油藏工程管理规定.doc

油藏工程管理规定

中国石油天然气股份有限公司
2005年9月
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目 录
第一章 总 则 1
第二章 油藏评价 1
第三章 油藏工程方案 6
第四章 方案实施与跟踪 11
第五章 开发动态监测 12
第六章 开发过程管理 16
第七章 改善二次采油提高采收率 22
第八章 三次采油提高采收率 25
第九章 技术创新与应用 27
第十章 附 则 28

第一章 总 则
第一条 为了加强油田开发过程调控，规范油藏工程管理，提高油田开发水平，根据《油田开发管理纲要》，特制定本《规定》。
第二条 油藏工程管理要以油藏工程理论为指导，油田地质研究为基础，充分发挥各专业的协同优势，大力采用新工艺、新技术，使油田达到较高的经济采收率。
第三条 油藏工程管理的主要内容是：在油藏评价和油田开发过程中，深化油藏认识，把握油田开发趋势，搞好油藏工程方案设计和实施，做好动态监测和跟踪调整工作，确保油田高效开发。
第四条 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 油藏评价
第五条 油藏评价阶段油藏工程管理的主要内容是：
1．编制油藏评价部署方案及油田开发概念方案。
2．为提交探明储量和编制油田开发方案取全取准所需要的各项原始资料。
3．进行油藏开发技术经济评价。
4．开展开发先导试验。
5．建立概念地质模型，编制油藏工程方案。
第六条 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）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.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。
第七条 油藏评价部署方案中油田开发概念方案的主要内容包括：
1．可能的含油层系、产油层厚度、面积、石油地质储量。
2．可能的油田开发方式。
3．开发层系及井网部署。
4．预测产能规模。
第八条 为了满足申报探明储量和编制开发方案的需要，油藏评价阶段要取全取准以下资料：
1．地震资料：要满足储层构造解释和可能产油气层的追踪预测，并尽可能为油气水边界解释、储层参数场分布预测提供相关信息。复杂断块油田必须做三维地震，三维地震面元视油藏复杂程度具体制定；对于目前不适于部署常规三维区域（特殊黄土塬及其他复杂地表条件地区），视具体情况确定地震资料录取要求。
2．钻井取心、录井资料：钻井取心部署要满足储层评价的要求，一个含油构造带或大中型油田，为确定油层厚度，至少有一口全含油井段的系统取心；为确定原始含油饱和度，至少有1~2口井系统密闭取心或油基钻井液取心。每口评价井都要进行岩屑录井，特殊情况可增加其他录井内容。
3．测井资料：应根据取心和其它录井资料，确定相应的测井系列。测井系列应满足孔隙度、含油气水饱和度、储层解释及薄层划分的需要。裂缝、孔洞型及复杂岩性储层要进行特殊测井，选择的测井系列要能有效地划分出渗透层、裂缝段、隔层或其他特殊岩层，并有效地解释出储层物性参数。
4．试井、试油、试采资料：为满足储层产能预测的需要，对于油气显示层段及解释的油气层都要进行中途测试或完井测试；获得工业油流层段要进行油气层测试；低产油气层，在采取改造措施前后要进行相关测试。具体要求是：
（1） 在评价井的不同含油井段要进行地层压力和产能测试， 并进行井下流体取样，取得原始状态下地层压力、温度、流体性质和油、气、水资料及油气藏边界资料等。
（2）要根据储层井段长度和储层条件进行试油、试采，在试采过程中要取得稳定产量、含水、地层压力等资料，必要时要进行系统试井，以确定有效厚度界限及油井的稳定产能。
第九条 油藏评价阶段要选择不同部位的储层岩心和流体样品，进行室内实验分析，取全取准室内实验资料，掌握储层物理性质和流体的物理、化学性质。其内容包括：
1．岩心分析
