1、第一章 总则第一条 为了充分利用和保护油气资源，合理开发油田，加强对油田开发工作的宏观控制，规范油田开发各项工作，特制定本纲要 。第二条 油田开发工作必须遵守国家法律、法规和股份公司规章制度，贯彻执行股份公司的发展战略。第三条 油田开发必须贯彻全面、协调、可持续发展的方针。坚持以经济效益为中心，强化油藏评价，加快新油田开发上产，搞好老油田调整和综合治理，不断提高油田采收率，实现原油生产稳定增长和石油资源接替的良性循环。第四条 油田开发主要包括以油田开发地质为基础的油藏工程、钻井工程、采油工程、地面工程、经济评价等多种专业。油田开发工作必须进行多学科综合研究，发挥各专业协同的系统优势，实现油田科
2、学、有效地开发。第五条 油田开发要把油藏地质研究贯穿始终，及时掌握油藏动态，根据油藏特点及所处的开发阶段，制定合理的调控措施，改善开发效果，使油田达到较高的经济采收率。第六条 坚持科技是第一生产力，积极推进科技创新和成果共享，加大油田开发中重大核心技术的攻关和成熟技术的集成与推广应用。注重引进先进技术和装备，搞好信息化建设。第七条 依靠科学管理，合理配置各种资源，优化投资结构，实行精细管理，控制生产成本，提高经济效益，实现油田开发效益最大化。第八条 油田开发部门要高度重视队伍建设，注重人才培养，加强岗位培训，努力造就一批高素质的专业队伍与管理队伍，为全面完成开发任务提供保障。第九条 牢固树立以
3、人为本的理念，坚持“安全第一、预防为主”的方针，强化安全生产工作。油田开发建设和生产过程中的各项活动，都要有安全生产和环境保护措施，符合健康、安全、环境（HSE）体系的有关规定，积极创造能源与自然的和谐。第十条 本纲要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 油藏评价第十一条 含油构造或圈闭经预探提交控制储量（或有重大发现） ，并经初步分析认为具有开采价值后，进入油藏评价阶段。油藏评价阶段的主要任务是编制油藏评价部署方案；进行油藏技术经济评价；对于具有经济开发价值的油藏，提交探明储量，编制
4、油田开发方案。第十二条 油藏评价项目的立项依据是油藏评价部署方案，要按照评价项目的资源吸引力、落实程度、开发价值等因素进行优选排序，达不到标准的项目不能编制油藏评价部署方案，没有编制油藏评价部署方案的项目不能立项。第十三条 油藏评价部署方案的主要内容应包括：评价目标概况、油藏评价部署、油田开发概念方案、经济评价、风险分析、实施要求等。1.评价目标概况应概述预探简况、已录取的基础资料、控制储量和预探阶段取得的认识及成果。2.油藏评价部署要遵循整体部署、分批实施、及时调整的原则。不同类型油藏应有不同的侧重点。要根据油藏地质特征（构造、储层、流体性质、油藏类型、地质概念模型及探明储量估算、产能分析等
5、）论述油藏评价部署的依据，提出油藏评价部署解决的主要问题、评价工作量及工作进度、评价投资和预期评价成果。3.油藏评价部署的依据及工作量应根据需解决的主要地质问题确定。为了满足申报探明储量和编制开发方案的需要，应提出油藏评价工作录取资料要求和工作量，其主要内容包括：地震、评价井、取心、录井、测井、试油、试采、试井、室内实验和矿场先导试验等。投资核算要做到细化、准确、合理，预期评价成果要明确。4.油田开发概念方案包括油藏工程初步方案、钻采工艺主体方案、地面工程框架和开发投资估算。油藏工程初步方案应根据评价目标区的地质特征和已有的初步认识，提出油井产能、开发方式及油田生产规模的预测；钻采工艺主体方案
