1、西南油氣分公司油藏動態監測管理實施細則1基本要求1.1 本細則根據中國石油化工股份有限公司油藏動態監測管理辦法結合西南油氣分公司油田具體情況而制定，適用范圍西南油氣分公司。1.2 動態監測工作納入分公司的油田開發（調整）方案、年度生產經營計劃和中長期發展規劃。1.3 油藏動態監測技術服務實行合同管理方式。2職責與分工2.1分公司開發處負責分公司動態監測工作的組織管理，其主要職責：2.1.1負責組織分公司動態監測中長期技術發展規劃和年度動態監測計劃的制定、實施和應用效果檢查。2.1.2貫徹執行股份公司動態監測相關政策、規定和管理制度。2.1.3協同有關部門負責動態監測專項資金的管理。2.1.4協

2、調有關部門負責動態監測市場準入和服務合同管理。2.1.5負責動態監測的質量監督。2.1.6協同有關部門負責動態監測裝備、儀器儀表、計算機軟硬件的購置計劃和管理。2.1.7負責組織動態監測技術服務隊伍的資質審查。2.1.8組織動態監測科研項目攻關和新技術推廣。2.1.9組織相關專家制定分公司動態監測技術標準和相關管理制度。2.1.10負責動態監測年度工作量統計、年報編寫及上報。2.1.11組織開展技術交流和人員培訓。2.2 勘探開發研究院（或地質研究所）是油田動態監測工作制定者和參謀部門，其主要職責：2.2.1制定油田開發方案(或老油田開發調整方案)時制定該油田整體動態監測方案。2.2.2 督促

3、油田開發方案（或老油田調整方案）要求的動態監測工作的實施。2.2.3 提出分公司油田開發動態監測中長期規劃及年度監測工作量安排。2.2.4 根據油田開發部署研究的需要，提出臨時性的油藏動態監測工作計劃。2.3采油(氣)廠負責本單位油藏動態監測工作的組織實施，其主要職責：2.3.1負責本單位年度油藏動態監測計劃的制定、實施和應用效果檢查。2.3.2貫徹執行股份公司、分公司動態監測相關政策、規定和管理制度。2.3.3負責本單位動態監測裝備、儀器儀表、計算機軟硬件的購置計劃和管理。2.3.4負責動態監測月度、季度、年度工作量統計及月、季、年報編寫及上報。2.3.5負責本單位人員培訓計劃安排。3油藏動

4、態監測項目及資料管理3.1油藏動態監測項目管理3.1.1裸眼井水淹層測井3.1.1.1電阻率測井，主要包括側向、感應、自然電位、介電測井等項目。3.1.1.2核（放射性）測井，主要包括自然伽馬、中子伽馬、補償中子、補償密度、中子壽命、碳氧比、能譜、儲層飽和度（RST）測井等項目。3.1.1.3聲波測井，主要包括聲波全波列、聲波時差、井周聲波成像等項目。3.1.1.4其它測井，主要包括核磁共振、井徑、井斜、溫度、壓力測試、電纜地層測試等項目。3.1.2套管測井3.1.2.1產出剖面測井，主要包括流量、流體密度、持水（油、氣）率、壓力、溫度等項目。3.1.2.2注入剖面測井，主要包括放射性同位素示

5、蹤、流量、溫度、壓力等項目。3.1.2.3產層參數測井，主要包括碳氧比能譜、中子壽命、中子伽馬、地層測試、過套管電阻率測井等項目。3.1.2.4固井質量監測測井，主要包括聲波全波列測井、變密度測井、扇形水泥膠結測井等項目。3.1.2.5套管狀況及射孔質量檢查測井，主要包括磁性定位、井徑、井斜、方位、井下電視、可見光電視、噪聲、磁測井、井溫等項目。3.1.3開發試井3.1.3.1穩定試井，主要包括指示曲線、流入動態曲線、靜壓測試、密度測試、溫度測試以及油、水、氣井流壓測試等項目。3.1.3.2不穩定試井，包括單井試井和多井試井。單井試井：主要包括注入井壓力降落、注入井分層測壓、采油井壓力恢復試井

6、等項目。多井試井：主要包括干擾試井、脈沖試井等項目。3.1.3.3其他試井，主要包括注入井分層測調、分注井封隔器驗封、示功圖測試、動液面測試等項目。3.1.4分析化驗3.1.4.1油氣分析，主要包括原油物性、原油組份、天然氣組份、原油含水、原油高壓物性等分析。3.1.4.2水質分析，主要包括采出水分析、注水水質監測等。3.1.4.3三次采油分析項目，主要包括對聚合物驅及復合驅配制用水分析、注入及采出體系粘度、化學成分、濃度、界面張力檢測等。3.1.4.4巖芯分析，主要包括油水飽和度、孔隙度、滲透率、粒度、孔隙結構等巖芯常規分析項目和驅油效率、油水相對滲透率、敏感性試驗等特殊巖芯分析。3.1.4