（1）常规岩心分析：孔隙度、含油饱和度、空气渗透率、粒度、岩石矿物及胶结物成分含量等。
（2）孔隙结构分析：铸体薄片、扫描电镜图片等。
（3）特殊岩心分析：毛管压力、润湿性、相对渗透率曲线、压缩系数等。
（4）其他分析：岩矿热容、导热系数、传导率、阳离子交换能力等。
2． 流体分析
（1）原油分析
①常规物性分析：密度、粘度等。
②特殊分析：原油族组成、微量元素分析、原油酸值等。
（2）地层水分析
①矿化度、氯离子、钙、镁等六项离子分析。
②特殊分析：根据油田开发需要确定。
（3）天然气分析
①常规组成分析。
②平衡常数分析。
（4）储层饱和压力、原始油气比等。
3．储层开发评价实验
（1）常规开发驱油评价实验。
（2）特殊评价实验。
①岩石力学参数测定。
②全直径岩心三轴应力实验（井壁稳定性等）。
③大型三维物理模型驱油实验等。
（3）储层敏感性实验：盐敏、水敏、酸敏、碱敏、速敏、压敏、热敏等。
第十条 油藏开发技术经济评价内容包括：
1．储量计算：确定储量参数，计算油藏的探明石油地质储量。
分析不同开采方式下采收率，确定石油可采储量。
2．产能预测：确定单井、分层段、主要产油层的产油量、产气量、产水量、生产压差、采油指数、气油比、含水；产量、压力递减情况；酸化、压裂等改造油层措施的效果；油田整体产能规模。
3．油藏工程初步方案：确定油藏天然驱动能量与可能的开发方式；可能采用的开发层系与井网系统；可能采用的先进适用技术，包括水平井、复杂结构井等技术。
4．经济评价与风险分析：经济评价应按股份公司要求计算投资项目评价指标，并对可能出现的风险开展评估。
第十一条 对大型油田或特殊类型油田，要根据油田开发方式和开发部署研究工作的需要，在有代表性的部位和层系进行开发先导试验。开发先导试验要注意做好以下几项工作：
1．认真编制开发先导试验方案，严格按照试验方案要求进行实施。
2．重视试验区各项监测资料的录取工作。应用油藏数值模拟或常规油藏工程方法进行跟踪分析，指导试验正常进行。
3．大力采用新工艺、新技术。针对油藏特点开展技术攻关，形成配套技术。
4. 试验结束后认真做好开发先导试验总结。
第十二条 进行油藏描述，编制油藏工程方案。油藏评价阶段中油藏描述的主要内容包括：构造或圈闭特征，储层沉积特征，储层与盖层岩性、物性及其空间展布，油、气、水分布及流体性质，温度及压力系统，储层渗流物理特征（储集空间类型及润湿性、毛管压力曲线、相对渗透率曲线、储层敏感性等），油气地质储量和可采储量。在此基础上，建立概念地质模型（构造格架模型、油藏属性模型）。
以油藏评价过程中取得的资料为基础，并结合开发先导试验结果，编制油藏工程方案。
第三章 油藏工程方案
第十三条 油藏工程方案是油田开发方案的重要组成部分，其主要内容是：总论，油田地质研究，开发原则、开发方式、开发层系组合、井网部署及监测系统，开发指标预测及经济评价，不同方案指标对比，并与地面工程、采油工程、钻井工程等方案进行整体优化，对方案实施提出具体要求。
第十四条 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.简述开发方案各部分结论性意见和主要技术经济指标。
第十五条 油藏工程方案设计应遵循以下原则：
1．以经济效益为中心，充分利用油气资源，尽量采用高效驱油方式，努力取得较高的采收率。
2．油田生产要有较高的采油速度和较长的稳产期。原则上,一般油田石油地质储量采油速度应在2%左右，低渗透油田不低于1%。
3．积极采用先进技术，提高油田开发水平和经济效益。
第十六条 油藏工程设计要认真分析油藏天然驱动方式和驱动能量大小，论证利用天然能量开发的可行性；需要人工补充能量的油藏，要论证补充能量的方式和时机，并要认真分析气驱、水驱、稠油热采或蒸汽驱等多种方式的可行性，进行技术经济指标的对比，确定经济、有效的开发方式。具体要求是：
1．大中型中高渗透率多层砂岩油藏，要适时注水（注气），保持能量开采，原则上油藏地层压力不低于饱和压力。
