自然递减率比去年减缓1个百分点，含水上升率控制在1.5%以内;原油生产超计划运行，平均单井产油量稳定为3.1吨，天然气商品气量实现历史新突破。

　　今年是华北油田开发的第36个年头。作为进入中后期深度开发的老油田，储量动用程度高、采出程度高、综合含水高的“三高”形势日益严峻。今年年初以来，华北油田做好“稳油增气”这篇文章，亮点频现。

　　原油稳产三个“一”

　　冀中北部的采油四厂别古庄油田主力区块京11，投产30余年，已经进入“双高”开发阶段，综合含水率达90.2%。这个厂通过精细注水，采取“一区一策”，今年自然递减率下降至6%以下，创10年来历史新低。

　　对于华北油田来说，“稳油”就是着力确保原油产量稳定。“十一五”以来华北油田原油产量保持稳定，储量替换率连续10年大于1，油田递减率持续减缓，呈良好发展势头。近两年，油田主力油藏综合含水率达90%以上，自然递减率减缓难度不断加大。

　　围绕原油稳产，华北油田降低自然递减率，提升采收率，稳定单井日产量。“一降、一升、一稳定”，这三个“一”成为华北油田开发主攻方向。今年年初以来，华北油田全面启动为期三年的以精细注水为主要内容的“控制自然递减率”工程，狠抓精细注水，深化深部调驱和动态监测，有序推进二次开发工程，油气生产平稳运行，开发形势稳定向好。

　　今年前10个月，华北油田自然递减率与去年同期相比减小1个百分点，单井日产稳定为3.1吨，比去年提高0.1吨，主力油藏开发效果明显好转。

　　提升效益靠转变

　　围绕稳油增气，华北油田转变发展方式，提高发展质量和效益。

　　目前，华北油田开发主体已由潜山向砂岩转变，复杂断块和低渗透油田所占产量的比例逐年增大，未动用储量大多是“三低”类难啃的“硬骨头”。华北油田以“提高储量动用率、产能到位率、减缓油田递减率、提高最终采收率”为主线，超前组织方案优化和论证，确保取得规模效益。华北油田开发工作重点从新区产能调整到老区治理，从老区零散治理调整到综合立体治理，实现了工作重点由油井到水井、由平面到剖面动用的两个转变。

　　采油三厂是华北油田唯一年产百万吨的采油厂。他们在油田管理上从注重新区产能向老油田稳产转变。这个厂对已投入开发30多年的留楚油田强化综合治理，加密调整，滚动扩边，提高油井产能。同时，开展注采完善及层间治理，提高水驱动用程度，加大调驱、分注等水井工作力度，确保老井高产稳产。目前，留楚油田平均日增油64吨。

　　根据油藏地质特点，华北油田注水从井别、补孔向加强分注转变，从注够水向注好水转变，分层系进行精细调配、调参，加强动态管理，精细动态跟踪，改善井下分注工具生产工艺。截至11月初，油田确立的雁63和阿尔两个“公司级分注示范区”，已超额完成全年新增分注计划。

　　增气战略显生机

　　在华北油田采油二厂，实际外输天然气量从今年年初的负数提高到11月初的突破3390万立方米，利用零散天然气发电2375万千瓦时，从往年借气过冬到如今自产自足良性发展，累计创效4000多万元。这是华北油田实施稳油增气战略的一个缩影。

　　围绕增气战略，华北油田在天然气资源上着力，在冀中北部廊固凹陷实施二次勘探工程，利用大连片资料，开展整体区域构造特征研究，今年年初以来集中部署9口井，完钻8口井，全部钻遇油气层。其中，固41x井试气日产17万立方米，实现固安背斜浅层天然气新的突破。

　　华北油田加强老井挖潜，在冀中北部兴9主力气藏进行动态分析，合理单井配产，减缓底水上升速度，延长气井无水自喷期，保障天然气产量平稳运行。在天然气富集区块进行钻井，设计井位8口，完钻3口，试气最高日产3万立方米。针对油井伴生气多的情况，稳定老井产量，恢复停产井，日增天然气2万立方米。

　　华北油田延伸天然气产业链，大力发展LNG、储气库业务，培育新的经济增长点。加快苏桥储气库群建设，力争今年年底建成249亿立方米总库容。LNG业务实现全国性战略布局，成为中国石油确保京津冀渤海经济圈LNG资源供应的主要基地。