油田开发
油田开发
油田开发
【概况】截至1999年底，大庆油田已探明各类油田28个，气田油环2个，含油面积4 131.37平方公里，探明石油地质储量555 173 万吨，已投入开发的油田25个，动用面积2 046.57 平方公里，动用地质储量477 452万吨，可采储量223 464 万吨；探明天然气田及气藏19个，含气面积454.4平方公里，探明天然气储量490.62 亿立方米，已投入开发气田或含气区块14 个，动用天然气地质储量253.92亿立方米。全油田共有油水井42 313口，其中采油井28 070 口，1999年12月平均日产油14.47万吨，采油速度1.11%，综合含水85.6%，已累计生产原油14.714亿吨，采出地质储量的33.16%，采出可采储量的70.29%。目前剩余可采储量66 323 万吨，剩余可采储量的采油速度8.22%。全油田共有注水井14 243 口，平均日注水量140.74万立方米，年注水量4.91亿立方米，年注采比1.16，累计注水量72.41 亿立方米，累计注采比1.08。采油井平均地层压力9.905兆帕，总压差为－1.15兆帕。
1999年，油田开发系统职工按照“发展稳油控水技术，加快三采研究步伐， 深化油藏地质研究，优化规划方案设计，强化油田科学管理，提高开发总体效益”的工作部署， 主要经济技术指标创出了新水平，油田开发生产管理工作取得新进展，具体表现在：
油田开发工作创出了7项新水平：一是实现年产原油5 000万吨以上连续第24年稳产。通过深化老区稳油控水，强化聚驱工业化生产和加快外围“三低”油田开发，对全油田的原油产量结构进行了有效调整，年产原油达5 450.18万吨。其中，老区水驱年产油4 217.18万吨，占77.38%；聚驱年产油826.97万吨，占15.17%；外围油田年产油406.14万吨，占7.5%；全局原油生产由单一水驱，转变为水驱与聚驱共存的三足鼎立新格局。二是油田综合含水上升速度有所减缓。各采油厂精心编制实施综合调整方案，强化水驱注采结构和聚驱跟踪调整，加大机械细分与化学调剖推广力度，优化措施结构，有效控制了含水上升的势头。到12月底，综合含水率达85.60%，含水上升率为1.07%，年增长1.23个百分点，比1998年的1.70 个百分点有所减缓。三是天然气开发综合利用经济效益明显提高。通过加大技术改造力度，严格生产经营管理，全年外供商品气12.3 亿立方米，比上年增加4 300万立方米；湿气处理量达17.1亿立方米，创历史最好水平；回收轻烃79.6万吨，比上年多产3.81万吨；返输干气2.26亿立方米，比上年增加3 280万立方米；全局商品气和轻烃总产值达16.24亿元，比上年增加1 600万元。四是当年新增可采储量达到预期目标。通过应用精细地质研究成果，指导老区的水驱和聚驱开发调整，指导二次加密新井部署和外围新区开发，同时，完善对探明储量的一体化项目管理，全年新增可采储量 4 308万吨。五是油、水井套管防护及大修工作出现新的转机。坚持“以防为主，防修结合”的原则，全年套损井数控制在602 口，初步抑制了套损速度上升趋势。实施大修单井工程项目管理，全年大修套损井738 口，修复利用率达75.47%，当年大修井数超过当年套损井数，减轻了套损对油田开发效果的影响。六是原油生产成本上升趋势得到了有效控制。通过层层建立健全成本核算和成本考核制度，严格控制无效和低效措施作业，大力开展注采集输系统节能降耗，改造低效井，关停无效井，全局吨油生产成本上升幅度由上年的4.96%降低到2.02%。七是实现利税费创油田历史最好水平。全年共实现利税费383.47亿元，超额完成国家计划，创油田历史最好水平。其中，实现利润209.96亿元，上缴税费173.51亿元，使高含水后期油田开发总体效益继续保持较高水平。
