第一篇：中国石油5年精细注水启示录
做足水文章 驱出长效益 中国石油5年精细注水启示录
2014/08/08 信息来源：
编者按：一个主题，三次会议，五年时间。
2009年，中国石油上游业务为提升发展质量，转变发展方式，夯实发展根基，适时启动了历史上最大规模的注水专项治理工作。
5年来，上游业务边推动边总结，矢志不渝加强注水管理，中国石油13个油田平均自然递减率从2008年的13.84%下降到2013年的10.42%，油田开发各项技术指标均达历史最高水平，促进了整个上游业务质量效益发展。
上游历来是“头”字号业务。它是整个油气产业链的源头，更是实现提质增效的龙头，贡献着中国石油90%以上的利润。上游业务的质量效益发展，夯实了中国石油整体质量效益发展的根基。
精细注水取得哪些经验？有什么启示？在推动中国石油质量效益发展方面，注水专项治理如何发挥更重要作用？8月5日至6日，近200名油田开发系统的专家和科研技术人员齐聚北京，总结经验，深入研讨，希望给出答案。
中国石油报特别推出精细注水特别报道，分3期专门对上游业务有效推进精细注水工作展开深度报道。
稳油必先重水
认识转变推动行动升级
根据中国石油2013年社会责任报告，去年全年共生产原油11033万吨。其中，注水开发油田贡献了7414万吨。这一数字能够停留在7字头，受益于油田开发基础年活动和注水专项治理工程。5年间，中国石油油田自然递减率下降了3.42个百分点，注水开发油田每年少递减原油达340万吨以上，为中国石油质量效益发展做出突出贡献。
注水专项治理实践还促进多项技术指标达到历史最高水平。5年间，注水治理促进中国石油水驱储量控制程度由78.5%提高到82.7%，储量动用程度由69.9%提高到72.4%，采出水处理站水质合格率由71.1%提高到95.5％，夯实了油田开发根基。
5年注水治理能取得突出成绩，源于思想大解放，认识大突破，观念大转变。
以往，受投资拉动、外生式经济增长方式和历年产量压力影响，许多油田过度重视新区建设，对老区已有潜力挖掘不足，“重油轻水”的观念在部分油田部分单位较为普遍，注水管理较为粗放，发展方式不精细。
注水治理工程作为油田开发的战略选择以及转变发展方式的重要途径之后，中国石油从思想上下功夫，让各油田意识到精细注水是事关全局的基础工程，是锐意进取的创新工程，是实实在在的效益工程，也是长期的战略工程，从而敦促整个开发系统开始认识大转变。
继大庆油田“四个精细”“五个不等于”之后，长庆油田提出“油上出问题，水上找原因”的工作理念，辽河油田则牢固树立“每一滴水即是每一滴油”的思想，青海油田也确立“今天的注水质量是明天的原油产量”的思路。
各级领导者思想观念率先转变，注水工作得到前所未有的高度重视。经过几年持续推进，各油田公司像抓原油生产一样抓注水，促进精细注水理念逐步深入人心，油田开发系统逐渐形成稳油必先重水的共识，能够做到油上出问题，水上找原因。
现在，精细注水已经从领导的强力推动逐渐转变为全员的自觉行动，各油田主动学习大庆精细注水经验，创造属于自己的经典案例。辽河静安堡油田治理后，老井自然产量从44.1万吨回升到54.6万吨，相当于少打71口新井，节约投资12亿元。有70多年开发历程的玉门老君庙油田，经过治理连续3年保持油田稳产。
管理落实责任
长效机制保障战略工程
精细注水，5年持续不断推动并且取得突出成果，更归结于韧劲。正如此次会议上提出的：“精细注水是看准的事，必须持之以恒抓到底。”
事实上，从启动开始，中国石油就将注水治理列为长期工程，力求推进其管理的常态化，力求建立精细注水长效机制体系。
完善组织架构，逐级落实责任，是长效机制的重要保障，比如水文章做得最精细的大庆油田，其水系统管理人员多达218人。在勘探与生产分公司推动下，各油田公司也纷纷加强组织机构建设，成立以主管油田开发工作的副总经理为组长的注水管理机构。开发部门成立了注水管理科，设置注水管理岗位；各采油单位设立专职负责注水管理的副厂长（或总工程师），研究院、采油院成立相应的注水技术支撑组。通过设置岗位，明确责任，保障注水工作顺利推进。
通过建章立制，全面推行以制度约束注水工作的管理模式。在注水专项治理工作中，各油田公司结合实际建立完善注水管理制度和技术标准，涵盖方案、工艺、测试与调配、水系统管理和基础工作管理的所有环节，还把注水主要技术指标纳入油田公司和采油厂年度工作业绩考核，定期逐级检查。由此，注水工作实现了全过程、全方位的制度化管理。大港油田制定的“油田注水与油藏管理指标考核办法”中，油田注水与油藏管理指标占采油单位业绩权重的13%至15%，这极大地调动了员工积极性。新疆油田开展了注水井合理周期研究，不同类型油藏分注井合理测调周期从30天到240天不等，促进了科学注水。
各油田在健全注水管理体系、构建长效机制上花心思、下功夫、动真格，除注水组织机构、规章制度外，还围绕技术创新、人才培养、队伍建设、装备配备和资金保障真抓实干，精细注水的长效机制已初步形成。
集团公司上游业务运用精细油藏描述等多种科技手段推动注水专项治理工作。图为中国石油勘探开发研究院科研人员在进行高含水老油田精细注水方案优化研究。余海 闫建文 摄
科技延伸视野
精雕细刻助力油田稳产
精细注水是油田开发工作最基础、最成熟、最具潜力的技术。这在5年不凡推进路中得以反复印证。也是在这一过程中，油田开发大军不断在注水技术攻关方面取得新成果，部分技术还取得突破性进展。
要想把水注好，地下情况摸得越清越好。5年来，精细油藏描述研究不断取得新突破，像给人们戴上了更高倍数的“地宫探视镜”，使精细注水调控不断向新领域拓展，为油田注水开发上水平提供源头支撑。深化精细油藏描述研究，注采系统完善精细到单砂体，提高注水方案调整的针对性和精准性；量化细分注水标准，充分挖掘各类油层潜力，让油层“喝够水”也“喝好水”；建立精细分层注水效果评价体系，为优化方案提供系统、规范的内容和论证依据。
地下情况摸得越清越好，水也要注得越细越好。这5年，借助分注工艺的重大突破，测调效率大幅度提高。具有划时代意义和革命性成果的高效测调技术，能大幅度提高测调效率。创新发展的桥式偏心分注工艺，解决了多级细分注难题；桥心同心分注工艺的创新性突破，解决了大斜度井分注与测调难题。超深井分注工艺的发展，让分注井深突破5000米，为水往深处走增添了信心。
注水开发不能一劳永逸，既要“驱”，也得“调”，实现高效开发。借助深部调驱配套技术创新发展，高含水油田精细挖潜技术空间进一步拓宽。目前，新疆六中区克下组、七中区克下组两个股份公司级试验区已完成了现场施工，累计增油5.4万吨，提高采收率5.1个百分点。
