全面开创油气藏经营管理工作新局面

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 五年开发管理座谈会上的讲话 经过两天紧张的交流和讨论，中原油田 2005 年开发管理座谈会已经完成主要议程。一年来，我们提出了一些新思路，新要求，实践证明，油田开发管理发生了翻天覆地的变化，创造了很好的工作业绩，各单位也创造了很多的经验，提高了油藏经营管理的能力。这次开发管理座谈会，总结了油田一年来的开发实践，在解剖典型、交流经验、互相学习的基础上，进一步解放思想、转变观念、统一认识、规范管理，促进油田三年开发调整工作 的顺利开展。 会前，油田分管领导、有关部门做了大量的准备工作，各单位也做了大量的分析和研究。这两天大家作了很好的发言，总结了经验，提高了认识，达成了共识。 7 个油气生产单位和地质院、采油院，从油气藏研究与调整、技术配套与集成、经营管理等方面介绍了很好的经验和有益的做法。总体上讲，油藏研究体现了“精、细”的特点，对油藏动态、静态的认识不断深化，提高了准确程度，油藏调整体现了优化和集成，取得了很好的效果和效益。从 25 个经验材料可以看出，在开发管理各 2 个方面、各个环节都具备了很高的水平，这是一年来思想转变的成果，也是 工作实践的成果。 技术管理部、开发管理部、监测中心，就如何加强油藏管理、工程技术管理、油藏动态监测等方面做了专题报告，重点分析了目前的工作现状和存在的问题，明确了今后努力的方向，比较系统地对下步油藏管理重点、管理体系、工作机制、相互协作等方面提出了具体的要求，体现了管理的思想，也体现了机关处室职能的转变。三个报告都经过了油田领导的讨论，是会议的重要组成部分，各单位要对这三个报告进行全面仔细的分析研究，并认真实施，油田其他处室也要按照这三个报告调整职能，做好相互之间的配合。当然，三个报告也有不太完备的地方，可 以先试行，通过两到三年的运作，进一步调整完善，逐步形成一套规范的开发管理运行机制。再加上生产运行管理、经营管理，逐步构成一整套油藏经营管理的运行机制。 这次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，自觉地贯彻落实好会议精神。相关部门要对每一个报告中的认识和体会进行梳理，各单位、各部门也要进一步讨论和总结，进一步转变思路，从不同层面、不同专业研究如何加强协作配合，将工作重心放到精细油藏经营管理和深化调整上来。这次会议的方式很好，要形成制度，每年召开一次，会议上的各个报告要按科 研成果验收、评比和奖励。这次报告中部分未进行科研奖励的项目，要纳入今年的 3 科研项目进行验收评奖；经营管理方面的项目，要选出优秀的管理成果进行评奖，促进开发管理工作的深入开展。 借此机会，围绕油田开发管理工作，谈三个方面的问题。 一、一年来油田开发管理工作的简要评价 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，主要取得了四项成果。 （一）实行四个转变，逐步树立了 油气藏经营管理意识，工作重心开始由抓生产转向抓开发。 油气藏经营管理是一项复杂的系统工程，涉及到技术、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，对采取什么样的方法和手段最有效，认识不是太深；对如何依据油藏实际情况，依靠有效的人才、技术和资金，优化生产，以最小的投入从油藏中获取最大的利益，理解的不透。通过实行“四个转变”，对油田企业推广油藏经营管理逐步有了新的认识，思想观念发生了很大变化。主要体现在三个方面。 1、效益 第一的观念得到强化，决策优化、运行优化、经营细化逐步得到落实。 第一，新老区产能建设得到优化。优化调整 新区 ，对储量不太落实、开发风险大的区块 查 9 块、濮 138、 4 桥 36、文 99 南块、文 257 块进行 优化调整，降低了开发风险。优化调整老区，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方针，在工作量实施上坚持整体部署、分批实施的原则，依靠跟踪分析适时优化工作量，老区调整治理取得了较好的效果和效益。新老区产能建设方案的优化是今年油田开发的一大进步，通过明确哪些块调整、哪些块不调整，哪些块开发 、哪些块不开发，对每个区块的调整方向、路线、工作量进行了优化，保证了新老区调整工作的正常进行。虽然今年新老区工作量比去年减少了，但工作质量比去年更高了，调整效果比去年更好了。 