2014年以来，西北油田采油一厂先后在5口油井运用“注水保压提高流动性”技术，区块日产能提高50吨，掺稀采出比例从前期的12.3:1降至4.2:1，全年实现增产9766吨，增加储量动用1056万吨。
   据了解，该厂于奇区块稠油在常温下就像煤炭的渣子，要从几千米的地下将这样的采出来其难度可想而知，在生产过程中，其掺采比例一度达到14:1，地层产液量低，而且使用稀油掺稀生产加之车辆倒运稀油是该区生产成本居高不下。由于油稠经常上返频繁造成油管堵塞，导致油井不能正常生产，超稠油开发一度陷入“瓶颈”。
   如何解决这个棘手问题，针对区块开采矛盾技术人员先后进行了化学降粘、电加热、蒸汽吞吐等方式进行开采，但由于该区独特油品性质均未取得较好效果。
   2014年，在前期探索的基础上，技术人员发现该类油井初期产量高，掺稀比也相对较低，自喷生产后期地层能量下降掺采比随之上升，能量强弱对地层原油流动性影响较大，研究结果表明超稠油油藏，地层能量越充足，则流体流动性增强。
   YQ5井位于阿克库勒凸起北部的一口探井， 2008年4月30日起自喷掺稀生产，凝固点大于50℃，含蜡量达到3.62%，属于稠油井的“典型”。随着地层能量下降，该井油压下降至1兆帕，日产油8.5吨，只能通过高掺稀比来维持生产。
   针对此类油藏，技术人员通过补充地层能量促进地层原油流动，改善地层供液能力，提高储量动用。
   2014年，该厂首先对YQ5井进行注水保压提高流动性试验，注水13550方，焖井期间压力上升至14兆帕，开井评价日产油由前期的7吨上升至27吨，掺稀比由注水保压前16.7:1降至4.5:1，全年累计增油达到5172吨。
   尝到甜头后，技术人员又对该区YQ5-4等4口井实施注水保压工作，注水26000方，注水后区块掺采比由12.3:1下降至4.2:1.日产能力提高50吨，年增油近万吨。
   目前该区还有3口油井即将实施注水保压技术，于奇区块储量动用将由注水前的421万吨上升到1689万吨。