孤东采油厂所属孤东油田、红柳油田已进入特高含水、原油产量递减开发阶段，导致孤东采油厂生产规模的逐步缩减，大大阻滞了油气主业的发展。
从勘探潜力看，油田勘探风险进一步加大。孤东采油厂勘探地域比较狭小，已发现油田区块储量一次动用，资源接替阵地严重不足。老区经过多年多轮次的滚动勘探，新的资源发现难度大，外围经过多年的勘探，寻找新储量的难度增加。同时投资不足的矛盾突出，对周边地区勘探的深度和广度不够，发现大油田的机率降低，新储量发现成本大幅增加，剩余可采储量采油速度太高，储量入不敷出的状况难以改变，已经成为制约油田实现可持续发展的瓶颈。
从产量潜力看，经过多年的高速开发使地下资源的丰度逐年变差，剩余油分布十分零散，油藏描述困难大，找到这部分剩余油难度大，将其开发出来，难度更大；
（2）过去一些行之有效的短平快增产措施，进入特高含水阶段后，这样的措施几乎已经挖掘殆尽；
（3）主力油田普遍进入特高含水、原油产量递减阶段，稠油热采进入高轮次吞吐阶段，吞吐效果变差，高效措施减少，投入产出效果变差，高效产量所占比重有所降低。
在“四高、两失衡”的开发形势面前，采油厂认真分析研究油田开发策略，多方探寻老油田实现稳产的出路。依靠勘探取得重大发现无疑是找米下锅；
对老油田实行整体井网加密，不但时过境迁而且也不具备条件；
加大措施工作量导致的过高成本，老油田难以承受，这些路径都与目的地相距较远。因此，通过开展精细油藏描述、深化地质认识，精细油藏管理，提高剩余油动用效果，提高原油采收率就成为摆在决策者面前的重要课题。
二、油田开发精细化管理的内涵
孤东采油厂创造的油田开发精细化管理，是针对高速高效开发油田精细油藏经营管理，进一步提高开发效果而形成的管理模式。油田开发精细化管理的内涵，就是按照“储量、产量、效益”三统一的原则，对油田开发的资源进行优化整合，应用现有成熟的技术和管理集成，对管理手段、管理方法、管理方式和生产要素进行优化，精细生产过程管理，向精细管理要产量、要效益，努力挑战采收率极限，挑战管理极限，将管理进行到底，实现勘探开发效益最大化，从而实现采油厂的可持续发展。
三、油田开发精细化管理的具体做法
（一）精细勘探，扩大新老区块储量、产能，实现资源的有效整合
孤东采油厂遵循科学的决策程序，提出了“最大限度地获得经济可采储量的指导思想，坚持“多发现、可动用、低成本，较整装”地获得储量的原则，依靠认识创新、理论创新和技术创新，采用超常规的方式，坚持科学的勘探程序和勘探开发一体化，降低勘探风险，扩大新区、新块的储量和产能。
1、依靠认识创新、理论创新和技术创新，精细勘探，寻找新的上产阵地
按照“储量、产量、效益”三统一的原则，采油厂按照“进军海上、突破深层、区域展开、抢建产能”，实现勘探开发一体化的总体思路，努力寻找构造油藏到岩性构造等隐蔽油藏的突破；
抢建新区产能，迅速形成生产能力。坚持把“多发现、可动用、低成本、低风险”作为勘探工作的出发点和立足点，在投资减少的情况下，坚持科学的勘探程序，强化项目前期工作，优化方案，精心设计，做好风险评价工作，科学把握投资的方向和时机，使用好有限的勘探投资，重视勘探的投资决策，避免决策失误，提高投资的决策效益，降低了勘探风险。
孤东油田、红柳油田及周边地区经过多年的勘探，大而肥的油藏发现的可能性大大降低。勘探地质人员坚持用积极进取的精神和唯物辩证法的思维，强化认识创新和思维创新，大胆解放思想，创新思维，树立“勘探无禁区”信念，敢于突破原来的成藏理论，重塑构造新的成藏模式，重点加大了三维地震资料的精细解释、岩性油藏研究及储层描述技术的攻关力度，在老区深层、周边特别是在KD4、KD291等滩海和海上取得了较好的勘探效果。同时积极运用现代油气勘探新理论、新技术和新方法，不断提升孤东探区油气勘探水平，利用聚类分析技术和地震相干技术，精细构造解释，发现了垦东408和孤东301有利含油气构造圈闭，部署了评价井垦东斜408和孤东301井，新增石油地质储量2000多万吨。