第二，优化调整措施结构。按照“措施前预算、措施后评估”的原则，控制压裂、 笼统下电泵提液、调驱等 高投入措施，加大注采调整措施和细分到层、转注、调配工作量。 第三，细化分析成本费用，严格控制成本支出，遏制了成本费用快速增长的势头 。去年下半年，在油气生产、成本费用控制上达到了预期目标，成本费用比上半年节约近 2 亿元，刨除涨价因素后，去年下半年 成本控制在年初预算水平。今年上半年，各单位严格成本管理，严肃财务制度，与去年同口径对比，单位操作成本下降。各厂成本管理都比较好，除了由于机制变化与定额调整、作业费用有所增长外，其它费用控制都比较好。 2、开发观念逐步增强，开始从抓生产转向抓开发。 没有油 5 田开发就没有生产运行，开发管理的重点是搞好油藏静态、动态研究，优化调整治理方案。生产管理在开发管理中所起的作用主要是组织好方案的实施和日常管理。采油厂的经营管理、采油管理等方面也都体现了这一思想，油气生产单位首先是开发管理单位，其次才是生产单位，只有把开发工作 搞好了，才能把生产搞好，把经营搞好。从抓生产转向抓开发是责任前移，工作前移。油田上下通过转变观念，从重视基础工作开始，依靠扎实的油藏研究指导决策，精力用在地下、眼睛盯住油藏，立足于资料的齐全准确、认识的清清楚楚，通过科学的方案、科学的部署指挥生产。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。开发观念转变为下步搞好油田开发工作打下了很好的基础。 3、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年计划比上年增加 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，注采措施井数比基本持平。采油三厂、五厂、六厂实施的水井措施工作量已远远超过油井。采油三厂实施注水井措施 124 井次，油井措施 71 井次；采油五厂实施注水井措施 81 井次，油井措施 70 井次；采油六厂实施注水井措施 29 井次，油井措施 25 井次。这三个采油厂从元月份到现在，特别在年初，产量也都比较紧，通过调整工 6 作思路，从开发上、从注水上下功夫，抓住了生产的主动权。要抓好生产 主动权，必须先抓好开发主动权，希望其它采油厂也要转变观念，通过加强注采调整和开发管理，减缓产量递减，实现稳产或增产。注采调整、注水管理的投入与工作量，不能等到产量好时再实施，那样可能永远也等不到，必须转变观念。现在部分措施增油幅度并不太大，还存在许多低效井和无效工作量，油井措施仍有下降的空间。 （二）强化三项工作，老油田分类调整治理见到好较效果。 通过加强油藏精细研究，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；通过加强井况治理、分层注水、调堵改层技术配套完善，为分类调整治理提供了很强 的技术手段。 1、油藏精细研究水平不断提高。 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，对剩余油分布定性与定量、动态与静态、分析与监测相结合的综合方法得以推广应用。 2004 年对17 个单元进行了油藏精细研究，覆盖地质储量 9947 万吨，为2005 年编制调整治理方案打下基础。 2、三年科技攻关取得新成果。 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了突破。套管损坏防治技术得到配套和完善；高压分注技术取得突 破，在文南、文东油田投入应用， 7 虽然还未完全配套，但看到了曙光；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的指导意义。三年的科研攻关，为油田三年调整打下了很好的基础，必将进一步促进油田调整工作的深入开展。 3、今年以来油田调整治理初见成效。 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%。到目前，已完成了 45%的工作量，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、桥口、文南沙三上等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，值得大家学习、借鉴。 （三）调整三个结构，油田开发形势逐步好转。 “三个结构”调整见到了较好效果，自然递减和能量下降得到了有效控制，稳产基础逐步增强。采取注采完善及低渗透增注措施增加有效 注水量 117 万立方米，采取封堵、调剖、分注、调配等措施控制低效、无效注水量 337 万立方米，油田注水量同比减少 220 万立方米，平均每天减少 立方米，日注水量由 10 万立方米下降到 9 万立方米，下降了 10%；注水有 8 效率从 86%提高到 吨油耗水量由 降了 方米 /吨；水驱控制程度达到 提高了 百分点，水驱动用程度达到 50%，提高 百分点；动液面由 1438 米上升到 1382 米，地层能量保持了很好水平，转变了逐年下降的局面，呈现稳定的态势。日 产液量同比下降 3905 吨，综合含水基本稳定在 89%，自然递减 同比下降 百分点，综合递减 同比下降 百分点。注采结构的调整对自然递减的减缓和地层能量的保持和恢复，起到了很大的作用。 措施结构得到有效调整。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 特别是一些高投入低产出的措施得到有效控制，措施结构也发生了变化，并带动产量结构发生了变化。 （四）强化油藏管理，涌现了一批管理上的亮点。 围绕油气藏经营管理，各单位都进行了一些有益的探索和实践， 在采油厂、采油管理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，建立起了技术决策、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。 采油五厂 以油气藏经营管理为中心，建立了量 9 化评价管理体系，按照项目管理的思路整合管理系统，成立油藏经营管理项目组，实现了“四个一体化管理”，即开发措施、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、生产岗位分级控制管理，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、注采管理两个重点环节，对如何理顺体制机制也进行了有益的探索。 采油四厂、天然气产销厂 在气井管理方面也都有很有效的办法和措施。一年来，通过大家的努力，开发管理工作取得的新进展，见到了好的效果，取得了好的效益。 二、目前开发管理工作中存在的问题 （一）工作思路的实践程度、落实深度和广度不够。 部分单位、部分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，主要表现在三个方面。 1、 油气藏经营管理的观念不强、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，靠堆油井工作量和 10 组织会战抓生产，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调整上来，在抓油田开发的过程中，还没有形成一套按照方案组织生产的思维模式。今后，要通过抓基础研究、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。 2、方案优化和衔接不够。 年度开发部署的编制，往往用规划代替部署，与油藏脱节、与客观实际脱节。用编方案来应付批投资、批项目、批计划，由于编方案时是一个应付、粗放的状态，导致盲目性比较大，超前性、精细性的分析与优化做的不够，在实施中一看不行、不放心，又进行分析、调整 。在开发单元调整治理工作中，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好方案应有的作用。这个问题要引起大家的高度重视。这次会上开发管理部和技术管理部的发言，就是要重新定位管理职能，重新建立管理体系，只有作好油藏工程与采油、采气、钻井、地面工程的结合，才是一个完整的开发方案、调整方案。我们这方面的意识比较淡化，好象编方案就是为了立项、要投资、要计划，编方案的只管编方案，搞开发分析的只管搞开发分析，搞措施的只管搞措施，这是不行的，结合不好就无法运行。虽然现在的方案 取得了好的效果，但如果把油藏工程方案、采油工程方案结合更紧密，调整的效果就会更好、效益会更高。 11 采油工程也不能编方案的编方案，搞工艺的搞工艺，搞工艺的要在大的采油工程方案下，按照确定的工艺技术路线和原则来优化具体的单井措施，够做到上下一致。 3、没有形成通过抓开发来抓生产的习惯。 对“四个转变、三个结构调整、三项工作”自觉实践的不够，落实的深度、广度不够。