工程技术管理中心深入贯彻习近平总书记视察胜利油田和九江石化重要指示精神，全面落实油田“6335”发展战略和“1337”系统工程，石油工程、采油工程保障能力进一步增强，关键核心技术实现新突破，重点工程指标再上新水平，高效支撑油田增储上产和高质量发展。

聚焦产能建设质量和效益，完善产能建设工程方案管理平台，建立“6项机制+3个清单”方案质量保障机制，做实分公司、采油厂两个层面6个层级的专家审查优化，深入推广大斜度井压裂、超前人造高压、多分支水平井、钻完井一体化等四类大幅度提高产能模式，固化形成指导办法，全面推进钻井、采油、地面三大工程方案一体优化，全面压实方案编制、审查、实施、跟踪评价全过程管理责任，保障方案质量落地见效。

依托大幅度提高单井产能项目组，严格落实“没有效益的井一口不打”的要求，强化“少井高产”“瘦身井”、压裂工艺材料等降投资优化,注重压驱超前补能、多分支水平井、“两少两快”（少侵入、少伤害、快完井、快投产）全过程储层保护等提产优化，1至9月，油田层面组织优化产能工程方案98个，优化投资14.07亿元，百万吨投资由62.97亿元下降至49亿元。

建成多专业融合的地质工程一体化专家工作室，制定管理运行办法，完善5项工作流程，配套7项工作机制，优选了9名常驻专家，实现方案设计全过程参与、全节点优化、全方位提升。累计参与重点方案审查77井次、专题讨论25次，跟踪重点井175井次，切实做到增产能、提效率、降成本。

持续推进“示范井工程”建设，丰页井区页岩油实现整体提速，平均钻井周期36.1天（平均井深6030米），最快钻井周期17.17天；西部超深层攻克了极深、极硬、超高温高压、地层破碎等“卡脖子”技术难题，永进306井钻井周期由105天降至60.6天；创新形成东部深层砂砾岩大位移多靶点优快钻井新技术，支撑低品位油藏开发有效动用；成功打造滨37“地下井工厂”绿色集约高效开发新模式，1个井台钻井40口，最快钻井周期3.15天（2750米），减少征地面积49.3亩,最快钻井周期2.5天。

拓展区块承包、风险承包、整体大包等多种合作模式，合作开发迈入3.0版本，合作范围拓展至西部、海上未动用，成为新区建产主力军。1至9月累计完成难动用合作开发区块24个，动用钻机31部，预计全年完成建产66万吨，占新建产能40%。目前，平均钻井提速、压裂效率、压裂产能同比分别提高6.0、12.1、11.5个百分点。

持续强化水驱精细注采。注水突出井网完善和能量提升，强化分注技术攻关，推进分注由常规向智能升级、中浅层向高温深层延伸、常规套管向小套管拓展、三年维护向五年维护提升，分注率、细分率分别达到49.9%、36.5%，同比分别提高0.3、1.2个百分点，水驱动用程度提升1.8个百分点。强化压驱注水补能，完善压驱无人值守、注入水质、统筹运行等7项配套，累计实施860个井组，累计增油超百万吨，提高采收率4.1%。实施老油田一体化治理16个，其中油田层面4个，恢复水驱储量288万吨，自然递减率下降4个百分点。

落实油田“三大计划”，建立“六位一体”注汽运行机制，优化5类油藏转周时机图版，指导热采井经济转周。强化自产气代输利用，滨南区域减少外购气1900万立方米，降低注汽成本7192万元，吨汽操作成本由1639元下降至1192元。强化全流程无热点注汽保干配套，建设28座新型注汽站、5组“1个综合指挥橇管控N个锅炉”新型注汽单元，运行时率提高16.7%，推动井底干度提升至56.7%、同比提高0.6个百分点，周期增油40吨。强化接替技术探索实施，金10东敏感稠油点火成功，实现全油层加热，预计采收率从10.8%到56.7%。强化新井投产措施优化，规模应用钻完井一体化、控水降黏一体化和“蒸汽+”等提效技术，综合递减率持续降低至1.53%。

持续推进作业“双提双降”，细分“五大专业化班站”，配套一体化运行、模块化搬迁、差异化考核等保障措施，加大“自动化+连续管+钢丝绳”快速作业装备配套，大力发展“可视+液压+电动+水力”井筒快速修井技术，大幅提升整体作业效率。在32个管理区推广以“作业质量+原油产量”为核心的“1+N”目标同向合作共赢机制，实现少作业、多产油；构建井下作业大监督体系，完善作业监督平台，实现“一井一监督”。

（由工程技术管理中心提供）