2011年，针对老油田断块小、储层变化大、剩余油分布复杂等特点，油田以增加动用储量和提高采收率为目标，坚持油藏评价与产能建设一体化，立足整体研究、整体部署、分类治理，精细注采调整，强化集成配套技术应用，开发状况不断改善，油田稳产基础不断增强。

    产能建设稳步推进，全年新建产能20万吨，实现了油气资源的有效接替。油田按照勘探与开发、油藏评价与产能建设、地质与工程“三个一体化”的工作思路，加大勘探向开发主动延伸力度，强化老区滚动扩边，加大未动用储量评价力度，全年在31个单元开展油藏评价，评价落实可动用储量超过1000万吨。针对不同类型油藏，油田加大注采配套完善力度，不断优化井网、井型设计，注重单井精细设计及压裂设计优化，强化老井先期注水和新井同期注水，确保地层能量稳定。

    油田以提高采收率为目标，集成应用先进工艺，在精细研究、精细注水、精细挖潜上下工夫，扩大中渗油藏精细调整规模，加大低渗油藏调整治理力度，继续深化老油田调整治理，对10个重点区块和436个井组实施了精细调整。在剩余油富集区，为协调好层间注采关系，挖掘低效井组潜力，油田优选出436个井组开展层间精细注采调整，恢复、增加水驱动用储量549万吨，全年累计增油10.5万吨，自然递减保持在17%左右，控制在年度计划之内。

    油田开发先导试验进展顺利。通过相控井网调整与优化，文88沙三中3~6立体调整重大先导试验成效显著，区块日产油量由45.1吨上升到101.7吨；濮城沙一下二氧化碳/水交替驱重大先导试验井组年增油5300吨，采出程度提高6.5个百分点；表面活性剂驱区块筛选及整体部署顺利推进，明15块已在4个井组注入表面活性剂溶液5800立方米；空气泡沫驱、氮气泡沫驱、天然气驱等先导试验进展顺利，已累积增油3.82万吨。其中，天然气驱增油1.74万吨，采出程度提高17个百分点。

    同时，针对东濮凹陷大部分气藏采出程度高，地层压力低，挖潜难度大的实际，油田不断深化挖潜方案，强化集成配套技术应用，新增天然气产能0.38亿立方米，自然递减下降了5个百分点，老区天然气超产3600万立方米。

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