5年精细注水工作的持续推动，为油田开发向技术要质量、要效益增添了新的内涵。
成绩斐然，责任不减。精细注水工作只有起点，不设终点。现在，距离“十二五”末实现油田自然递减率控制在10%以内的工作目标仍有一些差距，中国石油也对“十三五”精细注水工作提出了更高的要求。站在新起点上，期待精细注水这一基础工程和效益工程再上新台阶。
数说
1256万吨
中国石油油田自然递减率由2008年13.84%下降到2013年10.42%，相当于每年少递减原油340万吨以上，2010年至2013年累计少递减原油1256万吨。若这些少递减的原油靠打新井弥补，则需要每年多建产能600万吨，多投资300亿元。
7414万吨
截至2013年年底，注水开发区块覆盖地质储量120亿吨，与2008年年底相比增加了19亿吨，年产油达到7414万吨（不包括三次采油）。
82.7%
5年来，采注井数比由2008年的2.8比1下降到2013年的2.2比1，水驱储量控制程度由78.5%提高到82.7%，双向以上连通比例由78%提高到82%。
72.4%
水驱储量动用程度由69.9%提高到72.4%。注水井分注率达到66.65%，提高了5.66个百分点；分注合格率达到86.77%，提高了4.47个百分点。
95.5％
采出水处理站水质合格率由2008年的71.1%提高到95.5％，井口水质合格率由2008年的58.8%提高到85.1％。
历程
2009年，中国石油上游业务启动以“注够水、注好水、精细注水、有效注水”为主题的油田开发基础年活动。
2011年，中国石油油田开发基础年及注水专项治理工作现场推进会在大庆油田召开。会议深入学习大庆精细注水开发经验，总结交流各油田典型经验和做法，提出要不断转变开发观念，落实注水保障机制，持续推进技术进步，推动注水开发工作转入常态化管理。
2012年，中国石油注水专项治理工作推进会在辽河油田召开。经过3年专项治理，所属油田自然递减率平均下降2.61个百分点，含水上升率下降到0.49%，各项开发指标均创近10年来最高水平。中国石油提出要像重视原油产量一样重视注水工作，着力完善精细注水长效机制，不断夯实老油田稳产基础，提升油田开发水平，为上游业务健康发展做出更大贡献。
2014年，中国石油精细注水推进会在北京召开。提出“十三五”期间要全力推动精细注水工作再上新台阶。具体目标是，原则上油田自然递减率和含水上升率不升，分注率、分注合格率、井口水质合格率、老油田水驱储量控制程度和动用程度稳步提高，老油田采收率至少再提高一个百分点，增加可采储量1.5亿吨以上。（王晶）
观点连线
话题之一：
精细注水为油田发展带来什么？
注水工作是油田开发的基础性工作，也是核心工作。注水是投入最少、效果最好的一项“工程”。这是一项长期的工作，效果不是立竿见影的，但回报是长远、可持续的。强力推进注水工作5年来，除了带来产量上的持续增长外，新疆油田从上到下统一思想，加深了对注水工作的认识，为新疆油田进一步发展增添了动力。注水工作无法单独开展，需要整个油田开发系统的共同推进；推进精细注水工作，对油田开发良性秩序的建立也产生积极的影响。此外，注水工作还可以推动开发系统的持续技术进步。每个油田不同时期面临的问题不同，所处境况也不同，新的问题不断涌现，对精细注水的要求越来越高。这些都需要由技术不断革新、不断进步来支撑。
（新疆油田公司副总经理 朱水桥）
对油田来说，只要能注进水，注水就是最有效、最经济的开采方式，具有普遍适用性。从成本来看，水是价格最便宜、来源最稳定的原料之一；从历史发展看，注水开发是最成熟的开采方式。以大庆油田为例，注水开发贯穿了大庆油田的发展历程，油藏、地面管理等各个方面，大庆油田都有经验丰富的队伍，能够以最小的投入收获最大的经济效益。因此，注水也是油田开发降本增效最好的做法。
注水专项治理工作给油田开发理念带来了变化。以前油田开发只重油不重水，现在要想出油先注好水的理念深入油田上下，员工能够做到像爱护眼睛一样爱护水井，注水工作的主动性大大增强，实现了“要我做”到“我要做”的转变。
（大庆油田公司开发部主任 王凤兰）
话题之二：
推进精细注水瓶颈在哪里？
要想进一步推动精细注水工作，一要突破思维定式。辽河油田以稠油开发为主，开发方式研究以SAGD等居多。有些人认为注水比较简单，其实注水工作本身是很复杂的工作，不能想当然觉得简单，就不重视对注水的研究。
二要完善相关技术配套发展。随着注水工作的深入，相关技术发展不配套的问题就凸显出来了。注水和相关配套技术要齐头并进，共同发展。
三要优化投入。如何在有限的投入里，优化资金流向，实现更好的投入保障，这需要深入研究。
四要各种开发方式相匹配。辽河油田除注水开发方式外，还有蒸汽驱、火驱等多种开发方式需要发展，要统筹兼顾，科学匹配。
（辽河油田公司副总经理 任芳祥）
话题之三：
5年推进工作形成哪些技术？
在工艺方面，大庆油田近几年主要在两个方面实现了突破。
一是高效测调技术。以前，大庆油田一年进行2次测调，后来调整为一年3次，工作量大幅增加，必须提高测试效率。大庆油田成功研发高效测调技术，测试周期从8天左右一口井，降至2天。
二是细分注水工艺。大庆油田是非均质油田，渗透率差异比较大，要实现高渗透层控制注水，低渗透层加强注水，必须大力发展细分注水技术。大庆油田成功研制了逐级解封封隔器，实现了常规作业条件下多级细分调整，大大降低了作业成本；研制了小卡距细分注水管柱，使两级配水器最小间距从6米缩短到2米，局部可达0.7米；在小隔层细分注水工艺方面，研制了双组胶筒封隔器与长胶筒封隔器，0.5米的隔层也能实现密封。大庆油田通过这三项工艺，解决了小卡距、小隔层限制多段细分注水难题，实现精细注水。
（大庆油田公司采油工程研究院院长 杨野）
长庆油田在精细注水工艺方面起步比较晚，2009年以前进展缓慢。开展注水专项治理工作以来，长庆油田首先引进了大庆油田桥式偏心分注技术进行试验，并根据自身“定向井、小水量、深井”的特点，在原有技术基础上，不断完善，创新研发新一代桥式同心分注技术，测调效率和成功率大幅提升，测调时间由1天缩短到8小时，拓宽了分注工艺在大斜度井、多层小卡距、采出水回注井的应用范围，解决了定向井小水量测调效率低、误差大等问题。短短两年时间，已经在1000多口分注井应用成功。
技术探索无止境。如今，长庆油田数字式分注技术正处于试验阶段，能够实现自动测试调配，实现精确注水，注水参数实时监测，大幅减少工作量，提高工作效率。这也是精细注水工艺未来的发展方向。
（长庆油田公司油气工艺研究院院长 慕立俊）
话题之四：
高效推进最重要因素是什么？
