截至10月8日，大港油田系统友好型天然气吞吐技术累计增油1.9万吨，日增油达108.2吨，突破百吨，标志着该技术规模推广正式进入快速放量阶段。

大港油田稠油油藏长期受高含水困扰。油井投产后含水率飙升，水驱中原油黏度持续升高，不少井陷入“出水多、出油少”的低效状态。此前尝试的二氧化碳吞吐技术虽有一定效果，却因井筒和地面系统腐蚀难以规模应用。攻关团队转而选择与原油相溶性好、对管柱和地面流程更友好的天然气，围绕油藏特征、井完整性、气源保障逐井论证，累计筛选60口潜力井实施，注入天然气1895万立方米。

通过室内实验与现场实践，攻关团队摸清天然气在“注气—闷井—回采”全过程的溶解降黏、改善流度比机理，建立注气压力预测模型，形成注气量、闷井时间、生产制度等参数优化设计方法。现场采用“间歇式”注气与“温和开采”相结合模式，延缓气窜；采用注采一体化井筒工艺缩减作业成本与时间；高压地面注气依托油田现有管网气源，实现安全高效注入。天然气不腐蚀管柱、不伤害储层、不破坏地面流程，为规模推广扫清障碍。

技术效力直接反映在油井上。唐家河油田港508-31井实施后，综合含水率从92%降至25%，日增油峰值达41吨，连续稳产超230天。该技术还首次用于高渗稀油油藏，停产的港4-63H井注入后复产，连通的港2-62-2井综合含水率从97%降至77.5%，日产油由0.84吨升至5.07吨。