对中原油田开发几个问题的思考

对中原油田开发几个问题的思考 一、对中原油田“三高”开发阶段开发思路的思考 油田开发的全过程是分开发阶段的，而每个开发阶段都要有该阶段的开发任务和做法，又要有相应的技术政策和地质、工程主导技术措施相对应相配套，才能夺取油田开发的主动权和开发的高水平、高效益。 人们的思路也必须适应开发的阶段及其转化，去不失时机地、不停顿地根据客观阶段变化了的新情况，研究新问题，提出新思路，拿出新办法，去能动地指导油田的开发。在开发过程中用“固有”的经验去指导客观变化了的情况的事情，是经常发生的，也就是人们的认识落后了客观的实 践，再指导开发就会出现失误。因此，学习大庆经验，用主席的“两论”指导油田的开发是非常必要的。 我们油田的开发从总体上讲已进入“三高”开发阶段，但是具体到每个油田又是不同的，有的油田是“两高”，有的是“一高”，要具体情况、具体分析，区别对待。“三高”给我们带来了三难：认识难，挖潜难，降本难。我们又必须依靠新思路、高科技、新举措，去攻克三难，夺取“三高”开发阶段的新水平、高效益。 “三高”开发的前提首先应解决大思路问题。 由冈秦麟同志主编的高含水期油田改善水驱效果新技术一书中指出“高含水期采油是我国油田重要 的开发阶段”为什么呢？我国油田多为陆相沉积多油层储层，非均质性严重，形成注入水推进的不均匀性；我国原油性质多属中、高粘度，油水粘度比一般高于 20 以上，形成较强的水驱油非活塞性，进一步加剧了注入水的舌进。这两个主要特点，集中反映出我国油田注水开发的基本规律。 我国油田注水开发的基本规律：注水开发早、中期含水上升快、采出程度低，相当多的水驱可采储量要在高含水期采出，表现在综合含水和采出程度关系曲线上为曲线突向含水轴。 我国油田含水和采出程度关系统计表 综合含水 （ %） 可采储量采出程度（ %） 全国 喇莎杏 油田 胜坨 油田 孤岛 油田 埕东 油田 80 62 63 44 53 1 98 38 37 56 47 明 40可采储量要在含水 80 98%的阶段采出。 按照这种规律和思路的做法，在此阶段就要加强注水，强化提液，保持产量的稳定或上升，因此注水量和采液量的提高，就成了宏观调控的指标，这是一种思路和模式。在这种思路的指导下，必然要求地质和工程技术要研究强化注水、强化提液的技术和手段，使之与开发阶段相对应、相配套。 这种思路我认为不适合中原油田。在现有条件下（层系划 分粗、分注率低）实施这种做法，必将导致开发过程中注水利用率低，耗水量大，水驱效果差，开发成本高。甚至还会降低最终水驱采收率。 根据中原油田地质情况和油品性质的优势，应该走出一条有效注水（通过分注、调剖、堵水、增注措施）、有效提液（通过堵水、压裂、提液技术手段）着眼于提高和扩大注水波及体积，增加可采储量，以提高水驱采收率为目标，降低成本，实现油田高水平、高效益开发的路子。 中原油田的储层除个别油田外，从总体上说储层比较均匀（指单油层）；原油性质好，地下原油粘度小 s，一般小于 2.5 s，油水粘度小，这两大特点与上述所说中国注水开发油田的特点、开发规律有很大的不同，就可以避免或减小我们通常所说的水驱油的非均质和非活塞现象，特别是稀油这一特点。 原油性质好，密度小、粘度低、原始油气比较高 地面 原油密度 g/下 原油密度 g/下粘度 s 原始油气比 m3/t 6 0机理上讲，中原油田低粘度稀油主要在中、低含水期采出，这是我们注水开发最大的优势和效益，国内外同类油田（美国、俄罗斯）在采出可 采储量 60%时，综合含水仅 40 50%，含水 80%以后也只有 20 30%可采储量采出，这些特点就决定了其开发的政策和做法。 我们要念念不忘中原油田开发的对象是稀油，胜利油田开发的对象是稠油，是有很大不同的。 要了解新情况，研究新问题，创出中原油田特色的开发新水平。 