专家视点：推进社会责任管理与国际标准接轨
科学且可操作性强的分注方案，有力地指导了精细分注工作扎实进行。以公司分注示范区阿尔油田为例，前期系统分析动用油层多、注水井段长、水驱动力状况差等主要矛盾，以及选择23口注水井进行吸水剖面分析后，技术人员结合实际编写分注方案，全面指导、分步实施。6个月后，阿尔3断块开始见效，分注前后吸水剖面对比，吸水层厚度比例由70.2%上升到75.4%。
水驱靠什么突破？
工欲善其事，必先利其器。华北油田持续完善精细分层注水配套工艺技术，有力地推进示范区规模建设。
华北油田创新形成精细注水技术，应用精细油藏描述属性模型，以单砂体为核心，以井组为基本单元，建立连通和受效关系，制定“控点”（见效敏感点慎重调水）、“限线”（控制主河道注水防油井水淹）、“强面”（对多井连通的大砂体内的水井调配要统筹兼顾）的技术政策，指导注水量立体调整。
在现场考察、技术交流、分析论证的基础上，淘汰落后的核桃壳过滤器等水处理工艺。针对不同类型油藏特点，确定微生物+超滤膜等先进的水质处理工艺，形成7项主工艺、12项辅助工艺的水质处理标准化工艺。
公司针对华北油田层间差异大、油藏埋藏深、油层温度高的特点，加大引进、攻关、自主创新的工作力度，培育精细分注技术系列。引进桥式偏心和桥式同心两种分注技术，培育具有自主知识产权的套保封隔器、双向自扶正逐级解封封隔器、逐级解封同心配水封隔器、大斜度球座等系列配套产品，并配合引进免投捞测试一体化，实现注水井高效测调。这些技术在阿尔、雁63区块公司级示范区和8个厂级示范区的注水井规模应用后，实现多口井6级6段分层注水，突破了以往最多2级3段的分注技术瓶颈。
水驱如何实现突破？
稳住老油田，既是权宜之计，亦是提升效益之道。
近3年，华北油田开发系统结合油田开发形势和分注实际，制定了相应的《分注管理办法》等制度，修订完善了23项体系文件，不定期召开推进会和技术研讨会，建立跟踪评价管理制度，分层次建立激励机制。这个公司通过实施精细分注调整、加强奖励激励和加强井站分注管理等多项措施，强力推进精细注水管理。
通过加强生产动态跟踪，结合动态监测成果、注水见效情况及见效特点，不断调整完善，加强低水洗区的注水，控制高水洗区的注水，最大限度地发挥水驱油效果。截至目前，10个示范区实施配注调整1800井次，增油1.3万吨。公司级分注示范区同口油田新投注水井全部采取细分注水，注水井91口，分注井83口，分注率91.2%，对应一线油井183口，其中133口油井见效，根据剖面测试资料，水驱动用程度从49.3%提高到76.6%，自然递减率减缓6.4个百分点，示范区建设效果日益显现一量，还期望通过削价来保持其市场份额，在油价持续下降的趋势下依然如故。因为沙特可自动扮演“机动国”的角色，也可以自动推卸“机动国”的角色ల ఛ
[中国石化新闻网2014-12-15]注水替油失效井，失效后治理难度大。如何转变观念，稳步持续推进单元注水？
塔河采油二厂建立“注水指示曲线”，树立注水开发“三不”管理理念，分类管理注水单元、分析论证注水思路、即时调整工作制度，实现注水整体运行“两降两升一持续”好成绩，1-11月对179口井实施注水244轮次，注水181.04万立方米，产油79.17万吨，吨油耗水率由同期1.22下降到1.07。
分类管理——排查潜力“不懈怠”
今年，该厂依托地质背景，通过岩溶背景进行选井试注，在规划过程中对连通性预判，优选弱能量区域和有井间驱油潜力井组，开展注水替油兼顾单元注水，见效后调整注水强度，稳步扩大单元注水规模。
为达到单元注水持续降低自然递减率的目的。该厂从74个缝洞单元中排查优选39个单元开展单元注水。“曲线”显示：实施的32个单元中24个单元34个注采井组增油效果明显，阶段增油7万吨，减缓自然递减2个百分点。该厂总地质师杨全疆说，“这是技术人员大力排查能量下降明显单元试注潜力的结果”。
要想高效注水，必须精细管理。该厂结合注采特征分类管理，充分利用地层能量，先前治理水井问题，综合挖掘油井潜力，确保了注水替油井由被动向提前治理转变，实现注水受效井日产油受注水量、含水的波动下降呈波动上升趋势，吨油耗水率再创二厂历史新低。
分析论证——注水思路“不盲目”
塔河十二区、十区北注水受效快，塔河六、七区受储集体规模影响连通相对较慢，单元注水受效有明显的区域性。“我们不能盲目行动，得强化井间连通分析，论证最佳注水思路。”油研所所长郭忠良说。
该厂先后对有明确动态响应的48个井组的地质背景进行统计分析，得到了各区块不同岩溶地质背景、注水井距、见效注水量等参数的关系。同时对已变差的10个井组进行分析，得到了不同