本报讯（记者 史式灿 通讯员 李英） 记者日前从中原油田开发管理部获悉，今年上半年，油田开发系统围绕“提能量、增产量、控含水、降递减”目标任务，以油田重点治理单元为引领，扎实开展“一块一策”水驱控递减工作，实现了16个重点治理单元阶段同比提产8.5%，自然递减率同比减缓0.52个百分点，为老油田稳油上产奠定了基础。

中原油田经过50年的开发，已进入高含水开发阶段。面对油藏构造复杂、非均质性强、高温高盐等开发难题，油田树立“每个注采单元都是增油堡垒，每套储层都有增油潜力”的挖潜理念。针对不同类型油藏的特点，采取事故井网恢复、重点单元治理、注水结构调整以及动态调控管理等差异化治理手段，使阶段水驱开发效果得到有效改善，开发趋势持续向好。

油田对事故、低效等原因导致的长停井实施了潜力分析评价，并及时优化措施恢复产能。上半年，油田共实施大修、换井底等油井措施70余次，恢复可采储量35万吨；油井开率同比提高1.6个百分点，井网储量控制程度得到了显著提升。

为强化重点单元治理，油田按照年初制订的重点单元治理方案运行计划，优先加快部署实施治理单元的工作。油田通过重点开发指标的分析研判，提前预警并优化调整对策，使得16个重点治理单元方案部署工作量的实施率达到52.8%，产量同比提升8.5%，实现了从精细水驱向精准水驱的转变。

油田坚持“以水为先”理念，加大注水结构调整力度，重点增加低渗油藏为主的转注工作量，完善注采井网；对于中渗油藏，则主要增加调剖、分注工作量，改善层间及层内的动用状况，并开展压驱补能新技术的现场试验，推进了高效补能。截至6月底，对应油井见效增油1.96万吨，自然递减率减缓3个百分点。

为加强动态调控管理，油田深化水动力学技术应用，利用变强度注水、周期注水、低渗油藏间歇性开采、脉冲注水等低成本调控技术，不断提升水驱油效率。目前，油田已实施动态调配3640井次，对应油井见效增油2.1万吨，自然递减率减缓3.1个百分点。

此外，油田还依托总部套损井专项治理政策，推广防卡、组合解卡、智能分采分注等注水配套工艺技术的应用，注采对应率由73.3%提升至77.8%，分注率由51.2%提升至56.5%，井网完善程度进一步好转，老油藏纵向驱替矛盾得到有效缓解。