坪北油田开发对策研究与实践多媒体.ppt

单击此处编辑母版标题样式,单击此处编辑母版文本样式,第二级,第三级,第四级,第五级,*,坪北油田开发实践与认识,江汉油田分公司坪北经理部,二00四年七月,汇报人：何志祥,汇 报 提 纲,一、油田基本情况,二、油田,开发建设主要成果,四、,对坪北特低渗透油藏开发的几点认识,一、油田基本情况,三、油田,主要开发对策实践及效果,地理位置,位于陕西、延安、安塞，,地处黄土高原中部，,海拔高度12501651m,地面沟壑纵横，地形破碎。,日、年温差都大，,年冰冻期长达5个月，,雨季易形成洪水，,黄土见水极易流失和下陷,自然地理,区域构造,坪北油田构造位置处于鄂尔多斯盆地东部陕北斜坡中部的坪桥鼻褶带，为一西倾大单斜，坡度不足1。构造对油藏无明显的控制作用，属岩性油藏。,储层状况,主要含油层位为三叠系延长组,C6,2,、C6,1,和C4+5,2,为一套砂泥岩地层,属三角洲前缘亚相沉积，平面上砂体在较大范围内能连续分布，油层分布与砂体的分布具有较好的相关性，沉积砂体的中心部位也是油层的富集部位。,裂缝特征,在坪北4+5,2,、C6油藏中存在微裂缝，并且具有一定的规律性。天然裂缝主要有两组，分别是NE2545和NW2045。人工裂缝的主要延伸方向为NE7080。,流体性质,2、长庆油田以,探井、资料、勘探成果出资，占总投资的15%；江汉油田以货币和实物出资，占总投资的85%,项目启动背景及思路,协议和章程主要内容,3、以该地区探明的C4+5,2,含油面积的64km,2,范围作为合作开发区域，并可在周边进行滚动勘探,4、坪北经理部作为长庆油田的二级单位，独立核算、自负盈亏,1、坪北经理部在合作开发管理委员会（简称联管会）的直接领导下运作,二是对黄土高原的特点不了解、周边环境不熟悉，给工作和生活都带来诸多不便;,项目启动背景及思路,项目遇到的主要困难,三是当时的原油价格处于低谷，经营形势严峻，甚至直接影响到项目的经济论证结果及项目的存亡。,一是江汉人对特低渗透裂缝性油藏的开发没有经验，需要学习和摸索的东西较多；,以经济效益为中心，以实用技术为基础，以合理开发为目标。,项目基本思路：,汇 报 提 纲,一、油田基本情况,二、油田,开发建设主要成果,四、,对坪北特低渗透油藏开发的几点认识,三、油田,主要开发对策实践及效果,二、油田开发建设主要成果,开发建设成果,按照制定的开发思路，坪北油田经过六年的开发建设，现已具备一定规模,经理部目前共有职工473人.主要生产单位7个：5个采油队、1个联合队、1个综合维修队;,另外设有小车队、护油队、生活服务队等生产生活辅助单位；,2、区块新增探明储量1386万吨；,开发建设成果,3、基础注采井网基本形成，油田开发势态良好；,4、在油田规模基本建成的同时，油田经济效益也逐步好转；,1、规模产建四年累计上报产能25万吨，2001年核定产能20.5万吨；,5、逐步摸索出了一些适合坪北油田的开发对策。,注水开发储量：,N=336810,4,t,天然能量开发储量：,N=8010,4,t,产建成果,启动时:,A=64Km,2,N=206210,4,t,探明:,A=77.2Km,2,N=374510,4,t,复算探明（动用）:,A=41.7Km,2,N=344810,4,t,四年产建,规模产建结束时,核定产能20.510,4,t,开发成果,开采曲线及相应数据,坪北油田开采曲线,规模产建期,（1998.52001.12）,开发调整期,（2002.12003.12）,四年产油37.5万吨,二年产油35.9万吨,六年累计产油73.4万吨,坪北油田1998-2001年投资完成情况及利润统计表,开发投资 