含水与可采储量采出程度关系曲线 不同原油粘度不同含水阶段采出可采储量表 油田 空气渗透率 10下原油粘度 不同含水阶段 备注 30 30 60 60 90 90 水上升率 可采储量采出程度 含水上升率 可采储量采出程度 含水上升率 可采储量采出程度 含水上升率 可采储量采出程度 北马卡特 1500 143 0 孤岛 1770 93 商河 63 6 2 3 9 渤南 50 水 79 苹果谷 1000 8 波克络夫 1000 01020304050607080901000 20 40 60 80 100可采储量采出程度，含水，高粘稠油 低粘稀油 濮城沙一 二、对中原油田开发主要矛盾的思考 注水开发油田存在着层间、平面、层内三大矛盾，我认为中原油田当前开发的主要矛盾是层间矛盾。 1、中原油田油藏埋藏深、油层多、层间差异大，开发中层系划分粗，射开层数多、厚度大，层间矛盾突出。 由于油藏埋藏深，钻井投资大，开 发设计不可能把层系划分的很细。在开发过程中，由于各种原因，又加大了补孔措施的工作量，垮层系的油、水井比例逐步增加，使得层间差异和矛盾更加突出，在开发过程中的表现是注水吸水厚度百分比不高，产出厚度也不大，储量动用程度低、采出程度低、含水上升速度快。是层间矛盾大的突出表现，也是我们开发过程中的主要矛盾。是我们油田开发稳产基础比较薄弱，递减比较大的主要原因之一。 2、中原油田注水井实施分注难度大，分注率低 依靠工艺技术对层间矛盾的调控目前还不能满足或者不能适应油田开发的需要。 上述两大问题是中原油田开发的突出矛盾，但也看出我们开发的巨大潜力，潜力在哪？就在层间，层间潜力是诸多潜力中的较大的潜力，我们应抓住主要矛盾，全力以赴地去解决。我们自己的开发实践也已经回答了这个问题 层间潜力巨大。 3、从中原油田开发的实例看层间潜力 1）从下 4 吋套管井看层间潜力 1995 年 2002 年 6 月分注井统计 时间 总井数 开井数 开井率 分注井 井数 分注率 开井数 开井率 1995 1426 1016 01 50 996 1489 1025 38 69 997 1599 1039 65 275 11 998 1735 1087 03 53 999 1784 970 29 56 000 1624 1094 68 27 70 2001 1772 1168 13 69 887 1260 44 26 4 吋套管井前后指标对比 井号 下套前后 层位 射开 厚度 层数 日产液 日产油 含水 累产油 当年 产油 庆 253 下38 9 3 下 6 6 123 下6、 8、 110 7 3 下 9 4 32 上 4 22 120 2 下 22 7 5 ）从油井堵水看层间潜力 堵水井前后指标对比 井号 堵水前后 层位 射开 厚度 层数 日产液 日产油 含水 累产油 当年 产油 胡 53 上33 42 4 2 2 4 17 6 胡 123 中65 110 9 7 1 10 、下18 3 下 2 34 0 状集油田部分井堵水效果统计表 井号 堵水层 生产层 措施前产状 措施后产状 厚度 渗透率 厚度 渗透率 液 油 含水 液 油 含水 126 2100 10 332 43 6 86 12 9 21 12 2444 6 443 33 9 71 26 12 47 7 1286 10 187 22 2 90 13 11 2 5 1336 18 390 87 4 95 12 7 35 12 1767 17 384 100 8 91 43 29 25 平均 784 58 57 9 6 3）从产油井的更新看层间潜力 文 13 北更新井投产情况指标统计 井号 层位 射开 厚度 层数 日产液 日产油 含水 累产油 井距 133 中 59 33 1 97 10 3 中 78 133 中 73 120 3 中 78 8 文 13 西更新井投产情况指标统计 井号 层位 射开 厚度 层数 日产液 日产油 含水 累产油 133 中 54 133 中 7 8 3 2 4）从注水井的更新看层间潜力 新卫 128 井 卫 128 井位于卫 10 块中部储层发育稳定、连通率高的储量富集区。该井钻遇沙三下 1 /24 层，干层 /2 层。82 年投产沙三下 3，不含水，动液面 681 米。90 年 7 月补开沙三下 1，日产油 20 吨，含水 累积产油 吨。 