【综述】

　　2003年，中国石油辽河油田分公司（以下简称油田分公司）按照集团公司、股份公司总体部署，精心组织“管理增效年”活动，广泛开展“形势、目标、责任”主题教育，坚持从油田实际出发，不断强化勘探开发和经营管理，超额完成年度生产经营指标。全年完成二维地震采集385.98千米，三维地震采集709.68平方千米；完钻各类探井69口。其中，新区探井39口，滚动探井30口；完钻评价井46口。完成新老井试油160口、244层，其中103口、118层获工业油气流。探明石油地质储量3018万吨，可采储量630.9万吨，分别完成年度计划的107.8%和104.1%。其中，新区探明石油地质储量1837万吨，可采储量352.8万吨，分别完成年度计划的102.1%和90.7%；老区滚动探明石油地质储量1181万吨，可采储量278.1万吨，分别完成年度计划的118.1%和128.2%。完成控制石油地质储量6602万吨，预测石油地质储量8273万吨，分别完成年度计划的102%和138%。全年生产原油1322.1万吨，生产天然气11.13亿立方米，完成商品气8.03亿立方米，完成外供商品气4.97亿立方米，生产轻烃12.93万吨。投产新井692口，日产油水平4657吨，年产油117.57万吨；老井措施7397井次，增加日产油水平9296吨，年增油257.19万吨；投转注水井101口，复注125口，新增分注井184口；完成注水2392.2万立方米，注水油田年注采比达到0.84；稠油注汽达到了1542.65万吨。
　　

【油气勘探】

　　以甩开和发现为重点，应用先进适用技术，加快对认识程度低、地质条件复杂的新区块、新领域加快勘探步伐，成效明显。成功钻探沈253、257、262井，大民屯凹陷西部斜坡带勘探取得新进展，含油面积进一步扩大；辽河盆地岩性油藏勘探显示良好前景，双217井在东营组获日产93吨高产工业油流，拓展老区找油领域；通过深化油气成藏条件研究，突破找油“禁区”，首次在中生界火山岩获得工业油流，西部凹陷北部牛心坨中生界勘探获得重要突破；西部凹陷兴隆台潜山、滩海东部葵花岛―太阳岛构造带气藏勘探有新进展，发现一批新的出油气点和有利勘探目标。新区勘探全年新增探明储量1837万吨，可采储量352.8万吨。加强新区勘探的调查，南海矿权申请登记工作得到股份公司的认可和支持。在老区滚动勘探工作中，应用新技术、新方法，从解剖老油田、复查老资料入手，按照发现新层系、扩展新边界、评价新目标、认识新区带4个层次组织开展工作，取得了良好成果。通过以上工作，可新增探明储量1181万吨，可采储量278.1万吨。
　　

【油田开发】

　　2003年，针对新老区产能建设目标日趋复杂的实际，加强前期研究部署，科学组织实施，紧密跟踪，优选投产方式，产能建设取得良好效果。全年完钻新井634口，投产612口，平均单井日产能力8.7吨，高于设计指标1.4吨；新井累计产油127.5万吨，产能建设当年贡献率95.9%，高出股份公司指标20.9个百分点。加强精细油藏描述和油藏经营管理，科学编制治理方案，狠抓各项措施落实，三级综合治理区块年产油880.4万吨。
　　全年恢复长停井1132口，增油50.3万吨；完成注水工作量2392万立方米，注汽1542万立方米。油田自然递减率29.72%，综合递减率10.86%，综合含水上升率1%。
　　加强新发现资源评价，科学组织天然气产能建设，深化老区措施挖潜，积极推广高效节能设备、套管气回收、停炉、控温等措施，基本满足了天然气内供外销需要。加强开发管理，优化新井方案设计，全年实现少钻进尺2.12万米，节约投资3500万元；对滚动探井、评价井实行分类管理，实施开发井兼探、老井侧钻加深兼探，共节约投资7800多万元。
　　

