油藏动态监测管理条例

油藏动态监测管理条例
中国石油天然气股份有限公司
勘探与生产公司
中国石油天然气股份有限公司勘探与生产
分公司油藏动态监测管理条例
第一章总则
第一条为了加强对油藏动态监测工作的管理，保证油田开发测井、试井、化验、井间监测等工作的有序进行，取全取准各项资料，满足油田开发生产的需要，特定本条例。

第二条本条例适用于中国石油天然气股份有限公司（以下简称股份公司）及所属各油田有限责任公司、分公司（以下简称油田公司）进行的动态监测的全面管理。

第三条动态监测工作要纳入股份公司及各油田公司的年度生产经营计划和中长期发展规划。

第四条油藏动态监测技术服务采取合同管理。

第五条各油田公司按本条例规定内容组织实施。

第二章油藏动态监测内容
第六条裸眼井测井
1、电阻率测井：主要包括梯度、电位、侧向、感应、自然电位、自然电流等项目。

2、核（放射性）测井：主要包括伽马、中子寿命、碳氧化能谱等项目。

3、声波测井：主要包括声波全波列、声波时差、井周声波成像等项目。

4、其它测井：核磁共振、井径、井斜、温度、压力测试等项目。

第七条套管井测井
1、产出剖面测井：主要包括流量、流体密度、持水（油、气）率、压力、温度等项目。

2、注入剖面测井：主要包括放射性同位素示踪、流量、温度、压力等项目。

3、产层参数测井：主要包括碳氧比能谱、中子寿命、中子伽马、重复式地层测试等项目。

4、固井质量检测测井：主要包括声波全波列测井、密度测井等项目。

5、套管状况及射孔质量检查测井：主要包括磁性定位、井径、方位、井下电视、噪声、磁测井等项目。

第八条开发试井
1、稳定试井：主要包括指示曲线、流入动态曲线、注入井分层调试、分注井封隔器验封、示功图测试、动液面测试、静压点测试、密度测试、温度测试以及油、水、气井流压测试等项目。

2、不稳定试井：
1）单井试井：主要包括注入井测地层压力、注入井分层测压、电泵井测地层压力、抽油机井液面恢复法测地层压力、续流试井、偏心抽油机井测地层压力、螺杆泵测压、油井分层测压及分层产量测试、探边测试、压降试井等项目。

2）多井试井：主要包括干扰试井、脉冲试井。

第九条分析化验
1、油气分析：主要包括原油物性分析、原油组份分析、天然气组份分析、原油含水、原油高压物性等。

2、水质分析：主要包括采出水分析、注水水质监测等。

3、三次采油分析项目：主要包括对聚合物驱及三元复合驱配制用水分析、注入及采出体系粘度检测、注入及采出体系化学剂浓度检测、界面张力检测等。

4、岩芯分析：主要包括油水饱和度、孔隙度、渗透率、粒度、含盐量等岩芯常规分析项目和驱油效率、油水相对渗透率、敏感性试验等特殊岩芯分析。

5、示踪剂检测：主要包括溴离子、碘离子、硫氰酸根离子、甲醛、硝酸根离子等化学示踪剂和氚及氚化甲烷等放射性或稳定同位素示踪剂检测。

第十条井间监测
主要包括井间示踪、井间地震、井间试井、井间电法等项目。

第三章油藏动态监测管理组织机构和职责
第十一条股份公司勘探与生产分公司油藏管理处负责股份公司动态监测工作的组织管理，主要职责：
1、负责组织制定股分公司动态监测中、长期发展规划和年度动态监测计划，并监督实施；
2、组织制定动态监测相关的政策法规及管理制度；
3、负责组织制定动态监测有关技术标准、工作标准、管理标准；
4、组织动态监测重大科研项目攻关和新技术推广；
5、协助有关部门开展动态监测队伍资质认证；
6、协助有关部门做好动态监测装备、仪器仪表、计算机软硬件的购置计划及管理；
7、负责动态监测年度工作量的统计和年报编写；
8、定期组织有关动态监测的技术交流和人员培训。

第十二条各油田公司在开发管理部门设立动态监测管理科，下设测井、试井、化验等岗位，负责油田公司动态监测工作的组织管理，主要职责：
1、负责组织制定油田公司动态监测中、长期技术发展规划和年度动态监测计划，并监督实施；
2、负责动态监测专项资金的管理；
3、负责动态监测服务合同管理；
4、负责动态监测的质量监督；
5、协助有关部门开展动态监测装备、仪器仪表、计算机软硬件的购置计划和管理；
6、负责动态监测技术服务队伍的资质审查；
7、负责油田公司内动态监测科研项目攻关和新技术推广；
8、组织制定油田公司动态监测的技术标准和相关管理制度；
9、负责油田公司动态监测年度工作量的统计、年报编写及上报；
10、组织技术交流和人员培训。

第十三条采油厂设立动态监测岗，主要职责：
1、负责组织本厂动态监测方案的编制及上报；
2、负责本厂年度动态监测计划的落实；
3、负责动态监测质量监督和资料验收；
4、负责动态监测技术服务合同的实施；
5、负责动态监测资料应用效果的分析总结；
6、负责动态监测年报的编写和上报。