7214910,4,元,地面投资 1487310,4,元,地下投资 5727610,4,元,19.9%,经营成果,坪北油田1998-2004年投资回收及利润情况统计表,2003年底总投资 8037910,4,元,预计年中全部收回投资,累计收回投资7302310,4,元,年末出现财务盈利,回收90.8%,2004年底总投资 8505910,4,元,经营成果,34.8%,19.9%,594.92万元,840.23万元,1.4910,4,万元,国内相似油田,坪 北 油 田,2510,4,t/a,3110,4,t/a,1994年,1998-2001年,地面工程建设投资,占总投资比例,万吨产能地面建设投资,2.310,4,万元,建产能,油水系统短流程,原油集输,设增压点,配水间由小阀门、小仪表、小管线组成,单管密闭集输,单管注水管网,油井串油井,平台串平台,三小,一短,一增,二单,二串,简化设施,简化流程,简化操作,三简,地面建设特点,汇 报 提 纲,一、油田基本情况,二、油田,开发建设主要成果,四、,对坪北特低渗透油藏开发的几点认识,三、油田,主要开发对策实践及效果,三、油田主要开发对策实践及效果,坪北油田主要开发对策,（三）推行简单实用的开发配套技术,（四）进行合理有效的注采综合调整,（五）建立有效实用的经营管理模式,（二）部署优化合理的油田开发井网,（一）开展科学扎实的开发前期准备,（一）开展科学扎实的开发前期准备,1、认真录取方案基础资料,2、提前开展相关课题研究,3、广泛开展开发技术调研,4、深入总结油藏试采特征,5、积极开展注水先导试验,确定了坪北油田早期注水开发的思路,明确了坪北油田可以实现效益开发,编制了坪北油田开发总体方案,资料基础录取完整,1、储层裂缝监测及井网研究,2、数值模拟优化设计方案研究,3、注水开发先导试验区方案,4、注水开发先导试验区调整方案,5、坪北油田总体开发方案,6、坪北油田开发初期油藏描述,7、坪北油田测井解释方法研究,8、坪北油田钻采工艺研究,9、坪北油田压裂优化技术研究等,开展课题研究,技术调研,通过调研，相似油田安塞油田王窑区线性注水井网试验,单井日产油量可达到2.5t，坪桥南区注水见效井单井日产油,量也可达到2.26t。只要地面工程上因陋就简，依靠科技进,步，是能够实现效益开发的。多次经济评价表明能够达到,盈亏平衡甚至略有盈利。,试采特征初步总结,通过对坪北天然能量开采条件下试采特征的总结分析，,确立了早期注水开发的基本思路。,（1）、特低渗透油层，油井无自然产量，需压裂改造投产，且单井产量低；,（2）、油井供液能力差，天然能量开采条件下油井动液面下降快，产量递减快；,（3）、原油乳化水含量高，油井没有无水采油期；,（4）、地饱压差小、地层温度低，采油井脱气、结蜡较为严重。,开展注水先导试验,（二）部署优化合理的油田开发井网,为了井网的优化合理作了大量的研究和调研工作,1、聘请国内知名低渗透油田开发专家到坪北现场指导,2、与国内多个权威科研院所展开有针对性的合作研究,3、对全国94个低渗透油田开发情况进行技术统计,4、重点对相邻的长庆油田进行现场调研,5、提前开辟注水先导试验区进行小范围的注水开发试验,油层迭合状况,油藏驱动类型,压力系统,储层特征,流体性质,1、层系划分,长,4+5,长,6,相近,划分一套开发层系,坪南：反九点（井排平行裂缝）,其中部署采油井直接投产，一注井直接投注，二注井先期采油、后期适时转注。