一、2006年工作简要回顾

　　2006年，在集团公司党组和股份公司的领导下，胜利油田以科学发展观为指导，紧紧围绕中石化“十一五”期间“东部硬稳定、西部快上产、天然气大发展”战略，确立了油田“十一五”期间油气硬稳定的发展规划和“百年创新、百年胜利”的愿景目标，同心协力，开拓进取，圆满完成全年各项工作任务，油田勘探开发水平不断提高，经济运行质量不断提升，主要生产经营指标再创历史新高，全年生产原油2741.55万吨，完成年度调整计划的100.09％，比上年增长47万吨；完成原油商品量2648.57万吨，完成年度调整计划的100.17％，比上年增长49.5万吨；天然气工业产量8.01亿立方米，完成年度调整计划的100.13％；天然气商品量：4.4亿立方米，完成年度计划的107.32％。

　　——油气勘探又有新突破。按照“立足老区、加快新区、强化深层、稳定发展”的勘探思路，进一步深化认识，细化部署，实现了新区、老区勘探的全面突破和发展，取得了“两个突破、七个进展、八个扩大”的好成绩。即：民丰地区盐下深层砂砾岩勘探、利津西坡沙四段深层滩坝砂勘探，取得两个新突破；车镇北带、东营北带、博兴洼陷及其周缘、牛庄东部斜坡带等七个区带勘探，取得重要新进展；垦东地区、埕岛地区、大王北油田、临南洼陷构造岩性油藏等八个区块的含油面积进一步扩大。

　　——油田开发水平明显提高。正确处理当前与长远、上产与稳产的关系，精心部署实施断块、低渗透、海上“三大调整”，稠油、三次采油“两大接替”为导向的东部产量硬稳定部署，保持了稳定发展的良好态势，原油产量连续三年稳定增长。东部地区加强勘探开发、油藏与工程一体化，有效扩大了新区产能建设规模，全年新建产能174万吨，同比增加40万吨；加大低品位储量动用力度，新建产能27.2万吨，提高了资源利用效率。西部新区加快勘探开发节奏，形成了产能接替的新场面，春光油田排2区块按照油藏经营管理模式组织产能建设，实现优质高效运行，建成产能25万吨，当年产油14.8万吨。

　　——科技创新能力不断增强。全年组织实施各类科研课题430项，其中国家级3项、集团公司级58项。共取得科技奖励成果408项，其中国家级1项、省部级38项；获得专利授权169项，其中发明专利8项。通过强化攻关研究，一批有胜利油田特色的技术创新项目取得突破，为油田的发展起到了强力支撑作用。“海底管道内爬行器及其检测技术”、“正压冲固平台技术”两项国家863课题达到了国际领先水平。2006年科技进步贡献率达63％，科技成果转化率90％。

　　——经营管理水平进一步提升。从创新理念、理顺体制、完善手段等方面入手，扎实推进全面预算管理工作，出台了《全面预算管理办法》、《业务预算管理办法》等制度，充分发挥全面预算管理委员会的作用，建立了每月5日工作例会和15日经济活动分析会制度，逐项分析，及时了解、掌握和发现生产经营运行过程中存在的问题，制定解决办法和措施。按照工作量和价值量优化配比的原则，优化调整了年度财务预算指标，提高了预算的符合性和可操作性，优化压减成本支出2.04亿元。建立了ERP控制、内控审批、资金控制、考核兑现等“四道防线”，坚持了对100万元以上费用项目的细化打开分析，层层传递成本压力，保证了全年预算指标的全面完成。

