面对塔河油田海相碳酸盐岩缝洞型油藏开发这一世界级难题，西北油田分公司通过优化油藏管理，积极开发引进新理论、新技术，着力加快勘探开发一体化的进程，塔河油田的自然递减从2004年的26.4%降低到2007年的22.4%，油田的开发生产呈现出可持续发展的良好态势。
抓老区稳产促油气产量增长
在油田开发中抓新井快上产和老井稳产是个永恒的主题。该公司越来越清醒地认识到，在塔河油田的油气开发中，只有首先抓好老区稳产这一基础，原油、天然气产量的快速增长才能成为现实。
针对塔河油田奥陶系油藏递减快、采收率低、高含水井越来越多的状况，该公司加大注水压锥、控水压锥力度，有效控制了含水上升，递减明显减缓，形成独具塔河油田特色的缝洞型油藏注水开发技术。
同时，他们加大注水开发提高采收率的研究力度，成立注水项目组，开展注水单元选择、注水方案设计等一系列工作，缩小注采比，通过摸索研究建立初步的技术标准，平均增加1吨油的耗水量由2006年初的17立方米降到2007年的3.4立方米，经济效益明显。
2005年～2007年，公司共对塔河油田144口井实施注水替油及单元注水，低能长停井单井初期日产能力提高13～164吨，累计增油69.36万吨。其中，2007年增油28.87万吨，采收率比2006年提高0.9个百分点。
在碎屑岩、碳酸盐岩油藏的提液方面，该公司采油一厂、采油二厂打破禁区，大胆实践提液增油的新思路，开展不同区块、不同类型油井的现场试验工作，进一步挖掘老井的生产潜力。
2007年，该公司在碎屑岩油藏AT1井、YT1井等区块进行提液试验，在没有新井投产的情况下年产油比2006年增加7.95万吨；在碳酸盐岩油井上提液36口，日增液450吨，日增油450吨，含水不上升。
去年，该公司共实施各类提液措施243口510井次，增油16.83万吨。在提液的实践中，打破“见水缩嘴，见水关井”的禁区，逐步开创排液采油开发的新路子。
勘探开发一体化推动新区快上产
塔河油田的油气生产主力储层为碳酸盐岩，该油藏经历多期的构造和油气运移，储集条件、构造地层条件复杂，是世界石油行业公认的“硬骨头”。
西北油田分公司针对塔河资源落实程度差、建设周期长的特点，创造性地提出“滚动勘探，早期评价，勘探开发一体化”的开发思路，边认识、边评价，大力开展油藏早期评价。
该公司在井位部署上优选出探明储量区外有利的缝洞带，将原来寻找单个井点或局部构造转变为依靠不同类型反射特征和已钻投产井情况，评价一个缝洞带和一个区块，同时研究区块的油水关系，由此带来井位部署和井位设计上的主动，打井的成功率不断提高，高产井增多。
2006年11月到2007年3月，该公司先后有一批早期评价井TK94-1井、TK1022井、S94CH井、S94-1井及勘探井AD4井，分别在塔河12区的东部和西部获高产油气流，其中S94CH井日产油320吨，AD4井单井日产油最高达1038吨。
塔河12区取得超重质油藏评价和超深层稠油开采的突破，开拓出新的增储上产主阵地，到2007年底，该区块已完钻井41口，其中建产28口，年产量近50万吨。去年全年投产新井143口，新建产能160万吨，完成计划的101%。新井建产率91%，比2006年的89%提高2%；平均单井产能达到41.7吨，比2006年单井日产能力高11.7吨，比方案设计高1.3吨。
理论与技术创新为油气田开发加速
针对塔河油田超深层、多层系、多压力系统特点，近几年来，该公司在加快发展过程中大打科技进攻仗，把创新理论、创性技术和引进应用新工艺、新技术相结合，注水替油技术、稠油掺稀等技术获得突破。碎屑岩、碳酸盐岩有效提掖、单元注水等一系列自有技术系列也取得显著效果。同时，开发系统的专业技术人员整体水平的提高，为千万吨级塔河油田建设提供了坚实的人力保障和技术支撑。
在技术创新与技术引进方面，积极推广钻井防斜快打技术、PDC加螺杆钻具钻井工艺应用效果突出。深入开展复合酸压工艺研究，形成多元化储层改造技术手段。
在开发理论和方法技术的创新方面，西北油田分公司积极探索缝洞型碳酸盐岩开发模式和基础研究方法，初步形成了“以缝洞单元为基本开发管理单元，以差异化开发为基本思路，以单井注水替油、多井单元注水开发为主要能量补充方式，实行滚动开发、逐步深化、配套完善”的碳酸盐岩缝洞型油藏开发理论与开发模式。
同时，还形成了缝洞单元分类与描述方法、缝洞型油藏储集体刻画与储量计算方法、缝洞型油藏数值模拟技术、缝洞型油藏开发方式等4项碳酸盐岩缝洞型油藏开发基础研究方法。
目前，这些理论与技术方法在国内外都处于领先地位，也正是这些符合塔河碳酸盐岩地质特征的理论与技术方法的广泛应用与推广，进一步促进了塔河油田油气开发的快速发展。
今年，西北油田分公司将完成609万吨的原油产量任务，较2007年净增产72万吨。西北开发人将秉承“三敢三创”的塔河精神，不辱使命，谱写出油田开发新的篇章。
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