2、探索勘探开发部署一体化、增储上产一体化管理模式，形成集合优势
按照常规，勘探工作从预探到详探，又从提交探明储量到开辟试验区，再从编制开发方案到全面开发，时间上拖得很长。为此，孤东采油厂积极进行体制创新和管理创新，就是把勘探和开发放在一起考虑和实践，边落实资源，边建设产量，开发早期介入，勘探向后延伸，勘探和开发紧密结合在一起，相互渗透，互为借鉴，寻求快速增储上产的最佳工作方式，实施勘探开发一体化。具体做法是：
（1）充分发挥多专业协同、联合作战的工作优势。项目组内部加强配合，打破专业界限，发挥专业互补的优势，完善各项工作措施，研究人员与现场人员一起研究出现的变化，极大地促进了项目的顺利进行。
（2）勘探开发技术充分共享。在开发井上开展产液剖面测井和探边测试，不但可以了解油层的产液情况，也为测井解释油层的有效厚度提供了可靠的佐证，印证了储量认识，为认识油藏类型、落实单井动态控制储量提供了可靠的保障。
（3）管理向精细化延伸，向纵深发展。按照精确定位、精细施工、精心操作、精诚合作“四精”要求，发扬团队精神，使用各项工作环环相扣，严格程序，全过程精细管理，努力发挥最佳效能。
（二）精细油藏管理，努力实现良性开发，为实现可持续发展做到减产有序、稳产有方，增产有效
孤东油田经过多年的高速高效开发，主力油田普遍进入特高含水、原油产量递减阶段，原油产量递减幅度明显加快，近几年产量的下降幅度高达20-30万吨/年，减产、调产已成为孤东采油厂必然选择。因此，不应再维持产量指标上的稳定，而必须是高效益的稳产。因此，优化产量结构势在必行，必须以集约化油藏经营管理为核心，应用先进的科学技术，进行开发管理模式的创新，把创新管理和技术创新作为降低产量风险的“两个轮子”，精细油藏描述，精细油藏管理，将提高原油采收率作为突破口，克服过去有油就行，鞭打快牛，实施掠夺式开采的做法，优化产量结构，努力做到减产有序，稳产有方，增产有效。
1、实施精细油藏描述，摸清家底
孤东采油厂所属油田为典型的复杂断块油田，其地下构造和储层变化较大，是开采难度较大的油区。采油厂对自身情况进行理性分析后认识到，老油田开发的主要矛盾是对油藏地下潜力认识不清，致使治理措施带有一定的盲目性，陷入了“措施难有效、递减难以控制、并排井难定位、滚动难有突破”的困难境地，同时也看到油田采收率较同类型油田的平均水平还低近10个百分点，有较大的提高采收率空间。
（1）精细油藏描述重点抓关键环节
一是明确描述的方向。在精细油藏描述工作起步前，就将精细描述的对象在已进入高含水期采出阶段的老油田，把地质研究的目标直指量化剩余油分布，把精细油藏描述的目的确定为提出经济可行的高效挖潜方案，增加老油田的可采储量。
为保证所描述的对象及描述的成果能满足开发需求，提出了细化研究单元的工作标准，要求研究人员以单砂体和流动单元为基本研究对象，开展微构造、沉积微相、剩余可采储量的量化、数值模拟等项研究。为各专业都能通过正确的路径抵达目的地，规定在油藏描述过程中，要把动态监测、地震、测井资料的处理解释、油藏地质、油藏工程、储层渗流力学等多学科、多视角的研究结合起来。
二是细节描述精确到位。孤东采油厂在对老油田的油藏描述中，关键在“精细”二字上下了真功夫。共对全油田1822口井开展了精细地层对比工作，完成三维老资料目标56.3平方公里，先后对1155口井进行了综合测井评价，准确量化各种潜力类型的剩余资源量，完成了所描述油田的方案编制。
三是油藏描述流程合理。孤东采油厂总结出了一套精细油藏描述的研究流程：在综合地震信息，地质信息，测井、测试信息和动态资料等信息的基础上，以单砂体为研究单元，进行精细沉积时间单元对比；
