□谢 江 梁允东

    近日，江汉油田在清河油区稠油区块应用自偿式强制加药技术，唤醒一批稠油长停井。该技术利用空心抽油杆将降黏剂直接加注到油管最下端，使油井在整个生产过程中不断有降黏剂强制混合，实现稠油井正常举升。

    清河油区稠油已动用地质储量近1亿吨，为进一步提高储量动用程度，江汉油田首先优化精细分层压裂工艺，实现难动用储量效益开发。

    清河油区滩Ⅱ块探明地质储量678.4万吨，属于高孔、中低渗、普通稠油，油藏埋深1400~1800米。该区块含油层系为沙河街组沙四段，纵向小层多且薄，如沙四2、3、4砂组有七八个小层，最薄的仅有0.5米，最厚的也才2米，纵向渗透率级差大，多层均匀改造难度大。

    技术人员借鉴涪陵页岩气田非常规开发理念，在稠油储层改造中变笼统压裂为精细压裂，机械分层配合化学分层、暂堵分段，优化压裂液体系配方。截至目前，精细压裂效益投产18口井。该油田计划用3年时间完成滩Ⅱ块产能建设。

    清河油区面14区沙四1砂组储量大，属于多薄层稠油Ⅰ类油藏，目前仍有379.5万吨储量难以动用。江汉油田按照“高黏促缝长、扩大缝控储量、强化储层保护、组合粒径+速固型固砂剂防砂”的改造思路，用高黏度压裂液促进造缝延长、扩大出油面积，用组合粒径支撑剂增强支撑剂导流能力。M14-46-X13井压裂投产后，日产油3.6吨。

    同时，该油田以低耗高效、绿色低碳的技术推动稠油开发从热采向冷采转变。

    针对低压油藏地层能量下降快、热采效果降低、层薄物性差等问题，他们在稠油油藏采用油溶性降黏剂配套二氧化碳降黏增能，共实施15口井，平均单井增油236吨；针对水淹油藏热采风险大等问题，采用水溶性降黏技术，利用活性高分子降黏机理，由内向外实现稠油降黏，累计实施18井次，平均单井增油253吨；针对增液不增油、注水方向性较强的问题，与石勘院合作，开展低效稠油注采井组降黏剂驱试验，选择活性高分子降黏剂作为驱油体系，增油效果良好。