6、要提出钻井方式、钻井工艺、油层改造、开采技术等要求；地面工程框架要提出可能采用的地面工程初步设计；开发投资估算包括开发井投资估算和地面建设投资估算。5.经济评价的目的是判断油藏评价部署方案的经济可行性。主要内容包括总投资估算、经济效益的初步预测和评价。6.风险分析主要是针对评价项目中存在的不确定因素进行风险分析，提出推荐方案在储量资源、产能、技术、经济、健康、安全和环保等方面存在的问题和可能出现的主要风险，并提出应对措施。7.实施要求应提出油藏评价部署方案实施前应做的工作、部署方案工作量安排及具体实施要求、部署方案进度安排及出现问题的应对措施。第十四条 对于不具备整体探明条件但地下或地面又相互
7、联系的油田或区块群，例如复杂断块油藏、复杂岩性油藏以及其他类型隐蔽油气藏，应首先编制总体油藏评价部署方案，指导分区块或油田的油藏评价部署方案的编制。第十五条 在油藏评价部署方案实施过程中，要严格执行运行安排，分步实施，滚动评价。对经技术经济评价确有开发价值的项目要加快评价速度，加大评价工作力度。及时终止没有开发价值的项目，并编制油藏终止评价报告上报股份公司。第十六条 凡是列入年度计划的油藏评价项目，油藏评价部署方案审查纪要和基础数据、工作量安排以及主要指标要报股份公司备案，依此作为考核的依据。第十七条 油藏评价项目实施后第一年，所在油田公司必须对实施效果进行评估。评估指标包括新增探明储量、评价
8、成本、评价井成功率、安全及环保等。第十八条 严格履行油藏评价部署方案的管理和审批程序。预期探明储量大于2000104t 或虽预期探明储量小于 2000104t，但对股份公司具有重大意义的油藏评价项目的评价部署方案由所在油田公司预审，并报股份公司审批。其他项目由所在油田公司审批。在油藏评价部署方案审批过程中，应进行油藏评价部署方案编制水平评估。第三章 开发方案第十九条 油田开发方案是指导油田开发的重要技术文件，是油田开发产能建设的依据。油田投入开发必须有正式批准的油田开发方案。第二十条 油田开发方案编制的原则是确保油田开发取得好的经济效益和较高的采收率。油田开发方案的主要内容是：总论；油藏工程方
9、案；钻井工程方案；采油工程方案；地面工程方案；项目组织及实施要求；健康、安全、环境（HSE）要求；投资估算和经济效益评价。第二十一条 总论主要包括油田地理与自然条件概况、矿权情况、区域地质与勘探简史、开发方案结论等。1.油田地理与自然条件应包括油田地理位置和油田所处范围内对油田开发工程建设有影响的自然地理、交通、环境、气象、海况、地震等情况。2.矿权情况应包括该地区探矿权和采矿权审批情况、采矿许可证复印件和相应图幅（带拐点坐标） 。3.区域地质应简述油田所属油气田盆地、凹陷、构造带以及与之相邻构造单元名称和简要关系，并附区域构造位置图。勘探简史主要包括勘探历程和钻探简况。4.开发方案结论应简述
10、开发方案各部分结论性意见，提出开发方案主要技术经济指标。第二十二条 油藏工程方案主要内容应包括：油田地质、开发原则、开发方式、开发层系、井网和注采系统、监测系统、指标预测、经济评价、多方案的经济比选及综合优选和实施要求。油藏工程方案应以油田或区块为单元进行编制。1.油田地质是油藏工程方案的基础，应综合地质、地震、录井、测井、岩心分析、试油试采等多方面的资料进行。油田地质的主要研究内容是：构造特征、储层特征、储集空间、流体分布、流体性质、渗流特性、压力和温度、驱动能量和驱动类型、油藏类型、储量计算和地质建模。2.按油藏类型（中高渗透率砂岩油藏、低渗透率砂岩油藏、稠油油藏、砾岩油藏、断块油藏等）选
