1至8月，油田部署了35个区块536井次的转流线调整，覆盖的地质储量达0.98亿吨，累增油19.6万吨，提高采收率2.2%，按照整装油藏新井单井产能来计算，相当于少打新井180～200口。

　　打新井少了，局部井组转流线调整多了，开井时间短了，油量增了。这一减一增的背后是油田以效益为中心，聚焦高效勘探、效益开发，降低老油田开发成本的同时提升效益，实现高质量发展的管理之道。

　　局部井组转流线调整让现河采油厂梁13-斜54井组焕发了青春。通过调整注采流线，这个井组扩大了水驱波及范围，减少低效液量5200多立方米，2017年4月至今，累计增油1900多吨，节约用电6.3万千瓦时。

　　梁13-斜54井组是出了名的不好“伺候”，一注水就造成水窜，不注水地层就没能量。从1961年开发至今，随着开发程度的不断加深，油田已进入特高含水开发后期， 梁13-斜54井组的问题并不少见。

　　“水是最懒的，哪里好走走哪里，真正有油的地方没有驱替到，一进一出几乎没带出油。”现河采油厂地质所开发一室主任吕志强介绍。每注入一立方米水都是成本，无效注入液的循环消耗背后是一笔不小的电费和各项处理费用。

　　油田调整油井单元整体的流线，引导注入水流向弱波及区，用低成本推进老区提效稳产，从而改善水驱开发效果。现河采油厂选中了梁13-斜54井组进行调整注采流线试验。

　　转流线调整的思路是开发中精益管理的具体体现，也是最经济有效的手段。在油气管理中心副主任魏新辉看来，“打一口新井的费用是800万元，尽管转流线调整的增油量远不如新井产量，但是与打新井相比，成本几乎为零。” 魏新辉说。

　　油价高时，地质人员可以调整整个单元的注采井网，改变流线方向来提高水驱动用程度。持续的低油价让开发人员管理理念和方式都在转变，从注重产量到注重效益。“改变整个单元井网的流场流线，就要打许多新井，成本太高。油价高的时候，可打的井相对多一些，但是现在很多方案已经过不去效益评价这一关。”孤东采油厂地质所副所长官敬涛说。他所在的采油厂在油田率先开展转流线驱油探索。

　　既然现有情况下改变整个单元流场的成本过高，那就必须转变思路，哪里有效益点，转哪里的流线。

　　孤7平8井含水99%，让杜树礼伤透了脑筋。他最初制定的方案预计费用70万元，在50美元/桶油价下投入产出比1∶2.6。

　　杜树礼始终觉得措施费用太高，应该有更好的处理方式。邻近新井随钻资料显示目前生产段周围仍有较高的剩余油，杜树礼恍然大悟，这口井的主要“病因”原来是液量偏低导致注水波及体积小，水驱不到油。

　　杜树礼立即更改方案为大泵提液引导流线。新的方案作业费用仅10万余元，作业后投入产出比1∶2.4，达到了同样的效果，减少了低效产液量，节约了运行成本。

　　曾经为水而困，如今因水而生。在魏新辉看来，油气开发中的精益管理最终要体现到效益上，以最小投入创造最大价值。随着观念的转变，在方案的设计制订中，算效益账、产效益油的精益理念渗透到每名开发人员脑中。