青海油田采油三厂90%以上的原油产量得益于注水开发，做好精细注水工作不但是重要的而且是必要的。采油三厂所管辖的油田均在海拔3000米以上，山高坡陡，水资源稀缺，精细注水工作面临着不少挑战。因此，精细注水对采油三厂来说，不只是一个口号、一个理念，而是需要通过行动扎扎实实落实到每一个工作环节中。所以，在现场管理、水质管理、配套工艺更新等方面，采油三厂时刻以精细为纲领，把工作做精做透。扎实，是精细注水工作能高效推进的一张王牌。
（青海油田公司采油三厂厂长 鲍远敦）
执行力十分重要。思路再漂亮，方案再完美，没有一个团队去执行就等于零。基于这个认识，吐哈油田温米采油厂制定了一个注水工作与干部面子、票子、帽子挂钩的考核办法。
采油厂每月根据9大指标体系对下属各个单位进行评分考核，严格兑现。在高效的管理机制下，执行力大大提升，也让员工尝到了甜头，投入产出比逐年攀升，为注水工作的进一步推进奠定了良好基础。
（吐哈油田公司温米采油厂厂长 周自武）
第二篇：精细注水管理,夯实稳产基础
精细注水管理，夯实稳产基础
技术室陈佳伟
2012年，盘古梁作业区紧紧围绕“有效注水、精细注水”两条主线，严格执行、落实厂油藏开发技术政策，抓好“老井稳产、措施增产、新井上产”，狠抓油水井现场管理，使油田开发良性循环基础得到进一步夯实。
注够水：形成了“系统优化、单点消欠、提前预防、日常监控”的注水专项治理工作思路，全年累计治理欠注井28井次，日消欠108方，已基本消灭欠注井。
注好水：注重水质管理和井筒治理两手抓。一是通过注水系统的系统维护改造及水质加密监测，有效提升回注水质标准，二是加强注水井检串、洗井，不断改善井筒注水环境，保障注水系统运行良好。
有效注水：一是扎实开展剖面治理工作，努力提高水驱储量动用程度；2012年累计实施水井剖面治理50井次，见效油井51口，单井日增油0.98t，累计增油3279t，降递减0.67%，可对比吸水厚度6.3m↑8.9m（17口），水驱储量动用程度37.5%↑51.4%。二是推进分层注水技术的应用，2012年作业区坚持“单点分注、局部扩大、区域连片”的工作思路，全面走精细小层注水之路，全年实施分层注水25口，累计增油1472吨，降递减0.31%。
精细注水：2012年，作业区继续坚持分区域注水开发技术政策，结合长6油藏及陕92新区分区域储层物性及开发动态特征，持续优化分区域的开发技术政策，全年注水调整188井次，累计调整水量717m3，见效油井154口，累计增油1758t，降递减0.15%。
第三篇：胜利山采油大队推进精细注水工作
白河采油队精准注水
工作方案
为了进一步推进我队注水工作进程，确保原油稳产，切实提高精准注水管理水平，认真落实采油厂精准注水管理要求，实现油田精准、高效注水，提高油田注水开发效益，结合我队实际情况，特编制油田精准注水实施方案。
一、总体思路
坚持以精准注水与产量任务并重，以“精细化研究、精细化部署、精细化运作、精细化管理”为总体思路，围绕“严、细、实、高”四个字，全力抓好精细注水管理工作。“严”，就是在对待工作态度上，要严格标准、严格规范、严格对待、严格要求；“细”，就是要精细管理，周密谋划、周密安排工作；“实”，就是求真务实，对工作环节不但要问其然，还要问所以然，把各项工作做到位；“高”，就是要高标准、高质量、高效率，即高质高效的完成各项注水工作。
二、组织领导
为了全面推进精准注水管理工作，并取得实效，采油队决定，成立精准注水管理工作领导小组。
组
长：许
伟 副组长：周峰
成员：刘玉博、张喜生、程进华、刘景强、程进学、王永宁、高宝荣、蔺怀学、李国强、张胜、高玉龙、张志江、申文团
领导小组下设办公室，由赵雪峰同志担任办公室主任，具体负责精准注水日常工作对接协调。
三、工作目标
注水井利用率达98%以上，单井配注合格率达99%以上，水质合格率达95%以上,设备利用率达98%以上，动态分析数据准确率达100%。
四、实施步骤
精准注水管理工作分为动员部署、方案编制、推进实施、总结考核、巩固深化共五个阶段。
第一阶段：动员部署阶段（2017年1月1日-2月1日）。认真学习领会采油厂2017年注水重点工作管理创新实施方案，广泛宣传动员，全面安排部署，充分利用OA办公平台大力宣传开展精准注水管理工作的意义、目的，积极营造浓厚氛围。
第二阶段：方案编制阶段（2月1日-3月1日）。以21-112注水站为试点单位进行推广，各工作站结合自身实际，认真分析目前注水现状，针对注水工作薄弱环节，有针对性、实效性地制定精准注水实施方案，明确精准注水管理目标、重点、保障措施及考核办法。并于3月1日前上报采油队领导小组审核。
第三阶段：推进实施阶段（3月1日-12月1日）。4月1开始在全队推行，各工作站要根据活动方案的安排要求，切实提高注水时效，精细管理，精准操作，注重抓好过程管控。加强动态分析，适时合理调配，全面实施精准高效注水，期间，领导小组将深入现场检查督导工作，并适时召开动态分析经验交流及效果评价研讨会。全面推动精准注水工作顺利开展。
第四阶段：总结考核阶段（12月1日-12月15日）。各工作站对精准注水管理工作全面认真总结，形成精准注水工作总结、注水效果分析报告，采油队形成一套统一的精准注水管理制度、工作标准及注水效果综合评价。领导小组对各工作站进行考核，并纳入业绩考核体系。同时召开总结会议，对成效突出、效益明显的工作站及个人进行表彰奖励。
第五阶段：巩固深化阶段（12月16日-12月31日）。各工作站按照“在巩固中创新，在创新中提升”的基本要求，对活动形成的规章制度、管理体系及工作标准等进行再规范、再完善。使精准注水工作成为新常态，为我队油稳产奠定坚实的基础。
五、保障措施
1、制定精准注水管理制度，细化注水技术政策。不断完善注采井网，精细注采调控，细分注采层段。
2、实行定压注水，对各注水站注水压力进行规定，注水站泵压波动不得超过±0.5Mpa,稳定泵压，保证平稳注水。
3、准确调控单井注水量，每两小时记录一次水表读数，如发现瞬时流量超出范围，要及时查找原因，及时处理。严禁少注多记、多注少记、只注不计。水表发生故障必须记录水表底数，估计水量时间不得超过24小时，压力和水量不能同时估取。流量计每半年标定一次，并做好记录。
4、抓好注水设备维护，定期检查设备、设施运行情况。注水设备维护必须优选专业化维护队伍，对设备维护要求限时管理，对于一般故障，要求24小时内必须处理正常。接到维修申报，队伍调派两小时内必须到现场。设备维护要统筹安排，不能因维护设备停止注水，维护过程要有专人监督、跟踪。并在油水井综合报表中详细记录维护台账。
