西北油采油一厂紧盯经济可采，咬定产量目标，实现了老区稳产高效开发。一季度在新井总产量仅500吨的情况下，综合递减3.2%，利润总额同比增加30%，13个区块全部盈利，为完成全年生产经营目标打下了坚实基础。
“采油一厂是西北油田第一个红旗采油厂、先锋采油厂，历经28年高效开发，老区开发资源量不断减少，开发难度越来越大，必须破除‘等新井上产’的依赖思想，提升油藏认识，坚持技术创新，在改善注水效果、发挥气水协同优势、优化措施结构等方面做文章，让老区不老，青春永驻。”厂长梅春明毫不犹豫地说。
以水稳油 强化注水保稳产
对塔河老区来讲，高效注水关系着“吃饭工程”的基础是否牢靠。“面对含水持续上升，自然递减加大的油藏开发形势，必须遵循‘从油藏着眼、从单井入手、以井组为单元’的注水要求，以扩大水区覆盖为目的，通过分类施策，精细注水，提升开发效果。”厂开发研究所副所长张伟说。
开发所技术人员打破常规开发思路，针对碳酸盐岩缝洞型油藏的岩溶背景，提出了立足于不同岩溶背景完善注采井网，进一步扩大水驱覆盖以及依据井间连通及储量分布状况，不断优化注水强度；提升井控储量动用，加强调流道工作等新思路。
思路一变天地宽。在三区东碳酸盐岩油藏断溶体地质认识的基础上，逐步构建“等高注采”“高注低采”注水井网；应用“纵横向分水比”概念，量化注水，提高注采强度，加大横向分水量，并稳步推进调流道试验等工作，计划实施完善注采井网10井次，优化注采参数11井次，调流道3井组，合计24个工作量。预计日增油能力79吨，新增SEC储量7.25万吨。
对于碎屑岩油藏，他们立足韵律段剩余油精细描述，完善注采井网，扩大水驱覆盖；立足注采流场量化分析，开展低效注水井组治理，扩大波及体积。计划优化注采参数24井次，调驱5井次，预计日增油40吨，累计增油3000吨，新增水驱动用储量7.3万吨。
1-3月完成注水量80.24万方，配注完成率96%。增油2.6万吨，减缓自然递减2%。
三次采油 落实注气保增产
既要产量，更讲效益。为降低注气成本，技术人员利用围绕提升储量动用，继续深化缝洞立体结构认识，精细计算储量。单井方面强化新增及多轮次井续注，单元方面扩大覆盖、调整井网、加强气水协同，提高注气效果。
技术人员对多轮次注气单井（单元）进行分级（分类）潜力排查，建立 “一井（组）一策”台账，同时开展全井区新增单井、单元注气潜力摸排，实现增油效果及SEC储量的提升。
单井注气以四型选井原则为指导，继续优选新增注气井；基于注气评价增量分级，加强多轮次续注井优选。单井注气计划全年开展71轮次，预计增油9.6万吨。
单元注气优选物质基础及连通基础较好井组，新增气驱控制；开展量化研究，确定合理注气量及气水协同参数，优化稳定受效井组注入量；临界受效井组开展续注评价，低效井组开展针对性井组治理。单元注气计划全年开展18轮次，预计增油5.4万吨。
以提高储量动用为目标，从剩余油动用状况、储集体发育状况、储集体沟通状况等方面开展低无效原因分析总结，明确下步方向，针对11口低效注气井建立“一井一策”，开展“一对一”治理。实现日增油28吨。
1-3月共完成注气24井次，增油3.61万吨，方气换油率0.86。“目前新增单元注气井TK458H、TK468CH2尚未发挥作用，下步增油效果会更加明显。”开发技术研究所副所长海刚说。
提高效率 优化措施保上产
技术人员围绕提高井周、井间储量动用开展潜力排查，对以往措施作业效果排队分析，形成以卡堵水、补孔改层以及提液、转抽为主要措施手段的工作思路，在加强新工艺技术推广的基础上，不断优化措施结构，全力完成措施产量。
实施水平井堵水工艺时，他们精细选井、精细设计、优选堵剂类型，优化施工工艺，创新了“微分双态效益评价”，根据不同的剩余油赋存方式，开展针对性挖潜，并针对多轮次堵水，进行分阶段、差异化治理。1-3月实施堵水13井次，增油1374吨。
对于补孔改层，重点复查三区石炭系潜力，优先实施开展基于韵律段的剩余油分布研究，开展韵律精细挖潜；计划今年排查韵律段间、韵律段内、层间各类潜力22井次，预计新增SEC储量8.3万吨。1-3月份实施补孔改层7井次，增油2274吨。
针对井间动用不足，开展大泵提液增效，提高井周可采储量动用，同时配套大排量管式泵替代潜油电泵。1-3月份实施大泵提液3井次，增油1363吨。
针对措施低无效井，分析归纳低无效主控因素，及时制定下步对策定期开展措施效果回头看，指导下步措施。1-3月份完成措施46井次，增油1.45万吨。
（赵春国 杜宗军）
