“通过开展注采优化、调剖调驱、井筒治理等措施，板19油藏压力保持水平由81.4上升至83.4%，月度综合递减率由2.3下降到1.1%。”这是中国石油长庆油田第二采油厂稳产工程取得的阶段性成效。

“为筑牢油气稳产根基，我们重点坚持油田开发‘五重’技术路线，突出抓好理念创新、技术创新和精细管理，精准制定开发政策，实现老油田精准挖潜，助推油气开发上水平。”地质研究所相关负责人介绍。

围绕老油田稳产目标，该厂着力开展降递减、提水驱、提采收率和页岩油稳产四大稳产工程，以旬度生产监控、月度动态分析、季度油藏评价为抓手，强化“单井挖潜+平面调整”同发力，有效控降自然递减。聚焦“精准水驱、有效水驱”，不断调整水驱流场，精细注采优化调整、老井分注、问题水井治理等工作，提高全厂水驱动用程度，持续开展山156转变开发方式提高采收率试验，探索实施天然气、CO2驱等前沿技术应用，持续提升最终采收率，实效油田效益开发。

“在板19油藏综合治理中，针对含水上升矛盾，我们持续开展注采优化与连片堵水调剖，优化调剖技术参数，重新调整平面流场，控制含水上升，治理效果明显。”西峰采油一区技术负责人说。

如何让老油田保持活力？开发了近三十年的南梁油田，在老油田“压舱石工程”上做足文章，通过定期组织召开生产动态分析会，层层传递压力，逐级细化指标，把任务靠实到每个干部员工身上，精准核对每一口油水井实际生产状况，研判全区原油稳产形势，加强对重点区块技术攻关，强化“憋、碰、调、校”等措施执行力度，为油田持续稳产、上产找准方向、把准“脉搏”。

“我们通过认真分析油水井历年生产数据，精细分析堵塞特征、油层连通情况，深挖油藏潜力，合理制定与之相宜的方案计划，着力突破制约油田开发瓶颈问题，油区整体开发水平显著提升。”南梁作业区生产技术室负责人说。

如果说综合治理焕发了老区新活力，那么注水就是稳产上产的催化剂。结合油田开发实际，该厂强化注水提升，全面贯彻“油水并重、注水先行”理念，开展注水井综合治理和水质达标提升活动，实施检串、增注、大修等井筒治理，恢复注水量，实施各类水质提升措施，进一步夯实油田稳产基础。

“在注水方面，我们重点做好日常精细注水工作，加大注水工作监督与落实，认真执行各类增注措施作业，定期做好水质监测工作，通过数字化进行实时监控，做好注水数据的采集与核查，杜绝超、欠注现象，确保‘注好水，注够水’。温台采油作业区技术负责人说。

为守护好原油“生命线”，该厂持续加大井筒治理，深化“一井一法一工艺”，加强源头方案优化，强化重点区块及四类井治理，控降维护作业频次，持续提升泵效，持续完善系统配套，优化工艺流程，全面加快拉油点、隐患场站、管道治理，多措并举疏通老油田稳产“经脉”。

同时，该厂狠抓气田稳产，坚持“气井全生命周期管理”理念，持续优化技术开发政策，充分发挥气井产能，深化气水分布规律、气藏压力评价研究，持续开展“积液、低压”两类井专项治理，积极探索储层解堵等进攻性措施试验，全力控降自然递减，实现气田开发持续提质提效。（张占聪）