孙焕泉同志在胜利油田开发技术座谈会上的讲话.docx
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孙焕泉同志在胜利油田开发技术座谈会上的讲话
孙焕泉
（二○○九年二月四日）
同志们：
这次开发技术座谈会，是在油田上下认真贯彻落实局党委扩大会议精神，深入学习实践科学发展观，稳步推进“三稳一保”目标的形势下，召开的一次重要会议。
会议的主要任务是：
总结2008年油田开发工作，分析面临的形势，明确今后一个时期油田开发思路，部署2009年工作任务，进一步统一思想，增强信心，积极应对各种挑战，持续推进油田科学发展。
总结这次开发技术座谈会，有三个显著特点：
一是会议主题明确，针对性强。
把握油田发展形势和经营环境的变化，紧紧围绕提高油田采收率和储量动用率，保持稳产态势的主题，当前与长远统筹兼顾、局部与整体协调一致，突出重点方向、重点类型，矛盾与潜力分析得比较透彻，技术关键和发展方向把握得比较准确，工作定位和思路比较清晰，部署和措施更加细化落实，进一步坚定了迎接新挑战，再创新水平的信心和决心。
二是展示了务实高效的良好精神状态。
会议发言融技术交流、潜力分析、工作部署、对策研讨于一体，特别强调了勘探、开发、工艺、工程的有机结合，技术与管理的相互促进，具有很强的现实意义和导向性。
专题发言与油田高级专家延伸讨论相结合的互动交流形式，丰富了内容，开拓了思路，使会议更富成效。
围绕油田开发的重点难点问题，大胆提出新观点新认识，积极探索新思路新方向，不断实践新技术新方法，充分反映了同志们迎难而上、齐心协力推动油田持续发展的主动性和积极性。
三是领导重视，准备充分。
油田领导多次过问会议准备情况，对会议主题提出明确要求并亲临会议。
分公司根据油田发展形势和重点工作目标，结合各单位特点，自上而下出题目，突出了报告的方向性、针对性，开发处和采油工程处会前又专门对报告的思路、侧重点和创新点进行指导和把关，保证了报告的高质量和发言的高水平。
会上还表彰奖励了4个开发管理优秀单位、20个油田优秀开发方案、20个优秀作业设计和51位油田开发先进工作者。
经过与会代表的共同努力，会议取得圆满成功。
下面，我代表分公司就油田开发工作谈三个方面的意见。
一、2008年油田开发工作主要特点
2008年，无论对胜利油田、还是油田开发都是极不平凡的一年。
面对大幅限电、原油生产形势严峻、结构性矛盾突出、开发成本上升等一系列挑战和困难，油田开发战线按照局党委和分公司的部署，认真学习实践科学发展观，顾大局、讲责任，统筹年度工作任务与整体发展目标，加快发展应用大幅度提高油田采收率和储量动用率的关键技术；大力优化资源和产能结构，加强技术集成配套，提高产能建设质量和效益；不断深化老油田精细调整挖潜，抓好注水工作，增强发展后劲；以先导试验为载体，强化接替储备技术攻关，进一步提升可持续发展能力；完善开发管理机制，着力抓好基础工作，提高调控决策水平和开发运行质量。
油田开发整体水平持续提升，圆满完成了全年各项任务。
原油产量稳定增长。
全年生产原油2774万吨，比上年增产4万吨，连续五年保持增长态势，比2003年增长了108万吨，也是十一年来的最高年产量。
“十一五”前三年产油8286万吨，超规划89万吨。
其中，“十一五”老区产油超规划98万吨。
开发运行质量保持较好水平。
全年新增技术可采储量2890万吨，连续第十二年实现年度储采平衡。
分公司产能建设达标率94.1%，比计划值高1.1个百分点，稀油年自然递减率继续控制在14％以内。
回顾过去一年的工作，油田开发系统团结协作，攻坚克难，敬业奉献，通过艰苦细致、扎实有效的工作，在严峻复杂的形势面前经受住了考验，各项工作取得了新的成效和新的进步。
1、强化优化开发的理念，积极推进油藏与工程结合，努力提高储量动用率和新区产能建设效益
优化开发理念是油田开发工作贯彻实践科学发展观的重要体现，是促进油田持续有效发展的基本要求。
