开发管理会孔经理讲话LEO

1 解放思想 转变观念 统一认识 全面开创油气藏经营管理工作新局面 （提纲） 这次召开油气田开发管理座谈会的目的 ， 是通过对 油田开发管理 工作思路的实践情况进行总结，在解剖典型，交流经验的基础上，进一步解放思想、转变观念，统一认识、规范管理，为全面开创油气藏经营管理工作新局面奠定基础。 会上， 7 个油气生产单位 和地质 院、采油院 从油气藏研究与调整、 技术 配套、 开发 管理等 方面 介绍了 很好的经验和有益的 做法 ， 开发管理部、油气技术部 、 监测中心 就如何加强油藏管理、工程技术管理、油藏监测等工作 做了专题发言；通过分组讨论，各厂进行了 表态发言。三天的会议基本达到了预期的目的 ，希望各单位、各部门进一步提高认识，加强学习和实践，自觉地贯彻落实会议精神 。 借此机会 ，围绕油田开发管理工作谈三个方面的问题。 一、 油田开发管理工作 取得的主要成果 针对油田开发中存在的 递减大、稳产基础差、成本费用高的 矛盾和困难， 以 科学 管理、有效 开发 为 目标，提出了树立油藏经营 管理的 理念，“实行四个转变、强化三项工作、调整三个结构”的开发 管理 思路。通过一年的实践，主要取得 了 三个方面的成果： 一是实行四个转变，油气藏经营管理意识逐步树立，工作重 心 开始由抓生产转向抓开发 2 油气 藏经营管理是一项复杂的系统工程，涉及了技术、经济、管理等方面的内容。由于长期受计划经济的影响，真正意义上的“油公司”体制还没有建立，过去对于油气藏经营管理的理解基本局限在概念上，但对采取什么样的方法和手段才算最有效认识不深，对如何依据油藏实际情况，依靠有效的人才、技术和资金，通过优化生产，以最小的投入从油藏中获取最大的利益理解不透。通过实行“四个转变”，对油气田开采企业究竟应该抓什么最有效才逐步有了认识，思想观念发生了变化，主要体现在： 效益第一的观念得到强化， 决策优化、运行优化、经营细化的工作逐步得到落实 。 首先 对新区 进行了 优化，对储量不太落实、开发风险大的区块 查 9 块、濮 138、桥 36、文 99 南块、文 257 块进行 优化调整，降低开发风险。 同时 对老区综合调整治理方案不落实的区块和工作量，坚持方案成熟一块调整治理一块的政策，在工作量实施上采取了整体部署、分批实施的原则，根据跟踪分析情况适时优化工作量，确保效果和效益。按照 “ 措施前 预 算、措施后评估 ” 的原则优化 调整 措施结构， 控制 压裂、笼统下电泵提液、调驱等 高投入措施 ，加大结构调整的措施和细分、转注 工作量，细化分析成本费用并严格控制，遏制了成本费用快速增长的势头 。 开发的 观念逐步增强， 开始从抓生产转向抓开发。 没有油田开发就没有生产运行， 而开发 管理的重点在 油藏静态、动态的 研究 ， 在 优化调整治理 方案，生产管理在 开发 管理中所起的作用是组织好方案的实施 和日常管理 。通过转变观念，逐步培养了从重视基础工作开始，精力用在 3 地下 、 眼睛盯着油藏，立足于资料的齐全准确、认识的清清楚楚，依靠扎实的油藏研究指导决策，科学的方案、部署指挥生产。由原来的只注重增产措施逐步转向改善整个油藏 的 开发 状况 ，在措施挖潜上由注重单井、井组转向整个油藏，由注重短期增产效果逐步转向 减缓递减、增加可采储量 。而不是象以前那样 ，精力用在措施，眼睛盯着产量，依靠堆工作量，定指标，天天组织会战来搞生产。 重油轻水的观念逐步转变，开始从抢产转变为抓稳产。 注水工作力度开始加大， 2004 年注水工作量增加 100 井次， 2005 年安排又比上年增加 118 井次。