　　——基础管理工作进一步夯实。强化安全环保管理，组织开展了以促进安全环保生产为主要内容的第81次岗位责任制大检查活动，提高安全环保素质，千人事故死亡率0.01、千台车事故死亡率0.04、采油污水回注率92％、外排污水达标率98％、炼油污水达标率95％，均控制在规定指标以内。研发并应用了油田勘探决策支持系统、开发决策支持系统、开发预警系统、开发管理运行系统和生产预警系统，建立了成本预警机制，提高了油田勘探开发决策及经营管理的质量和效率。加强了以完善制度、严格程序为重点的规范化管理，负责编制了《中石化油田开发管理纲要》，制定实施了《开发井油藏地质设计书》制度，推行了《水平井、侧钻井管理办法》等一系列管理规定和办法。广泛开展了油水井动态分析、油井工况分析、培养稳升井组和长寿井、争当十大岗位能手等活动，深化实施以低产低效井管理挖潜、群扶群管为主要内容的“半吨油工程”。油井躺井率同比降低1.23％；群扶群挖47747井次，累计增油10.4万吨；到2006年底，油田共有2年以上长寿井1121口，同比增加107口，前十名的长寿井生产周期均超过3000天。

　　二、当前的形势和任务分析

　　胜利油田作为东部油气硬稳定的主战场，我们深知责任的重大。这不仅体现在胜利油田油气硬稳定对“东部硬稳定”的支撑作用上，更体现在“东部硬稳定”对“西部快上产”和“天然气大发展”的保障作用上。按照中石化“战略稳定、战略展开、战略研究”三个层次的战略部署和要求，立足济阳老区、深层和渤海湾，在“十一五”期间坚决实现油气硬稳定，进而为实现“十二五”乃至“十三五”的基本稳定和持续发展奠定坚实基础。

　　从目前的现实情况看，我们的勘探开发、经营管理工作还存在着一些阶段性特征。主要表现在：一是经过“十五”的努力，在国内老区、新区都取得了一系列的勘探成果，为油田发展奠定了一定的基础，但还不能完全满足资源接替的要求，并且产能接替进入以低品位复杂油藏为主的阶段，单位投资效益呈规律性下降，有效动用的难度和风险加大；二是油田开发形势总体稳定，但可持续发展的基础还不够牢固，制约稳产基础的一些长期性问题比较突出，如在井网、注水、集输、设备、管杆更新改造投入上，仍然无法满足油田正常生产实际需要，油田开发抗风险能力不强；三是产量实现稳定增长，但产量接替处于调整结构、拓展空间的阶段，稠油、三采等高含水、高成本、高递减的产量比例增大，开发接替技术尚不成熟，产量接替空间受到限制；四是经营管理处于深化转型阶段，双重体制、多种机制和管理模式并存，精细化、规范化管理不够完善，油藏经营意识、投资效益意识需要进一步提升，建立完善内涵发展型管理模式的任务还很艰巨。

　　“十一五”期间胜利油田实现油气硬稳定，尽管面临一系列困难和挑战，但也拥有更好更快发展的基础、机遇和有利条件。一是市场高油价对油田资源接替、结构调整的拉动作用在今后一个时期会越来越明显，资源发现及动用力度不断加大。二是剩余资源潜力较大，“十一五”期间年均增加可采储量继续保持在2700万吨以上具有可靠的物质基础。三是勘探开发接替技术发展步伐加快，为提高资源利用效率和效益提供了支撑。四是经营管理理念不断增强，成本过程管理不断加强，已建立了一系列保障措施和运行机制，管理的保障作用进一步得到强化。在具备一定物质基础、良好外部条件和内在发展动力的同时，最为关键的是我们还拥有一支素质过硬、能征善战的职工队伍。因此，我们有决心、有信心圆满完成总部下达的各项生产经营任务，为“东部硬稳定”发挥支撑作用。

　　“十一五”期间胜利油田油气硬稳定的思路是：树立科学发展观，增强科技创新能力，强化油气勘探，深化开发“三大调整、两大接替”，坚持以人为本，注重管理增效，为国家能源供应和股份公司跨越式发展做出更大贡献。

