截至11月25日，吉林油田老井含水上升率控制在0.8%，較2013年下降了0.9個百分點;自然遞減率控制在11.3%，較2013年下降了3.8個百分點。經測算，通過自然遞減的減緩，6年來，吉林油田已累計多產原油114萬噸，相當于建產能56萬噸，“治水”治出老油田穩(wěn)產新水平。

吉林油田已經開發(fā)了半個多世紀，所開發(fā)油田逐步進入高含水階段，平面、層間、層內矛盾突出，無效水循環(huán)日益嚴重。近年來，公司把精細注水作為老油田穩(wěn)產的重中之重，全力推進注水專項治理工作。

大力開展精細注水調控。目前，在精細地質與剩余油分布量化研究、細分注標準、周期注水等方面均取得了進展，從源頭上為油田開發(fā)提供了技術支撐。精細優(yōu)化注水方案。以區(qū)塊或井區(qū)為單元，進一步深化見水見效規(guī)律認識，開展注水效果再評價，合理優(yōu)化注水政策。不斷完善注采井網，以單砂體刻畫與分層認識為基礎，立足高效層提到位、低效層控到位、無效層停到位原則，全面開展了平面、層間、層內“三位一體”的精細注水結構調整。

創(chuàng)新完善周期注水?，F已形成了不同注水方式、周期和強度的周期注水配套技術，對特高含水開發(fā)期控水穩(wěn)油起了重要作用。其中，扶余油田研究、試驗并推廣的“層段重組+層間輪注”周期注水技術，已大大促進了其開發(fā)效果的改善。截至目前共實施井別轉換、加密調整等工作977口井，日注水量提高1.36萬立方米，日產油能力增加269噸;恢復長停油井499口，恢復長停水井344口，水井利用率同比提高1.3個百分點，日增注5260立方米。

持續(xù)攻關注水工藝技術。研發(fā)全通徑注水管柱、發(fā)展機電一體高效測試技術、規(guī)模推廣帶壓作業(yè)技術，保障了注水方案優(yōu)質高效落實。研發(fā)雙向解封的逐級解封封隔器和可鉆橋塞，定型井下全通徑分注工藝和地面分注工藝，大幅度減少了管柱卡井情況，降低了注水維護成本。今年預計完成注水井更新、大修、檢管等工作2009口井，其中，實施帶壓作業(yè)1100井次，減少泄壓放水200萬立方米;分注工藝優(yōu)化調整89井次，月測試能力增加44口井。預計全年全公司分注率83%，同比提高0.6%;有效注水合格率78.2%，同比提高0.7%。

不斷強化注水水質保障。根據不同油藏水質控制要求，發(fā)展完善油田污水處理工藝，現已形成6大工藝技術，提升了出站水質。分級建立化驗室，定期開展水質抽檢工作，提升水質監(jiān)測能力。周期開展系統(tǒng)設施維護、管網沖洗、井筒沖洗等工作，努力降低二次污染。2019年，共完成注水容器清檢218座、沖洗支干線1126千米、水井洗井1.05萬井次。

進一步提升注水綜合治理水平。以示范區(qū)為引領，圍繞油田開發(fā)的方向性問題與階段開發(fā)矛盾，積極探索穩(wěn)產新途徑。對“雙高”“雙低”“雙負”的扶余、新立、乾安、大情字井、新民等油田實施綜合治理。其中，突出“注”“調”“控”“引”，優(yōu)選了公司級綜合治理示范區(qū)塊11個，目前已實施工作量1368口，且有73%的區(qū)塊實現了綜合穩(wěn)產。

逐步完善注水長效制度體系。建立注水管理組織機構，逐級落實責任，將注水工作作為“一把手”工程全力推進。開發(fā)部優(yōu)化專業(yè)崗位設置，注水科全面整合地質、工藝專業(yè)崗位;各采油單位設立了以廠長為組長的注水管理小組，研究院、采油院成立了相應的注水技術支撐組。建章立制，結合實際情況完善注水管理制度和技術標準，初步形成了以制度為約束的注水管理新模式。其中，常態(tài)化開展注水一條龍檢查與考核，注水工作逐漸實現了全過程、全方位的制度化管理。開展精細注水培訓，提升了相關人員的技術與管理能力。今年共開展注水培訓4期;成立的“老油田穩(wěn)產典型經驗交流團”，到10個采油單位進行了經驗交流，從而保障了精細注水工作的穩(wěn)步推進。