5、进一步完善水质管理制度，提高水质合格率。建立采油队、工作站、注水站三级水质管理体系，强化水质管理，采油队每月对水质抽查情况进行通报，提高水质分析化验的准确性，严把注入水质关，不断优化水处理工艺，确定取样节点，定期化验水质，根据水质监测结果，合理安排注水管线冲洗、过滤器反洗、过滤器滤料的到期更换、清罐及加药工作。
6、加强注水资料录取，提高注水井资料取全取准率，对资料及时整理和归档。加强注水过程分析与评价，对油田注水开发状况进行跟踪分析，评价注水开发状况是否正常、技术方案是否合理，并制定下一步调控对策。落实区块、井组、单井配注方案，实施效果分析评价，实行注水工作日跟踪、旬分析、月总结，注重注水过程分析，摸清注水受益井动态变化，为精准注水提供科学依据。
7、对注水井定期安排洗井，洗井水要求从水源井取水，并按设计要求进行洗井，对注水井作业、测试，严格按设计要求进行施工、加强作业现场监督，确保洗井、作业质量合格、测试资料数据真实有效。
8、加强注水人员业务培训，建设一支高素质的注水管理、技术和操作人才队伍。制定学习培训计划、针对员工业务知识差异进行分批、分类培训，切实提高员工的业务技能水平。建议聘请外部技术专家或外派技术骨干交流学习，对油田注水开发提供技术指导。
9、严格考核奖惩，要将注水工作与产量、成本放在同等重要的位置来抓，在现有考核体系的基础上，进一步增加注水考核权重。要注重细节和过程考核。考核结果与绩效工资挂钩，严考核，硬兑现。对工作差距较大的要进行问责。
10、加强监督检查，建立注水三级督查制，采油队每月督查一次，工作站每周普查一次，注水站每天自查一次。对注水流程、制度、标准的落实进行严格检查，尤其是对注水资料录取的真实性和精确性、注入水质处理情况，以及注水计量、化学药剂的添加等方面进行检查和管控，对存在的问题及时加以整改，确保注水工作高效运行。
11、加强协调配合，积极与各部门之间加强沟通、主动协调，积极对接业务。不能以任何理由和借口延误工作。
12、本我区计划全面建成数字化油田，实现油田信息化管理，并建立油田注水开发数据库，能够及时准确掌握注水动态，适时准确调控注采比。
13、建议对吴90、吴55两座撬装注水站水设备老化提不起压，管线腐蚀严重进行技改更换，目前这两座撬装站无过滤加药装置，只能改走旁通。
六、考核办法
1、各工作站未按要求制定精细注水实施方案，方案内容不明确、保障措施不具体扣2分，要求限期完成。
2、未制定具体的精准注水管理制度，扣除2分，制度内容不实用，可操作性不强扣2分。
3、未按采油厂下发配注公报要求执行单井配注的，发现一次，扣除责任人2分，扣除工作站1分。月累计超欠注不合格的，每口井扣除责任人1分，扣除区工作站0.5分。
4、对注水设备故障未能及时发现、处理或上报的，发现一次扣除责任人2分，扣除工作站1分。对注水设备维修在规定时限内未完成的，发现一次扣除责任人5分，扣除工作站3分。
5、对注水站未按规定压力注水而导致有压高达不到配注量的情况，发现一次扣除注水站当班人员2分，扣除工作站1分。
6、对过滤器未定期反洗、无反洗记录，发现一次，扣除责任人2分，扣除工作站1分；未按要求加药，发现一次，扣除责任人2分，扣除工作站1分；未按要求取水样化验、化验记录不真实，扣除当班人员2分，扣除区工作站1分；
7、未按要求取全取准注水各项资料，每缺少一项扣除当班人员1分，扣除工作站0.5分。发现谎报数据，每井次扣3分，扣除工作站1分。
8、对当月安排的洗井任务，每少完一口，扣工作站2分；对测试、作业现场监督不到位，每发现一次，扣除现场监督人员3分，扣除工作站2分。
9、未按要求进行动态分析，无日对比、周小结、旬汇总、月总结、动态分析报告，每缺少一项扣除责任人3分，扣除工作站2分。
10、无学习培训计划、未开展注水业务技能培训，扣2分。
11、工作协调不力、推诿扯皮，必须追责处理，发现一次，扣除责任人5分。
白河采油队
2017年1月1日
第四篇：美丽油田中渗油藏精细注水开发技术汇报
美丽油田中渗油藏精细注水开发
技术汇报材料
第一部分
水井分层工艺
一、工作量完成情况
2009年1-5月份美丽油田沙二段共实施水井动管作业143井次，占全厂水井总工作量的63.6%。其中措施94井次，占全厂水井措施工作量的66.7%，维护49井次，占水井维护工作量的58.3%。详细情况见下表：
2009年1-5月份沙二段水井工作量统计表油藏名称总工作量DS2S1XS2S1NS2S1DS2S2+3XS2S2+3NS2S2+3DS2S4-7XS2S4-7NS2S4-7DS2X1-8XS2X1-8NS2X1-8W51合计6***5172228143小计转注3******4措施工作量维护分注补孔调配封堵其它措施中完小计检封检管维护中完2***14***112111***1164112***12732***55***30118 沙二段各油藏维护工作量对比图S2S1, 3S2S2+3, 13W51, 23S2S2+3, 10沙二段各油藏措施工作量对比图S2S1, 7W51, 28S2S4-7, 18S2S4-7, 10S2X1-8, 54S2X1-8, 33
二、措施效果
沙二段85口措施水井，新增吸水层68个，新增吸水厚度197.9m，累增水驱控制储量91.3×104t，累增水驱动用储量46.9×104t，累增有效注水14.6×104m3。对应油井148口，见效增油63口，日增油能力55.7t，累计增油3364.8t，平均单井措施增油39.6t。其中S2SX油藏实施32井次，平均单井累计增油60.3t。是整个沙二段油藏措施工作量最大的，也是措施效果最好的。仅从单井措施增油效果看，S2S2+3油藏是效果最差的，实施10口井，平均单井增油18.2t。
2009年1-5月份沙二段水井措施效果统计表油藏名称S2S1S2S2+3S2S4-7S2X1-8W51合计措施水井对应油井井数新增层数新增厚度水驱控制水驱动用累增水井数见效日增油426.71.11.10.13831.910-14-2.311.56.42.322153.8172365.711.24.74.3525114.2323068.520.511.73.96683336.9222759.347.023.03.8026118.98568197.991.346.914.61486355.7累增油96.0182.4411.31929.5745.63364.8平均单井增油24.018.224.260.333.939.6
三、应用的技术
开展精细注水以来应用的分层技术主要有：级差大井油套分注技术、级差大井多级细分间歇注水技术、小夹层验窜细分一体技术、4″套分注技术等。
（一）级差大井油套分注技术
