入伏以来，河南油田三家原油生产单位抓住生产黄金季节，结合实际情况，精细管理，分类治理，评价效益，巧产效益油。

采油一厂做好“三篇文章”，精采效益油。该厂持续做好地下、地面“加减法”，抓精细注水、抓注采结构调整、抓单元治理，着力增加存量保效创效，并根据实际情况跟进效益评估，及时复产关停井，扎实推进效益配产，确保多产效益油。双T6—906井今年3月因无边际效益暂时关停。进入原油生产黄金季节，该厂根据油价变化，实施弹性配产措施，及时恢复了该井的生产。目前，全厂共复产25口井，日产油16吨。

做好精细注水文章。该厂以控制自然递减速度为主线，稳步推进精细注水工程，压减高耗无效低效注水，做足精细注水文章，最大限度减缓老井递减速度，做到老油田稳产增效。

做好注采结构调整文章。针对老油田水驱储量和产量比例高，但无效、低效油水井制约低成本开发的现状，该厂瞄准控递减及提高采收率目标，以优化地面集输系统，调整地下分层注采，压减低效、高压高耗、强注强采区域注水量为重点，实施大幅度动态调配，改变地下液流方向，实现产量结构、产液结构、注水结构优化，减少注水受效差的高压注水井注水量，降低注水单耗。

做好单元治理文章。该厂按照“实施规模调整，提升规模效益”的思路，针对不同类型油藏开发特点，对43个水驱单元分油藏类型、分油价、分批次实施单元系统注采调整，并依据油藏方案制定精细注水方案。

该厂以单元系统注采调整为手段，强化剩余油精细描述和转流场技术两项研究，实现两“增”两“降”，即增加单井效益和可采储量，降低成本和能耗指标。目前，立足低成本注采调整，全厂已优选12个水驱示范单元，在精细油藏描述的基础上，分类实施单元系统注采调整。在魏岗油田注采井组实施不稳定注水，及时转变地下流场，达到调整平面流线的目的，共治理实施周期注水井组6井8段，取得了较好效果，有7口井见效。

采油二厂突出抓好提高经济可采储量、提高水驱储量动用程度、提高热采注汽效率、提高机采系统效率“四个提高”工程，深化研究，精查细找，拓展增储增产空间。

针对经济可采储量严重不足的矛盾，该厂采取“稠稀并进、以稀为主”的增储工作方针，加快推进储量资源动用结构优化调整；加大常采储量的滚动增储力度，加大普通稠油转水驱、转热水驱和转聚驱的力度，实现储量由技术可采向经济可采质的转变。目前，该厂讨论确定了杨浅20、杨浅3井区共10个注水井组的井网部署，扩大普通稠油转水驱规模。

该厂实施月度效益配产措施，创新应用“三线四区”经济模型，开展单井、区块效益分级分类评价，实现效益开发。加快泌123区、杨浅20井区普通稠油转水驱开发，完善泌276井区注采井网，加强王集东区注水示范区管理，提高水驱动用程度；加大分层注汽、乳化油泥调剖力度，扩大点状蒸汽驱应用规模，加强关停井潜力分析，对部分有潜力油井及时复产，提高热采开发效益。

坚持生产组织全系统、全过程、全方位优化，从源头控制消耗、降低成本。优化注汽、注氮选井和措施，优化锅炉燃料结构，优化集输系统工艺，优化管控低效作业，优化用电管理，提高机采系统效率，厚植提质增效根基。通过检泵、注汽参数优化等，7月份，全厂复产关停井27口，增油1600多吨。

新疆采油厂以大干三季度劳动竞赛、多产效益油为契机，充分挖掘老区潜力，努力提高采收率。

该厂挖掘春光老区资源潜力，深化稀油老区开发动态、剩余油分布、砂体展布特征认识；坚持“储量、产量、工作量”相统一，重新标定部分区块采收率；调整完善工作制度，建立单元流线模型，编制单元动态调配方案，努力提高采收率，减缓自然递减速度。

该厂修订完善了油水井管理办法、生产管理办法、稠油热采井生产管理规定，使管理、考核有章可循；对关停、低效井逐口开展效益分析、制定具体措施；对偏磨、断脱井，实施管、杆柱优化，泵径、泵深参数优化，调整抽油机负荷，提升效益产量。

该厂按照每桶50美元、60美元条件下效益动态配产的要求，分析讨论了优选的15口稀油低效潜力井，优化11口防砂井、3口大修井、1口技术攻关井，并加快措施方案的实施进度；加快对未动用储量的评价动用，配合研究院做好排2—400和春17井区沙湾组单井试油试采评价工作，对春光稀油小砂体做好精细地质建模、油藏数值模拟工作精细动态调配，减缓自然递减速度；持续老区调整完善，部署2至4口井，新建产能5000吨至1万吨；加强热采效益评价，加快稠油关停潜力井复产进度，提升稠油开发效益；加强宝浪油田Ⅲ2层井网调整完善和西山窑组天然气开发动用工作。