10月16日，在西北油田采油一厂DK33H井施工现场，技术人员通过开展“粘弹性弱交联凝胶体系”调驱工艺，封堵了出水通道，使该井含水从99%降至66%，日增油6吨，为下一步河道砂油藏水窜治理开辟了新路子。
该厂有碳酸盐岩、底水砂岩和河道砂等三大类油藏，油藏类型复杂，素有西北油田“地质大花园”之称。随着油田开发的深入，油藏综合含水持续升高，自然递减增大，稳产难度越来越大。
“我们以新增SEC储量为核心，不断探索工艺技术体系，目前形成了水平井堵水、空间立体井网构建等16项关键技术，近年来，累计增油百万吨以上。”该厂总工程师常公喜说。
碳酸盐岩是该厂储量最大的油藏，采出程度只有10.1%。技术人员在实施“水驱”“注气三采”等技术开发的基础上，今年重点应用“构建空间立体井网”技术，重新认识储层连通关系和储量动用状况，通过注水、注气等手段，针对性进行挖潜。
塔河四区奥陶系是典型的岩溶系统，技术人员在潜力论证的基础上，采取气驱顶部、水驱深部的措施进行挖潜，构建了两套井网，实现了对储量的全方位控制，区块日产油从250吨上升至目前689吨。
底水砂岩油藏埋藏深，底水强，主要以水平井为主，很多区块都变成了“水上漂”油藏。为治理高含水难题，技术人员根据剩余油分布特点，建立了五种差异化调堵模式为核心的水平井堵水体系。
“在治理水平井稳油控水问题上，我们转变思路，将堵水由以堵为主，变成堵疏结合，并形成多种堵剂配方体系，截至目前共实施300余井次，累计增油70余万吨，吨油成本仅179元。”该厂开发研究所副所长谭辉说。
另外，针对井间剩余油难动用问题，该厂探索“CO2井间驱”技术，通过注入二氧化碳，大幅降低残余油饱和度，动用井间剩余油。目前，已注入6000余吨，预计注气时长6年，可提高采收率15%。
针对河道砂油藏河道窄、厚度薄、注水难的特点，该厂加大科技攻关力度，形成以“注、调、引、扩”为手段的精细注水开发技术。目前9条河道中，有8条进入注水开发阶段，并形成35个注采井组，水驱动用程度达76.9%，采收率提高了8%。
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