面对老井能量衰减加快、长期高产油井底水逐步抬升、注水效果变差，以及新井今年仅部署19口的不利局面，西北油田采油三厂技术人员打破向新井要产量思维，主动作为开展老井上产攻坚战。”

单元高效动用

该厂以托甫台区建设中国石化降递减示范区为契机，深入研究运用流势流线调整方法，高效动用储量丰富的大单元。

技术人员采用“控、提、引、驱”4种手段改变流体方向，实现剩余油挖潜动用。1至5月中旬共对23个单元制定调整方案，目前已见效12个井组，累计增油5.3万吨。

对于多轮次注水注气效果变差、水淹程度较高的T705单元，技术人员按照低部位提液引水线、高部位气驱动用平面剩余油的思路，进行“提、引、驱”综合治理，实现单元产量稳中向上，日产油保持在60吨以上。

对于水窜井组TP6CH单元，技术人员通过“提、引、控”手段，对高含水井TP116X井开井引导水线，对TP106井控制采液强度，单元含水率持续下降，日增油6吨，累计增油超过500吨。

注气全程优化

“要坚定执行‘从单井走向单元’的注气策略，扩大井间储量动用，从注气井地质选井、量化注气参数设计，到优化注气速度、伴水量、焖井时间、采液强度，通过全过程优化来增强气驱效果。”该厂总地质师刘培亮提出要求。

该厂技术人员对TH10420X-TH10419井组调节注气速度，实现日增油23吨;对TH10365等9口井调节伴水量、气水比，平均单井缩减开井排水量349吨;对T753CH等压差敏感型油井调节采液强度，平均单井延长注气增油有效期17天。

目前，该厂注气轮次由3年前的15井次升至23井次，同期增油量由5890吨升至1.04万吨，井组气驱增油比例升至35.2%。在单元水驱效果变差的S76单元，技术人员对S76井实施气水协同措施驱替井间剩余油，受效井T814(K)井日产油超过40吨。

高压注水增产

“增加低成本产量、减少高成本产量，是降低盈亏平衡点的根本性措施。”该厂总会计师解洪勇一句话指出增效关键点。2018年采油厂把增加SEC储量作为落实西北油田盈亏平衡点降低3美元/桶目标的首要措施，确立全年增加SEC储量120万吨的目标。

TP24CH2井为多轮次注水替油井,注水效果较差。技术人员通过“定位置、定分隔、定液面”方法精准判断油气储集体，认定在井控范围内仍存在缝洞型油气储集体,但需一定的启动压差才能被动用。通过对该井实施高压大规模注水，在注水到800方时，注水指示曲线发生变化，呈走平趋势，显示动用第二套储集体。开井自喷生产，平均每日产油25吨，日增油20吨，截至目前已周期增油480吨。

T753CH井注水效果变差后，技术人员及时改变策略，在第四轮注水时实施高压注水，注水指示曲线显示沟通二套储集体，注水后该井自喷生产，日产油17吨，日增油10吨，周期增油量较上一轮提升863吨。

(石立斌)