2．低渗透砂岩油藏，应保持较高的压力水平开采，建立较大的注采压差。特低渗透油藏（空气渗透率小于5Í10-3μm2）要研究油藏裂缝系统、地应力分布，建立有效驱动体系，对于低压油藏要开展超前注水工作。
3．气顶油藏，应考虑油气同采或保护气顶的开采方式，采取严格措施防止油气互窜，避免造成资源损失。
4．边底水能量充足的油藏，应尽量利用天然能量开采，研究合理的采油速度和生产压差，制定切实可行的防止底水锥进和边水舌进的措施。
5．裂缝型油藏，应研究裂缝发育及地应力分布。需要实施人工注水的油藏，要研究注采井排方向与裂缝方位的合理匹配关系，确定合理的注水强度，防止水窜。
6．砾岩油藏，应采用较大的注采井数比，通过试验，确定合理的注采强度。
7．高凝油、高含蜡及析蜡温度高的油藏，采用注水开发时，必须注意保持油层温度和井筒温度，采油井要注意控制井底压力，防止井底附近大量脱气，并在井筒采取防蜡、降凝措施。
8．碳酸盐岩及变质岩、火成岩油藏，要确定合理采油速度，控制底水锥进，以获得最大水驱波及体积为目的。
9．稠油油藏，地面脱气原油粘度（在油层温度下）大于100mPa¬s的油藏，在技术经济条件允许的情况下，可采用热力开采；粘度小于100mPa¬s的油藏，通常选择常规注水开发。
第十七条 油藏工程方案设计要以油藏地质特征为基础论证开发层系。要根据油层厚度、渗透率级差，油气水性质、井段的长度、隔层条件、储量大小等论证层系划分的必要性和可行性。
第十八条 油藏工程方案设计必须对开发井网部署进行充分论证，其主要内容是：
1．根据储层沉积特征和发育规模，所设计的开发井网要具有较高的水驱储量控制程度，中高渗透油藏（空气渗透率大于50×10-3μm2）一般要达到80％；低渗透油藏（空气渗透率小于50×10-3μm2）达到70％以上；断块油藏达到60％以上。
2．要充分考虑储层砂体形状及断层发育状况、断块大小及形态、裂缝发育情况等，确定井网几何形态、注采井排方向和井排距。
3．积极采用新技术，如水平井、特殊结构井等。
4．井网部署要有利于后期调整。
第十九条 油藏工程方案设计要着重做好油田生产能力预测。油田生产能力指方案设计井全面投产后，在既定生产条件下的稳定年产量。具体要求是：
1．要充分考虑储层物性和流体性质对产能的影响，分析储层物性（特别是身渗透率）、流体物理性质（特别地面、地下原油粘度），稠油、高凝油的流变性等；挥发油和凝析气应做相图分析。
2．依据测试、试油、试井、试采、先导性矿场试验等资料，确定在人工补充能量方式下的分层系和单井产能。
3．依据先导性矿场试验、室内实验资料，研究确定各类油层吸水（气、汽）能力。
第二十条 油藏工程方案应在产能论证的基础上进行开发指标预测。
一般油田应以地质模型为依据，进行全油田或开发单元的油藏数值模拟，预测各种方案的15年开发指标及最终采收率。
复杂油田用常规油藏工程方法预测10年开发指标及最终采收率。
第二十一条 油藏工程方案应进行多个方案设计，所设计方案必须在开发方式、层系组合、井网井距等重大部署方面有原则区别，并与钻采工程、地面工程设计相结合，整体优化，确保推荐方案技术经济指标的先进性。
第二十二条 油藏工程方案编制承担单位必须要有相应的资质。动用石油地质储量1000×104t以上，或年产油能力20×104t以上的油田，必须由油田公司研究院或具有相应资质单位承担设计；动用石油地质储量1000×104t以下，或年产油能力在20×104t/a以下的油田方案设计，可由油田公司下属二级单位或具有相应资质单位承担。前者由股份公司组织审批，后者由油田公司审批，报股份公司备案。
第二十三条 油田油藏工程方案设计应努力提高设计质量，保证所设计的主要开发指标有较高的符合程度。方案实施后与开发方案设计相比，其考核指标要求为：
产能到位率：一般油田≥90%；复杂油田≥85%。
初期平均含水率符合率：一般油田≥90%；复杂油田≥85%。
水驱控制储量符合率：一般油田≥90%；复杂油田≥85%。
第四章 方案实施与跟踪
