今年前两个月，油田在稠油区域水驱单元日增加注水100立方米，共增加水驱动用储量12万吨，稠油区域水驱单元效益开发水平进一步提升。

这是油田在水驱单元开展“百口水井治理”工程取得的成效。

由于稠油区域的稠油黏度大，需要注蒸汽、注二氧化碳等才能实现有效开采。长期以来，油田在稠油区域把热采作为重点而对注水重视程度不够。今年，油田持续优化产量结构，压减高成本热采产量，提升低成本水驱单元产量，不断提升效益开发水平。按照这一部署，油田坚持“注的每一立方米水都能采出油”的理念，针对稠油区域水驱单元水注不进、注不够、注不好等问题，开展“百口水井治理”工程，为地层提供充足的能量，稳步提升稠油区域水驱单元储量控制程度，延缓自然递减。

算效益账，用好“水动力”

“稠油区域热采开发不是注蒸汽，就是注二氧化碳或氮气，花了钱，不一定能多采油，必须转变开发思维，做好‘水文章’，多采效益油。”3月17日，采油二厂主要负责人根据前两个月的生产效果，算了一笔效益账。

水就像地层的“发动机”，地层注不上、注不够水、注不好水，“动能”就会下降，就无法有效驱出剩余油，油井的产量就会递减。今年，油田转变思路，回顾稠油区域水驱单元的开发历程，剖析水驱单元开发存在的问题，把稠油区域的开发重点从主攻油井向油水井并重转变。

针对水井欠注严重的问题，油田高级专家黄青松牵头，首先在欠注严重的王42井开展攻关，该井日产量从4吨上升至12吨左右。该井上产措施成功后，该厂又在稠油区域水驱单元11口注水井开展注水问题治理，11口井累计日产油从47.6吨增加到53.5吨，生产成本降低800多万元。

这进一步坚定了他们的信心，他们以降本提效为目标，本着让无效注水归零的原则，把注水井治理范围扩大到100口。截至2月底，油田水驱单元日增加有效注水100立方米，水驱单元自然递减较上年同比减少1.4%。

未雨绸缪，从治“重病”转向治“未病”

“给注水井治病要坚持一个原则，那就是未雨绸缪，在刚欠注时就要治，不能等进了‘重症监护室’再治理。”3月18日，采油二厂总地质师程都组织技术人员优化注水井治理方案时，形象地解释。

今年，该厂坚持预防为主的方针，在“百口水井治理”工程开始前，就针对注水井管网压力低、注水量分配不均匀等问题，改造升级地面管网，为注水井提供优质的流通“通道”。“百口水井治理”工程开始后，油田完善信息化计量和压力录取设备配备，实时掌握注水井欠注情况。同时，该厂还安排开发技术管理室和注水管理岗的员工每天监控水质，强化水质源头管理，确保为地层注入优质水，遏制住了不正常注水井的增量。

多元发力，由单一技术治理转向组合技术治理

2月底，采油二厂老大难井王126井地层堵塞，注水注不进，该厂利用高压增注技术，解决了这一问题。

技术是提升注水治理成效的“撒手锏”，在实施“百口水井治理”工程过程中，油田针对因注采井网不完善、地层物性差、地层堵塞等导致的欠注问题，按照注上水、注够水、注好水的思路，完善注采井网，把欠注区域的8口老井转为注水井，每天增加注水量300立方米左右，让欠注地层也“喝”上“放心水”，增加水驱控制储量42.7万吨，年减缓自然递减0.3%。对32口欠注井，由单一实施酸化解堵技术治理转为应用高压增注、在线降压增注、氧化复合酸化解堵等组合工艺技术治理，每天增加注水量550立方米，满足地层能量需求，年减缓自然递减0.4%。对40口井实施细分重组、调剖调驱等技术，增加水驱控制储量12万吨以上，减缓自然递减0.7%，有效发挥了水的驱油动力作用。