1990 年 8 月转注，100 方 /15 1995 年 6 月套破关井，累计注水 方。 1995 年 8 月距卫 128 井东北 100 米处打更新井 N 卫 128 井 ，钻遇沙三下 1层 /16 层，水淹层 /13 层 ，投产射开沙三下 1、 2、 4 差油层 /16 层，日产液 ，日产油 40 吨，含水 9%。 96 年 8 月转注，一年产油 吨，平均日产 18 吨，转注初期 200 方 / 100000 0 块 沙 二 下 2 顶 构 造 井 位 图卫 128 井组损坏前生产状况表 井号 层位 射开 厚度 层数 日产液 日产油 含水 累产油 卫 103 下 10 20 56 0 103 下 11 14 10 上 1 10 103 下 10 103 下 16 103 下 40 103 下 21 10 13 计 濮 3注水井 31982 年注水，到 1999 年累计注水 方， 2000年在距该井 80 米处打更新井新濮 32000 年 3 月 25 日投产，射开二三类层， /6 层，日产液 20 吨，日产油 ，含水 32%，目前日产 ，含水 当年产油 1613 吨。 5）从文东 13试验看细分的必要和层间的潜力 在文 13开展了缩小井距 150 200 米，将原来文 13 西块一套层系开采 3中 8 下 +10、 上 、 下 、 上逐层开采上返试验。 文 13细分层系试验数据表 开采层段 面积 (储量 (104t) 日产油 (t) 含水 (%) 采油速度 (%) 采出程度 (%) 开采时间 (a) 下 +10 8 3中 9 上 6 下 1 采出程度与注入倍数关系 水驱效果对比表 区 块 出油百 分数 (%) 吸水百 分数 (%) 水驱储量 体积波及 系数 (%) 标定采 收率 (%) 控制 动用 文 13 第一试验层 4 文 13 东块 东盐间 些开采状况，反映了稀油开采的特点。 总之，从上述多种措施中看出了我们层间的潜力，我们油田的开发由于层系划分粗、分注率低两个原因，因此在开发中油层动用就更加不均衡，渗含水与采出程度关系曲线0204060801000 5 10 15 20 25 30 35 40采出程度 ( % )含水(%)文东盐间文 1 3 - 1 2 80102030400 0 . 0 5 0 . 1 0 . 1 5 0 . 2 0 . 2 5 0 . 3注 入 倍 数采出程度(%)文东盐间文 1 3 - 1 2 8透率高的层 先动用，先见效，先见水，先水淹，特别是到了“三高”开发阶段，这些层开发的井点或层按理论来讲，二次采油已结束，到了废弃状况，应该适时采取堵水措施（相当于分层开采）。这样做至少有三个好处：一是增油降水，是增产措施；二是减少层间干扰，提高二、三类层储量动用程度，增加可采储量和提高水驱采收率；三是避免注入水、产出水的低效循环（全油田日注水 方，日产液 7 万方，日产油 1 万吨左右），提高注入水的利用率，实施有效注水，降低成本，增加效益。因此，我认为堵水技术应成为“三高”开发阶段主导的技术之一。 很遗憾堵水始终没摆 到我们工作重要的日程上，在油井措施工作量和措施产量中，仅占 1 3%。全局统计 2002 年 1份，卡堵水工作量 136 井次，有效井次仅 71，有效率 50%，工作量占 6%，年增油占 有效工作量占3%，形不成规模产量和生产能力，更谈不上主导技术。和我们的开发阶段极不匹配、极不配套。是中原油田开发上的瓶颈技术之一。因此，我觉得应该调整思路，转变观念，从中原油田的实际出发，去了解新情况、研究新问题，采取新举措，开拓进取，夺取中原油田开发的新水平、高效益。 4、从我们油田的实践来看，凡是细分层系的油田，开发效果 就好。例如濮城沙一（不是细分，就 2 个层 6）、文中老三块、文东文 13 西 8、 9 细分的效果都比较好。 反之，层系划分较粗开发效果就差一些，特别是打乱层系的开发的效果更差，这已为实践所证实。 