,坪北行列注采井网,李道品等专家的建议：,沿井排方向合理布井,坪北油田储层裂缝监测成果：,人工裂缝方向在NE70-80之间,坪北注水试验区及坪南的经验：,动态见水方向为主导裂缝方向,其他低渗透油田井排距离都,不超过150m,结合北京院油藏数值模拟优化设计方案研究,2、布井方式,确定,井排方向NE75,排距150m,井距450m,按照井网部署，四年的规模产建期完成了油田基础井网。实施后与方案对比各项指标执行情况较好。,。,第二年峰值叠加产量21.5410,4,t,产能符合率86.2%,1、产能符合率较高,2、方案指标完成较好,始终坚持,“整体部署、分步实施，先肥后瘦、先易后难，跟踪分析、及时调整”,的滚动开发原则，评价与滚动相结合，,增储效果明显。,3、油层厚度大幅度增加，增储效果明显,开发前8m,产建结束时26.3m,二是虽然注入水推进方向性强，但没有出现出暴性水淹现象；,4、动态反应注采井网是合理的,三是早期注水区域产量、含水、地层能量能较长时间保持稳定,一是部分油井见到了注水效果，在较长时间内保持了产量稳定，少数井还出现了产量上升；,根据油藏开发方案设计要求，配套技术总的设计原则是：,采用最经济、最科学的工艺手段实现开发管理目标，力求工艺技术简单、易行、成本低、见效快。,地面配套建设坚持的原则是：,地面服从地下，地面地下相结合,；,统一规划、分步实施、注采配套、简化工艺、节省投资。,不盲目追求高水平、高技术、高指标，把讲究实用性和经济效益放在第一位。,（三）推行,简单实用的配套技术,截止2001年底，油田主要生产配套建设基本完成：,1、建采油井375口，丛式井采油平台101个(其中集输平台76个，拉油平台25个)；建注水井106口、水源井27口。,2、建成了集输、注水等系统工程和水、电、路、讯、矿建等配套公用工程；,3、建接转站3座，集中拉油站1座，集中处理站(与污水处理站、污水回注站合建)1座，敷设油气集输管线82km；,4、建清水注水站3座，水源转水站3座，敷设注水、供水管线78.9km；,5、建35kV变电站1座，架设35kV线路11km，10kV线路71km；架设(敷设)油区通讯电缆27km，建移动通讯基站1座；,6、修建油区干、支线道路26.6km(不包括井场道路),；,（三）推行,简单实用的配套技术,丛式井,坪北钻井基本上采用常规技术，结合坪北的地质特点和黄土高原的地貌特征，主要有以下特点：,（1）,受地理条件的限制，坪北全部采用丛式井钻井；,（2）,井眼轨迹均为定向斜井，水平位移多在300,m,左右，最大,500m;,（3）规模产建期靶半径设计为30m，加密调整期靶半径设计为20m；,（4）由于地层破裂压力较低，固井水泥返高原则上设计在油层顶界以上150m。,钻井工艺设计,采油工艺设计,（1）,油井采用有杆泵机械采油方式生产，选用4型游梁式抽油机，冲程为1.21.8m，冲次为36次/min。,（2）,139.7mm套管井选用J5573mm平式油管，114.3mm小套管井选用J5560.3mm平式油管,。,（3）抽油杆柱选用强度级别为D级的19mm和16mm二级组合,。,（4）抽油泵全部采用32mm一级配合间隙管式组合防斜抽油泵;泵挂深度为1200mm1350mm，泵挂深度在油层上界50m左右。,(5)管杆防偏磨措施主要是在抽油杆上安装滑块式尼龙扶正器。,（6）油管上带撞击式泄油器。,（7）采油井口选用150型简易井口，光杆盘根选用偏心盘根盒。,（8）对结蜡井采取定期进行化学清蜡和热力清蜡；结垢油井定期套管加阻垢剂防垢。,采油配套设计最大限度地发挥了地面抽油设备潜能。