第二十四条 油田产能建设阶段，油藏工程方案实施与跟踪的主要工作是：进行跟井对比，补充录取资料，完善地质模型，及时调整开发方案部署，调整注采井别，编制射孔方案，按方案实施要求进行投产。
第二十五条 在钻开发井跟踪分析中，要根据地质研究发现的构造变化、储层分布异常或油气水分布变化等新情况，提出补充录取资料的要求、钻井次序的调整建议。补充录取资料应纳入产能建设计划。主要内容包括：
1．测井系列的调整或局部增加测井项目；
2．补充取心井、井壁取心、开发井录井等资料；
3．需进行中途测试的井位和井段；
4．增加试油、试采资料。
第二十六条 钻遇油层与原地质模型局部有较大变化时，应及时对原方案设计进行局部调整；有重大变化时，应终止原方案实施，并按原方案的审批程序进行审批。
第二十七条 射孔方案编制应保证注采关系完善，充分考虑开发层系顶底界控制、避射层段、气顶、边底水的控制、隔层处理等。并依据储层特征，提出对射孔工艺的基本要求。
第二十八条 根据油田开发方案要求和实施情况，制定详细的生产井和注入井投产程序和实施要求。主要内容包括：
1．注入井的转注时机。依据开发方案要求提出生产井的投产顺序，注入井排液、转注安排。
2．制定注入井和生产井的工作制度和单井或分层段配产配注方案。
第二十九条 油田开发方案实施后3年内，按照有关标准对方案进行后评估，评价方案符合率。评估中应根据开发钻井、测井、测试及生产资料，重新核定油田地质参数，修改完善地质模型，进行10～15年油田开发指标预测，作为油田开发过程管理的重要依据。
第五章 开发动态监测
第三十条 油田开发动态监测要按照“系统、准确、实用”的原则，以满足油田各个开发阶段动态分析的需要为目的，制订动态监测方案：
1．低含水期，重点监测油藏压力、分层段注水量、生产井见水时间及分层含水率。以便于采取措施防止单层突进和局部舌进。
2．中含水期，重点监测分层含水及变化，为分析平面和层间矛盾，进行开发调整提供依据。
3．高含水期和特高含水期，重点以寻找剩余油相对富集区为目的，在搞好油层动用状况监测的同时，应加强对含油饱和度变化的监测，为精细挖潜提供资源目标，为制定挖潜措施提供依据。
4．采用三次采油、稠油热采等技术开采的油田，重点要监测注入剂的性能和平面、层间波及状况，油井含水、产量变化情况。做好采出液分析。
第三十一条 油田开发动态监测的主要内容包括：
1．生产井产量、含水率和注入井注入量监测
2．生产井和注入井地层压力、温度监测
3．生产井产液剖面监测
4．注入井吸水（气、汽）剖面监测
5．井下技术状况监测
6．生产井流体性质监测
7．含油饱和度监测
第三十二条 油田开发动态监测应按开发单元设计监测方案和编制年度监测计划。油田监测方案应按以下原则进行设计：
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，确定动态监测内容和数量。
2．动态监测方案或计划，以点面结合、突出重点为原则，要作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，在测试成果上应具有可对比性。针对不同类型的油田的开发特点，确定监测井及相关的监测内容。
4．针对不同油田开发阶段，监测井点数比例和内容，取资料密度和间隔等应有所区别。原则上，开发初期监测井点密度和资料录取频率较高，随开发时间的延伸资料录取的频率可有所降低。
第三十三条 生产井的产液量、产油量和产气量，注入井的注入量应以单井为监测单元。产油量应以井口取样分析的含水率计算，油气产量计量误差<±10%，特殊油气藏或零散、低产井的计量误差原则上£15%；注入井注入量计量误差<±5%。
第三十四条 地层压力测试
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稠油油藏）：
（１）选取采油井开井数2０％（出砂严重及用常规办法开采的稠油油藏选取占油井开井数15％）以上的井作为固定监测井点，监测地层压力（含流动压力），每年测两次，间隔6～8个月。