从调整结构的目的出发实施的油井措施工作量还比较少，所占的比例还很低。注水结构的调整和产液结构的调整还没有有效统一起来，注水结构的调整力度较大，但其中一些不具有 科学性，有盲目行为；产液结构调整力度不够，很多高含水产液量还在采，很多低产量油井还在低效运行。 （二）开发基础工作仍然十分薄弱。 主要体现在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，主要表现在。 1、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，剩余油监测分析应用不够，对油藏的认识缺乏基础。虽然现在搞了一些监测，但资料的应用分析不够，在编方案、分析剩 余油时应用多一些，在日常注采管理、注采分析上应用少一些。再一个就是系统性差，有些单元的资料太零散，一些单元资料太少。采油二厂西区沙二下、文 51 块及采油三厂一些好的单元， 12 因为系统监测、整体认识，调整效果就比较好。 2、 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。认识不到位，就不知道怎样调整。一个油藏的开发矛盾、开发潜力是什么？怎么去缓解矛盾？怎么去挖潜才更有效？地质对这些调整的原则，把握上要差一些，调整的力度上又差一些，工艺的结 合再差一些，就无法优化采油工程的一些方式，达不到应有的目的。 3、 开发技术经济政策研究不够。 不能很好地指导老油田不同类型油藏高含水期的有效开发， 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。各采油厂都编了方案，制定指标的依据是什么？是不是凭经验。比如什么是合理注采比（合理注采比就是能够适应油藏开发需要，能保持地层能量恢复，还要控制好含水上升的注采比）？压力恢复是多少？幅度是多大？压力恢复快了不行，慢了也不行，降了更不行，每个油藏都有一个规律，违背规律就会影响开发效果。中原油田开发 20 多年了， 应该探索一些规律。许多问题还需要进行工程技术分析，采油工程、钻井工程要满足地质的要求，地面工程要满足采油工程的要求。重要开发措施，如压裂措施，如何与井网、井距结合，如何与注采压差结合，如何与含水上升、递减的控制以及可采储量的增加结合起来，这些还缺乏研究与认识。 13 4、资料不全。 录取资料的要求落实不够，作业、检泵、停产井很多，静压、流压等一些压力资料都没有按要求录取。许多改层、变化工作制度井的资料录取不全，油藏开发分析资料也不全，资料管理工作需要进一步加强。 （三）油气藏经营管理的体制、机制还不够完善。 主要表 现在： 分公司内部，油气藏经营管理还未完全到位，技术决策、技术管理、经济评估、优化实施的制度还不完善。在油田层面上还未形成一套很好的机制，不能适应加强油藏经营管理的需要。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、内控管理等系统还没有完全到位。另外，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。这次会议在这方面进行了一些探索，希望各单位要不断完善体制、机制，促进工作的运行。 三、油气田开发管理工作的几点要 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。这也是随着社会、工艺技术、管理思想的进步，国内外的一些油公司、企业逐步探索的一个问题。就是以油气藏为对象，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。具有经济效益第一的原则、多学科协同的原则、全过程时间连续的原则。这个问题看起来很抽象，就是要把一个油藏管理当作一个企业经营来运行。这 14 个企业经营包涵有储量资产的管理，特别是经济技术储量随油价的变化而变化；油水井资产管理；产成品的物流管理；开发决策的管理；生产状态的管 理。它包含了开发、决策、生产运营、经营核算等环节。所以说油田的企业管理就是要建立一套与油藏经营管理相适应的管理体制和运行机制，违背油藏开发规律的体制与机制是不合理的，将影响油藏的有效开发。 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，它是一个油气藏开发经营的管理。油气藏经营管理效果的好坏、效益的高低，关键在于对油藏的静态、动态认识是否正确，采取的措施、调整治理的方法是否正确，日常的注采管理、技术管理是否得到优化。