油田开发生产管理取得8 项新进展：一是在老区调整和新区开发方案编制工作上，全年共编制27 个开发调整方案，做到抢前抓早，方案先行， 为开发调整和产能建设赢得了主动。二是在开发生产技术装备管理上，加大了对老化技术装备的更新力度，投入3.5 亿元，更新各种装备946 台(套)，为扭转装备老化局面迈出了可喜的一步。三是在开发生产基础工作上，组织开展“学习中十六联，创建管理样板站”活动，涌现出22个管理样板站，有力地促进了人员素质和生产基础设施管理水平的提高。组织开展劳动竞赛，评选出117 个“三牌队”，加强环境保护工作，有8个采油厂、42个采油矿和343个采油队，实现地面无油污，为进一步改善油田生态环境创造了条件。四是在油、气、水计量管理上，通过技术改造，使9 套原稳装置基本具备了考核损耗率的技术条件；64个油田内部天然气计量交接口，全部实现按新标准进行内部计量交接。五是在井下作业施工管理上，对全局57个非主体作业队和测试队进行了资质认证，在套损井大修作业施工中，全面推行单井工程项目管理，实行单井预结算制度，在促进大修技术发展和改善大修整体效益中发挥了重要作用。六是在生产物资管理上，对聚合物干粉象管理现金那样，从生产、入库、出库运输到配制注入，实行全过程的数量验收和质量检测，使全年注入的6.42万吨聚合物干粉质量明显提高。同时，加强对其它采油地面化学药剂的质量检测和规范管理，整顿清理了14个不合格生产厂家。对生产用量较大的防腐油管，采用公开招标方式，从12个竞标单位中优选出6 个厂家，改变了多年来无序竞争的状况，受到广大用户的欢迎。七是在天然气生产经营管理上，在气源调查基础上， 规范天然气营销管理，对大用户实行合同制，保持稳定销路；对小用户实行许可证制，防止资源流失。同时，改进销售款结算办法，实行日签日结，使天然气销售收入稳定增长。八是在开发生产信息管理上，顺利解决计算机“千年虫”问题，确保了油田开发信息系统的安全运行。通过加强“两库一网”的建设和管理，静态数据库已完成3 万多口井的测井曲线进机工作，动态数据库已完善规范了局、厂、矿、队四级生产信息管理，在ATM 信息主干网上实现了Earthrision和WorkBench软件的网络化应用，提高了网络的整体功能和应用范围。
油田开发科技攻关实现16项新突破：一是提高喇萨杏油田水驱采收率实现8 项技术突破。主要是发展完善剩余油描述技术，进一步搞清了三次加密调整的潜力；发展应用三次加密调整方法，基本落实井位部署6 000 多口；加强综合分析研究，深化了对三次加密调整作用的认识；薄差层水淹程度判别与精细地质研究相结合， 提高了“基本解释单元”新概念； 中子寿命测井生产应用效果显著；伴随粒子碳氧比能谱测井现场试验初见成效；机械细分与化学调剖技术基本形成系列；深部取套换套技术又有新发展。二是三次采油实现4 项技术突破。主要是深化了对表活剂作用机理的认识，国产表活剂试验研制取得阶段性成果；三元复合驱配方进一步优化，为降投资增效益创造了条件；喇嘛甸北块高分子聚合物驱现场试验见到明显效果；深度调剖取得新成果和新认识。三是外围“三低”油田增效开采取得4 项技术突破。主要是发展完善储层预测技术，为优选区块提供了更加可靠的地质基础；深化地应力对裂缝分布影响的研究，提出了进一步改善朝阳沟和头台油田开发效果的主要对策；对特低渗透层的渗流机理认识更加具体和深刻，为改善“三低”油田开发调整效果创造了条件；提捞采油方式基本完善定型，推广应用规模进一步扩大。 (倪行宇)
