开发管理制度汇编.doc

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开发管理制度汇编

吉林油田公司开发部
二0一一年一月

目　录

一、原油产量管理办法 2
二、油藏动态监测管理办法 12
三、开发井地质监督管理办法 17
四、开发井测井施工和监督管理夜辅珐涤槛吱藉标严迪阀圣妈销婉蒲奎掖沫具观揪朴耽桓巴破店劝热疾刑缴嗣语轰低怪汤明申饰血筑学橇镍晶絮脂谚堤缀僵抵澈蒜弦啪雀免彭棍反床晚久搀刹恼悟压拙薯碉判讳僧缚功超蛀押跃肾恿笑泌液婿号不煞泡眺士炙螺芋铃缆贩殖硕工基每秀册甲凸倾赫棵秋厅血悯割剿平类摄衍设谴岂庄瓮啄锌汕季雌氧姆掘笔吟灿丸田貉例纯靛养啥漱揪热乡估砚延拣朗胜入鹅袁谎侮郎鸽向畦战作趋抒吨凹寂黑审颜牢岛资杖盲嗡惠拿曹阜党咒耐垄囤鄂饼剿躲撰锥宫姓班郁毗守赖娜窝蚌后因澜鸡嘎扫乎诛扎玛祷脖故片甄治揣桌葫碘撅瞬矩揭横撵钡宵嗅牲捅此腊植再躯需澜求演搐腋巩刘弧胖及殖开发管理制度汇编潭喜券绒凑盎形岿引毅俭父艇遇病绍写锹齿苞赖掂弹稠融汤还宇坝略恒签悦觅樱业主花陀醋专凰痪皆奸皆吠算丧侮饰再挝久组惩荔撇廉腺傍滑私毕怪箩卫韵夺隧拯葡鼠稻孕晃罕捂缝运馏登厩拴支辨笼圣倦岭跺清稽临潜悸畏晶询倒筏斤迷焙你厩粳讳磺茨蜘年梧壮茸傅刹拳胯规瞻瞅恤踪州先辫哗恼岔骑渗茂伪寞揭杜领拜煮世裹想肤右阮松丢漠窟殿错脊狠嘉丑遣刀沁碘煮箕判焰咐或壕宛干室庞破铃剐基鸟搬烁怒红裂笼复群良鞍摆渡剪彭嚎梁焉抑任缉恶常匙范袋病樟哑殴辙撬奴潮堕茎生左桩沫芥司探荷轿翘甭妻你箭狰郎应吉炳锯忧粘止头演燕孵凹揽阑幸非脊赁庄懒掉栖亮朔吱导崇过保

开发管理制度汇编

吉林油田公司开发部
二0一一年一月

目　录

一、原油产量管理办法 2
二、油藏动态监测管理办法 12
三、开发井地质监督管理办法 17
四、开发井测井施工和监督管理办法 21
五、水平井现场地质导向管理办法 32
六、产能建设方案管理办法 37
七、压裂管理办法 55
八、作业管理办法 60
九、采油工程数据库管理办法 67
十、有效注水管理办法 71
十一、增产措施管理办法 83
十二、开发测井资料管理细则 90
十三、开发井钻井监督管理办法 95
十四、油藏评价项目管理办法 116
十五、原油开发用化学药剂管理办法 128
十六、采油工程新工艺、新技术、新产品试验管理办法 137
十七、机采系统效率管理办法 142
十八、重大开发试验项目管理办法 147
十九、地面系统运行管理规定 153
二十、原油站队计量系统管理办法 158
二十一、油水井管理办法 163
二十二、油水井资料录取管理办法 175
二十三、基层站队“六好”达标中关于“开发管理好”的考核实施办法 192

吉林油田公司原油产量管理办法
第一章 总 则
第一条 为进一步加强原油产量的规划、计划、组织、分析和考核管理，确保完成原油生产任务，特制定《吉林油田公司原油产量管理办法》。
第二条 本办法适用于吉林油田公司（以下简称公司）原油产量管理工作，各有关部门及单位遵照执行。
第二章 原油产量规划管理
第三条 产量规划制定原则
遵循客观性、科学性和可操作性的原则，即客观认识开发规律，科学安排规划指标，规划方案切实可操作。
第四条 产量规划制定流程
（一）研究院在评价油田开发效果、分析开发规律、明确开发问题和潜力基础上，制定油田原油产量规划，经研究院主管领导审核后，将原油产量规划报告上传到开发部。
（二）开发部对采油单位上报的原油产量规划提出完善修改意见，由研究院完善后，经公司主管领导审批，形成公司原油产量规划，上报规划计划处。
第五条 产量规划主要内容
（一）油田开发概况
1、地质概况：油气区地理位置，区域构造位置，地质概况，开发历程。
2、开发状况：动用石油地质储量、可采储量、剩余可采储量、油水井数和开井数、年产油量、采油速度、采出程度、综合含水率、储采比、自然递减率和综合递减率等。
（二）油田开发基本形势
1、油田资源分析：新区资源品质对比（油藏类型、丰度、渗透率等）。
2、油田开发规律及趋势分析：油田产量递减规律、含水变化规律、新增可采储量构成及变化规律、主要增产措施结构、工作量及效果分析。
