提高“采收率”，我们拼“巧劲”！

在油田上，有一个数据时刻被石油人关注着。这个数据既表现了油田上的成本控制情况，又是降本的重要环节之一，它就是：油气采收率。

提升油气采收率为油田带来的收益相当可观，即使一个小小的提升，其增产也会带来惊人的提升，有时这些新增产量甚至相当于一定规模的新油田！

当然，高收益也代表着高难度，很多油田想尽办法提高采收率结果却难如人意。但这道“难题”对于西北石油局来说很easy，他们利用四两拨千斤的思路，拼巧劲制胜！

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随着西北石油局在TK150井应用95毫米管式泵试抽成功，日产液206吨，标志着大排量管式泵正式落户油田。油田底水砂岩油藏属于中孔、高渗油藏，具备大泵提液潜力的油井共有18口，前期都是使用电潜泵生产，但电泵费用高，采购周期长。改进后的大排量管式泵管径不受限制，最大直径可达120毫米，理论上可满足200-400方的提液要求。每口井平均节约材料费用67.8万元，预计全年施工5口井，可节约成本300多万元，为提升油气采收率起到了关键的作用。

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西北石油局科研人员针对塔河底水砂岩油藏低产低效井多、底水治理难度大、采出程度偏低的问题，利用室内实验和数值模拟的手段，采取建模数模一体化技术，根据对油藏剩余油分布规律的认识，开展提高氮气泡沫驱采收率机理的研究。在明确氮气泡沫驱油机理后，对氮气泡沫驱注采参数进行优化设计。在此基础上，选择3个典型井组开展先导试验，形成塔河底水砂岩油藏氮气泡沫提高采收率技术。氮气泡沫驱技术在TK907H、TK923H、TK202H等井组实施后增油效果明显，截止2016年底，实施3个井组，累计增油7002吨，实现经济效益935.53万元。

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大涝坝凝析气田作为西北石油局首个整装凝析气田注气开发项目，具有重要的先导性意义。2013年4月，循环注气工程启动后，为保证注气开发效果，油田采气厂将地质需求与生产需要相结合，在不同阶段调整注采方案，实现效益最大化。循环注气工程实施五年来，与注气前相比地层压力上升18.4%，恢复到45兆帕，凝析油日产能力上升45.8%，达139吨/天，已累计增产2.9万吨，注气后气藏凝析油采收率提高6%。

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西北石油局在针对巴楚组纯度较高的白云岩储层，酸液对裂缝壁面刻蚀较均匀,酸压后难以形成具有高导流能力的酸蚀沟槽，且在较高闭合应力下裂缝易闭合的难题上，创新应用非均匀刻蚀酸压工艺，采用不同粘度及反应速度的酸液交替注入增强局部氢离子对流扩散强度，增强人工裂缝中深部非均匀刻蚀效果，进而提高裂缝导流能力增加产量，同时强化经济效益评价，优化控制酸压规模。BK7井和M4井实施非均匀刻蚀酸压工艺，全年累计增油12000吨，增效2001万元；新增经济可采储量4.1万吨，提高采收率0.9个百分点。

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除去利用新技术直接提高采收率，通过降低油藏的自然递减也是另一种行之有效的方法。西北石油局以油藏“三级八类”管理为核心，缝洞单元差异化管理为基础，控水稳油技术为手段的油藏管理模式，注水替油、掺稀降粘等多项开发技术达到国际先进水平，迈上了以油藏开发、生产时效、安全环保、经济效益、和谐企业为“标尺理论”的管理大道。从2012年起连续5年将缝洞型油藏自然递减控制在16%左右，破解了碳酸盐岩缝洞型油气藏23%以上自然递减的魔咒。

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西北石油局承担的集团公司塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏降低自然递减示范区是另一个以控制油藏自然递减为目标的地区，并且项目初见成效，六区示范区4月份折年自然递减率从28.8%降低到23.5%，阶段增油1.1万吨，节约稀油0.5万吨，新增可采储量2.8万吨；十二区示范区4月份折年自然递减率从36.1%降低到26.8%，阶段增油6.1万吨，节约稀油2.3万吨，新增可采储量62.3万吨，成功的起到了提高油气采收率的效果。

这些措施和技术在提高油气采收率方面起到了显著的作用，为降本增效策略又出了一份力。这些“巧招”让我们真正体会到什么才是“四两拨千斤”。很多人都说,“西北石油局的人，不仅工作技术有保证，在运用智慧的巧劲上也同样有一手，真是不简单！”

④藏在大漠深处的霓虹……