近年来，我们在老油田的调整或恢复工作中，凡是着眼于整体，立足于细分，增加储量动用程度的调整，是高效的调整，对于稳产和开发水平的提高起了很大作用，采油五厂实现 6 年以上的稳产、上产，就是在这种思路指导下，分类认识油藏，分类开发油藏，充分发挥更多油层作用的结果。三厂的调整、四厂文 95 块、文 33 块的调整都取得了好的效 果。他们的经验值得我们借鉴。调整中凡是未深入进行油藏再认识，零散的调整，简单的恢复，效果就不太理想。 这些方面我觉得还只是感性的认识，尚未上升到理性，成为理论还需总结、提升，去指导我们的开发。 5、桥口油田的开发值得我们思考 桥口油田的开发达到了低渗透极复杂断块油藏的一类油藏开发标准，被集团公司命名为“九五”高效开发油田。开发指标先进，依靠老区实现了“九五”到现在产量的稳定和上升，同时稳产基础得到了加强，递减得到了减缓，是值得认真思考的。开发数据如下： 项目 年度 年产液 (万吨 ) 年产油 (万吨 ) 含 水 (%) 采油速度(%) 年注水量 (万方 ) 递减 (%) 水驱储量程度 自然 综合 控制 动用 1996 4 997 998 999 000 001 以看出： 连续 6 年产油量实现了稳中有升，综合含水得到有效控制，真正实现了控水稳油。 在保持较高采油速度的条件下，自然递减得到了有效的控制，递减逐年在下降。 水驱控制储量、水驱动用储量逐年增加，增强了稳产基础，增加了可采储量，提高了采收率。 实施了有效注水、有效提液。把一类层的 低效注水量和产液量控制下来，把二、三类层的注水、产液提上去，实现了注水结构和产液结构的真正调整。 注水量和产液量不同程度的下降，产油量稳中有升，实现了降本增效，产量和效益的统一。 主要认识： 解放思想，转变观念，有一个符合客观实际的开发桥口油田的好的开发思路。 精细的油藏描述，科学化的油藏管理。在认识油藏上狠下功夫，真正体现了石油工作者的岗位在地下，斗争对象是油层。 不成熟的技术不用，不配套的措施不上。 桥口油田综合含水与采出程度关系曲线 先进、成熟、实用的技术，整体的、配套的主导的技术措施 是桥口油田开发好的又一个显著的特点。 主导的技术措施突出，就是狠抓分注、堵水、压裂等主导技术，并使其配套，整体的实施，形成规模效益。 注水：抓分注，在有效注水和扩大增加波及体积上下功夫。是二次采油的根本所在。 2002 年 6 月分注井 31 口，分注率 分注井日注能力 1258 方，占总注水量的 虽然注水量大幅度下降（减少的是无效、低效注水），但注水的质量提高了，开发效果并没有降低，这就是高效、高水平的注水。 堵水：封堵高含水井点或层，是动用二、三类层的前提，是增加存水率，提高注水利用率，扩大波 及体积，向油藏打进攻仗的有力的、高效的技术措施；是增产降本的措施；是我们采出程度低、含水上升速度快，治理控水的主要矛盾方面。 六厂这一进攻性措施，常抓不懈，成效显著。 项目 年度 井数 (口 ) 占措施工作量 (%) 当年增油 (t) 占措施增油 (%) 当年降水 (1996 4 8 1200 507 1997 16 55 5793 5085 1998 12 395 900 1999 7 935 745 2000 3 35 008 2001 9 613 200 合计 54 15889 当年平均日增能力 ，含水下降 平均单井增油 353 吨。 典型井： 桥 29堵水前后产出状况对比表 小层 分类 厚度 (m) 封堵情况 堵水前产出状况 油 /水 (吨 ) 堵水后产出状况 油 /水 (吨 ) 1(1) 产 2 下 2(1) 产 2 下 2(3) 产 2(4) 堵 3(3) 产 2 下 3(4) 堵 3(5) 产 2 下 3(6) 堵 0/ 4(6) 堵 11 层 液 ，增油 ，降低含水 66%），截止 2001年 6 月累积增油 4345 吨 。 压裂：通过储层研究和动态深入分析，在补充二、三类油藏注水能量的基础上，采用压裂新工艺，挖掘二、三类油层潜力。 