6月4日，江汉油田清河采油厂面23-16斜11井在实施水溶性化学降黏措施后，恢复正常生产。该技术具有水相增黏、油相降黏、加强洗油、储层保护等功能，可帮助稠油井正常举升释放稠油产能。

　　江汉油田普通稠油油藏广泛分布于八面河油区，江汉油区钟市、王场、黄场区块，储量有2586万吨，具有较大的开发潜力，但由于流动性差、前期开采方式成本高、对环境不友好、有效期短，一直处于难动用状态。对此，江汉油田持续攻关研究，逐步形成化学降黏和微生物驱等三次采油技术，让难动用的稠油动起来，持续提升老油田采收率。

　　八面河油田以稠油为主，具有埋藏深、油层薄、渗透差、易出砂的特点。“以往以热采开发方式为主，但是随着热采轮次的增加，热采井问题增多，成本逐年升高，稠油热采的经济效益逐年变差。”江汉油田研究院清河工程所科研人员付明明说。针对热采带来的问题，他们全力开展稠油冷采技术攻关，形成了水溶、油溶两项配套稠油降黏工艺。

　　他们在能量充足、热采后水淹风险高的稠油油藏开展水溶性化学降黏，通过注入活性高分子降黏剂，解决该区增液不增油等问题。在原油黏度高、热采效果差的油藏，他们采取“油溶性降黏剂+二氧化碳协同”的方法，利用二氧化碳的膨胀扩散性能，携带更多的降黏剂进入油层深部，二氧化碳和油溶性降黏剂可产生协同降黏效应，并萃取轻质成分实现增产。目前，稠油冷采降黏技术累计在43口井实施，平均单井增油309吨，每口井可节约作业费用10万元左右。

　　江汉油区稠油渗透率低、能量低、液量低，原油黏度高、胶质高，产量较低。对此，科研人员自主探索一套“大排量+段塞式”的微生物深部吞吐工艺，在钟市、王场区块开展单井工艺试验，单井增油2~3倍。

　　“向油层注入微生物或营养液，利用油藏条件下微生物的生物代谢活动，降解、乳化稠油，改善流动性，最终提高原油产量和采收率。”江汉油田工程技术研究院科研人员姚快说。

　　王1斜2-16井因为区块能量弱及无注水井补充，前期压裂后日产油仅0.4吨，应用微生物驱油技术后，日产油2.1吨，目前已持续有效300天。同时，该井应用微生物吞吐技术，费用仅为压裂工艺的1/6。