广华油田广华43单元15.24%的自然递减率，在2019年还是江汉油田江汉采油厂地质研究所副所长李维的“心头病”，如今，这块“心头病”却成了李维的“心头好”。原因很简单。2020年，围绕着这个开发单元，李维带领着技术团队，精细剩余油刻画和流场调整，使该单元的自然递减率降到了-1.15%，老井日产油水平增加1吨，老区实现“逆生长”。
窥一斑而知全豹。事实上，广华43单元仅仅是江汉采油厂开发指标向好的缩影。一组数据显示：2020年，洪湖、严河2个区块提档升级，全油区24个单元老井产量趋势保持稳定，老区自然递减率控制在12.3%，创10年来最好水平。
“目前，江汉油区注采结构矛盾突出,老区产量递减快，这都是油田步入开发中后期绕不开的难题。”思路一变天地宽，李维介绍，“影响自然递减的因素很多，但要抓住主因，精细油藏描述，采取‘流场调整+套损井治理’相结合的手段，减缓自然递减，筑牢稳产基础。”
摸清油藏特性，有针对性地制定调整措施，是控递减的基础。针对江汉油区层内层间矛盾日益突出、水流方向复杂多变等实际，厂地质技术人员开拓思维，认真研究了北断块、王场北区、王场中区等区块的油藏动态情况，开展潜力分析，在摸清剩余油分布基础上，明确以“转流线、调剖面、变流场”为主的流场调整模式，建立流场定量表征数学模型，增强油藏“可视度”，为调整指明方向。
水通则油丰。厂地质技术人员精细流场调整，抑制主流线方向强度，增加弱流线方向强度，靶向补充地层能量，不断增强油流“可控性”，水动力激活“油细胞”，驱出剩余油。
周矶油田的周21井区，潜411砂体因物性较好，受边水和注入水共同影响，水淹严重，油井周21斜-6含水居高不下。在对应注水井周21斜-5井尝试多轮次调水未果后，技术人员及时转变思路，提议采用“迂回战术”，将注水井点从砂体内部转移至边外强化注水。5月，对砂体边外的周21斜-11井实施补孔合注，同时将内部注水井周21斜-5井卡封单注，实施后，周21斜-6井日产油从2.3 吨上升至3.3 吨，截止目前已累计增油213吨。
针对王场中区潜43区块等井网损坏的实际，实施恢复水驱控制储量治理，修复注水井网，补充地层能量；针对潭口油田等注采欠完善区块，新增有效注水井点，利用分层注水工艺，一井多控，逐层逐断块恢复流线；围绕老新油田等水敏性油藏，针对井筒和水质存在的问题，开展井筒与水质一体化治理工作，立足水驱调整，完善注水井网与注水水质提升工程建设相结合，确保水敏性开发区域也能注好水、注够水。2020年，全厂共实施投转注及注水井措施113井次，同比增加15井次；通过对52口注水井强化注水，增加注水井累计注水量，扩大注水井易流区，建立有效流场，促使26个井组水驱见效，累计增油5479吨，全厂含水上升率降至-1.81。
“由于油水井套管腐蚀老化，套损井数量逐年增加，致使开发井网遭到破坏，地层能量无法得到有效补充，套损井已成为阻碍老区自然递减的‘顽疾’。”江汉采油厂采油工艺研究所所长秦雪辉如是说。
自2017年以来，江汉采油厂按照“地质上有潜力、工艺上有手段、经济上有效益、生产上可运行”原则，结合生产开发实际，优选一批效益好、环保风险大、工艺简单的套损井采取水泥封堵、化学复合堵漏、下小套管等治理技术，开展套损井专项治理。8月，钟66井套管破漏后，日产量从4.7吨降到0吨。下小套管固井堵漏后，该井产量恢复正常，累计增油346吨。同时，技术人员还围绕易套损井区重点井优化生产参数，采用“长冲程，低冲次”减少油管蠕动磨损套管；合理调整泵径，确定油井合理生产压差，避免压差过大挤毁套管，有效提高了油水井管理水平。2017-2020年，全厂共完成83口套损井治理，恢复水驱控制储量63.96万吨，增油3.82万吨。
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