当层段注水压差达到8MPa以上时，水嘴已无能力调控分水。针对这样的水井，我厂应用地面控制的油套分注技术，实现地质开发意图，达到两段同时注水的目的。该项技术有以下技术特点：一是管柱结构简单，由Y221+喇叭口或Y541+定压球篮组成；二是封隔器耐温耐高压且稳定性好，这类管柱均有锚、瓦结构，能承受交变的压差，管柱有效期相对较长；三是管柱是否有效地面判断直观，便于及时发现，减少无效注入量。缺点是对油管质量要求较高。
（二）级差大井多级细分间歇注水技术
这项分注技术主要针对开发上需要多级细分（二级二段及以上），且各分段之间压差较大的注水井。这样的井对强吸水层实施间歇或限制注水，加强层又不能停注，出现频繁调配。若应用常规Y341类分注管柱，会出现有效期短，频繁作业的现象。为此我厂采用Y221或Y541类封隔器与Y341类封隔器组合，把性能更稳定的Y221（或Y541）放在加强层上，把Y341放在限制层上。这样把层段的性质与工具性质匹配起来，管柱有效期得到保障。
（三）小夹层验窜细分一体技术
该项技术主要针对层系内各砂组间物性差异大的、需分层注水且夹层较小的细分注水井。在措施实施前对小夹层实施验窜，或充分利用分注工具的特性，应用分注管柱验窜。该项技术的关键点：一是工具精确定位；二是工具性能可靠。09年应用两井次均取得成功。如濮1-245井，原来是卡顶封注S2S1.4-1.8，测吸剖发现S2S1.8吸水能力较差，为加强该层，提出分注方案，P1：注S2S1.4-1.6，井段：2408.8-2420.2m；P2：注S2S1.8，井段：2423.2-2424.8m。封处2夹层只
有3.0m。因前期测试资料不足，不能有效分析该处夹层是否套管外窜。为保证措施的有效性，工艺在做方案时充分利用工具性能，在F2处应用可重复座封的Y221封隔器，两次定位后先座封F2，试注验窜，发现套管返水，上提到所有射开层的顶部再次座、验封，套管无溢流。从工艺的角度判断F2处夹层窜，与地质结合，查固井发现该处固井质量较差。随变更方案，对夹层实施封窜。
（四）4″套分注技术
目前应用较成熟的4″套分注技术主要有两种管理类型：一是Y221-80类的卡封或油套分注技术；二是Y341-80类封配一体分注技术。从现场应用情况看，均达到了开发目的。目前4″套分注井有9口，主要集中在W51、XS2段油藏。
四、存在问题
（一）成本投入不足
1、分注水井油管更新投入不足
油管投入不足已成为制约美丽油田精细注水工作的一大因素。在1-5月份有19口因油管漏失严重或穿孔，造成分注管柱失效。今年有很多井出现等油管或老井新分井用原井油管现象（如5-146、3-233、5-120、1-325等）。
2、水体改造投入不足
2007-2008年污水站改造，增加了部分精细过滤装置，同时清洗了部分注水干支线，这些工作的开展很大程度上改善了美丽油田注入水水质。但通过每月的水质监测，发现美丽油田注入水质与兄弟厂相比仍有差距。从各月水质普查情况看，全厂污水站站内合格率为95%，站外合格率为73.7%，三座污水站站内的PH值、溶解氧、含油量、悬浮物含量、滤膜系数全部达标，总铁含量达标率56.25%。但25座计量站除PH值、溶解氧、含油量三项指标达标外，总铁含量仅有2个站合格，悬浮物含量合格站4座，滤膜系数达标站2座。不达标水的注入也是油层污染、注入压力不断升高、井况不断恶化的重要因素。因此希望分公司能增加投入，加大对美丽油田水体改造力度，真正做到“治病治本”。
（二）分注后配套工艺不完善
1、特殊井分注后测调工艺不配套
主要是4″套分注井，工具内通径小，测试工具不配套，出现分注后各层的吸水状况不明确，给开发上分析带来一定的影响。
2、高压注水井分注后的相关问题
随着精细注水工作的开展，差层挖潜分注井增多，美丽油田高压注水井也逐年增多。这些高压带封井的增多给后期生产管理带来很多问题，如：注水压力超过30MPa井的无法正常测试问题；现有地面增注设备及流程无法满足高压注水；井筒结垢造成挤注压力高井重新实施二次措施（重炮、酸化等），不仅影响措施进度，同时也增加了投入的成本，给井筒也带来负面影响。
（三）井况复杂
施工周期长
1、井况恶化
事故井增多
美丽油田每年都有新增套变井，使分注工艺面临选井难，选分注管柱难等不可回避的问题，同时施工周期也相应增加。统计1-5月份作业的244口井，新增套变、套损井14口，变形加重井5口。
2、逐层上返井强出水层封堵难度大
作业周期长
在作业施工过程中发现部分上返水井，若下部油层属高压强出水层，在对其实施填砂或注灰封堵时，会出现井筒内倒灌或溢出井口等现象，造成填砂不沉或注灰灰面上移等，使封堵措施难以实施，作业周期长。
五、下步攻关方向
特殊井分注后的测试问题是全局各厂均存在的问题，需分公司组织专业人员攻关。针对投入不足的问题，在争取分公司支持的同时，我厂将从以下几方面内部挖潜：
1、强化旧油管修复力度，最大限度地合理利用修复管；
2、选择可验管的工艺技术，靠工艺择优选用旧油管；
3、创新开展工作，增设末端过滤装置，提高入井水质合格率。
结合精细方案实施过程中存在的问题，立足美丽油田现状，我厂制定以下攻关方向：
1、高压分调、分测技术：力争做到能分能调能测；
2、分注后高压挤注不吸水井，加强研究，力争做到措施前有预判，实施不重炮解堵，减少井况恶化。
3、重点对逐层上返，用砂或水泥灰封堵下部高压强出水层中存在的问题进行攻关，增加一次封堵的成功率，缩短施工周期；减少施工中对上部油层的污染。
第二部分
油水井大修
一、2009年1-5月份大修工作量及效果 1、2009年1-5月大修工作量
截止5月底，油水井大修实施油水井大修31井次（30口井），工艺有效29（28口）井次，工艺有效率93.5%。其中，大修换井底6口，复杂落物打捞16口，占工作量的20%和53%。
1、油井措施效果
2009年1-5月油井大修完井14井次（13口井）。目前已恢复生产11口，日增液90.6t，日增油25.3t，累计增油1141.8t。恢复控制储量45.8×104t，恢复可采储量12.3×104t。
从油井修井类别上看（见下图），换井底、复杂落物打捞是今年的主要修井手段，都实施了5井次，占油井大修工作量的76%；从修井效果上看，换井底增油效果显著，年累增油895.9t，平均单井增油175.1t，占油井大修累计增油的79%。
大修井次1, 8%1, 8%1, 8%5, 38%141.1, 12%大修增油3.9, 0%, 0%100.9, 9%5, 38%换井底打捞换套下4寸套钻塞换井底打捞换套895.9, 79%下4寸套钻塞
与去年同期相比，油井大修井次增加6井次，其中换井底工作量增加5井次；从增油效果对比上看，2009年明显要好于去年，累计增油增加了496.6t。
