据中国石油新闻中心2014年12月10日讯 华北油田通过3年持续有效的精调细注，老油藏逐步实现以水驱油、以水换油。其中，10个两级分注示范区更是实现“水路突围”。
　　截至12月9日，华北油田分注示范区同口地区，综合递减率下降2.75个百分点，自然递减率减少2.12个百分点，水驱动用程度提高至76.6%。
　　水驱从哪里突破？
　　驱油之水要动起来，从哪里起步、从哪里突破是个问题。为此，华北油田从开发区块中选取具有一定储量规模、开发状况具有一定代表性、地面系统具有相对独立性的“甜点”油藏入手，选择示范区领路。
　　为有效开展分注示范区工作，首先要深化地质研究、明确分注层段划分标准，编写科学可行的分注方案。
　　负责同口示范区开发的华北采油一厂地质研究所技术人员田彦林告诉记者，2012年，他和同事编制雁63分注示范区方案时，从区块入手，一个单井一个单井地编制措施方案、单井配注方案和单井配注测调方案，仅基础研究就做了一个多月，编制方案用了近3个月时间。
　　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。