【正文】 的要求。若采用強制裂縫閉合技術(shù)，應根據(jù)地層閉合壓力控制返排速率，避免支撐劑回流。壓裂液﹑支撐劑的各項性能應達到相應技術(shù)指標，符合率達到100%。第三十八條 壓裂措施管理要求:1. 壓裂設計應以油藏研究和地應力研究為基礎(chǔ)，設計過程中要充分考慮人工裂縫與注采井網(wǎng)的匹配，并對增產(chǎn)效果進行預測。4. 油藏注水實施之前，確定合理的注入水水質(zhì)標準。2. 根據(jù)注水井的生產(chǎn)情況，研究確定合理的洗井周期，定時洗井。4. 優(yōu)選清防蠟、防垢工藝技術(shù)，確定合理的清防蠟、防垢制度，包括清蠟周期、清蠟深度、藥劑用量、熱洗的溫度和壓力等。各油田公司應按照股份公司要求和油田實際情況制定相應的采油工程技術(shù)管理指標。第二十條 采油工程方案設計的完井方式符合率需達到98%，采油方式的符合率達到95%，井口注入壓力的誤差小于177。4. 施工準備：材料、工具、設備、隊伍。老油田常規(guī)調(diào)整改造的采油工程方案，由具有三級及以上資質(zhì)的單位研究設計。5. 注入工藝和參數(shù)優(yōu)化設計：進行試注工藝設計，通過試注，搞清儲層吸入能力和啟動壓力，根據(jù)油藏工程要求，優(yōu)化注入工藝管柱，計算確定不同開發(fā)階段、不同注入量條件下的井口注入壓力；遵循有利保護儲層和經(jīng)濟可行的原則，研究確定注入介質(zhì)的指標。第六章 開發(fā)過程管理第四十九條 由于地質(zhì)或工程原因，開發(fā)井已不能維持油氣生產(chǎn)，要申請報廢。分層配產(chǎn)，配注層段變化的井作業(yè)施工后，要對井下工具深度進行檢查，檢查率達50%。第三十五條 注水井注入剖面監(jiān)測要求。第五章 開發(fā)動態(tài)監(jiān)測第三十三條 生產(chǎn)井的產(chǎn)液量、產(chǎn)油量、產(chǎn)氣量，以及注入井的注入量應以單井為監(jiān)測單元。2. 油田開發(fā)要有較高的采油速度和較長的穩(wěn)產(chǎn)期。 二、油藏工程管理規(guī)定第二章 油 藏 評 價第八條 為了滿足申報探明儲量和編制開發(fā)方案的需要，油藏評價階段要取全取準以下資料：1. 地震資料；2. 鉆井取心、錄井資料；3. 測井資料；4. 試井、試油、試采資料。 第九章 健康、安全、環(huán)境 第九十六條 油田開發(fā)全過程必須實行（HSE）管理。提高原油采收率技術(shù)包括改善二次采油和三次采油，其目的是通過一系列的技術(shù)措施，不斷改善開發(fā)效果。第五十九條 采油工程主要技術(shù)指標包括開井率、生產(chǎn)時率、泵效、檢泵周期、免修期、噸液耗電、方案分注率、分注合格率、注水合格率、作業(yè)一次合格率、措施有效率、有效期、措施增油量等。要根據(jù)評價結(jié)果修正油田開發(fā)指標，作為油田開發(fā)過程管理的依據(jù)。 第二十八條 地面工程方案的主要內(nèi)容應包括：油藏工程方案要點；鉆井、采油工程方案要點；地面工程建設規(guī)模和總體布局；地面工程建設工藝方案；總圖運輸和建筑結(jié)構(gòu)方案；防腐工程、防垢工程、生產(chǎn)維修、組織機構(gòu)和定員方案；健康、安全、環(huán)保和節(jié)能等方案；地面工程方案的主要設備選型及工程用量；地面工程總占地面積、總建筑面積；地面工程投資估算。方案編制要與油藏、鉆井、地面工程相結(jié)合，在經(jīng)濟上進行多方案比選并綜合優(yōu)化，采用先進實用、安全可靠、經(jīng)濟可行的采油工程技術(shù)。第三章 開發(fā)方案第十九條 油田投入開發(fā)必須有正式批準的油田開發(fā)方案。第十條 本《綱要》適用于股份公司及所屬油(氣)田分公司、全資子公司（簡稱油田公司）的陸上油田開發(fā)活動。第二章 油藏評價第十三條 油藏評價部署方案的主要內(nèi)容應包括：評價目標概況、油藏評價部署、油田開發(fā)概念方案、經(jīng)濟評價、風險分析、實施要求等。 第二十條 油田開發(fā)方案編制原則是確保油田開發(fā)取得好的經(jīng)濟效益和較高采收率。 