注入气在油藏高部形成人工气顶，在为地层增压补充能量的同时，与原油多次接触混相形成一道“油墙”，通过中下部位部署的采油井进行驱替采油。

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截至目前，塔里木东河油田已累计注气超10亿立方米，注气阶段产油超百万吨，产量保持稳定，标志着东河1石炭系油藏注天然气重力辅助混相驱重大开发研究攻关取得显著成效，为碎屑岩老区开发探索出新路径。

东河油田已开发31年，目前生产指标良好，日均产油量保持在300吨。一个步入水驱开发中后期，曾经各项指标尽显“老态”的油田，如何跑赢了时间？

解困——理念转变探索新路径

塔里木石油会战之初，东河1井获得高产油流，揭开了东河油田规模开发的序幕，随后东河油田建成投产。然而，东河油田地质情况非常复杂，油藏埋深近6000米，属于典型的高压、高温和高矿化度“三高”碎屑岩油藏，加之油藏顶部储层物性差、能量保持程度低等，稳产上产困难重重。2010年，东河1石炭系油藏出现高含水、出砂严重等状况，经历了高速开采后，油藏逐渐进入老年期，开发举步维艰。

面对严峻的生产形势，塔里木油田科研人员认识到，“不能光让马儿跑、不给马儿吃草”。油藏的能量是产量的基础，要实现已探明未开发储量有效动用，离不开对油藏能量的补充，也离不开更加精细的注采调整。

塔里木油田勘探开发研究院开发所提高采收率室主任闫更平说：“要让东河油田走稳走远，关键在于迈好两条腿，一条重在摸透地质规律，做好精细开发工作；一条旨在理论技术创新，做好油藏的‘注’和‘采’，在困局中挑战难动用储量开发极限。”

如何让难动用储量“动”起来？针对油藏地质特点和油气性质，研究人员发现，东河油田虽然整体上是块状底水油藏，但具有层状开发特征，层间和层内数十条大大小小的隔夹层，控制了油藏内部油、气、水的运移规律，常规提采提产措施方法基本不再适用，亟待探索新的采油技术工艺。于是，塔里木油田因地制宜转换开发方式，分区域开展了水驱、化学驱等一系列技术探索与适应性研究，全力控制油藏综合递减率、提高采收率。

治理——注气开发技术初露锋芒

注水是最经济、最有效、最基础的二次采油技术。然而，东河油田历经多轮次注水开发后，好的层位已接近“水洗”极限。化学驱等三次采油技术在这里亦“水土不服”，极端的地下环境远超成熟“驱替药方”的技术适用范围，重新研发适用药剂，成本高昂且周期漫长。

开发陷入困局，储层改造、高压注水等常规技术手段显得捉襟见肘。研究人员发现，虽然油藏条件对水驱、化学驱很不友好，却为注气驱替创造了得天独厚的条件。但是，国内没有埋深超过5000米的深层油气藏提高采收率技术储备，转注天然气提高原油采收率技术更是没有经验可循。

塔里木油田打破传统固有理论的禁锢，一路摸着石头过河，对油藏实施精细“解剖”和调整，2013年开始，开展天然气驱提高采收率关键技术攻关。2022年以来，首创“混相驱替+纳米动用+重力分异”三重复合气驱大幅度提高采收率技术。“喝不进水”的东河油田，对天然气“情有独钟”。注气驱油效果立竿见影，注气井网产量增加。其中，东河1-7-12井注气后日产油量增加两倍，平均日产油达47吨，目前依然保持稳产。

创新——补足“气血”增产量

注气试验见到效果，为科研人员打了一针强心剂。注气开发被应用到更多井组，呈现“两升两降”：油藏压力、产量止跌回升，综合递减率由正转负、综合含水率大幅下降。

塔里木油田进一步加大注气规模，于近年投产5台高压注气压缩机，将日注气量提升至60万立方米，扭转了多年来严峻的油藏开发形势，产量止跌回升。

注气开发不能一劳永逸，既要“驱”，又要“调”。2022年以来，塔里木油田攻关形成了深层油藏天然气驱提高采收率实时跟踪等3项关键工艺技术，逐步探索出一条适合超深高温高盐高含水油藏的提高采收率新路，为我国油藏注气提采提供了“塔里木方案”。

注气开发后，东河1井含水率从95%降至55%，注气阶段产油达到125万吨。通过注气，东河1石炭系油藏目前已有8口井转自喷生产、11口井产量翻番，注气核心井组目前采出程度较注气开发前提高了25%。

目前，随着注气规模的不断扩大，气驱开发方式正在塔中、轮南等老区铺开，预计采收率较水驱可提高20%以上。同时，塔里木油田正加快推进东河“注气提采+战略储气库”气驱协同储气库建设，加速向油藏型储气库转型，打造天然气地下“粮仓”和“银行”，实现油气全产业链效益最大化。