（２）选取注水井开井数2０％以上的井作为固定井点监测注水井地层压力（含流动压力），每年测一次，两次测压时间间隔不少于10个月。
（3）在重点区块，选取一定比例的油水井固定监测井点进行分层测压，每年测两次。
对于低渗透和复杂油田根据实际情况调整测压比例。
第三十五条 注水井注入剖面监测。
１、中、高渗透砂岩和砾岩油藏，选取注水井开井数50%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注水井开井数30%以上的井每年测注水剖面一次；复杂断块油藏可以适当降低监测比例。
　　２、中、高渗透砂岩和砾岩油藏，正常生产的分层注水井每半年分层测试一次，测试率达到分层注水井开井数的95%以上。复杂断块油藏可适当降低监测比例。
第三十六条 采油井产液剖面监测
中、高渗透砂岩和砾岩油藏，选取油井开井数10%～15%以上的井测油井产液剖面，每年测一次。对于自喷井，选取开井数30%以上的井测产液剖面，每年测一次。
第三十七条 井下技术状况监测
1．套管状况、固井质量、射孔质量、套管外窜槽等井身结构状况监测井总数为油水井总数的5%以上。
2．分层配产、配注井作业施工后对每级封隔器（管柱）进行验封，验封率为100%。同时要对井下工具深度进行位定置检查，检查率达50%。
第三十八条 含油饱和度监测
根据油藏研究及调整方案需要，在不同开发阶段应钻密闭取心井，认识油层水淹、水洗状况和分析剩余油饱和度。同时选取普通取芯井，以分析研究开发过程中孔隙度、渗透率及孔隙结构和润湿性的变化。每年应安排一定比例的碳氧比能谱测井、中子寿命测井、示踪剂监测等工作量，监测含油饱和度变化。
第三十九条 聚合物驱油区块要增加聚合物性能、注入水的矿化度及钙镁离子含量、注入液的粘度和聚合物的浓度、采出液聚合物浓度等指标的监测；其他三次采油区块增加的监测项目要按方案要求执行。所有三次采油区块日常生产过程中的动态监测，参照常规水驱开发区块监测要求执行。
第四十条 动态监测计划要纳入各油田公司年度生产计划，其费用从操作成本中列支。一般情况下，油田动态监测费用应占操作成本的3%～5%。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。油田开发动态监测方案和计划每年编制一次，油田公司组织编制和审批，报股份公司备案。
第六章 开发过程管理
第四十一条 油田开发过程中油藏工程管理的主要任务是：
1．实现油藏工程方案和调整方案确定的技术经济指标，完成年度原油生产计划和经营指标。
2.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。
3．搞好油田注采调整和综合治理，实现油藏调控指标。
4.．依靠精细管理，优化调整措施，控制生产操作成本，提高经济效益，实现油藏经营管理目标。
第四十二条 为取得较好的阶段技术经济效益，注水开发油田在不同含水期，着重搞好以下调控措施：
1．低含水期（含水率≦20%）：该阶段油田开发动态特点是注水见效和主力油层发挥作用。其主要工作要努力控制注入水均匀推进，防止单层突进和局部舌进，提高无水和低含水期采收率。
2．中含水期（含水率20%～60%）：该阶段主力油层普遍见效，部分油层水淹，层间和平面矛盾加剧，含水上升较快。其主要工作是搞好层间产量接替和平面注采强度调整，扩大注入水的波及体积，确保油田高产稳产。
3．高含水期（含水率60%～90%）：
（1）高含水前期（含水率60%～80%）：该时期主力油层产量处于递减状态。主要工作是搞好油田开发层系、井网注采系统调整，及其他挖潜措施，增加可采储量，有条件的油田要采取提高排液量措施，尽量提高高峰期采出程度。
（2）高含水后期（含水率80%～90%）：该时期各类油层普遍水淹，剩余油分布分散，产量处于总递减状态。主要工作是搞好精细油藏描述，开展改善二次采油和三次采油措施，延缓产量递减速度，提高采收率。
4．特高含水期（含水率＞90%）：该阶段储层剩余油高度分散，主要工作是努力提高注水利用率，控制生产成本；开展精细油藏描述，进一步采取改善二次采油和三次采油技术措施进行精细挖潜，延长油田经济有效开采期。