　　具体部署是：胜利油田年均新增探明储量9000万吨以上，年均产量稳定在2700万吨以上，实现阶段储采平衡，储量替代率大于1。自然递减率控制在14.8％以内。

　　为确保上述目标实现，要重点开展五项工作。（一）资源有效动用。通过优化勘探目标、发挥滚动增储建产优势、加大未开发储量动用力度以及加强新区注水，“十一五”期间探明储量动用率达到70％以上；新区方案水井转注率三年内达到80％。（二）增强油田稳产基础。整装构造油藏通过加强注水、提高液量，单井日液恢复到100吨以上；断块油藏通过加强油水井治理、恢复地层能量、提高单井液量，油水井利用率提高5％；低渗透油藏通过加强水质处理、控制沿程污染，单井日注恢复到60吨以上。（三）提高采收率。通过开展新一轮精细油藏描述，加强动态监测工作，夯实挖潜基础；创新调整思路，改善开发效果。力争“十一五”期间老区增加可采储量5280万吨，提高采收率1.35％。（四）科技增油。深化聚合物加合增效等五项基础研究；推广水平井、化学驱等成熟配套技术；抓好孤东七区西二元复合驱等四个重大先导试验；积极开展聚驱后提高采收率等先导试验；加强特殊类型油藏高效开发等关键开发技术的攻关。（五）油藏经营管理。以效益确定投入，引入效益成本与周期成本的决策机制，优化成本控制，深化油田开发技术经济政策研究，完善油藏经营管理体系，进一步提高油田开发效益。

　　三、2007年重点工作安排

　　2007年胜利油田生产经营任务是：新增探明石油地质储量9000万吨，技术可采储量1700万吨；生产原油2758万吨，天然气8.5亿立方米；新建（增）原油产能332万吨，新建天然气产能1.05亿立方米；油气单位完全成本1030.89元/吨，实现利润382.8亿元（以进口原油FOB价格53美元/桶计）。为此，对全年的重点工作安排如下：

　　（一）大打勘探进攻仗，夯实资源基础

　　全年油气勘探工作本着“着重寻找规模储量，提高储量可动用性”的原则，按照“立足老区，加快新区，强化深层，稳定发展”的思路，强化三项重点工作：一是研发先进适用性的勘探理论技术。组织科技优势力量，深化和完善陆相隐蔽油气藏地质理论，攻关中深层地震勘探、深层高压高温钻井等勘探急需的重大技术系列，提升隐蔽油藏勘探能力。二是树立储量价值和效益理念，多寻找可动用储量，进一步提高勘探开发投资整体效益。三是提高勘探信息化建设水平，提高勘探决策的辅助能力，继续推动胜利勘探稳步发展。

　　通过精细评价埕岛桩海地区第三系构造岩性油藏、垦东地区上第三系构造岩性油藏、东营北带盐上砂砾岩体油藏、博兴洼陷及周缘滩坝砂岩油藏、牛庄洼陷东部斜坡带构造岩性油藏、大王北地区沙二段构造岩性油藏、陈家庄油田东部地层超覆油藏、田家地区构造岩性油藏等8个区块，确保新增探明石油地质储量9000万吨、技术可采储量1700万吨以上。通过重点勘探辽东东区块、车镇北带、东营北带盐下、四扣－渤南洼陷带沙三下、孤南洼陷及周缘、孤北洼陷带第三系、东营南坡官126－王66地区沙四下、东营中央带、营子街－大芦家地区、埕东凸起北坡等11个有利区带，新增控制和预测石油地质储量各1亿吨以上。

　　同时强化深层、开拓发展，全方位甩开勘探，努力寻找大场面，实现新突破。一是深入扎实做好风险勘探，系统总结老区风险探井的研究和设计思路，探求有效的风险勘探模式，加快今年筛选出的16个风险勘探目标的论证，力争在深层砂砾岩体、潜山及天然气勘探中取得新突破。二是积极探索济阳小洼陷，济阳及滩海盆缘地层油藏，惠民南坡中生界，以及临清坳陷、昌潍坳陷、胶莱坳陷外围新区等4个新领域，不断夯实资源基础。