大修井次柱状图14121086420***5551换井底打捞换套大修增油效果柱状对比图***00895.95881141.820082009645.2211钻塞合计2000换井底100.9打捞141.157.2下4寸套3.9钻塞合计下4寸套换套
2、水井大修措施效果
1-5月份水井大修完井17口，中完2口（2-138、79-13），恢复注水10口井，累计恢复注水31727m3，增加(恢复)注水厚度171.3m/83n，增加(恢复)水驱控制储量44×104t，增加(恢复)水驱动用储量20.7×104t。
其中，完成换井底1口，复杂落物打捞11口，见效油井8口，累增油0.01973×104t。
二、目前生产和技术存在的问题
1、修井费用紧张与饱满的大修工作量的矛盾，已经影响着油藏的平稳开发，希望主管部门给予资金的支持
由于我厂中高渗油藏较长的开发时间，套变+复杂落物的事故井很多，致使注采井点缺失，严重影响油藏的精细调整和油藏的稳产基础和严峻的产量形势，同时，由于成本十分紧张（2008年还有496万的缺口），影响着事故井实施大修的速度，希望能从资金上给与支持，促进整个油藏产量的平稳上升。
2、井下修井设备及修井钻具急需更新完善
目前我厂的钻杆老化及大修工具急缺的问题需要早日解决，主要表现在钻具老化，多数钻杆使用年限6-8年；有的修复两次以上，致使在打捞过程中，发现钻杆断或穿孔现象。WC51-43井在施工过程中，先后断钻杆3次，都是由于钻杆使用年限长，腐蚀严重（有的断口厚度仅2.5mm），若不及时更换钻杆，很可能再次出现事故加事故的现象，使大修井更加复杂。我厂在成本异常紧张的情况下，加大了内部挖潜的力度，如果设备允许，小井段的加深、侧钻可以内部施工，从而可以节约大量的生产成本。
3、复杂井的打捞工具急需配套，工艺需要重点突破
单纯的落物打捞工艺和工具配套十分完善，但对于（1）4寸套内的落物打捞，打捞工具十分缺乏，致使目前有10口4寸套井不能及时上修。（2）套损严重事故井的打通道修复技术需要提高，尤其是缩颈到105mm以下和套管错断井更为突出，工具单一，没有系列化也是制约套损井修复成功率的关键。目前采油二厂有132口重点事故井需要进行大修恢复，90%在中高渗和低渗油藏。这些井日影响产油能力231.4t，损失水驱控制储量315.05×104t，损失水驱动用储量173.78×104t，损失水驱剩余可采储量72.16×104t。（3）套管弯曲和井斜较大 的事故井的落物打捞，在大修过程中，因为套管弯曲很容易在套铣打捞和打通道过程中，发生开窗事故，如何通过配套防止类似井的开窗事故是目前施工的难点。
第三部分
压裂改造
一、工作量完成情况
2009年1-5月份共实施压裂28井次，包括新井投产压裂7井次，老井压裂21井次，工艺成功率100％，老井压裂措施有效18井次，措施有效率为85.7%。
从压裂方式看，主要有油管注入、卡封分层、卡封护套、投一压
二、单封压两层、光套管注入等方式（见下表）。
类型新井老井合计所占比例2009年1-5月压裂方式统计表油管注入卡封分层卡封护套光套管注入551035.7%6621.4%23517.9%113.6%投一压二5517.9%单封压两层113.6%合计72128100.0% 压裂方式的选择主要有以下几种变化：笼统的油管注入压裂所占比例逐步减少；由于套管老化卡封护套井压裂所占比例逐步增加；为了精细分层卡封分层压裂所占比例逐步增加；对于隔层较差、双封分层风险较大的井采用投一压二方式；对于全井4寸套管井应用光套管注入方式；对于隔层较好的井应用单封压两层方式，从压裂方式上基本满足了生产需要。
二、效果分析
2009年1-5月份老井共压裂21井次，有效18井次，有效率85.7％，日增液294.4吨，日增油68.5吨，综合含水下降1.4%；平均单井日增液14.0吨，单井日增油3.3吨；平均单井累增油165.3吨，累计增油3470.8吨，平均有效期63天。分层系效果分析如下：
1、高渗层（S2段）
2009年1-5月份采油二厂高渗层共实施老井压裂9井次、新井压裂4井次，共13井次。老井有效8井次，有效率88.9％，日增液123.8吨，日增油25.4
吨，综合含水下降9.5%；平均单井日增液13.8吨，单井日增油2.8吨；平均单井累增油191.9吨，累计增油1727.5吨，平均有效期57天。
2、低渗层（S3段及外围）
2009年1-5月份采油二厂低渗层共实施老井压裂12井次、新井压裂3井次，共15井次。老井有效10井次，有效率83.3％，日增液170.6吨，日增油43.1吨，综合含水上升7.4%；平均单井日增液14.2吨，单井日增油3.6吨；平均单井累增油145吨，累计增油1743.3吨，平均有效期67天。
三、所做的主要工作
1、复合压裂工艺技术取得进展。
受长井段开采、二、三类薄差层的动用、井况复杂化等因素的影响，单一的压裂工艺技术已很难满足当前的改造需要。我们根据生产需要，主要应用了以下复合压裂工艺：
(1)、卡封分层、投球压裂技术解决差隔层压裂技术难题。
2009年1-5月有5口井压裂目的层隔层较差、双封分层风险较大，实施卡封分层、投球压裂技术。
(2)、避射、扩射技术控制裂缝纵向延伸延伸。
扩射技术：对压裂目的层偏薄的井采取扩射措施，增加进液孔数，减少孔眼摩阻。
避射技术：新层射孔层段采用避射技术，通过缩短压裂井段跨度，控制裂缝在高度上的延伸。
(3)、支撑剂沉降、人工隔层控制裂缝纵向延伸延伸。
薄层、差隔层压裂压裂时应用了人工隔层控制裂缝高度技术，包括用漂浮式转向剂控制裂缝向上延伸，用重质沉降剂控制裂缝向下延伸和同时使用两种转向剂控制裂缝向上下延伸。1-5月有7口井应用此技术。
2、精细分层，提高压裂工艺的针对性，从而进一步提高分层压裂效果。进入2009年，我厂围绕精细挖潜这一主线，提高压裂工艺的针对性，加大分层压裂工艺的实施，尽量缩短压裂井段跨度，使压裂目的层相对集中，1-5月推广应用了卡单封分层压裂、投球分层压裂两种分层工艺，老井共应用6口井，均取得成功。
3、创新工艺方法 解决压裂施工难题。
首次应用4in套管机械桥塞压裂成功。3-127井全井4in套，由于下部S2X2.3-3.3能量较高，填砂后仍有溢流，应用4in套桥塞封堵下部，再填30m砂保护桥塞，打桥塞成功后，井口溢流消失，封堵成功。5月17日下午压裂获得成功。
首次应用Y241封隔器压裂成功。3-196井斜水平投影图显示为“S”型。常用Y221封隔器在此情况下，座封难度大，决定采用Y241卡瓦支撑液压坐封封隔器，应用后座、验封一次合格，压裂获得成功。