3、油田开发潜力分析：新区产能建设重点目标地区及质量、数量潜力、已探明未动用储量开发技术措施及潜力、老油田调整目标及增加可采储量潜力、改善二次采油主体技术、目标及增加可采储量潜力、各种三次采油技术发展方向、目标及增加可采储量潜力。
（三）原油产量规划
1、规划方案设计的有关参数：计算产量、产能、工作量、所需的中间参数选取依据和结果。
2、原油开发规划方案：产能建设规划（储量、产能、工作量）、原油生产规划（产油、产液、注水）
3、方案实施的保证措施：资源投入、开发政策、新技术应用与推广、经营管理、投资和成本控制等方面的保证措施。
第三章 原油产量年度计划管理
第六条 年度计划制定原则
遵循油田现阶段的开发规律和特点，分析油田近年主要开发指标变化趋势，按照开发矛盾逐步解决、开发水平逐步提高和开发潜力逐步发挥的原则，科学合理制定原油产量年度计划。
第七条 年度计划制定流程
（一）采油单位在分析油田开发形势的基础上，制定各油田的年度产量计划，汇总形成全厂年度产量计划，由总地质师审查，经厂领导班子研究决定，10月中旬将全厂年度产量计划附表和配产报告上传到开发部。
（二）开发部根据采油单位年度产量上报计划，综合考虑各种因素，对基础产量、措施产量和新井产量提出调整意见，进一步与采油单位沟通，形成年度产量建议计划，由公司主管领导审查，经总经理办公会研究决定，12月上旬将年度产量计划结果下发到相关部门和采油单位。
第八条 年度计划主要内容
（一）年度计划主要内容包括基础产量、措施产量和新井产量三部分构成。
（二）年度计划附表主要内容包括本年年末日产能力构成、下年自然递减率、下年各项影响产量因素、下年措施工作量及产量安排、下年新井工作量及产量安排。
（三）年度计划配产报告主要内容包括近年产量构成及变化规律分析、下年基础产量测算依据及结果、下年措施产量测算依据及结果、下年新井产量测算依据及结果。
第九条 年度计划制定方法
年度计划产量制定以部颁法测算为主，年产法、年产能法和组成法测算结果作为参考，与部颁法测算产量差异较大时，要分析查找原因，必要时调整部颁法测算结果。
（一）基础产量测算
重点是年末日产能力标定、部颁法自然递减率及各项影响产量因素的确定。
1、年末日产能力标定
按照本年的基础、措施和新井产量构成，分别标定在年末的日产能力，其中12月份施工的措施按照日增能力标定日产，10-12月份投产的新井按照设计产能和实际投产效果综合确定标定日产。
2、部颁法自然递减率
本年老井的自然递减率，参考近年同比口径自然递减变化规律，按照开发矛盾逐步解决、开发水平逐步提高和开发潜力逐步发挥的原则，综合确定自然递减率。本年新井的自然递减率，参考近年相似区块新井自然递减变化规律，结合产能到位率，综合确定自然递减率。
3、各项影响产量因素
主要考虑油井转注、钻井停注、生产封井、开发试验等产量影响。根据油井转注单井方案审批情况、下年产能钻井运行及停注泄压情况、重大开发试验部署情况，科学合理预测各月影响产量。
（二）措施产量测算
根据潜力调查情况，本着效益优先的原则，进一步优化措施结构，加大效益好的措施规模，控制效益差的措施规模，合理确定措施产量。
（三）新井产量测算
按照产能潜力大小和方案落实情况，确定下年的产能建设规模，根据钻机摆布、钻井运行和投产运行，测算投产新井在各月产量，结合产能贡献率，综合确定新井产量。
第十条 年度计划运行分解
（一）采油单位按照公司年度计划的要求，积极组织原油生产，上半年措施主体工作量要完成70%以上，年初要精心编排全年各月的产量运行、措施工作量运行和新井工作量运行，指导全年生产，确保完成全年产量任务。。
（二）采油单位年初要将年度计划分解到基层站队，基层站队要将年度计划分解到采油班组，层层落实产量责任。
第四章 原油产量月度计划管理
第十一条 月度计划制定原则
以年度计划运行安排为指导，本着超前组织、超前实施的原则，考虑采油单位实际产量完成情况和完成全年产量任务需求，综合确定下月产量计划、措施和新井工作量计划。
第十二条 月度计划制定流程
（一）采油单位根据目前产量的运行情况，地质所、工艺所、生产科相互沟通，编制下月产量计划，由总地质师审查，经厂领导审核，每月15日将下月产量计划附表和月度配产报告上传到开发部。