第二十六條 采油工程方案的主要內(nèi)容應包括：油藏工程方案要點；儲層保護措施；采油工程完井設計；采油方式和參數(shù)優(yōu)化設計；注入工藝和參數(shù)優(yōu)化設計；增產(chǎn)增注技術(shù)；對鉆井的地面工程的要求；健康、安全、環(huán)境要求；采油工程投資概算；其他配套技術(shù)。 第三十一條 油田開發(fā)方案的優(yōu)選要以油藏工程方案為基礎(chǔ)，結(jié)合鉆井工程方案、采油工程方案、地面工程方案配套形成2～3個方案，進行投資估算與經(jīng)濟評價。第五章 開發(fā)過程管理第五十六條 綜合治理方案（年度綜合調(diào)整方案）的目的是落實油田年度生產(chǎn)任務和調(diào)控指標。要按照股份公司要求和油田實際情況制定相應技術(shù)指標，作為年度考核的依據(jù)。 第七十一條 配合油田開發(fā)調(diào)整而進行的老油田地面工程改造，應滿足調(diào)整方案的要求，依托已建工程做好優(yōu)化、簡化工作。第一百條 新技術(shù)推廣和重大技術(shù)改造項目必須考慮健康、安全、環(huán)境因素，要事先進行論證及實驗。第九條 油藏評價階段要選擇不同部位的儲層巖心和流體樣品，進行室內(nèi)實驗分析，掌握儲層物理性質(zhì)和流體的物理、化學性質(zhì)。一般油田穩(wěn)產(chǎn)期石油地質(zhì)儲量采油速度應在2%左右，低滲透油田不低于1%。產(chǎn)油量應以井口取樣分析的含水率計算，油氣產(chǎn)量計量誤差小于10%，特殊油氣藏或零散、低產(chǎn)井的計量誤差可適當放寬；注入井注入量計量誤差小于5%。2. 中、高滲透砂巖和礫巖油藏，正常生產(chǎn)的分層注水井每半年分層測試一次，測試率達到分層注水井開井數(shù)的95%以上。第四十條 流體性質(zhì)監(jiān)測1. 選注水井開井數(shù)5%的井作為水質(zhì)監(jiān)測井。由各油田公司審核，并報股份公司審批。6. 增產(chǎn)增注措施：研究儲層增產(chǎn)增注的必要性及可行性，篩選主體增產(chǎn)增注工藝以及相應的關(guān)鍵技術(shù)參數(shù)。第十六條 井下作業(yè)工程設計主要包括增產(chǎn)增注、大修、維護性作業(yè)等設計，應以地質(zhì)設計為依據(jù)，其主要內(nèi)容：1. 設計依據(jù)及目的。第十八條 壓裂、酸化、大修、防砂等重點措施工程設計由油田公司主管部門或授權(quán)單位組織編寫和審批。20%。第三十二條 抽油機井管理要求:2. 對于抽油機井要定期進行示功圖和動液面測試并診斷分析，及時采取調(diào)參、換泵等措施。5. 及時調(diào)整抽油機井平衡，保持平衡比在85%～100%之間。當注水井停注24h以上、作業(yè)施工或吸水指數(shù)明顯下降時必須洗井，洗井排量由小到大，當返出水水質(zhì)合格后方可注水。建立水質(zhì)監(jiān)測制度，定時定點取樣分析，發(fā)現(xiàn)問題及時研究解決。2. 對于首次壓裂的油田（區(qū)塊）以及重點井，壓裂前應進行測試壓裂，認識水力裂縫形態(tài)、閉合壓力、液體濾失系數(shù)和裂縫方向等，為后續(xù)施工設計優(yōu)化和壓裂后的效果評估提供依據(jù)。5. 施工過程中對施工壓力、排量、砂液比、頂替液量等進行監(jiān)控。7. 返排液必須經(jīng)過處理達標后方可排放。3. 施工前要對酸液的數(shù)量和質(zhì)量進行檢驗，各項性能應達到相應的技術(shù)指標，符合率達到100%。施工出現(xiàn)異常情況時，按施工應急預案處理。2. 堵水調(diào)剖要按設計施工，對堵劑材料和工具質(zhì)量進行檢測，嚴格監(jiān)控施工參數(shù)，確保施工質(zhì)量和安全。4. 采用可靠井口防噴裝置，制定可行井控措施，保證施工安全。第四十七條 施工中所用的井下工具、材料要具備產(chǎn)品合格證和油田公司認定的質(zhì)量檢測機構(gòu)出具的檢測報告，其質(zhì)量必須符合設計要求。各種作業(yè)必須制定安全應急預案。