截至12月10日，冀东油田陆上作业区自然递减率为16.3%，同比下降1.6个百分点；综合递减率6.1%，同比下降2.6个百分点。

　　今年以来，陆上作业区面对开发生产中的重重难题，大打“老油田稳产”“效益建产”进攻战，通过优化生产组织运行，大力推进油藏综合治理方案，强化配套工艺精准挖潜，实现了油气生产的稳健回升，各项开发指标持续向好。

　　优化运行

　　生产组织“一体化”

　　11月18日，陆上采油三区高63注水队副队长赵蒙带领岗位员工核实高66-54的注水量，并和注水系统重组前进行仔细对比。“今年，我们以高56-34注水站为中心，重组了注水管网，通过减少注水泵启动台数，年均节约用电成本12.18万元。”赵蒙说。

　　年初，根据油田配产任务，陆上作业区细化产量指标分解，推行产量承包责任制，按照开发指标、油藏分类、油水井管理等考核因素，制定出可操作性较强的产量运行大表，做到每月有措施保障、每旬有动态调整、每周有专题分析、每天有产量跟踪。各项工作紧密衔接，超前优化，全员产量责任意识进一步增强，生产保障能力提升。

　　针对新井投产，该作业区立足早投产、早见效的思路，加快新井投产步伐，超前做好完钻搬迁、投产作业、完井投产等3方面11个环节的前期准备工作，1至11月份共计投产新井128口，累计产油6.1万吨。

　　高24断块是今年该作业区的产能建设重点区块，共分两批部署新钻井46口。目前，高24断块已完钻新井45口，投产开井35口。为确保重点区块产能建设目标的顺利、按期完成，该作业区各有关单位大力弘扬“石油精神”，技术人员加班加点制定新井挖潜增油措施，积极攻克稠油开采技术难题；基层岗位员工克服新井投产工作量大、井场偏远、人员数量少等困难，紧密协调措施各环节，加快新井吞吐实施进度，千方百计保油上产。目前，高24断块开井32口，日产油140吨，实现了年初最低30吨至最高150吨的产量逆袭。

　　探索实践

　　注采平衡“差异化”

　　截至11月21日，陆上作业区高5断块已实施提液井14井次，新增水驱动用储量9.2万吨，4口油井含水下降，日增油16吨，注采双向调整初见成效。

　　作为开发老油田，陆上油田注水开发油藏受层间和平面矛盾影响，油井呈现“旱涝不均”现象。针对不同油藏存在的问题，这个作业区推进注采井网完善，差异化开展注采结构调整，重新建立地下渗流场、重塑产吸剖面形态，最大限度“唤醒”休眠储量。截至11月30日，这个作业区已实施水井措施200井次，实施油井提液井41井次，日增加62.4吨，含水下降1.1个百分点，对应水井上调配注，日注水量增加888立方米，阶段增油9895吨。

　　在动态分析的基础上，这个作业区积极开展注入端精细调整工作，通过测调、浅调剖、细分注水、针对性增注，注重措施初期工作，加强措施后工作，从平面和纵向提高水驱动用，改善水驱效果。柳赞中区柳10、柳90北、柳160-1整体提液效果较好，提液井见效比例达90%。其中柳10-29井补孔提液后，对应水井动态调整到位，目前日产油达到20吨。高深北区高5断块以补孔、回采水淹层为主，技术人员坚定信心不动摇，通过水井调控部分油井陆续见效，其中高5-4井排液5个月后，含水从99.5%下降至88.9%，目前日产油10吨。

　　技术支撑

　　配套工艺“精准化”

　　今年以来，陆上作业区以提高单井产量为目标，以技术创新为驱动力，紧密与油藏综合治理相结合，探索实践稠油开采提高单井产量技术对策、水平井剩余油精准挖潜技术手段，试验电缆在线测调技术，打好配套工艺“组合拳”，不断夯实油田稳产基础。

　　高24断块油藏原油黏度高，开采初期存在新井投产高含水及边底水推进快等问题。面对稠油开采的难题，该作业区技术人员编制了高24断块提高单井产量试验方案，积极开展化学剂降黏、二氧化碳降黏、微生物降黏及多元热流体降黏4种工艺试验，经过2个多月的试验效果评价，确定以二氧化碳吞吐为提高单井产量主体措施，后续继续进行多元热流体、微生物采油等提高单井产量技术试验，实现了高24断块稠油断块高效开发。目前，这个断块阶段累计产油2.89万吨。

　　针对浅层油藏水平井经过螺杆泵、电泵提液以及多轮次气体吞吐挖潜增产效果和效益变差的难题，该作业区积极转变思路，加强浅层特高含水油藏提采技术研究与攻关，对浅层水平井现状及潜力开展全面调查，提出了水平井精准挖潜的技术思路。通过下油管至水平井人工井底，水力输送测试仪器至水平段测试，实施水平井产出状况及饱和度监测，明确水平井剩余油潜力，实施精准挖潜配套技术。针对浅层油藏不同层位、不同套管尺寸水平井，累计完成水平井测试现场试验8口，其中高104-5平85井多轮吞吐无效后，在剩余油认识基础上卡封出水段，实施精准注入吞吐挖潜后，初期日增油5.7吨，阶段增油307吨。