截至7月18日，百口泉采油厂百口泉油田已实施措施井121井次，相较2022年同比增加13口，目前明显见效井74口，日增油水平达到229.5吨，平均单井日增油3.1吨，累积增油1.45万吨。

深入研究  潜力产能促产量

百口泉油田经过40余年开发历程，目前已进“双高””（高含水、高采出程度）开发阶段。近5年，已实施措施井占总井数比例70%，受井数、井况等因素限制，老区措施开展进入瓶颈期。

面对重重困难，该厂召开措施井会审，地质科研人员以“不放过一口有增产潜力的措施井”为目标，以剩余油分布规律深入研究为基础，对全厂低产井、长停井进行“把脉问诊”，总结往年高效、长效措施思路。

通过动静结合、平剖面对比分析及生产动态分析等手段，科研人员综合论证了每口措施井的潜力及改造思路，加大三叠系油藏边部大井距区域压裂引效、主力层补层完善注采对应关系等小风险井实施力度；积极探索试验措施新思路、新方向，提出厚层砂砾岩多级缝内压裂动用表外储量、百31佳木河组非主力层连片补层挖潜，针对井筒或近井地带结垢污染影响生产的低产低能井，采用常规压裂、补返层、酸化等措施，按照“确保潜力、效益排队、严控风险”原则进行效益、风险排队，目前已完成三批措施会审，共计通过措施井212口，已经实施121口。

一井一策  优化设计促创新

在总结分析近年来多级转向压裂技术应用效果的基础上，该厂地质科研人员按照“一井一策”原则，综合考虑注采井距、对应注水井吸水状况、人工裂缝延伸方向及采油井砂层物性水淹情况等因素，逐井优化措施改造思路，细化压裂地质设计——

针对二轮压裂井，比对首轮多级转向压裂各项参数，优化压裂规模、设计缝长及泵注程序；针对低产提液井，加大压裂规模及液量，延长裂缝延伸，并对注水受效差井采用前置增能工艺；针对高含水治理井，加大暂堵剂量，早期暂堵转向，有效暂堵高含水风险层、动用中低含水潜力层。

相较于2022年压裂、补层措施井，2023年，百口泉油田平均单井转向次数增大至3—5次、压裂规模增大至4—5立方米/米。

跟踪调整  同类措施降风险

为确保上产过程中每口单井都能最大限度的发挥采油能力，该厂各采油作业区紧密响应上产工作要求，加强现场管理，紧密协调各方力量，确保工作无缝衔接。

该厂油田地质研究所实施措施例会会审制度，设立措施专岗，抓好选井选层、措施会审、措施设计、措施施工、效果跟踪和总结评价等6个环节的管理工作，加强地质工艺经济评价一体化，细化单井风险认识及效益测算工作，统一纳入措施“项目池”管理。

同时，严控三项设计审查，各项措施下达后，地质、工艺、现场施工三方人员同步进行施工过程监督，及时跟踪效果及资料录取情况，分析实施效果，及时调整同类措施井下步治理方案，保证措施成功率，大幅度降低了措施实施风险。