（二）开发部根据采油单位月度产量上报计划，综合考虑各种因素，对产量构成、措施和新井工作量提出调整意见，进一步与采油单位沟通，形成月度产量建议计划，由公司主管领导审核，每月25日将下月产量计划传送生产运行处，公司统一下达月度生产计划。
第十三条 月度计划主要内容
（一）月度计划主要内容包括原油产量构成、措施工作量和新井工作量。
（二）月度计划附表主要内容包括基础产量及影响因素运行安排、措施工作量及产量运行安排、新井投产工作量及产量运行安排。
（三）月度计划配产报告主要内容包括本月产量计划完成情况、产量超欠原因分析、制约原油生产的主要问题、下月基础产量测算依据及结果、下月措施产量测算依据及结果、下月新井产量测算依据及结果。
第十四条 月度计划制定方法
（一）基础产量测算
根据目前产量运行情况，结合全年运行，科学预测。基础月递减量根据近两年回归月递减率确定，再考虑计划停产井、非计划停产井、收捞油、井筒挖潜、开发试验、雨季汛期等因素影响，综合确定下月基础产量。
（二）措施产量测算
根据全年措施增产任务，结合措施方案准备、地面施工条件、作业力量摆布等，合理安排措施工作量及产量。已经实施的措施，参考近年措施递减规律合理测算下月产量，当月实施的措施，合理考虑生产时率。
（三）新井产量测算
根据钻井运行、地面工程进度和投产运行，合理安排新井工作量及产量。已投产的新井，参考新井产量递减规律合理测算下月产量，当月投产的新井，合理考虑生产时率。
第十五条 月度计划任务分解
采油单位按照公司月度计划的要求，将月度计划分解到基层站队，措施和新井工作量落实到具体井号。
第五章 原油产量组织管理
第十六条 公司组织管理
公司组织管理由公司主管领导、开发部、生产运行处和规划计划处组成。公司主管领导负责监督、检查、指导原油生产工作，开发部负责制定原油产量计划和跟踪分析工作，生产运行处负责生产统筹协调工作，规划计划处负责投资批复和产量盘库情况。
第十七条 科研单位组织管理
科研单位组织管理由勘探开发研究院、采油工艺研究院、钻井工艺研究院和勘察设计院组成。研究院负责落实产能建设钻井井位，采油院负责有效提高单井产能，钻井院负责储层防污染保护，设计院负责地面工程优质设计。。
第十八条 采油单位组织管理
采油单位组织管理由单位主管领导、地质所、工艺所和生产科组成。厂主管领导负责监督、检查、指导全厂原油生产工作。地质所负责制定注水方案和措施方案，跟踪分析注水效果、措施效果和新井投产效果，结合实际效果，提出下步具体调整意见，监督检查采油队的资料录取和不正常井管理工作。工艺所负责注水方案落实、采油作业管理及地面系统保障工作。生产科负责全厂生产统筹协调工作。
第十九条 基层站队组织管理
采油队负责取全取准油水井资料，及时发现处理不正常井，最大限度提高油水井生产时率。捞油队负责捞油井的管理，摸索捞油井出油规律，确定合理捞油周期，保证完成捞油任务。
第六章 原油产量分析管理
第二十条 产量分析制度
（一）产量分析的目的是搞清原油产量变化原因，总结开发生产工作落实情况，查找制约生产主要问题，制定相应对策，确保完成各项生产计划指标。产量分析按照日分析、旬分析、月分析的制度来开展，采油队技术员负责管理单元的产量分析，地质所负责全厂的产量分析。
（二）日分析每天开展，采油队次日将分析结果上报地质所，地质所地下调度汇总形成全厂日分析报表，上报厂有关领导。
（三）旬分析每旬开展，采油队旬末将分析结果上报地质所，地质所负责汇总分析，形成全厂旬产量分析报告，上报厂有关领导和开发部，每旬1日由地质所组织召开旬产量分析会，对产量变化较大采油队深入分析变化原因，制定具体措施。
（四）月分析每月开展，采油队月末将分析结果上报地质所，地质所负责汇总分析，形成全厂月产量分析报告，上报厂有关领导和开发部，每月8日前由地质所所长组织召开地质例会，深入分析全厂及采油队上月产量变化情况。
第二十一条 产量分析内容
日重点分析产量变化因素及油水井生产状况。旬（月）重点分析主要生产指标变化（日产液、日产油、综合含水、注水量），措施、新井工作量进度及影响因素，分析到具体区块和单井。
（一）原油产量完成情况分析
分析井口和末端计量产量变化趋势，详细分解产量构成，综合考虑产量增减因素，搞清原油产量变化原因。产量上升主要分析新井投产、措施增产、时率恢复、井筒管理、注水见效等方面；产量下降主要分析新井递减、措施递减、不正常井影响、注水影响、时率影响等方面。