今年 1份， 全油田实施 注水井措施 626 井次， 油井措施 714 井次 ，注采措施井数比为 1： 采油三厂实施注水井措施工作量 124 井次，油井措施工作量 71 井次；采油五厂实施注水井措施工作量 81 井次，油井措施工作量 70 井次； 采油 六 厂实施注水井措施工作量29 井次，油井措施工作量 25 井次； 这 三 个 采油厂实施的水井工作量已经超过油井。 二是强化三项工作，老油田分类调整治理见到效果 通过油藏精细研究，搞清剩余油分布规律，明确挖潜方向，增强了油藏分类调整治理的针对性；井况治理 、 分层注水 、 调堵改层技术配套完善，为分类调整治理提供了手段。 首先 编制了三年油藏精细研究计划，为中原油田的 可 持续发展提供保障。厚层层内非均质油藏精细描述方法取得进展， 对剩余油分布 采取定性与定量、动态与静态、分析与监测相结合的 综合 方法 。 2004 年对 17个单元进行油藏精细研究，覆盖地质储量 9947 万吨，为 2005 年编制调 4 整治理方案打下基础 。 同时 根据科技攻关会战的统一部署，按照整体推进、突出重点、分步实施的原则，制约油田发展的四项瓶颈技术取得突破，套管损坏防治技术配套完善；高压分注技术取得突破，特殊井况分注技术取得积极进展，分层注水技术实现了规模化实施；调剖 卡堵水 技术配套完善；凝析气藏开发技术研究成果对天然气开发具有重要指导意义。 2005 年 整体调整治理共编制方案 31 个，覆盖地质储量 ，占55%，预计通过 1447 井次工作量（调整井 92、更新井 29、开窗测钻 50，油水井配套措施 1276）的实施，水驱动用程度由 50%提高到 55%，自然递减由 24%下降到 20%。目前完成 了 工作量的 45%（ 654 井次），水驱动用程度提高 了 2 个百分点 ，自然递减同比下降 了 百分点，区块开发效果均得到不同程度的改善。 文 15、文 51、濮城西区沙二下，明 6 块、胡 5 块等 5 个单元的调整治理情况在会上进行了交流，这些单元都是在精细油藏研究的基础上进行分类调整治理，在实施中强化了工艺技术集成配套，实施后效果明显，很有代表性，值得大家借鉴。 三是通过结构调整，油田开发形势逐步好转 “三个结构” 调整 见到较好效果 ， 自然递减和能量下降得到有效控制， 稳产基础 逐步 增强。注采完善及低渗透 增注增加有效注水量 117 万方，封堵、调剖、分注、调配等控制低 效、 无效注水量 337 万方， 注水量同比减少 220 万方，平均日减少 方， 注水有效率从 86%吨油耗水量由 下降到 ，下降 /吨；水驱控 5 制程度达到 提高 百分点，水驱动用程度达到 50%，百分点；动液面由 1438 米上升到 1382 米。 同时带动了产液结构的调整， 低无效产水量减少 、 综合含水稳定 ， 产液量同比日下降 3905 吨，阶段减少 71 万吨，综合含水基本稳定在 89%以内 ， 自然递减 同比下降 百分点；综合递减 同比下降 百分点。 老井增产措施同比减少 58 井次， 措施产量所占比例同比由 降到 高投入低产出的措施得到有效控制。 2004 年 压裂工作量减少 124井次，比例由 2003 年的 降到的 增产比例由上年的 降到当年的 今年得到进一步控制，井次同比减少 66 井次，占措施增产比例下降到 笼统提液、 高投入低产出 的 下电泵措施也得到控制，同比由 28 口下降到 9 口 ， 长效措施得到加强， 堵水措施同比增加 33 井次，占措 施增产比例由 加到 大修同比增加 6 井次，占措施增产比例由 加到 四是涌现了一批 管理上的 亮点 围绕油气藏经营管理，各家都进行了一些有益的探索和实践，在 采油厂 、采油区 等 不同层面 都涌现了一批典型，这些亮点为大家指明了方向，进一步增强了我们的信心。 