截至12月2日，塔里木大北气田大北201井采取电潜泵强排水后，邻井大北209井产水量明显下降、油压从16兆帕上升至16.5兆帕，日产气量止跌回升稳定在5万立方米，意味着“三维”控水提采模式落地见效，为见水气田治水提采蹚出一条新路。
随着开发时间的延长，西气东输气源地裂缝性砂岩气藏含水量上升加速、低产低效井增多、气井结垢等“疑难杂症”日益突出，成为制约提高气田采收率和提升开发效益的难题。
大北气田是塔里木油田第一个投入开发的超深超高压裂缝性有水气藏，自2014年7月正式投产以来，气田水侵、井筒异常等难题愈发严重，造成气井产能大幅下降、稳产形势严峻。
摸清水来龙，号准气去脉。对见水井逐口开展生产特征分析对比，将其见水之后的动态特征细致归纳分类，并结合构造位置、打开程度、水体大小、裂缝发育特征和距边底水距离等地质因素，综合分析见水风险和水侵规律，创新形成治水提高采收率的三字诀：“排、拦、控”，即采取“低部位水侵通道强排水、腰部带水生产、高部位严格控产”的治水模式，变被动排水为主动治水，变保单井产量为保护气藏储量和产量，减缓边底水向构造高部位上蹿速度。
“三维”控水提采模式在大北201井、大北204井开展“临床”试验获得成功，开创了超高压有水气藏排水采气的先河。随后，又在大北102断块西部见水井大北101-3井实施酸化解堵试验，该井油压从11兆帕上升到29.9兆帕，日产水量从5.8立方米增加到154.2立方米。目前，大北201断块、大北102断块排水已见成效，高部位纯气区单井产量有所上升。
排水采气是解决气井井筒及井底附近地层积液过多或产水，并使气井恢复正常生产的措施，简称“助排”。现有的排水采气方法，都是考虑在气藏产水积液后进行各种措施，然而滞后的措施只能缓解，无法解除产水对气藏的伤害。
从先建产后治水到边建产边治水。根据大北12区块的地质特征，首次提出超前排水概念，提出“立足早期，在边部打排水井”的开发方案，并在开发初期即部署3口排水井，践行“边建产边治水”的开发理念。研究结果表明：如果不部署排水井，大北12气藏采收率为46.6%;如果部署3口排水井，采收率可达到51%。而采收率每提高1个百分点，就意味着增收约5.5亿立方米天然气。
遏制见水源头，和地层水侵入抢时间，有效减缓气藏高部位水侵，提高气藏储量动用程度。目前，科研人员初步敲定排水采气井17口，目前已实施7口，日排水约200立方米，水侵得到有效控制，目前无新增见水井。通过打出精准治水“组合拳”，大北区块最终可提高采收率7%。
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