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截至11月25日，吉林油田老井含水上升率控制在0.8%，较2013年下降了0.9个百分点;自然递减率控制在11.3%，较2013年下降了3.8个百分点。经测算，通过自然递减的减缓，6年来，吉林油田已累计多产原油114万吨，相当于建产能56万吨，“治水”治出老油田稳产新水平。
吉林油田已经开发了半个多世纪，所开发油田逐步进入高含水阶段，平面、层间、层内矛盾突出，无效水循环日益严重。近年来，公司把精细注水作为老油田稳产的重中之重，全力推进注水专项治理工作。
大力开展精细注水调控。目前，在精细地质与剩余油分布量化研究、细分注标准、周期注水等方面均取得了进展，从源头上为油田开发提供了技术支撑。精细优化注水方案。以区块或井区为单元，进一步深化见水见效规律认识，开展注水效果再评价，合理优化注水政策。不断完善注采井网，以单砂体刻画与分层认识为基础，立足高效层提到位、低效层控到位、无效层停到位原则，全面开展了平面、层间、层内“三位一体”的精细注水结构调整。
创新完善周期注水。现已形成了不同注水方式、周期和强度的周期注水配套技术，对特高含水开发期控水稳油起了重要作用。其中，扶余油田研究、试验并推广的“层段重组+层间轮注”周期注水技术，已大大促进了其开发效果的改善。截至目前共实施井别转换、加密调整等工作977口井，日注水量提高1.36万立方米，日产油能力增加269吨;恢复长停油井499口，恢复长停水井344口，水井利用率同比提高1.3个百分点，日增注5260立方米。
持续攻关注水工艺技术。研发全通径注水管柱、发展机电一体高效测试技术、规模推广带压作业技术，保障了注水方案优质高效落实。研发双向解封的逐级解封封隔器和可钻桥塞，定型井下全通径分注工艺和地面分注工艺，大幅度减少了管柱卡井情况，降低了注水维护成本。今年预计完成注水井更新、大修、检管等工作2009口井，其中，实施带压作业1100井次，减少泄压放水200万立方米;分注工艺优化调整89井次，月测试能力增加44口井。预计全年全公司分注率83%，同比提高0.6%;有效注水合格率78.2%，同比提高0.7%。
不断强化注水水质保障。根据不同油藏水质控制要求，发展完善油田污水处理工艺，现已形成6大工艺技术，提升了出站水质。分级建立化验室，定期开展水质抽检工作，提升水质监测能力。周期开展系统设施维护、管网冲洗、井筒冲洗等工作，努力降低二次污染。2019年，共完成注水容器清检218座、冲洗支干线1126千米、水井洗井1.05万井次。
进一步提升注水综合治理水平。以示范区为引领，围绕油田开发的方向性问题与阶段开发矛盾，积极探索稳产新途径。对“双高”“双低”“双负”的扶余、新立、乾安、大情字井、新民等油田实施综合治理。其中，突出“注”“调”“控”“引”，优选了公司级综合治理示范区块11个，目前已实施工作量1368口，且有73%的区块实现了综合稳产。
逐步完善注水长效制度体系。建立注水管理组织机构，逐级落实责任，将注水工作作为“一把手”工程全力推进。开发部优化专业岗位设置，注水科全面整合地质、工艺专业岗位;各采油单位设立了以厂长为组长的注水管理小组，研究院、采油院成立了相应的注水技术支撑组。建章立制，结合实际情况完善注水管理制度和技术标准，初步形成了以制度为约束的注水管理新模式。其中，常态化开展注水一条龙检查与考核，注水工作逐渐实现了全过程、全方位的制度化管理。开展精细注水培训，提升了相关人员的技术与管理能力。今年共开展注水培训4期;成立的“老油田稳产典型经验交流团”，到10个采油单位进行了经验交流，从而保障了精细注水工作的稳步推进。