在油气藏开发管理这个系统工程中，正确认识油气藏是基础、合理的开发策略是前提、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内涵，我们才能真正理解开发管理的实质，抓住管理的重点，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 15 索管理新模式。 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。勘探既要靠理论也要靠实践，开发就要靠实践，开发上的理论主要是新区开发的理论，老区开发就要靠在实践中去创新。对老油田调整治理方案的编制要慎重对待，现在虽然有许多标准、规定，但学习不够、标准与油藏的结合不够，需要不断地认识开发中的问题，不断实践、提高能力。 1、 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，也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。 但辨证地看，开发中存在的问题和矛盾也不是一成不变的，油藏的潜力往往就蕴涵在各种复杂的问题之中，解决了这些问题，油藏的潜力就会得到解决和发挥。同时，解决了一些矛盾，可 能另外一些新的矛盾就会出现，这就需要在克服矛盾的过程 16 中，不断提高工作水平。目前整个油田的采油速度、综合含水、采出程度等开发指标表明，还处于一个可以低速稳产的较好开发阶段，挖潜的空间和工作的空间很大。油田的含水 90%左右，采出程度 26采油速度不到 1%，油田剩余的物质基础还很多，开发指标也不太高，虽然目前看起来比较差，主要是稳产基础工作差一点，影响到了开发生产的运行，但只要三年调整好了，在含水 90阶段里，应该是可以实现低速稳产的。 中原油田在开发上主要有五个方面的潜力。 一是 未动用储量潜力比较 大。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，随着技术进步和难采储量开发政策的落实，这部分储量可以逐步动用； 二是 已动用储量剩余可采储量潜力比较大。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； 三是 进一步提高采收率的潜力比较大。预测已开发油田水驱采收率最终可以达到 现在是 还有 6 个百分点 ,可以增加 2727万吨的可采储量。现在开发好的单元也不全是油藏类型比较好的单元，也有差的单元。这些差的单元为什么就能开发好呢？是因为认 识清楚了，井网层系合理了，管理到位了，采收率就比较高。采油一厂文 15 块采收率 53%，现在还有 采油速度，以后再采上 5，采收率还要提高。低渗透油藏文南沙三上采收率也达到了 38%，断块油藏的采收率也是比较高的。所以说中原油田采收率达到 38%应该没问题。可以通过驱油效 17 率、波及系数预算一下，如果各单元都开发好的话，采收率能够达到多少？如果能做一些提高采收率的工作，增加部分可采储量，储采平衡就会更好一些，稳产基础就会更强一些； 四是降低递减的空间大。最近几年油田自然递减都比较大，在 23间。通过 调整治理，自然递减率是可以降下来的，许多单元管理到位了，自然递减率都在 20%以下，有些达到了 15%以下。将来通过三年调整，油田自然递减能控制在 18%，好的单元能控制到 15%，生产运行情况就会好转，就具备了稳产的条件。 五是三年科技攻关为油田三年调整打下了很好的基础。只要我们转变观念，把工艺技术和油藏更好地结合起来，油田调整就会取得好的效果。通过认清这五个方面的潜力，大家的信心就会增加。通过精细注水，让低渗透油层吃“细粮”，中原油田的开发效果将会得到不断改善和提高。 2、进一步增强“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，要深化地下、井筒、地面综合治理配套完善，工作重心要以完成短期生产经营任务为目标、向改善油藏长远开发经济效益为目标进行转移。 增强科技是第一生产力意识。 逐步实现技术进步、技术集成和油藏经营管理的有机结合。用老的开发管理方法、技术可以开发一个新的区块、油藏，但一个老油藏的开发管理必须要用新的方法、新的思路，才能取得新的效 18 果。 增强经营管理意识。 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来降低成本。