第四十三条 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8％～11％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1～1.5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0.15。
第四十四条 月（季）度生产动态分析，主要是应用开发动态资料分析油田生产形势和措施效果，发现生产动态存在的主要矛盾，制定相应调整措施，确保各项开发指标的完成。主要内容包括：
1．原油生产计划完成情况。
2．主要开发指标（产油量、产液量、含水、含水上升率、注水量、注采比、地层压力、递减等）变化情况及原因。
3．主要增产、增注措施效果及影响因素分析。
第四十五条 年度油藏动态分析，主要是搞清油藏动态变化，为编制第二年的配产、配注方案和调整部署提供可靠的依据。重点分析内容是：
1．注采平衡和能量保持利用状况的分析评价
（1）分析注采比的变化和压力水平的关系，压力系统和注采井数比的合理性。
（2）要确定合理的油层压力保持水平，分析能量利用保持是否合理，提出调整配产、配注方案和改善注水开发效果的措施。
2．注水效果的分析评价
（1）要搞清区块的注水见效情况、分层注水状况等，并提出改善注水状况的措施。
（2）分析注水量完成情况，吸水能力的变化及原因。
（3）分析含水上升率、存水率、水驱指数，并与理论值进行对比，评价注水效果。
3．分析储量利用程度和油水分布状况
（1）应用吸水剖面、产液剖面、密闭取心等资料，分析研究油层动用程度、储量动用状况。
（2）利用不同开发阶段驱替特征曲线，分析储量动用状况及变化趋势。
4．分析含水上升率与产液量变化情况
（1）应用实际含水与采出程度关系曲线和理论计算曲线对比，分析含水上升率变化趋势及原因，提出控制含水上升措施。
（2）分析产液量结构的变化，提出调整措施。
5．分析主要增产增注措施效果
对主要措施（如压裂、酸化、堵水、补孔、增注等），要分析措施前后产液量、产油量、含水率、注水量的变化和有效期。
6．总结油田开发重点工作（精细油藏描述、老区产能建设、重大开发试验、区块综合治理等）进展情况。
第四十六条 阶段油田开发分析：
在五年计划期末和重大开发调整前，必须进行阶段油田开发分析，其主要内容包括：
1．已历经开发阶段的动态特点、演化趋势及开发效果评价。
2．油藏地质特点的再认识。
3．开发层系、井网、注采系统适应性分析。
4．现有工艺技术适应性分析。
5．储量动用、剩余油分布状况分析及油藏潜力评价。
6．油田可采储量及采收率。
7．开发经济效益分析。
第四十七条 油田开发过程中，根据油田生产动态的变化，适时核定生产能力，对应核减的生产能力要及时核销。油田原油生产能力的核销必须要有技术论证，每年进行一次，并报股份公司审批。产能核销的基本原则：
1．油田建设期及投产三年内未进行后评估，不予核销生产能力。
2．新油田投产后，油藏条件与开发方案设计均无重大变化，而未达到开发方案指标的油田，不予核销生产能力，应分析原因，落实改善开发效果的措施。确因油藏地质条件复杂，开发方案设计时对油藏和产能认识不够清楚而造成方案实施效果差，开发指标确实达不到方案要求的油田，须经评估审核后，按照实际生产能力进行核销。
3．老油田进入递减阶段后，可根据油田的递减规律，结合油田产量综合递减率分析，逐年核销生产能力。
第四十八条 由于地质或工程原因，开发井已不能维持油气生产，要申请报废。各类井的报废要填写申请报告，详述报废原因。油水井的报废要严格审查，首先要考虑井的综合利用，如改变井别、地热利用等。确无利用价值的井方可申请报废，由各油田公司审核，并报股份公司审批。井报废后必须进行弃置处理。
第四十九条 在油田开发过程中，通过开发调整，使各类油藏应达到以下指标：
