水驱控制程度由69.4%到72.2%；问题井处置时间平均缩短20%，自然递减率由14.3%下降至9.5%……截至11月底，石油开发中心交出的这份成绩单显示：老井的生产指标实现“逆生长”。

　　面对老油田开发矛盾凸显的挑战，石油开发中心锚定“效益开发、稳产提效”核心目标，聚焦油藏开发重难点问题，组建三个专班，以“问诊异常、把脉水井、措施开方”的模式，为老井稳产夯实坚实基础。

　　异常井管控快速响应

　　“控异常井就是保存量，更是打牢稳产基础。”石油开发中心异常专班负责人郝建中介绍。正是为了将这一理念落到实处，今年他们才将“控递减、减异常”专班列为中心9个专班之首，并建立起一套完整的制度与快速响应机制，提升异常井管控实效。

　　他们建立完善了《石油开发中心异常井管理制度》《异常井考核办法》《异常井处置工作流程说明》三项制度，同时，还建立“线上运行、分类施策、联动协同、经验分享”管控机制，开发了异常问题检索小程序。该程序基于PCS（油气生产信息化）平台，可实现异常情况快速上报、智能诊断与处置流程跟踪。他们通过“一天一讲评、一月一复盘、一月一考核、半年一比赛”，不断改善一线异常井治理效果。

　　截至目前，异常井数量同比下降13.3%，处理速度提升20%，今年因异常井导致的产量损失较去年预计减少近25%。

　　水井补能精准调控

　　让地层喝上水、喝好水，让地层保有能量是稳产的关键。为此，该中心将注水成功经验整理成《注水管理典型案例指导图册》，包含注采调配、动态监测、稳升培养、开发预警四个类别共16个案例，让一线地质骨干应对复杂状况时“有章可循”。

　　石油开发中心油气开发专家张志磊说：“我们整理印制这个案例册，就是为了把成功经验标准化、可视化、可复制化，以此提升一线地质骨干应对注水复杂状况的综合能力。”

　　同时，他们针对新老区特点量身定制压驱管控体系，实现低渗透油藏提效开发。在新区他们建立流场六项优化的管理办法，在义81块单元，实施“超前压驱补能+油井压裂投产”，超前压驱注水14.1万立方米，单井日产量较设计增加1.6吨。

　　针对老区特点，他们采用“均衡流场五项优化”管理方法，强化注入过程、开井时机、动用层段、配套运行、提效措施管控，提能量、控递减。在史109块单元，他们对3个井组实施局部规模压驱，使自然递减率降至2.6%。

　　复杂油藏精准施策

　　“石油开发中心难动用油藏开发面临很多行业性难题。”石油开发中心科研所副所长刘会来说，“特超稠油、特低渗透油藏难动用程度高，存在原油物性差、出砂严重、边底水活跃等问题。”

　　为此，石油开发中心立足稠油提质提效，针对稠油油藏边底水入侵、蒸汽扩波及难、油层动用不均等矛盾，不断迭代升级复合吞吐、复合堵调、均衡注汽等工艺技术，提升稠油热采效果。

　　针对注入降黏剂热波及效率低等问题，他们创新提出蒸汽伴注降黏剂技术，通过配合蒸汽开展热力+化学驱替，提高降黏剂洗油效率。该技术在坨826-更平66井实施以来，产油同比增加223吨，油汽比提高0.1，目前正有序扩大试验规模。

　　针对含水快速上升问题，形成气体分割控水、耐温复合堵水、三相泡沫堵调等系列技术。其中在草4沙二三单元优选井组针对性实施耐高温共聚物堵水转周，提高封堵强度、封堵水淹通道，草4平96井实施后含水从96%下降至65%，油汽比提高0.24。

　　从异常管控的快速响应，到水井补能的精细调控，再到复杂油藏的精准施策，石油开发中心用“精耕细作”的态度和“靶向施策”的智慧，让老油田焕发出新的活力。