同时利用三维地震资料、动态数据及精细对比结果进行微构造研究；
在储层、测井评价的基础上，进行单砂体的沉积微相研究、流动单元、储层非均质性和渗流差异研究，以及注水开发后油藏储层、流体变化规律研究；
在综合以上研究的基础上，建立单砂体级别的构造、储层、流体模型。
合理的工作流程保证了精细油藏描述工作的稳步开展，推进了剩余油分布的寻找速度。针对精细油藏描述的结果，孤东采油厂先后找出了10种已动用油层的剩余油潜力。其中以断层与微构造、注采井网不完善所控制的剩余潜力最大。
（2）把精细油藏描述作为庞大的系统工程来抓
较之过去简单、粗放的研究思路与研究过程，这次的精细油藏描述工作，更加具有科学、系统性，它强调了研究工作各环节的联系与衔接，使过去不易暴露的各方面矛盾与问题得到有效解决，从油藏整体上重建了精细地质模型。
孤东采油厂成功应用精细油藏描述技术，实现老油田采收率逐年提高的关键在于，把这项技术的发展、推广、应用作为一项关键性基础工作来对待，作为一项庞大的系统工程来实施。根据自身的实际情况，在统一认识的基础上，对开展已开发油田精细油藏描述工作进行了整体的规划和部署。通过实施，采收率提高1.5至3.0个百分点，缓解老油田储采失衡的矛盾；
调整方案的研究必须以提高采收率为原则、成果的转化必须以服从调整方案整体的需要为原则；
三个整体就是整体规划、整体描述、整体实施；
四个结合就是精细油藏描述工作和成果的转化与产能建设、注采井网调整完善、控水稳油综合治理、三次采油相结合。
2、精细油藏管理，细化管理单元、量化考核指标，实施单元产量目标化管理
孤东采油厂在精细油藏描述的基础上，进一步细化管理单元，量化考核指标，实施单元产量目标化管理。细化管理单元是把管理对象尽可能细化到最小工作单元，管理措施具体到最小工作单元；
量化考核指标是指不同的管理层次和管理单元都要有明确的、量化的、科学的、经过努力才能实现的考核指标。
（1）实施油藏分类管理
孤东采油厂依据断裂的分割形成的自然分区及开发层系划分41个单元。其中疏松高渗砂岩油藏18个单元，复杂断块油藏20个单元，稠油油藏3个单元。综合考虑油藏地质特点及开采特征，分为水驱高速、中速、低速、小断块、三采单元、稠油单元、新滩油田等七类开发单元，分块进行原油生产任务和分类治理，同时进行产量风险性评价。将产量目标层层分解细化，广泛征求意见，化解产量风险。
（2）加强开发井区管理
主要由地质所区块技术人员负责。开发井区是根据开发单元不同区域的地下动态和潜力状况而划分的，除绘制常规图件外，还需绘制井区范围图、开发综合曲线、开发数据表，进行地质储量和可采储量分配计算，生产动态分析时，必须将动态变化分析落实到井区，对产量下降的井区，要分析原因，提出完成井区产量达标的措施。主要由采油队负责。管理重点为：
（3）转变油藏开发方式，有效挖潜老区剩余油
孤东采油厂以提高采收率为目标，解放思想，转变观念，确立了依靠科技进步、依靠精细管理，进一步提高油田开发水平的战略，油田开发工作逐步实现“四个转移”。开发方式由二次采油向二、三次采油转移。开发重点由主力层系、主力小层向动用差的非主力层系、非主力小层转移。开发对策由“重油轻水”向“油水并重”转移。技术政策由强注强采向合理有效注水转移。
①开展油砂体综合治理
坚持把非主力单元分砂体治理作为一项基础工作来抓，对二、三类单元个油砂体的沉积特点、储量动用状况、剩余油分布规律、挖潜方向进行了综合研究，采取有针对性的分类治理措施，取得了较好效果。“十五”前三年，实施以分砂体完善注采关系为主的整体调整治理单元8个，覆盖地质储量9642万吨。增加日产油能力460t，注采对应率提高5.3%，增加可采储量240万吨，提高采收率2.5%。