目前抽油机平均负荷利用率91.9%,冲程利用率89.9%，电机功率利用率74.4%。,采 油 管 柱,油层,柱塞,撞击式泄油器,筛管、丝堵,套管,油管,抽油杆,固定凡尔,人工井底,常规合采管柱示意图,油层,封下采上管柱示意图,油层,套管,油管,抽油杆,抽油泵,人工井底,桥封,Y211-114封隔器,采 油 管 柱,分采任意层管柱示意图,套管,油层,油层,油管,抽油杆,人工井底,油层,Y111-114封隔器,筛管丝堵,扶正器,抽油泵,扶正器,球座,Y341-114封隔器,KZC-114支撑器,油层,Y341-114封隔器,丢手接头,筛管丝堵,油层,5,1,/,2,丢手堵水管柱示意图,人工井底,计量管线,生产汇管,丛式井场采油井口流程,注水工艺设计,（1）,坪北油田注水工艺与油田产能建设同步实施；,（2）借鉴类似油藏（如长庆局安塞油田）注水开发经验，注水井不压裂直接投注；,（3）同时针对层间吸水状况极不均匀的实际情况，开展分层注水，,配套采用偏心配水管柱,；,（4）以注清水为主（80%），部分井注污水（20%）；,（5）注水站均选用精细过滤装置，同时加入缓蚀阻垢剂、杀菌剂等化学药剂。但总体来讲水质处理都比较简单。,1、油层压裂改造工艺,压裂工艺特点,：,低温压裂液,适应地层温度40；,低前置液,一般用量1020m,3,，占总液量的15%,小排量,多采用1.41.6m,3,/min；,高砂比,平均砂比35%左右，最高可达6070%,；,快速破胶,在地层温度下30分钟水化，60分钟彻底破胶；,快速返排,放喷、抽吸速度较快。,压裂工艺体系：深穿透、细分层、快排液,（三）推行简单实用的开发配套技术,压,裂,管,柱,水力锚,球座,江453封隔器,措施层,投球分压管柱示意图,措施层,塑料球,安全接头,人工井底,球座,水力锚,江453封隔器,措施层,常规合压管柱示意图,安全接头,人工井底,压,裂,管,柱,水力锚,凡尔,措施层,K344封隔器,K344封隔器,KPX喷砂器,措施层,提放管柱分压任意层示意图,安全接头,人工井底,水力锚,球座,措施层,K344封隔器,K344封隔器,KPS喷砂器,措施层,不动管柱分压示意图,安全接头,人工井底,暂堵压裂现场施工情况,2、,老油层重复改造技术,普通重复压裂,暂堵重复压裂,先封堵后重复压裂,（三）推行简单实用的开发配套技术,常用注,水,管,柱,注水层,注水层,配水器,封隔器,固定凡尔,筛管丝堵,人工井底,配水器,5,1,/,2,套管一级两层注水管柱示意图,注水层,注水层,封隔器,配水器,封隔器,固定凡尔,配水器,筛管丝堵,注水层,人工井底,配水器,5,1,/,2,套管二级三层注水管柱示意图,3、分层注水工艺,由于注水系统小、单井配注量低，分注管柱工作稳定性差、分层配注精度低,（三）推行简单实用的开发配套技术,早期油套分注管柱,注水层,Y111-114封隔器,丝堵,注水层,配产器,油管扶正器,安全接头,人工井底,管柱座于人工井底，存在安全隐患,该管柱由KLJ-90安全接头、KZC-114支撑器、Y341-114堵水封、KHT-95坐封球座、筛管丝堵等组成。,现油套分注井管柱结构,KHT-95坐封球座,KLJ-90安全接头,注水层,KZC-114支撑器,Y341-114封隔器,筛管、丝堵,注水层,人工井底,注水层,注水层,下管柱,坐封封隔器,坐卡支撑器,洗井,投入钢球,油套分注管柱原理演示,注水层,注水层,下管柱,坐封封隔器,坐卡支撑器,洗井,投入钢球,打掉球座芯子,连通注水层,油套分注管柱原理演示,下管柱,坐封封隔器,坐卡支撑器,打掉球座芯子,洗井,连通注水层,解封,注水层,注水层,投入钢球,油套分注管柱原理演示,注水层,流量计,闸门,压力表,用封隔器分隔上、下两层，油管注下层，套管注上层，各层的注水量在地面控制和计量。