本报12月10日讯(记者 顾松 通讯员 尹永华 宋鸿斌) 今年前10个月，孤东采油厂稀油自然递减率为8.2%，较去年同比减缓递减4个百分点，稀油控制自然递减率在胜利油田名列前茅。
孤东油田勘探面积仅有118平方千米，油区勘探开发程度高，目前采收率43.6%，采出程度41.7%。如何让高速高效开发37年的孤东油田减缓递减、实现效益稳产，是孤东采油厂干部员工亟需解决的一项难题。
今年以来，孤东采油厂围绕深入调能量、降含水、控递减总体目标，精准把握油藏状况认识、开发规律认识、开发状况认识、剩余油的认识、工艺的适应性和全过程管理，通过分类施策，打出“组合拳”、弹好“协奏曲”。
深化地质研究是减缓递减的前提。近年来，孤东采油厂通过院厂合作和内部自研相结合，实施精细油藏描述项目32个，覆盖地质储量2.05亿吨，有效指导了开发调整；精准识别储层内部构型、剩余油分布规律和极端耗水层带，指导产能建设和开发调整效果进一步提升，孤东采油厂平均单井日产油同比提高0.4吨，产能达标率提高4.2%。
聚焦做足“水文章”、多产“效益油”，孤东采油厂强化油藏、工艺、地面协同，抓好水质改善、投转注、工艺提升等举措，突出一体化提升，切实注好水、注足水、注有效水，持续夯实稳产基础。
针对非主力层供液差和不完善井区，孤东采油厂通过投转注、高压强化注水、局部增压注水及老井治理恢复有效流线相结合的方式增加驱替方向，确保井区能量补充。
为确保注有效水，他们在工艺上与长效管柱相结合，能分则分，应分尽分，长寿命配套，管理上优化洗井方式，实现欠注井层井动态清零，注采对应率、分注率、层段合格率指标持续提升，地层压力保持率97.4%，持续领跑油田开发单位。
调整注采结构是老油田减缓递减的核心。近三年来，孤东采油厂以调能量、控含水、降递减为思路，坚持“循序渐进、分类施策、提限结合”的原则，实施注采结构调整方案32个，减缓自然递减1.3%，吨油运行成本降低106元，驱替动用质量和效益持续提升。
孤东采油厂围绕提高储量动用率和经济采收率的目标，转换开发方式，化学驱由稀油油藏拓展到稠油油藏、由整装油藏拓展到零散砂体、注入段塞由小段塞拓展到大段塞。
通过加快转化学驱开发，规模化推广成熟技术，加快攻关接替技术，持续强化剂管理，孤东采油厂近三年新投化学驱储量2432万吨，储量接替跑出了“加速度”，化学驱产量实现箭头向上。
孤东采油厂以保持井网动态完整性为目标，依托多种途径切实发挥每口井的价值创造能力，充分利用油田自主扶停专项预算、内部扶停等相关政策，发挥采油厂资源与专业化队伍技术优势，年均实施优化扶停130口井、增加SEC储量28.8万吨。
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