1.水驱储量控制程度。中高渗透油藏一般要达到80％，特高含水期达到90％以上；低渗透油藏达到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%；其他稠油油藏吞吐采收率不低于20%。
第五十条 油藏工程中长期规划及年度计划
1．油藏工程中长期规划及年度计划，是油田开发中长期发展规划和年度生产计划编制的基础，要以股份公司中长期发展方针、目标和年度计划为依据进行编制。
2．油藏工程中长期规划编制，应以阶段性开发动态分析为基础。主要包括潜力分析、分年度产能及措施工作量安排、产量及开发指标预测、经济效益评价与风险分析。
3．年度计划主要内容包括：年度产量安排、产能建设安排、措施工作量安排、现场试验和油藏动态监测安排。
4．油藏工程中长期规划及年度计划要在股份公司统一组织下，由各油田公司编制报股份公司审批。
第五十一条 油藏工程管理工作要强化安全生产意识，牢固树立“以人为本、安全第一”的思想，消除各种事故隐患，确保员工安全和公共安全。油藏工程方案设计、资料录取、室内实验和现场试验、三次采油等各项活动，都要有安全生产和环境保护措施，符合“健康、安全、环境”管理的有关要求。
第五十二条 要重视油藏工程管理中各项资料的管理工作，根据股份公司有关档案管理规定制定相应管理办法，做好各种方案、动态监测资料、开发数据、报告和图件的归档管理工作。
第七章 改善二次采油提高采收率
第五十三条 油田开发各阶段都要把改善开发效果，增加可采储量，提高最终采收率作为重要目标。改善二次采油提高采收率包括油田开发调整、区块治理措施等。
第五十四条 当油田开发层系、井网、注采系统不适应开发阶段变化的需要，导致储量动用程度低、注采关系不协调、开发指标明显变差时，应及时进行油田开发调整。调整前，要录取好所需的资料、开展专题研究和必要的先导性试验，编制开发调整方案。
第五十五条 开发调整方案编制主要内容包括：
1．精细油藏描述。精细油藏描述是编制开发调整方案的基础，其主要内容包括：进行地质构造的再认识及微幅度构造研究；开展细分沉积相研究，纵向上细分沉积单元、平面上细分沉积微相；开展厚油层层内结构研究。在精细地质研究的基础上，应用各种动态监测资料，建立三维地质模型，采用数值模拟技术，量化剩余油分布。为油田开发调整方案的编制提供可靠的地质依据。
2．开发动态分析与效果评价：主要开发指标分析；层系、注采井网及开发方式适应性分析；油藏采收率及可采储量计算；存在的主要问题及潜力分析。
3．开发调整方案部署：调整目的及调整对象的选择，开发调整的原则，层系、井网调整方案部署。
4．应用数值模拟技术对调整方案进行优选和开发指标预测。并与钻采工程、地面工程设计相结合，整体优化，确保推荐方案技术经济指标的先进性。
5．调整方案实施要求，主要包括对钻井、测井、固井、完井提出质量要求，投产程序及监测系统部署等。
第五十六条 油田开发调整方案实施后，评价和考核的主要标准有：
单井初期日产量符合率： ≥80%
单井初期含水符合率： ≥80%
产能到位率： ≥90%
新增可采储量预测误差 ≤10%
第五十七条 在原开发井网下，为完善注采系统或单井挖潜需打的零散调整井，应以增加可采储量为原则。一个区块内有3口（含3口）以上的调整井，要做简要调整方案；一个区块内有2口（含2口）以下调整井，需要有单井设计。单井设计必须详细分析构造、储层及剩余油分布条件，论证调整效果，并进行经济评价，达到股份公司目标收益的项目，方可列入零散井计划。
第五十八条 区块治理是除打调整井以外的，所有提高水驱采收率的油藏工程和采油工艺措施。区块治理要以年度动态分析和精细油藏描述成果为基础，先进的工艺技术为手段，编制区块治理方案。其主要内容包括：
1．动态分析及效果评价，要以井组为单元进行动态分析（井组注采完善程度、油层动用状况、油层能量保持及利用状况等）。
2．区块主要开发指标（产量、采油速度、地层压力、储量动用程度、含水等）变化，存在的主要问题及潜力。
3．综合治理方案部署：主要治理工作部署及措施工作量；开发指标预测；经济效益评价；实施进度安排。