分层调配在地面即可实现，计量误差只受地面计量仪表精度的影响。,注水层,地面计量控制流程图,截止2003年底，注水井分注率达43.9%，方案分注率100%。,坪北油田注水井分注情况统计表,原油集输工艺设计,坪北油田地质开发方案采用丛式井场布井，平均每个生产平台布井4-6口。井台单井计量，原油集输采用单管加热输送工艺，油气集输系统采用接转站和集中处理站二级布站，。,4、原油集输工艺,（三）推行简单实用的开发配套技术,坪北油田从开发以来，随着油田规模的发展，原油集输工艺先后经历了三个阶段：,采油平台独立计量拉油阶段；,采油平台独立拉油与部分区块集中拉油相结合阶段；,主力区块集输与零散采油平台独立拉油相结合,阶段。,最终形成了适合坪北油田地形特点的,丛式井场 增压点,接转站（集中拉油站）,集中处理站,的布站流程。,（三）推行简单实用的开发配套技术,计量罐,套管气,油井,油井,油井,自流装车,套管气,储油罐,采油平台,拉油,工艺流程,油井,油井,油井,自流装车,计量罐,套管气,储油罐,套管气,拉油,平台单井计量工艺流程,储油罐,装车管线,采油平台拉油流程,计量油箱,采油平台,集输,工艺流程（一）,油井,油井,油井,集油管线,掺输泵,水套,加热箱,输油泵,不计量时流程,单井计量,掺输,采油平台,集输,工艺流程（二）,油井,油井,集输干线,计量罐,掺输泵,加热,水箱,进油井套管,流量计,部分平台进一步设计了,平台油井自洗井流程,和,增加了流量计,。平台工人可自行对油井进行自循环热洗，也实现了平台或单井连续计量，流量计与油罐相互校对的问题。,集输平台热水循环流程,计量油箱,热水泵,套管气,水套,加热箱,计量油箱,水套加热箱,泵房,采油平台集输工艺流程,掺输泵,热水泵,采油平台集输工艺流程,流量计,采油平台集输工艺流程,液,计量 分离器,油井,油井,油井,污水,油,气,集油干线,总机关,收球器,加热炉,生产分离器（缓冲罐）,储油罐,自流装车,干燥器,换热器,污水池,接转站（集中拉油站）工艺流程,集中拉油站（接转站）,集中拉油站（接转站）,储油罐,油井,油井,平台来液,输油泵,集油管线,套管气,水套,加热箱,计量油箱,增压点具有,加热、缓冲、计量、增压,等功能，均设在各相应采油平台。,增压点的设置，优化了总体布局，减少了接转站（集中拉油站）的设置，它不仅成功地解决了部分生产平台油井回压高的问题，而且,扩大了集油半径。,原油集输,增压点,工艺流程,加热炉,气,油罐车,零位罐,接转站来油,流量计,加热炉,生产三相分离器,储油罐,外输泵,流量计,计量三相分离器,加热炉,外输管线,加药,加药,生产平台来油,流量计,流量计,干燥器,去污水站,气,污水,去污水站,流量计,流量计,生产、生活用气,油,油,提升泵,沉降罐,P73集中处理站原油处理工艺流程,污水,P73集中处理站按最大产液量58.110,4,t/a、最大产油量2510,4,t/a的处理规模建设，是坪北油田唯一的一座原油处理站。油田所有产出液均在该站集中处理。集中处理站具备,原油脱水、脱气、储存、加热升温、外输、含油污水净化及污水回注,等功能。