西北油田塔河十区南共有油井110口，已有15年的开发历史。近几年，该区无新井增加，通过油田层面的顶层开发设计、厂院联合攻关，实现了地质认识由岩溶性油藏向断溶体油藏的转变，开采手段由单兵种突进向多兵种联合作战的转变，管理方式由多家承包商共管向一家战略承包商集中管理的转变。2016年至2020年，该区日产量持续稳定在900多吨。2021年8月2日，该区日产原油增至1000余吨，综合递减率降至负值。

地质认识转变拓宽了增储空间

储量接替是老油田稳产的基础，十区南尽管没有新区储量接替，但通过地质认识的深化，依靠老井拓宽了增储空间。

几年前，TH10240井原直井的生产油藏是T708缝洞带的岩溶油藏，但连续生产不久后，供液不足直到停产。技术人员精细油藏解释，对其所处断裂带进行了扫描再刻画，发现井区断裂面岩溶发育、横向范围宽，有储层发育可能，创新提出了“断溶体”油藏新概念。依据这一认识，他们在原直井基础上向断裂带的低洼处侧钻382米，成功建产，日产原油20多吨。

之后，技术人员不断深化、完善“断溶体”油藏认识，依据老井部署侧钻井，累计增加可采经济储量130多万吨，而且高产井钻遇率达到70%以上。

开采技术变革提高了储量动用

翻开十区南区块的稳产开发历程，不难发现，注水补能量是稳产的主要开采手段。但这种手段不是机械的应用，而是经历了单井注水替油、井组注水、定量化注水、“注水+”等多个创新阶段。可以说，开采手段的不断创新，成就了十区南的持续稳产。

TH10276井自然能量衰竭后进入单井注水替油阶段，稳产三年后能量再次衰竭。技术人员通过油藏分析，认识到该井井周有未开采的储集体。他们利用常规注水力图启动井周储量，但效果甚微。针对这一问题，技术人员创新性提出高压水力扩容新工艺，利用大型高压注水泵，大幅提升注水喷射压力和排量，打通了油藏壁垒，使该井日产量由4吨上升到30多吨。

近三年，十区南累计有29口井实施高压大规模注水提动用，平均注水压力19MPa，平均周期注水量9000方，累计增油达13.8万吨。

针对一些单井注水失效、又不适合高压水力扩容补能量的油井，技术人员创新思维，跳出单井看单元，实施井组平衡注水，单元整体注水，效果显著。TH10402单元是一个油气富集单元，但以低能间开为主，日均产量仅3.2吨，是一个典型的高能低效单元。该厂先在单元内部通过井组水驱，使TH10404井与TH10402井实现了横向驱油，日产能提升到15吨。之后，又通过S86单元的TK835CH2井实施单元注水，使TH10402井自喷生产，日产油能力提升至30吨。

管理方式转变实现油井精细管理

油井的稳产，不仅仅取决于地质认识的深化和开采技术的进步，精细管理、维护也是重要的一环。

十区南区块油井运行维护原来由三家承包商承担，协调环节多，人员流动率高，管理难度大。

2016年，油田公司在十区南建起中石化首个“井站一体化”智能管理示范区，油井实现了远程监控、无人机巡线、在线含水监测。采油三厂以此为契机，精简承包商，三家减为一家，由河南油田新疆项目部整体承担十区南油井的管理维护。

战略承包商形成后，采油厂对承包商的考核突出了生产运行的质量与效益，大幅调动了承包商员工主动作为的工作积极性，千方百计精细管理油井，延长了油井的健康周期，检泵周期由原来的600多天延长到现在的800多天。（马京林）