1、油田开发管理难度加大 。
一是措施挖潜难度加大 。
全年实施各类措施75井次 ， 有效45口 ， 有效率6% ， 平均单井增油285吨 ， 同期对比有效率降低2% ， 同时有6口带产作业井不成功 ， 日减油能力18吨 ， 累计影响产量1684吨 。
二是抽油杆断 。

23、脱占躺井比重较大 。
全年躺井81井次 ， 影响产量4159吨 ， 其中因抽油杆断脱躺井48口 ， 占总躺井数的53% ， 影响产量1419吨 ， 占总影响产量的31% 。
2、设备流程老化严重 ， 其中设备34台 ， 管线11条12万米 ， 故障频繁 ， 造成修理费用和青苗补偿费增加 。
桩斜139稠油热采站和桩16注聚站的投产运行需要投入大量成本 。
3、盗窃原油、破坏油田生产设施犯罪活动屡禁不止 ， 治安形势呈不断恶化趋势 ， 严重影响了原油生产的正常运行 。
四、XX年工作打算XX年 ， 管理区的总体工作思路是以党的xx大精神和xx届三中全会精神为指针 ， 以产量为主线 ， 实施有效的挖潜措施 ， 创造有序的工作环境 ， 奠定坚实的管理基础 ， 构筑全员hse管理体系 ， 加 。

24、快内部改革步伐 ， 保障队伍稳定 ， 全面推进管理区的整体工作再上新台阶 。
总体工作目标是1、生产原油 万吨 ， 油田注水 万立方米 。
2、可控成本控制在计划之内 。
3、自然递减率 % ， 含水上升率 % 。
4、实现安全生产 。
5、确保队伍稳定 。
围绕上述目标 ， 重点做好六项工作（一）实施有效的挖潜措施 ， 提高整体经济效益面对今年产量增加、成本紧张的严峻形势 ， 我们要眼睛向内 ， 找准产量主阵地 ， 明确挖潜主方向 ， 紧紧依靠管理创新和技术创新 ， 制定实施有效的挖潜措施 ， 深挖内部潜力 ， 坚决完成全年的各项生产经营任务 。
实施油藏特色化治理 ， 提高油田开发管理水平 。
在深入搞好油藏“四层次”精细管理的基础上 ， 按照目前油藏驱动类型进行单元分类 ， 全面对 。

25、油藏、单元、井区、井层进行综合分析评价 ， 突出分层动用状况的认识及挖潜 。
在桩16北、桩16北扩、老17、老19等注水开发单元 ， 主要是通过加强注采井组韵律连通状况分析 ， 细分注水层系 ， 完善注采关系 ， 提高水驱采收率；进一步优化注水方式 ， 采取调剖与调配相结合 ， 改善两个剖面 。
在桩113、桩古37、桩斜136、桩斜22等边底水驱开发单元 ， 推广应用水平井封堵底水技术 ， 提高油藏采收率；根据油藏开发规律 ， 油井适时提液 ， 提高产能；开展平面产液结构调整 ， 减缓含水上升速度 。
在弹性驱开发单元（井组） ， 加强地质基础研究 ， 尽快建立注采关系 ， 补充地层能量；应用co2吞吐等新技术 ， 探索新的开发模式 。
在桩16注聚三采试验区 ， 重点做 。

26、好前期注聚效果的跟踪分析 ， 强化注聚期调整 ， 做好油井见聚浓度等基础资料的录取和注聚水井的调堵工作 ， 强化跟踪动态分析 ， 做好窜聚预防工作 。
在桩斜139蒸汽热采区 ， 积极探索油藏蒸汽吞吐开发规律 ， 优化吞吐周期；针对不同开发层系油层特征 ， 优化周期注汽量；建立各井吞吐、降粘运行表 ， 优化生产参数 ， 合理调整产液 ， 保持能量、控制含水上升 。
建立自然递减控制模型 ， 实现老区产量的平稳运行 。
根据影响老井产量各类因素的现状调查 ， 利用系统工程原理 ， 对分类原因影响频数进行统计 ， 绘制频数图 ， 建立分因素控制措施及组织运行程序 ， 实现老区稳产目标 。
建立油藏挖潜、井筒挖潜、地面挖潜、特殊井管理等“四个挖潜模版” ， 制定地质流程运行程序图 ，。

27、细化流程标准 ， 完善管理制度 。
开展“地质管理年”活动 ， 实现全员参与油藏开发 。
重点是通过开展月度地质基础知识全员培训 ， 提高干部的技术素质 。
建立井区动态分析季度例会制度 ， 提高分析水平 。
开展油藏、井区分析能手、星级资料室评比活动 ， 调动干部、职工参与油田开发管理的积极性 。
完善分因素预警控制停井技术 ， 提高采油时率 。
修订采油时率方案 ， 优化预警参数 ， 实现定量分析 ， 超前预警控制 。
进一步完善采油时率分析软件 ， 对预警参数进行系统分析控制 ， 提高分析质量 。
严格落实采油时率分析例会制度 ， 优化采油时率的分析内容及形式 ， 抓好考核办法的完善落实 ， 进一步提高采油时率 。
实施成本单元动态配额管理 ， 提高成本效益 。

来源：(未知)

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