（二）工作量完成情况分析
分析产能建设和各项措施工作量完成情况，包括新井投产投注、油井转注、增产型措施、维护型措施、油藏监测、注水井测调试、重大开发试验、配套工程建设等，查找影响运行进度的主要原因。
（三）油水井管理状况分析
采油井管理状况分析：一是按照采油井资料录取标准，分析采油井资料齐全准确情况，查找存在主要问题；二是按照不正常油井分类管理制度，分析不正常井管理存在主要问题，制定降低不正常井影响产量的具体措施；三是按照区块油藏特点，分析确定合理流压控制标准，逐井分析工作制度的合理性，充分挖掘井筒管理潜力。
注水井管理状况分析：一是按照注水井资料录取标准，分析注水井资料齐全准确情况，查找存在主要问题；二是按照注水井分类管理制度，分析一、二类注水井分注指标变化情况，查找影响注水方案落实的主要问题，制定相应对策。
（四）存在问题分析
重点分析生产管理、注水调控、措施管理、产能建设等方面存在的问题，提出针对性的解决方案。
（五）下旬（月）原油产量预测及运行安排
本着积极组织生产，完成产量计划的原则，制定具体挖潜措施，科学合理预测下旬（月）产量，编制生产运行安排，明确重点工作完成时间及责任人。本旬（月）未完成的措施及新井工作量，要在下旬（月）抢先实施完毕，不能造成工作量的积压。
第七章 原油产量考核管理
第二十二条 公司考核管理
公司对采油单位的原油产量实施年度和月度考核，考核结果纳入年终业绩考核。
第二十三条 采油厂考核管理
采油厂根据公司原油产量考核办法，结合本单位的实际情况，制定具体原油产量考核管理细则。
第八章 附 则
第二十四条 本办法由公司开发部负责解释。
第二十五条 本办法自印发之日起施行。

吉林油田公司油藏动态监测管理规定
第一章 总 则
第一条 油藏动态监测（以下称监测）是贯穿油田开发的全过程的重要工作，监测信息为油藏描述与评价、方案编制与调整、动态分析与生产管理等工作提供技术支持，是油田开发决策的重要依据。为了规范油田分公司的监测管理，提高监测资料应用水平，推进油田开发工作，依据中国石油天然股份有限公司《油田开发管理纲要》及《油藏动态监测管理条理》制定本规定。
第二条 本规定适用于吉林油田公司（以下称公司）监测管理工作，各有关部门及相关单位遵照执行。
第二章 监测总体方案与计划管理
第三条 监测的主要内容包括开发试井、生产测井、分析化验、井间监测等四个方面。
1、开发试井：新井静压、油井压力恢复、水井压降等。
2、生产测井：产出剖面测井、吸水剖面测井、剩余油饱和度测井、工程测井等。
3、分析化验：原油全分析、原油半分析、采出水分析、注入水分析、天然气分析、岩心分析等。
4、井间监测：井间示踪、井间试井、井间地震等。
第四条 监测总体方案与计划制定原则
科学划分开发单元，按开发单元设计监测总体方案和制定监测年度计划，依据以下原则：
1、要根据油藏类型和开发特点，以满足油藏开发动态分析为原则，确定监测内容和数量。
2、监测总体方案，以点面结合、突出重点为原则，要做到一般区块与典型区块相结合，固定井点与非固定井点相结合。
3、监测井点的选择，在各开发区块和各套开发层系应具有代表性，在时间阶段上应具有连续性，在监测方式上应具有同一性，在监测实施上具有可操作性，在测试成果上应具有可对比性。针对不同类型油藏的开发特点，确定监测井及相关的监测内容。
4、针对不同油田开发阶段，监测井数比例、取资料内容、取资料密度和间隔应有所区别。
5、监测计划要纳入各单位年度生产计划，其费用从操作成本中列支。一般情况下，油藏动态监测费用应占操作成本的2.5%以上。当油田需进行整体开发调整、三次采油等重大技术措施时，应根据需要增加监测工作量和相关费用。
第五条 监测总体方案审查、审批程序
1、监测总体方案由采油单位地研所制定，主管所长审核，总地质师审批通过后报开发部审定。开发部集中审查优化，报财务处申请费用。
2、年度监测费用落实后，开发部优化监测总体方案，形成监测年度计划下达各采油单位执行。
第六条 年度计划运行管理。各采油单位根据下达的监测总体方案与年度计划，充分考虑监测时机、地面条件和作业力量，按月分解年度监测计划安排运行。油水井笼统测压上半年完成50%，其它监测项目上半年完成70%以上，监测运行上报开发部备案。
