截至8月底，滨南采油厂平方王油田自然递减率%，综合递减率-%，首次破“零”，创近5年最好水平。

平方王油田历经50多年的勘探开发，含水高、产能低的区块越来越多，稳产难度越来越大。如果没有新建产能，产量逐年递减将不可避免。

(资料图)

“综合递减率是指没有新井投产情况下的产量递减率，数字越低，说明老井措施增产越多，挖潜效果越好。”采油管理三区经理徐宏国解释说。

综合递减率“逆增长”的背后，是这个管理区持续夯实开发基础管理的结果。

今年四月份，管理区与油气井下作业中心滨南作业区拓展合作，探索“效益联包”生产模式，以滨17、中区北沙四中两个区块为试点，将88口油水井的作业维护和措施作业，打包交给油气井下作业中心负责。作业区完成基础交油量，管理区每季度结算劳务费用，在此基础上若有增量，则双方按照效益比例进行五五分成。

双方共同参与制订区块开发方案、调整治理方案，管理区积极为作业区进行作业维护、措施提效，作业区主动提高施工质量、速度，保证了各区块重点井产量及油水井开井率、工况符合率等重要指标。双方的合作，实现了作业动力的硬保障，确保了自然递减率持续降低。

截至目前，滨17井工厂完成油井检泵12井次、油井扶停1井次、水井转注2井次，恢复控制储量72万吨，日增注399立方米，日增油吨，有效控制自然递减率。

水通则油丰，在井网完善的基础上，该区分类施策，靶向治理，差异补能推进单元效益开发。以东区沙四中单元为例,该区块整体呈西高东低，越往东储层厚度越薄，物性越差，针对低部位水井注不进，他们实施微压驱，配合井组内流线调整，取得不错的效果。

“最明显的是PFB236X15这口井，措施前日产液量仅有2吨，微压驱后达到15吨。” 开发主管师杨志浩说。

面对中部位井距大、地层亏空大的实际，这个区采用系统增压措施治理，注水压力提升近70%。整个区块强化注水补能后，注采比由直线提升至，最终稳定在，该水平相当于油田平均水平的3倍。

与此同时，油井相应实施压裂、酸化解堵，泵升级提液增油、控参降本等措施，加快能量补充，实现提能量、扩波及、降含水、控递减。PF4-2X019井在去年投产后，持续低液低油，经过整体区块和邻近油水井分析，技术人员决定实施压裂扩大油流通道，措施后日增油7吨。

今年年初以来，该区完成微压驱快速补能后流场调整两井组，系统增压注水补能9井次，配套措施油井压裂3井次、套损治理1井次、泵升级优化5井次。对比2022年年底单元日增液72吨，日增油19吨，开井率上升%，自然递减率下降%。

“措施精准了，执行也要有力，才能保证稳产能力持续提升。”徐宏国说。

该管理区持续推进工艺地质一体化、生产技术一体化和管理技术一体化。开发人员找准油藏开发的主要矛盾，生产组织、安全环保等同步发力，实现了生产效率和创效能力双提升。截至目前，该区实施措施19井次，日增油41吨。

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