11、择合适的开发模式。对于特殊类型油藏（特低渗、超稠油、复杂岩性油藏等）要做好配套技术研究和可行性论证。3.开发层系、布井方式和井网密度的论证必须适应油藏地质特点和流体性质，充分动用油藏储量，使油井多向受效，波及体积大，经济效益好。4.油藏工程方案要进行压力系统、驱动方式、油井产能和采油速度的论证，合理利用天然及人工补充的能量，充分发挥油井生产能力。5.多方案的综合优选必须包括采用水平井、分支井等开采方式的对比。要提出三个以上的候选方案，在经济比选的基础上进行综合评价，并根据评价结果对方案排序，提供钻采工程、地面工程设计和整体优化。设计动用地质储量大于 1000104t 或设计产能规模大于 201
12、04ta 的油田（或区块） ，必须建立地质模型，应用数值模拟方法进行预测。6.对于大型、特殊类型油藏和开发难度大的油田要开展矿场先导试验，并将矿场先导试验成果作为油田开发方案设计的依据。第二十三条 钻井工程方案的编制要充分了解油藏特征及油田开发对钻井工程的要求，要依据油藏类型和开采方式的不同，确定开发井的钻井、完井程序及工艺技术方法。强化钻井过程中的油层保护措施，井身结构的设计要适合整个开采阶段生产状况的变化及进行多种井下作业的需要。第二十四条 钻井工程方案的主要内容应包括：油藏工程方案要点；采油工程要求；已钻井基本情况分析；地层孔隙压力；破裂压力及坍塌压力预测；井身结构设计；钻井装备要求；井
13、控设计；钻井工艺要求；油气层保护要求；录井要求；固井及完井设计；健康、安全、环境要求；钻井周期设计；钻井工程投资概算。第二十五条 采油工程方案编制应从油藏特点出发，充分利用油藏工程的研究成果，按照油藏工程方案的要求进行设计。方案编制要与油藏、钻井、地面工程相结合，在经济上进行多方案比选并综合优化，采用先进实用、安全可靠、经济可行的采油工程技术。第二十六条 采油工程方案的主要内容应包括：油藏工程方案要点；储层保护措施；采油工程完井设计；采油方式和参数优化设计；注入工艺和参数优化设计；增产增注技术；对钻井和地面工程的要求；健康、安全、环境要求；采油工程投资概算；其他配套技术。第二十七条 地面工程方
14、案设计必须以经济效益为中心，以油藏工程方案为依据，应用先进适用的配套技术，按照“高效、低耗、安全、环保”的原则，对新油田地面工程及系统配套工程建设进行多方案的技术经济比选及综合优化。地面工程方案设计要注意确定合理的建设规模，以提高地面工程建设的投资效益。第二十八条 地面工程方案的主要内容应包括：油藏工程方案要点；钻井、采油工程方案要点；地面工程建设规模和总体布局；地面工程建设工艺方案；总图运输和建筑结构方案；防腐工程、防垢工程、生产维修、组织机构和定员方案；健康、安全、环保和节能等方案；地面工程方案的主要设备选型及工程用量；地面工程总占地面积、总建筑面积；地面工程投资估算。第二十九条 投资估算
15、和经济效益评价必须按照费用、效益一致的原则，科学合理地进行费用与效益的估算，评价相应的经济指标，进行相关分析并得出经济评价结论。第三十条 经济评价的主要内容包括：投资估算与资金筹措；成本费用估算；销售收入与流转税金估算；编制损益表，计算相关经济评价指标；编制现金流量与相关经济评价指标计算；不确定性分析；经济评价结论。第三十一条 油田开发方案的优选要以油藏工程方案为基础，结合钻井工程方案、采油工程方案、地面工程方案配套形成 2-3 个方案，进行投资估算与经济评价。方案比选的主要指标为净现值，也可采用多指标综合比选。第三十二条 新油田全面投入开发 3 年后，应根据油田实际资料，对开发方案的实施效果