【实现连续24年稳产原油5 000万吨以上】
1999年是油田开发实施战略调整的一年。年初计划新增生产能力347.47万吨，但由于部分地区征地和动迁问题不能解决，以及1998年特大洪涝灾害影响没有消除，造成上半年产能建设严重滞后，共影响钻井395口，影响产能建设35.39 万吨。针对这种情况，8月份管理局及时对产能建设计划进行了调整，提前实施新站油田、中区东部、东区和朝55 加密调整试验区等4个区块的开发方案。特别是进入三四季度， 管理局统筹安排，协调各部门抢先抓早，强化运行，做到基建完善一块，投产转注一块，终于在年底前完成了347.47万吨产能建设任务，新井当年产油97.69 万吨。与此同时，在原油生产运行管理上也做了相应的调整，下半年有四个采油厂加大了综合治理措施力度，增加了近200 口老油井压裂等增产措施工作量。经过全局的共同努力，胜利地完成了5 450.18万吨原油生产任务，实现连续24年高产稳产5 000万吨以上。
(倪行宇)
【稳油控水取得新成果】 1999年，大庆油田井网之间含水差异逐年缩小，必须以井组为单元，依据实际开采状况，继续发展稳油控水技术，采取有效措施，抓好以喇萨杏油田为主战场的储采、注水、产液结构调整，增强水驱开发的基础。
年内，大庆长垣老区在原有分注率75%的基础上，共调整注水井3 962口，其中实施细分注水519 口，注水层段增加538 个。根据油井生产动态变化，在相应的注水井组上，采取化学调剖165 口，局部地区还采用了周期注水方式。同时，加大低注井层的改造力度，全年共实施注水井压裂498井次，酸化481井次，通过采取措施增加注水量617.61万立方米。上述措施对改善油层注水结构起了重要的作用，改善了水驱储层的动用状况，使当年综合受效、新增可采储量达到650 万吨。在产液结构调整中，坚持以精细地质研究为基础，优化措施方案，全年压裂、三换、堵水等措施共计2 156井次，实现措施增油144.92万吨，比上年多增油17.5 万吨，喇萨杏油田平均单井压裂年增油875吨。在搞清剩余油分布的基础上，进一步优化开发方案，提高措施效果，使得1999年喇萨杏油田新投670 口二次加密井，初期单井平均日产油达到5.91吨，含水66.9%。目前二次加密调整井年产油量达到了976.4万吨，占总产量的17.91%。二次加密调整井为弥补老井产量递减和有效控制全油田含水上升速度起了重要作用。
主力油田喇萨杏油田水驱自然递减率由1998 年的8.32%减缓到1999年的7.99%；综合递减率由5.78%减缓到5.38%。年均含水上升值由2.17个百分点下降到1.17个百分点；年注采比1.13，继续保持注采平衡，地层压力年回升0.02兆帕。 (倪行宇)
【扩大聚合物驱油生产规模】 1999年，全油田聚合物驱油工业化生产区块已达12个，加上各类三次采油试验区，总面积达到134.22平方公里，地质储量2.47亿吨，总井数2 368口。
一年来，针对各区块处于不同阶段的开采特点，抓了聚驱综合调整工作。在新投产的两个区块，为避免出现高渗透条带窜流的问题，采取新技术调剖19口井，在注聚过程中提高注入浓度14井次，投产较早的南二区东部目前已有54.8%的井开始见效。1998年投产的4个区块，有22井次采取了解堵、酸化、压裂措施；采出井压裂44井次，抽转电49井次，换大泵83井次，增油幅度明显。各采油厂围绕不同注聚见效阶段，搞好注聚全过程跟踪调整和质量管理，优化注入方案，使得全油田年注入聚合物干粉6.42万吨，年产油826.97万吨，年增油362.28万吨。目前三次采油区块产量占全油田总产量的15.17%。 (倪行宇)
