自然递减率，是评价油田开发效果的重要综合性指标。

　　23%，成为近几年西北石油人心中挥之不去的一个魔鬼数字。

　　“碳酸盐岩缝洞型油气藏就像在地下埋了一个个小‘蛋挞’，出油快，但是递减率也非常高。有时一个日产百吨的油井，几天之间就不出油了。这几年，油田的平均递减率一直在23%左右，相当于我们每天一睁眼，就已经欠了4000多吨油。”谈到油田减递问题，西北油田每一个技术人员都忧心忡忡。

　　如何破解23%的递减魔咒，使每一口油井都成为高产的“奶牛”，成为了西北油田继续保持产量箭头向上的过程中必须消灭的“拦路虎”。

　　西北油田在各采油气厂采取捆绑式项目管理或联合责任承包等方式，将减缓递减的压力传递到每一个基层队所，分解到每一个班组和岗位。按照系统工程节点控制法，各采油气厂结合减缓产量递减分析情况，总结出了以“油藏、井筒、地面、生产组织管理”四大节点为纲的油藏稳升管控体系，针对可控环节实施精细管理。采油二厂面对递减影响中井筒因素突显的不利形势，将井筒介质堵塞因素细分为稠油堵、砂垢堵、蜡堵等几类，不断强化掺稀优化管理、电泵井承包管理和冲砂作业、井壁坍塌修井管理，电泵井躺井率从9.45%降低到5.38%。通过19井次井筒故障井复产作业累计增油5236吨，产量递减中井筒因素所占比重从6%下降到1.5%。采油三厂在生产组织管理上科学核定影响产量的各类工序的标准工时，采用标准工时对比法，实现了各工序的无缝衔接。2012年已实施“降非提效”作业318项，减缓产量递减5000多吨。”

　　西北油田推广自然递减分因素管理法，将影响油藏递减因素分成6个大类16个亚类56个细类161个控制点。在油气藏（井）减缓递减精细管理上，形成了高产井预警管控模式、凝析气藏和凝析气井均衡生产管控等多种模式。在碳酸盐岩油藏注水替油管理、缝洞单元注水驱油管理、掺稀油管理、降回压管理等方面，形成了丰富的现场精细化管控经验。自实施分因素管理法法以来，塔河12区的自然递减率由2009年的26.38%下降到目前的18.46%。

　　2012年，西北油田在TK404、TK416井实施了注气替油试验，已累计增油3000多吨。注气替油已经成为继补孔酸压、堵水、注水等之后，减缓油田递减的又一利器。

　　目前，西北油田老区自然递减率达到20.64%、综合递减率11.029%，分别比去年同期降低2.18%和1.8%，相当于投运了5口日产100吨的高产井，自然递减率等开发指标达到历史最好水平。