16、进行后评估。评估主要内容包括：开发方案设计指标的合理性；工艺技术和地面工程的适应性；各种经济技术指标的符合程度等。要根据评价结果修正油田开发指标，作为油田开发过程管理的依据。第三十三条 设计动用地质储量大于 1000104t 或设计产能规模大于20104ta 的油田开发方案，或虽设计产能规模小于 20104ta，但发展潜力较大，有望形成较大规模或对区域发展、技术发展有重要意义的油田开发方案，由油田公司预审并报股份公司审批。其他方案由所在油田公司审批并报股份公司备案。在开发方案审批过程中，应进行开发方案编制水平评估。凡报股份公司审批的油田开发方案，都须经有关技术部门咨询。第四章 产能建设第三十四
17、条 新油田开发方案或老油田调整方案经批准并列入产能建设项目计划后，进入产能建设阶段。产能建设要坚持整体建设的原则，其主要任务是按开发方案要求完成钻井、测井、完井、采油、地面建设等工程，建成开发方案设计产能并按时投产。第三十五条 油田开发建设要按照建设资源节约型企业的要求，积极推进节约能源、原材料、水、土地等资源以及资源综合利用工作。充分运用新技术（如水平井、定向井技术） ，学习和借鉴国内外先进管理经验、将土地利用与工程技术有机结合。第三十六条 钻井、测井、油藏、采油、地面建设工程以及生产协调等部门，都要按开发方案的要求制定本部门的具体实施细则，并严格执行。产能建设项目必须实行业主责任制的项目管
18、理，加强项目的监督力度。第三十七条 开发部门应组织有关单位对开发方案确定的井位进行勘察，井位及井场要求应符合有关标准及健康、安全、环境的要求，应考虑可能对员工、周围居民及环境的影响。第三十八条 产能建设过程中钻井作业须依据钻井工程方案要求，编制单井钻井设计。钻井设计必须经过严格的审核和审批。钻井过程中发现钻井设计与实际情况不符确需修改时，应报主管部门组织修改、审批后方可进行调整。第三十九条 要根据油田地质情况确定钻井次序，及时掌握钻井进度。在钻井过程中要做好跟踪分析和地层对比工作，不断加深对油藏的认识，如发现油藏地质情况有变化，应认真研究，及时提出井位调整意见和补充录取资料要求。若发现油藏地质
19、情况有重大变化，须对原开发方案进行相应调整，履行审批程序，并提交有关部门备案。开发井钻完后应建立和完善静态地质模型。第四十条 测井、录井资料是认识油藏的重要资料，必须取全取准。应按照先进、适用、有效、经济的原则，制订资料录取要求。测井系列应包括必测项目和选测项目。第四十一条 钻井工程实施中应加强现场监督，按照开钻验收、工程实施、完井验收三个阶段进行规范化管理。钻井监督要依据钻井设计、合同及相关措施，监督和检查钻井工程质量、工程进度、资料录取、打开油气层技术措施以及安全环保措施等工作。第四十二条 为保证钻井施工安全、固井质量合格和保护套管，要根据需要对相关的注水井采取短期停注或降压措施。在地层压
20、力水平较高的地区钻井和作业要采取井控措施。第四十三条 要根据油藏工程方案和开发井完钻后的新认识，编制射孔方案，确保油田注采系统的合理性，并按方案要求取全、取准各项资料。第四十四条 要根据采油工程方案做好完井工作，主要内容为：储层保护、完井方式、射孔工艺和投产方式。第四十五条 地面工程建设严格履行基本建设程序。分前期准备、工程实施、投产试运和竣工验收，实行规范化管理。第四十六条 地面工程前期准备要依据开发方案推荐的地面工程方案，进行工程勘察和初步设计。初步设计要着重搞好工艺方案优化比选，推荐经济合理的技术方案，初步设计必须经批复后方可进入实施阶段。第四十七条 地面工程实施包括施工图设计、工程开工