【油藏评价工作】

　　2003年是股份公司开展油藏评价工作第一年，按照“积极评价、谨慎实施、大胆实践”的工作要求，全年部署评价井53口（不含滚动探井），完钻46口，试油41口51层，获工业油气流32口32层，完成预探升探明储量1837万吨，评价探明未动用储量3741万吨，评价后可动用2350万吨。建立健全油藏评价组织机构和工作流程及管理程序，保证油藏评价工作顺利进行。紧跟预探发现，评价工作早期介入，在铁17、坨33、沈257、沈253等预探新区部署实施评价井15口，试油7口11层，获工业油气流3口3层，探明石油地质储量1456万吨。在沈229、沈635、包14、锦611等5个区块部署评价井17口，完钻16口，试油15口21层，获工业油气流11口11层，探明石油地质储量381万吨。在小22、曙一区超稠油、洼83、牛74、冷10、包22等难采区块部署实施评价井21口，试油19口19层，获工业油气流18口18层，为经济有效开发提供了可靠依据。通过加强评价井地质、工程设计审查与实施监控，节约投资3000万元。
　　

【老区综合治理】

　　针对老区稳产基础薄弱的实际，按照“准备一批、研究一批、实施一批”的原则，认真开展“油田分公司、厂、区”三级综合治理工作，全年安排三级治理区块73个，覆盖石油地质储量11.3亿吨，计划投转注水井138口，复注43口，新增分注井121口，实际投转注水井86口，复注41口，新增分注井95口；计划投产新井337口，实施油井措施3773井次，恢复长停井396口，实际投产新井381口，实施油井措施3790井次，恢复长停井412口。
　　通过一年的实施，老区综合治理工作取得较好效果，73个区块全年生产原油880.4万吨，高出治理目标6.1万吨，自然递减率28.33%，综合递减率10.42%，分别低于治理目标0.97和0.34个百分点。
　　

【天然气生产】

　　针对天然气可采储量采出程度高达82％、老区挖潜难度逐年加大、产能建设资金严重不足、内供外销矛盾日益突出的实际困难，坚持以开源节流为主线，大打进攻仗。
　　通过向股份公司争取资金，钻气井11口，初期日产气能力61万立方米，建成天然气生产能力0.9亿立方米，有效弥补了老区递减。应用中子寿命测井和放射性测井等技术，实施老井挖潜措施129井次、有效70井次，增加日产气能力73万立方米。强化套管气回收管理，日均回收套管气90万立方米；继续推广高效节能火管炉、节能火嘴和停炉、控温等措施，平均日节天然气15万立方米。积极筹措资金，为安全越冬储备天然气60万立方米/日。以上措施的实行，使天然气生产基本满足了内供外销的需要。
　　

【提高采油工艺水平】

　　采油工艺战线从研究和解决开发生产难题入手，以改善开发效果、降低操作成本为目标，组织开展各项工作。规模实施项目完成3574井次，增油63.7万吨，节汽18万吨，节约用电费1100万元，节约外协资金1000万元，延长检泵周期9天。齐40蒸汽驱和锦90非混相驱扩大试验进展顺利。“关、停、并、转、减”工作创效1.48亿元，节省员工531人，有效地提高了集输系统效率。欢三联、曙四联、洼一联稠油污水深度处理取得初步成功，日回用进锅炉2万立方米，年创效6200多万元。不断完善规章制度，加强作业监督，减少无功低效作业540井次，节约作业费用1500多万元。优化注汽参数，加强注汽管理，节约注汽量48万吨。完成了太阳能加热、活性污泥无害化处理、套损井修复防砂等6项技术储备。
　　

