大庆油田水驱开发稳中向好

1月8日，从大庆油田了解到，2020年大庆油田优化产量结构，水驱低成本未措施年产油量达到1848.4万吨，占水驱总产量的94.9%，自然递减率、综合递减率分别比计划降低1.32和1.14个百分点，年均含水上升值比计划降低0.12个百分点，水驱开发稳中向好，压舱石地位愈发坚实。

实施精准注水方案调整。大庆油田进一步深化细分注水标准，探索基于大数据的注水优化调整技术，加大单砂体细分注水技术应用规模，实施细分重组，细分后4段以上井占总注水井数的51.7%。通过注水方案调整，使周围未措施油井见效，含水率下降，减缓了油田产量递减。攻关完善智能分注工艺技术，目前在运行184口井，最长运行时间达到4年，注水合格率长期保持在90%以上。

大力实施措施增油提效工程。大庆油田坚持效益优先原则，优化压裂选井选层和施工参数，实施油井压裂，初期单井日增油量连续两年呈现增长态势，低效井比例由19.1%下降到16.4%。实施剩余油精准靶向挖潜，应用超短半径侧钻水平井31口，单井日增油3.2吨。扩大大庆长垣老区油水同层补孔试验规模，建立分厂同层解释图版，实施81口井，单井日增油1.1吨。

加大长关、低产井治理力度。结合成因分析，大庆油田优化治理措施，优先治理产量高、投入少、效益好的井。2020年，大庆油田治理长关井1215口，油田水驱长关井总数已连续4年下降;治理低产井982口，当年增油19.4万吨。

深化典型区块综合治理。针对储层发育状况，大庆油田将长垣和外围细化为241个开发单元，优选3个共性指标和4个特性指标，形成了一套适合现阶段的对标管理方法。去年治理的6个“双高”区块，自然递减率降低1.1个百分点，年均含水上升率下降0.15个百分点;7个“双低”区块自然递减率下降4个百分点，采油速度提高0.03个百分点。

大庆油田将继续坚持“五个不等于”潜力认识观，大力实施精准注采动态调控，强化多井网协同调整，指导油田高效深度开发，发展分层注水技术，持续提升注水质量，增强发展后劲，持续改善特高含水老油田开发效果，继续发挥水驱对原油产量和开发效益的支撑作用。

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