《西南油气分公司油藏动态监测管理实施细则》.doc

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《西南油气分公司油藏动态监测管理实施细则》

1基本要求

1.1本细则根据《中国石油化工股份有限公司油藏动态监测管理办法》结合西南油气分公司油田具体情况而制定，适用范围西南油气分公司。

1.2动态监测工作纳入分公司的油田开发（调整）方案、年度生产经营计划和中长期发展规划。

1.3油藏动态监测技术服务实行合同管理方式。

2职责与分工

2.1分公司开发处负责分公司动态监测工作的组织管理，其主要职责：

2.1.1负责组织分公司动态监测中长期技术发展规划和年度动态监测计划的制定、实施和应用效果检查。

2.1.2贯彻执行股份公司动态监测相关政策、规定和管理制度。

2.1.3协同有关部门负责动态监测专项资金的管理。

2.1.4协调有关部门负责动态监测市场准入和服务合同管理。

2.1.5负责动态监测的质量监督。

2.1.6协同有关部门负责动态监测装备、仪器仪表、计算机软硬件的购置计划和管理。

2.1.7负责组织动态监测技术服务队伍的资质审查。

2.1.8组织动态监测科研项目攻关和新技术推广。

2.1.9组织相关专家制定分公司动态监测技术标准和相关管理制度。

2.1.10负责动态监测年度工作量统计、年报编写及上报。

2.1.11组织开展技术交流和人员培训。

2.2勘探开发研究院（或地质研究所）是油田动态监测工作制定者和参谋部门，其主要职责：

2.2.1制定油田开发方案（或老油田开发调整方案）时制定该油田整体动态监测方案。

2.2.2督促油田开发方案（或老油田调整方案）要求的动态监测工作的实施。

2.2.3提出分公司油田开发动态监测中长期规划及年度监测工作量安排。

2.2.4根据油田开发部署研究的需要，提出临时性的油藏动态监测工作计划。

2.3采油（气）厂负责本单位油藏动态监测工作的组织实施，其主要职责：

2.3.1负责本单位年度油藏动态监测计划的制定、实施和应用效果检查。

2.3.2贯彻执行股份公司、分公司动态监测相关政策、规定和管理制度。

2.3.3负责本单位动态监测装备、仪器仪表、计算机软硬件的购置计划和管理。

2.3.4负责动态监测月度、季度、年度工作量统计及月、季、年报编写及上报。

2.3.5负责本单位人员培训计划安排。

3油藏动态监测项目及资料管理

3.1油藏动态监测项目管理

3.1.1裸眼井水淹层测井

3.1.1.1电阻率测井，主要包括侧向、感应、自然电位、介电测井等项目。

3.1.1.2核（放射性）测井，主要包括自然伽马、中子伽马、补偿中子、补偿密度、中子寿命、碳氧比、能谱、储层饱和度（RST）测井等项目。

3.1.1.3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。

3.1.1.4其它测井，主要包括核磁共振、井径、井斜、温度、压力测试、电缆地层测试等项目。

3.1.2套管测井

3.1.2.1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。

3.1.2.2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。

3.1.2.3产层参数测井，主要包括碳氧比能谱、中子寿命、中子伽马、地层测试、过套管电阻率测井等项目。

3.1.2.4固井质量监测测井，主要包括声波全波列测井、变密度测井、扇形水泥胶结测井等项目。

3.1.2.5套管状况及射孔质量检查测井，主要包括磁性定位、井径、井斜、方位、井下电视、可见光电视、噪声、磁测井、井温等项目。

3.1.3开发试井

3.1.3.1稳定试井，主要包括指示曲线、流入动态曲线、静压测试、密度测试、温度测试以及油、水、气井流压测试等项目。

3.1.3.2不稳定试井，包括单井试井和多井试井。

单井试井：

主要包括注入井压力降落、注入井分层测压、采油井压力恢复试井等项目。

多井试井：

主要包括干扰试井、脉冲试井等项目。

3.1.3.3其他试井，主要包括注入井分层测调、分注井封隔器验封、示功图测试、动液面测试等项目。

3.1.4分析化验

3.1.4.1油气分析，主要包括原油物性、原油组份、天然气组份、原油含水、原油高压物性等分析。

3.1.4.2水质分析，主要包括采出水分析、注水水质监测等。

3.1.4.3三次采油分析项目，主要包括对聚合物驱及复合驱配制用水分析、注入及采出体系粘度、化学成分、浓度、界面张力检测等。

3.1.4.4岩芯分析，主要包括油水饱和度、孔隙度、渗透率、粒度、孔隙结构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。

3.1.4.5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。

3.1.5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。

3.2油藏动态监测资料录取规定

3.2.1中、高渗透砂岩、砾岩油藏和复杂断块油藏（包括用常规办法开采的稠油油藏）

3.2.1.1地层压力监测

（1）选取占油井开井数20%（含水大于80%的油田选取开井数15%）以上的井作为固定井点监测地层压力（其中含流动压力占1/4，对于出砂严重及常规开采的稠油油田，选取开井数10%作为固定井点监测地层压力（含流动压力）。

