8月10日消息，西北油田自主研发超深油藏井口试井技术，成功破解传统技术施工工序烦琐、作业风险高等难题。与传统技术相比，该技术作业效率提高80%，成功率提高5个百分点，单井作业费用降低90%。该技术已覆盖新井完井测吸水、老井酸压后效果评估等多个生产环节

盛夏时节，塔克拉玛干沙漠酷热难耐。在顺北5-28X井井场，作业人员依托全新的超深油藏井口试井技术采集的数据，精准掌握井周储层物性分布情况。数据显示，该油井实施酸化改造后，开井30天生产原油2022吨、天然气90万立方米，产能表现亮眼。

“与传统技术相比，西北油田自主研发的超深油藏井口试井技术，作业效率提高80%，成功率提高5个百分点，单井作业费用降低90%。”西北油田石油工程技术研究院储改与评价研究所监测评价室主任邹宁介绍。

传统技术制约效益开发

试井是掌握油藏动态变化、优化油井开采方式的重要技术手段，就像医院的心脏动态检测仪，通过持续采集油藏储层压力变化等关键数据，精准研判油藏工况与开发潜力。

以前，西北油田在超深油藏试井作业中长期采用井下仪器作业方式。作业人员在严格保障井控安全前提下，借助钢丝、电缆等将仪器下放至数千米深的目标储层，待仪器定点静置后采集地层温度、压力等数据。作业完成后收回仪器、导出数据、恢复井口设备原貌，工序烦琐耗时。

西北工区井况复杂，时常让传统技术“水土不服”。塔河油田超九成油井为稠油井，原油黏度高、流动性差，井筒管壁极易附着黏稠混合物，仪器下放需反复试探，卡阻故障频发。此外，稠油井普遍采用掺稀生产工艺，井筒内流体状态不稳定，持续干扰信号采集，造成数据失真。深井、稠油井对仪器下放操作精度要求高，导致传统技术作业周期长、综合成本居高不下。在顺北油气田，传统技术也存在明显短板。8000米级深井井身结构复杂，操作难度倍增，井下高温、高压、高含硫化氢的恶劣环境，也让仪器落井风险增大，影响施工进度，同时，应用传统技术需要关井5至7天。

因此，研发一套操作简便、作业周期短、效率高的新技术，成为破解超深油藏试井作业效益难题的必然选择。

自主攻坚攻克核心技术难题

2024年9月，西北油田石油工程技术研究院储改与评价研究所组建攻坚团队，集中力量展开攻关。团队经过反复讨论分析，决定将仪器从井下上移到井口位置，从源头上规避一系列问题。

但新的难题随之出现。新模式下，压力数据易受水击效应干扰，出现数据偏差、失真等问题，无法精准反映储层真实状态。

对此，攻坚团队创新引入“数字滤波”技术，对停泵压力数据进行多轮次校准、修正优化，精细调试模型参数，确保井口采集数据与井下采集数据形成的指标曲线形态，高度保持一致。同时，系统梳理影响数据解释误差的各类因素，建立管控机制，联动攻克井口监测数据失真难题。

当年11月，新技术的首次现场试验在顺北6-7X井展开，技术人员依托井口采集数据构建的指标曲线，精准研判井况，对酸压改造、开井方案提出优化建议。方案实施后，油井增产效果远超预期，较计划提前4天投产，首战告捷。

规模化应用推动降本增效

2025年起，西北油田加快新技术推广节奏，在规模应用中持续优化细节、完善技术体系，推动适用场景不断拓展、作业成本持续降低。

经过一年多的迭代优化与现场实践，新技术适用场景覆盖新井完井作业测吸水、新老井酸压后效果评估、老井采油调堵等多个生产环节，为优化油井开采方案，提升开发质效提供了强力技术支撑。例如，在适配老井采油调堵作业中，新技术解决了复杂井况油藏动态无法精准监测、治理效果难以量化评价等难题，不仅可以精准评价水窜通道封堵治理成效，而且能大幅缩短作业前后效果评价周期，降本提效优势显著。

为了新技术能标准化、规模化推广，西北油田完善了配套保障体系。一方面，编制技术应用规范与作业制度，统一操作流程、严控施工标准，全面保障数据采集的精准性；另一方面，梳理形成标准化决策图版，将新技术深度嵌入“信号处理—压力折算—储层评估—决策优化”全技术链条，高效赋能油气生产提质增效。前7个月，新技术在工区应用280余井次，其中，在新井测试作业场景中，节约直接作业成本5950余万元，同时为新井提前释放产能赢得时间。