年初以来，在油水井措施相对减少的情况下，采油三厂用好精细注水这把“金钥匙”，截至8月10日，平均单井日增油2.8吨，同比上升0.9吨；平均单井累计增油166吨，同比增加38吨，打造出“措施少，效益好”稳产格局。
今天的水就是明天的油。面对老油田地层能量下降、自然递减加大、单井产量下滑等情况，该厂以提高水驱动用储量为主线，以注水结构调整为手段，重组注采井组和层系，实现注水结构变化带动产液结构变化，为老油田稳油上产开启了一扇“效益之门”。
注水结构上，加大平面与层间注采井网调整力度，精编“注水网”。平面上，加大新区注采配套和老区局部注采完善力度，实现平面井网局部调整和二次完善。对明6块、明15块、卫81块、三叠系等“注采无对应”、“井网不完善”区域，实施转注、侧钻、大修等措施63井次，增加受控方向47个，增加水驱控制储量73.8万吨，增加水驱动用储量38.6万吨，油井受控率达87.9%。层间上，重分、细分注采层系，实施挤堵、酸化措施，扩大水驱波及体积，提高水驱控制程度。通过实施这些措施，日增加分层有效注水量169立方米，增加水驱动用储量3.8万吨。
产液结构上，注重新老工艺集成应用，及时“网住”剩余油。针对产液结构不平衡给油田开发带来的影响，该厂按照“低成本、高效益、可持续、快发展”战略，优化方案，注重措施前注水培养，坚持测试资料不全不干、潜力层认识不清不干、配套工艺不成熟不干、设计不优化不干、措施效益未评价不干、措施责任不清不干“六不原则”，压缩措施工作量和无效投资，提高措施有效率和有效益率。
今年6月底，该厂技术人员发现云3－9井沙三中底部生产层压力下降，而该井沙三中上部层位对应水井能量充足。7月中旬，该厂对该井沙三中上部实施补孔填砂。8月10日，该井日产液40吨，日产油11吨，措施增油效果明显。
云9－7井是该厂一口高压注水井。针对该井对应地层压力高、注水困难问题，该厂应用多氢酸解堵技术，扩宽注水通道，使注水压力由35兆帕下降至24兆帕，日注水量由4立方米/天上升至40立方米/天。该井已累计增注3300多立方米。对应油井云9－3井增注见效，日增油2.5吨，已累计增油160余吨。
截至目前，该厂今年已实施压裂引效、对应补孔、酸化解堵等措施124井次，较去年同期减少72井次，平均单井累计增油166吨，较去年同期上升38吨。其中，对15口井实施压裂引效，有效率90.9%，累计增油6000余吨，较去年同期减少14井次，累计多增油2100余吨。（中原石油报供稿）