21、、工程实施和投产试运行。严格按照施工图施工，加强施工质量监督管理、工程监理管理及施工变更的管理，着重抓好施工进度、质量、成本控制。第四十八条 油田产能建设项目的实施，必须统一组织、以区块为单元，整体配套地进行建设施工。油田产能建设全面完成后，要根据油田开发方案中的实施要求，及时组织投产。第四十九条 油田产能建设必须建立健全质量管理体系，实行项目全过程质量监督和监理制。生产试运行合格后，要按方案设计指标、工程质量标准和竣工验收制度进行验收，发现问题限期整改。整个建设项目竣工验收后，建设单位应尽快办理固定资产交付使用手续，做好资料归档工作第五章 开发过程管理第五十条 油田产能建设项目建成投产后，进
22、入生产阶段，实施油田开发过程管理，其主要任务是：1.实现开发方案或调整方案确定的技术经济指标和油藏经营管理目标。2.确保各种油田生产设施安全、平稳运行，搞好伴生气管理，控制原油成本，节能降耗，完成年度生产计划、经营指标。3.开展油藏动态监测、油田动态跟踪分析和阶段性精细油藏描述工作，搞好油田注采调整和综合治理，实现油藏调控指标。4.按照健康、安全、环境管理的要求，组织生产运行、增产措施及维护性生产作业。5.根据设备管理的规定，做好开发设备及设施的配备、使用、保养、维修、更新、改造等工作。第五十一条 油藏描述是一个动态过程，应该贯穿于油田开发的各个阶段，要充分利用已有的动静态资料，对油藏特征做出
23、新的认识和评价，建立可视的三维地质模型，通过油藏数值模拟量化剩余油分布，为开发调整和综合治理提供可靠的地质依据。第五十二条 按照股份公司规定，做好动态监测资料的录取和质量监督工作。各测试单位必须全面执行各项质量技术标准。动态监测工作要纳入油田公司的生产经营计划，用于油田动态监测的总费用应为原油操作成本的 35。第五十三条 根据油藏特点、开发阶段及井网部署情况，建立油藏动态监测系统。不同开发阶段动态监测内容和工作量要有所侧重，做到井点部署有代表性、监测时间有连续性、监测结果有可对比性、录取资料有针对性。选定的监测井其井口设备和井下技术状况要符合测试要求。第五十四条 在生产过程中应根据不同管理层次
24、的需要，进行月（季）度生产动态、年度油藏动态和阶段油田开发分析，编制分析报告，并结合分析结果和油田生产要求，编制综合治理方案（年度综合调整方案） 、开发调整方案和开发规划等方案。1.月（季）度生产动态分析的目的是为完成全年原油生产任务和实现开发调控指标提供技术支撑。分析的主要内容包括：原油生产计划完成情况以及开发调控指标执行情况；油田产量变化以及开发指标（含水上升率、地层压力等）变化情况及原因；技术措施的效果。2.年度油藏动态分析的目的是对油藏一年来的开发状况进行评估，为下年度油田的配产、配注方案编制提供依据。分析的主要内容应包括：油田产液量、产油量、注水量、采油速度、综合含水、注采比、油层压
25、力、注采对应率、递减率等主要指标的变化趋势；油层能量保持与利用状况；储量动用状况。3.阶段油田开发分析的主要目的是为编制五年开发规划和油田开发调整方案提供依据。分析的主要内容应包括：油藏地质特点的再认识；层系、井网、注水方式适应性；剩余油分布状况及油田生产潜力；油田可采储量及采收率；油田开发经济效益。第五十五条 中长期油田开发业务发展规划是指导中长期油田开发和业务发展的指导性文件。规划编制要以股份公司总体发展战略为指导，结合实际情况，深入研究各种影响因素和问题，通过广泛、周密、细致的工作，提出下阶段油田发展战略、工作目标、发展重点和重大举措。油田开发各专业（油藏工程、钻井工程、采油工程、地面工
