西北油田采油三厂针对低油价“寒冬期”和老区油藏能量衰减加快，稳产难度日益加大的难题，以老井存量挖潜及新井增量提效为稳产、增产两大主阵地，打造“强引擎”，上好“助推器”，安装“加压泵”，精细开发，坐稳老区，夯实可持续发展基础，截至2020年7月31日，完成原油产量68.35万吨，完成副产品液化气1.43万吨，轻烃1.38万吨。
做大低成本注水为老区稳产加装“助推器”
“要想马儿跑得快，就得让马儿吃够草，吃好草，打好老井稳产青春保卫战，让老井持续稳产必须要有精准充足的、高质量的能量补充。”8月12日，采油三厂开发研究所所长蒋林在采油三厂开发研究例会上感慨地说。
今年以来，该厂科研人员坚持把基础地质研究工作放在首位，开展了中高含水后期剩余油分布研究工作，从“充注体、关联体、连通体”的角度出发，重新审视目前开发单元。通过深化地质资料再认识、动态资料再分析，理清剩余油的主控因素，对水淹后的剩余油、水驱失效后的剩余油类型进行了重点攻关研究，寻找增量扩大注水阵地，对弱能量区提前注水补充能量、断裂关键井高压注水构建井网、低能停躺井注水恢复储量动用等手段，新增注水18井次;同时，优化存量提升注水效果，对高效注水井优化注采参数提时效、注水效果变差仿底水注水动用弱势通道剩余油、注水失效井高压水力扩容动用远井储量、单元水驱效果变差流场调整恢复动用等手段，优化调整注水35井次。
通过一系列举措，日均注水量由2019年同期4322方/天上升至目前4511方/天，注水产量占比由2019年同期的22.2%上升至目前28.8%。
做强高效益注气打造产能“强引擎”
注水注气是支撑塔河油田能量补充的左膀右臂。为了做好注气驱油，科研人员持续加深地质认识，构建稳油注气工艺技术体系，有序推进新工艺、新技术。
采油三厂科研人员依托智能化平台，立足单元构建空间结构井网，稳步提升气驱效率，对单井注气技术由经验设计走向量化设计，探索顺岩溶注气和“注气+”工艺，实现单阁楼体转多阁楼体挖潜，上半年优化注气参数10井次，有效增加了气驱波及体积。同时，该厂在强底水单元优选单元注气井，实施“一注多采”，提升井间储量动用，对油气富集区域高效注气井实施“去周期”注气，有效盘活注气存量，使注气工作实现了从单井走向单元、单阁楼体转多阁楼体挖潜、单流线走向多流线、平面挖潜转立体挖潜，气驱效率持续提升，今年上半年同期注气量由2488万方增加至2910万方，年累计增油量由9.29万吨增加至9.6万吨。
做优高效率措施为构筑增储增长点加压
围绕西北油田塔河长期稳产的开发思路，采油三厂紧盯全年效益开发目标，树立“精细开发”和低成本发展理念，以投资下沉为契机，实施“四个一体化”统筹，深入推进油藏经营管理，从资源管控向资源经营转变。今年以来，该厂加大“短平快”措施力度，立足流线、流势调整，压减高成本措施、加大低成本及新工艺措施，实施泵升级和转抽14井次，增油1.16万吨;立足保未来、寻突破、降成本，兼顾当前与长远增效，实施选择性堵水10井次，累计增油0.32万吨，增加SEC储量2.1万吨，实现稳当前、提时效、增产能;在机采井管理上，该厂依托井筒完整性保护工作，谋长远、建井网、促动用，实施修复井筒、立足井网大修9井次，增油0.29万吨，增加SEC储量1.8万吨。
做优高效率措施“组合拳”为构筑增储增长点加压助力，不仅稳住了产量基本盘，更牢牢抓住了产量增长点，全面提升了油田开发价值创造能力，将工作重心从油气生产向勘探、开发、生产的全价值链拓展，由产量运行向储采平衡拓展，实现油藏全生命周期的效益开发，为后期构建立体井网调整夯实基础。
(田宏远)
