截至十一月底，鲁明公司济北采油管理区综合递减率为5.8%，比去年同期下降0.3%，预计全年完成原油产量15.46万吨，超计划1100吨。

　　作为开发30年的老油田，面对综合含水高、标定采收率低、剩余可采储量低的开发难题，如何实现老区稳产是摆在技术人员面前的难题。

　　“针对曲堤油田开发难点，我们要做好技术攻关，找出适用的配套工艺技术，同时还要做好转换开发方式、增注补能等方面的中长期规划。”鲁明公司采油工程专家、济北管理区党支部书记赵洪涛表示。

　　找准注水方向助上产

　　曲堤油田油藏类型多为高泥质、低渗油藏，水井在注入过程中存在不同程度的堵塞、欠注问题，欠注后部分井区能量亏空，油井大都低液生产。

　　水驱稳产始终是老油田开发的关键。治理欠注井，解决注水难题显得尤为重要。开发前期，这个管理区多轮次酸化解堵后，增注有效期变短，且费用较高，注水系统整体增压成本高，实施难度大。

　　为找准水井增注措施方向，管理区成立动态分析小组，对120个井组开展常态化动态分析，建立井组分析管理台账，找出各井组的潜力层和潜力区。

　　在投转注完善注采井网的基础上，在水驱动用程度低的单元和井区优选井组实施单元整体增压、单体泵微压驱增注等措施，快速有效补充地层能量。

　　目前，有9个井组增注，实现日增油8.9吨，增油效果明显。其中，曲104-斜331井组因储层物性差、吸水能力低，常压注水效果差。为提高该井组注水效果，技术人员对该井实施微压驱注水，同时优化注水井段，先对主力层压驱增注，跟踪对应油井变化随时调配，确保“注上水、注足水、注好水”。

　　“我们把待增压注水的20个井组排序，制订实施计划，每周督导增注运行效果。”油气开发主管师李焕说。

　　转换开发方式提高采收率

　　曲9馆3单元是曲堤油田唯一的整装油藏，油藏地质特征表现为整装、连通好、有一定边底水、能量充足。该单元地质储量573.4万吨，占曲堤油田总储量的18.7%，多年水驱开发后效果变差，水淹水窜严重，常规注采调配难以满足稳产需求，亟须转换开发方式提高采收率。

　　年初，管理区决定在曲9馆三东实施化学驱。由于注聚经验不足，管理区就派技术人员走出去“取经”，逐步建立起全员联动的注聚管理体系。最终，实现注聚业务高效运行，注聚黏度为35毫帕/秒，达到方案设计要求。

　　然而，注聚开发过程并不顺利。该单元因油藏油层薄、泥质含量高，单井液量低，达不到方案设计液量要求，且常规解堵提液效果差。如何解堵提液又成为该单元注聚开发中遇到的新问题。

　　赵洪涛带领技术人员一同学习开发单位成功经验，分析研究后提出“水力负压解堵+人工井壁防砂”的组合解堵提液方案，优化工艺配套技术，形成“疏防”结合的新治理思路。目前，该工艺应用13井次，平均单井日产液量从8.9吨提升至28.0吨，平均日产油从0.8吨提升至2.5吨，提液效果有所改善，化学驱单元开发指标也不断向好。

　　抓实一体化管理控躺井

　　“躺井率从2.0%降到1.9%，也不能小看这0.1%，这相当于在躺井上‘抠金子’。”赵洪涛调侃道。老油区管理难度大，采出液性质复杂、管杆泵不配套、日常管理跟不上都是造成躺井的重要原因。管理区成立由支委加控躺井团队组成的油水井管理小组，制订“一井一策”方案，形成地面、井筒、地下齐抓共管的一体化管理模式，逐渐提高控躺井管理水平。

　　日常维护管理是基础。这个管理区制定完善日常维护运行表，重点摸排加药井、热洗井，对加药周期和加药量都严格要求。

　　今年年初以来，管理区自扶躺井23口，仅这一项就避免产量损失105.9吨，减少作业费200余万元。同时，他们实施了30口长寿管柱的配套治理，检泵周期延长530天。

　　水井控躺井管理同样重要。提高注水系统的稳定性，是延长水井注水周期的关键。针对水井出砂问题，管理区从注采基础管理做起，重点从“防”入手，提升注水泵、单流阀、单井调控稳定性等三个关键节点，降低水井出砂频次控躺井。基础工作扎实了，水井出砂井次也明显降低。水井出砂井次降至目前的2井次/年，对比同期减少4井次。