截至12月17日，西北油田注氮气增产原油90万吨，提前完成2021年年度目标，支撑了塔河油田老区开发的产量硬稳定。近5年来，注气增油占西北油田总产量的13%，累计提高油藏采收率2.5个百分点。

针对气驱失效快、气驱单向受效、窜进矛盾突出的关键问题，西北油田持续推进基础研究，厂院联合设立攻关项目，加大科技成果在一线生产转化的质量和效率，依托岩溶系统精细描述与水驱剩余油量化评价，推进气水协同、大规模气顶驱、泡沫驱、“注氮气+”等注气技术转化与应用，保障注气增油的产量提升。

在基础研究方面，西北油田加大油藏建模-数模一体化在开发中应用，勘探开发研究院新建14个单元数值模型，更新完善8个单元模型，目前已建立碳酸盐岩油藏地质模型30个，数值模型29个，重点单元数值模型覆盖率达到74.3%。

针对缝洞型油藏注水注气，提高采收率团队完善井间连通路径识别技术，确定2大类10小类缝洞连通模式，根据不同类型确定相应的注气方式，利用“气向下替、水横向驱”的叠加作用，解决缝洞型油藏单一注气效率提升问题，支撑注气技术的效益开发。

在厂院联合项目方面，新建完善6个综合治理单元数值模型，定量明确剩余油分布，提出井位潜力点2个，优化注水注气路径12个，措施论证方案180余组，有效治理采油厂低产低效单元。

今年，西北油田通过驻厂上产技术服务，推进厂院人员相互学习提升，共同解决生产难题。厂院联合团队优化调整S91单元注采井网，制定剩余油动用对策，截至目前，在S91单元构建的残丘规模气驱井网初步见效，实现治理增油4200吨。

依托各级科研成果的转化与应用，开发效果得以改善并保持稳定，注气效率持续提升，缝洞型注气换油率保持3年大于0.75吨/立方米，大于国内其他油藏0.3吨/立方米平均值，气驱控制动用储量程度达到40%。