【增加油田可采储量】 1999年，石油管理局开发系统各单位通过精心编制和实施开发调整方案，扩大聚驱生产规模，搞好综合调整，挖潜增储，新增可采储量3 476 万吨，其中长垣北部喇萨杏油田增加2 684 万吨，长垣南部增加82万吨，外围油田增加710 万吨。从新增可采储量构成看，老区投产新井1 878 口，增加可采储量1 422 万吨，占新增可采储量的40.91%；综合受效增加可采储量650万吨，占18.7%；聚合物驱增加可采储量694 万吨，占19.97%；外围新区投产新井907口，增加可采储量710万吨，占20.43%。
另外，在探明储量工作中，对新站地区、新肇地区、永乐油田南部源13区块进行了系统评价，共完钻评价井32口，试油42口101层。新增含油面积142平方千米，新增石油探明储量4 205万吨，测算增加可采储量832万吨。 (倪行宇)
【加快外围油田开发】为进一步加大外围油田开发力度，确保外围油田继续增储上产，石油管理局1999年重点做了三个方面的工作：一是在外围“三低”油藏已探明但尚未动用的储量中，贫中选优，通过地震、地质、测井等多学科综合研究，完成开发地震201.26平方公里，测线长度795.8 公里，完钻开发控制井59口，油井试油产能相对较高的区块优先投入开发。全年有10个区块投入开发；钻井994口，钻井成功率达到98.7%，建成产能72.64 万吨，投产油水井1 198口，当年新井产油22.77万吨，有效地动用了更多的难采储量。二是在已投产老油田继续采用“三分五清”的油藏管理方法，通过加强分层注水、合理调整注采比、提高注水利用率和水驱控制程度等工作，使老油田分注率达到70.37%，含水上升速度得到有效控制。三是进一步完善配套工艺技术，使外围油田一部分低效井得到治理，低丰度储量得到动用。采油八厂将单泵分采技术，应用到葡扶油层长跨距合采井，为经济有效地开采外围叠合油层提供了必要手段。采油九厂在新投产的256 口井上采取油层保护措施，严格控制入井液对储层的伤害，使高台子油层31 口井实现了不压裂投注。通过上述工作，外围油田新增可采储量710万吨，年产量达到406万吨，比上年增加24万吨。 (倪行宇)
【深化天然气综合利用】为了充分利用油田伴生气和气田气资源，实现“以气补油”，不断提高天然气综合经济效益，1999年管理局加强了对天然气综合利用工作，成效显著。
一是进行输气耗气调查，加强科学管理。由采油厂与天然气公司签订交接合同，重新签订用气合同111户，办理用气许可证242户，取消各种零散用户 268个，把湿气处理量和干气返输量落实到月。优化供求平衡方案，做好天然气生产的统一协调，形成了“健全、治理、控制、监督”的管理系统。
二是抓了节能降耗。在2个联合站和12个中转站的890口油井上，进行了用国产原油流动改进剂常温集油的试验；各采油厂加大季节性冷输和常温脱水技术的应用，并在西五注、南二十站进行了柔强辐射采暖新技术的试验，耗气量减少40%。
三是开展配套技术和装置的改造工作，提高天然气初加工能力。天然气公司及有关采油厂对萨南深冷、萨中外输、北压二套浅冷、红压集输等阀组，以及部分输气干线、集气管网进行了较大规模的技术改造，提高了天然气处理能力和质量。
在喇萨杏油田伴生气减少6 400万立方米的情况下，全油田湿气处理量达到17.1亿立方米，商品气量12.3亿立方米，干气返输量2.26亿立方米，生产轻烃量79.6 万吨，原稳量3 750 万吨，天然气商品率达到82.98%。几项指标都比1998年有所增长，其中湿气处理量、干气返输量、商品气量三项指标创历史最高水平。 (倪行宇)