【产能建设】

　　针对新老区产能建设目标日趋复杂的实际，产能建设工作坚持“超前准备、精细研究、优化部署、分批实施、跟踪分析、及时调整”的原则，认真组织实施，取得了较好的效果。全年计划钻新井643口，建原油生产能力131.9万吨，实际完钻634口，平均单井钻遇油层64.9米、8.7层，投产612口，日产油能力4779吨，平均单井日产油能力8.7吨，高于方案设计指标1.4吨，新井年产油127.5万吨（含2002年提前实施井产量），平均单井年产油2083吨。从2002年10月开始，筛选440口井提前实施，年底完钻223口，投产94口，增加日产油水平660吨，对2003年生产衔接起到了关键作用。对深层及特殊岩性油藏坚持“完钻一口、研究一口、投产一口、安排下一口”的实施程序，有效地降低低效井比例，钻井成功率达到100％。对沈229、小22、雷64、锦611、雷家新老区等特殊岩性油藏、复杂小断块和低阻油藏，针对产能建设过程中发生的变化，及时应用储层裂缝分布预测、VSP垂直地震、激发极化电位等新技术，进一步搞清构造、储层发育和产能变化规律，及时调整产能建设部署方案，缓钻36口，增布42口，提高油层钻遇率。按照产能建设方案的总体要求，优化射孔方案和投产方式，产能贡献率达到95.9％，高出股份公司指标20.9个百分点。优化新井开发方案设计，全年减少钻井进尺2.12万米，节约投资达3500万元。
　　

【安全环保工作】

　　按照上市公司与国际接轨的要求，继续稳步推行HSE和ISO14001管理体系。健全完善各项安全环保规章制度，坚持实行目标管理考核，量化考核标准，严格事故责任追究，有效地保证安全环保责任制的落实。强化监督检查和隐患整改，适时开展冬季、春季、雨季汛期等安全环保季节性和专项检查，及时查找和整改安全隐患，加强污染源管理，取得了良好成效。深入开展《安全生产法》的学习宣传和贯彻活动，采取知识竞赛、演讲比赛和《安全环保专刊》等形式，加强安全环保宣传、教育，全员安全环保意识普遍增强。
　　严格执行安全环保“三同时”制度，保证新、改、扩建项目的顺利进行。
　　

【科技增油】

　　针对制约油田发展的关键技术难题，按照“研究一批、试验一批、推广一批、储备一批”的工作思路，加大科技投入，积极开展科研攻关和新技术推广。稠油转换开采方式提高采收率、掺活性水降粘、热注锅炉改烧煤、稠油污水回用热注锅炉、超稠油管输、管道泄漏监测、深部防砂和深层水力压裂等8项技术取得重要突破。这些技术覆盖了提高产能、提高采收率、井筒举升、地面集输、注汽设备等全部采油工程领域，为油田增产增效提供有力技术支持。加强接替技术研发，太阳能加热、稠油水热裂解、稠油稀化、活性污泥无害化处理、套损井修复防砂和高温作业等6项技术已投入现场实验。积极推广低成本工艺技术，提高注汽系效率、降低能耗、提高泵效等技术在生产中得到广泛应用，全年节约成本9000万元以上。加大成熟配套技术的推广和规模实施力度，全年累计实施稠油分注分采、油井深抽、细分注水、机械防砂、高温测试、深层压裂和提高机采系统效率等7项技术3500多井次，实现科技增油60万吨以上，促进了生产发展和效益提高。
　　

【关联交易、合作开发】

　　认真贯彻落实集团公司和股份公司文件精神，严格执行关联交易总协议。按照双赢互利、共同发展的原则，与辽河石油勘探局加强联系，定期协调，妥善解决运行中出现的各种具体问题，保证关联交易平稳运行，并逐步走上制度化、规范化轨道。
　　全年完成关联交易总额58.92亿元。经股份公司批准，与辽河石油勘探局积极协作、密切配合，在难采区块、低产井捞油、油水井大型措施等三个方面开展有效合作，全年累计合作生产原油32.1万吨，油田分公司获得份额油13.2万吨。