取得了好效果： 井号 压裂 层数 厚度 (m) 压裂前 压裂后 日产液 (t) 日产油 (t) 日产液 (t) 日产油 (t) 桥 5 18 0 33 7 桥 18 0 36 0 18 0 212 29 181 29 6 计（ 10 口） 64 均单井 止 10 月份，压裂 22 口井，有效率 100%，工作 年产油 8080 吨，单井平均 367 吨，占总措施增油 我们强调的“四个优化”，优化方案、优化措施在采油六厂得到了体现和落实。 通过调查研究，我觉得桥口油田的开发很值得思考，很有针对性、现实性和可操作性，我们每个油田又都有每个油田的优势和好的做法，都应该总结交流，变成全油田的共同财富，把中原油田开发工作搞的更好。 总之，目前虽然总体上处于“三高”阶段，但各油田的情况不同，应以二次采油为主，着眼于扩大注入水的波及体积，提高采收率，要提高地质和工艺技术水平，依靠科技进步，配套 解决分注、增注、调剖、堵水、压裂等主导工艺技术的攻关和推广，早日形成配套的生产能力，提高油田开发的水平和效益。 三、树立整体意识，实现油藏的科学化管理 这项工作是不断挖掘油藏潜力，坐稳老区，增加后劲，保持油田持续发展非常重要的工作之一。 由于产量任务重，成本压力大，影响了我们更有序的工作，出现了一些薄弱环节。 基础工作欠帐，录取资料受到了影响，地下情况不是那么清楚，影响了方案配产、措施选择的准确性。 基础研究、专题研究、战略研究欠帐，影响了我们规划方案部署的质量，对生产一线形不成强有力的技术支撑。 运 用于中原油田的开发条例、油田开发的技术政策研究力度不够，使我们的技术管理、生产管理工作科学化、规范化的程度受到了影响。 搞好油藏的科学化管理，应加强以下几个方面的工作： 立足于资料的齐全准确，立足于油田地下情况的清清楚楚，是我们资源性企业，特别是油田主业一切工作的立足点和出发点，应该提高认识，转变观念，加大力度，把这项最基本的工作做得扎扎实实。 加大基础研究、专题研究的力度，增强驾驭油田发展变化趋势的能力，提高方案部署设计的质量，为科学开发油田和管理油田提供有力的技术支撑。 一切措施，包括打井、补孔、 压裂、堵水、下电泵、转注、调剖等措施，都必须产生于详细的油藏研究，产生于整体方案部署之后，而不是在它的前头。 由于种种原因，我们方案滞后，达不到上述的要求，满足不了生产急需，我们应该分期、分批地加紧工作，逐步地有安排、有部署地达到上述的情况，使开发有序地进行。 抓方案就是抓整体，就是抓系统、系统抓。在 1990 年左右，我们在老区综合治理中，采油三厂在老区调整中的“整体监测、整体编制方案、整体实施方案、整体观察研究总结”四个整体的经验，在老区治理中取得了明显的效果，现在看来仍有借鉴的意义。 要进一步地明确各级领 导、技术负责人的职责范围，重审和调整各类方案部署、各项技术措施、分级审批的权限，重审一口井、一个措施就是一项工程的概念，要严格把关，科学论证，慎重决策，跟踪实施，事后评估、验收、总结等，要有这样的程序，确保我们优化方案、优化措施的工作落到实处，使我们的油田开发更加科学化、规范化。 储量要分类、储层要评价。要分析各类储量、储层在开发过程中开发的特征、研究和试验各类储量充分动用的条件，制定出充分发挥各类储层的方针、政策和办法来。这是一项很艰巨、很重要、很细致的工作，要解放思想，勇于探索，重视实践，解决在油田开 发中不同类的矛盾，采取不同的办法和措施，去具体地分析，区别对待地加以解决，不能简单化和一刀切。 要建立经济储量、经济产量、可采储量和剩余可采储量的概念。还要建立这些储量和产量通过工作可以改变的概念。 油田开发到现在只用地质储量的概念，已经远远的不够了，如果只用这个观点去分析问题，就会出现误导，甚至会造成决策的失误。 有一个油田区块，一类层的开发状况是采出程度 综合含水 剩余储量占总剩余储量的 地质储量减去产出油量等于剩余储量），按照这个数据会得出主力层，也是主要的潜力层，会把 一类层当做挖潜的重点。如果从含水和采出程度看，二次采油阶段快结束了，剩余可采储量的采出程度已经很高了，剩余可采储量也很小了，特别是剩余经济的可采储量更小，因此，潜力虽然有，也不是主要的挖潜对象了，应着手准备三次采油的工作了。结论恰好相反。 