针对新增动用储量品位降低，产能建设单位投入上升，新区采收率降低，开发成本上升的形势，围绕提高储量动用率、新区产能达标率，控制开发成本增速，加强油藏与工程、地下与地面的结合，突出抓好部署、方案、单井设计三个层次的优化和低品位储量开发技术配套，在项目优选难度越来越大的情况下，保障了产能建设运行质量和投资效益。
2008年新区建成产能158.7万吨，产能达标率93.7％。
在储量品位降低的情况下，“十一五”前三年比“十五”年均多动用储量2300万吨，“十五”末探明储量动用率达到91%（比2005年提高3个百分点）。
“十一五”新增探明储量的阶段动用率达到57％。
持续优化产能部署。
从储量结构、工作量结构等方面对产能部署进行多轮次优化。
全年新增19个滚动区块，扩大了8个区块的产能规模，压缩了17个区块的规模，缓建了14个区块。
采油厂稠油产能比例由年初部署的30.6%下降到26%，中高渗产能比例由18%上升到24.1%，开发成本由8.6美元/桶控制到8.3美元/桶。
进一步加强油藏、工艺、地面方案的整体优化。
对地面条件复杂、产能规模大的区块，按照“地下地面、规模效益”相统一的原则，综合考虑产能规模、技术适应性和工程配套工作量，整体优化开发方案，提高了产能建设效益。
陈家庄油田陈311块通过6轮多专业、多方案综合优化，采取了分期建设、接替稳产的建设模式，百万吨产能投资由54.4亿元下降到40.8亿元。
大力推进水平井及其裸眼完井防砂一体化技术的应用，新区新井中水平井的比例由2006年的4.6％、2007的14.5%进一步提高到28.2%。
优化调整开发技术政策界限，提高了储量动用率和新区采收率。
利用高油价的有利时机，在陈家庄、王庄等油田利用水平井技术，高效动用3～4米薄层稠油储量254万吨，投产水平井23口，平均单井初产17.6吨。
在垦761等具备条件的中高渗产能区块进行层系细分或单层精细开发，储量动用更加充分高效，采油速度由原来层间接替方式的1.97%提高到2.67%。
低渗透新区加强高油价下合理技术经济井距研究，注采井距由原来的250～300米缩小到150～200米，方案设计平均采收率21.6%，比大井距提高了5.9个百分点。
2、强化大幅度提高采收率的理念，注重精细有效挖潜，不断增强老油田发展后劲
油田开发系统把“大幅度提高采收率”的理念落实到开发工作的全过程，不断强化可采储量的意识，分析问题要评价可采储量的损失，评价潜力要描述可采储量的规模，方案部署以提高可采储量的质量作为主要依据。
2008年我们组织开展了提高采收率潜力评价工作，首次以1151个开发单元为单位，比较系统全面地评价了不同类型油藏大幅度提高采收率的方向性、主导性潜力，科学制定了提高采收率的工作目标、努力目标和挑战目标，落实了技术发展方向和工作部署。
老油田提高采收率工作坚持水驱开发与三次采油并举。
一是加大了海上、稠油加密调整力度，大幅度提高储量动用程度和采收率。
埕岛油田加快综合调整步伐，新增产能20万吨，比2007年多15万吨，调整井区预计提高采收率8.8个百分点。
稠油油藏综合应用加密、转驱、水平井等技术调整挖潜，覆盖储量5405万吨，新增产能达到历史最高的41.9万吨，预计平均提高采收率6.7个百分点。
二是进一步发挥化学驱大幅度提高采收率的技术优势。
全面扩大了二元复合驱技术应用规模，新增覆盖储量4501万吨，预计提高采收率11.1%，累计覆盖地质储量6562万吨，预计提高采收率10.6%。
在经济政策界限研究和潜力评价的基础上，加强项目段塞尺寸和注入浓度的优化设计，延长了孤东二区等正注项目的注入段塞，预计多增油27.8万吨，多提高采收率1.06个百分点。
三是不断深化整装油藏特高含水后期精细有效挖潜。
孤岛油田中二中Ng5单元针对厚油层顶部剩余油进行水平井整体调整，配套细分韵律层注水措施，预计采收率可由48.9％提高到52％。
