2012年，塔河首例注气井TK404井成功开启西北油田“注氮气三采之路，注气后实现增油5千余吨，当年累计注气9井次，累计注气量497万方，年增油量0.28万吨，通过技术攻关，短短6年时间，“注氮气三采技术”在塔河油田作为注水开发后的接替技术，实现规模推广，2017年累计注气264井次，累计注气量2.2亿方，年增油量61.7万吨。
创新撬动了降本，降本支撑了规模化，之所以实现规模推广，得益于工程院碳酸盐岩油藏气驱开发团队6年来对关键技术节点的持续优化，创新形成了包括超深井气液同注降压方法、超深井注气采油一体化技术、撬装变压吸附制氮技术、可移动式撬装50MPa电驱技术的四大关键降本技术，更得益于在国际原油价格处于下跌的形势下，技术人员在深入研究，反复论证“注气三采”注气成本上下功夫。
创新形成了气液同注降压注气方法，实现注气压力控制在40MPa以内安全、稳定注入，为注气在塔河油田的规模化应用奠定了基础，注气施工费用由注液氮的550万元/井次，降至80万元/井次。
超深井注气压力高、注气后转抽生产需频繁更换管柱问题，创新设计了注气-采油一体化井口，稠油井、稀油井注气-采油一体化管柱及配套工具，实现了注气、采油、掺稀不动管柱，单井次修完井成本下降幅度达到56%。
低纯度氮气腐蚀管柱，导致注气成本增高问题，改变原来膜分离方式为变压吸附制氮方式，氮气纯度由97%提高到99%以上，腐蚀结垢井比例下降20%。
创新形成了50MPa撬装电驱注氮气技术，能量利用率较柴驱提高了40%，现场应用后，方气成本降低40%，首次实现了国产50MPa压缩机撬装化、电驱化在现场的应用。
“注氮气三采技术”的规模化应用，己为分公司累计降本逾亿元，注气团队亲历了整个发展历程，他们在深感责任重大的同时，并展望未来大有可为，他们正朝着更远的目标迈进，正在攻关井组氮气泡沫驱增效技术、单井注气降粘剂增效技术等一系列技术，他们将用知识的力量，再次推动“增效”巨轮。
同时，“注氮气三采技术”，社会经济效益显著，是碳酸盐岩开发理论的又一次重大突破，有效地提升了我国在缝洞型油藏的开发技术水平。
