面对新井部署少、老井能量逐步衰减、高产井组底水整体抬升及低品位储量动用程度低等不利局面，西北油田采油三厂紧紧围绕“创新”进行效益开发，全面树立“四个坚决不”低成本开发的新理念，深入推进简单流线调整、注水、注气等低成本工艺，在降本增效的同时，通过以老井产量的稳中求进，实现新增SEC储量64.5万吨，盈亏平衡点达到47.8美元/桶，较去年底下降0.54美元/桶。
能井组解决的坚决不单井
2018年1月，该厂技术人员对托甫台区块次级断裂低产井进行重点治理，TP115CH2属于前期小规模注水替油挖潜无效井，地质人员通过地震资料立体刻画描述，结合动态生产特征，发现该井油藏属于缝孔联合体型，与邻井TP102X井位于同一条次级断裂上，具有静态连通基础。据此，技术人员立即制定出该单元高压注水构建井网方案，将TP115CH2井由停产井转为单元注水井，当井间压差达到14.6兆帕时，与邻井TP102X井建立连通，TP102X井液面由1000米上升至600米，日增油12吨，井组周期增油1440吨。
尝到甜头后，该厂新建TP195X-TP126X-TP164CXH、TH10402-TH10404等井网8个，重构井网15个，日产油每天增加85吨，新增经济可采储量10.8万吨。
针对单井挖潜措施频次高、动用储量有限、效益提升有限的瓶颈，该厂创新思维“跳出单井看单元”，全面实施由单井生产走向单元开发战略。通过低成本水驱、气驱的平面挖潜方式，激活井间流线，增加储量动用。
能流线调整的坚决不注水
如何在开发过程中能够让单元实现均衡开发?技术人员创新求变，通过量化水侵量确保水体均衡抬升、放大压差恢复动用弱势油体、以及调油嘴和调冲程冲次等简单有效的手段实现失衡流线的动态调整，先后实施简单流线调整5个井组，日增油45吨，新增经济可采储量6.3万吨。
技术人员将目光放在了塔河十区TH10303单元，该单元处于区块北部却同属南部油气富集的TP12CX主断裂油藏控制区，随着TH10303井采出程度增加，水侵程度逐渐加快，进行逐级缩嘴控液但效果不佳。通过在南部投产TH10427XCH井等两口新井，日产油达到每天200吨，与此TH10303井水侵程度同时下降，较好地实现了通过调整水线，削弱北部TH10303井水锥的作用。
随着新井采油量的不断上升，水侵速度呈现出“南强北弱”的趋势，单元底水抬升速度再次出现不均衡。为有效提升单元整体动用，技术人员对该单元制定“北提南控”调整对策，将北部TH10303井加大油嘴提液，对南部油井缩小油嘴控液，水侵速度明显受控，减少递减1877吨。
能注水解决的坚决不注气
2018年1月5日，技术人员发现塔河十区TH10301CH-TH10304井组出现注水水窜，单元注水失效时，为持续挖潜，技术人员对该单元进行了综合治理，将前期注水受效井TH10304进行注气，注水井TH10301CH转生产井后，井组日增油20吨。但通过井组动态、静态资料以及成本分析发现，注气增油没有实现生产效益的最大化，该厂开发研究所降本增效小组及时设计出新方案，决定先采用小规模注气打开油线连通通道，然后再通过注水手段替代连续注气，延长井组受效期的方案，通过两种方案实施效果对比，注水增油量16125吨，较大规模注气周期增油量3533吨明显提升，且注水较注气吨油成本下降770余元，增效显著。
该厂始终以精细注水作为油藏高效长效开发重要手段，按照“哪里缺能量就注水到哪”和“主断裂温和注水、次级断裂高压注水”的思路，持续提高注水开发效果。目前，日注水量已提高到2500立方米，注水井日产量提高至1002吨，同时，托甫台区块地层能量逐渐恢复至49.5兆帕，为采油厂稳产提供了有力支撑。
能注气解决的坚决不措施
TH10274井是塔河十区T708断裂边部的一口低能量机抽井，投产后供液不足生产，生产期间进行了七轮次注水替油，前六轮注水效果较好，注水周期增油明显，当进行第七轮注水生产时效果变差。2月初，技术人员对该井采取注气替代酸化措施治理，实施注气50万立方米，注气费用49.5万元，日均产油量12吨，预计本轮注气周期实现增油3070吨，吨油成本为161元。
在油藏开发工作过程中，技术人员通过对比，发现措施作业不仅费用高、风险大，而且可能会牺牲有效井段，在综合考虑经济效益、井筒完整性和作业风险等因素后，决定以通过注气挖潜来减少措施工作量的开发方式。上半年实施注气替代措施10井次，新增经济可采储量7.8万吨，注气井日增油由446吨上升到580吨，有效减缓了区块自然递减。 (石立斌 芦海涛)
