今年一季度以来，鲁明公司济北采油管理区自然递减率对比去年同期减少0.5个百分点，在控制了高成本油井措施工作量的情况下，为老油田效益稳产筑牢根基。

控制躺井，“112工作法”与“一井一策”的双重防线

躺井是产量的“隐形杀手”。为从源头遏制躺井发生，济北采油管理区创新推出“112”异常井管控法，构建起一套快速反应机制。该机制要求，1小时内发现异常井、1小时内完成憋压及调参落实，若调参无效，必须在2小时内讨论并制定出下步处理措施。这一制度极大缩短了异常井处置时间。

截至目前，管理区通过快速响应成功自扶异常井7口，有效减少了产量损失。

与此同时，管理区将防线前移，推行“超前维护管理”。依托为每口井建立的“一井一策”健康档案，结合电流、载荷等实时数据，技术人员精准识别出结蜡是影响泵效的主要因素。为此，管理区制定了严密的单井加药洗井运行计划表，并由专人定期对加药运行进行“体检”，确保药剂量充足、质量可靠。这一系列“治未病”的措施成效显著，2026年维护作业频次对比计划减少5口，相当于减少产量损失约80吨，真正做到“少作业、多产出”。

优化运行，立体保温与加药降压的“冷暖”措施

针对冬季及日常生产中的温度损耗与回压难题，管理区打出一套“立体保温、效益降压”的组合拳。

在保温方面，管理区建立从井筒、井口到集输管网的立体保温体系。以曲103-斜23井为例，这口高液井承担着带动周边5口低液井集输的任务。通过下入保温油管，并逐级调参提液，技术人员记录并分析出“液量每上升3吨，井口温度上升2至3度”的规律。基于此，管理区又摸排3口具有提液潜力的油井，制定逐级提液计划，通过提升单井温度带动整个集输系统的升温，实现井筒温度损失最小化。

在降回压方面，管理区积极探索更加绿色的技术路径。他们尝试用加药降压取代传统的升温降压方式，目前已实施3条加药线，效果显著。

曲104-斜101井曾是回压管理的“老大难”，传统升温降压方法只能将回压控制在0.9兆帕，难以下降。加药泵投用后，该井回压从0.9兆帕直降至0.6兆帕，甚至带动了同线路其他油井回压下降，停用水套炉后回压也无反弹，实现了降压生产与节能减排的双赢。

平稳注水，三维管理网络与严格考核的联动效应

注水是油田稳产的命脉。为扭转被动局面，管理区构建了从制度、地面到地下的三维注水管理网络。

今年，管理区出台注水管理考核制度，将配注完成情况直接考核到单井。每月根据单井注水计划完成率进行奖惩，压力传导至每一位员工。制度施行后，单井配注完成率由年初的82%跃升至93%，注水合格率大幅提升。

针对管理区水井易出砂的特性，他们为30余口出砂水井建立单流阀校验制度，要求每月检查有效性，并在井口刷红漆作为醒目标识。制度实施以来，出砂井数量同比下降3口，有效杜绝了因返吐出砂导致的地层伤害。

同时，管理区建立“油水井联动响应机制”，要求单元管理岗每周必须有注采调配工作量。曲9-斜619井的治理便是这一机制的典型成果。

该井位于注水主流线，含水对注水波动极为敏感。单元管理岗通过连续不间断的小幅调配，最终摸索出最佳注采比，在没有投入任何措施成本的情况下，成功将该井含水从90%降至80%，实现日增油1.2吨。截至目前，管理区已实施注采调配200余井次，用最低的成本换来了可观的稳产效果。（王淑梅、李焕）