西北油田採油三廠地處塔克拉瑪干沙漠北緣，擔負塔河油田託甫臺區、八區、十區南、十一區的開發工作，區塊探明面積1511.7平方公里。區塊內總井數486口，開井數372口。
經過十年的開發，老井產量佔比達到97.7%，且31.5%的老井開採時間在10年以上，綜合含水67%。沒有新井接替，老井面臨遞減，高產井見水，超深油藏地層能量補充難度大，一系列開發和穩產難題擺在三廠人面前。
面對這種狀況，採油三廠以提升老井儲量“動用規模”為目標，紮實做好注水、注氣、做優較高成本措施打通儲量動用，變“依靠新井投資拉動”為“依靠增加老井儲量動用”，實現了產量硬穩產。
截至11月30日，採油三廠完成原油產量115.7萬噸，折年自然遞減率、綜合遞減率分別為11.81%和2.36%，較去年同期分別下降4.44和6.26個百分點，創八年來歷史最好水平。
保能力、提動用，破解“水密碼”
注水替油是塔河油氣開發過程中的一項重要措施。注水替油就是從地面上將水注入地層，利用油水密度差進行重力分異，實現油水置換，並採出地面的過程。
在採油三廠的措施產量結構報告中看到，截止到12月5日，採油三廠累計注水168.3萬方，注水累計產油量34.69萬噸，佔採油三廠總產的28.9%。透過數字可以看出，注水措施在油氣生產中發揮著舉足輕重的作用。
採油三廠所轄塔河八區、十區南、十一區、託甫臺區四個區塊屬我國首個大型海相油氣田，油藏呈縫洞型特點，埋深6000米左右，井下壓力高，注水難度大，被稱為世界級難題。
一輪冷月掛在天跡。已是凌晨1點了，可採油三廠開發研究所依然是燈火通明。燈光下，付棟和他的同伴們還在針對縫洞型海相超深油氣藏井下壓力高，研討著提高注水效率的辦法。
“油田開發是一個對油藏不斷深化認識的過程，就像在黑暗中尋求光明，墨守成規只會止步不前，獨闢蹊徑方能柳暗花明”。付棟告訴我們。
付棟和他的同伴在排查TK829井在投產後能量快速下降原因中，發現許多低產低效油井面臨儲量動用難、採油速度降低的問題，主要原因是地層裂縫閉合、底水屏蔽等多種因素導致供液不足。
付棟說：“這種低產井的能量補充，大多采用酸化壓裂後進行轉抽，但費用較高，效果也不理想。”
如何降低成本，實現效益開發？付棟和他的團隊對三定資料進行多次分析後，發現TK829井井周有多套儲集體，為典型的定容特徵，儲量復算後仍有1.7萬噸可採儲量未動用，通過系統論證，確定對該井實施高壓擴容注水，對新動用儲集體注水1.7萬方補充能量，實現了開井後自噴生產。
成功的案例讓三廠人看到了破解“水密碼”難題的曙光。通過對油藏特點進行精細認識，採油三廠確定了“打破傳統思維定式，立足精細化注水驅油，通過源頭提升、過程提壓、終點提效，強化注水能力全鏈條提升”的油井注水增油工作思路，對全廠現有單元、單井進行重新梳理，以“能否單元注水開發，能否注水替油開發，能否高壓注水開發”評估注水潛力，有效擴大注水產能接替陣地。
通過成功實施主斷裂新增注水構建井網、水竄井組調流道重構井網、高壓注水動用多套儲集體等一系列注水驅油舉措，擴展儲量動用陣地，注水效果較去年同期大幅提升。注水增油量增加近4萬噸，全年新增SEC儲量39.6萬噸。
針對常規注水失效井和儲集體偏移井，該廠創新定量化注水技術，提出了高壓擴容注水技術，實現井周儲量動用從一套走向多套，全年實施5井次，累計增油5154噸，新增SEC儲量4.8萬噸。同時，該廠選取井網關鍵井換向注水構建井網，實現井間儲量動用再提升，全年實施5個井組，日產油能力提升105噸/天，累計增油1.2萬噸。
通過源頭提升、過程提壓、終點提效，強化注水能力全鏈條提升等多項措施，2019年水驅儲量動用率由2015年13.8%提升至目前28.2%，提升儲量動用1120萬噸，夯實了穩產基礎。
注氣提效益，讓油井“神氣”勃發
塔河油田的能量補充手段主要是注水注氣。但隨著多輪次實施，井間氣驅水驅優勢通道逐漸形成後，驅油效率逐漸變差。
如何化解氣驅效果變差與提升產量的矛盾，考驗著科研人員。
