长庆油田围绕“控制递减率和提高采收率”两大工程，大力实施油藏综合治理，创新多元协同增效提高采收率技术体系，并攻克复杂油藏提高采收率技术，走出了一条老油田提质增效、效益稳产的新路。

截至7月5日，长庆油田姬塬长8油藏稳产“压舱石”工程试验取得良好效果，试验区日均产油由17.1吨上升到27吨，动态采收率提高4.8%。

随着长庆油田老区步入开发中后期，油藏饱受含水率高、单井日产低等难题困扰。如果没有规模增储和新建产能，产量逐年递减将不可避免。如何打赢老油田持续效益稳产攻坚战，兼顾产量与效益，延长老油田的生命周期？长庆油田围绕“控制递减率和提高采收率”两大工程，大力实施油藏综合治理，创新多元协同增效提高采收率技术体系，并攻克复杂油藏提高采收率技术，走出了一条老油田提质增效、效益稳产的新路。

深化地质认识 精细注水控制递减率

长庆油田地下情况复杂，具有低渗、低压、低丰度的“三低”特性，被业界形象地称为“磨刀石”。随着油田步入开发中后期，可动用新资源日益减少，诸多油藏产量递减加快。如何让“老树发新枝”？

长庆油田不断深化地质认识，结合实际进行油藏精细研究，分类治理，寻找低渗透、特低渗透油藏改善水驱效果的方法。

精益求精，细化地质研究。随着开发时间延长，剩余油挖潜更需要好“眼力”，而精细油藏描述就好比为技术人员戴上“透视镜”。长庆油田持续加强以单砂体精细刻画为核心的精细油藏描述，在此基础上制定油水井补孔、转注、分注等措施。安塞油田吴堡作业区通过在243口井实施双向补孔、转注、分注、隔注等措施，使水驱储量动用程度提高1.4个百分点。

精雕细刻，精准调控降递减。精细注水的关键是根据不同油藏建立不同通道。长庆油田主力开发层系多层叠合，具有储层物性差、层间非均质性强等特点，精细分注是降低自然递减率的有效手段。在“重新认识油藏特征、重新认识水驱状况、重新认识技术方案”的基础上，科研人员加强精细分层注水技术运用及创新，实现了层间分注向层内分注、两级向多级、传统分注工艺向数字化智能化的转变。白153区是长庆油田分层注水示范区之一，通过加大精细分注力度，持续提升精细分层注水规模，目前分注率达到95.5%，已实现连续12年稳产10万吨以上。

“唤醒”储量 转变开发方式提高采收率

经过多年开发，老油田通常会面临储量下降、成本居高的难题。长庆油田通过科技创新，持续挖掘老油田潜力。

长庆油田科研人员潜心研究地层状况，经过多年攻关研究和矿场试验，初步明确了以气驱、转变开发方式为主，化学驱为辅的特低渗透油田提高采收率主体技术方向，展现出提采增产的广阔前景，具有长庆特色的提高采收率技术和管理体系应运而生。

在华庆油田，科研人员通过转变开发方式试验，探索形成“渗流场重构、压驱一体化、多方式补能、全方位驱替”提产开发新方式。目前，长庆油田已在超低渗油藏建成国内首个15万吨级转变开发方式示范区，试验区阶段采收率提高5%以上，预计最终采收率可提高8%至10%。

长庆油田在高含水区开展泡沫驱气液比调整，持续优化CCUS注入参数，降水增油效果明显。今年初以来，按照气驱、转方式、化学驱、微生物活化水驱及使用新型驱油剂5种措施类型，总体部署10项512井组的试验工作量。采油八厂在元214长2油藏开展的化学驱提高采收率先导试验取得初步成效，日产油增加近6吨。

长庆油田还在不断探索研究和超前储备微生物驱油技术、黏弹性表面活性剂驱油技术、纳米驱油技术等三次采油或四次采油技术，为持续提高油藏采收率做好技术储备。

分类治理 “暮年”老井重现生机

长庆油田万口油井评价挖潜重点工程项目实施以来，已复产3917口长停井，增油267.2万吨，恢复日产能达2800吨以上，效果显著。

为盘活长停井，长庆油田以不同油藏开发矛盾为主线，坚持分类治理、油水并重，将科研环节前移，确定油井的最佳投入产出比，分析产量下降原因，推广水力喷射分层多簇压裂、控水增油酸化等多项新技术，让一批步入“暮年”的老井重现生机。

以地质工程一体化为统领，长庆油田创新老区流场调控新理念，打造胡154、塞127等7个常规技术稳产示范区，强化塞160、黄3长8等80个重点油藏的综合治理，自然递减率、含水上升率等开发指标持续向好。

一井一策，打通“动脉”。长庆油田持续加强老油田综合治理，针对不同区块老井状况，精准制定每口井合理有效的挖潜措施，深化油藏再认识，以油井低产原因调查为主线，对低产井全面“体检”，建立档案，找准病根，专项治理，最大限度挖掘老井潜力。

抢先抓早，长停“摘帽”。秉承“价值再认识、办法再创新、效益再提升”的原则，长庆油田依托新工艺新技术，不断丰富和完善长停井治理手段，将长停井复产与完善注采井网、区块综合治理结合起来，并应用侧钻、堵水、检泵及换井底等多种手段实施差异化措施，保证长停井扶得起、扶得好。截至目前，长庆油田今年已实施措施1661井次，阶段增油9.4万吨。