②实施以细分流动单元为基础的厚油层挖潜
发展和完善以细分流动单元为基础的厚油层层内储层结构描述技术及挖潜技术，提高了主力厚油层开发效果。孤东油田水驱三个“三高”开发单元地质储量4449万吨，目前已进入特高含水开发后期，综合含水97%，采出程度达到32%，剩余油认识和挖潜难度越来越大；
大孔道窜流严重。针对存在问题，转变开发思路，加强剩余油分布规律研究，将开发重点由层间转移至层内。适时开展井网局部细分、完善、注采井网重新优化组合。
③实施长停井治理，恢复生产能力
孤东采油厂油层胶结疏松、油稠、出砂严重，存在400口以上长停井。三年中累计治理停产井345口，开井276口，日增油能力866t，当年增油14.34万吨；
扶长期停注井75口，开井65口，平均日增水量7333m3，累增注74.1万m3。恢复水驱控制储量600万吨，停产停注井区二向以上的注采对应率由76.6%上升到81.1%，提高了4.5%。
④扩大三采规模，强化三采技术管理，拓展老区产能建设新空间
孤东采油厂坚持以科技进步为先导、以经济效益为中心，积极扩大三采规模，强化三采技术管理，努力在提高采收率上下功夫，三采产量保持在70万吨较高水平，三采产量已占采油厂总产量的25.7%，三采区块采收率提高2.5%。
孤东油田在八区三采区块取得很好的增油效果的基础上，积极向胜利有限公司申请投资，将七区西投注聚物开发，于2001年七区投入注聚开发，标志着聚合物驱转入向工业化应用阶段，在借鉴八区等注聚单元的矿场经验，结合自身实际，实施了一系列的调整，确保了注聚效果。
2、优化措施、产量结构，实现措施创新
（1）优化措施过程管理，提高油井措施效益
在措施井管理中，技术人员从各类措施井的优选分析、方案的优化选择、措施实施过程进行动态管理，找出实施全过程中的潜力点和效益增长点，效益评价提前介入，对无效井“卡”住投入“关口”，杜绝无效、低效措施的“通过放行”，过滤出那些潜力差的措施井；
过滤掉不合理的措施方案；
过滤掉那些可有可无的工序，从而选择出最佳措施方案。
（2）应用盈亏平衡分析方法，改善单井开发效果
科学确定“关井”产量，从而确定措施内容或采取其它增产增效措施，以较好的发挥该井的潜在效益。通过及时跟踪油价波动变化情况，对经济产量和开发效益进行“动态分析”，建立“快速反应”机制，制定针对性措施：
一是最大限度地发挥高效井潜力。对高效井、大头井优化生产参数，加强维护管理，对预测高效井尽快动用，提前采取适当措施，不再等到转为无效井或躺井时再采取措施，以最大限度地发挥该井的潜力，让其提前“下岗”是为了使其更早、更好地“上岗”。
二是优化低效井管理，使其向高效井转化。通过优化地质、工艺措施，制定挖潜降耗措施，提高投入产出效益，使其转入高效井；
三是综合治理无效、低效井，使其有效、高效井转化。分析无效的成因，分两类进行控制和挖潜：一类是先期动用好，开发程度高，剩余油在现有条件下难以效益开采，进行间开、间关。另一类是剩余储量仍较丰富，但由于防砂作业质量、地面或井筒开发工艺等原因暂时处于无效生产的井，在优化单井工艺技术措施、挖潜增产的同时，加强注采管理，并配套相应的成本控制措施，努力使其转化为有效井、高效井，在无高效措施的情况下继续生产，让其继续“上岗”发挥作用。
四是重新认识特高含水井，变“敞开”为“间开”；
重新认识非主力层，变“配角”为“主角”；
重新认识油水过渡带，变“禁区”为“特区”。根据油价的变化，在低油价下对低产、低效井关井限产，高油价下对高效井开足马力生产，有选择地将低产、低效井开起来或使其成为“钟点工”。
（3）确定合理的措施结构，优化区块开发效益
