液量每天减少676吨，电费每天少花0.54万元，日增油11吨。在开发40多年，含水率近99%的埕东油田，河口采油厂打出“井网重组、调流线、高含水井实施卡封换层”组合拳,尝到产液结构调整的甜头。

　　优化调整产液结构是推动老油田绿色低碳、效益开发的关键。百日攻坚创效行动以来，油田持续开展产液结构调整潜力论证与摸排，加快方案编制及实施，累计完成方案编制并实施76个单元，覆盖地质储量4.63亿吨，设计油水井工作量1516口，已完成油水井工作量736口。

　　初步统计，油田含水大于97.5%的水驱单元42个。油气开发管理中心老区管理室高级主管李绪明介绍，水驱开发是油田主要的开发方式，动用储量和产量分别占到75%以上。随着注水单元综合含水不断上升和油井数的增加，带来液量规模增加，采出液水油比升高，吨油综合能耗攀升，产液结构矛盾突出，严重制约了油田效益稳产基础。

　　针对特高含水单元，油田一方面通过采取注采流线调整、不稳定注采、注采耦合、细分注水等举措减少无功耗水;另一方面，对于含水大于98%的高含水井、高含水区，在不增加后期复产费用的条件下，采取暂关或间歇开井措施，通过流场调整、剩余油二次富集，降低含水上升，实现控液增效。

　　产液结构调整不仅仅是简单的减法，还要提高低产低液单元的注采能力。李绪明介绍，针对注采不完善、注不好水、提不起液的低产低效区块，各开发单位通过加大产液结构调整力度，全面改善注水、产液、产量结构，改善开发效果提质增效，实现注水、液量、产能、效益同步提升。

　　此外，油田还针对低注采能力的低渗透单元，通过精细水质提升，强化工艺适配井网、降压增注等技术应用，提高有效驱替。对于暂时无法注采完善的单井，采取避峰填谷采油方式，降低电耗，节支保效。

　　开发工作是应对低油价、提效降本的中心环节。通过调整产液结构，4月份油田综合含水92.31%，环比下降0.03%。29个特高含水单元累计控减液量29.6万立方米，累计减少无效注水量22.5万立方米;47个低产低液单元日油增加220吨，累计增油1.01万吨。