　　（二）精雕细刻，进一步提升油田整体开发水平

　　一是加强勘探开发的结合，加快产能阵地的接替储备。以加快资源有效接替、提高整体效益为目标，完善勘探开发结合的机制，把发现储量和开发评价、前期准备的过程融合起来，以东营北带深层砂砾岩、牛庄东坡沙四段浊积岩、滩海探区、东营南坡沙四下红层等勘探目标区为重点，加快产能阵地的接替储备。加大滚动勘探开发投入，针对滚动目标“小、隐、深”的趋势，注重基础研究和综合评价，充分发挥物探测井新技术的作用，增强滚动勘探技术适应性。对有利区域超前进行摸底、筛选和部署，抓好目标优选，提高滚动勘探开发效益，确保当年滚动建产40万吨以上。

　　二是加强部署和方案优化，提高开发项目运行质量和效益。新区产能建设，进一步抓好开发前期研究，重点是产能规模大、投资风险高的深层砂砾岩油藏和滩海岩性油藏。按照地下地面整体考虑的原则优化方案设计，降低开发风险，加大水平井、定向井和丛式井组的应用力度，水平井比例要占新井比例的10％以上；狠抓深井井身结构设计优化和钻井、完井新技术的应用，重视工艺和地面工程方案的适用性和经济性，合理控制投资。强化新技术的攻关与应用，重点针对海上、特低渗透和特超稠油油藏抓好钻采工艺配套，提高开发效益。滩浅海油田要采用陆岸大斜度井采油技术，目前垦东12已设计4座人工岛，建成1座，完钻28口井，至2月底平均单井日产9.3吨，累产油9850吨，实现了滩浅海油田的高效开发，整体达到了国内领先水平，下步要继续深化实施。海上新区要积极推广分支水平井技术，实现高速高效开发。目前已在垦东344块设计分支水平井2口，完钻1口（垦东34C-支平1），主井眼长280米、四个分支井眼总长555.95米。2月份，位于海上的胜利油田第一口分支气井垦东34C-支平2井也已完钻，主井眼段422.48米，2个分支井眼总长257.05米。中深层特超稠油（原油粘度＞10万mPa.s）油藏水平井DCS开采技术（高效油溶性降粘剂+ CO2辅助亚临界锅炉注汽吞吐）2006年在郑411块实现重要突破，今年2月又在坨826－平1井获得成功，目前日产油31吨，整体达到国际领先水平。今年要在完善提升的基础上，扩大该项技术的应用规模，加大特超油储量的动用力度，计划动用储量705万吨，建成产能10.5万吨。低渗透油藏要大力探索有效开发的新技术、新模式。在做好油层保护、大型压裂等工艺配套的同时，重点抓好水平井分段压裂现场试验与推广应用。在薄互层特低渗透油藏高89块设计了胜利油田第一口分三段压裂投产的水平井，目前已开钻。

　　老油田调整治理方面按照“三大调整、两大接替”的总体部署，今年加大老区稠油、海上调整力度。稠油油藏调整规模是2006年的1.6倍，埕岛油田馆陶组规划新增产能12.5万吨，为稠油、海上的持续上产提供了产能保障。要强化新老井、油水井及注采系统工作量的同步配套实施，确保调整效果。加大开发调整接替方向和技术的攻关试验力度，在5个单元开展井网重组试验，在东辛、临盘断块油田推广小井眼钻井技术。以稠油和特高含水整装油藏为重点，强化水平井应用，提高挖潜效果。三次采油实现年增油160万吨，加快注聚储量的有效接替，进一步扩大二元复合驱试验规模。今年将在孤东六区西北部、孤岛中一区南、中二北等3个正注聚区块进一步扩大二元复合驱的应用规模，覆盖储量3753万吨，预计聚合物加二元驱提高采收率10％以上。同时，搞好后续水驱和常规水驱单元以“提液提水、控制含水”为主的的注采调整。开展提液井组的优选、提液幅度和注采比的优化、高含水井及大孔道治理等提液经济技术政策界限研究；开展提液经济评估，从经济效益角度出发研究提液对成本的影响。