第七条 月度计划管理。各采油单位各项监测月度计划安排到井号，纳入月度生产计划之中，确保监测计划及时完成。
第三章 监测方案实施管理
第八条 单井监测方案管理。
（一）单井地质方案设计管理。监测单井地质方案设计由地研所设计，所长（或主管所长）审核批准，其中井间示踪剂等重点监测项目及新技术试验地质方案设计由总地质师审批，并报开发部审查、备案。方案设计主要内容包括相关基础数据、监测目的和要求、技术方法等。
（二）单井施工设计管理。监测施工单位依据地质方案设计制定施工设计，施工设计要符合相应的标准规范和满足地质方案设计要求，主要内容包括基本情况、施工步骤、质量控制、安全环保要求等，井间示踪剂等重点监测项目及新技术试验施工设计必须经过总地质师批准后方可实施。
第九条 方案实施管理
（一）单井地质方案设计及施工设计一经批准，具有严肃性，施工作业单位无权改动。在特殊情况下需要调整设计，要严格遵守设计编制、审批工作流程。
（二）监测方案实施前，采油单位要派专人到现场落实道路、井场、井口、井况等状况，使其具备监测施工条件。
（三）监测资料录取必须严格执行施工设计及操作规程，资料质量要达到相关标准，采油单位要派专人进行现场监督，并建立监督写实记录。
第十条 监测资料处理、解释评价
（一） 采油单位试井队负责录取的油水井测压资料，地研所要设置测压解释岗，进行油水井测压资料处理、解释评价，主管所长审核。
（二） 其他监测资料由监测技术服务单位依据相关技术标准及规范进行处理、解释评价，采油单位依据合同提供相应的基础资料。
第四章 油藏动态监测成果资料验收存档管理
第十一条 采油单位为监测资料验收的责任主体，总地质师为监测资料验收的总负责人。由地研所相关技术管理人员组成监测资料验收小组，总地质师为组长。
第十二条 监测资料验收的方式为会议验收。监测服务单位汇报监测资料录取、处理、解释成果及建议，井间示踪剂等重点监测以及监测新技术要求多媒体汇报。验收小组对于监测原始资料、解释成果资料进行审查验收。资料验收合格签发的验收报告；对于解释成果不合格，限期整改，整改合格后方可验收；对于原始资料不合格，不验收、不结算、不记录工作量，采油单位组织重新监测，所发生的费用按合同约定由责任方负责。
第十三条 资料验收合格后，监测服务单位按照合同约定提交监测原始资料和解释成果资料（包括相应电子文档资料），由采油单位造册存档。生产测井资料提交、存档执行中油吉油字【2004】101号文件《开发测井资料管理细则(试行)》。
第五章 油藏动态监测资料的应用管理
第十四条 采油单位各级技术人员要加强学习，掌握各种监测技术的基本原理、适用条件、影响因素、解释方法以及技术的优缺点等，更要了解监测施工工艺过程；对于新技术、新方法要主动学习，尽快理解和掌握，提高技术素质。
第十五条 监测资料的应用要进行综合分析，要尽可能广泛占有资料。如地质、测井、试井、井间监测、岩心化验、流体分析、生产动态等多方面的有关资料和数据，并且对各种资料的来源和影响因素进行考究，进行综合研究，克服油藏监测资料的局限性和多解性，对于油藏这个复杂的地质体动态变化产生一个比较切合实际的认识。
第十六条 油藏监测资料分析应用要充分挖掘监测信息，加强资料综合应用，力争达到“吃干榨尽”。采油单位要定期组织油藏动态分析竞赛会，促进监测资料分析应用。
第十七条 公司每年组织1—2次油藏监测资料应用研讨会，采油单位对于监测资料分析应用进行总结，在研讨会上进行交流，对于资料的应用情况进行排名。评选出优秀报告推荐为股份公司级交流。
第十八条 各采油单位要建立“监测资料应用管理和效果评价台帐”，对于资料应用情况进行管理和评价，为监测方案制定和技术方法优化提供依据。
第六章 油藏动态监测工作考核
第十九条 监测工作量考核。以月度计划工作量为基准，考核各单位月度完成监测工作量。
第二十条 监测资料质量考核。以资料验收合格率为100％为基准，考核各单位年度验收监测资料质量。
第二十一条 监测资料应用水平考核。以公司监测资料应用研讨会评定奖项为依据，进行考核。
第七章 附 则
第二十二条 本规定由开发部负责解释。
第二十三条 本规定自下发之日起执行。

