2020年，西北油田采油一厂面对低油价和疫情的双重压力，以老区稳产和降本增效为目标，创新提出了“扩、优、调、建、创”（ 扩大注水规模保提效，优化注气结构保稳产，调整措施结构保高效，构建新工艺技术体系保增量，创新管理模式保稳定）—— “五位一体” 低油价油藏管理体系，精细描述油藏，精准措施挖潜，保证了产量任务全面完成，自然递减控制在13.3%，较计划下降0.7个百分点；综合递减控制在5.5%，较计划下降0.6个百分点。

扩大注水规模保提效

作为西北油田开发最早的采油厂，今年因托甫台高产井见水递减加大，完成产量任务难度加剧。

面对不利影响，由总地质师郭忠良牵头，开发研究所与研究院上产服务队联合攻关，技术人员依托岩溶系统理论的研究成果，通过岩溶系统结构描述，重新认识储层空间结构特征；通过分析井-系统-外界关系，重新认识井间连通状况；通过储量精细分类评价，创新形成“133”工作法，重构空间结构井网，扩大注水规模。开发所副所长张伟等人完成了4区空间结构立体井网构建，重点完善低动用区注采井网；开展2区、5区低动用区井网构建工作，采用增压注水方式提高储量动用。

在井网构建思路的指导下，技术人员结合生产动态，对6大主岩溶系统进行系统设计，实施了新建、调整、完善、优化在内的5种主要做法，共计划构建19个注采井组，已实施13井组，见效11个，日增油水平357吨。塔河4区日产油从430吨上升至日均685吨，区块开发效果持续向好。

优化注气结构保稳产

“气是有成本的，要让注入地下的每一方气都变成实实在在的产量。”开发所副所长海刚说。

技术人员牢固树立“只有有效的才是必须的”理念，在加强油藏地质研究基础上，综合评估产量与效益，明确单井注气“5干5不干”、单元“两注两调”基本原则，从单井逐步走向井间，想方设法提升注气效果，避免无效注气。

海刚等人经过多次现场试验，逐渐掌握一系列成熟有效的“注气铁律”：针对单井：比如初期稳定受效井实行常规的连续注气，对吐气二套低动用井实施大排量推水，对阁楼体规模大的井加大注气规模，对底水屏蔽阁楼油进行“注气+”试验，岩溶系统内连通转单元的井构建井网。针对单元开展两注：大残丘持续注，比如塔河4区就立足大残丘整体动用，开展集中注气；主系统加快注，比如塔河2区则立足主系统+强岩溶优势连通，构建气水协同注采井网。两调就是协同驱调参数与气窜区调流线，前者是优化气水协同参数，提高横向驱替能力，实现1+1>2的效果。后者是通过多向受效单向气窜井组，让失效井组再见效。

得益于注气结构调整，注气三采指标趋势良好，工作量下降13井次，注气产量增加4.3万吨，吨油成本下降79元/吨，方气换油率平稳上升。

多措并举拓宽思路保效益

技术人员按照地质工艺一体化原则，不断拓展研究思路，持续强化调整措施结构保高效、构建新工艺技术体系保增量、创新管理模式保稳定，取得了较好的效果。

优化措施作业结构。依据近年来措施作业结构、吨油成本情况，立足油藏经营，以效益为中心，按照方案三级审核制度，坚持前评估、后评价，做好方案源头优化、施工过程优化、生产管理优化，确保措施更高效。今年通过结构调整、方案优化等方法，措施费用下降532万元，单井费用下降5万元，吨油成本下降53元。

实施新工艺技术。针对不同油藏类型，以提高储量动用为目标，加大了新工艺攻关探索，构建提高采收率新工艺技术体系，持续开展工艺增效。如碳酸盐岩短半径侧钻工艺技术取得较好试验效果，TK219CH2井日产油由原来的5吨增长至目前28吨。

创新管理模式。研发所开展全员重点井组承包，对65个重点井组进行个人承包，人员全覆盖、进行日监控、月对比、季度评，期间承包人员提出产量提升建议172井次，实施153井次，目前重点井组日产量从1493吨上升到了1596吨。

（赵春国 曹 阳）