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华北油田和长庆油田调研考察报告 2010年6月6日止6月15日期间,我们一行34人对华北油田和长庆油田为期10天的调研考察。通过深入细致的询问和到现场实地参观,使我们每个人都有各不相同的感受；对于华北油田的精细化管理感受颇深，对长庆油田数字化管理印象很好。 华北油田勘探开发区域包括冀中、二连、沁水三个盆地，总面积约21万平方千米，所属行政区域包括河北、内蒙古和山西等省区，登记探矿权区块29个，面积6.11万平方千米，登记采矿权区块22个，面积6142平方千米。 华北油田开发进入“三高”阶段，在面临储采失衡、生产系统老化、生产效率降低的严峻形势下，全面落实科学发展观，积极应对挑战，推行“精细管理、全员创新”管理理念，不断探索，总结完善了“全方位整体优化、全要素经济评价、全过程系统控制”的精细管理模式。“三全”精细管理的主要内含： “全方位整体优化”：主要是立足于管理空间维度，运用系统论和运筹学原理，统筹优化战略决策、业务结构和企业运行，追求资源配置最优化、经营效果最佳化和经济效益最大化。 “全要素经济评价”：主要是立足于管理结点维度，运用信息论和决策论，细化管理单元、绩效指标和经济技术参数，量化评价标准，持续进行效益论证和管理效益考核评估，实现评价科学化、考核标准化和奖惩严格化。 “全过程系统控制”：主要是立足于管理流程维度，运用控制论和标杆管理理论，细化制度和标准，持续改进业务流程和增强执行能力，对所有管理单元、管理流程进行全员全过程立体控制和闭环管理，实现制度体系化、运作规范化和审核测试日常化。 全方位整体优化、全要素经济评价和全过程系统控制是相互独立、各有侧重、相互联系、密不可分的有机整体，共同价值取向是实现精细管理目标，提高管理效率、效益和效果。其中，全方位整体优化是实现精细管理的重要基础，全要素经济评价是实现精细管理的主要手段，全过程系统控制是实现精细管理的根本保证。 在精细老油田调整挖潜方面,华北油田作了以下六项工作: 1、深入开展“调水增油”工作，提高油田水驱开发效果 以改善油藏水驱动用状况、控制油田产量递减率为目标的“调水增油”工程，是华北油田学习大庆油田“控水稳油”工作经验，为提高砂岩油藏水驱开发效果而提出的一项战略性决策。 一是注重地质基础研究，扎实开展精细油藏描述工作。 对复杂小断块油藏重点开展微构造和砂体形态描述、对地层岩性油藏重点开展属性特征和裂缝分布描述。在研究工作中不断创新工作方法，创建了实用有效的“一统二分、分建合显”工作方法，在实践应用中取得了较好的效果。 在管理上，加强对描述方案制定、地质模型建立、描述结果和综合治理方案编制四个重点环节的监控与检查，提高了描述成果的可靠性，为科学编制“调水增油”方案奠定了坚实基础 二是调整注采井网，优化注采关系。 针对华北油田复杂小断块注采井网难以一次完善到位的情况，油田开发生产过程中，高度重视注采系统的调整工作。在研究及部署上注重 “四个延伸”： 即研究工作由油层组向单砂体延伸；调整方式由提高水驱控制程度向提高水驱波及体积和驱油效率延伸；治理措施由油井增产为主向注水调整优先延伸；调整对象由整装油藏向复杂断块油藏延伸。 具体措施是补打调整井，油井转注，增加油藏注采井数比，提高水驱控制程度；注水井采取“多向、细分、适压、平衡注水”措施，采油井采取“堵高、疏低、有效提液”措施，提高油藏水驱动用程度。 上述措施实施后，51个调水增油区块，覆盖地质储量4.0亿吨，水驱控制程度由重组前的59.5%提高到72.2%，水驱动用程度由51.2%提高到61.3%；产量自然递减由18.3%减缓到13.8%，综合递减由11.2%减缓到5.2%；含水上升率由2.8%减缓到0.8%；油藏采收率提高3.4个百分点。 2、扩大可动凝胶调驱技术应用规模，提高水驱波及体积 以改善水驱波及体积为出发点，通过可动凝胶复合调驱技术的研究和现场规模应用，逐步形成了华北油田特点的调驱技术。一是针对中低温、高含蜡油藏研发了可动凝胶、微生物复合调驱技术；针对高温油藏研发了高温可动凝胶调驱技术；针对高采出程度油藏研发了可动凝胶、表活剂复合调驱技术。 3、加大低渗透油田储层整体改造力度，提高单井产量 针对低渗透油藏储层物性差，注水压力传递慢、单井产量低的开发现状，重点实施了以油层压裂为主要内容的进攻性措施。 一是精细选井选层。针对低渗透油田的地质特点，确定了十项综合判别指标，以此为依据优选压裂井、层，做到能量状况清、产吸剖面清、储层参数清，对具备压裂条件的低渗透井、层，加大实施力度，对暂不具备压裂条件的井、层，积极采取措施，创造压裂条件。 二是精细设计。根据不同井、层特点，研究了机械分压、投球分压、二次加砂、裂缝转向、复合压裂等五项工艺技术，全面推广了不含残渣、低滤失、破胶彻底的清洁压裂液体系，优化了直井和水平