5月3日，长庆油田公司油田开发处的一位员工高兴地说，实施“油田开发基础年”活动3年来，长庆油田超前注水区累计新建石油产能1234.9万吨，平均单井产能提高15%至20％。长庆油田“上得去、稳得住、管得好”的年5000万吨油气产量当量更有保障。

　　让这位从事油田开发工作的员工很为得意的是几项数据：长庆油田自然递减率由2008年的8.6％下降到目前的7.9％，含水上升率控制在2.5％以内，水驱储量控制程度由92.2％上升到93.1％，水驱储量动用程度由69.7％上升到71.4％，三叠系地层压力水平保持在95％以上。这些指标处于中国石油油气田开发的先进水平。

　　近几年，长庆油田积极转变观念，坚持整体部署，分步实施，积极开展注水专项治理、重点油藏综合治理和“0.1工程”（平均单井日增产原油0.1吨）示范区建设，全力推进油田开发工作。

　　注水开发是灵魂。长庆油田开发系统围绕年油气当量5000万吨的总体要求，深入推进以“注够水、注好水、精细注水、有效注水”为主要内容的“油田开发基础年”活动，近3年累计实施注水井调剖807口，对应见效油井累计增油16.6万吨，含水下降3～9个百分点。

　　油上出问题，水上找原因。长庆油田坚持这一注水理念，成立注水工作领导小组，完善注水管理机构，狠抓注水工作现场落实，不断丰富注水工作内涵，形成“三分”精细注水（细分注水单元，细化注水层位，精细注采调控）、ABC油藏分类目标管理和“11341”注水管理模式等一批精细管理法，全方位夯实油田稳产基础。

　　通过开展注水专项治理，长庆油田集中解决注水突出问题。以“优化部署，完善系统，加强注水，夯实基础”为指针，这个油田加大注水井更新、大修、分注和检管重配等工作力度，注水工作量大幅增加，3年注水井治理工作量达到3.8万井次；3年完成186座站点的新建及配套改造，管线更换527.9公里，系统效率由38.4％提升到40.1％，进一步提高系统保障能力；加大注水井增注措施和带压作业推广应用力度，3年完成增注措施井3726口，累计增注420万立方米；完成带压作业井463口，年工作量增长2.6倍。与常规作业相比，平均单井减少放水量1807立方米，缩短占井时间19.6天。通过注水专项治理，全油田注入水水质合格率提高5.2%，采出水有效回注率上升15%，入井5年以上油管比例由2008年的30%下降到现在的23%。

　　与此同时，长庆油田创新“三超前、三优先”超前注水建设模式，即超前预测开发规模、超前建设注水系统、超前建设供水系统，优先打注水井、优先建注水管线、优先投注水井，坚持实施地质、工艺和地面建设三位一体化设计施工，实现钻、试、投无缝衔接，加快了超前注水区块的油井上产工作。
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