要勤于思考，善于总结 20 余年的勘探开发实践，是我们非常宝贵的财富，不仅提供了巨大的物质产品，而且创出了很多具有中原特色的地质开发理论，指导我们继续前进。这次技术座谈会上大家的发言充分证明了这一点。 中原油田开发的对象油藏类型多，开发难度大，开发过程中暴露了很多深层次性 的问题。要解决这些问题，必须紧紧依靠科技进步，创出具有中原油田特色的不同类型油藏开发的模式和理论。 四、对有关注水工作的思考 1、中原油田属中、低渗透率油田，油藏的孔隙小，喉道细，因此油气层的保护应列为油田主要的技术政策之一，并且应贯彻到油田开发的始终。 这一点我也非常希望大家念念不忘中原开发对象是低渗透和胜利油田高渗透、大孔隙、粗吼道是有根本不同的，很多做法是不能照搬的。 注水工作是一项大的系统工程，更应该十分重视油气层的保护，使其不受污染。在注水的大系统中的每一个环节都应有明确的实施细则和操作规程，因为 一着不慎都会造成前功尽弃，满盘皆输。 中原油田的注水工作，领导重视，积极引进国内外先进技术，不断地攻关试验，集中了大量的人力、物力和财力，花了大力气，下了苦功夫，已取得了非常大的成绩和效果。但是从开发角度来看，注水开发的主动权，我们还没有完全真正拿到手，还有一些难题需要我们去解决，还有一些思路、做法需要我们去逐步理清、理顺，以使在注水开发中取得更好的效果。 2、注水开发中的两种思路 一种是非常注重注水前期油气层保护工作，加大资金的投入，确保油气层不受污染，水质要合格（是指的从水源开始到注水大站、注水计量站一 直到注水井井口，各环节上水质都合格），系统要科学合理，注入水要有双级精细过滤，操作要平稳，管理要严格，确保注水工作的主动。达到注水压力和油层状况匹配，为科学合理地开发油田创造了有利条件。 另一种思路是前期不十分注重油气层的保护，水质不能保持各个环节上都合格、稳定，操作、管理粗放，防止油气层污染的措施不够得力，资金的投入也不够，钱主要花在后边（换泵、打更新井等等），采用高压政策，通过注水泵的不断升级（ 203040）去争取注水的主动，满足开发要求。这将给开发带来一系列问题，这是一种投资更 大、开发更难、效益更差的思路，我们应当避免。 3、要重视选择注水井，重视注水井的试注工作 大量的实践证明，试注工作的好坏，直接影响油层会不会受到污染，搞的不好就会造成油层的严重污染，我们有经验，也有教训。 注水井试注前要测地层压力，做为试注设计的依据。要有试注设计和工艺技术要求，洗井液的选择（比重不能高于地层压力系数）不能污染油层，不能进入油层，要有进出口洗井液的计量监测，保持洗井液不进入地层；要有水质要求。试注过程要有监督到现场，严格把关，要有试注大表和施工总结，留下历史，分析、总结，研究待用。按照上述要 求达到了，就避免了油藏的污染。怕费事，图省钱，简单化处理就一定会污染油层。 4、注水井井口要安装精细过滤器，保证不合格的水质不得入内，要形成一个强硬的措施，加以确定，我以为这是科学的。 1980 年我在长庆油田时，总公司曾让我们对国外低渗透油田进行了考察，考察澳大利亚巴罗岛低渗油田，注水的经验之一就是注水站和注水井口的双级精细过滤，保证了注水的长期平稳运行，注水开发非常主动，回到长庆油田介绍了经验，采取了措施，同样取得了好的效果。井口的精细过滤，假如是合格的水，就是绿色通道畅通无阻，假如水质不合格，将会给你亮 红灯，不得通过，这就在最后一道关口保证了水质合格，油层不被污染。我建议我们应该采取这种办法和措施。 5、笼统的调剖会对二、三类油层产生污染和伤害，我建议对中原油田低渗透、小孔隙、细喉道的开发对象要选择性调剖，减少对二、三类油层造成伤害。笼统的调剖会对二、三类油层产生污染和伤害，随着开发对象的转移，将会给我们带来极大的被动和困难，现在，我们注水井井口压力有上升的趋势，就给我们提出了一个很重要的警告信号，我们应该认真对待。我建议笼统调剖改为选择性的调剖，专门解决突出层位的层间、平面矛盾问题。要集中力量搞好分注， 把分注的质量和数量都提起来，调剖不能代替分注，要在调剖的基础上搞分注，增注的基础上搞分注，实现更高水平的注水。 6、操作要平稳，管理要严格。