针对整装油藏井间剩余油潜力小，直斜井挖潜效果差，常规水平井挖潜效益低的问题，应用短半径侧钻水平井进行精细挖潜。
孤岛油田东0-侧平512井靶前距80米，水平段83米全部钻遇油层，钻井投资为常规水平井的43%。
初产日油15.7吨,含水71%（老井含水96.3%），已累计产油2200吨，增加可采储量0.9万吨。
3、强化可持续发展的理念，注重开发科技创新和先导试验，进一步扩展提高“两率”的领域和空间
油田开发基础理论研究取得新进展。
深化了水驱油藏驱油效率的认识，进一步明确了注入倍数与极限驱油效率的关系，初步建立了驱油效率预测模型及校正系数图版，为水驱油藏提高采收率潜力评价提供了依据。
聚合物加合增效理论研究方面，建立了“复杂油水体系分子模拟方法”和“固液界面分子行为量化表征方法”，从分子水平、纳米尺度研究化学驱油理论，深化了二元复合驱致效机理的认识，明确了提高驱油化学剂适应性的分子结构设计方向。
油藏数值模拟技术及其应用水平提高。
编制了国内第一个油藏数值模拟应用行业标准，规范了油藏数值模拟应用流程和方法。
研制了具有自主知识版权的三维三相黑油模型并行软件，计算精度和并行效率达到了商业软件水平。
目前国内最大的用于油气藏数值模拟研究的微机群系统－HP微机集群系统投产（理论峰值速度达16384亿次每秒，存储能力20TB），实现了百万级模型并行计算的日常化。
砂砾岩油藏开发技术攻关取得进展。
深化了砂砾岩储层期次划分研究。
应用中子重构曲线进行旋回分析，能够识别0.5米厚的泥岩，基本解决了砾石成分对地层对比标志的影响，结合叠前、叠后储层反演，提高了期次划分精度。
永北地区砂砾岩储层期次由原来描述的4期细分到了12期。
通过盐22块的注水开发先导试验，初步验证了砂砾岩油藏注水开发的可行性。
滩坝砂特低渗透油藏水平井分段压裂试验规模扩大。
2007年9月投产的高89-平1井日产油一直稳定在13吨，累计产油6721吨。
2008年在新区樊147块、老区梁8块进行扩大试验，采用了水力喷砂射孔工艺，连续油管施工，部署了水平井采油、直井注水的注采井网，进一步提高稳产能力和采收率。
樊147－平2井2008年11月16日投产，日油稳定在16吨；梁8-平1井11月3日投产，初期自喷日油16.9吨，目前待转抽。
大幅度提高采收率接替储备技术先导试验取得新突破。
埕东西区泡沫驱先导试验区中心井组3口生产井日油水平由试验前的4.5吨最高上升到23.6吨，综合含水由95.9%下降到87.5%，已累计增油1.2万吨，提高采收率1.02%，数模预计最终提高采收率11.0%。
为探索滩坝砂特低渗透油藏注气提高采收率的可行性，2008年元月在高89-4井组开展了CO2混相驱先导试验，方案预测采收率31.0%，比弹性开采高22.8个百分点。
目前井组初步见效，日油能力稳定在45吨左右，产量递减率明显减缓。
4、强化精细管理的理念，注重基础工作和过程管理，进一步提高开发经营管理水平
抓好开发管理制度的落实与执行。
梳理和规范了采油厂层面资料管理、动态监测等9个方面的20项开发管理制度，进一步明确了新形势下厂、矿、队三级开发地质工作的重点内容。
开展了“油田开发基础工作大检查”，以此形成制度，每年进行检查评比。
召开了“油田开发基础管理工作”现场会，促进油田地质基础工作和开发信息化管理上水平。
进一步加强了开发过程管理。
规范了开发方案（井位）设计优化论证的标准和程序，新区加强部署进度的检查监督，避免超越程序造成的低效块、低效井现象，老区立足于长效开发，执行“三不调整”（低渗透油藏水质不达标不调整，关键技术不配套不调整，监测资料不符合要求不调整）原则。
加强产能区块整体射孔方案、开发单元配产配注方案、油井重大措施方案的分级论证和审查把关。
通过网上井位设计审批系统，使新井审批实现了从地面选点、井台组合、井身结构优化、泥浆体系设计、测录井项目到单井投资预算的全过程管理，增强了开发生产单位主动优化开发投资的意识，从源头、从细节上控制开发成本。