四、下步需推广应用的工艺技术
1、细分层压裂工艺技术
目前单封分层压裂已得到广泛应用，但往往单封将避压层封堵以后，压裂目的层段仍比较长，砂组较多，效果不理想；为了精细分层，使压裂更有针对性，对物性差别较大的层段分别改造，我们将细分层压裂工艺技术做为重点攻关，主要推广应用卡封分层投球压裂、卡单封压两层、卡双封压两层等三种压裂工艺。
卡封分层投球压裂技术主要针对物性有差异、隔差层的井应用的一种分层压裂工艺技术，1-5月份应用5口井。
卡单封压两层压裂技术主要针对物性有差异、隔层跨度大于10m的井应用的一种分层压裂工艺技术，1-5月份应用1口井，目前还有2口井已上作业。
卡双封压两层压裂工艺技术含量相对更高，风险性更大，在压后的解封过程中却出现了不少的问题，下步应对双封工具进行改进和完善，以便于压后解封，确保双封井的顺利投产。因卡封投球压裂存在一定的盲目性，在下半年计划加大卡单封压两层、卡双封压两层工艺的实施，进一步提高分层压裂效果。
2、开展薄差层压裂技术攻关
随着油田开发逐渐向二、三类油藏转移，薄差层压裂所占比例逐年增大，压裂施工难度越来越大，破裂压力高、加砂量达不到到设计值甚至砂堵现象时有发生，严重影响了压裂措施效果。为此我们开展薄差层压裂技术攻关，目前已初见成效。适用范围是单层厚度小于2m、压裂层全部厚度小于5m、孔隙度小于10%的薄差层。下步要继续加大薄差层研究力度，思路是在加强构造认识的基础上，从施工设计、液体配制、加砂规模等方面采取多种调控措施，在压裂前进行预处
理，采取重炮、加大孔密、酸化处理等措施，解除近井污染、低排量降低施工压力，形成适应薄差层的压裂技术。3、4寸套管卡封分层压裂技术
目前应用的4寸套管分层压裂技术仅限于投球压裂一种，针对性不强，我们将4寸套管卡封分层压裂技术进行攻关，已进入前期调研，面临三个难题：一是2寸油管内径小，摩阻大；二是4寸套管封隔器的承压问题；三是封隔器无法正常起出时的处理问题。
通过调研究，针对第一个难题，我们的想法是采用2 1/2in无接箍油管下入4寸套管中，可以解决摩阻问题；针对第二个难题，通过调研了解到井下工具所在新疆土哈油田应用过Y341-70封隔器卡封护套压裂，下入深度3000-4000m，排量达到4m3/min以上，破压50-70Mpa，已可以满足美丽油田4寸套管压裂需要；针对第三个难题，局里已将小井眼打捞、磨铣技术做为重点研究攻关，研制配套的修井、打捞工具。基于以上几点，我们认为4寸套管卡封分层压裂是可以实现的。目前没有2 1/2in无接箍油管，该油管钢级要达到N80，抗内压达到70Mpa，需要协调解决。
第四部分
酸化改造
一、工作量完成情况
2009年1-5月份共实施油井解堵9井次，其中老井解堵7井次、大修侧钻投产2井次，工艺成功率100％，有效4井次，低效3井次，无效2井次。解堵方式有光管注入和卡封解堵两种方式，其中光油管注入4井次，卡封解堵5井次。
二、措施效果分析
2009年1-5月共实施油井解堵措施9井次，日增液118.7吨、日增油3.2吨，平均有效期46天，累积增油227.9吨。分层系效果分析如下：
1）高渗层（S2段）
2009年1-5月份采油二厂高渗层共实施老井解堵5井次、新井解堵2井次，共7井次。有效5井次，有效率71.4％，日增液83.9吨，日增油2.2吨；平均
单井累增油191.9吨，累计增油108.1吨，平均有效期38天。
2）低渗层（S3段及外围）
2009年1-5月份采油二厂低渗层共实施老井解堵2井次，有效2井次，有效率100％，日增液24.8吨，日增油1吨；平均单井累增油59.9吨，累计增油119.8吨，平均有效期74天。
2009年1-5月解堵类型主要有常规酸化和热力解堵两种，其中常规酸化又分为老井酸化和大修侧钻井酸化投产。2009年1-5月共实施老井酸化6口，酸化投产2口，热力解堵1口。常规酸化有效7口，有效率87.5％，热力解堵未见效。
三、所做的主要工作
1、P3-C47井4寸套分层大型酸化施工获得成功，为同类井的有效改造和开发探索了一条新思路。
2、今年酸化解堵措施和往年相比，更加注重多样性和适应性，为了精细分层改造，酸化方式由笼统酸化向分层酸化转变，共实施5井次。
四、存在问题及下步方向
1、针对酸化有效率低，下步加强解堵前的测试、分析和讨论工作，准确界定油井低产的真正原因，对于确实堵塞的井，确保解堵配方及工艺的针对性和适应性；对于堵塞原因不明确或没有堵塞的井，不能冒然施工，防止对地层造成新的伤害。
2、加大分层酸化的推广实施力度：对于生产井段长的井实施分层酸化或多级酸化，使用封隔器、滑套等工具，将目的层分隔开来对进行逐一酸化。
3、加大应用新工艺、新技术以提高酸化效果，主要应用泡沫酸化技术、气热酸化技术、暂堵酸化技术等。继续进行不动管柱高活性解除水锁的试验，进一步推广射孔与酸化联作工艺，优化作业工序，减少作业周期。
第五部分
封堵技术
一、工作量完成情况
2009年1-5月共挤堵油水井11口，其中堵剂4口，自配水泥浆7口，工艺
成功率92.9%，目前实施油井挤堵4口，截至5月25日累计增油114.9吨，平均单井增油28.7吨。累计措施有效期为161天，平均有效期为40天，目前继续有效。
二、所做主要工作
1、为了节约成本又能达到地质要求，技术人员经过反复论证，决定对漏点和封窜井实行自配水泥浆封堵。截至目前，已先后在7口井上实施自配水泥浆挤堵，均达到地质要求，节约堵剂费用28万元以上。
2、封窜技术在1-245井取得较好效果。
3、现场试验应用了高压替挤装置（1-245井）和高压挤灰装置（7-39），工艺上需要进一步改进。
三、下步需要推广应用的工艺技术
1、自配水泥浆封堵技术
为了节约成本又能达到地质要求，我厂对漏点和封窜井实行自配水泥浆封堵。今年1-5月份共有13口井自配水泥浆挤堵漏，共使用油井水泥209吨，均一次达到地质要求，已节约堵剂费用28万元以上，平均单井堵剂费用3.32万元。下步完善单一水泥浆配方，形成适合濮需油田的封堵技术。
2、改进完善高压替挤装置和高压挤灰装置。
第五篇：“精细管理夯实基础年”
2010年是公司的“精细管理夯实基础年”，是我们打造精品炼化企业的开局起步之年，是我们胜利完成装置大检修任务、稳步推进“四大基地”建设的丰收之年，也是深入总结“十一五”生产经营成就、谋划“十二五”发展规划的关键之年。一年来，全公司上下认真学习实践科学发展观，深入学习贯彻党的十七大和十七届四中、五中全会精神，积极宣贯践行精品炼化企业的“四精”理念和“六化”内涵特征，实施差异化战略，打造精品炼化企业，公司的各项工作取得了显著成绩。为了总结经验，表彰先进，鼓舞士气，巩固和发展已取得的成果，科学制定好2011年的工作计划和“十二五”规划，确保2011年各项工作再上新水平，经公司党委和公司研究决定，从2010年12月15日到2011年1月15日，在全公司范围内深入开展总结评比活动。现将有关事宜
