本报讯（通讯员 王学立 覃红燕）采油三厂在产量、成本指标异常严峻的情况下，大力实施精细化注水，利用“水动力”驱动效益油，有效控制产量递减。截至目前，自然递减同比下降1.25%，“双高”老油田开发指标持续改善。
该厂充分发挥注水开发的经济优势，在注水开发部署、注水方式、注水质量管理和过程调控上精耕细作。针对水驱油藏非均质性强、同一油藏开发效果差异大的情况，技术人员强化基础研究，推动注水工作实现“五个转变”，即由全面注水向优化局部注水转变、由多层注水向有效层注水转变、由单一介质注水向组合介质转变、由直井注采向直平组合转变、由同步注采向多期完善注采转变。
该厂将注水开发油藏分为中高渗油藏、复杂断块油藏等类型，以培育典型区块为突破口，创建三级注水管理模式，培育15个注水典型区块。在王官屯油田构建注水动态自动预警软件平台，创新实施多期完善注采、耦合注水等措施，实现官3、官80等特高含水油藏稳油控水，自然递减率连年下降。
在枣园油田建立剩余可采储量、受益方向等因素选井模型，同时采取“一对一、二对一、三对一”形式，加强潜在井单向、双向、多向注水调控，实施补流场、调流场等平面、层间及油藏“立体化”培植；官18断块创建“增能培植+赋能挖潜+扶植长效”挖潜模式，4口扶植提液措施井日增油70余吨，整个区块实现产量翻倍、采油速度提升。
在沈家铺开发区，技术人员突破正方形井网、早期注水等传统模式，创新采用菱形井网、小断块矢量化井网等模式，井型上综合优化小层砂体规模、油层层数、有效厚度，采取大斜度井、直井、水平井实现立体开采；在井网部署上，采用非叠合区点状井网优化，对平面井距参数进行优化，实现连续10年以上稳产，树立了大港南部油田稠油油藏有效注水稳产的标杆。
在推广典型经验的同时，该厂将四类油藏进一步细分为低含水低采出、稠油低流度等九类，针对不同油藏特征，持续开展对标管理，精准打出细分重组、井网完善、注水动态调配、变向变强度注水等“组合拳”，同期对比自然递减率从9.95%降到8.7%。