第六十五條 采油工程現(xiàn)場試驗、新技術(shù)推廣、重大技術(shù)改造項目方案設計中，要充分考慮環(huán)境保護因素，必要時要事先進行實驗、論證，對于暫時無法掌握、并有可能造成較大危害的項目，要嚴格控制試驗和使用范圍。h／t。2. 建設單位必須審查、批準各參建單位的有關(guān)工程進度、質(zhì)量、投資控制的組織計劃和工程措施；協(xié)調(diào)施工、監(jiān)督、管理、檢測、監(jiān)理等各方工作；第四十條 對施工單位管理。1. 油井集油運行控制。3. 原油脫水運行控制。第八十五條 水處理系統(tǒng)運行控制。第八十八條 聚合物配制、注入系統(tǒng)運行控制。1. 進入油田生產(chǎn)的化學藥劑生產(chǎn)廠家必須具備生產(chǎn)資質(zhì)，其產(chǎn)品符合有關(guān)健康、安全、環(huán)保管理規(guī)定及標準；2. 油田生產(chǎn)選用的化學藥劑必須滿足生產(chǎn)要求，對其他生產(chǎn)環(huán)節(jié)不得造成不利影響；3. 對化學藥劑必須進行質(zhì)量和配伍性試驗，合格后方可使用；4. 要定期和不定期評價化學藥劑使用效果，根據(jù)效果進一步優(yōu)選化學藥劑，優(yōu)化加藥方案。1. 應建立油田地面生產(chǎn)完善的管道、設備腐蝕與防護工作體系，提高管道、設備運行安全和使用壽命，降低更新維護成本；2. 根據(jù)介質(zhì)及土壤環(huán)境腐蝕特性，鋼制設備、管道應采用防腐涂層及電化學防腐，必須保證電化學防腐系統(tǒng)的正常運行；4. 應建立符合實際的管道、設備腐蝕與防護效果評價方法和檢測方法；5. 要依據(jù)管道、設備更新維護評價結(jié)果組織實施；6. 對于重要油、氣、輕烴輸送管道要進行腐蝕檢測或漏失檢測，并設專人巡線，必要時進行安全評估。第一百零四條 老油田地面工程改造要應用新工藝、新技術(shù)、新設備、新材料，提高投資效益、提高生產(chǎn)效率。五、鉆井工程管理規(guī)定第一章 總 則第三條 鉆井工程管理主要內(nèi)容包括：鉆井工程方案編制與實施、鉆井設計管理、鉆井過程管理、鉆井與地質(zhì)監(jiān)督管理、鉆井資料與信息化管理、工程技術(shù)研究與應用以及健康、安全、環(huán)境管理。固井不合格的井應采取補救措施?！熬殹本褪乔兄幸?、注重細節(jié)；“嚴格”就是執(zhí)行有力、落實到位。合理確定水源井的工作制度及供水能力，建立起供水系統(tǒng)的運行監(jiān)控制度。技術(shù)主管部門要建立水處理設施管理及考核制度，掌握設施運行情況，分析水質(zhì)監(jiān)測結(jié)果，并提出調(diào)整改造措施；作業(yè)區(qū)要嚴格執(zhí)行加藥、儲罐排污、過濾器反沖洗制度。推行注水井“分級分類”管理辦法，按照注水方式、井筒狀況進行分級分類，突出分注井、回注井、套破井、回灌井治理，細化技術(shù)對策，合理安排注水井井筒治理措施。機采系統(tǒng)管理：按照“以測促調(diào)、以調(diào)促升”的原則，采油廠（項目部）要制定提升采油井系統(tǒng)效率工作的整體部署，并做好調(diào)整方案優(yōu)化及效果評價工作。聯(lián)合站（輸油站）加強沉降罐、三相分離器脫水系統(tǒng)運行管理，脫水溫度、加藥濃度及油水界面等工藝參數(shù)在合理范圍內(nèi)，%，采出水含油在200mg/l以下。七、油田公司油田動態(tài)監(jiān)測（暫行）管理辦法長油油開字〔2009〕57號第五章 油田動態(tài)監(jiān)測資料錄取管理規(guī)定第十三條 低滲透砂巖油藏（三疊系油藏）1．地層壓力監(jiān)測（1）選取占油井開井數(shù)10%以上的井作為固定井點測壓，每年測1～2次。（２）正常生產(chǎn)的分層注水井每季度分層測試一次，并及時進行調(diào)配，測試率達到分層注水井開井數(shù)的９５％以上，分注合格率達到95％以上。九 、油田注水管理規(guī)定油油堪（2011）158號第二章　注水技術(shù)政策第六條　注水技術(shù)政策是指導油田注水工作的重要依據(jù)，主要包括注水時機、開發(fā)層系劃分和注采井網(wǎng)部署、射孔設計、注水壓力界限、分層注水、水質(zhì)要求等。