2月11日，西北油田分公司采油三厂坚持不等不靠、主动作为，通过全厂干部职工的苦干实干，全年超额完成利润指标，连续两届获得“红旗采油厂”荣誉称号。
聚焦效益开发核心目标，采油厂牢固树立“增加SEC储量就是增强生命力、就是增强采油厂的核心竞争力”的理念，年度取得SEC储量替代率创历史新高、自然递减率创历史新低的两大突出成效。
率先开展地质建模研究。采油厂创造性提出断溶体油藏储集空间划分新思路，探索建立了“332”动态分析法指导断溶体油藏地质建模方法，为储量动用找准发力点和突破点。全年量化模型应用80井次，累计增油8.82万吨，增加经济可采储量28.3万吨。
该方法的创新提出为西北油田在断溶体油藏地质建模方面率先破题，得到了上级领导的肯定。建立断溶体油藏控递减技术。以“托甫台降递减示范区”建设为抓手，探索形成“主控断裂量化屏蔽压差、高产井组流势调整、次级断裂量化注水、注水效果变差量化注气”的断溶体油藏四大控递减技术。全年托甫台区自然递减降低1.5个百分点，采油厂实现自然递减率首次控制在15%以内，创历史新低。
采油厂通过注水提能量、注气保能力、措施增效益三大手段有效遏制住递减加快、增储乏力的势头，为后期持续效益开发打下坚实的基础。全年注水67.22万方，增油22.1万吨，新增注水井组17个，提升地层能量2.1兆帕；力推断溶体注气保压，全年实施74井次，增油14.6万吨，吨油成本409元/吨。力推进攻型措施，牢固树立“立足单元看单井，跳出单井论潜力”的思想，坚持 “完善单元注采井网，恢复井筒完整性”，全年完成措施58井次，增油8.45万吨，吨油成本控制在932元/吨。通过三个力推，采油厂新增SEC储量182万吨，SEC储量替代率（131%）创历史新高。
在开展“油井再分析、单元再提升”活动中，采油厂针对停产、低产井和单元加强产量“供给侧结构改革”，将不合理的“金字塔”向结构稳定的“橄榄型”转变，逐步扩大中、高产井井数体量，压缩低、无产井井数空间，全年总共有45口井由无产变有产，21口井由低产变中产，14口井由中产变高产。
强化工艺支撑作用。采油厂紧紧围绕油藏开发需求，通过变方向、变方式、变方法强化低成本工艺技术集成应用，全年实现措施增油8.45万吨，吨油成本932元/吨；通过应用机采井四分两化管理法，初步形成了一套以杆式泵为核心具有三厂特色的机械采油工艺技术体系，全年检泵周期高达756天，维护频次降低至0.24，躺井率降低至1.8，机采井各项管理指标均创历史最好成绩。
持续加大工艺创新创效力度。采油厂开展了DSL-01高效防硫化氢工艺、调流控水防砂工艺、不动管柱酸化工艺、固定式抽油杆悬挂器、防气杆式泵等技术攻关，在机械采油、井下作业、井筒完整性等方面取得了一系列技术革新成果，经济效益显著。
采油厂复杂大修井成功率较历史同期最高提升14个百分点，先后高效完成TP162打捞、TH10433H水平井处理等复杂大修作业工程。油管资产保护得力，十五天内完成微压痕上扣技术等3项新技术引进，较增效计划提前三十天。成为西北油田唯一一家完成损伤控制指标10%的单位，直接创造经济效益326万元。
作为智能油田试点，采油厂以实现助力改革、提质增效为最终目标，创新性的提出“井站一体化管控”新理念。建立西北油田首个10-6井站一体化示范点，运行时效提升60%，节约人工成本每年69万元，起到了示范引领作用。新建6座无线基站，生产井CDMA、2.5G无线网桥全覆盖，信息“高速公路”初具雏形，同时将办公、视频、工控三网隔离，实现网络通讯安全高效。
采油厂新增53口油井数据采集、智能电表414口井及103个视频监控点，同时自主建设阀组温度、压力监控，基本实现井站、管道数据采集全覆盖。四是站库自动化大幅提升。完成4座站库工艺流程自动化改造，为下步无人值守奠定基础。五是智能应用提升。针对PCS系统报警频繁、通过优化报警设置，增加趋势报警功能，使得报警数降低50%，大幅降低监控及处置人员工作量。同时在油井工况智能诊断、单井能耗分析优化方面部署测试智能应用功能，油田智能新生态逐渐显现。
（赵健辰）