　　三是强化以注水为核心的稳产基础工作，确保自然递减不断下降。全面开展断块油田综合治理工作，深入分析自然递减的影响因素，以东辛、现河为重点，着力抓好注采井网、地层能量恢复和产量结构调整为重点的治理工作，确保当年降低自然递减1个百分点，产量稳定在600万吨左右。启动“低速、低效”单元治理工作，全面普查油田“低速、低效”单元，综合分析造成低速低效的地下、地面原因，按照潜力、技术可行性和经济效益进行分类排队，优选治理区块，实施地下、地面一体化治理，实现“采油速度、采收率、系统效率、稳产指标”四个提高。以“水井、水质、有效”为工作重点，进一步完善注采井网，强化有效注水、提高水驱开发效果。水井治理方面，今年共安排更新水井70口，大修水井400口，转注井500口，分注治理350口，实施后，确保有效注水量净增长和分注率的显著提高。水质专项治理方面，要抓好在建项目的实施，力争上半年完工投产；新开工14个水质改造项目，预计改造后水质综合符合率由61.8％上升到90％。长停井治理方面，在总结2006年经验的基础上，实现停产井治理方向的“三个转移”，即由单井治理向井组、单元治理转移，由单纯油井治理向油气水井并举转移，由简单维护性扶停向工艺配套性扶停转移。全年计划治理停产油井500口、停产气井5口。油井预计恢复日油能力640吨，当年产油10万吨。

　　（三）狠抓重点科研项目，着重解决勘探开发关键技术

　　一是加强陆相断陷盆地油气成藏定量评价研究、陆相扭张断陷盆地形成机制及成油条件研究、中高渗透砂岩高含水油藏优势流场及调剖基础研究、低渗透油气藏渗流机理深化研究、微生物驱油技术应用基础研究等方面的基础研究，下大力气解决制约油气勘探开发的地质认识问题，用理论的突破引领勘探开发实践的突破。二是加强深层油气勘探技术、油藏综合地球物理技术、地层油藏勘探技术、复杂油气藏开发技术、高温高盐三类油藏化学驱技术、主力油田注水开发关键技术、石油工程关键技术、海上油田安全保障及高效开发技术、地面工程关键技术、勘探开发辅助决策等技术的攻关，下大力气解决制约油气勘探开发的技术瓶颈问题，进一步提高勘探开发能力。三是在继续抓好孤东二元驱、埕东泡沫驱、坨11南Ⅲ类油藏聚合物驱和郑408火烧四大中石化先导试验的基础上，再实施四项三次采油先导试验、两项老油田开发调整先导试验、两项特殊类型油藏开发先导试验、两项新工艺新技术先导试验等四方面的十大先导试验，形成可推广应用的配套技术，重点解决三采和稠油等技术接替难题。四是加强水平井地质设计及地质导向钻井技术、复杂断块提高采收率综合配套技术、Ⅰ/Ⅱ类油藏聚合物驱技术、超稠油油藏开采配套技术、低渗透油藏配套工艺技术、浅层气藏提高采收率配套技术、老油田精细注水工艺技术、高含水油藏堵水调剖技术、油井防偏磨技术、套管补贴技术、套管钻井技术、油气层保护技术等的推广应用，全年完成水平井150口，开展16个区块的精细油藏描述工作，促进新技术向生产力的转化，提高新区资源有效利用率和老油田经济采收率。通过努力，我们牵头承担的21项国家科技支撑、863、973课题力争取得突破性进展，全面完成承担的73项中石化课题的攻关研究任务，全年科技增油300万吨以上。

　　（四）注重过程控制，全面加强经营管理

　　着力推进全面预算管理工作，确保生产经营指标全面完成。按照“所有成本费用都要纳入财务预算，所有预算支出都要落实责任部门和单位”的原则，细化年度预算和分级预算，不断加大预算控制力度。分公司成本费用全部下沉，不搞“专项费用”，努力做到成本完整，权责对等，促进生产决策科学化。最大限度地实行零基预算，将费用分为44大项92小项，对其中34大项75小项（占项目的77.27％、费用的98.78％）实行了零基预算。在股份公司规定的折旧、人工、作业、用电等项目基础上，还扩展到了维修费、运输费、常规材料、三采药剂、三防药剂、破乳剂、燃料等项目，实现生产任务、工作量和价值量的合理匹配及工作量与价值量双向管理，激励各单位上产，激发降本压费的积极性，提高预算的公正性和透明度。进一步加大预算投向管理，优先保证油田勘探开发和增储上产资金投入需要，保障直接生产性和老区稳产的投入，压缩非生产性支出，重点向重大科研、关键油气设施修理、三防药剂、水井治理、节能降耗等方面倾斜，加大长效投入，有效降低运行费用，避免短期行为。通过强化对内控制度执行情况的考核和评价，增强内控工作的穿透力，将内控工作向管理的纵深推进，使内控工作成为提升管理、提高效益的有效手段，确保预算全面完成。

