采油工程管理规定-发布

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采油工程管理规定
中国石油勘探与生产公司
二O O五年十二月
目录
第一章总则 (1)
采油工程方案与设计 (1)
完井与试油、试采 (7)
生产过程管理 (10)
质量控制 (19)
技术创新与应用 (21)
健康、安全、环境 (22)
附则 (23)
第一章总则
为规范采油工程各项工作，提高管理和技术水平，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》。

采油工程管理要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。

采油工程管理主要包括：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。

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。

第二章采油工程方案与设计
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。

注水、注气和天然能量开发的油田，采油工程方案主要内容：
1.油藏工程方案简介：地质特征、试油试采情况、井网部署、布井井数及井别、产能设计结果、储层岩石性质、流体性质、流压等。

2.储层保护设计：进行储层敏感性研究实验，分析储层损害的潜在因素，筛选与储层配伍的入井流体，提出储层保护措施。

3.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。

4.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，综合考虑油藏配产以及经济、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。

5.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，参照油藏工程要求，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。

6.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。

7.配套技术设计：研究分析清防蜡、降粘、防腐、防垢、防砂等技术应用的必要性，筛选主体配套技术及相应的工艺参数。

8.“健康、安全、环境”要求。

9.采油工程投资概算。

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。

承担采油工程方案编制的单位，要具有相应的资质，其中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。

动用地质储量在1000×104t及以上或年产能20×104t及以上的油田，以及特殊类型油田的采油工程方案，由具有一级资质的单位研究设计；动用地质储量在1000×104t以下或年产能小于20×104t的常规新油田和老油田重点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；老油田常规调整改造的采油工程方案，由具有三级及以上资质的单位研究设计。

动用地质储量1000×104t及以上或产能20×104t及以上的油田采油工程方案，由各油田公司预审并报勘探与生产分公司审批；其他采油工程方案由各油田公司审批。

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2～3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。

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。

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。

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：
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”要求。

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。

重点井和高危险性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。

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%。

第三章完井与试油、试采
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完井设计为重要依据。

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.注气井、异常高压井和处于滩海、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。

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（或其它抽汲方式）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。

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。

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。

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。

第四章生产过程管理
采油工程的生产过程管理贯穿油田开发全过程，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。

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。

股份公司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；潜油电泵井检泵周期≥900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%，措施有效率≥75%。

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采油工程技术管理指标。

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。

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.抽油机井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、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%。

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。

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.按照规定加强对变压器、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。

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，下井工具外径应比套管内径小6mm。

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%，产出液进泵粘度应小于5000mPa·s。

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。

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6～9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。

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.地面注汽管线严禁车辆碾压和行人靠近，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。

注水井管理要求:
1.油田投入注水开发必须通过试注，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。

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.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。

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。

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。

调剖堵水措施管理要求:
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，减小损害。

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。

大修管理要求:。