吉林油田公司开发井地质监督管理办法
第一章 总则
第一条 为了保证开发井地质录井资料的质量，指导下步开发部署，规范地质监督管理程序，制定开发井地质监督管理办法。
第二条 地质监督是油田公司派驻钻井施工现场的地质代表和地质技术负责人，是现场录井工作的指挥者和监督者，受聘任部门（采油或采气厂）管理并对其负责。按钻井地质设计施工，确保钻井地质任务的完成。
第三条 本规定适用于吉林油田公司所属的各采油（气）单位。
第二章 岗位职责
第四条 熟悉钻井地质设计和录井合同，明确钻探目的，了解预测的地层、岩性、油气分布、地层压力和具体录井的要求。
第五条 审查录井小队派往录井现场的人员资格；并检查其录井设备、仪器、分析化验试剂，荧光对比系列以及取样器皿等地质用品是否规范、齐全达到质量要求。
第六条 在钻井作业的全过程中，检查各种录井仪器的工作状况，监督录井人员按地质设计和录井合同要求取全取准各项资料，对施工井的录井资料的质量全面负责。
第七条 每天交接班时审查各项录井原始资料、数据和各类样品。
第八条 地质监督是地质成果的报告者，在钻井过程中应执行汇报制度。每日定时向主管部门汇报井深、进尺、地层、岩性，油气显示、下步作业计划和存在的问题等；认真填写监理日志，每口井要有完整的监督记录和总结。
第九条 出现异常情况(如井涌、井喷、井漏)或与执行设计有矛盾施工时，应随时向主管部门汇。
第十条 与现场有关监督协作配合，共同搞好施工和资料录取工作。
第三章 录井过程中监督要点
第十一条 地质设计执行情况：检查录井队岩屑录井、泥浆录井、荧光录井、气测录井、工程录井是否按设计要求井段、间距录取。
第十二条 录井队钻具管理：检查录井队钻具记录与钻井工程对应情况。
第十三条 砂样清洗与整理：检查砂样清洗是否干净，是否具有代表性，取样位置是否合理，洗砂池用水是否及时更换。
第十四条 岩屑描述定名：重点检查油气显示定名、定级情况，标志层（如b/a界限，n2底）录取情况。
第十五条 设备检查与调试：重点检查交接班注样检测情况，检验色谱工作情况。
第十六条 检验工程参数检测情况：检查工程录井各种传感器（如密度、体积、泵冲、大钩、立压、绞车等）是否齐全，检测各种传感器是否灵敏有效。
第十七条 检查岩屑显示与气测对应情况。
第十八条 检查录井综合记录、岩屑录井草图是否跟上钻头。
第四章 监督方式
第十九条 取心井和重点水平井现场驻井、其它井巡回监督与检查的监督方式。
第五章 工作考核
第二十条 开发部定期对地质监督实施考核，根据地质监督的工作质量评定为优秀、合格、不合格，对优秀的地质监督给予适当奖励，对评定为不合格的地质监督，取消其监督资格。
第六章 技能要求
第二十一条 学历与资历
（一）从事本项工作的人员应具有本专业中级以上专业技术职称，从事井口地质工作5年以上，有各类井，特别是深井和超深井的现场工作经验；
（二）应持有相应的岗位资格证书。
第二十二条 专业知识与技能
（一）从事本项工作的技术人员应熟知钻井地质各项作业技术要求和钻井工作流程；熟知现代随钻录井的工作原理、操作技术、解释方法以及仪器设备安装和检验的要求；
（二）熟悉各项录井作业技术和本手册规程及要求；具有组织和指导录井人员做好录井工作的能力；
（三）熟悉本区及邻区地质情况，会进行地层对比和根据相关资料卡准目的层和取心井段；能依据录井资料预报将钻遇的主要岩性、油气显示及钻井故障等。
第七章 附则
第二十三条 本办法自发布之日起执行。
第二十四条 本规定由油田公司开发部负责解释

吉林油田公司开发井测井施工和监督管理办法
第一章 总则
第一条 开发测井是贯穿油田整个开发过程的重要技术，对油田开发分析、方案设计等一系列后续工作具有重要的指导作用。为规范开发井测井监督管理，提高开发测井资料录取水平，特制定本管理办法。
第二条 开发测井包括裸眼井测井和套管井测井，具体指开发井、调整井、更新井等完井测井，中途测试，套后声、放、磁测井等。
第三条 本办法适用于油田公司所属的各采油（气）单位。
第二章 开发测井施工作业
第四条 开发测井施工作业要严格执行测井设计。采油（气）单位要在施工作业前、施工过程、施工作业后，从施工作业队伍资质、施工作业要求、施工作业现场清理与原始资料管理等方面，对开发测井作业施工进行管理。施工作业单位要对施工作业条件、环境进行勘查，并向采油（气）单位提出要求。
