长庆油田：“控减提率”，让老油田“青春长驻”

长庆油田作为中国最大的油气田之一，面临着老油田开发中后期的诸多挑战。随着含水率升高、单井产量下降，如何在资源接替不足、稳产难度加大的情况下，实现老油田的持续效益稳产，成为长庆油田亟需解决的问题。为此，长庆油田提出了“控减提率”的发展战略，即控制递减率、提高采收率，走出了一条老油田提质增效的新路。

在控制递减率方面，长庆油田采取了精细化的注水策略。针对低渗、低压、低丰度的“三低”油藏特征，长庆油田实施了以精细注水为核心的控制递减率工程。通过推广第四代分注技术，实现了层间两级分注向层内多级分注的转变，分注合格率由69.7%上升至81.1%。在白153区，通过加大精细分注力度，分注率达到95.5%，已实现连续12年稳产10万吨以上。

为了提高采收率，长庆油田不断创新开发技术。在华庆油田，科研人员通过转变开发方式试验，探索形成了“渗流场重构、压驱一体化、多方式补能、全方位驱替”的提产开发新方式。目前，长庆油田已在超低渗油藏建成国内首个15万吨级转变开发方式示范区，试验区阶段采收率提高5%以上，预计最终采收率可提高8%至10%。

对于“暮年”老井，长庆油田采取了分类治理的策略。通过实施长停井复产、老井侧钻、套损治理等措施，已治理3892口井，增油达到7.1万吨。在采油三厂五里湾长6油藏开展的微泡驱提高采收率试验中，实施区累计增油1.46万吨，投入产出比达到1:1.46。

这些措施取得了显著成效。截至2023年6月16日，长庆油田姬塬长8油藏稳产“压舱石”工程试验取得良好效果，试验区日均产油由17.1吨上升到27吨，动态采收率提高4.8%。老区治理亮点成果显示，长庆油田目前油田自然递减率控制在9.9%；Ⅰ类+Ⅱ类油藏产量占老油田总产量的96.8%，老油田稳产“压舱石”作用凸显。

长庆油田的成功经验表明，老油田的持续稳产需要系统性的策略和创新性的技术。通过精细化管理、技术创新和分类治理，老油田依然可以焕发新生，为保障国家能源安全做出贡献。这一经验对其他面临相似挑战的老油田具有重要的借鉴意义。