26、程等）要结合本专业的特点，制定相应的规划。第五十六条 综合治理方案（年度综合调整方案）的目的是落实油田年度生产任务和调控指标。针对影响油田开发的主要矛盾，确定相应的调整措施，将油田原油生产和注水任务合理分配到各开发区块、层系、落实到单井。方案的主要工作内容是调整油水井的工作制度、对油水井进行增产增注措施（包括油层改造、堵水、补孔、大修等）以及动态监测取资料要求等。第五十七条 要研究不同类型油藏在不同开发阶段的开发规律，确定油田合理开发技术经济指标，用来科学地指导油田开发。水驱油田开发过程中要通过有效的调整和控制，不断改善开发效果。水驱油田年度调控指标主要包括：1.含水上升率。应根据有代表性的相
27、渗透率曲线或水驱曲线来确定，各开发阶段含水上升率不超过理论值。2.自然递减率和综合递减率。根据油藏类型和所处的开发阶段确定递减率控制指标。3.剩余可采储量采油速度。一般控制在 811左右。4.油藏压力系统。水驱油田高饱和油藏地层压力应保持在饱和压力以上；低渗、低压油藏地层压力一般保持在原始地层压力以上；注水压力不超过油层破裂压力；油井井底流动压力要满足抽油泵有较高的泵效；适合转蒸汽驱的稠油油藏，地层压力要降到合适水平。5.注采比。水驱开发油田原则上保持注采平衡；中高渗透油田年注采比要达到 1.0左右；低渗透油田年注采比要控制在 11.5 左右；稠油蒸汽吞吐油藏累积采注比要大于1、周期油汽比大于
28、 0.15。第五十八条 油田开发生产过程中采油工程管理的主要工作内容是：开展以实施油田开发方案、油田生产维护为主要内容的井下作业（投产投注、大修、侧钻、维护性作业、增产增注措施）和采油生产技术管理；做好井下作业措施效果的经济评价工作。第五十九条 采油工程主要技术指标包括开井率、生产时率、泵效、检泵周期、免修期、吨液耗电、方案分注率、分注合格率、注水合格率、注汽干度、作业一次合格率、措施有效率、有效期、热采油汽比、措施增油量等。要按照股份公司要求和油田实际情况制定相应技术指标，作为年度考核的依据。第六十条 油田开发必须兼顾伴生气的管理工作，建设必要的伴生气地面集输工程，做好伴生气计量工作，建立伴
29、生气管理制度，尽量减少伴生气放空，防止资源浪费和污染环境，提高伴生气商品率。第六十一条 效益评价是分析和掌握已开发油田生产经营状况、降低成本、增加效益的依据。效益评价工作的重点是分析操作成本构成及其主要影响因素，提出治理措施。应按年度对油田、区块、单井生产成本及效益指标进行分析，并针对影响成本的主要因素，采取相应措施有效控制操作成本。第六十二条 不断提高生产运行过程现代化管理水平，使生产过程中的信息收集、处理、决策及时准确，为日常生产管理和调控提供先进手段。1.要逐步实现日常生产的全程监控，包括对油气生产、集输、供水、供电系统及原油储运实行全程监控。2.建立各生产环节的预警系统，及时发现事故隐
30、患，并对突发事件提供各种可能的处理措施。3.通过日常生产信息处理，提出近期生产组织方案，保证生产管理的科学性。第六十三条 要大力提高油田开发队伍的技术素质，做好人才培训工作。对操作技术人员应按岗位需求实施岗位培训和相关技能培训；对专业技术人员定期开展技术更新培训；对采油厂厂长、经理等中高级管理人员进行经营管理和相关技能培训。第六十四条 要根据股份公司有关档案管理规定制定相应管理办法，做好各种开发动态监测资料、开发数据、方案、报告、图件和岩心等资料的归档管理工作。特别要做好涉及国家和股份公司商业秘密的规划计划、开发部署、科技成果、储量和财务数据等资料的保密工作。第六章 开发调整与提高采收率第六十
31、五条 油田开发调整与提高原油采收率是油田开发中后期改善开发效果的重要措施。油田开发调整主要内容为井网、层系和注采系统调整。提高原油采收率技术包括改善二次采油和三次采油，其目的是通过一系列的技术措施，不断改善开发效果，增加可采储量，进一步提高资源的利用率。第六十六条 要研究不同类型油藏在不同开发阶段的开发特点，确定油田开发技术调控指标。水驱油田开发的阶段调控指标主要包括：1.水驱储量控制程度。中高渗透油藏（空气渗透率大于 50103m2）一般要达到 80，特高含水期达到 90以上；低渗透油藏（空气渗透率小于于50103m2）达到 70以上；断块油藏达到 60以上。2.水驱储量动用程度。中高渗透油
