2021年，西北油田采油三厂聚焦“油藏价值最大化”，根据地层和油井的差异性，多措并举，做实“提高采收率、提高储量动用率、提升天然气产能”三大工程目标，全面提升效益开发水平，实现“储量提两率、递减降两率”的目标。

大幅提高采收率工程，提高采收率0.41%。一是高产井调控风险，控制少递减0.5万吨。TH10303等5个重点高产单元提前布局调控风险；提前谋划TP12CX等主断裂带高产井见水后治理对策。二是注水井存量治理与提效。单井方面：定量优化设计注水15井次，提升能力60吨/天；攻关有杆大泵深抽技术加快排水提效。单元方面：充分评估风险，高效单元再提速，实施3个单元，年增油不低于1万吨；精准施策，失效及变差单元治理再提升，以整注整采等手段治理水窜井组5个，提升能力30吨/天；深部注水完善注采井网，实现相对均衡驱替，实施5个井组，提升能力20吨/天。三是注气井存量治理与扩大阵地。探索“注气+”技术治理注气单井；开展大单元、高累产区集中大规模注气拓阵地。四是开展地下地面一体化提采速专项工作。量化设计合理液量释放油井屏蔽产能，实施潜力井8口，提升能力69吨/天；流势调整均衡区域水体提采速，实施潜力单元/井组13个，提升能力120吨/天。五是开展停产井、低产低效井专项治理。以项目组方式按照潜力分类、分步实施，治理不少于25口，增油不低于1.2万吨。

未动用储量高效动用工程,提高储量动用率0.35%。一是高压扩容扩大储量动用。通过高压扩容实现沟通缝洞或扩大波及，实施9井次，提升日油能力58t/d。二是井筒资源修复恢复储量动用。立足单元恢复井筒资源，配合单元注水、注气和堵提治理，实施11井次，提升日油能力71t/d。三是差异化储改立体提储量动用。围绕空间结构井网建立，对油井实施上返酸压或钻塞酸压。实施5井次，提升日油能力42t/d。四是油气富集区短半径侧钻提储量动用。对TP12CX、T708-T707等主干断裂，攻关储集体分隔性研究和中深部空间结构剩余油精细描述研究，部署侧钻点3口，潜力点2个，提升能力60吨/天。五是产能建设加大未井控储量动用。加大托甫台东新资料应用，优先沿继承性好断裂部署新井；碳碎并重、油气并举，开拓储量新阵地。从“机构设置、人员培养、技术攻关”三方面开展碎屑岩拓阵地工作，力争实现白垩系快上产、古近系控递减、石炭系有突破。

天然气上产工程，提升天然气能力20万方/天。一是加大TP12-8储量落实区和待评价区潜力排查，加大该区域精细研究，落实潜力增长点，计划部署新井1口（TP12-Q7H），开展补孔改层2口。二是加大T759井区潜力排查。通过厂院结合，精细构造、成藏研究，计划部署新井1口（T759-6H），开展老井补孔改层1口（T759）。

（罗丽娟）