西北采油三厂依靠老井“四转变”助推稳产
西北油田采油三厂面对新井产能微弱局面，积极开展“依靠老井硬稳定”的探索实践，以提升老井储量“动用规模”为目标，在注水稳增长、注气提效率、措施找突破、工艺建体系方面综合治理实现四个转变，产量基本稳定在3400吨/天，保证了上年半的稳产目标。
注水稳增长，保能力向提动用转变
如何做好油井注水稳增长，科研人员转变理念，在注水潜力评估上下功夫，能否单元注水开发?能否注水替油开发?能否高压注水开发?根据油井不同情况采取相应措施，不断扩大注水产能接替阵地。
通过建井网不断扩展储量动用阵地。主断裂新增注水构建井网、水窜井组调流道重构井网、高压注水新增井网，一井一策，差异化管理。同时积极探索不同缝洞结构适应性注水技术，水驱动用储量不断攀升。
日均注水量由2018年底的4000方/天上升至目前的5600方/天，注水产量由2018年底的928吨/天上升至目前1055吨/天，注水产量份额由2018年的24.9%上升至29.9%，累增油17.13万吨，多项注水指标均为历史最高水平。
注气提效率，上规模向保效益转变
对油气富集区域高效注气井实施“去周期”注气，有效盘活了注气存量。共对10口高效注气井优化减少注气9轮次，阶段多增油0.5万吨；
通过单流线段塞注气、多流线联动注气、多阁楼气水协同注气、断裂面新增注气等手段，围绕大单元构建、完善气驱井网，不断拓展注气增量阵地，注气工作实现了立体挖潜，注气指标稳健趋优。
注气有效率由2018年同期的88.0%提高到90.3%，增油量从11.2万吨提高到13.9万吨，吨油成本控制在300元/吨以内，实现了注气产量上升、吨油成本下降的年初部署目标。
措施找突破，短期增油向长期增储转变
瞄准储量规模大、累产高的强底水高累产区域，高含水后大量储量被分割，通过堵提结合、流势调整的方式，对未来增储增产的主要阵地开展工。上半年目前累计实施10井次，累计增油2679吨。
围绕“断裂”这一核心要素，以“通道”为方向，主断裂改善动用通道，次级断裂建立动用通道，通过体积酸压、高压注水两种方式全面打通储量动用的关键节点。上半年实施11井次，累计增油8494吨，新增动用储量43万吨，稳产能力稳步提升。
工艺建体系，单点创新向系统构建转变
针对次级断裂储量动用难题，推广试验暂堵转向酸压、定向喷射酸化技术，已成功实施5井次，完善了酸压体系。
针对大斜井、失返井垮塌治理难题，试验应用GS负压捞砂技术，成功实施TK1078等4井次。攻克了漏失井处理井筒成功率低的技术短板。
针对碎屑岩水平井防砂难题，S105-5H成功应用调流控水防砂技术，目前无水自喷生产，达到了稳油控水、延缓底水锥进目的，累计增油3152吨，完成了砂岩井转抽防砂治水一体化工艺技术体系的构建。
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