海洋采油厂将老区控含水、提产能作为海上开发提质增效的主攻方向，挖掘稳产增产潜力，激活海上存量资产创效。一季度，海上实施精细注水井调配51井次，油井参数优化15井次，治理低液井9口，累计增油13934吨。

　　海上是油田增储增产的主阵地，产量任务连年增加让海洋厂面临着新的压力和挑战。当前，海上上产已由依靠大规模新井增量转为依靠老区存量控含水、控递减来实现。然而，随着注水开发的深入，数量不断增加的高含水井，逐渐成为制约海上老区高效开发的重要因素。治理油井高含水迫在眉睫。

　　重油必先重水。海洋厂精细海上老区注采调配，加大稳产长效投入，通过精细配注优化、分层测调，控制含水上升速度，减缓产量递减，增加经济可采储量。今年海上油田安排水井配注优化150井次以上，计划分层测调400井次、注水井检修细分32口，见效油井平均含水可下降0.5%，年增油将达到2.5万吨。

　　“油井高含水不等于每个油层都高含水，油层高含水不等于每个方向都高含水，必须多角度、深层次来正确分析对待。”海洋厂首席开发专家、科研所副所长王优杰认为，高含水井依旧存在巨大的潜力。

　　王优杰带领技术骨干深化建数模一体化运行，推进数模拟合成果和油藏工程手段的有机融合，定量分析每个小层、每个井组、每口单井、每个井层的注入、采出及水驱动用状况各井层注入采出状况。同时，通过层层对比、井组对比、井层对比“三对比”法，寻找含水偏高及偏低的小层、井组、井层，分区块分层优化注采比方案。

　　油井KD481A-4是注水井KD481B-1的受效井，含水上升较快。开发技术人员通过动态资料及数模模拟分析，发现该井高含水是由于地层东南部边水推进造成的。他们调整优化注采方案，将KD481B-1井Ng242层日配注量上调40立方米，遏制地层东南部边水推进。调水后，KD481A-4井生产效果明显好转，含水下降6.9%，日增油10.2吨。

　　一季度，海上共实施精细注水井调配51井次，油井参数优化15井次，累计增油3434吨。

　　除治理高含水井增产以外，低液井治理也是单井提效增产的主要手段。海洋厂积极推进油藏经营管理提质增效升级，依托专家决策运行机制，精准发力实施低液油井摘“帽子”工程，力争做到单井效益最大化。

　　“治理低液井首先要对油井进行分析，找准病根，创造条件，让主要油层发挥作用，同时积极引导新生力量，让低液井有能力上产。”海洋厂科研所开发室主任牛明超说。

　　KD34井是一口典型的低液井，躺井前日产油12.3吨，含水68.8%。开发技术人员充分利用各项动静态资料，结合数模成果对该井进行逐层分析，精准把脉，发现其主力生产层下部油层整体发育条件好，注采关系完善，采出程度低，剩余油饱和度高。

　　针对该井下部油层不出力的“病症”，技术人员编制地质方案，配合相关人员开展工艺、施工措施优化，实施氮气泡沫负压返排解堵及分三层光油管挤压防砂工艺，加大对主力生产层下部改造力度，有效消除近井地带存在的堵塞现象。作业投产后，KD34井日产油能力增加63.6吨，含水下降42.1%。

　　一季度，海洋厂论证治理海上低液井9口，实现日增油123.3吨，累计增油1.05万吨，预计今年将创利润4675万元，有效期内可创利润4.2亿元。

　　“海上油井动用油层多，以前我们主要盯着主力油层，现在在主力油层高含水的情况下，也该让一些较好的非主力油层出出力了。”牛明超说，“随着海上提速实施加密细分完善井网工程，老区各油层注采关系将进一步完善，一些非主力油层压力逐渐恢复，为推进老区低液井治理增产提效奠定了基础。”