採油三廠做出了持續加深地質認識，挖掘油層潛力的思路。圍繞“高效提升儲量動用”原則，構建穩油注氣工藝技術體系，有序推進新工藝、新技術，擴大注氣規模，提升氣驅效率，對單井注氣技術由經驗設計走向量化設計，通過合理加大注氣規模，實現單閣樓體轉多閣樓體挖潛。
TH10420X井前期經過多輪次井組氣驅後，井間優勢氣驅通道逐漸形成。區塊技術人員李桂雲通過分析大量剩餘油分佈在優勢通道以外的次級通道，認為可採取變排量、變週期、變總量的注氣方式，有效提高注氣波及體積。
他們選取TH10420X-TH10419井組，根據油藏條件在不同階段的變化，適時調整改變注氣總量、注氣排量、注氣週期，分三個階段循序漸進注氣90萬方，鄰井TH10419井在該井注氣7天后開始受效，受效期間平均含水60%，較受效前含水下降10%。
“分階段注氣，徹底避免了過去注氣量不變、一口氣注完的漫灌式做法。該注氣方法目前已推廣三個井組，成為增儲增產增效的利器，累計增加SEC儲量10.5萬噸。”區塊技術人員李桂雲說。
通過持續加深地質認識，優化工藝技術，讓採油三廠“老井穩產”打出了漂亮的一擊。
與此同時，該廠在強底水單元優選單元注氣井，實現“一注多采”，提升井間儲量動用；對油氣富集區域高效注氣井實施“去週期”注氣，有效盤活注氣存量，使全年注氣工作實現了從單井走向單元、單閣樓體轉多閣樓體挖潛、單流線走向多流線、平面挖潛轉立體挖潛，有效彌補了自然遞減。
今年以來，通過有效增加氣驅波及體積，累計優化注氣參數38井次，同期注氣量由5043萬方增加至7075萬方，注氣產量由2018年的19.18萬噸增加到22.3萬噸，佔年產量的18.03%，全年新增SEC儲量34萬噸，注氣降低自然遞減2.6個百分點。
轉思路、找突破，短期增油向長期增儲轉變
青春常駐既要守住當下，又要著眼未來。延長老井壽命，保持長期高產穩定不僅是需要“注水注氣”駐顏，更需要觀念的更新和由此帶來的持久、深層的精、氣、神的滋養。
TP271H井組是一個一注多采的注水井組。即通過對一口注水井對該井組內在多口油井注水達到驅油。水驅過程中因碳酸鹽巖縫洞型油藏水錐或底水局部突進，影響TP271H水驅效果，導致受效井TP15X、TP240、TP202每天產能下降了40噸。
多次調流堵水無果後，採油三廠總工程師李軍認為必須另闢蹊徑。重新調整思路後，他們提出了“降濃度、多段塞、過頂替的調整堵水”的方式，並加大中密度顆粒濃度和堵劑用量。恢復注水後TP15X井明顯受效，實現短時間自噴生產。
“該井實現增油450噸，措施增加SEC儲量1.1萬噸的同時，也突破了工藝技術思維創新的桎梏，為下一步優化工藝提供了思路。”採油三廠總工程師李軍說。
嚐到了TP271H調整思路尋求突破的甜果，採油三廠持續發力，在強化油藏精細描述和精細研究的基礎上，打出措施增油組合拳。抓住注水、注氣兩項當前的“飯碗工程”，不斷開展水竄井調流道、氣竄井氮氣泡沫驅治理現場試驗，優化規模和工藝參數，推進新工藝技術實施，提升注水、注氣驅替效率。
針對斷溶體堵調面對的“大縫卡不住，小縫注不進”的問題，深化對“斷裂”“通道”的認識，通過體積酸壓、高壓注水，全面打通儲量動用的關鍵節點，實現由常規被動型轉抽措施逐步向泵升級、堵水、儲改及大修等進攻型增儲增產措施轉變，進一步提升油田穩產和可持續發展能力。
針對該廠高累產高含水井佔比大，儲量難以動用問題，以量化壓差、流勢提升儲量動用為突破口，加大泵升級措施力度。對於單井通過提液打破屏蔽壓差、對於單元通過提液調整流勢，以均衡油水關係，全年實施泵升級21井次，增油1.7萬噸，增加SEC儲量5.2萬噸；同時，該廠注重單井挖潛向單元平面、井與井之間關係的過渡，對單元關鍵井大修恢復井筒，完善井網，全年大修類措施開展22井次，其中恢復井筒、立足單元調整11井次，增油2.6萬噸，增加SEC儲量16.8萬噸。
為進一步夯實穩產基礎，擴寬產能新陣地，該廠在碳酸鹽巖油藏深挖細查的同時，提出了“碳碎”並重、油氣並舉的開發思路，將目光瞄準了產量佔比僅6%的碎屑岩油藏，力爭在地質認識和挖潛手段上獲得新突破。