通知如下：
一、指导思想
以科学发展观为指导，以深入学习贯彻党的十七届五中全会精神为重点，以巩固和发展“精细管理夯实基础年”成果为主线，紧密围绕“推进‘四大基地’建设，打造精品炼化企业”的工作部署，全面总结一年来各单位、各部门在安全环保、生产受控、经营管理、产品销售、基层建设、党的建设、思想政治工作以及企业文化建设等各项工作上取得的新成果和创造的新经验，尤其要总结好在装置大检修、重点工程建设、精细化管理等方面的好做法、好经验。要通过自下而上的总结评比，评选表彰先进典型，进一步激励全体员工增强责任感和使命感，为公司又好又快发展做出新的贡
献。
二、主要工作
在总结评比活动中，重点要做好以下四项工作：
（一）深入学习宣传党的十七届五中全会精神，为公司科学发展打牢思想根基。各级党组织和广大党员干部要把学习贯彻党的十七届五中全会精神和实践科学发展观贯穿于总结评比活动的全过程，以两级党委中心组学习为龙头，以党员领导干部为重点，深入学习宣传党的十七届五中全会的重大意义，深刻理解、全面掌握全会精神的丰富内容，切实增强贯彻落实的自觉性和主动性；深入学习宣传“十一五”时期经济社会发展的巨大成就和宝贵经验，深刻认识取得的成绩来之不易，积累的经验弥足珍贵，创造的精神财富影响深远，进一步统一思想、认清形势、增强信心，坚定自觉地跟党走中国特色社会主义道路；深入学习宣传“十二五”时期经济社会发展的指导思想、总体思路、目标任务和重大举措，进一步增强贯彻落实科学发展观、加快转变经济发展方式的责任感和紧迫感。要通过多种形式的学习宣传，切实把思想统一到中央对国内外形势的科学判断上来，统一到中央关于“十二五”经济社会发展的总体思路、目标任务和保障措施上来，统一到集团公司“发展、转变、和谐”的发展主题上来，统一到公司“推进‘四大基地’建设，打造精品炼化企业”的发展思路上来。要把学习宣传党的十七届五中全会精神与各单位、各部门的工作实际紧密结合起来，进一步理清工作思路，完善发展措施，切实把握发展规律、创新发展理念、转变发展方式、破解发展难题，制订好“十二五”发展规划，用科学理论指导公司各项工作，推动公司科学发
展、和谐发展、快速发展。
（二）紧密结合本单位工作实际，着力搞好重点工作的总结。各级党政组织要紧密围绕“精细管理夯实基础年”这条主线，认真总结本单位、本部门一年来在“推进‘四大基地’建设，打造精品炼化企业”中取得的工作成绩和经验体会，重点是结合“基础管理建设工程”，总结加强安全环保管理、生产受控管理、生产经营技术管理、设备工程专业管理、节能节水管理、质量控制管理、计量管理等方面的专业管理经验；结合装置大检修工作，总结绿色停工、绿色检修、绿色开工和装置长周期运行的经验；结合聚合物扩能和二期聚丙烯等重点工程建设，总结科技研发和工程建设的经验；结合“四好班子”创建、创先争优、建设学习型党组织和“忠诚事业、承担责任、艰苦奋斗、清廉奉献”主题教育等活动，总结加强领导班子建设、党支部建设、党员队伍建设和党风廉政建设的经验；结合“形势、目标、任务、责任”主题教育、“书香炼化·悦读精品”全员读书活动和“学习与提升”活动，总结开展思想政治工作和加强企业文化建设的经验；结合“五型”班组创建活动，总结基础管理、基层建设和员工培训的经验。要围绕实现2010年工作目标和实施精细化管理，深入总结采取了哪些有效措施，取得了哪些显著成绩，积累了哪些创新经验。同时，要发扬“两分法”前进的优良传统，认真分析存在的主要问题及原因，进一步整改工作中存在的问题，持续推进精细化管理，促进各项工作再上新水平。各级干部的总结要按照公司党委组织部的年终考核安排进行；广大员工的总结，要以班组为基本组织形式，以系统总结一年来取得的主要进步为重点，以弘扬正气、激励斗志、营造和谐向上的浓厚氛围为目标，坚持一人总结、大家补充，比成绩、比贡献、比进步，进而掀起学习身边先
进的热潮。
（三）坚持层层推荐把关，认真评选先进典型。要严格按照公司工会制订的评选办法，搞好双文明先进单位和先进个人的评选。要层层推荐，逐级把关，评选出事迹突出、群众信服的先进单位、先进个人和“两标一模”。公司联评后确定的“两标一模”候选人，由宣传部负责宣传先进事迹，并在公司进行公示。所有评选结果由公司工会汇总，提交公司党政领导联席会议审议后确定。
（四）认真分析形势，科学制订明年工作计划。公司各单位、各部门要以科学发展观为指导，增强创新意识、大局意识和责任意识，认真查找分析影响和制约公司及本单位又好又快发展的问题及原因，重点围绕安全环保、生产经营、设备管理、党的建设、思想政治工作、企业文化建设和基层建设等方面工作，有针对性地提出2011年工作的新思路，制订出切实可行的“十二五”规划。工作计划要注重结合实际，勇于开拓创新，做到思路清晰、目标明确、措施得当，具有较强的实用性、针对性和可操作性，确保各方面工作在新的一年有新的发展和提高。
三、几点要求
（一）高度重视，加强领导。年终总结评比活动对于表彰先进、鼓舞士气、推动各项工作上水平上台阶具有重要的意义。要提高认识，加强领导，认真组织，周密安排，各单位主要领导要亲自负责，保证总结评比活动有组织、有领导、有计划地进行，积极、稳妥地抓好总结评比活动的推进落实。
（二）把握进度，注重实效。年终总结评比活动正值岁尾年初，各项工作头绪繁多，各级党政工团组织要齐抓共管，形成合力，把开展总结评比活动与做好当前各项工作紧密结合起来，统筹安排，做到相互促进，共同提高，务求实效。要在认真分析形势的基础上，形成明年的工作思路及保障落实措施，同时要对公司明年整体工作思路的制定提出建议。
（三）发扬民主，严格评选。评选中要始终坚持群众路线，坚持民主集中制原则，自下而上地做好评比推荐工作。在评比过程中，要“重事实、重实绩、重贡献”，切实按照评比条件，严格把关，好中选优，不搞平衡照顾，真正评出先进，评出团结，评出和谐，评出士气，评出干劲。
（四）推广经验，促进工作。各单位在开展总结评比活动中要及时总结推广先进典型的经验做法，促进总结评比活动广泛深入开展。要重视总结评比活动中的信息反馈工作，安排专人及时收集整理活动过程中的好经验好做法以及本单位本部门先进典型的事迹，并通过公司内外部媒体及时反映总结评比活动的进展情况，推动总结评比活动的广泛深入开展。
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