2017年，吐哈开发在逆境中艰难爬坡，滚石上山，一波三折。非常规储量占比增大，超深稠油、致密油、火山岩横挡在前，鄯善、丘陵、温米老油田稀油递减控制难拖腿在后，油气开发的艰难可想而知。
面对非常规油气开发时代的来临，吐哈石油人深刻认识到保住“2字头”对于可持续发展的重要性。使命意识、责任担当，促使吐哈开发者在这一年苦苦探索，组织实施产能建设、转变开发方式和措施增产三大攻坚战，原油日产量从4月份的最低点4847吨攻上5544吨，上升了700吨，完成原油产量190万吨，天然气6亿立方米，圆满完成产量调整指标。
一
无论多么艰难，盘点2017年，吐哈油田开发工作亮点频闪。
三塘湖致密油、火山岩井网加密取得突破，投产44口，单井日产23.7吨，火山岩投产10口，单井日产16.6吨。非常规油藏初步形成“水平井体积压裂、井网加密、注水吞吐、增能压裂”的配套技术，快速拉动了原油产量的增长。
利用“水平井+体积压裂”技术，盘活了搁置10年的牛圈湖低压砂岩储量。投产28口，平均单井日产油11.8吨。
吐鲁番油田在神8-15、连2块、神208等区块取得突破，新增地质储量207万吨，钻井18口，新建产能2.5万吨。
吐哈超深稠油油田创新应用注水增能体积压裂技术，投产新井21口，平均单井日产14吨，产量达到常规压裂的1.4倍。
同时，在提高采收率过程中，稠油、致密油天然气吞吐、注水增能压裂以及注水+压裂的实施，转变开发方式全年完成10万吨产量。稀油提高采收率试验也开展得如火如荼，注气提高采收率试验、精细注水、井网完善、调剖技术手段轮番上场，从而使吐哈探索出一整套提高采收率的有效新手段。
二
成绩固然可喜，但面对超深稠油、致密油、火山岩油藏、稀油递减、天然气稳产难题，吐哈油气开发形势依然不容乐观。
“十五”和“十一五”期间，吐哈油田产量连续下降，每年降4.2%，2011年降到了155万吨。三塘湖致密油、火山岩和鲁克沁稠油的技术突破，带动非常规储量的规模动用，吐哈油气从2013年逐步回升，2015年达到210万吨，但是2016年以来资源接替不足，产能建设规模大幅度缩减，产量开始下滑。
严峻的挑战摆在开发眼前，不得不让吐哈人反思：油田开发形势到底是个什么样子？
撇开原油起步产量低，原油产能建设区块分散、不落实，天然气稳产没有基础这些客观因素，吐哈油田开发者开始反思主观存在的问题：提高采收率技术不成熟、措施增产技术单一、对开发规律的认识和掌控能力不强等原因，才是真正制约吐哈开发的关键所在。
进入非常规油气开发时代，一个“难”字成为常态，吐哈尤为如此。火山岩、致密油产量占比大，稳定性差；稀油开发后期，认识水平和掌控能力欠缺，采油速度、采出程度、含水上升率等技术指标和东部油田相比差距较大；稠油开发走过十多年，虽然成效显著，但国内其他油田稠油开发的路子，吐哈不可借鉴。所有这些，都需要吐哈创造性地解决和克服。
三
让难采储量不再难，靠什么？2017年，吐哈油田开发者走过的艰难之路，给出了一个漂亮的答案。
探索提高采收率技术、增产增注技术是难采储量有效开采的关键。在提高采收率工程中，吐哈注气技术逐步配套，完成注气吞吐219井次；氮气泡沫驱扩大至46个井组，建成了玉东204块减氧空气泡沫驱工业化试验区等三个试验区，提高采收率工程全年增油10万吨。
配套形成水平井缝控体积压裂技术、投球暂堵重复压裂技术和注水增能体积压裂技术等非常规油藏增产技术，致密油新井日产27吨以上、重复压裂日增产10吨，稠油注水增能压裂平均单井日增产5.9吨。创新实践，更使吐哈产能建设步入快车道。三塘湖致密油创造性地实践井网加密，水平井井距从400米到200米，又缩短到100米，单井平均日产油达到设计的1.8倍；注水加压裂技术，先注水提高地层压力再实施压裂，让二次压裂达到第一次压裂增产水平的80%，有效提高了难采储量单井产量，形成了新的技术思路。
注好水，注够水，是难采储量有效动用的基础。这一年，吐哈通过持续推进精细注水，注水技术指标开始向好。通过科学实施精细注水，吐哈分层配注合格率保持在85%以上，井段欠注率由8%下降至6%，水驱自然递减率控制到11%以内，较2016年下降0.4个百分点。
与此同时，吐哈注水工艺技术迅速提高，桥式同心分注技术规模化应用，解决了大斜度井的分注难题，远程测调智能分注技术获得成功，具备了推广应用条件。
逆水行舟不进则退，2018年元旦刚过，吐哈油田召开的第一个会议就是油田开发工作会议。连续三天，吐哈开发工作者汇聚一堂，分析得失，总结经验，收拾行囊再出发，旨在新的一年取得更加辉煌的成就。