采油三厂 ： 按照油气藏经营管理的要求，转变观念，抓住主要环节，理顺关系，建立技术决策、生产运行、生产保障、经营考核、监督督察等五个系统，通过强化管理， 扎实工作， 自然递减大幅度下降，顺利实现了通过抓稳产促超产 、抓油藏促经营 的目标。 6 采油五 厂 ： 围绕 油气藏经营管理 这个中心，建立 了 量化评价管理体系，按照项目管理的思路 对系统 进行整合，通过成立油藏经营管理项目组，实现了“四个一体化管理”： 开发措施 、成本、效益一体化， 地质 、工艺、管理一体化，地下、井筒、地面一体化， 经营 效益和个人效益一体化。 采油 六 厂： 坚持抓稳产基础不动摇，强化逐块分类注采调整和油藏动态管理，开发管理工作不断创新 。 采油一厂采油五区：建立自然递减分因素控制管理体系，将自然递减的影响因素分解为 7 类、 27 项、 162 个控制点，由区、站、岗位工分级 控制 管理， 将结果 与薪酬挂钩，见到了良好效果。 采 油二厂采油七区：对新体制下的管理方法进行了探索，摸索出了“三个结合、二个到位、三个清楚、五个到层”的注采分析管理制度。 采油三厂马寨采油区：抓住资料录取、注采管理这两个重点环节，对如何理顺体制机制进行了积极探索。 二、 目前 开发管理工作 存在的突出问题 在 看到 成绩的同时，我们必须认识到目前还存在 三方面 的问题： （一）“四三三”工作思路的实践程度，落实深度、广度不 够 部分单位、 部分的领导干部和专业技术干部 的思维模式、工作方法还没有完全从习惯定式转移到油气藏经营管理上来。 油气藏经营管理观念 不强、认识不到位 ，只追求短 期 效益 ，眼睛只盯着新井、补孔，零敲碎打，靠堆油井工作量、组织会战来抓生产，没有把足够的精力、人力、财力集中到解决 油藏的认识和油藏的有效 开发 上来 。在抓油田开发的过 7 程中，还没有形成一套按照方案组织生产的思维模式，即：通过抓基础研究、抓油藏监测，深化油气藏认识，搞清剩余油分布规律，在此基础上分类调整治理挖潜，形成方案 和 部署，按照方案部署组织生产。年度开发部署的编制，用规划代替部署，与油藏脱节、与客观实际脱节， 开发单元的调整治理工作中，油藏工程方案与采油工程方案结合不够、针对性较差，淡化地面技术改造方案， 在开发生产 中不能发挥应有的作用。 在具体工作中，还没有形成通过抓开发来抓生产的习惯，对“四三三”开发思路自觉实践的不够，落实的深度、广度不够。转换观念、调整结构的 油井 措施工作量实施的还比较少，所占的比例仍然很低 。 6 月份，全油田调整结构的油井措施只占油井措施的 其中：一厂 二厂 三厂 四厂 五厂 （二）基础工作仍然十分薄弱 油藏 基础 研究工作薄弱，对开发规律的认识 不到位 ，资料的齐全准还有差距，不适应 精细 开发 管理 的需要。油藏监测针对性 不强 ，综合分析应用不够。层间动 用状况、固井、井斜的监测 缺乏 针对性，高压低渗透油藏的监测技术 还 不配套 ； 生产动态监测反映不出开发生产的变化趋势，剩余油监测弄不明油水分布，对油藏的认识缺乏坚实的基础。 油藏精细研究不能满足调整治理的需要。对不同级别构造断层的展布规律、储层的分布规律 、 层间动用状况及开发主要矛盾 还缺乏全面的认识。 开发技术 经济 政策研究不够，不能 很好指导老油田不同类型油藏高含水期有效开发， 对油气藏 开发 缺乏长远的规划，不能为油田开发部署提供准确的依据。油藏监测资料不齐、油水井资料录取不准、油藏分析资料不 8 全的问题仍然十分突出，基础资料的录 取、管理工作还需要进一步加强。 （三） 油气藏经营管理体制、机制不够完善 目前我们的 油气藏经营管理体制、机制还不够完善， 主要体现在： 分公司 内部 ， 油气藏经营管理 还不完全到位， 技术 决策 、 技术管理、经济 评估 、 优化实施的制度还不完善。 采油厂 作为 油藏经营管理的主体，目前决策管理、生产管理、经营管理、内控管理等四个层次的系统还没有完全到位。撤矿之后，采油区的 职责落实不到 位 ， 配套的制度还不完善。 如何结合中原油田的特点，建立一套完整的油藏经营管理运作模式，还需要做进一步的工作。 三、 对油气田开发 管理 工作 的 要求 油气藏经营管 理不是一个时髦的名词，它有十分重要的现实意义和具体的内涵。上个世纪 80 90 年代，当世界油气资源新发现的难度越来越大，开发的主要对象逐步转向难开发油气藏时，人们发现过去的管理模式很不适应，依靠某一个专业、某一项技术都不能解决问题。借鉴项目管理的科学方法，经过大量实践和反复研究，逐步形成了现代油气藏经营管理的概念和模式。概念：以具体油气藏为对象，综合应用现代有效的方法，最大限度地获取经济效益或进行经济有效的开采。原则：经济效益第一的原则、多学科协同原则、全过程时间连续原则。 油气藏经营管理不是日常的生产管理， 也不是单纯的技术管理，它包含了经营的内容和综合的方法。油气田开发效果的好坏 、效益的高低，取决于人们的认识与地下情况相符合的程度，以及采取措施的针对性和有效性。在油气田开发这个系统工程中，正确认识油气藏是基础、合理 9 的开发策略是前提、科学的方案是关键、集成配套的 技术是手段，精细的组织管理是保障，增储增产增效是中心 。这六个要素是油气藏经营管理的重要内容。 对于新区建产能，其重点是如何高效开发的问题；对于已开发老油田，其重点是如何优化调整治理、挖潜增效问题。 搞清了油气藏经营管理的基本问题，我们才能真正理解其实质，抓住 重点，组织好工作。 （一）解放思想、转变观念 ，促进油田持续有效开发 思想决定出路，思想解放必将带来观念的转变和思维的开阔。油气藏开发管理只有更好，没有最好。要结合油田勘探开发实际，敢于打破常规和陈旧观念，勇于 探索 、否定自我，善于理论创新、思想创新，以开发 实践 促进认识水平的提高，用新认识指导开发实践，努力提高驾驭复杂断块油藏 和低渗透油藏效益 勘探、 效益 开发的能力。油气藏经营管理要 坚持“储量、产量、投资、效益”相统一的原则，把油 气 藏资源当做企业资产来经营和管理，积极探索管理新模式，追求成本最小化，效益最大化，以最 小的投资、最低的生产作业成本谋求最大的油藏开发效益。 一 要 辨证思维，科学认识油田潜力 ，增强持续有效开发的信心 油田开发的过程是一个对油藏不断深化认识和不断调整挖潜的过程 ， 随着开发程度的提高，影响油田开发的矛盾和问题将更加尖锐，增加了调整挖潜的难度。中原油田的问题主要是构造复杂、断块零碎，含油层系多、储层差异大、非均质性强，平面、层内、层间矛盾突出，井网不够完善，工艺技术不能全面适应开发需要等，影响了油田的开发效 10 果。 辨证地看，开发中存在的问题和矛盾不是一成不变的，潜力往往就蕴涵在各种错综复杂的问题之中。解决 了现阶段存在的问题，油藏的潜力就会得到解决和发挥。中原油田目前的采油速度、综合含水、采出程度等开发指标表明，大多数油田正处于比较好的开发阶段，挖潜的空间很大。 1、 未动用储量潜力 。目前，中原油田未动用储量 12386 万吨，其中较落实的单元 98 个，储量 7299 万吨，待落实单元 33 个，储量 2345 万吨，待核销单元 24 个，储量 2742 万吨。