油田开发信息化水平不断提高。
建成了开发中心数据库，统一了数据出口。
完善了开发应用数据库质量管控体系，保证了关键数据的准确性。
开发实验数据库网上查询系统全面开通，结束了多年来借阅纸文档的历史。
通过加大测井数据库应用力度，提高了地质基础研究的工作效率，促进了地质基础工作的精细化、规范化。
油藏地质模型库已录入28个重点区块的精细油藏描述成果，为区块开展实时动态分析调整创造了条件。
油田开发决策支持系统进行了试点应用，实现了新区方案、井位的无纸化论证，并可提供规律研究及方法应用等方面的辅助支持。
对油田开发工作质量实施连带考核。
2008年加大了对开发生产单位新增可采储量的考核力度，同时下发了《胜利油田分公司可采储量连带考核办法》，将新老区产能建设方案设计水井投转注实施率、动态监测工作量完成率、三次采油项目合格率等六项指标与新增可采储量进行连带考核。
2008年采油厂新区方案设计水井当年投转注率达到39%（前两年在20％以下）。
进一步加强开发人才队伍建设。
油田发展新形势对开发人员技术水平、创新能力的要求越来越高，对生产研究工作精细化、规范化的要求也更加严格。
2008年，在继续抓好开发技术人员知识更新和综合素质培训的同时，开发处、组织部共同举办了三期“创新思维培训班”，对二级单位开发主管领导和专家进行培训，增强大家发现问题、分析问题和解决问题的能力。
总结回顾2008年油田开发工作，还有以下四大亮点：
一是滚动勘探开发成效显著。
针对资源有效接替严峻形势，滚动勘探以寻找和落实可动用储量为目标，充分体现“超前、优化、精细”意识，为保持产能接替规模、提高产能建设效益发挥了更大的作用。
运行上，超前部署、超前实施，2007年四季度就提出了134个目标方向和184口意向井位，为2008年保持良好态势创造了条件。
地质研究上，岩性油藏在细化区域沉积和成藏规律研究的基础上，更加注重老井复查和储层跟踪反演，抓好砂体扩边和老区新层的滚动勘探，在东营北带坨128-10块发现了中深层砂砾岩储量500万吨，这是胜坨地区继坨142块发现千万吨储量7年之后的又一个大发现。
断块油藏以区带含油气评价为基础，发挥高精度三维地震资料的作用，提高相干分析、水平切片等技术手段的应用水平，精细刻画构造、断层，瞄准相对高效储量，根据产能预测结果指导滚动目标优选，桩西滩海地区沙二段发现了近年来少有的高产小断块，桩149-斜1井初期4mm油嘴自喷日油92吨，目前日油22吨，已累计产油7852吨，区块新增储量133万吨。
滚动井位设计上，注重应用新思路、新技术提高滚动勘探效果，应用水平井滚动勘探高423块的地层油藏，新增储量120万吨。
2008年分公司部署滚动井位161口，完钻112口，滚动探明储量3626万吨，控制储量1831万吨。
滚动建产能达到历史最高的80.9万吨，占新区总产能的50.9%。
为2009年准备了40万吨产能阵地。
二是水平井技术应用实现新跨越。
2008年投产水平井426口，当年产油63.4万吨，分别是2007年的2.4倍和2.1倍。
水平井占新井比例由2007年的11.1%上升到25.1%，稠油新井中水平井的比例由2007年的30.3%上升到67.2%。
分公司水平井全年产油219万吨。
2008年5月油田实现了水平井应用井数过千口，累计产油超千万吨。
整体应用水平井提高储量动用率和老区精细挖潜的力度加大。
加强整体应用方案和单井设计的优化，水平井在单层精细开发、厚层层内挖潜、薄层稠油及特超稠油储量有效动用等方面的作用进一步凸显。
2008年有34个区块应用水平井整体开发，设计水平井263口，占新井的81.8%，新建产能95万吨。
鱼骨状分支水平井应用领域扩大。
在太平油田沾18块（原油粘度4179mPa.s），投产了油田第一口稠油热采鱼骨状分支水平井—沾18-支平1井，主支筛管完井，4个分支裸眼完井，水平井段888米。
