本报记者 夏 梅 通讯员 刘 辉

2月28日，江汉油田勘探开发研究院技术人员在清河油区面138区跟踪降黏剂驱实验井组生产情况。在注入降黏剂3个月后，井组中M138-6-X131井日产油量从1.5吨上升至4.9吨，增油效果明显。近年来，江汉油田在清河油区积极开展稠油化学驱差异化设计和精细化管理的先导实验，截至目前，实验累计增油超万吨，含水率下降6%，井组日产油量最高提高3.2倍，实现增产增效。

经过30多年的水驱开发，清河油区主力区综合含水率高达95%，处于特高含水开发后期。地下剩余油分布零散、油水关系复杂，常规注水驱油成效低，通过三次采油技术挖掘潜力。2021年以来，江汉油田以“提高采收率、降低开发成本”为目标，在清河油区探索化学驱技术，通过向地层注入被比作“增稠剂”“洗洁精”的化学剂，将藏于岩石缝隙中的剩余油“洗”出，推动老油田效益开发。

针对清河油区稠油类型多样、油藏条件复杂的特点，江汉油田推行“一区一策”技术路线。面1区、面4区属于普通稠油Ⅰ类油藏，面1区采用聚合物驱，通过注入聚合物，提升注入流体的黏度，实现高效驱油；面4区钙镁离子含量高，水驱提高采收率难度大，技术人员在现有聚合物认识的基础上，推广应用能够更大幅度提高采收率的非均相复合驱技术实验，增油效果明显。面138区是普通稠油Ⅱ类油藏，黏度更高，降黏是首先要解决的问题。他们改变传统高成本蒸汽热采方式，在注入水中加入降黏剂，降低原油黏度，增强原油流动性，成功“洗”出剩余油。

“以前觉得只要化学剂注入进去等结果就行，现在更加注重日常的精细调整。”该油田勘探开发研究院采收率所副所长高中臣介绍道。化学驱技术并非“一注了之”，该油田改变以往“粗放注入”的管理模式，通过精细管理提升驱油效率。“化学剂跟着水走，合注可能会出现一个层吸水太多，另一个层没有吸到水，无法把化学剂注到目的层，驱油效果有限。”高中臣说。针对合注导致化学剂分布不均的问题，技术人员加强聚合物药剂注入后的油井动态跟踪分析，对储层进行再认识，细化剩余油、注采流线分布规律研究，选取分注、错层生产等措施优化注采结构。其中，面1-7-71井初期增油效果不明显，技术人员通过将注水井从合注改为分注，精准注入化学剂，该井日产油从1吨增至3吨，含水率下降6%。

化学驱增油周期长，技术相对复杂，为此勘探开发研究院组建包含采收率机理、地质、油藏研究和现场跟踪等多个专业的化学驱攻关团队，以建立江汉油田化学驱技术体系为目标，加大建模数模一体化技术的应用力度，针对不同类型油藏，差异化设计，并有针对性地开展化学驱实验，实现精准驱油，有效提高原油采收率。