利用难采储量开发新政策，采用新机制，每年可动用 1000 万吨以上。 2、 已动用储量剩余可采储量潜力 。目前， 已动用储量 剩余可采储量3596 万吨，主要集中在中渗透油藏的二、三类层和低渗 透油藏。中渗透油藏二、三类层 剩余可采储量 986 万吨，占 低渗透油藏剩余可采储量 1834 万吨，占 这两类潜力共占 3、 进一步 提高采收率潜力 。提高水驱采收率潜力为 增加可采储量 2727万吨。其中，低渗透占 中高渗透占 4、降低递减的空间大。 虽然 近几年 自然递减有所下降，但仍然比较高， 2004 年 中渗透油藏自然递减在 21%，常压低渗透油藏自然递减在 22高压低渗透油藏自然递 减在 33%。中渗透 油藏 和部分常压低渗透油藏开发状况相对较好 ； 高压低渗透油藏开发状况差， 递减大 。高压低渗透油藏 共有 33 个单元，储量 9409 万吨， “十一五”安排层系井 11 网调整 19 个单元，储量 5509 万吨。通过 调整治理有条件 改善 开发状况 ，减缓递减。 5、 三年攻关促进挖潜。 科技攻关解决了制约油田开发的瓶颈技术，为我们 今后 挖潜 提供了 手段。 只要坚定信心，潜心研究，落实潜力层分布情况，制定科学的针对性的开发措施，在产液结构、注水结构上下功夫，通过精细注水、工艺技术进步，让低渗透油层吃“细粮”，提高二、三类层动用程度，中原 油田的开发效果将会得到不断改善和提高。 二 要增强“四个意识” ，促进开发管理工作的不断深化 增强开发 管理 意识，一切工作都要落实到开发油藏、管理油藏上 ，深化 地下、井筒、地面、综合治理配套完善， 其工作重心要由完成短期生产经营任务转向改善油藏长远开发经济效益为目标 ；增强科技是第一生产力意识，努力实现技术进步 、技术集成 和油藏经营管理的有机结合；增强 经营 意识， 优化方案、 优化投资 、 调整成本投向，依靠挖潜增效和细化管理降低成本；增强 发展意识 ， 依靠 增加可采储量实现 油气 稳产上产，缓解生产经营的矛盾，提高开发效益 。 一切工作都要围绕油藏经营管理这个核心，经常性地“回头看”，审视得失成败之处，保持和发扬工作中的做法和经验，创新思维，细化目标，优化方案，抓好运行，促进油藏经营管理 水平 再上新 台阶 。当前，开发管理的重点 要细 化油田注水管理，由单井点高强度注水变为多点、多方向、弱强度注水，以注水结构调整为龙头，带动产液结构、措施结构、产量结构和成本结构的合理调整，切实把开发工作重心转移到 改善 12 储量动用状况 、精细注采管理、 合理恢复油层 压力 、 降低自然递减、提高开发效益上来。 三要 统一认识， 潜心研究， 正确 处理和把握开发上的一些重大问题 1、关于油藏分类治理问题 要转变 将开发问题简单化的观念，针对不同类型油藏、不同开发阶段，深化油藏开发状况的认识，有针对性地采取措施，进行分类治理。开发思路必须适应开发现状 ， 中原油田的特点是油藏类型多、含油层系多，开发中“三大矛盾”更加突出，开发 治理 技术政策也应有所不同。要科学把握分类油藏特点，抓住制约油田开发的主要矛盾和根本问题，实行油藏分级分类管理。针对不同类型的油藏，制定切实可行的调整治理方案和注采管理措施，使开发差的单元变好，开发好的单元管理更细。高含水单元要认清潜力、调堵结合、细分开采，提高二、三类层 的动用程度；零碎单元、边角地带要重点加强注采配套完善，实现注水开发。要慎重选择油田开发后期采用的措施手段，不能将开发问题简单化，草率转注、增注、提液、堵水，短时间内经历多个开发阶段，使开发生产步入恶性循环。