根据效益最大化原则，对油层厚度大、剩余储量大的七区西、七区中、六区等主力区块措施投入上，本着先肥后瘦、先高产后低产，先高效井、后低效井的原则，加大区块整体投入力度，上调低成本高效产量，对KD92块等高投入、高成本、高风险稠油区块减少投入力度，确保高效区块资金的投入，同时科学安排具体作业井号和投入顺序，提高高效产量和高效产量占总产量的比重。实施过程中共优选高效井248口，投入低效井95口，对预测可能无效、低效（投入产出比小于1：1.1）的85口井否决投入，或采用降耗措施，维持正常生产。
3、精细油藏管理产生的集成效益
采油厂老油田含水上升率显著下降。含水上升率由2000年的1.45%下降到2003年的0.68%，油田自然递减得到有效控制，与前几年相比，年自然递减率下降了近3个百分点。
采收率明显提高，稳产基础得到加强。应用精细油藏描述成果，通过开展区块加密调整。应用精细油藏描述成果，通过开展区块加密调整、控水稳油综合治理，油田水驱效果得到改善，水驱储量较“九五”初期增加1690万吨，注采井数比由1：2.5上升到1：2.2，油层综合动用程度由由58%增加到65%。主力注水开发区块综合指标均有所改善，油田的开发形势明显好转，油田稳产基础得到明显加强。
（三）精细管理，夯实管理基础工作，为实现可持续发展奠基
（1）优化现场质量管理，建立生产管理模块化运行模式
把整个生产管理分为日常维护、资料管理、躺井控制、工作量实施、作业井开井四个质量管理模块，86个效益管理点，逐项制定作业指导书和每个效益管理点的工作标准，增强员工的责任心，提高工作质量，实现管理过程程序化、管理方法规范化、管理方式集约化，形成模块化运行模式。
（2）建立和完善日常工作制度和管理考核制度，力求从地下、地面、井筒“三位一体”综合考虑，层层优化
地面管理：一是电力管理中，形成了日汇报、细管理、严考核工作制度，做到了责任分明、信息反馈、故障处理及时。二是地面设施管理中，进一步加强抽油机“五率一线”管理，确保五率达标率在90%以上；
三是油水管网管理中，做到井口、阀组、流程三个规格化，坚持开展干部管面、班长管片和工人管线活动，实现了油气输送无损耗，杜绝了污染，减少了经济损失。
井筒管理上，依靠科技进步，延长检泵周期，一是对抽油机井冲程、冲次、泵径和泵深进行优化，对抽油杆、管、泵等井下工具进行优选，严把下井管杆质量关、管柱试压关和完井资源录取关；
二是“五小”（热洗、加药、调平衡、调参数、控制套管气）措施管理中，把好措施制定、实施质量、效益考核三个关口。三是建立油井躺井预警系统，把油井生产分为观察期、正常维护期和危险期。
（3）以开展单井效益分析活动为突破口，实现成本投入决策科学化
在单井成本核算的基础上，采油队从统计基础数据入手，开展单井效益分析活动，建立了单井效益分析系统数据库，开发了采油队单井效益评价软件。班组每日将发生的成本分项目、分井别填入报表中，对各项目和当日全部费用进行汇总并上报到队上，由经济核算员分项目进行微机录入。采油队在班组成本日报和微机录入的基础上，由采油队效益评价软件进行处理，生成全队各成本项目的具体发生情况及全部费用汇总。
四、油田开发精细化管理实施效果
经过近6年的精细化管理的实施，使精细管理思想植根于广大员工的心中，体现在油田开发的全过程中，较好地实现油田开发储采平衡，基本做到了减产有序、稳产有方，增产有效，开发水平和生产效益的指标发生了变化，原油产量递减幅度明显下降，油田开发实现了良性循环，形成了精细化管理运行模式，油田开发正在向运作的高效率和低成本方向发展，抗风险能力明显增强，走上了一条可持续发展的道路。储量入不敷出的状况得到了根本的改观，油田稳产基础明显加强，油田自然递减率、综合递减率、含水上升率分别控制在14%、5%、0.2%以下，提高采收率5.3%，均好于有限公司下达的开发指标。