2008年3月投产，初期日产油能力55吨，是普通水平井的2.4倍，目前日产油能力36吨，已累计产油1.1万吨，油汽比2.0。
三是热采稠油产量、产能创历史新高。
针对稠油接替资源以薄层、超稠油等低品位储量为主的形势，创新开发理念，加强油藏与工程结合，抓住高油价有利时机，优化调整开发技术经济政策界限，降低了水平井开发薄层稠油的“门槛”，大幅度提高了单井产能，使一批原来无效的薄层稠油储量实现了高效开发。
开拓老区调整挖潜思路，在深化潜力评价的基础上，不断扩大稠油老区井网优化调整规模。
开展蒸汽驱试验，加快稠油开发接替技术攻关配套。
2008年，分公司热采稠油产量、新建产能规模均创历史新高，分别达到363万吨、97.2万吨，同比增长35万吨、26万吨。
稠油产量连续7年保持增长态势。
四是产量结构调整见到成效。
加强新井工作量结构调整和井位设计优化，超前实施，强化运行，新井产量贡献率显著提高。
2008年分公司投产新井1706口，同比多167口，新井年产油196.7万吨，同比增加20.4万吨。
抓好水驱油藏产量结构调整，努力控制影响稳产基础的强化措施。
采油厂稀油措施工作量同比减少13.3%，其中补改及电泵工作量同比减少15.6%，措施增油量同比下降11.6％。
稠油、油公司、海上等产量增长点进一步发展，提升了油田产量接替能力。
采油厂稠油、油公司、海上同比共增产69.1万吨，比2005年增长了230万吨。
化学驱年增油“十一五”前三年稳定在170万吨，超规划55万吨。
产量增长点的发展和高油价下加大有效投入，使老油田高强度开发的形势有所缓解，持续发展的基础得到加强。
“十一五”老区三年新增可采储量3366万吨，超规划176万吨。
二、今后一个时期油田科学开发的工作思路
根据集团公司和局党委的部署要求，今后一个时期油田开发工作的总体发展目标是坚持科学开发、精细开发、效益开发理念，紧紧依靠技术进步和精细管理，提高运行质量，优化开发结构，增强发展后劲，保持持续稳产的良好态势。
细化落实稳定发展的方向和部署，要准确认识油田开发的阶段性特征，处理好宏观形势、总部政策与油田开发阶段性特征的关系，应对当前复杂局面与促进持续发展的关系。
目前油田开发面临的矛盾和挑战主要体现在：
一是油田开发形势总体稳定，但可持续发展的基础还不够牢固，制约稳产基础的一些长期性问题仍然比较突出，油田开发抗风险能力不够强。
二是具有持续发展的资源基础，但新增储量品位下降与有效扩大新区产能的矛盾越来越突出，开发风险加大，开发成本上升。
三是产量稳定增长，但现有产量增长点保持上产态势的压力增大，新的产量接替阵地尚未形成规模。
稠油、三采及特高含水产量比例逐年上升。
四是开发接替储备技术仍需攻关。
滩坝砂和砂砾岩油藏开发配套技术、Ⅲ类油藏及聚合物驱后化学驱技术、稠油热化学驱技术等亟待突破，深井优快钻井、旋转导向、高级别分支井等钻井技术需要加快攻关配套。
在积极应对挑战的同时，要认真分析和把握有利条件，更加主动深入地发现和挖掘潜力。
一是总部高度重视上游发展，在去年12月的集团公司工作会上进一步强调了打造上游“长板”的战略部署，要求油田企业坚定不移地推进大幅提高采收率等技术攻关，保持技术研究和攻关力度不减。
尽管油价回落，但2009年的投资、成本仍然保持了一定增幅。
二是油田开发整体水平不断提高，陆上水驱油藏自然递减率上升的趋势得到遏制，措施产量比例下降，高强度开发的压力有所缓解，保持稳产的基础更加牢靠。
三是加大了产量结构调整力度。
连续三年给整装、断块主力油田提供了一定的产量调整空间，为老油田提升可持续发展能力，提高经营效益创造了条件。
四是技术创新应用对产量接替和提高“两率”的支撑作用不断增强。
滚动勘探、特高含水期井网细分重组、稠油开发、水平井等主导技术推广应用力度加大，提高“两率”的领域和空间得到扩展。
下面，再强调一下辩证认识老油田开发潜力的问题。
水驱开发是我们的主战场，但目前工作中与科学发开发、精细开发、优化开发的要求不适应、不符合、不充分的现象和问题仍然比较突出。