同时，也应该认识到 ，调整治理受认识、资金、技术的限制，也不是一次能完成的，因此，对待一个油藏或一个单元，要理性思考、突出重点、优化治理、整体推进。 2、关于井网问题 经过 20 多年的开发，老区井网密度逐年增大。为保证国家能源需求、改善开发效果、提高经济效益，对老油田、老井多次实施油气上产、稳 13 产等一系列措施， 井筒反复“动手术”，加上特殊的地质构造特征和 盐 层展布特点，导致部分油田井况恶化，开发井网不够完善，油气储量动用差。从理论上讲，注采井网永远不能满足油田极限开发的需要，不可能也不必要在老区 无限制地 打新井。要统筹投入、产出对比状况，充分认清油藏开发潜力和下步挖潜方向，在老油田局部优化注采井网、实现精细开发上下功夫。而当前大部分油田井网密度、单井控制储量状况可以满足工作需要，关键是如何解放思想，开动脑筋，利用好现有井网、开发好已动用储量。确因井距大，老井报废，损失产能、控制储量和水驱储量时，可根据需要，科学部署开 发井、更新井和调整井等。 要 转变依靠多打井解决开发问题的观念，树立充分利用老井，搞好层系井网综合调整的观念。复杂带的挖潜要尽可能利用老井侧钻，老区新井要逐步转向以注水井为主。 3、关于注水问题 当前油田注水工作存在的主要问题，一是注水井点不够，很多区块没有注上水，水驱控制程度、水驱动用程度不高 ； 二是已经注上水的区块普遍存在“点强面弱” 、“层间注水差异大” 的现象，油井来水方向单一，单层突进、舌进等问题突出，“三大矛盾突出”加剧，没有注好水 、注够水 。 因此 要牢固树立“没有注水就没有开发”的思想，认真分析各区块、单元 的储层特征，因块、 因层、 因时制宜，一块一策。当前，要加强区块早期注水，保持充足的地层能量；通过转 换 注采井别，改变注水层位，加强水井分注，减少笼统注水，重组注采井网，多井少注、点弱面强，提高水驱程度 ，改善水驱动用状况，充分挖掘剩余油潜力。 同 14 时， 要 转变大井段合注合采的做法，切实把减少层间干扰、增加水驱动用储量做为工作方向。 合注合采生产方式极易引起开发井层间干扰、层内倒灌，又不易控制注水井吸水强度、注水方向，导致注水结构、产液结构不合理，对油田开发的适应性较差，不利于油田的科学高效开发。要立足于注采“一对一”、“ 多对一”开发，纵向改层，横向增加注水井点，敢于转 1 口保 1 口，抓好单层注水试验，用最简单、最直接的方法解决开发上的分注难题。 4、关于 有效 提液问题 国内外油田开发证明， 油田开发后期 单纯实施提液措施，强注强采，放大生产压差，容易 使 见效油井单层突进、高气油比井脱气，从而带来综合含水上升、驱油效率下降等 恶 果，降低了开发效益和最终采收率。 要认真研究油田开发动态， 分析 落实自然递减 大 的真正原因是能量问题还是含水问题， 分析认识井区、单元开采的不均衡性，转变笼统提液的做法，不能简单地把 提液 作 为上产增产的手段，应该把提液做为 解决平面开采的不均衡性 、 减少层间干扰 、 提高二三类层动用程度，改善开发效果的重要措施，因此要注重有效提液 。提液要在注采完善、注水见效的前提下进行，既可满足地下动态变化需要，又要控制含水上升和能量下降， 尽量避免因提液加大平面、层间矛盾，加大递减。目前来看，产液结构极不合理，要 立足通过注水结构调整促进产液结构的调整，以有效提液、有效注水改变开采状况。 5、关于低渗透油藏（层）注采比问题 转变以注采比 1 作为判别注采平衡的标准，以油藏 实际 需要为原则， 15 研究合理的注采比，保持好、利用好能量。 高渗透油藏（层）地层压力对注 采比反应比较灵敏，关系比较有规律，和理论计算比较接近。 