新油田注水，要開展室內(nèi)敏感性和現(xiàn)場試注試驗。開發(fā)井網(wǎng)要具有較高的水驅(qū)儲量控制程度，中高滲透油藏一般要達到80％以上，低滲透油藏達到70％以上，井網(wǎng)部署要有利于后期調(diào)整。油田注水開發(fā)應保持注采平衡，嚴禁超油層破裂壓力注水。第十二條　水質(zhì)要求。需要排液的注水井排液時間要控制在三個月以內(nèi)，確定經(jīng)濟合理的排液方式和排液強度。要依據(jù)前期試注資料及油藏工程方案，總體布局，設計能力應適應油田開發(fā)5~10年的需要。在選擇注水泵時，離心泵機組效率應不低于70%，柱塞泵機組效率應不低于80%。做好平面上的注水強度調(diào)整，防止單層突進和局部舌進。第二十六條　特高含水期（含水率大于90%）：進一步提高注采井數(shù)比，采取層段細分注水、細分層壓裂、細分層堵水、深部調(diào)驅(qū)等措施，進一步改善儲層吸水狀況，提高驅(qū)替效率。第五章　注水過程管理第二十八條　要從注水源頭抓起，精心編制配注方案、優(yōu)化注水工藝、嚴格水質(zhì)監(jiān)控、強化注水井生產(chǎn)管理。定期對油田注水開發(fā)狀況（注水開發(fā)狀況、注水技術(shù)政策）進行綜合分析評價，制定下一步的注水調(diào)控對策。第三十二條　油藏動態(tài)監(jiān)測。注水井生產(chǎn)資料全準系指日注水量、油壓、套壓、泵壓、靜壓、測試、洗井、水質(zhì)化驗八項資料全準。加強對水源站出口、注水站出口、注水井井口等控制點的水質(zhì)監(jiān)測。加強水處理系統(tǒng)加藥、排泥、更換和補充濾料等環(huán)節(jié)管理。加強注水系統(tǒng)儲罐及管線除垢、清淤等工作，減少水質(zhì)二次污染，儲罐應每年清淤1~2次，注水管線的清洗頻率應根據(jù)壓降變化、結(jié)垢速度和沿程水質(zhì)變化情況確定。分注管柱下井后，要對封隔器進行驗封，要求封隔器密封率100%。第三十九條　注水井洗井。分注井每年測試調(diào)配2~3次，分注合格率下降較快時要適當加密測試調(diào)配。第六章　注水效果分析與評價第四十三條　注水效果分析重點內(nèi)容。分析油田、區(qū)塊和單井注水受效情況、分層吸水狀況等，綜合評價注水效果，提出改善措施；分析配注完成情況和小層吸水能力變化及原因；分析含水上升率、存水率和水驅(qū)指數(shù)變化趨勢與原因，并與理論值進行對比，提出調(diào)整措施。應用吸水剖面、產(chǎn)液剖面、飽和度測井、水淹層測井等資料，分析研究油層動用狀況、水淹狀況、分層注采強度等；利用不同開發(fā)階段驅(qū)替特征曲線，分析儲量動用狀況及變化趨勢。 。注水井井底壓力不超過油層破裂壓力，油井井底流動壓力要滿足抽油泵有較高泵效。主要考核指標有分注率、分注井測試率、分層注水合格率、水質(zhì)達標率、注水系統(tǒng)效率、配注方案符合率、檢管周期和洗井周期等。破乳劑的投加點應首選接轉(zhuǎn)站，對于原油含水大于50～60%的區(qū)塊可選擇在聯(lián)合站加藥，方便管理。溢流沉降罐沉降溫度：40～420C；三相分離器運行溫度：45～600C；進口原油含水率：899﹪工作壓力：根據(jù)現(xiàn)場運行工藝定，；三相分離器出口原油含水率：＜%（平均值）；三相分離器出口污水含油率：≤200mg/l。除油罐每月定期排泥23次；定期檢查收油管線是否暢通，確保正常收油。殺菌劑要求每天投加一次；投加方式采用沖擊式；每天投加量必須在24小時內(nèi)加完；推薦濃度為全天液量的100150mg/l并用清水配置。油田采出水水質(zhì)監(jiān)測及要求為確?；刈⒉沙鏊|(zhì)，加強對采出水處理站水質(zhì)檢測力度，油田采出水水質(zhì)實行“分級分析監(jiān)測制度”。十一 、油田集輸系統(tǒng)原油脫水及污水處理暫行管理辦法長油開字（2004）6號十二 、油田采出水回注技術(shù)指標（試行）長油開（2008）第5號公務通知表1：油田采出水回注技術(shù)推薦指標備注：表2中僅提供采出水中的含油量、懸浮物等主要技術(shù)指標，其它相關(guān)指標同表