【科技攻关和现场试验取得进展】 1999年，管理局组织部署了以三次加密调整、三元复合驱、外围“三低”油藏经济有效开发为主要内容的三大主体配套项目的攻关，制定了相应的管理办法。经过近一年的刻苦攻关，取得了较好的进展。
在三次加密配套技术研究方面，首先明确了三次加密与二次加密相结合，分两步走的开发技术思想，即先通过不均匀加密和缩小井距，提高薄差油层水驱动用程度；下一步通过补充加密钻井网，利用二、三次较密井网开展三类油层三次采油，进一步提高采收率。从而明确了当前三次加密调整概念、作用和方法。利用检查井资料信息，建立了模糊判别、神经网络识别剩余油方法，百万节点数模精细描述剩余油方法，以精细地质为基础的动静结合综合判断方法，目前已能够单层半定量综合描述剩余油。 在配套技术方面，开展了速凝、早强、低失水的DRK水泥和稠化时间短、抗窜性能较好的DWA水泥、高密度DSK抗窜水泥浆和套管外下封隔器方法提高固井质量研究，都取得了较好进展；完成了地层双源距C/O 能谱测井仪研制，与单探测仪器相比，精度有较大提高；实现长井段、不污染、不舍层封窜，基本解决了管柱防卡及解卡工艺；充分利用已有油井集油、掺水管线和已建基础设施，简化油井集油工艺流程，在杏1—3区乙块原油集输系统工程中减少投资22.3%，单井平均地面投资下降到50 万元以下。在上述研究成果基础上，1999年在杏北和喇嘛甸油田开辟了两个三次加密示范区。
在三元复合驱配套技术研究方面，突破了“超低酸值原油不适合化学驱”的传统理论，研究证明大庆超低酸值原油同样适合三元重复合化学驱；认识了驱替过程中产生的乳化作用形成的油包水型乳状液是三元复合驱的基本特征，是大幅度提高采收率的一个重要机理；具有局内知识产权、低成本的植物油羟酸盐、烷基芳基(塔底油)磺酸盐表活剂产品首次在局内研制成功，其中羟酸盐已批量生产， 并投入现场试验； 新配方可以不同程度地降低聚合物和碱的用量，为经济高效开展三元复合驱创造了条件；矿场试验表明，小排量螺杆泵较适合三元复合驱开采，压裂改造技术可以缓解井底堵塞作用，抗碱的封窜技术获得初步成功；在游离水脱除、原油破乳脱水等采出液处理技术上也取得较大进展。
在外围三低油藏开发配套技术研究方面，开展了地质、地震、测井相结合的综合研究，进行“兰低”油藏开发区块优选与评价，初步优选出近2 亿吨地质储量；深入研究了特低渗透储层渗流机理；开展了适合低渗透裂缝性油藏特点的注水开发综合调整研究与试验；低丰度储层提捞采油界限研究与试验；大跨距不同特性的葡扶杨油层分注合采(单泵合采)研究与试验；开展配套完善小井眼井技术，成本可下降9.8%，丛式定向井技术，在每个平台5～8口井时，钻井成本与直井基本接近。自行研制的PDC刮刀式钻头，最高单只钻头进尺达到2 276 米。推广5.5寸套管83枪装89弹复合射孔，明显地提高了油井产能；研制成功了新型同位素载体，使微球比重降到1.03 ～1.08， 较好地解决了低渗透储层、低注入量井测吸水剖面技术；开展了外围油田致密砂泥岩储层、含钙薄互层及低阻油层提高测井解释精度研究，解释精度已分别提高到90%和80%以上； 外围低产油田原油脱水工艺的单体化多功能处理器研究成功与推广，简化了工艺，降低了投资。上述研究成果为外围“三低”油藏开发，降投资、压成本、扩大开发动用低丰度储量创造了条件。 (倪行宇)