但 低渗透油藏（层）情况复杂，地层压力对注采反应比较缓慢，需要保持较高的注采比。中石化已开发的 199 个油田，有 42 个油田累计注采比大于 1，主要以低渗透油田为主。大庆外围低渗透油藏，累计注采比普遍较高，大庆油田研究院对朝阳沟数模结果认为累计注采比需达到 能保持地层能量。马西深层， 1987层压力仍然持续下降， 1991 年把注采比提高到 3，地层压力才回升， 1998 年累计注采比达到 同一开发区块，高渗透层的地层压力与注采比的关系比较符合物质平衡规律，但低渗透层也不同，需要较高的注采比，如大庆萨北开发区，而开采差油层的井网累计注采比高达 层压力仍然远低于原始地层压力。 目前低渗透油藏（层）普遍存在高注采 比 现象，但造成高注采比的机理尚不完全清楚。目前认为主要有三方面原因： 1、低渗透油层孔吼细小，渗流阻力大，能量消耗快，传导速度慢，滞后现象严重； 2、高压注水（或压裂）使油层与非油层串通，形成砂层甚至泥岩吸水； 3、注水井附近地层可能形成高压区，消耗了部分能量。 中原油田低渗透油 藏储量 吨，占 吨，占 由于低渗透所占比例较大，注采比与地层能量不匹配的矛盾 看起来 比较突出。低渗透是我们挖潜的重点，对待低渗透油藏（层），首先要 在 研究合理的层系井网 （ 井距、注采井数比非常关键 ） 16 的基础上适当调整 ；同时 在日常管理中， 要引入“有效 注采 比”的概念，不能简单地计量 注采 比， 要准确地计量井组、井区、井层的 注采 比，地层压力测试分析要有针对性， 只有这样，才能 研究好恢复地层压力与 注采 比的关系 。 要以油藏压力的升降作为注采是否平衡的依据，合理保持地层压力，有效 利用能量，逐步改善开发效果。 （二）进一步提高认识，扎扎实实抓好开发基础工作 基础不牢，地动山摇。必须充分认识基础工作的重要性。 地质基础研究是一项基础性、根本性的工作，只有强化基础研究，认清构造储层展布，加强油藏动态监测，落实油水分布状况，把握开发规律，才会有科学的开发措施。 要突出重点，围绕 油气藏研究、开发技术经济政策、方案 、基础管理 这 四 个方面开展工作。 油气藏研究： 坚持有所为有所不为，采油厂地质研究所要集中精力搞好构造储层等基础研究工作，进一步深化油藏动态和静态认识，立足于动静结合 、 室内分析与监测相结合的 原则 综合研究油层累计动用状况 ，为 油藏调整挖潜、综合治理 提供可靠的依据。勘探开发科学研究院要加强构造储层、沉积微相 、剩余 潜力 等 方法研究和 规律 性 的研究， 同时，注重区带整体解剖评价， 加大滚动勘探力度， 努力发现新层、新块、新区带，增加油气储量。 开发技术政策研究： 勘探开发科学研究院要加强不同类型油藏不同开发阶段开发技术政策研究， 指导 油气藏 的有效开发，编制好长远开发规划 。 方案编制： 分类调整治理要强化开发政策论证和经济评价，严格按 17 照技术规范，精心组织 开展 研究。 同时 要建立严格的审查制度和方案后评估制度，对优秀方案进行奖 励；对不符合实际情况，效果差的方案，进行问责追究。 采油工程方案是采油工程和开发地质结合的载体，不做采油工程方案就无法进行技术集成，采油工程方案要纳入到开发部署之中。采油工程方案要充分利用油藏工程的研究成果，分析油藏的问题、矛盾及潜力，优化工程技术 。 同时在经济上进行多方案对比，综合优化，集成应用，做到科学实用、安全可靠、经济可行。 基础管理 和注采管理 ： 一要 加强资料管理，使资料的录取，整理、审核、上报各环节都处于严格的监督 之下，坚持油水井旬分析制度，建立旬度分析台帐，发现问题及时解决 ； 二要 对油气水井进行分类 管理 ，开展生产制度与生产管理措施调查，分类制订切实可行的管理措施 ，加大动态分析和注采调配管理力度 。