含油量、悬浮物固体含量、悬浮物颗粒直径中值、 SRB 菌、铁菌和腐生菌等 主要控制指标，使其达到规定要求。 加强水处理系统加药、排泥、更换和补充滤料等环节管理。 控制过滤罐反冲洗强度，制定合理反冲洗周期，提高反冲洗效果。 第三十六条 注水系统运行控制。 合理调整注水泵运行台数与注水量 的 匹配 关系 ，科学控制泵管压差，保持注水系统高效运行。 加强注水系统储罐及管线除垢、清淤等工作，减少水质二次污染，储罐 应 每年清淤 1~2 次，注水管线的清洗频率应根据压降变化、结垢速度和沿程水质变化情况确定。 第三十七条 分层注水工艺。 分注 工艺管柱和工具要满足分层测试调配、防腐、洗井和分层调剖的要求，优先选用桥式偏心等先进分注工艺。 严禁油套分注，油层顶部以上必须安装套管保护封隔器。 分注管柱下井后，要对封隔器进行验封，要求封隔器密封率 100%。 第三十八条 注水井管柱和井况检查。 当注水量和注水压力发生突变时必须及时进行注水管柱密封检查，必要时要进行工程测井，发现套损、管外串槽等情况时必须修复后方可实施分层注水。 注水井管柱检查周期一般不超过 3 年。 第三十九条 注水井洗井。 第四十条 注水井分层测试调配。 分注管柱验封合格后，方可进行分层流量测试和调 配。 测试前要对井下流量计和地面水表进行校对。 分注井每年测试调配 2~3次，分注合格率下降较快时要适当加密测试调配。 第四十一条 注水井作业。 注水井作业要大力推广不压井作业技术。 作业施工过程中要做好套管保护工作。