6月20日，江汉油田原油提高采收率团队再传捷报，八面河油田南区面1区聚合物驱重大先导试验效果显著。油田管理部门、科研单位、生产单位同向发力，通过提高注聚质量、实施水井分注和优化油井参数三项措施，使得井组日产油量创新高，由试验前的6吨升至目前的22吨。

  这是江汉油田通过技术优化成功提高老区原油采收率的一个缩影。

  经过多年勘探开发，江汉油田老油区目前处于特高含水开发阶段，开发调整难度大，稳产形势严峻，根本出路在于千方百计提高原油采收率。针对这个问题，江汉油田组建原油提高采收率团队，聚焦“3+2”（三次采油和二次采油）开发模式，通过复合调整开发方式、驱替介质、地质工艺等，实现协同驱油，全面提升老区效益开发水平。

  在八面河油田实施化学复合驱

  八面河油田南区具有高钙镁、高含水、非均质性强的特点，储量规模大，呈现高含水低采出程度的开发特征，增产潜力大。

  原油提高采收率团队以重大科研项目为抓手，应用液固非均相复合驱技术，优选抗钙镁聚合物与黏弹性颗粒，研发出超短疏水碳链延展型表面活性剂，实现扫油、洗油、调剖协同；构建适合高钙镁油藏的非均相复合驱油体系，确定了注采参数；针对性攻关特高含水期剩余油分布零散的问题，最大限度提高了采收率。

  有了南区面1区的现场实践经验，团队高质量推进八面河油田南区面4区非均相复合驱矿场试验。经过一年多的研究、多轮次的方案审查，目前他们已完成试验区油藏方案论证，预计可提高采收率15.6%。

  与此同时，团队针对八面河油田东区和西区的特稠油油藏，采用“流度调控、降黏补能，提高产能及采收率”的思路，开展化学降黏剂驱，优选面138区沙四段进行降黏复合驱先导试验。他们成功研制具有活性的自扩散式高分子降黏剂，在50摄氏度下，浓度3.5%降黏剂的动态降黏率可达97%。

  在坪北油区实施周期注水

  “周期注水是坪北油区稳油控水的法宝。我们在SP199区持续推进周期注水工作，取得了良好成效。”谈起周期注水，江汉油田开发管理部油藏控制室主任朱守力喜上眉梢。

  针对SP199区综合含水率上升快、控水稳油难度大的问题，原油提高采收率团队通过调研相邻长庆油田控水稳油降递减的经验及亮点，提出周期注水的技术思路。他们通过间歇性改变注水速度和强度，在油层中形成不稳定的脉冲式压力场，从而促进不同渗透率层间或孔喉裂缝间的流体相互置换，达到稳油控水提高采收率的目的。

  他们结合压力场、流线场、饱和度场，明确了SP199区的周期强化注水、周期温和注水、周期弱化注水区域，对不同区块制定注15天停15天、注15天停30天等差异化周期注水方案。2020年以来，他们在SP199区42个井组共实施4轮周期注水，年均增油360吨，注水有效性不断提高。

  在江汉油区实施压驱注水

  截至目前，江汉油区广4-14井组自2021年11月采用压驱技术后，累计增油870吨，有效期超两年。

  “压驱注水也叫压驱注水能量补充技术。该技术运用超高压注水迫使低渗储层大量吸水，在极短时间内升压增能，然后焖井使压力传导、平衡，驱动原油向采油井运移，最后油井开井生产，释放压力、提高液量，达到增加产量的目的。”朱守力介绍。

  原油提高采收率团队加快压驱注水的探索和研究，对油藏进行全面系统分析，把研究对象细化到每个小层、每口油井，通过密闭取芯、室内试验等手段，总结不同类型剩余油富集规律。经过反复论证，他们先后在江汉油区的广4-14井组和总3斜-5-5井组开展试验，均取得良好效果。

  尝到甜头后，他们加大研究和攻关力度，在该油区的明9-9-斜7井组首次采用油藏数值模拟与油藏工程相结合的方式优化压驱注水关键参数。该井组实际注水量首次达到4万立方米，井组内油井日产油量均有一定提升，实现效果与研究的双丰收。

  截至目前，团队已在江汉油区实施完工压驱井组4个，累计增油1428吨。