一是转换开发方式的问题。
分公司现在有8000万吨弹性开采储量需要转注水开发，可以增加可采储量600万吨，提高采收率7～8个百分点。
从中长期发展看，还有1.1亿吨的水驱稠油储量可以通过转蒸汽吞吐和蒸汽驱，提高采收率15个百分点以上。
二是注水“四低”问题（注采对应率低、分注率低、层段合格率低、水质达标率低）。
断块油藏有2.27亿吨储量的水驱动用程度低于60%，占断块注水开发储量的34%，这实际上反映了注水工作对油藏可采储量质量的影响。
这两年，分公司的污水水质符合率大幅提高，但到注水井井口的水质达标率有多高，注到油层的合格水量是多少，需要我们认真的分析思考。
三是液量恢复问题。
整装油田稀油开发单元的综合含水（94.5%）比“九五”末上升了1个百分点，但单井液量下降了18%。
根据地层压力状况和采液指数变化规律评价，目前井底流压大于饱和压力的储量有2.4亿吨，年产液能力具有增加860万方的空间。
尽管有地面系统配套、污水处理等因素的暂时制约，但这一块潜力是客观存在的，也是我们下步做工作的重要方向。
四是停产停注井问题。
油水井利用程度的高低是影响自然递减率的主要因素，也是体现开发管理水平最直接的标志之一。
近期统计分公司有恢复潜力的长停产井890口，这批井使分公司的开井率降低了近4个百分点，400万吨可采储量失控。
辩证地看，上述这些问题也正是今后两年到“十二五”期间我们需要重点关注的工作方向。
关键是我们要转变观念，把工作做深、做细、做实，真正把问题转化为潜力。
围绕稳定发展目标的实现，今后一个时期总体的思路和方向是强基础，抓“四率”，推进三个“一体化”。
强基础，即进一步打牢稳定发展的资源基础；强化基础管理，提升开发工作质量；深化基础研究，促进开发科技创新。
资源基础方面，勘探要率先适应科学发展的要求，济阳、滩海老区着眼寻找可动用储量，加强探井部署优化和探明储量区块优选，提高综合效益，为加快储量向产量转化打下基础；新区新领域要着眼寻找规模储量，注重基础研究，加大工作力度，尽快在青东、准噶尔西缘等地区形成重要的接替阵地。
开发要以可采储量的稳定接替为目标，提高储量动用率和提高采收率工作统筹部署，调整新增可采储量的结构，强调新增可采储量的质量；加快开发接替技术攻关配套，扩大提高“两率”的空间。
要巩固上产板块的资源基础，保持持续上产的态势。
以成本效益为前提，适时向油公司注入储量，扩大资源规模，提升产量和可采储量的接替能力。
基础管理方面，注采管理要强化地下开发指标与井筒、地面工程技术指标的综合评价和联动管理，建立不同油藏类型的注采管理模式，完善油水井计量、注水水质检测、水井监测、措施管理、停产停注井管理等方面的技术标准和工作要求，进一步抓好相关管理办法和管理细则的落实，创新基础管理考核机制，加大考核力度。
作业管理要推进作业设计区块整体优化，抓住关键工序、下井工具等质量控制点，搞好施工过程监督；细化作业工作量结构、成本结构的分析，研究制定管杆修复更新标准，合理控制作业成本；配套优质优价、联责承包等管理考核机制，提升作业质量和效益。
基础研究方面，要进一步配套完善研究手段和方法，改善实验装备，加大密闭检查井的部署，抓好不同沉积相储层构型与非均质性描述，深化地质基础研究和剩余油认识，重建精细地质模型。
深化特高含水期油藏优势流场和剩余油富集理论认识；结合驱油剂分子工程学研究，丰富和完善聚合物加合增效理论；加快稠油热化学驱开发理论、低渗透油藏开发理论的研究、总结和提炼，提高油田开发科技的持续创新能力，加速技术进步。
基础研究工作必须紧密结合油田开发对象的变化、开发阶段的变化和发展形势的要求，既要注重思维理念创新，又要强化精细扎实的工作作风，边研究边应用、不断深化和完善。
抓“四率”，即完善老区，提高油田采收率；提
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