“分注率、分注合格率3年来分别提升了10.6和22.7个百分点，采油十厂、十二厂分注率率先突破60%；三年以上未检串率实现了硬下降，采油五厂、六厂、十一厂、十二厂首批降至20%以内。”4月27日，长庆油田注水通报这样公布成绩单。通过强化对老油田精细注水，破解了一系列油田稳产难题，取得了突出成效。截至目前，长庆油田自然递减率由11.4%下降至11.2%，全油田56个油藏开发水平实现了升级，充分激活了老油田稳产活力，使老油田“压舱石”作用凸显。
长庆油田是典型的“低渗、低压、低丰度”油气田，原油开发呈现出“井井有油，井井不流”的鲜明特点。同时，随着油田开采时间增长，油层压力不断递减，油井产量大幅降低，甚至出现油井停喷、停产等现象。为保持或提高地层压力，实现“以水换油”和提升原油采收率的目的，长庆油田始终将精细化注水作为油田稳产的灵魂，通过油藏地质研究、动态资料测试 、注采井网调整、现场生产管理等多学科、多工种、多部门的系统协作，有效提升了油田整体开发水平。
精细化注水是油田稳产的撒手锏，也是检验油田管理能力和技术手段先进与否的试金石。长庆油田认真研判油田稳产中存在的问题，明确“老油田强化精细注水降递减”的工作要求，围绕推进公司治理体系和治理能力现代化，加快科技创新和技术攻关，使油田精细化注水工作高效优质开展。目前，长庆油田注水系统效率较上年提高了1.7个百分点，达到了56%；采出水区域调配，减少清水用量近5000方/每天；堵水调驱单井成本同比下降了0.2万元。另外，根据油井散布广，数量大，维护成本高等特点，长庆油田率先应用数字式分注工艺对注水进行自动测调、远程控制，有效降低了测调费用和管理难度，规模应用的2210口油井分注合格率保持在90%以上。