决策的失误是最大的失误，方案的优化 是最大的优化，设计的优化是最好的优化。如果方案错了，依靠在生产中优化，在跑冒滴漏中细化，成本是降不下来的。油藏钻井、作业是直接投入，在成本中占很大比例，如果低效投进去，然后无功注水、低效注水、低效产液，经营效果不会好。新井几百万、上千万元，一次措施十几万、几十万元，都相当于一个投资项目，所以专业技术人员必须要有经营的意识，不能只管投入、不管经营效益，开发管理的过程就是一个增效过程、降本过程。希望各单位切实围绕新机制的建立，把经营的观念贯穿到每一个技术工作里面去，在考核时不但考核短期效果，还要考核长期效果，要 从改善开发效果、增加可采储量、降本方面去考核，要使每位同志干一项工作能够体现工作价值，能够得到实惠。只有靠每一个技术干部的努力工作，才能提高决策水平和经营水平。 增强发展意识。 要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。有的单位说成本太低了，安排的产量太高了，又想多花钱，又不想多拿产量，效益怎么办？所以必须立足于前面所说的五个潜力，依靠科学的决策，多挖掘油田剩余潜力，保稳产促上产，通过总量的增加，摊薄单位成本。只有各个单位、油田、断块把单位成本降下来、把采收率提高上去，才能确保整体效 益的提高和持续有效发展，必须增强使命感和责任 19 感。 围绕四个意识，要不断地总结教训，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。当前，开发管理的重点要细化油田注水管理，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。 3、进一步 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。 第一，关于油藏分类治理的问题。 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。开发初期有“三大矛盾”，那是静态的矛盾，固有的矛盾。在开发过程中，随着注水的不合理，产液的不合理，油藏动态的“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， 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。没有注水就没有开发，弹性开发只是生产问题， 20 不是开发问题，封闭区块、能量不好的单元，弹性开发的采收率好的 7差的 4要提高效益必须提高采收率，要提高采收率，必须注水、水驱。同时开发后期，更要优化措施，不能草率转注、增注、提液、堵水。 注水、产液结构调整，一定要有技术政策，制定的技术政策好不好，关键是在整体最终的效果好不好，许多单元、井组在短时间内经历多个开发阶段，从不含水到含水 90%，一年、二年，甚至半年就发生了，这就是一个开发简单化的问题。同时，也应该认识到，调整治理要 受认识、资金、技术的限制，也不是一次能完成的，对于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。现在问题很多，不可能一时都解决，井网那么乱，也不可能一次全解决，要按照轻重缓急，按照效益高低、要优化选择高效工作量，逐井位、逐井区逐步治理。 作为一个采油厂来说，也不是所有单元的问题都能一次解决掉，还要考虑如何把一年的投资用到刀刃上，如何解决突出的问题，如何解决基础的问题。从明年开始要推行油藏经营管理，在老油田开发中将实行投资成本一体化管理，这更需要优化决策。 第二，关于井网完善问题。随着开发过程 不断延伸，开发矛盾不断突出，井况越来越差，注采井网只能是相对完善。所以要从理论上去研究，哪些潜力区要进一步完善井网？哪些井 21 区可以抽稀井网？哪些油藏要逐层开采？现在中原油田一方面井网密度大，另一方面断块油藏断块那么小，井网又不完善。虽说井网密度大，一些储层都是土豆层， 250 米的井距，连通率才 60%，要想注水开发，必须缩小井距，才能提高连通率，才能注上水。要处理好井网密度大与井网井距仍然不能满足开发需要的矛盾， 转变依靠多打新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， 针对不同单元，不同油 藏好好去研究，科学优化调整井、更新井， 特别在复杂区块、老区，要充分利用老井侧钻，老区新井逐步转向以注水井为主。 第三，关于有效注水问题。 