江汉油田作为开发了50多年的老油田，锚定控制自然递减率目标，提升注水水质，持续改善水驱开发效果，筑牢老油田稳产基础。2023年，油田自然递减率为10.35%，优于方案0.15个百分点，比上年下降0.04个百分点，创近20年最好水平。

　　实施一体化治理，提升整体开发成效

　　“广华油区自然递减率由12%下降至3.2%，4个井组通过水驱调整见效，累计增油946吨。”该油田开发管理部油藏管理室主任朱守力介绍，广华油区已开发50余年，井筒状况复杂，井网适应性变差，注水效率下降，是典型的综合含水率高、可采储量采出程度高的“双高”单元。针对这类区块，油田开展具有特色的一体化治理，控水稳油收到良好效果。

　　目前，油田有类似的区块13个，他们以广华油区的一体化治理为模板，结合开发现状、普遍存在的问题、产量规模，采取调整井网、转流场等措施，扩大水驱覆盖面积，改善水驱开发效果。

　　2023年油田选定“双高”单元、低采出程度单元、含水加速上升单元等3类油藏作为重点治理对象，推广一体化治理，实施井网调整、井筒治理、地面配套改造并行，增强水驱效果，提升老油田整体开发成效。

　　提升注水水质，让油层喝好水

　　2023年底的注水水质监测数据显示，该油田注水水质综合达标率达99.3%，首次突破99%，刷新历史纪录。

　　注水水质直接影响注水效果，要让油层“喝够水”，更要“喝好水”。为提高出站水质达标率，油田制订水处理罐收油、清污、排泥运行计划，跟踪清罐工作进度，2023年完成23套罐池的清污工作。

　　该油田变季度抽样监测为月度全节点监测，覆盖全部注水系统740多个注水节点。他们形成实验室无缝衔接工作格局，提升监测运行效率。科研人员与采油厂现场工作人员强化交流，为全天候开展水质监测创造条件。及时对实验数据开展综合分析，每月编制水质监测公报，对注水系统出现的问题及时解决。

　　目前，油田出站水质综合达标率提升至97.4%，井口水质达标率提升至88.6%，有效巩固油田稳产基础。

　　调整注采措施，解决“旱涝不均”问题

　　注水受效不均衡，就会造成“旱涝不均”，有的井“喝撑”，有的井“喊渴”。为此，技术人员打破“不敢调、不会调、调不好”的观念桎梏，努力摸清流场流线走向，分析对应井组受效情况，对症实施调控措施。

　　油田开展专项技术攻关，升级建模数模一体化技术，实施井组优化调控，实现剩余油精细挖潜。该技术分油藏地质建模和油藏数值模拟两个环节。技术人员解释，复杂的地下构造蜿蜒曲折，通过油藏地质建模，一条条地下走廊清晰展现在眼前；油藏数值模拟主要功能在于定量化预判，通过数值模拟代入预判，可以知道未来的趋势和结果，实现开发效果可视化、定量化。

　　针对老油田普遍存在的注采对应率低、层间矛盾突出、驱替不均衡等突出问题，他们强化油藏过程管理，做好指标异常跟踪，及时发现并解决异常情况，对22个单元开展动态分析，自然递减率有变好趋势和稳定单元共53个，精细治理收到较好效果。