32、藏一般要达到 70，特高含水期达到 80以上；低渗透油藏达到 60以上；断块油藏达到 50以上。3.可采储量采出程度。中高渗透油藏低含水期末达到 15%20% ；中含水期末达到 30%40%；高含水期末达到 70%左右；特高含水期再采出可采储量 30%左右。低渗透油藏低含水期末达到 20%30% ；中含水期末达到 50%60%；高含水期末达到 80%以上。4.采收率。注水开发中高渗透率砂岩油藏采收率不低于 35；砾岩油藏采收率不低于 30；低渗透率、断块油藏采收率不低于 25；特低渗透率油藏（空气渗透率小于10103m2）采收率不低于 20。厚层普通稠油油藏吞吐采收率不低于 25%；其他稠油油
33、藏吞吐采收率不低于 20%。第六十七条 注水开发的油藏在不同的开发阶段由于暴露的矛盾不完全相同，因此采取的开发调整原则和达到的调控目的也应有所不同。1.低含水期（0含水率20%）：该阶段是注水受效、主力油层充分发挥作用、油田上产阶段。要根据油层发育状况，开展早期分层注水，保持油层能量开采。要采取各种增产增注措施，提高产油能力，以达到阶段开发指标要求。2.中含水期（20%含水率60% ）：该阶段主力油层普遍见水，层间和平面矛盾加剧，含水上升快，主力油层产量递减。在这一阶段要控制含水上升，做好平面调整，层间接替工作。开展层系、井网和注水方式的适应性研究，对于注采系统不适应和非主力油层动用状况差的区
34、块开展注采系统和井网加密调整，提高非主力油层的动用程度，实现油田的稳产。3.高含水期（60%含水率90% ）：该阶段是重要的开发阶段，要在精细油藏描述和搞清剩余油分布的基础上，积极采用改善二次采油技术和三次采油技术，进一步完善注采井网，扩大注水波及体积，控制含水上升速度和产量递减率，努力延长油田稳产期。4.特高含水期（含水率90%）：该阶段剩余油高度分散，注入水低效、无效循环的矛盾越来越突出。要积极开展精细挖潜调整，采取细分层注水、细分层压裂、细分层堵水、调剖等措施，控制注入水量和产液量的增长速度。要积极推广和应用成熟的三次采油技术，不断增加可采储量，延长油田的生命期，努力控制成本上升，争取获
35、得较好的经济效益。第六十八条 在进行油田开发动态分析及阶段开发效果评价时，如发现由于原开发方案设计不符合油藏实际情况，或当前油田开发系统已不适应开发阶段变化的需要等原因，导致井网对储量控制程度低，注采系统不协调，开发指标明显变差并与原开发方案设计指标存在较大差距时，应及时对油田开发系统进行调整。第六十九条 油田开发调整方案的编制原则是确保调整取得好的经济效益，提高储量动用程度，增加可采储量，地面工程和采油工艺进一步得到完善配套。油田开发调整方案的主要内容可参照开发方案，管理和审核程序与开发方案相同。第七十条 编制油田开发调整方案应对调整区进行精细地质研究和开发效果分析评价，找出影响油田开发效果
36、的主要问题，搞清剩余油分布和调整潜力。吸取国内外同类油田的开发调整经验，并有矿场先导性试验成果作依据，确定调整方向和主要技术措施。第七十一条 配合油田开发调整而进行的老油田地面工程改造，应满足调整方案的要求，在总体规划指导下进行，认真做好前期研究，依托已建工程，做好优化、简化工作。第七十二条 老油田地面工程改造要本着优先解决危及安全生产、解决制约生产瓶颈及节能降耗、控制生产成本的原则，搞好地下、地上的结合和整体优化，解决地面工程对原油生产的适应性问题。第七十三条 必须设计出不少于三个技术上合理、可行的油田开发调整对比方案。要应用数值模拟等方法对不同方案的开发指标进行测算、分析和对比。方案的主要