,P73,集中处理站,流量计,电接点,压力表,P73,集中处理站来油,计量,生产,P73,集中处理站来油总机关,流量计,生产三相,计量三相,P73,集中处理站,原油分线核产,P73,集中处理站,原油沉降罐,（1）,坪北油田注水工艺与油田产能建设同步实施；,（2）借鉴类似油藏（如长庆局安塞油田）注水开发经验，注水井不压裂直接投注；,（3）同时针对层间吸水状况极不均匀的实际情况，开展分层注水，,配套采用偏心配水管柱,；,（4）以注清水为主（80%），部分井注污水（20%）；,（5）注水站均选用精细过滤装置，同时加入缓蚀阻垢剂、杀菌剂等化学药剂。但总体来讲水质处理都比较简单。,（三）推行简单实用的开发配套技术,5、注水工艺流程,坪北油田清水注水站工艺流程,水源井来水,精细过滤器,喂水泵,注水泵,注水干线,加药,转水站来水,注水罐,注水罐,注水罐,储水罐,加药,由于坪北地下水水质较好(悬浮物含量3mg/l,含铁0.05mg/l),采用过滤器处理即可达到悬浮物含量1mg/l,含铁0.05mg/l,基本达到了注水水质要求。,坪北油田三座清水注水站均采用了短流程工艺技术。该工艺流程具有,流程短、投资省、占地少、运行费用低,的效果。,注水罐,储水罐,PX1,注水站,加药泵,搅拌罐,PX1,注水站,喂水泵,PX1,注水站,注水泵,PX1,注水站,提升泵,污水回注干线,注水泵,加药,加药,三相来水,污水池,提升泵,喂水泵,注水罐,混凝除油罐,注水罐,缓冲罐,精细过滤器,注水罐,净水罐,坪北油田含油污水处理及回注集中在P73集中处理站，经过处理后污水可以达到回注标准，,悬浮物含量1mg/l,含油量3mg/l,悬浮物粒径1m。,P73集中处理站含油污水及回注工艺流程,注水罐,缓冲罐,除油罐,P73,污水,注水站,站,加药泵,搅拌罐,P73,污水,注水站,站,坪北油田注水管网示意图,表示注水井,采油平台,注水干线,注水干线,高压阀组,采油平台,采油平台,采油平台,采油平台,采油平台,采油平台,针对单井配注量低、注水压力低的特点，不按常规设计成双干管注水流程，设计了,单干管、小支线、活动洗井注水流程，,将配水间建在注水井平台。,小阀门,小仪表,小管线,配水间,一是逐步完善基础井网,二是增加边缘注水井点,三是在适当时机转注部分二注井,通过调整，到2003年底，全区注水井,总数达到,123,口，注采井数比达到,1：3.1,，,全油田的注采对应率已逐步上升到,90.7%,。,主体区域形成了井排方向NE75、井距,450m、排距150m的基础注采井网。在工区,边缘地区根据沉积特征和油层分布特征作,了适当调整，形成了局部边缘注水的格局,1、逐步完善油田注采井网,（四）进行合理注采综合调整,坪北油田特低渗透与裂缝发育的双重性，决定了坪北油田注水后油井受效程度,差异大，沿裂缝方向油井受注水影响较大，而沿裂缝侧向油井难以受到注水影响，,不稳定注水是解决非均质、裂缝性油藏注水的良好方法。,第一阶段试验：,同时、同幅度、同周期调整油井两侧注水井,第二阶段试验：,油井两侧注水井交替脉冲注水,第三阶段试验：,油井两侧注水井进行不同强度、不同周期的脉冲注水,2、不断摸索不稳定注水规律,（四）进行合理注采综合调整,在注水井排建立起高压区带，从而在注水井排和油井井排之间建立起较高的驱替压力，以满足提高特低渗透油藏基质水驱效率的需要,3、继续开展局部强化注水试验,P48-86P48-90井组开采曲线,P54-94P54-98井组开采曲线,（四）进行合理注采综合调整,2003年老区产能建设实施方案,第一阶段试验：,2001年在油井排上钻加密井4口取得良好效果,第二阶段试验：,2003年部署加密调整井26口，有目的地开展几项试验,2003年老区产能建设方案执行情况,4、深化老区加密调整试验,（四）进行合理注采综合调整,2003年钻遇