第四章油藏动态监测方案和制定
第十四条油藏动态监测方案编制的原则
1、坚持结合油田实际，努力满足油田开发需要的原则；
2、坚持近期需要与长期发展相兼顾的原则；
3、坚持实用、有效、经济、安全的原则；
4、坚持推进技术进步的原则；
5、坚持重点项目优先安排的原则；
6、坚持动态监测费用统筹考虑的原则。

第十五条油藏动态监测费用
各油田公司在统筹兼顾的原则下保证动态监测最低费用，油田生产测试费用一般应占吨油操作成本的2%-5%。

第十六条油藏动态监测方案编制的程序与审批
年度油藏动态监测方案由各油田公司开发部门根据油田公司要求，安排采油厂编制。

经油田公司开发部门汇总审核后，上报股份公司。

第十七条油藏动态监测计划由油田公司下达采油厂执行。

第五章油藏动态监测资料录取规定
第十八条中、高渗透砂岩和砾岩油藏（包括油、水井数50口以上的简单断块和用常规办法开采的调油油藏）
1、地层压力监测
⑴选取占油井开井数20%以上的井作为固定井点监测地层压力（含流动压力），每年测两次，间隔4-6个月。

⑵选取占注水井开井数30%以上的井监测地层压力（含流动压力），每年测一次，两次测压时间间隔不少于8个月。

⑶在重点区块油、水井固定井点监测地层压力的井中，选取一定比例的井进行分层地层压力测试。

2、注水井注入剖面监测
选取占注水井开井数40%以上的井每年测注水剖面一次。

出砂严重及用常规办法开采的稠油油藏选取占注水井开井数30%以上的井每年测注水剖面一次。

3、油井产液剖面监测
选取占油井开井数15%以上的井测油井产液剖面，每年测一次。

4、井下技术状况监测
⑴在易套损压选择一定比例的井，作为固定井点进行时间推移测井，监测套管质量情况。

⑵固井质量、射孔质量、套管外窜槽等井身结构状况监测井数，根据实际情况酌情安排。

5、产层参数和井间监测
根据油藏研究及调整方案需要，在不同开发阶段分别钻1-2口密闭取心井，认识油层水淹、水洗状况和分析剩余油饱和度。

同时先取2-3口井（在原取心井附近）进行普通取心，以分析研究开发过程中孔隙度、渗透率及孔隙结构的变化。

每年选取一定比例的井，定点监测含油饱和度的变化；每年安排一定工作量的同位素示踪、化学示踪、脉冲试井、干扰试井（包括井间地震）等井间监测项目；三次加密试验区井投产产要进行井间监测。

6、开发技术试验区监测
开发技术试验区动态监测内容和要求根据试验方案的要求制定，监测井数的比例应高于常规开发区15%-20%。

第十九条复杂断块油藏（指油水井数50口以下的小断块油藏）
1、地层压力监测
每个断块区取油井开井数15%以上的井作为固定井点测取地层压力（含流动压力），每年测两次，间隔5-6个月。