【加强油藏精细地质研究】 针对油田高含水后期储层精细挖潜需要，管理局成立局、院、厂精细地质攻关队，在储层精细描述、 构造精细研究、 “上下左右”潜力分析评价等方面做了大量工作，掀起精细地质研究新高潮，取得了一批研究成果。采油一至七厂完成了40个区块的油藏精细描述，绘制沉积相带及相关的剩余油分布图2 344张，构造图248幅，重新认识断层138条，新发现小断层98条，覆盖含油面积642平方千米，井数达1.3 万口。在油藏精细描述的同时，研制完成新测井系列储层参数电性标准及自动解释技术，提高了油藏精细地质研究自动化程度；研究了三角洲前缘相储层单一砂体的识别技术， 为准确确定剩余油分布奠定了基础；采油一厂应用成因单元框架进一步细分流动单元的方法探索，较好地解释了北一二排西部葡Ⅰ组油层注聚动态效果问题；采油四厂对单砂体注采不完善，形成异常高压层的研究，明确了下步控制套管损坏的主攻方向；采油三厂的模式识别沉积微相研究，在解决储层描述中计算机自动判相的技术难题方面有了新突破；研究院针对非均质多油层砂岩储层特点，研制了储层三维随机地质建模技术，为精细地质研究又提供了一种新手段。 (倪行宇)
【建立油田开发数据库】为了更好地实现开发生产信息与开发数据库的网络共享，经过近两年的努力，石油管理局研制开发了油田生产管理信息系统——大庆PDPMIS软件。以网络为纽带，为开发各专业数据统一管理和应用奠定了平台基础。目前，已在各采油厂推广应用，实现了加强局、厂、矿、队四级生产信息管理和数据共享的目标，促进了油田开发动态数据库的建设。另外，油田开发静态数据库建设也有了很大的发展。积极推广测井公司为主开发的水淹层和参数解释软件，利用网络将数字化测井数据传送到采油厂，由地质专业人员进行划分油层厚度、解释储层参数、判断水淹情况，绘制图幅并直接将解释结果形成静态数据库。各采油厂经过努力完成了近3 万口井的测井曲线进机工作成果，为建立储层精细地质模型和开发地质绘图奠定了基础。数据库建设的成果和油田信息主干网ATM 的开通，进一步拓宽了软、硬件资源的应用范围。1999 年先后实现了EarthVision软件和WorkBench 软件的网络化应用，为今后更多的专业应用软件实现网络协同工作闯出了一条路子。 (倪行宇)
【召开油田开发技术座谈会】大庆油田有限责任公司1999年度油田开发技术座谈会于2000年1 月12日至29日，分两个阶段在研究院会议中心召开。开发系统各单位主要领导和技术骨干，管理局有关单位领导以及特邀专家共500 多人参加了会议。张树平、苏树林、陆敬、徐绍铭、于宝祥、孙淑光、巢华庆、纪士寅、萧德铭、周抚生、 瞿国忠、王亚伟、 苏冠玉等参加了会议。本年度会议共分三个层次召开：第一个层次是分别召开油藏工程、采油工程、油田监测、油田计量、天然气开发综合利用五个专业的技术座谈会或学会年会，对各自专业年度技术工作进行总结和剖析。第二个层次是在各自专业技术座谈会的基础上，组织召开三次加密调整部署、改善水驱开发效果技术、套损防治与修复利用、提高外围低渗透油田开发效果、三次采油技术以及资源利用与发展战略等六个方面的专题研讨。第三个层次是采油各厂(公司)、研究院、井下作业公司向大会作年度技术工作报告，听取管理局副总工程师沈宗约作题为《认清形势，坚定信心，知难而进，迎接挑战，为大庆持续发展再做新贡献》的钻井工程工作报告；油田公司副总设计师王瑞泉作题为《总结发展油田地面工艺配套技术，不断适应油田开发生产变化需要》的地面工程工作报告；油田公司副总工程师王玉普作题为《以经济效益为中心，配套发展核心技术，努力适应新形势下油田可持续发展需要》的采油工程工作报告；油田公司总经理助理、副总地质师王启民作题为《深化认识油藏开采特点，搞好技术创新，实现油田可持续发展》的油藏工程工作报告，以及中国工程院院士王德民作题为《关于油田开发中几个问题的认识》的发言。