效果表,坪北油田历年钻遇效果表,2003年新井产量统计表,2003年新井相邻老井生产情况,2003年新增间抽井情况对比表,2003年间抽井情况汇总表,2003年调参井情况,5、合理调整油井工作制度,（四）进行合理注采综合调整,6、力求充分发挥每个油层的作用,多层开采,单层开采,单层与多层相结合,油井产量接近,油层动用经历三个阶段,全面实施单层开采,19982001年所投油井油层动用程度依次为88.8%、81.0%、71.0%、64.0%；,2003年的24口调整井都严格地实行了单层开采，油层动用程度仅40.7%。,油层动用程度逐年下降,（四）进行合理注采综合调整,坪北油田历年主要开发指标汇总表,。,一是较好地控制了老井含水上升,通过上述调整,二是较好地控制了老井产量递减,坪北油田历年递减率汇总表,（四）进行合理注采综合调整,（2）实行合同管理办法,（5）细化内部经营管理,（1）建立甲乙方管理体制,（五）建立有效适用的,经营管理模式,（3）控制物质采购价格,（4）实行资金统一管理制度,工委领导下的,经理部负责制,充分利用企业特点和陕北市场规律开展经营活动，形成了坪北模式,二是发挥科技优势，实行科技降本。通过优选井位、简化工艺流程、合理开发等措施控制投资，节约成本。,内部经营管理要点,三是开展全员降本增效活动，通过层层分解指标，落实责任，控制消耗。,一是在投资决策方面严格执行决策责任制度，认真做好建设项目的前期咨询、论证工作，兼顾当前和长远利益，做到科学决策，节省投资。,四是实行内部项目管理，成立6个项目组，实行经营承包责任，工作绩效同工资奖金复合挂钩考核进行奖惩。,五是建立健全质量监督保证体系并设立总监，做到质量问题有人抓，有人管，通过加强现场管理，提高综合经营管理水平。,六是加强基础工作，建立和完善了以岗位责任制为主要内容的各专业、岗位的工作标准、管理标准、操作标准，为生产经营奠定基础。,（五）建立有效适用的,经营管理模式,汇 报 提 纲,一、油田基本情况,二、油田,开发建设主要成果,四、,对坪北特低渗透油藏开发的几点认识,三、油田,主要开发对策实践及效果,四、对坪北特低渗透油藏开发的几点认识,2、坪北的开发部署有其创新点，几年的开发实践证明，坪北的开发井网及同步注水开发的政策是适应油藏特点的，也对低渗透油田的开发有一定的指导作用；,总体认识,对坪北特低渗透油藏开发的总体认识,3、坪北的钻采工艺及地面配套建设充分地体现了简单、实用、经济的原则，是经济边际油田开发值得借鉴的地方；,4、坪北适用的管理模式是坪北效益开发重要保证：一是精简的机构人员设置，二是严格的甲乙方管理制度，三是充分利用陕北市场价格和市场运作机制，使整体的投资规模和操作成本都控制在较低的范围内，由此产生较好的效益；,1、只要政策对路，特低渗透油田是可以实现效益开发的，坪北虽然在极其困难的条件下启动，但通过一系列的有效政策最终取得了良好的经济效益；,5、,国际油价的逐步攀升并保持高位运行，客观上也成就了坪北油田的效益开发。,特别要强调的是：,坪北油田的发展史，是一部艰难的创业史，也是一部团结战斗的历史。,在坪北合作项目最艰难的时候得到了江汉石油管理局、江汉油田,分公司以及长庆油田的大力支持和关怀。坪北经理部的每位职工和,参加会战的各乙方施工队伍也表现出了很高的姿态，为了坪北合作,项目的生存和发展他们都不同程度地牺牲了各自的利益。因此，,上市和存续部分不分彼此是坪北油田得以生存和发展的关键所在。,同时，坪北项目也得到了总部领导和相关部门的关怀和支持，在此,表示衷心的感谢！,THE END,谢谢！,