7、.5示蹤劑檢測，主要包括溴離子、碘離子、硫氰酸根離子、甲醛、硝酸根離子等化學示蹤劑和氚及氚化甲烷等放射性或穩定同位素示蹤劑檢測。3.1.5井間監測主要包括井間示蹤、井間地震、井間試井、井間電法等項目。3.2油藏動態監測資料錄取規定3.2.1中、高滲透砂巖、礫巖油藏和復雜斷塊油藏（包括用常規辦法開采的稠油油藏）3.2.1.1地層壓力監測（1）選取占油井開井數20%（含水大于80%的油田選取開井數15%）以上的井作為固定井點監測地層壓力（其中含流動壓力占1/4，對于出砂嚴重及常規開采的稠油油田，選取開井數10%作為固定井點監測地層壓力(含流動壓力)。每年測2次，間隔46個月。地層壓力監測不包括液面

8、折算法。（2）選取占注水井開井數20%以上作為固定井點地層壓力（含流動壓力，每年測1次，間隔不少于8個月。（3）在重點區塊，選取一定比例的有條件的油井進行分層壓力、壓力恢復和壓力降落監測。3.2.1.2注水井注入剖面監測選取占注水井開井數30%以上的井每年測注水剖面1次，其中固定井點占50%。對于出砂嚴重及常規開采的稠油油田選取開井數的20%以上的井每年測注水剖面1次，其中，固定井點占50%。3.2.1.3油井產液剖面監測選取占油井開井數510%以上的井監測產液剖面，其中固定井點占50%（不含井溫法），每年測1次。3.2.1.4井下技術狀況監測（1）在易套損區選取一定比例定點井進行時間推移測井

9、，監測套管質量情況，每年至少1次。（2）固井質量、射孔質量、套管外竄通等井身結構的測井監測口數，根據實際情況酌情安排。3.2.1.5產層參數和井間監測（1）根據油藏研究及調整方案需要，對重點開發區塊，在不同開發階段分別鉆12口密閉取心井，了解油層水淹、水洗狀況和分析剩余油飽和度。同時選取23口井(在原取心井附近)進行普通取心，研究開發過程中孔隙度、滲透率及孔隙結構的變化。（2）在孔隙度大于15%的油藏，每年選取開井數的1%3%的井監測含油飽和度變化。同時安排一定數量的放射性同位素示蹤、化學示蹤、脈沖試井和干擾試井（包括井間地震）等井間監測工作量，為確定井間剩余油分布提供依據。3.2.2低滲透油

10、田（空氣滲透率在50×10-3m2以下）3.2.2.1地層壓力監測（1）選取油井開井數15%以上的井測地層壓力，每年測12次，并且選取適當比例的井進行壓力恢復測試。（2）選取注水井開井數15%以上的井測地層壓力和流壓，每年測12次，并選取適當的井進行壓降測試。3.2.2.2注水井注入剖面監測選取注水井開井數30%以上的井每年進行注水剖面測1次，其中固定井占40%。3.2.2.3油井產液剖面監測選取油井開井數5%以上的井每年進行產液剖面測井1次，日產液5噸以下的井酌情安排測井口數。3.2.2.4井下技術狀況監測選取一定比例的井作為固定井點進行時間推移測井,每年至少1次，監測套管質量情況

11、。套損嚴重區適當增加測井口數和頻率。3.2.2.5產層參數和井間監測參照中高滲透砂巖和礫巖油藏相關規定，每年酌情安排測井口數和井間監測井組數。3.2.3稠油（熱采）、高凝油油藏3.2.3.1地層壓力監測（1）蒸汽吞吐階段選取3%的生產井作為固定井點，每周期末測靜壓1次。每個開發單元選一定比例的井數測燜井壓力曲線。（2）汽驅階段選取3%的生產井作為固定井點每年測靜壓12次。（3）觀察井每月測1次靜壓。3.2.3.2溫度監測（1）蒸汽吞吐階段選取3%的生產井在注汽階段測溫度剖面，每周期監測1次。（2）汽驅階段選取3%的生產井作為固定井點測溫度剖面，每年測1次。（3）酌情選取一定比例的非固定井點，待

12、注汽穩定后測取井底干度資料。3.2.3.3注汽、產液剖面監測（1）蒸汽吞吐階段選取一定比例的生產井作為固定井點，測吸汽和產液剖面，每周期各監測1次。（2）汽驅階段選取一定比例的生產井、注汽井作為固定井點，測吸汽和產液剖面，每年測2次。3.2.3.4產層參數監測重點區塊留出12口觀察井不射孔,作為含油飽和度監測井,每年測井1次。3.2.3.5井下技術狀況監測選取一定比例的井作為固定井點，每年進行1次時間推移測。3.2.4碳酸鹽巖油藏3.2.4.1地層壓力監測（1）自噴井每季度測流壓1次，每半年測靜壓及壓力恢復1次，油井重要措施前后加測流壓。（2）抽油井根據油藏開發需要，選擇一定比例的具有代表性的

