据悉，今年前5个月，长庆油田已实施油水井措施2294井次，综合递减率为9.8%，月度平均递减率为1%，各项主要开发指标全面受控，牢牢把握住了老油田稳产主动权。
长庆油田的老油田产量占到总产量的90%，是推进油田效益开发的“压舱石”。近年来，随着油田勘探开发程度的加深，开发稳产难度增大，一系列矛盾和挑战接踵而至，必须要深入推进老油田“压舱石”工程。今年年初以来，长庆油田全面贯彻落实“五重”技术路线，按照“完善水驱、改善水驱、二三结合”理念，重点抓好油藏综合管控、示范区建设、精细注水管理和提高采收率技术攻关等工作，助力稳产，提升开发质效。
为全力推进“‘压舱石’工程、精细注水、油藏综合治理、提高采收率”等重点工作，长庆油田以深化油藏地质认识为切入点，严格分级分类管理，加大剩余油研究与挖潜技术攻关，精准实施油水井措施。今年年初以来，老区自然递减率控制在10.7%、含水上升率控制在1%，总体开发形势保持稳定。
针对水驱动用程度低、注采结构不完善等矛盾，长庆油田扎实推进以精细注水为核心的降递减工程。在“三个重新认识”的基础上，技术人员强化三维地震、精细油藏成果转化运用，大力攻关第四代分注工艺，巩固优化“常调剖+微球调驱”主体工艺模式。2018年以来，通过持续开展单砂体刻画、注采关系完善、规模调剖调驱等工作，水驱储量控制程度上升2.7个百分点，动用程度上升2.9个百分点。
长庆油田以“100万吨气驱、100万吨转方式、100万吨化学驱”提高采收率“三个一”工程为引领，有序推进提采技术攻关试验。以黄3区CCUS国家级示范工程为引领，配套完善“三低”油藏二氧化碳驱工艺、地面技术系列，系统推进重力辅助驱和页岩油补能试验。通过持续优化华201、北三区段塞设计和聚表体系，攻关小井距水平井簇安全钻井、大功率连续电加热等技术难点，坚定低渗透油藏复合驱提高采收率方向，靖安油田中相微乳液驱技术、姬塬油田空气热混相驱技术已初见成效。
“我们坚持‘一藏一策’的治理思路，着力打造开发理念、技术管理、人才队伍、一体开发管理体系。同时，长庆油田通过加大精细油藏描述、注采系统、水质管理等工作对标管理力度，深刻剖析油田开发的关键问题，研究制定稳产对策，真正做到提效果、控投入、保增产。”长庆油田油藏管理人员童刚说，姬塬和靖安油田通过开展重构层系井网、重调油藏流场等一系列稳产措施，今年年初以来，自然递减率实现同比下降，产量超计划完成。
为有效应对各种提高采收率的措施造成采出液成分复杂、含水率在线测量误差大的情况，杭州飞科电气有限公司生产推出了ALC05井口在线原油含水分析仪、ALC05-II型井口原油含水分析仪，实现了原油含水动态监测，为提升油田精细注水、油藏综合治理、提高采收率提供了强而有力的技术支撑。
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