日前，从长庆油田采油七厂获悉，原油产量占比超过半数的特低渗、超低渗I、II类油藏，2023年1-4月年递减指标持续向好，有效发挥了老油田稳产“压舱石”作用，为全厂油田稳产创造了有利条件。
今年以来，长庆油田采油七厂在油田开发管理中，不断突出老井的主体地位，牢牢抓住降自然递减这个关键，推行以“单井、注水、渗流、水驱”四个方面的精细管理并配套相应的制度为内容的降递减工程，有效提升油田开发水平，实现了主力油藏开发效果持续向好，油藏分类分级保持II级以上。
单井分级管理，治理成效显著。按照产量高低分为A、B、C、D四级，突出高产井的“特殊”管理，强化低产井的“重点”治理。高产井保稳产，加密资料录取、加强日常监控、注采调整，及时发现问题，确保高产井生产时率；低产井提单产，以油藏为单元，以注水井为核心，以改善整体开发效果为目的，深入低产原因及潜力分析，相关部门多次“会诊”，查找问题“病根”，重新焕发老油田“青春活力”。
狠抓注水调整，均衡平面水驱。积极引导技术人员在思想上和行动上实现“两个转变”，即从突出油井单向治理向优先水井治理、井组综合调整转变，从提高单井产能向提高单砂体动用、中高含水带治理转变。在精准驱替方面，坚持以注水井措施为主开展调整，紧扣注采井网残缺导致的储量失控、小层配注合格率低、水驱效率低“三大”突出问题，开展注水井治理。在改善开发效果方面，突出由单一提高单井产能向油藏整体治理转变，类型拓展上向单砂体精准挖潜、中高含水井治理和失控储量动用拓展；在提升平面水驱效果方面，以井组为单位深入分析纵向剖面、注采对应、压力变化、见效特征等，进一步提升油田开发指标。
加强渗流研究，精细选井选层。应用动态判断、注采对应、吸水剖面、示踪剂监测、试井测试等方法分析水驱规律，在精细选井选层方面，通过静态资料与动态相结合，综合应用井组动态验证、示踪剂监测等方法，开展裂缝发育、见水规律等分析，判断见水类型、见水方向、见水层位，坚持效果效益回头看，总结优化提升油藏水驱效果，油井见效比例持续提升。
持续调剖调驱，改善整体水驱。按照“一区一块一对策”油藏管理理念，对中高含水期油藏，坚持以调为主，持续改善油藏整体水驱，开展聚合物微球调驱，相关油藏分别实现硬稳产、降递减目标，开发形势持续好转；同时对裂缝发育区，坚持调堵结合，有效提升裂缝封堵效果。针对大斜度区注采敏感区开展在线微凝胶矿场试验，探索该类油藏控水稳油技术手段。
完善三项制度，助推管理上产。推行油藏预警管理，把油藏管理的好坏与技术、管理人员的绩效挂起钩来，充分调动各类人员的积极性，实现管理重心下沉；实行自然递减分因素控制，把影响油藏递减的因素细分，分别制定控制措施，落实管理责任；建立多元化油水井分析和挖潜制度，利用各级技术人员中掌握的资料，开展“头脑风暴”，集思广益，充分调动和发挥技术人员的聪明才智，定期开展油水井单井分析。生产室每周定期组织开发室、作业区技术员开展油水井分析活动，不断提高油水井分析问题、解决问题的能力。
面对高质量发展新要求，采油七厂下一步将继续增强老油田管控能力，发挥好油田稳产的技术引领作用，深化“一体化”运行机制，整合一切优势力量，调动一切积极因素，为长期稳产提供坚强的技术支撑。