13、油井作為固定點測壓井，每年測流壓、靜壓（或壓力恢復）各2次，間隔56個月。正常采油井半年測靜液面1次(高凝油藏除外)。（3）注水井選取開井數15%以上的井每年測靜壓1次。（4）觀察井每月測靜壓1次。3.2.4.2注水井注入剖面監測凡進行重大技術措施的注水井，施工前后應分別測注入剖面1次。3.2.4.3產液剖面監測每個油藏選擇12口井，每年測產液剖面1次，每口油井采取重大措施前后應進行產液剖面測井。3.2.4.4油水界面監測油水界面觀察井每季度測油水界面1次。3.2.4.5井下技術狀況監測油藏進入開發后期階段,選擇一定比例具有代表性的井進行工程測井，了解套管腐蝕、變形、竄槽、井徑變化等情況；凡采

14、取重大技術措施的井，應及時進行工程測井。3.2.4.6產層參數和井間監測根據實際情況酌情安排工作量。3.2.5氣頂、底水油藏3.2.5.1地層壓力監測在氣頂區、含油帶、底水區各選取開井數10%以上的井作為固定井點，每年測壓2次。注水開發的油田選取開井數30%以上的井，每年各測取地層壓力和溫度1次。3.2.5.2油氣或油水界面監測根據油田大小選一定比例的井每年對油氣和油水界面移動情況進行監測。3.2.5.3注水剖面監測選取開井數30%以上的井進行注水剖面測井，每年1次。3.2.5.4產液剖面監測選取抽油井開井數5%以上的井每年進行產液剖面測井1次。3.2.5.5技術狀況、產層參數和井間監測參照上

15、述相應油藏類型酌情安排工作量。3.2.6其他特殊油藏根據油藏研究及調整方案需要酌情安排。3.2.7分析化驗3.2.7.1油氣水全分析每年選取占開井數20%以上的井進行原油全分析、天然氣組分分析、采出水質全分析，特殊油藏根據油藏研究及調整方案需要酌情安排。3.2.7.2巖心分析砂巖油藏每米巖心取810塊樣進行常規分析；碳酸鹽巖、礫巖和火成巖等油藏每米取35塊進行全直徑分析；特殊巖心分析根據油藏開發方案確定。3.2.7.3三次采油化驗（1）聚合物驅油化驗，對配制聚合物溶液用水水質、聚合物溶液濃度及粘度，在相應的取樣點進行定期化驗。（2）復合驅化驗，配制三元液用水水質、界面張力值、三元液粘度、表面活

16、性劑濃度、堿濃度及三元液的PH值等，在相應的取樣點定期取樣化驗。開發技術試驗區化驗項目各項比例指標，可在此基礎上增加10%-20%，其他三次采油化驗，各分公司可依據相應的先導性礦場試驗結論自行確定。3.3動態監測資料管理3.3.1資料存儲。各采油（氣）廠動態監測資料登記造冊后存入廠部檔案室，重點區塊動態監測成果報告要上報1-3份到分公司地質檔案館存檔；建立動態監測數據庫，并建立分類、分權限計算機管理制度。3.3.2資料保留期限。測井基礎資料、重點試井資料、重點分析化驗資料永久保存；對于非重點動態監測資料各采油（氣）廠可根據油藏實際情況確定保留期限，但最短不少于5年。3.3.3資料銷毀。對超過保

17、存期和非重點資料各采油（氣）廠可定期銷毀，待銷毀的資料需造冊并報保密委員會批準后實施。4油藏動態監測方案的編制與實施4.1方案編制原則堅持結合油田實際，努力滿足油田開發需要的原則；堅持近期需要與中長期發展相兼顧的原則；堅持實用、有效、經濟、安全的原則；堅持推進技術進步的原則；堅持重點項目優先安排的原則；堅持動態監測費用統籌考慮的原則。4.2方案編制程序與審批各采油（氣）廠在上年4季度編制下年度油藏動態監測方案，經分公司開發處匯總、審核后上報股份公司，股份公司審批后由各分公司下達采油廠執行。4.3各采油（氣）廠應在統籌兼顧的原則下保證動態監測最低費用，一般應占噸油操作成本的2%4%。4.4重點開發調整區、開發技術試驗區動態監測內容根據試驗方案的要求制定，油水井監測井數的比例應高于常規開發區15-20%。4.5油井在實施重大措施前后應加測流壓、產液剖面。5、動態監測技術服務隊伍的選擇5.1一般日常動態監測工作由各采油（氣）廠自己完成。5.2采油（氣）廠無條件完成的特殊動態監測工作由各采油(氣)廠聘有資質的技術服務隊伍完