一组资料显示：江汉油区历经40余年勘探开发，可采储量采出程度高达88.06%，含水达88.19%，再加上受低油价冲击，产建和措施工作量大幅压缩，稳产难度不言而喻。
针对这一实际，早在2016年，该厂技术人员就着力研究油区流场调整潜力。从剩余油潜力来看，江汉油区虽然整体采出程度高，但由于层系多且储层物性差异大，不同层系、不同砂体的水驱控制程度呈现不平衡和差异化特征。针对平面、层间、层内剩余油的不同情况，可研究试验改向注水、转向注水、多向注水、脉冲注水、细分注水、调剖堵水等适应性流场调整方法，进一步提高采收率。
另一方面，从流场优化来看，老油田经过长期水驱，水线固定，不同油井水驱效果差异大，可因层施策、因井制宜，采取水动力调整措施，增强水驱效果，实现经济驱油。
综合多种潜力分析，该厂技术部门认为，水驱是一门需要不断修炼的基本功，流场调整在低油价下大有可为。该厂迅速成立由地质、工艺、作业、地面等相关部门参加的注水专项治理项目组，打破专业壁垒，强化协同合作，积极开展流场调整。
然而，研究工作并非一帆风顺，复杂的老区，会给流场认识带来诸多“陷阱”：地层存在天然裂缝和后期人工压裂裂缝，为水窜埋下“伏笔”；部分地层倾角大，边内注水导致剩余油存在“漂流”现象；投产时采用的各种开发模式，导致老区油水运动规律变幻莫测……
查矛盾、识流场、辨方向、绘流线……该厂技术人员开拓思维、认真分析，在摸清油藏油脉、水脉走向的基础上，跳出认识上的“陷阱”，逐步揭开了老区流场分布的“面纱”，描绘出一副清晰的流场调整图：针对高含水井组，采取“控强扶弱、抑主扬次”的方式，优化流线；针对高含水层系，优选高含水井抽稀，均衡平面水驱；针对边水驱油藏，在边部转注部分高含水油井，打造人工强边水驱，在油藏边部形成强力“水排”，增强驱油效果。
黄2-5井所在的砂体由于早期高速强采，地层已形成注水水线优势通道。对此，江汉采油厂地质技术人员通过借鉴胜利油田先进的调整流场经验，结合砂体油藏开发特征，对该砂体提出调整流场的思路。通过加强弱势方向注水井黄2斜-2注水量，提高边部油井黄2斜-13井液量，促使剩余油向黄2-5井聚集，实现剩余油的靶向引导，黄2-5井重新卡漏后日产由0.1吨升至5.3吨。目前，黄2-5井所在的黄2井区持续稳产。
为缓解钟市油田层间矛盾，提高油藏水驱效果，厂技术人员开展细分层注水潜力调查，并结合工艺现状、开发效益等因素，优选钟62井组实施多级细分注水。通过将该井组由“一级二层”调整为“三级四层多级”细分注水，钟6-20井日产由2.1吨升至5.2吨、钟7斜-13井日产4.4吨升至5.2吨。目前，该井组产量保持稳定。
“流场优化是一项系统工程，要多部门、多专业结合，做好保障。老区井网环环相扣，优化措施时必须站在油藏的高度，做到点、线、面统筹兼顾，根据动态变化及时调整，力争取得最佳调整成效。”江汉采油厂地质研究所负责人如是说。