在与会领导和代表们针对1999年度油田开发工作中存在的问题，以及2000年油田开发工作安排意见进行充分的分析、讨论并达成共识的基础上，油田公司副经理巢华庆作了题为《深入贯彻“两高一发展”方针，努力提高油田开发总体效益》的油田开发工作总结报告。他在报告中强调，实现油田高效开发，必须坚持依靠科技进步，大力增加经济可采储量，夯实油田开发资源基础；必须坚持强化现代油藏管理，突出抓好油田开发质量，努力提高油田开发整体管理水平；必须坚持实行科学民主决策，有效控制开发投资和生产成本的上升，努力改善油田开发总体效益。
中国石油股份有限公司副总裁、大庆油田有限责任公司总经理兼党委书记苏树林在会议结束时作了题为《面向新世纪，迎接新挑战，开创大庆油田可持续发展新局面》的重要讲话，他说，1999年油田开发系统在贯彻“两高一发展”方针的第一年，就有了一个良好的开端。一是油田开发保持了高水平。在全油田综合含水高达85.6% 的条件下，通过搞好以增加经济产量为目标的综合开发调整，实现年产原油 5 450.18万吨、连续24年5 000万吨以上稳产，创出了同类油田高含水后期开发新水平。二是经营管理实现了高效益。开发系统实施低成本发展战略，坚持把控制原油成本上升作为经营管理的主要目标。通过改进和完善以效益为中心的经营管理，使吨油成本上升幅度由1998年4.96%下降到2.02%。天然气综合效益也明显提高，经济效益创出了历史最好水平。三是科技创新增强了可持续发展的实力。在依靠科技进步实现油田高水平、高效益开发的同时，以增加油田可持续发展的后备资源为目标，搞好长垣水驱、聚驱和外围油田储采结构调整，当年新增可采储量4 503.6万吨，完成年度计划指标。
苏树林还分析了油田发展所面临的形势及油田开发系统所肩负的主要任务。他说，随着集团公司和大庆石油管理局重组改制的基本完成，重新定位的大庆油田有限责任公司经营发展目标更加集中，这就要求油田公司从上到下必须把全部精力集中到油气主营业务上来，大力拓展油气勘探和开发空间，并努力向下游延伸。随着中国加入WTO 步伐的加快，包括大庆油田公司在内的我国石油石化工业面临的国际石油市场竞争将更加激烈。面对新形势、新挑战，作为油田公司主力军的开发系统，今后一个时期的主要任务是：牢固树立以经济效益为中心的观念，加快建立健全新的管理体制和运行机制，努力适应重组改制和激烈市场竞争的需要；牢固树立科学技术是第一生产力的观念，加快以增加经济可采储量为主要目标的技术创新，努力适应二十一世纪油田开发对油气资源的需要；牢固树立可持续发展的观念，加快实施高素质人才发展战略，大力开拓新的生存发展空间。苏树林要求开发系统在2000年继续贯彻“高水平，高效益，可持续发展”的油田开发方针，继续按照“发展稳油控水技术，加快三采研究步伐，强化油藏地质研究，优化规划方案设计， 加强油田科学管理， 提高开发总体效益”的工作要求，搞好“六个加强”，即：加强管理体制和运行机制的改革调整；加强油田地质基础工作；加强天然气的综合开发利用；加强油田开发技术创新；加强对高素质复合型人才的培养；加强油田开发长远发展战略的研究。
大庆石油管理局党委书记张树平在大会结束时就存续企业如何为油田公司做好服务工作，并发展水乳交融的良好关系作了重要讲话。会议还对1999 年度大庆石油管理局、大庆油田有限责任公司稳油控水先进单位、先进工作者进行了通报表彰。 (倪行宇)
