“截至目前，注气增油20.12万吨，同比多增油1.2万吨，增油量创历史新高，方气换油率提高至0.43，注气开发又上了一个新台阶”。
今年以来，面对注气效果持续变差、断溶体油藏注气低效治理手段难度极大的实际情况，西北油田采油三厂深入落实油藏经营管理主体责任，坚持创新驱动，聚焦效益开发，深化油藏认识，对关键节点多维度进行攻关研究，形成一套针对断溶体油藏高效气驱开发技术政策，为油田增储上产、推动高质量发展夯实基础。
从平面到立体，剩余油认识再突破
“只有提升认识维度，才有可能解放思想，取得油藏认识上的突破。”副厂长、总地质师郭忠良对技术人员提出要求，指明工作思路。
为实现高质量注气开发，技术人员积极行动，全面摸排注气低效问题，查找原因，分类总结和制定政策。针对气驱单元治理，前期因二维剖面难以精确识别驱替路径和上水通道的问题，技术人员转变思维，通过运用建模数模技术结合单元历史流线响应情况，成功实现了断溶体油藏气驱单元驱替路径和剩余油的三维立体精准识别。
高效气驱井组TH10420X-TH10419井组经多轮次气驱后邻井气窜，气驱效果快速变差，日增油由50吨直线降至1吨，极大影响生产效率。
技术人员深入分析地质构造，认为该井组为岩溶连续管道，通过运用分相建模技术，发现高渗优势缝洞采出程度已达80%，而孔洞相的低渗通道动用较低、采出程度为5%，通过创新应用注胍胶+氮气泡沫调驱扩大波及治理，井组恢复产能45吨/天。
从换汤到换药，工艺技术再创新
“油藏储集体非均质性强，井间岩溶短道、裂缝、孔洞交错分布，纵横向渗透率级差大，极易形成气窜优势通道，导致气驱波及效率降低，造成难以进一步提高气驱波及，影响储量动用。”在工作分析会上，技术人员积极研究讨论。
挖出了问题，就有了方向，科研团队立足断溶体地质特点和油藏特征，踏上了针对断溶体油藏提高气驱波及效率的攻关之路，通过联合运用油藏描述、室内试验、现场调研等方式加强油藏地质一体化，探索出氮气泡沫驱、注气+堵水复合控水、耦合注气等适配断溶体油藏特征开发一系列“新技术”。
通过创新应用氮气泡沫驱工艺技术，在TP227X井组实施后获得高产，井组日增油提升21吨/天，为后期断溶体单元气驱失效井组高效开发提供了新的技术方法。
截至目前，通过不同工艺技术在11个单元的落地应用，实现增油4.1万吨，方气换油率逆势上升0.03个百分点，注气开发形势持续向好。
从节点到链条管理，成本管控再提升
“累计注气1.37亿立方米，预计全年注气增油可以完成22.3万吨，在成本得到有效控制情况下，注气开发质量也得到大幅提升。” 11月27日，开发研究所对工作进行阶段总结。
注气成本管控是一个系统工程，采油厂全面推进地上地下一体化管理，发挥各部门的作用和优势，将不同专业进行协同配合，夯实基础管理，加大联合攻坚力度，推动油藏开发持续提速。
通过强化方案源头把控，技术人员深化油藏认识，进一步提高油井潜力排查效率。计划财务室提前介入，强化方案经济效益评价，按照效益优先原则进行排序，大幅减少低无效工作量。技术人员联合采油管理区加强现场管理，共同做好注气过程管控，加强注气现场监督和质量要求，提高注气施工时效。通过系列有效手段，采油厂吨油注气成本较年初降低40元/吨。
2023年，采油三厂通过积极创新和实施系列断溶体油藏气驱技术政策，预计提前20天完成注气产量任务，为圆满完成全年119万吨产量任务，全力冲刺增产超产目标提供了强有力支撑。