注水井选取开井数20%以上的井每年测地层压力和流压一次。

2、注水剖面监测
选取注水井开井数30%以上的井每年测注水剖面一次。

3、油井产液剖面监测
对于油水井数在10-50口的断块选取1-5口井每年测产液剖面一次。

10口井以下的断块，由油田根据需要每年酌情安排测井口数。

4、井下技术状况、产层参数和井间监测根据断块大小及油藏研究情况参照中高渗透砂岩油藏相应规定每年酌情安排测井口数。

第二十条低渗透油藏（空气渗透率在50×10-3μm2以下）
1、地层压力监测
⑴选取油井开井数10%以上的井作为固定井点测压，每年测1-2次。

⑵选取注水井开井数10%以上的井测地层压力和流压，每年测1-2次。

2、注水井注水剖面监测
选取注水井开井数30%以上的井每年进行注水剖面测井一次。

3、油井产液剖面监测
选取油井开井数5%以上的井每年进行产液剖面测井一次。

日产液5t以下井酌情安排测井口数。

4、井下技术状况监测
选取一定比例的井作为固定井点每年进行时间推移测井，监测套管质量情况。

套损严重区适当增加测井频率和井数。

5、产层参数和井间监测
参照中高渗透砂岩和砾岩油藏相应规定每年酌情安排测井口数和井间监测井组数。

第二十一条稠油（热采）、高凝油油藏
1、地层压力监测
吞吐阶段选3%的生产井作为固定井点，每周期末测一次静压。

汽驱阶段选3%的生产井作为固定井点，每年测一次静压。

汽驱阶段选3%的注汽井作为固定井点，每年测取一次地层压力。

观察井每年测二次静压。

2、温度监测
⑴吞吐阶段选3%的生产井在注汽阶段温度剖面，每周期测试一次。

⑵汽驱阶段选生产井的3%作为固定井点，每年测一次。

3、注汽、产液剖面监测
⑴吞吐阶段选取一定比例的生产井作为固定井点，每个吞吐周期测吸汽剖面、产液剖面各一次。

⑵汽驱阶段选取一定比例的生产井、注汽井作为固定井点，每年测吸汽剖面、产液剖面各2次。

4、产层参数监测
每个区块留出1-2口观察井不射孔作为含油饱和度监测井。

5、井下技术状况监测
选取一定比例的井作为固定井点，每年进行一次时间推移测井。

第二十二条碳酸盐岩油藏
1、地层压力监测
⑴自喷井每季度测流压1次，每半年测静压或压力恢复1次。

油井重要措施前后要加测流压。

⑵抽油井根据油藏开发的需要，选取一定比例具有代表性的采油井作为固定测压井，每年测流、静压（或压力恢复）2次，间隔5-6个月。

正常采油井半年测静液面一次（高凝油藏除外）。

⑶注水进选取开井数15%以上的井每年测静压一次。

⑷观察井每月测静压一次。

2、注水剖面监测
凡进行重大技术措施的注水井，施工前后应分别测注水剖面一次。

3、产液剖面监测
每个油藏选择1-2口井，每年测产液剖面一次，每口油井采取重大措施前后应进行产液剖面测井。

4、油水界面监测
油水界面观察井每季度测油水界面一次。

5、井下技术状况监测
油藏进入开发后期阶段，选择一定比例具有代表性的井进行工程测井，了解套管腐蚀、变形、窜槽、井径变化等情况；凡采取重大技术措施的井，应及时进行工程测井。

6、产层参数和井间监测
根据实际情况酌情安排工作量。

第二十三条气顶、底水油藏
1、地层压力监测
在气顶区、含油带、底水区各选取开井数10%以上的井作为固定井点，每年测压2次。

注水开发的油藏选取开井数30%以上的井，每年各测取地层压力和温度一次。

2、油-气或油-水界面监测
依油田大小选取一定比例的井每年进行监测油-气和油-水界面移动情况。

3、注水剖面监测
选取开井数30%以上的井每年进行注水剖面测井。

4、产液剖面监测：选取油井开井数5%以上的井每年进行产液剖面测井。

5、井下技术状况、产层参数和井间监测参照前面相应油藏类型酌情安排。

第二十四条浅海油藏和特殊油藏
根据油藏研究及调整方案需要酌情安排。

第二十五条分析化验
1、油气水全分析
每年选取占开井数20%以上的井进行原油全分析、天然气组分分析、采出水质全分析。

2、岩心分析
砂岩油藏每米岩心取8-10块样进行常规分析；碳酸盐岩、砾岩和火成岩等油藏每米取3-5块进行全直径分析；特殊岩心分析根据油藏开发方案确定。

3、三次采油化验
⑴聚合物驱油化验
对配制聚合物溶液用水水质、聚合物溶液浓度及粘度在相应的取样点进行定期化验。

⑵三元复合驱化验
配制三元液用水水质、界面张力值、三元液粘度、表面活性剂浓度、碱浓度及三元液的PH值等在相应的取样点定期取样化验。

⑶开发技术试验区化验项目各项比例指标，可在此基础上增加10%-20%，其它三次采油化验，各油田公司可依据相应的先导性矿场试验结论自行确定。

第六章油藏动态监测方案实施与质量监督
第二十六条动态监督方案实施
1、由油田公司动态监测主管部门负责组织实施。

2、油田动态监测方案的实施，以技术服务合同的形式按股份公司有关工程技术服务市场管理办法执行。

第二十七条动态监测资料质量监督管理
1、油田公司采油厂聘任有质量监督资格的人员对动态监测资料进行监督。

2、油田公司动态监测主管部门定期组织有关专家，按各项动态监测技术标准及相关规定，采用现场监督检查、抽查等方式，对在聘质量监督人员进行监督管理。

第二十八条动态监测仪器、仪表的监督管理
油田开发部门应对技术服务队伍有用仪器、仪表的量值传递和定期标定情况进行有效地监督管理。

第七章动态监测队伍资质审核和资料管理
第二十九条动态监测施工队伍的资质审核
各油田公司可参照甲、乙、丙级队等级认证条件，制定动态监测技术服务队伍的资质审查管理办法，对动态监测技术服务单位进行资质审查、核实。

第三十条动态监测资料的存储、保留期限及销毁
1、存储：各油田公司设立动态监测资料档案室，资料登记造册后存档；有条件的油田建立动态监测数据库，并建立分类、分权限计算机管理制度。

2、保留期限：
测井基础资料、重点试井资料、重点分析化验资料永久保存；对于非重点动态监测资料各油田可根据实际情况制定保留期限。

3、资料的销毁：
对超过保存期和非重点资料各油田可定期销毁，待销毁的资料需造册报保密委员会批准后实施。

第八章附则
第三十一条各油田公司可依据本条例，结合本油田实际，制定相应的实施细则，报中国石油勘探与生产分公司审查备案后实施。

第三十二条本条例自2001年1月1日起实施。

第三十三条本条例由中国石油勘探与生产分公司负责解释。