第五十九条 油田开发调整方案审批程序与新油田开发方案相同。油田开发区块治理方案由各油田公司组织编制和审批，纳入年度生产计划，并报股份公司备案。
第八章 三次采油提高采收率
第六十条 三次采油是大幅度提高原油采收率的主导技术，必须严格按照方法筛选、室内实验、先导性矿场试验、工业性矿场试验和工业化推广等五个步骤进行。
第六十一条 三次采油提高原油采收率方法筛选的任务是针对油藏条件对三次采油方法进行评价优选。主要内容包括：
1．对油藏的地质特征及流体性质进行评价，搞清油层的非均质性、原油和地层水的性质、油层温度及矿化度等。
2．对油田的水驱开发状况进行详尽分析和开发效果评价，搞清剩余油分布，水驱前后油层物性的变化等。
3．依据对多种提高采收率方法的机理分析、油藏具体条件适应性研究及化学剂来源，优选出最适合该油田的提高采收率方法。
第六十二条 三次采油提高采收率的室内实验，是指在三次采油方法筛选的基础上，针对油藏条件开展的室内驱油机理、优化驱油体系配方实验、物理模拟驱油实验等，利用数值模拟技术结合物理模拟结果，进行所筛选方法的驱油机理、配方优化等模拟研究，提出可行性研究报告。
第六十三条 对有应用前景的三次采油方法进行先导性矿场试验。选择的试验区的油藏条件和开发状况应具有代表性，并要求在地质、生产条件相对独立的开发单元内进行试验。
第六十四条 三次采油工业性矿场试验，是在先导性矿场试验成功的基础上开展的多井组工业性矿场试验。试验区的井网井距、层系组合和注入方式要达到工业化推广应用的标准，并要有较多的井数、以利于工业化效果评价。
第六十五条 工业化推广是一项系统工程，必须作到精心设计、精细施工、精细管理。工业化推广方案编制的主要内容包括：
1．根据三次采油的技术要求，进行精细油藏描述，建立地质模型。
2．开展数值模拟研究，进行水驱历史拟合及水驱采收率预测，分析剩余油分布规律。
3．三次采油层系组合，在满足一定生产能力条件下，尽可能细分开发层系；井网、井距设计要有较高的井网控制程度。
4．优化体系配方，确定注入参数。
5．应用数值模拟方法预测开发指标，结合经济评价，优选三次采油方案。
第六十六条 三次采油先导性矿场试验方案、工业性矿场试验方案、工业化推广方案实施，必须严格按照方案设计要求进行，加强方案实施过程中的监督和管理。对注入剂的质量和注入参数进行监测和控制，以保证注入质量。
第六十七条 做好动态跟踪分析及调整工作。主要内容包括：
1．对存在高渗透条带的注入井，及时进行深部调剖。
2．根据注入剖面资料，对层间差异大的井及时进行分层注入。
3．对注采能力低的井，及时采取改造措施，提高注采能力。
4．根据各井点平面上含水、产液量和化学剂采出浓度的不均衡状况，调整各井组注入浓度和注入速度，尽可能减小井组间的差异。
第六十八条 凡是列入股份公司生产及科技项目管理的三次采油先导性矿场试验、工业性矿场试验和工业化推广应用项目，必须严格方案审查程序，报股份公司审批后方可实施。
第九章 技术创新与应用
第六十九条 积极推进技术创新，加大油藏工程核心技术的研发和成熟技术的推广应用力度，注重引进国际先进技术，不断增强油田开发技术竞争力。
第七十条 建立技术交流与培训制度。股份公司及各油田公司要定期召开油藏工程技术交流会及专项技术研讨会。开展各种形式的国内外技术交流、考察，组织新技术培训学习，提高队伍技术素质。
第七十一条 油藏工程信息化建设要按照信息化建设的总体部署，建立信息化管理机构及管理网络，完善各项规章制度和相关标准，搞好油藏工程数据库的建设与应用，组织好油藏工程应用软件的研发、引进、推广和培训，加强信息安全、保密工作。
第七十二条 为了提高油田开发的科学化管理水平，激励各级技术人员和管理人员的创新精神，对优秀油藏工程设计方案、高效开发油田、优秀管理项目、新技术应用项目和技术分析能手等应予以奖励。
第十章 附 则
第七十三条 本《规定》自发布之日起执行。
第七十四条 本《规定》发布之前执行的有关《规定》与本《规定》有冲突时，以本《规定》为准。
第七十五条 本《规定》由股份公司勘探与生产分公司负责解释。