2019年9月，該廠特邀油藏開發業界專家召開了“採油三廠上覆地層潛力排查”學術研討會，分別圍繞該廠碎屑岩油藏白堊系、石炭系、古近系地質特徵及潛力分析、測井解釋與老井複查工作做了深入交流研討，為該廠未來產能接替及穩產目標註入了一劑強心劑。
工藝建體系，提升未來發展能力
保障開發效益需要機採健康工況、井筒完整性和科學的增儲工藝做前提。
塔河油區的油氣田油藏埋藏深，原油超稠、粘度高，儲量丰度低、儲集體發育差、開採難度大。針對這些問題，採油三廠大膽創新，以突破工藝技術瓶頸，加快新技術、新工藝的應用，逐步構建起工藝體系，有效提高機採健康工況、井筒完整性。
TP143X井於2011年完鑽，酸壓完井後生產狀況良好。但在2018年8月發生井筒垮塌，主要生產層段被埋，上措施處理井筒，組下常規磨鞋處理，卡阻嚴重，岩屑粒徑大難返出，處理至5874米無有效進尺。分析後應用GS高效撈砂工藝，實現反循環帶壓鑽進，高返速攜帶與撈砂並舉，日產油5噸/天，累計增油1200噸。
該廠堅守“井筒資源就是發展的基礎”理念，積極推進井筒保護與資源恢復工作，形成了以高強度膨脹堵劑為材料主體的低成本套損井治理體系、以GS高效撈砂工藝和防垮尾管為主的垮塌故障井高效防治體系，以及以方案論證、把控現場和階段總結為閉環管理的標準落魚打撈技術體系。2019年採油三廠累計恢復停躺井9口，恢復經濟可採儲量13萬噸，夯實了井筒資源基礎。
同時，加大技術創新力度，對大斜井、失返井垮塌治理難題，試驗應用GS負壓撈砂技術，攻克了漏失井處理井筒成功率低的技術短板；對碎屑岩水平井防砂難題，應用調流控水防砂技術，達到了穩油控水、延緩底水錐進、提升未來發展能力目的。
在增儲工藝方面，該廠針對不同儲集體的溝通要求，以常規注水泵、高壓注水泵、1000型壓裂泵車為階梯注水設備保障，滿足不同油藏壓力注水需求。
針對非主應力反向儲集體溝通需求，現場試驗8h可降解纖維暫堵壓裂、定向噴射壓裂等技術，實施13井次，增油1.3萬噸，增加動用經濟可採儲量3.1萬噸，有效提升了儲量動用能力。
全過程計劃管理，提升儲量動用效率
科學的管理是一個系統工程。緩解產能遞減的世界級開發難題，落實注水替油、注氣提效、工藝創新，需要不斷深化油藏認識，建立完善的生產運行“全過程計劃管理”體系。
12月5日，管理二區遠程監控室內，值班員觀察大屏幕上油井的生產參數，發現TP152井的遠傳功圖載荷異常上漲，根據異常情況分析為井筒乳化，迅速通知現場人員切換加藥流程，油井生產恢復正常，避免了一次躺井發生。用信息化提升老區穩產是該廠又一特色。
作為中石化智能採油廠建設試點單位之一，近幾年，採油三廠充分發揮信息化的優勢，完善信息化基礎數據，提升異常處置效率，推動智能向地下延伸，向油氣藏描述延伸，向開發管理延伸，全盤把控生產組織運行各環節，確保各環節銜接有序高效。
物聯網技術的應用為老井穩定、長效開發插上了智能之翼，生產時效較過去提升了40%。
以信息化建設為基礎，採油三廠以PDCA模式進行管控，相繼集成應用參數遠程傳輸、抽油機遠程啟停、無人機巡線等新技術成果，成為管理計轉站、單井、管線協調運行的指揮平臺，運行時效提升60%；在線含水監測、液麵監測、摻稀井遠程調控、加熱爐自動溫控等信息化基礎設施建設，全面提升油水井管理水平，生產時效長期保持高位平穩態勢，開井率由72.3%上升到73.6%，躺井率2.2%平穩運行，檢泵頻次控制在0.27。
通過智能化系統涵蓋油氣開發、集輸、HSSE管理、生產運行參數監控和參數優化的方方面面，管網注水數據採集監控，提升全面感知，監控時效由原來人工巡檢2小時下降至5分鐘，注水時效提升20%；注氣作業數據採集接入，全面遠程監控作業現場，時效由原來人工填報1小時下降至5分鐘。
“油田開發工作如逆水行舟，墨守成規意味著坐以待斃，主動求變方能柳暗花明。把地下優質儲量動用起來，形成具有本油田體質特點及良好適應性的老井硬穩定運行模式，才能實現效益開發，保持老井穩產高產青春常駐。”這是西北油田採油三廠人達成的共識。
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