以躺井治理为突破口，大力推广“三大一小五防两配套”的成熟工艺技术，减少躺井与维护作业造成的产量损失 ； 三 要 强化从变压器 井口 计量站的地面设备和管线的维护与管理，把地面原因造成的“事故油”损失降至最低 ； 四 要 制定基层队伍建设的统一标准，在做好内部调查、外部考察的基础上，对比找差距，配套完善软硬件建设，逐步促进基层队伍人员、装备、施工及资料管理的制度化、标准化，树立典型，创出名牌，提升基础管理水平 。 通过以上工作，促进 基础 管理向精细化、科学化、规范化的转变，全面提高基础管理水平。 （三）按照 油气藏经营管理的要求，科学组织 开发管理工作 1、 建立分公司层面的系统管理机制 18 油气藏经营管理整体框架： 分公司是利润中心，总体按油公司模式运作，为油气藏经营管理的具体组织机构。负责对采油（气）厂油气藏经营管理的组织、指导和监督；负责勘探、开发方案，采油（气）厂油藏经营管理方案的审查、批准和考核；负责经济活动的市场管理监督。 2、建立新型的采油厂（区）管理体制 采油厂作为油藏经营管理的 责任 主体，首先是开发单位，其次才是生产单位。按照 开发管 理的要求，应建立“ 四 位一体”的运作机制 ： 建立以技术决策、开发管理为中心的决策管理机制，完善效益预测、论证、分析、评价体系，优化方案设计，减少工作失误。 建立以调度、生产运行为中心的生产管理机制，抓好各部门之间的业务定位、工作组织和衔接，减少跑冒滴漏，提高运行效率。 建立以投资成本预算管理、 成本指标 管理为中心的经营管理机制，建立完善全员、全过程、全方位控制成本机制，合理配置企业资源。 建立以工作质量监督 和效能监察 为中心的监控管理机制， 加大审计、监督、监察工作力度 ，确保工作效果。 同时，横向上要进一步明确职责 ，强化协作。 采油管理区是油藏经营管理的基本单元和 核算主体，地质、工艺研究所作为管理区的技术支撑，其它生产辅助单位为生产管理提供服务，机关专业部门行使管理协调、指导职能。 3、理顺关系，加强管理 油气藏 管理： 开发管理部 主要 负责 建立分级管理责任体系 、 油气藏开发项目 研究 管理体系 、方案 编制 管理体系、 产能建设实施管理体系， 19 油气藏动态管理体系，重点对 油气藏 开发 决策 进行 管理。 工程 技术管理： 油气技术管理部主要负责工艺技术配套和系统管理。要根据油气藏开发的需要，抓好 采油工程 技术 方案和地面工程技术方案；工程 技术方案要从油藏 出发，全面考虑可能集成的工艺技术，注重成熟技术的配套应用，整体改善油 气 藏的开发效果。 要坚持“所有工艺技术为油田开发服务”的原则， 从 一个 油田 、一个油藏、一个单元上考虑大的采油、采气工程设计 ， 解决开发生产中存在的问题。 要针对不同的油藏类型和不同油藏类型的不同的开发阶段所面临的问题，研究 工程 技术如何 提供 解决开发问题 的手段， 研究如何 对 技术 进行 集成 配套 、如何促进开发水平的提高。采油工程技术人员不仅要研究单项技术的工艺和技术改进，不 能只 解决一口井的问题， 而 要 通过 解剖，解决整个油藏 、油田 的开发问题，解决油田开发 中 反映出共 同性的突出 问题。 科技管理 :增强科技攻关的针对性， 明确技术创新的第一需求就是解决勘探开发生产急需的技术难题，树立没有效益的项目不立 、 没有推广价值的 项目不立 的科研意识 , 推 行 “一个整体， 两 个层次”的 管理模式，加大技术创新力度，完善科技激励机制 。 围绕中原油田开发部署，加强重点目标区的油藏描述与油