要制定注水系统各环节的操作规程和管理实施细则。要从大量的、常见的、最基础的工作抓起。 从注水井的注水曲线上，看到压力波动大，开关井作业频繁，对水质油层污染是有影响的。 应有明确的实施、操作要求。 7、注水工作要依靠科技进步，开展科技攻关和先导试验，解决中原油田注水难的问题。 要研究科学的配产、配注原则和界限；研究注采平衡和压力平衡的关系；研究注水时机和注水方式的选择；研 究不同注水阶段合理的注采比和注采井数比；研究吸水指数的变化规律以及和油层物性的配伍关系；研究最大限度地提高注入水平面、层间波及的因素和条件；研究不同油藏注水和注气保持和补给能量的界限，开发的可行性；研究降压增注的条件和对策。依靠科技在注水工作中体现威力。 五、要研究和制定中原油田勘探开发一体化的程序和实施细则，创造中原油田勘探开发的软件平台 这一问题是根据对内对外的实际情况和需要提出的。 对内：预探、详探、滚动勘探、滚动开发、开发，各大阶段怎么界定又细分多少个小阶段，尤其是开发，开发初期、中期和后期每一阶段 的任务，应做的研究，基础工作，应录取的资料数据，应回答的问题，都有很大的不同。思路、方法、技术、管理都应该有科学、规范的标准，满足不同开发阶段的需要。 国家的，行业的、企业的规范与标准我们大体上都有，但实施过程中不够熟悉，不够规范，不够统一，不够标准。例如井别问题；探边测试问题；资料井取芯井问题；开发试验和高压物性等问题；试油、试采、试注问题。 又如处理甩开和集中的关系问题 在一体化过程中开发要早期介入 ,怎么介入、何时介入，任务是什么？勘探要向开发延伸，怎么延伸。等等。 这是在实际工作中经常碰到的很具体的问 题。 对外：需要有我们自己的理论，去宣传说服别人，使他们认识到中原油田的情况，在工作中才能理解我们，支持我们，共同把我们的事情办好。 1999年度部署我们上报的工作量和投资与总公司初步下达的工作量和投资相差很大，局领导让我去总公司汇报工作，争取更多的工作任务和投资，总公司减少的工作量其中有一项是滚动勘探的十几口井位，我申诉了原因后，他们立即把这部分的井数完全补上。这说明双方还缺乏沟通、理解和共识。对我的触动很大，也就有了上述的想法。 我们已经有了 20 多年的勘探、开发实践，这是非常宝贵的，完全有条件、有能力、总 结出具有中原特色的勘探开发一体化条例和实施细则，去指导中原油田勘探开发持续发展，向更高目标迈进。 勘探要实施“突出预探，重在发现，择优探明，重在效益”的原则。这是我们寻求的目标和愿望。 近几年勘探工作取得了很大成绩，后备资源不足问题得到了一定的缓解，当前突出的问题是探明储量转化为开发动用储量比例低，开发的难度大效益低。如何解决这一难题呢？我想思路应该是紧紧依靠科技进步。面上拿储量，点上搞试验（突破），总公司建产能不批准，开辟先导试验区，攻克深层低渗难关，解决开发效益问题应该同意。 先导试验按以往的搞法不行， 必须要有新思路、新要求。 先导试验区方案必须精心设计，解决代表性可行性问题，要有总体设计，还要有地质工艺技术，钻井、地面、经济等配套方案的设计，要有风险分析及对策。 先导试验要解决的问题，或者说试验的目的是。 地质上要解决层系、井网、能量保持，单井产量等开发主要问题。 工艺技术、钻井工艺、地面设计要解决配套技术问题和设计问题。 科学技术、经济指标问题。 总体应达到降本增效，难采变有效开发的大问题。 依靠科技必须采用各行各业最先进最实用的技术，必须是降本增效。 试验是第一位的，拿产量是第二位的， 产量服从试验。 要有取资料的明确要求，建立严格监测观察系统。 专项资金、相应的组织机构、出台相关的政策和管理要求。 我们老区的先导试验、三次采油的先导试验都应该按此要求进行。我认为这是我们第二次科技攻关会战的一个重大课题，是科技攻关与实践、效益结合非常紧密的一个课题，试验必须依靠科技，以科技为最大的支撑，科技必须面向试验，解决试验中的难题。 只要我们解放思想，挑战极限，振奋精神，坚持不懈，紧紧依靠科技进步，就一定攻克这一难题，长庆油田开发的实例就证明了这一点。 最近冯建辉总地