2020年，油田东濮老区自然递减率与运行计划相比降低1.75个百分点，不仅控制在10%以内，并实现连续三年下降。这对一个开发了四十余年的老油田来说，实属不易。

自然递减率是评价油田开发效果的重要指标，很大程度上反映了开发水平的高低。然而，在油气资源开发过程中，老井产量逐年递减是不可避免的自然规律，唯有通过科学的控制手段，使其减速变缓。对于一个年产100万吨的油田来说，自然递减率每下降一个百分点，就相当于增油1万吨。尤其在低油价环境下，降低自然递减率对油田实现稳产和效益开发意义重大。

油田抓实抓好控递减基础工程，在平衡储量、产量、效益三者关系的基础上，地质、工艺、修井等专业协同发力，围绕“精细调整、分层开发”的工作思路，不断提高井网对剩余油的控制程度，同时，配合流场优化调整、不稳定注水、调驱等措施，在“水文章”上大下功夫，筑牢了稳产基础。“我们运用科学有效的方法，实施精益生产，让每一口井、每一个层、每一吨储量都作贡献，决不为追求产量进行枯竭式开采。”油气开发管理部副经理薛朝晖介绍。

为控制自然递减率，油田制订了油气开发分级管理办法，在油气开发战线开展全员控递减率活动，落实油田开发分级管理职责，从油田、区块到井组、单井，从集团公司高级专家到各油气生产单位技术人员，层层压实责任，并制订相应的考核办法。比如濮城采油厂制订了自然递减分因素控制方法，将影响自然递减率的因素分解为68个控制点，并建立“分类承包、分点控制”的责任体系，每升降1个百分点，每人次奖罚100元。“全员控递减，人人有责任”在油区蔚然成风。

“一块一策”区块管理方法成为油田控制自然递减率的有力抓手。2020年，油田对136个开发单元的水驱治理效果进行分级评价，对每个单元进行“把脉问诊、寻根问源、对症下药”，优选出文25东块和桥29块两个注水示范区，文95块、濮城沙三上油藏5-10砂组、卫360块等9个重点治理单元，进行水驱提效综合治理，覆盖地质储量6402万吨，占油田动用储量的11.2%。11个重点治理单元全年产量增加1.08万吨，自然递减率与运行计划相比降低1.86个百分点。

控制自然递减率，精准注水是关键。当地下能量逐步变低，科学的注水是最为经济有效的补充能量方式。然而若是注水不当，则会造成“旱涝不均”，影响地层稳定。为提升水驱效率，油田精细化基础研究，进一步细化剩余油分级，通过平面优化流线、控制无效注水量、纵向深化分类储层精细调整等手段，来实现潜力层有效注水。以文卫采油厂卫360块为例，开发技术人员通过层间重组细分和精细注采调配，使得区块综合含水下降1.16个百分点，自然递减率从2019年的14.73%下降到2.93%，下降了11.8个百分点。

优化油水井措施方案成为控制自然递减率的重要手段。低油价环境下，油田各项投资减少，成本严控，所有的油水井措施方案都要严格计算投入产出比，将平衡油价控制在40美元以下成为“硬杠杠”。在此基础上，油田按照“强化水井、优化油井、潜力排序、效益优先”的原则，对油水井措施方案进行优先排序，形成“油井措施少而高产、水井措施优化推进”的局面。2020年，油田通过加大分注、调驱、封堵和大修措施力度，油井措施同比减少128井次，单井增油提高20吨；水井措施同比增加78井次，对应油井见效增油4.6万吨，新增（恢复）水驱动用储量650万吨。

此外，油田还狠抓以精细调配为主线的动态调控，大力应用变强度注水、周期注水等低成本技术，提高水驱效率。2020年，油田共实施动态调配6120井次，同比增加1910井次，累计增油4.5万吨，减缓自然递减3.6个百分点。