创新技术方法 走上精细管理之路
采油三厂所辖油藏“少数高产井占大多数产量比重”的严峻形势，该厂技术人员探索总结出碳酸盐岩油藏“1416”高产井管理法，对高产井走上“消异常、夯基础”的精细化管理之路。TP227X井区一间房产层均为高产自喷井，井组累产油60.5万吨，目前日产418t/d，属于高累产、高产液强度的风险井组，前期分析风险依托流压变化、构造位置高低的数据进行判断，但无法将动静态资料进行有效结合，风险预判准确度不高，采用管理法进行风险预判后，通过及时对井区TP273H井进行控液，实现了整个井组的稳产。2017年确保高产井没有发生一口暴性水淹。
该厂首创缝洞型油藏定量化注水技术，为分公司在油藏开发实现定量化方面率先破题，定量化注水开发实现开发指标历史最优、吨油成本历史最低、经济效益历史最好的骄人成绩，目前该项技术已在塔河油田全面推广应用，提高油田采收率1.5%。T704CH井在多轮次注水过程中，通过分水量的计算该井与TK841之间流道处于分水率逐渐增多，与TK873流道处于分水率不断减少，通过对低能区TK841井转注水井补充能量，使得水线高压区减压，油线低压区增压，重构井网调整单元流场，井组日产水平由16↑30吨/天,实施类似4个井组，增油3214吨。
通过创新井组气驱提高采收率技术，并将技术运用在断溶体注气保压，强底水单元段塞注气扩大波及范围，水窜井组换向气驱挖潜剩余油等不同油藏类型。TH10420X-TH10419强底水井组通过转变注气方式，实施段塞注气，第一段塞注气总量95万方，分三段注入，从静压数据上分析，注气波及体积更大，受效井TH10419井含水变化更稳定，增油效果更好，周期增油3906t，截至目前井组气驱实现增油4.95万吨。
挑战工艺极限 走上效益开发之路
采油三厂管辖油藏具有埋藏深，原油超稠、储量丰度低、储集体发育差、油水关系复杂特点，工艺技术方面常常遇到技术瓶颈。
技术人员通过大胆创新，对常规杆式泵结构及材质进行改进，成功研发了Ф38/44/56深抽杆式泵，并统一了各泵径泵座，形成了以杆式泵为核心的7大深抽配套工艺，极大地丰富了塔河油田人工举升工艺体系。TP261H自喷井转抽时下入56杆式泵，生产期间液面快速下降，供液不足，存在深抽需要，通过直接起甩原井杆柱后投泵完井，避免起下管柱，缩短作业周期3天，增油24吨，降低作业成本11万元，产生经济效益15余万元。
在开展注气三采工作中，为实现降本增效，技术人员针对需频繁更换井口、施工费用高的问题，创新研发35MPa机抽井口升压保护器，将井口承压级别由35MPa提高至70MPa，避免穿换井口，提高作业时效，降低井控风险。该新型机抽井口升压保护器目前已在TK826、TK847、TK1058井注气施工，形成效益78.1万元，纯经济效益达到45.7万元。该工具还可应用于常规的酸化、油管解堵等作业。全厂计划应用保护器50井次，预计经济效益817.8万元。
“走创新之路，突破技术瓶颈，实现效益开发，增加更多优质经济可采储量，我们有信心为油田提质增效升级作出更大的贡献。”该厂开发研究所所长程洪说。