37、技术指标不低于同类油田水平；经济效益指标不低于股份公司标准；油田经过调整应达到增加水驱控制储量、增加可采储量以及采油工艺、地面系统完善配套的目的。最终优选出最佳方案作为推荐方案。第七十四条 必须严格按油田开发调整方案设计要求实施。油田开发调整方案实施后，要按要求取全取准各项动态监测资料，及时分析调整后的动态变化，并进行数值模拟跟踪拟合预测。年度要对调整效果进行全面分析评价，发现动态变化与原方案预测结果差异较大时，应尽快搞清原因，提出进一步整改调整意见。第七十五条 改善二次采油技术是注水开发油田中后期提高采收率的主要手段，其主要技术是：利用精细油藏描述技术建立高精度的三维地质模型，搞清剩余油分布
38、，完善注采系统，改变液流方向，尽可能扩大注入水波及体积；采用先进的堵水、调驱技术，减少低效和无效水循环，提高注水利用率；采用水平井、侧钻井等复杂结构井技术，在剩余油富集区打“高效调整井” ，提高水驱采收率。第七十六条 三次采油是大幅度提高原油采收率，实现油田可持续生产的重要措施。三次采油技术主要包括：聚合物驱、化学复合驱、气体混相驱、蒸汽驱、微生物驱等。第七十七条 各油田要按照股份公司三次采油业务发展规划和油田公司业务发展计划，优先选择有明显商业价值及具有良好应用前景的三次采油新技术、新方法，开展试验和应用。第七十八条 三次采油技术的推广应用，应按照提高采收率方法筛选、室内实验、先导性矿场试验
39、、工业化矿场试验和工业化推广应用的程序，循序渐进。三次采油工业化推广应用方案的编制，应进行不同方案的对比。经济评价应遵循“有无对比法”的原则进行经济效益分析，以确保方案的技术经济合理性。项目实施两年后要进行实施效果评估。第七十九条 凡是列入股份公司生产及科研项目管理的三次采油先导性矿场试验、工业化矿场试验和工业化推广应用项目均应按有关要求编制方案，由所在油田公司预审并报股份公司审批。第七章 储量与矿权管理第八十条 要建立以经济可采储量为核心，探明地质储量和技术可采储量为基础的储量管理体系。满足国家、股份公司和资本市场等不同层面的需要，遵循相关储量规范，严格油田开发中的储量管理，逐步实现与国际接
40、轨。第八十一条 油田开发中的储量管理主要内容应包括：在油藏评价、产能建设和开发生产各阶段对石油和溶解气探明地质储量进行新增、复算、核算、结算；已开发可采储量标定；已探明未动用储量分类评价；上市储量资产评估和储量动态管理等工作。第八十二条 油藏评价阶段结束应计算新增石油和溶解气探明储量。新增石油探明储量要与油田（区块）开发方案设计近期动用（已动用和明后年计划动用）的储量相一致。采收率应与开发方案设计的开发方式及井网条件相匹配。第八十三条 油田投入开发后，应结合开发生产过程对探明地质储量实施动态计算。当独立开发单元或油田主体部位开发方案全面实施三年后或储量计算参数发生明显变化时，必须对探明地质储量进行复算。生产过程中应根据开发调整情况及时进行探明地质储量的核算，储量核算工作应充分利用已有的开发生产动态资料。油田或区块在废弃前，应编制储量结算报告。第八十四条 油田或区块开发调整措施实施二年后及生产动态资料表明可采储量与产量有明显矛盾时，必须对可采储量进行标定。已开发油田或区块的可采储量年度标定每年一次，系统的阶段标定每五年进行一次。要加强可采储量标定方法的研究，提高可采储量计算1 2 下一页
