大庆油田水驱开发保持高水平

截至1月17日，大庆油田采油一厂在水驱注采调整上下“细”功夫，注水合格率得到提升，继续保持高水平。采油一厂加大水井大修、转注、增注措施力度，控制含水上升速度，打造水驱精细挖潜示范区。

大庆油田超前谋划，超前组织统筹协调，生产形势积极主动。2019年，大庆油田水驱自然递减率、综合递减率分别比计划低1.21和0.64个百分点，继续保持开发高水平，进一步筑牢原油稳产根基。

水驱在大庆油田产量中占重要地位。大庆油田提升管理，强化综合挖潜，水驱开发效果逐年改善。出站和井口水质合格率分别提高0.2和0.7个百分点。水驱油井开井率提高1个百分点，机采井检泵率23.4%，连续3年保持在25%以下，检泵周期由857天延长到866天。

加大调整力度，完善注采系统。以提高多向连通比例为目的，大庆油田在深入分析评价单砂体注采关系的基础上，进一步加大调整力度，实施转注、补孔、更新等配套措施998口，井区水驱控制程度由75.3%提高到83.4%，多向连通比例由15.3%提高到27.2%。其中，套损井更新投产168口井，较往年增加40.1%。

早调整早收效，精准注水方案。大庆油田提前组织地下大调查和方案编制，2018年底完成注水综合调整工作量的74.4%，同比提高11.6个百分点。他们优化层段组合方法，拓宽细分潜力，注水调整进一步向“精准”转变。2019年实施注水调整9047井次，周围有1.2万口油井见效，初期日增油1320吨。其中，细分重组1647口，占调整井数的18.2%，全油田5段及以上井数占分注井数的36%。

落实完善措施，丰富挖潜手段。大庆油田持续完善压裂选井选层标准，结合砂体分布特征，优化施工参数，大力推广缝网、精控及控砂体等压裂技术，挖掘小通径、大套管长期遗留井潜力，年实施油井压裂1420口，初期单井日增油比上年提高0.18吨，长垣及外围油田增油效果均展现了良好效果。

他们探索超短半径侧钻水平井技术，在大庆外围油田实施5口井，水平段长度142米，单井日增油7.6吨，为剩余油精准靶向挖潜提供了借鉴。喇萨杏油田油水同层补孔试验20口井，单井日增油1.2吨，显示出油水同层具有一定的可动用潜力。

加大治理力度，“救活”长关井。以有效盘活资产、提高油水井利用率为目标，大庆油田深入分析成因，制定综合治理措施，实施专项治理，全油田水驱长关井总数已连续3年下降。2019年共治理长关井1501口，治理井数创2015年以来新高。其中，治理长关油井当年恢复产油能力18万吨;治理注水井当年注水470万立方米，恢复注水能力614万立方米。

把握第一动力，持续深化油田改革创新。为保持原油产量的相对稳定，实现可持续发展，当好标杆旗帜，建设百年油田，大庆油田主动担当作为，调动一切积极因素，坚持把创新摆在发展全局的核心位置，针对制约油气田开发的“卡脖子”技术难题，大力推进科技创新，加快老油田提高采收率技术攻关，加快致密油等难采储量上产步伐，加快页岩油等非常规资源有效动用，努力把更多的难采储量转化成产量，把产量变成效益。

现阶段注水开发依然是大庆油田最经济有效且有应用潜力的主导技术。今年，大庆油田坚持高质量发展方针和“四个精准”的挖潜不动摇，持续提升水驱开发水平，夯实油田开发基础。

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