今年以来，中石化江汉油田清河采油厂借助科研一体化平台，充分发挥大兵团作战优势，“工艺+开发”双向驱动，在多领域挖潜力，技术攻关取得了显著成效，全厂原油产量稳中向好。
该厂针对老水道形成后水驱油效率逐渐变差的现状，充分利用八面河层系多的特点，开展上下层系水井互换调流场，今年以来，实施流场调整工作量12井次，年增油817吨，对应井组自然递减下降了3.2个百分点。 针对层间层内非均质导致出力不均局部高水淹的特点，强化沉积特征研究，瞄准剩余油封堵高含水层带，先后开展挤堵、打塞或盲管堵水等堵水施工27井次，截止目前，老井自然递减率控制为8.8%。
通过梳理废弃井、长停井、高含水无效生产井，在井筒具备侧钻条件下，摸排沉积相变带、构造高部位、断层遮挡区以及水驱稠油失控区历史水线间剩余油挖潜潜力、修复风险大费用高的难扶井更新潜力以及完善注采井网的潜力，结合效益评价，建立侧钻井潜力库。2023年部署侧钻井16口，实施16口，恢复产能0.71万吨，恢复可采储量6.35万吨。
该厂创新工艺技术，采取大排量、高前置、高砂比+纤维封口的压裂工艺，增大压裂缝腔体积，提升压裂效果。目前，在面14区6砂组实施压裂工艺7井次，平均单井日增油2.1吨，效果较好。在南区注水区采取低排量+低强度的注汽模式开展热力引效工作，通过在面120区沙三中采取氮气+泡沫压水锥+低注汽量开展热采，先后实施6井次，阶段增油2559余吨。
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