首先还是要解放思想，一方面是注水井点不够，很多区块没有注上水；另一方面已经注上水的区块注水不合理、层间差异大，造成单向推进、单层突进、快速水淹，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，加强区块早期注水，保持很好的地层能量；通过转换注采井别，改变注水层位，分层注水，重组注采井网，多井少注，提高水驱程度。开发管理部、采油四厂都提出了“注采平衡系统”，不能 说注采比平衡了就是一个平衡系统，一口井注水、四口井采油也可以注采平衡；二口井注水、二口井采油也可以注采平衡。如何认识这个注采平衡？静态的看，压力稳定就是注采平衡，但现在应该追求的是动态的注采平衡，既要保证一个合理的压力恢复速度，还要控制好含水上升速度， 22 满足地下注采协调的需要。如何把含水控制下来，把能量恢复好一点、递减小一点，把水驱效果改善一点，这就是新的动态的注采平衡概念。现在注水压力越来越高，为什么？为了追求一个注采平衡，就把单井注水强度配得很高，地面压力就要提上去，否则，注水量不够，那就注水不平衡。能不 能解放思想、注水井再多一些？采油四厂现在是 400多口油井、 160多口水井，注采井数比 1:2，单井产液量 10 立方米、单井水量 50方米，这是很不合理的。这还是调整后的，没调以前，单井 75 立方米水量，如何解决这个问题？这边 35 兆帕狠狠注，那边还是低液面抽；采油二厂 100 多口电泵、平均单井产液量 100 多立方米， 700 多口有杆泵井、产液量 立方米，单井平均液量不到 20 立方米，单井注水量是 70方米，到现在还有 400立方米的电泵井、 油、含水 含水 98%以上的井还有 40。这些 问题都需要调整，怎么调？还要保证注采平衡，还不能注多了、注坏了，就得增加注水井点，就得控制一些高含水产液量；咱们产量紧，是不是这么多成本就只可以产这么多油，还有没有别的办法，让成本更好地发挥作用。一口电泵井一年运行成本 70元，电费 40元，检泵、机组、电缆、处理费、注水费算上去，费用太高了，这样不行；采油一厂文东油田含水 90%、单井产液量 30 多立方米，而文南油田含水 70单井产量 10 立方米。这两个都是高压低渗透油藏，开发的思想路线不一样，效益就不一样。 23 第四，关于有效提液问题。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。要注重有效提液，采油四厂、二厂都谈到了有效提液，拨电泵改抽，不单有一个降液、提高单井效益的作用，而且有通过改变生产参数、生产层位，提高调整针对性、解决层间层内矛盾的作用。要通过单井的调整，影响平面的其它关系，使水注得更均衡，现在把单井液量、水量、压力放到一 个平面图上看一下，开采不均衡性太大了，这就影响到注水效果。关于压裂引效的问题，好多报告都有一个新的观念，怎么去认识存在的问题，更客观、全面的把握它，下来有关部门要好好梳理。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的需要，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。注水结构调整与产液结构的调整要相互促进，以有效提液、有效注水，来改变开采状况。 第五，关于低渗透油藏注采比问题。 不能以注采比是 1 作为平衡来分析，必须要逐单元、逐油藏研究合理的注采比，这非常重要了。现在 所有的配注到底是多少没有一个确定的数据，高压、低渗透油藏的注采比绝对要大于 1，但每个油藏具体多少 24 不一样。高压低渗透是一个类型，低压低渗透又是一个类型。希望从 20 多年的实践中分析研究注采比和压力变化的关系，通过理论计算和实际资料的对比，确定一个合理的注采比。我们低渗油藏有 2 个亿的储量，这是下步开发工作的重点问题，现在开发认识、技术手段慢慢具备了，要通过三年调整把低渗油藏开发问题解决好，实现有效开发、科学开发，重点还是注采比、注水量的问题，还与井距、井网有密切的关系。 （二）进一步提高认识，扎扎实实抓好开发基础 工作。 必须充分认识基础工作的重要性。 基础工作是开发管理的根本性工作，只有强化地质基础研究，认清构造储层展布，加强油藏动态监测，落实油水分布状况，才会有科学的开发措施。整个认识、研究、调整、治理，都是一个开发基础问题，基础工作来不得半点马虎。 1、强化油气藏研究。 要切实按照不 同类型油藏，针对目前开发的不同情况开展研究，每类油藏有每类油藏研究的重点。