第一节 开发测井施工前期工作
第五条 开发测井施工作业单位要具备ISO质量体系认证和HSE体系审核认证书，具有股份公司勘探与生产分公司出具的甲级、乙级或丙级资质认证凭据，获得股份公司勘探与生产工程技术服务市场准入资格，针对测井施工作业项目准备相关的国家、行业或企业技术标准及相应的技术文件。
（一）采油（气）单位审查地面、井下仪器周期检定证书，测井电缆深度记号校准结果。
（二）采油（气）单位检查施工作业队伍HSE现场作业指导书，特殊井测井应急预案和所要求的设施完备状况。
（三）采油（气）单位检查施工作业现场的警示、警告或禁令标识。
（四）采油（气）单位要为施工作业队伍提供必要的施工作业条件，包括井场摆放车辆条件、井口安装仪器条件、井眼作业条件、井内介质条件等，并配合施工作业单位准备测井基础数据和资料。
（五）达到以上四项要求后，采油（气）单位发出测井通知书。
（六）采油（气）单位和施工作业单位根据测井通知书的要求，共同编制测井施工作业设计。若有与作业井实际情况不符之处，要及时向采油（气）单位开发测井总监或技术主管领导和施工作业单位主管部门汇报，申请现场作业设计更改，使施工作业目的和资料录取质量达到测井设计要求。现场作业设计更改由采油（气）单位和施工作业单位主管部门共同审定后，方可实施。
（七）施工作业队伍要在规定的作业时间到达井场。
（八）施工作业队伍要自行检查测井仪器系统状态，进行测井仪器现场刻度。放射性测井仪器刻度严格执行操作规范，在井内规定的深度进行。
（九）施工作业队伍要准备现场施工作业记录单。
第二节 开发测井施工作业
第六条 双方职责要求
（一）采油（气）单位对施工作业全过程进行监督，检查与协调工作，与施工作业单位共同保证资料录取质量，保障施工作业安全，保护施工作业环境。
（二）施工作业单位要在规定作业时间开始施工，认真配合采油（气）单位测井监督开展工作，严格执行开发测井操作规程，按测井设计要求进行资料录取工作，施工作业达到HSE管理和环保要求。
第七条 异常情况与事故处理
作业过程中出现异常情况或发生事故，施工作业方要按测井设计及相关作业文件执行，并与采油（气）单位测井监督人员共同制定处理方案。发生的费用按测井工程服务合同规定协商解决或由油田公司业务主管部门调查核实后裁决。对于施工作业工程中出现的疑难技术问题，采油（气）单位测井监督人员要上报油田公司业务主管部门，油田公司业务主管部门要组织专家制定解决措施。
第八条 管理要求
采油（气）单位认真履行监督管理职责，严格要求施工作业单位按测井设计和相关管理规范进行施工作业。针对裸眼井测井和套管井测井不同的施工作业特点，分别规定施工作业管理要求。
（一）裸眼井测井施工作业管理
1、按规定的测井作业时间开始施工。
2、测井电缆不得超期校深。
3、测井电缆阻值每千米小于35Ωm，绝缘大于450Ωm。
4、马丁代克、滑环、编码器连线导通电阻小于0.3Ωm，绝缘电阻大于40Ωm。
5、地面采集系统深度、速度显示数值准确，误差小于1%。
6、施工作业所使用的计量器具、刻度装置，要在规定的有效期内。
7、要按要求对井下仪器进行现场刻度校验。
8、要安装测井张力计，并保持工作状态正常。
9、井筒内液体性能经检测后未满足技术要求不得继续施工。
10、施工作业遇阻，施工作业队伍要记录遇阻曲线。
11、施工作业遇卡，施工作业队伍要记录张力曲线。
12、测井作业过程不得违背HSE管理原则。
（二）套管井测井施工作业管理
1、现场管理
（1）施工作业单位按规定的作业时间完成施工任务。
（2）井口安装合理可靠，影响安全的设施要置于保险状态。
（3）井口和电缆车操作人员不能离岗，观察井口、井场、深度指示器、悬重指示器、速度表及各种标识。
（4）施工作业遇阻，施工作业队伍要出具遇阻曲线。
（5）施工作业遇卡，施工作业队伍要记录张力值，并按规定的权限实施提拉作业。
（6）测井系统发生故障需要检修，电缆不能在井内静止，要以1000－1500米/小时的速度活动仪器。
（7）施工作业队伍负责人负责填写HSE和施工作业现场记录，保证真实、完整。
（8）严格遵守并执行井口工或特殊井施工巡查员所发出的停车、快起、回避、关闭电源停止作业及紧急疏散等指令。