　　进一步拓宽成本管理思路，全面加强经营管理。做好油藏经营管理试点和研究工作，按照“管理层次扁平化、职能结构专业化、业务协调一体化、经济运行市场化”的原则，不断调整和完善实施方案，在总结孤岛采油厂实施油藏经营管理工作基础上，认真研究实施油藏经营管理，促进生产方式由产量为主向以效益为主导的转变，以实现效益和资源利用的最大化；在去年高成本区块调研的基础上，对油田区块按照成本高低排队，解剖高成本单元，剖析成本构成和变化趋势，找准成本控制的重点；落实成本管理责任制，强化过程控制，切实解决好管理费用增长过快和成本中固定费用比重过高等问题。继续探讨研究成本管理的有效方式，在强化作业、用电、三采等项目管理基础上，加大人工成本、管理费用、运输费用、综合治理、工农关系等项目组管理的力度，上下联动，不断提升成本运行质量。今年在成本管理上，重点实施“三压五保一加强”措施，“三压”：压缩管理费用，比上年再压减管理性费用3000万元；压减无功低效作业、维护费用1亿元；压减高能耗项目，节电1－1.5亿千瓦时。“五保”：保节能降耗项目，保安全隐患治理项目，保三防药剂项目，保正常生产维护项目，保长效投入，通过优化预算投向和下达节能降耗、水质达标率等指标，确保项目投入。“一加强”：加强人工成本管理，完善人工成本管理办法，建立人工成本分析、预警制度，有效控制人工成本增长。此外，燃料结构调整方面，要继续加大工作力度，实现全年节代原油7万吨的目标；偏磨井治理方面，全年完成1829口井偏磨治理工作量，重点应用抗磨副＋加重锚定、抗磨杆管＋加重和油润滑防偏磨技术，预计实施后吨液耗电降低5％－10％，偏磨井免修期达到300天以上。

　　强化ERP管理信息平台建设，提升系统整体应用水平，将有效的信息向广大基层管理者延伸，进一步推动向三级、采油队延伸，让第一手资料在基层单位生产经营管理中发挥应有的作用，及时将“三流合一”的信息提供给决策层和管理层，为管理和决策提供依据。

　　优化投资结构，提高投资效益，成本控制关口前移。加强以评估、评价为主的项目方案审查工作，严格执行先评估后决策的管理制度，进一步优化开发部署方案，继续推行项目管理承包，强化项目的过程管理，优化施工和加强招投标管理等工作，提高施工质量和降低施工成本。加强投资项目的后评估和考核工作，对完工项目开展投资大检查，总结项目管理经验，不断提高投资效益。

　　不断完善内部考核机制，调动各方积极性和创造性。根据集团公司和股份公司关于改革发展的总体部署，2007年分公司按照强化内部管理、勤俭办企业、加大控制力度、确保生产经营指标完成的原则，创新完善经营考核运行机制。从经济、组织等方面落实领导责任追究制，进一步加大对各级经营者的考核力度，确保内部经营机制落实到位。勘探上加大对可采储量及储量动用率等勘探质量指标的考核力度，相对弱化储量任务的考核，实现由生产任务型向任务质量型转变。生产经营上鼓励各单位上产、超产和增强稳产基础的中长效投入，对用电治理等重点项目下达降耗指标。对油公司，按照总部提出的“体制不变、产量要上、效益优先、加强管理”的指示精神，在相对保持油公司现有体制、机制优势的前提下，严格执行股份公司投资、成本管理制度，严格控制非主业项目投资，制定和完善内部经营管理制度，考核重点放在原油商品量、成本、利润指标和稳产基础上，通过规范和加强管理，实现良性、可持续发展。

