今年前3个月，辽河油田的“老区”欢喜岭油田稀油区块依然保持增产势头。

“这得益于注水。”提到注水，欢喜岭采油厂厂长张维申显得异常兴奋。注水让欢喜岭油田稀油部分区块自然递减率降到负值，自然递减率同比下降10多个百分点，10个稀油油藏注水效果显著，取得近10年来最好成绩。

注水是效益工程

无论是注水工作量，还是人力、物力的投入，都是前所未有的，其中地面工作量是过去10年的总和。

注水工作力度缘何如此之大？

欢喜岭采油厂领导班子算了这样一笔账，目前这个厂年产原油140万吨，1800万吨的可采储量至少可以延长油田“寿命”10年。为此，这个厂专门成立注水工作领导小组，下设地质、工艺、工程3个工作小组，从地面到地下、从地质到工艺、从生产到管理进行全面分析，按照“实现注水、完善注水、恢复注水、试验注水”的原则，投入大量人力、物力热轧型钢，完善地面工艺和注采井网；建立注水油藏专题分析会制度，重新修订“注水井管理规定”等管理制度，使注水工作走上规范化轨道。

目前欢14—16块等4个注水油藏年自然递减率降到负值，欢26、齐8—10两个注水油藏自然递减率分别下降13和10.9个百分点，注水油田年阶段增油1.5万吨。对此，张维申说：“这只是开始，更大的效益将在未来5年、10年甚至更长时间显现。”

注水是科技工程

水质是注水工作的核心。在上个世纪90年代初，为提高欢北低渗油藏开发效果，欢喜岭采油厂将欢北20个区块列为注水开发重点区块，加密井网，完善地面流程，然而因忽视水质这个最重要问题，最终被迫“搁浅”。

随着水质处理技术的不断提高，欢喜岭采油厂2006年结合实际制定一套科学的以提高水质为核心的注水工作“三步走方案”：第一步，组织好当前水质能够满足的油藏注水工作；第二步，加快欢二联污水处理系统改造工作，使欢二联出口水质达到B1级标准；第三步，对欢二联污水处理系统进一步改造，2007年年底使水质达到A1级标准，2008年实现A1级注水。

这个厂根据水质条件，将注水工作重点放在油藏地质情况比较简单、剩余油较多、注水开发难度较小，且注水见效快的油藏，有10个区块见到显著效果。<钨铁/P>

随着注水水质的进一步提高，注水工作涉及的油藏范围也将不断扩大。2007年水质达到规定标准时，欢北3000多万吨未动用储量实现高效开发即将成为现实。

注水是持续创新工程

没有创新就没有发展，锦16块就是欢采人注水工作创新的杰作。

该区块油藏水淹严重，含水高达97.5%，剩余油分布十分零散，开采程度达立柱盆到46％，如不寻找新的注水方式，将在几年内停产。

如何使这块处于特高含水开发后期油藏重新焕发生机？

这个厂组织地质科技人员认真分析后发现，由于长期使用同一种注水方式，该区块地下已形成一条水通道，剩余油不能有效被波及到。“能不能调整注采结构，改变水流通道，从而使剩余油有效被驱替？”

工作思路和工作方法的创新，带来意想不到的效果。该区块实施以调整注采结构配套油井增排注水方案，不仅使日产油由实施前的69吨上升到95吨，还为其他高含水区块的开发找到突破口。

欢喜岭采油厂还大胆尝试对水平井实施注水开发，见到很好效果。此举开辟国内油田稀油注水工作先河，为实施水平井注水开发积累可供借鉴的经验。

全面“武装”注水配套设施，是这个厂又一创新之举。与水质一样，地面配套工艺也是制约注水效果的重要因素。2006年，这个厂投入近3000万元，对地面注水工艺及井下工艺进行完善，从根本上解决了多年来制约注水工作的难题，实现注水配套设施百分之百优质保障注水。欢二联作为欢喜岭采油厂注水的中心枢纽，经过几十年的运行，设施老化，越来越不能满足注水量塑胶配件和水质要求。这个厂增加两台增注泵，将注水干压由12兆帕提高到16.5兆帕，为提升注水质量提供了保证。

注水工作是个持续创新过程。正是因为有这样的认识，欢喜岭采油厂注水工作才取得可喜突破。

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欢喜岭是一个开发30多年的老油田，目前稀油区块采出程度较高，含水率达到90％以上，按照常规采油方法已无潜力可挖。然而，欢喜岭采油厂经过分析后认为，该油田适合注水开发的原油地质储量达到1.8亿吨，如果采收率按照10％计算，可采储量将达到1800万吨。

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