来源：人民网－吉林频道
近日，从吉林油田开发部门获悉，今年前7个月，吉林油田通过持续深化精细油藏研究、着力推进注水专项治理、加强效益措施挖潜等有效手段，原油自然递减率4.86%，同比减缓0.37%；综合递减1.54%，同比减缓0.73%。
吉林油田资源条件差，呈现典型的渗透率低、丰度低、单井产量低的特点。资源差的形势难以改变，只有练好内功，深化精益管理研究，抓好开发实践落实，才能真正走通效益发展之路。
今年以来，吉林油田持续深化精细油藏研究，以重点目标挖潜需求为导向，2022年统筹部署3类22个区块研究工作。围绕储层精细刻画，建立“岩心相——地震相——测井相”为流程的井震结合沉积微相研究模式，创新“垂向分期、侧向划界、立体组合”三步法单砂体构型技术，有效指导新井部署。攻关高精度建模数模一体化技术，实现储层构型嵌入建模及百万节点数值模拟，科学指导各类方案优化调整。创新分层油水动态量化表征技术，升级智能化注采劈分技术，建立分层注入产出与剩余饱和度关系图版，形成不同层位、部位剩余油量化表征模型，落实剩余潜力分类及效益挖潜对策，指导6个区块综合措施挖潜219井次。
抓好精细注水，持续控制自然递减
井的利用方面，持续完善注采井网，把长停注水井作为不正常井管理，按照“四重新”“六结合”的思路，恢复长停油水井146口，日增注673立方米，日增油38吨。开展井别转换完善井网，打破井网、井排、井别观念，对井况有问题，优选邻井替代转注；对现有井别无法发挥作用的，转换井别挖掘井点潜力，年内实施井别转换52口。
注水调控方面，瞄准不同类型油藏的主要矛盾，加强“注、调、控、引”的调控思路，开展精细注水结构调整，年优化配注方案5200口。规模推广周期注水、细分堵水、长停井利用、换向驱替等低成本水驱技术，实现注水效益最大化。
注水井分注管理方面，由重分注工艺指标向重分注效果效益转变。以“注水全过程低成本运行”为目标，坚持“井筒全通径”分注工艺技术路线，优化注水层段、简化分注工艺，强化水质管理，减少大修井、报废井发生，推进低成本注水开发。今年前7个月，完成各类主干工作量1147井次，超计划12%。注重水质保障和精细有效注水工作，完成注水井调配、洗井、动态监测等辅助工作量2.1万井次，超计划7%。
加强效益措施挖潜，降低综合递减率
挖潜理念方面，突出措施挖潜与注水结合、井点挖潜与井区提效结合、单一技术与组合技术的结合，实现增产、增效、增储。
技术优化升级方面，精心优化措施结构，保持长效措施增产地位，创新升级转向压裂、干扰压裂、集团压裂等5项技术，增产占比保持在48%以上。定型低成本解堵体系，增产占比控制30%以内。
方案管理方面，切实做好“三项”重点工作，即修订措施选井选层技术手册，规范方案论证流程与参数；常态化开展措施对标，确保效果、效益最优；超前组织方案联审，多专业一体化确保方案质量。今年前7个月，超前储备方案4179口，审查并下达3728口，完成年计划108%。
同时，为了保障措施效果效益，吉林油田还通过精细措施费用专项管理分单位、分类型、分批次下达费用。加强过程跟踪调整，建立旬、月、季分析制度，针对低效无效井，及时井筒挖潜，及时调整方案思路，及时优化措施结构。落实考核激励政策，通过季度产量考核，年度效果效益总兑现，促进采油单位强化质量管控、措施提效。(来源：吉林油田)
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