2018年，西北油田采油二厂在新建产能受挫，立足精细老井深挖潜，科技找产，通过大打老区开发攻坚仗，高奏“老井增油”曲，取得老井超计划3.4万吨、措施增油4.9万吨，不但弥补了新建产能产量缺口，还取得新增可采270万吨，自然递减控制到14.3%的好成绩。

　千方百计提能力

1月29日，在12-4计转站注水增压点，操作工马兴华巡检高效运行的两台注水泵。“我们这个增压点有10口注水井，每年能注水11万多方。”

在采油二厂，这样的增压点共有19个，注水井达到了214口，日注水量8000方左右，注水能力呈历史最高。

去年年初，该厂充分认识产量起步低，注水量不足等不利形势，全厂上下围绕提能力积极优化新老措产量结构，眼睛向内深挖潜。超前部署措施，提液提能、排水提效、大修完善井筒和定量储改全面发力。

仅仅去年1月份，该厂就完成措施30井次，日增油301吨，为全年超计划4.9万吨打下了坚实的基础。同时，该厂千方百计提能力，通过超稠油井复产、加大注水力度、扩大注气覆盖、工作制度优化和加强掺稀优化，实现原油日产水平从7394上升到目前的7920吨。

注重未来增可采

“关注当前产量，更加注重未来发展，紧抓增可采不放松。”这是采油二厂厂长张炜在年度工作部署会上为老井新增可采立下的原则，他瞄准的是长期可持续的发展目标。

在该厂管理和技术、科研多方协同配合下，围绕增可采开展的工作势如破竹，形成多点开花的局面。

“终注源采、低注高采、支注干采，新增可采87万吨。”该厂开发研究所所长梅胜文道出他们创新完善断溶体油藏井网构建方法取得的成效。同时，该厂还以油藏工程方法，开展储量、能量、裂缝导流能力等关键参数量化研究攻关，建立了储层参数量化计算软件，指导实施高压注水、过饱和注水、深穿透酸54井次，新增可采储量28.7万吨。

此外，通过注气规模不断扩大，注气新增可采储量71万吨。创新“井筒专项治理、暂堵转向酸压、定量化储改、探索复合措施、见水井组调流”五项新技术应用取得进展，实施工作量50井次，新增可采储量30万吨。全年实际完成新增可采188万吨，完成110%。

问题导向抓创新

缝洞型油藏储集体非常难于描述，地质判断难点多多，如何找到解决方法?该厂始终坚持问题导向，从地质、油藏、机采和提高采收率四方面不断创新突破，超稠油高质量开发配套技术日趋成型。

立足于依靠现代计算机三维技术，该厂组织研究人员用一年半的时间学习Petrel和实操训练，利用三维可视化建模，已经基本掌握了缝洞型油藏储集体精细刻画和建模技术，井周剩余油及井洞关系认识不断深化，为提高采收率找准了“靶点”，缝洞型油藏定量化软件开发与应用也乘势而进，“四线合一”油藏工程方法形成系列定量化开发技术，治水、注水、措施等有效率均在80%以上，开发质量得到提升。

一点突破，带动全局，满盘皆赢。立足地层、井筒、地面三个节点，稠油效益开采技术体系逐步展开，其中井筒高效举升取得实质性进展，矿物绝缘加热、纳米油管保温、螺杆泵举升等三项工艺技术应用已成规模。2018年，三项工艺技术应用23井次，累计增油2.9万吨，创效4703万元。(张明江 朱春江)