中国石化报

江汉采油厂浩32站员工集体诊断站内设备安全状况。宋国梁 摄

    □本报记者 石建芬

    截至目前，广4-14井组采用压驱技术后，累计增油超870吨，有效期超过2年。当前，压驱注水技术在江汉油田的运用已常态化、日常化，成为老区原油增产的又一利器。

    压驱技术也叫压驱注水补能技术，即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，驱动原油向油井运移，最后油井开井生产，释放压力，达到增产目的。相较常规注水，该技术突破了不能超地层破裂压力注水的传统认识，解决了常规注水存在的配套难、注不够、注不进等困难。

    经过60年开发，江汉油田综合含水率达90.85%，平均单井日产量不足1吨，处于高含水低产状态，采出程度为21.12%，如何提高采收率是效益开发的一大难题。江汉油田不断调查研究、反复论证，探索压驱注水能量补充技术，并在广4-14井组和总3斜-5-5井组开展试验，均收到良好效果。

    “提高采收率的方法有多种，但核心是加强剩余油认识，明确油水分布，把好脉才能对症下药。”江汉油田开发管理部油藏室主任朱守力说，“江汉油田中高渗油藏自上世纪90年代初就进入综合含水90%以上的特高含水开发期，要想吃干榨净，必须在细节上下功夫。”

    科研人员对油藏全面系统分析，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，总结了不同类型剩余油富集规律，形成了具有特色的特高含水期剩余油分布新认识和新模式，并因藏施策、差异化治理，让高含水油藏焕发新的活力。

    在广华油田，科研人员持续开展非主力层潜力评价与挖潜技术研究，发现广华油田上段潜323层系剩余油潜力大，通过分砂体能量评价，在高部位部署新井广3-斜19井，日产油8.5吨，含水率仅5.3%。

    针对八面河稠油油藏，科研人员借鉴相似油藏开发的成功经验，实施面1区聚合物驱现场试验，目前正在探索降黏复合驱和非均相复合驱，为老油田延长经济寿命寻找多条途径。

    在此基础上，2024年，江汉油田大力推行地质工程一体化，优化组织运行，积极构建上下联动、左右协同、齐抓共管的工作机制，一体化推进工程技术迭代升级，破解复杂地质工程施工难题，降低施工成本。

    近年来，江汉油田通过科研创新，引进新工艺、新技术，降含水、提产能，综合应用井网均衡注采调整技术，连续3年综合含水率不升反降，年自然递减率控制在10.5%以内。