　　（五）工作重心下移，抓实基础管理

　　我们把安全环保放在更加突出的重要位置，强化领导执行力，通过组织开展第82次岗位责任制大检查活动，狠抓安全环保规章制度的建立、完善和落实，层层落实责任。在去年井控、抽油机安全环保培训的基础上，今年重点组织川东北、滩浅海、油气集输泵站等相关内容的培训，加强要害部位的防范，全面完成总部下达的隐患治理项目。全年要以防范重特大生产安全事故和环境事件为重点，力争做到“六个杜绝”，即：杜绝重大井喷失控和着火事故，杜绝重大油气着火爆炸事故，杜绝锅炉压力容器爆炸事故，杜绝重特大人员伤亡事故，杜绝危险化学品重大泄漏事故，杜绝重特大环境污染、生态破坏事件。严控“七个指标”，即：从业人员事故死亡数小于2人，从业人员事故重伤率小于0.15‰，境外企业从业人员死亡数为零；外排工业废水达标率大于96％，油田采油废水回注率大于92％，危险废物无害化处置率大于等于100％，油田钻井、井下作业废液无害化处置率为100％。

　　以油藏开发规律、井筒生产状况、设备运行状况“三个清楚”和预警控制、治理对策“两个到位”为目标，强化基层单位的油藏动态分析、油水井工况分析工作，进一步规范不同油藏类型、不同开发阶段、不同开采方式条件下动态分析和油水井工况分析的方法与程序，提升基础管理的精细化、标准化水平，推进“一块一法、一井一策”的全员精细管理。

　　大力加强油藏动态监测工作，逐步建立不同油藏类型、不同开发阶段的动态监测系统。全年计划动态监测工作量18593井次，比2006年增加18％，重点强化饱和度测井、陀螺测斜和注采剖面监测工作，计划实施饱和度测井300口，比2006年增加100口，陀螺测斜400口，比2006年增加200口。

　　逐步建立“水产品”模式的水质管理体系。把污水水质作为“水产品”来管理，针对不同油藏对水质的需求，探索尝试生产管理承包、技术承包、药剂承包等管理模式；工程项目采取BOT、EPC等运作模式，最终向各生产单位出售合格的水产品。今年第一批计划在东辛、现河、河口采油厂的三个污水站进行“水产品”管理模式的试点。

　　（六）积极稳妥，扎实推进改革工作

　　继续加大非主营业务退出力度。首先，要基本完成对外投资和多种经营清理整顿任务。今年，分公司要对剩余的44个投资项目进行清理整顿，目前该项工作已经做了具体安排并开始实施。其次，逐步完成分公司单位托管的24家多级法人集体企业的改制分流工作。第三，上半年对分公司二三级单位兴办的宾馆、招待所，逐步实施改制分流或停办移交。坚持围绕效益抓改革，做好降本增效和勤俭办企业工作。继续压减各项管理费用和公务用车，2007年分公司机关管理费要在去年基础上压减30％，二级单位管理费压减20％；到年底，公务用车总量完成两年压减50％。深化劳动人事制度改革，启动油田内部劳动力优化配置，逐步探索形成一套管理局、分公司劳动力资源的流动机制。同时，要按照上级部署推进全员竞聘上岗，显现富余人员，逐步建立和完善内部养人机制。

　　在去年良好工作的基础上，进入新的一年来，我们超前运行，强化衔接，加大新井工作力度，为产量接替赢得了主动；采取积极措施，加大欠产单位的工作力度，保持了全油田均衡生产；去年注重长效投入所做的工作，在今年起步阶段的产量运行中显现了积极作用；节前生产措施落实，狠抓节日生产运行，保证了安全生产平稳运行；加强油区综合治理，为原油稳产提供了有力支持。1－2月份原油生产超计划运行，各项工作首季“开门红”在握，为上半年实现“过半”奠定了坚实的基础。