截至6月4日，大港油田唐家河油田三断块9口井实施井下油水分离同井采注工艺，港521井正常采注达219天，采出液水油比较地层产液水油比明显降低，控水稳油效果明显，成功打造中国石油首个区块级同井注采示范区。

　　高含水期的老油田，提质提效陷入开发成本逐年增加、经济效益日益变差的矛盾中。大港油田与中国石油勘探开发研究院院士团队紧密合作，致力于“油藏与井筒能量循环利用同井采注技术”研究，立足于油藏整体调控，通过井下油水分离同井注采技术，构建立体化井层驱替注采调控井网，变单采单注为井间层间互采互注、循环驱替生产新模式，实现一井多能、井下循环、井层调控、绿色发展的目标。

　　唐家河油田三断块已进入特高含水开发阶段，且井网覆盖程度低，注采井网不完善。院士团队按照“地质工程一体化”思路，细化油藏采注层位，明确层间采注关系，形成精细采注井网，优选单井工艺配套，单井产出液的油水实现“井下分离，同采同注”，节约无效水循环，减少举升能耗及污水处理费用。充分考虑采注层间供需关系，达到了油藏“分层采注，采注互补”的整体考量，使单井分离后的回注水有效为邻井补充地层能量，节约注水费用，提升了老油田特高含水区块开发效果。

　　通过反复研究论证，部署21口井实施井下油水分离同井注采，21口井达到31口井的注采功能，注采井数比由1∶3.2提高到1∶1.38，双多向受益井增加16口，双多向受益层增加69个，以少井达到多井多层采注效果，注采井网得到有效改善。

　　结合生产实际，大港油田将进一步加大产学研用力度，加快区块效益整体评价、深化技术攻关，强力支撑老油田陆上、海上特高含水区块效益开发稳产。