2025年10月13日，江汉油田清河采油厂面138-6-斜105井成功应用HNDCS多元复合注汽工艺，使该井初期日产量达14.2吨。这是该厂今年在薄层稠油开发领域取得的又一成果。

面对油藏厚度薄、油质密度高、黏度大等开采难题，清河采油厂以解“稠”为核心开展技术攻关，截至2025年10月，该厂已完成热采井作业76口，累计增油3.13万吨。

面对千米深处如麦芽糖般黏稠的原油，江汉油田清河采油厂以技术利剑劈开效益开发之路。

01 复合热采工艺：为稠油开采注入多重能量

八面河油田稠油油藏具有埋藏深、油层薄、渗透差、易出砂的特点，传统开采方式难以见效。特别是随着热采轮次增加，地层能量不足的问题日益凸显，导致热采效果逐渐变差。

面对这一挑战，清河采油厂技术团队创新提出“多元复合吞吐工艺”，将单一蒸汽热采升级为“热力+”模式。

针对不同油藏类型和开发难点，通过氮气增能、泡沫调剖、复合降黏等复合工艺，向稠油油藏中注入高温蒸汽，辅助降黏剂等化学剂和气体，实现多重增能效果。

面138-34-斜9井的成功是这一技术的生动例证。该井前期已热采10轮次，在第11轮转周中配套氮气增能技术，前置注氮3万立方米补充近井地带能量，投产后日产油达20.2吨，较上轮日产油峰值增加9吨。

针对气窜问题，采油厂创新应用氮气泡沫调剖技术。该技术能有效封堵大孔道，防止形成指进，扩大蒸汽波及体积。在M138-35-X7井的应用中，技术人员通过挤高温起泡剂15立方米，注氮气50000立方米，使该井日增油达8.8吨。

02 绿色冷采技术：推动稠油开发方式转型

随着环保要求提高和开发成本压力增大，清河采油厂积极推动稠油开发从热采向冷采转变，探索绿色低碳开发路径。

对于不同类型油藏，采油厂制定差异化冷采策略。针对低压油藏地层能量下降快、热采效果差的问题，采用油溶性降黏剂配套二氧化碳降黏增能方案；对于热采风险大的水淹油藏，则应用水溶性降黏技术。

化学驱技术的创新应用为稠油冷采开辟了新路径。在面138区，技术人员通过注入降黏剂，仅用3个月时间就将M138-6-X131井的日产油量从1.5吨提升至4.9吨，增油效果明显。

清河采油厂推行“一区一策”技术路线，根据每个区块的特点量身定制开发方案。面1区采用聚合物驱，面4区应用非均相复合驱技术，而面138区则重点解决降黏问题。

这种精细化开发模式改变了以往“粗放注入”的管理模式。技术人员通过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，显著提高了驱油效率。

03 精准开发策略：吃干榨净薄层稠油资源

面对厚度仅0.5-2米的薄层稠油，清河采油厂将页岩气开发的非常规理念应用于常规油藏开发，通过“细分层充分改造”策略，让每一个小层油藏都“出力”。

技术人员按照“高粘促缝长、扩大缝控储量、强化储层保护、组合粒径+速固型固砂剂防砂”为核心的改造思路，用高粘度压裂液促进造缝延长，扩大出油面积。

在M14-46-X13井的应用中，该井压裂投产后日产液11.2方，日产油3.6吨，圆满完成压裂改造任务。

水平井技术的优化为薄层稠油开发提供了新思路。2025年4月，面120-3-平20井通过全流程优化，获得日产油15.2吨的高产。

技术团队创新采用地质工程一体化工作模式，优化井位部署、钻井轨迹等，使优质储层穿行率达到100%，创下该区块钻井新纪录。

针对高黏度稠油井，采油厂研发了空心杆电加热举升工艺。在面120-3-平20井、面138-6-斜25井等原油黏度均在1万毫帕秒以上的“硬骨头”井中，技术人员配备空心抽油杆加热装置，有效提高原油流动性。

目前，已有3口井应用该装置，日产量增加44.3吨，为同类稠油井的高效开发提供了技术借鉴。

截至2025年10月，江汉油田清河采油厂已成功完成76口热采井作业，累计增油3.13万吨。这些成果不仅为同类油藏的效益开发提供了可复制样板，更为老油田稳产上产筑牢了资源根基。

随着复合热采、绿色冷采和精准开发三项技术体系的不断完善，江汉油田正朝着更加高效、环保、可持续的稠油开发方向迈进。