每年测2次，间隔4～6个月。

地层压力监测不包括液面折算法。

（2）选取占注水井开井数20%以上作为固定井点地层压力（含流动压力，每年测1次，间隔不少于8个月。

（3）在重点区块，选取一定比例的有条件的油井进行分层压力、压力恢复和压力降落监测。

3.2.1.2注水井注入剖面监测选取占注水井开井数30%以上的井每年测注水剖面1次，其中固定井点占50%。

对于出砂严重及常规开采的稠油油田选取开井数的20%以上的井每年测注水剖面1次，其中，固定井点占50%。

3.2.1.3油井产液剖面监测选取占油井开井数5～10%以上的井监测产液剖面，其中固定井点占50%（不含井温法），每年测1次。

3.2.1.4井下技术状况监测

（1）在易套损区选取一定比例定点井进行时间推移测井，监测套管质量情况，每年至少1次。

（2）固井质量、射孔质量、套管外窜通等井身结构的测井监测口数，根据实际情况酌情安排。

3.2.1.5产层参数和井间监测

（1）根据油藏研究及调整方案需要，对重点开发区块，在不同开发阶段分别钻1～2口密闭取心井，了解油层水淹、水洗状况和分析剩余油饱和度。

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

（2）在孔隙度大于15%的油藏，每年选取开井数的1%～3%的井监测含油饱和度变化。

同时安排一定数量的放射性同位素示踪、化学示踪、脉冲试井和干扰试井（包括井间地震）等井间监测工作量，为确定井间剩余油分布提供依据。

3.2.2低渗透油田（空气渗透率在50×10-3μm2以下）

3.2.2.1地层压力监测

（1）选取油井开井数15%以上的井测地层压力，每年测1～2次，并且选取适当比例的井进行压力恢复测试。

（2）选取注水井开井数15%以上的井测地层压力和流压，每年测1～2次，并选取适当的井进行压降测试。

3.2.2.2注水井注入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1次，其中固定井占40%。

3.2.2.3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1次，日产液5吨以下的井酌情安排测井口数。

3.2.2.4井下技术状况监测选取一定比例的井作为固定井点进行时间推移测井,每年至少1次，监测套管质量情况。

套损严重区适当增加测井口数和频率。

3.2.2.5产层参数和井间监测参照中高渗透砂岩和砾岩油藏相关规定，每年酌情安排测井口数和井间监测井组数。

3.2.3稠油（热采）、高凝油油藏

3.2.3.1地层压力监测

（1）蒸汽吞吐阶段选取3%的生产井作为固定井点，每周期末测静压1次。

每个开发单元选一定比例的井数测焖井压力曲线。

（2）汽驱阶段选取3%的生产井作为固定井点每年测静压1～2次。

（3）观察井每月测1次静压。

3.2.3.2温度监测

（1）蒸汽吞吐阶段选取3%的生产井在注汽阶段测温度剖面，每周期监测1次。

（2）汽驱阶段选取3%的生产井作为固定井点测温度剖面，每年测1次。

（3）酌情选取一定比例的非固定井点，待注汽稳定后测取井底干度资料。

3.2.3.3注汽、产液剖面监测

（1）蒸汽吞吐阶段选取一定比例的生产井作为固定井点，测吸汽和产液剖面，每周期各监测1次。

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

3.2.3.4产层参数监测重点区块留出1～2口观察井不射孔,作为含油饱和度监测井,每年测井1次。

3.2.3.5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1次时间推移测。

3.2.4碳酸盐岩油藏

3.2.4.1地层压力监测

（1）自喷井每季度测流压1次，每半年测静压及压力恢复1次，油井重要措施前后加测流压。

（2）抽油井根据油藏开发需要，选择一定比例的具有代表性的油井作为固定点测压井，每年测流压、静压（或压力恢复）各2次，间隔5～6个月。

正常采油井半年测静液面1次（高凝油藏除外）。

（3）注水井选取开井数15%以上的井每年测静压1次。

（4）观察井每月测静压1次。

3.2.4.2注水井注入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入剖面1次。

3.2.4.3产液剖面监测每个油藏选择1～2口井，每年测产液剖面1次，每口油井采取重大措施前后应进行产液剖面测井。

3.2.4.4油水界面监测油水界面观察井每季度测油水界面1次。

3.2.4.5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。

3.2.4.6产层参数和井间监测根据实际情况酌情安排工作量。

3.2.5气顶、底水油藏

3.2.5.1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。

注水开发的油田选取开井数30%以上的井，每年各测取地层压力和温度1次。

3.2.5.2油—气或油—水界面监测根据油田大小选一定比例的井每年对油—气和油—水界面移动情况进行监测。

3.2.5.3注水剖面监测选取开井数30%以上的井进行注水剖面测井，每年1次。

3.2.5.4产液剖面监测选取抽油井开井数5%以上的井每年进行产液剖面测井1次。

3.2.5.5技术状况、产层参数和井间监测参照上述相应油藏类型酌情安排工作量。

3.2.6其他特殊油藏根据油藏研究及调整方案需要酌情安排。

3.2.7分析化验

3.2.7.1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，特殊油藏根据油藏研究及调整方案需要酌情安排。

3.2.7.2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。

3.2.7.3三次采油化验

（1）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。

（2）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。

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%，其他三次采油化验，各分公司可依据相应的先导性矿场试验结论自行确定。

3.3动态监测资料管理

3.3.1资料存储。

各采油（气）厂动态监测资料登记造册后存入厂部档案室，重点区块动态监测成果报告要上报1-3份到分公司地质档案馆存档；建立动态监测数据库，并建立分类、分权限计算机管理制度。

3.3.2资料保留期限。

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