不同的开发阶段需要研究的问题不同，断块油藏就要研究断裂系统、构造问题，整装油藏就要研究储层、小层问题，低渗油藏要以动态研究为主，研究注水的渗透率、非均质等问题。油气藏研究方法、思路，目前已有很好的基础，在今后的工作中还应进一步注重油藏监测资料的采集和应用。 第一，强化动态监测资料的应用。不搞油藏动态监测就无法进行分析，我们搞动态数据分析，搞油藏数值模拟，建立静 25 态模型，需要井斜状况、储量动用状况、固井质量等资料。要利用目前的技术手段，把井斜、套管第二界面固井质量搞清楚，把每一个层的注水情况、生产情况、剩余油情况搞清楚，把井况腐蚀、套变情况搞清楚，学习用钻井、试井资料把注采关系搞清楚。从这四个方面搞监测，再加上动态转注、调配分析，调整挖潜的针对性就会增强。 第二，必须建 立相应的制度。这次我们从组织、管理、制度、技术、考核、应用上对动态监测都作了一些规定，一定要提高认识，用 10年的时间把油水井的井斜和固井质量监测一遍。c/o、 要作为剩余油饱和度的监测手段，要作为层间动用状况的监测手段，不要追求剩余油饱和度精度多好，只要知道哪些动用好、哪些动用差，哪些水驱好、哪些水驱差就够了，要与吸水剖面、产液剖面结合起来，分析层间差异和层间动用状况，这些资料 5 年要搞一次。下来由开发管理部组织，技术管理部参与，和测井公司、采油厂讨论，落实好这项工作。没有一定的监测工作量，就不 能保证 5 年、 10 年监测一遍。监测工作要按区块、结合作业一起搞，每年搞几个块，一个采油厂用不了几年就能完成。 2、强化技术政策研究。 必须真正对每一类油藏、每一个区块认真研究，开发研究院的科研课题、先导项目要研究某个断块、油藏的开发技术政策，要把握每一个油藏开发的过程、开发的历史、开发的将来。明年的立项必须研究解决具体断块、 26 层系的问题。地质院与采油厂要结合起来，通过技术政策研究，指导开发实践，提高注采管理水平，为编好长远开发规划打好基础。 3、搞好方案编制。 开发管理部与技术管理部要加强结合，在注采调整方案、综合 治理方案、技术改造方案上，把地质、工程、钻井结合得更好一些。工程与地质、地面与地下，不通过开发方案是无法结合的，方案的编制是结合的载体，以往方案针对性差、“两张皮”现象的存在就是因为没有找到结合点，一个油藏是继续提高主力层、高含水层、开发较好层的采收率，还是加强采收率低的储层动用，就是一个地质上优化的问题。对改层、卡堵、转换层系，工艺上不同的技术培训路线和方法，不同的工艺技术方法其效果效益也有很大差别，因此要加强油藏、工程技术的优化，真正解决开发上的主要矛盾，实现效益最佳。 4、加强基础管理和注采管理。 注采 管理是开发的基本功，贯穿于开发的全过程，是经营过程的效益体现。调整方案作为阶段开发措施，为注水管理提供基础。方案实施后没有细化的注采管理，调整治理的效果和效益就没有保证，这就需要不断地优化注采管理，一年一年，坚持不懈地去做好工作。如果采油厂的地质所、工艺所都去搞方案，不去搞注采管理，那也是无效的；如果把管理搞好了，不去搞综合治理，也不行。这是一个系统过程，要抓好管理的基础工作，系统抓、抓系统，把 27 分级管理、分级责任落实好，切实提高管理水平。 （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。 集团公司、股份公司对上游的经营管理和机制作了重要调整。原来油田部是个利润中心，油田是个成本中心，采油厂是一个车间。以后，油田是一个模拟利润中心，采油厂是次一级模拟利润中心，采油管理区是利润中心的经营管理核算单位，这项工作到年底可能要开会研究。分公司总体按油公司模式运作，是油气藏经营管理的具体组织机构，负责对采油厂油气藏经营管理的组织、指导、监督和重大问题的决策，负责经济活动、经营活动的管理、监督。 采油厂作为油藏经营管理的责任主体，是开发管理单位，按照经营管理的要求，纵向上要建立“四 位一体”的运作机制。一是建立以技术决策、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。二是建立以调度、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，提高运行管理效率。三是建立以投资成本预算管理经营管理考核机制，建立完善全员、全过程、全方位控制成本机制。四是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，确保工作效果和质量。同时，横向上要进一步明