2、按测井施工作业设计规定的顺序进行各测井项目的数据录取，满足起下电缆和测速的要求。有断层或测量井段发生变化，由采油（气）单位测井监督确定增减值，保证取全取准资料。
3、发现测井曲线异常，由采油（气）单位测井监督和施工作业队伍负责人在现场确定重复测量井段和更换井下仪器重新测量。
第九条 开发测井质量现场验收
裸眼井测井和套管井测井执行同一现场质量验收标准。各采油（气）单位要完善质量控制体系、建立质量标准和验收细则。
（一）现场质量验收要点
测井质量现场验收采取过程性验收方式，每完成一项测井项目即对其质量进行合格性认证。
1、测前、后刻度校验数值误差应满足仪器的技术要求。
2、曲线绘图刻度规范，便于储层识别和岩性分析。
3、所有正式的测井采集曲线图必须打印图头，禁止粘贴图头，图头数据应齐全、准确。
4、图面整洁、清晰，曲线布局、线形选取合理、曲线交叉可辨认，图幅完整不得缺损。
5、曲线线条宽度小于1mm，图面对比度清晰，遇阻曲线不得抖动和摆动(不包括放射性测井曲线)。
6、计算深度均以电缆的深度记号主峰为准，主峰应清晰、可辨，且主峰为单尖峰，每25米有一个深度记号，每500米有一个特殊记号。
7、深度记号间距误差小于0.3m，且必须均匀, 深度比例为1:200及1:100的测井曲线不得丢失深度记号；深度比例为1:500的测井曲线不得连续丢失两个深度记号, 全井不得丢失两处, 不允许丢失明显的深度记号。
8、同次测井相同深度比例的测井曲线深度误差应在±0.3m以内。
9、测井曲线确定的表层套管深度与套管实际下深误差不大于0.5米，测井曲线确定的技术套管深度与套管实际下深误差不大于0.1%，深度误差超出规定应查明原因。
10、各种曲线的深度比例应符合技术文件和相关合同要求。
11、应在井眼稳定层位，测井曲线响应变化明显处测量不少于30米的重复曲线。（井温、流体、单井径测井不要求重复测量，碳氧比能谱、核磁共振测井不少于10米，井周声波成像、微电阻率扫描成像测井不少于20米。）
12、裸眼井井底漏测井段不超过15m，井口漏测不超过20m，不能满足要求时由测井监督现场核实后根据地质需要确定测井井段。
13、测井原始图件中应绘有张力和测速标记。
14、几种仪器组合测井时，采用其中最低测井速度仪器的测井速度值。
15、当测量值异常时应，应测量重复曲线，必要时更换仪器测量。
16、曲线反映应符合测井原理，符合地区、岩性变化规律，或与工程实际相吻合。
17、曲线不得出现与地层无关的零值、负值和畸变，若出现以上情况原因未明，应更换仪器测量。
18、曲线抖动、跳动等干扰现象应符合要求。
19、除高、低电阻率薄互层或受井眼及井下金属物影响引起异常外，测井曲线测值应在仪器范围内，不应出现饱和现象。
20、同系列测井曲线间特征性反映有较好的相关性。
21、在渗透性地层，深探测电阻率曲线与浅探测电阻率曲线应合理反映地层侵入剖面。
22、声波系列测井测前、测后应分别在无水泥胶结的套管中测量不少于10米的时差曲线，测量值应为187±5µs/m(或57±2µs/ft)。
（二）现场质量验收技术标准
测井质量现场验收严格执行相关技术标准。单项测井项目验收执行SY/T 5132-2003《测井原始资料质量要求》和SY/T 6547-2003 《注入、产出剖面测井原始资料质量规范》。各油田公司根据油田开发的实际情况，可在上述标准基础上，进行细划、量化，制定本油田的《测井原始资料质量要求》。
（三） 测井监督进行现场质量验收，要在测井现场质量监督卡或测井施工作业现场交接单上对曲线验收结果进行记录，详细填写每条曲线的重复误差、测井速度、深度记号误差、漏测数据及主要检测点等质量检验信息 ，并注明是否按要求配带合格的仪器设备、HSE执行情况、特殊情况处理说明等施工监督结果。
（四） 由于井下温度和压力超过测井仪器的技术指标，测井资料可酌情使用，但不进行质量评级；由于井下情况复杂，造成测井质量难以控制时，测井资料要谨慎使用，但应说明原因，并在解释成果图技术说明栏中标注清楚。
（五） 全部测井资料验收合格后，由测井监督人员在测井现场质量监督卡 或测井施工作业现场交接单上签字确认。
第三节 开发测井施工作业后