发布时间 : 星期日 文章2012职代会报告更新完毕开始阅读606d6aefb8f67c1cfad6b88b
抓好11-15、151-21单元的注采完善：为了确保11-15块的稳定开发，需对Z11-26井实施转注、Z11-14井恢复注水，补充地层能量，有效减缓区块递减。151-21块已转注5口水井，但区块北部井网仍不完善，需在进一步地质研究的基础上转注2-3口水井完善井网，增加见效井点，地层能量恢复后对F151P1井实施压裂投产。
搞好147、151、890块3个单元的攻欠增注工作：目前3个单元有F147-3等5口井完不成配注急需治理，计划实施酸化或压裂增注，确保三个单元能注足水注好水，促使油井全面见效。
搞好89块二氧化碳驱先导试验工作：89块将转注6-9口井，进一步完善井网，扩大二氧化碳驱规模，在加强见效规律研究的基础上，搞好注气量的优化，控制气窜，增加见效井数，实现区块高效开发。
搞好正南东营组化堵调剖：东营组由于层内、层间矛盾突出，层内、层间动用不均衡，储量动用程度低，同时由于平面矛盾突出，东部注水见效较差，西部相对较好，2012年计划对该块实施化堵调剖措施，进一步改善区块开发效果。
精细调配6个单元：对井网完善程度较好的151、41块、7-2块、124块、108块、区等6个单元，加强注水见效的分析，准确把握从油藏到单井的开发动态，科学应用层间间注、交替注水等方式，精细注采调配，控制含水上升，提高油田开发效果。
井筒管理方面：针对目前影响井筒管理结垢、偏磨、腐蚀的难题，采油矿加强课题攻关，在F108、F124块实施污水回注；89、890等单元采用阴极保护器、优选阻垢剂，减少结垢影响的躺井；对偏磨严重的井，优化管柱结构，采用防偏磨工具、管杆，实施加重、防偏、锚定等系列治理
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措施。通过治理，减少躺井10井次，少影响产量200余吨。将因作业影响递减控制在0.5%以内。
地面管理方面：将加大投入，对占压、腐蚀、结垢严重的管段进行有计划的更换、整改，及时消除事故隐患。对存在问题比较严重的罗道线、油田线等进行有计划的改造，利用电网检修的机会加强对高低压线路的维护，提高全矿电网的抗灾能力。同时，各路要加强沟通协调，搞好突发事件应急演练，最大限度减少产量损失。将因地面因素影响的产量控制在300吨以内，递减控制在0.1%以内。
三是优化稠油措施，提升稠油开发管理水平。稠油产量占采油矿产量的1/3，2012年安排注汽转周工作量60井次，措施产油2.5万吨，采油矿要根据转周效果、轮次等资料，优选油井及时转周，加大J2块压裂防砂注汽力度，进一步优化注汽参数和工艺，提高稠油转周效果；与工艺所、采油院结合，开展稠油降粘冷采以及常规完井注汽工艺试验，提高油井产能；对高含水、高液量的井实施提液增油、堵水增油，多措并举实现稠油开发管理水平的提高。
四是加快新区产能建设，提高新井产量贡献率。2012年新老区产能建设主要在899、170、424等单元，预计投产新井39口，新建产能7.57万吨。需重点强化三项工作：一是加强协调，加快新井钻井进度；二是提前介入，超前做好机、电、流程和工农关系等前期工作，确保新井早投产、早见效；三是及时跟踪取全取准新井资料，为滚动开发提供准确依据。通过这些工作，确保3.5万吨新井产量的全面完成。
通过以上工作，将自然递减率控制在17.1％以内，全面完成采油矿原油生产任务。
（二）注采输管理方面
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注采输管理是一个系统工程，相辅相成。系统管理的落脚点就是通过落实各种措施，抢抓机遇，精细管理，打造品牌，全面提升注水、采油、集输分系统的效率，提升综合经济效益。2012年要进一步做好三个方面的优化工作：
优化注水管理系统工程。从源头抓起，塑造水质品牌，确保“注好水”。要抓住等集输站点工艺流程改造机遇，实现污水水质持续稳定达标；继续做好890、147注水站药剂投加工作，确保水质稳定在A1级水平。从日常管理抓起，确保“注足水”。各注水站要强化管理，优化开泵台数，确保稳压注水；要加强与地质工艺两所和作业部门沟通协调，加大攻欠增注工作力度，年实施水井增注措施12井次，减少欠注井10口；各单位要加强资料录取和动态分析，精细注采调配，确保单元稳升率保持在85%以上。从抓水井测调入手，确保“注有效水”。要加强组织协调，做好分层测试、吸水剖面等工作量的落实；采油管理区要强化日常管理，按时洗井、冲洗管线、校验水表，确保按配注要求注水；要强化井场道路、井口设施的维护保养，确保分注井测试成功率、分层合格率等指标超计划运行，保证每一滴水都注到目的层。水井洗井完成率要达到100%，分层测调成功率要达到95%以上，分层合格率要达到90%以上。
优化采油管理系统工程。以科技成果为支撑，努力提升采油基础管理水平。充分发挥分线计量、功图量油系统的技术优势，紧密结合季节生产特点，抓好动态分析和工况分析，进一步协调油井供排关系，努力提高泵效和机采系统效率。加大科技攻关力度，积极探索有效途径，破解制约稠油区块开发、二氧化碳气驱各项瓶颈问题，提升稠油、气驱产量贡献率，打造具有采油矿特色的“开发品牌”。突出单井管理，推广实施“单井目
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标化管理”，进一步完善“一块一法、一井一策”管理办法，重点突出资料分析、井筒管理和指标提升，让每一项管理措施落实到班组、单井，努力延长油井免修期，发挥出每一口油水井的最大潜能。全矿油井工况合格率要达到81%，培育长寿井145口，机采系统效率要达到21.1 %。
优化集输管理系统工程。各集输站点要突出产量日常运行监控这一中心任务，强化进站液量、气量、压力等数据的分析应用，时刻监控外输液量和罐位的变化，加大各支干线、外输管线的巡查力度，确保外输输差控制在0.5%以下。要积极争取业务部门的支持，加大分离沉降、水质处理、自动化控制和安全生产等方面的资金投入，进一步完善站内工艺流程，确保污水水质合格率保持在95%以上。要强化运行参数的监控和调整，完善相关管理制度，确保稠油外运工作正常运行。
二、以实现效益最大化为目标，大力强化企业经营管理，努力开创经营管理工作新局面
2012年经营管理工作的总体思路是：以原油产量为中心，以“制度深化年”为突破口，重点突出三项预算，坚持三项制度，开展好三项活动，实施“抓大、控小、保急需、补缺口”的控制策略，实现全年成本不超的目标。
突出三项预算，强化预算的龙头地位。2012年伊始就要认真抓好成本的月度预算、季度预算和年度预算，组织好各项目组、基层队定期召开产量成本“对接会”。我们将本着“总量控制，分项调剂”的原则，在总成本不变的情况下，根据各自的上产工作量，合理安排分项成本预算，扩大四级单位成本预算的主动权，把成本控制的重心下移，切实提高基层单位工作积极性和主动性，成本使用更加合理化。
坚持三项制度，实现全过程监控。一是找准侧重点，开好经营分析会。
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