5月26日，位于东营港经济开发区的海工基地内，海上化学驱埕北11N注聚平台的导管架整装待发，上部组块正加紧预制。

　　截至今年5月底，海上埕岛油田埕北22F平台化学驱先导试验区累计增油突破108万吨。

　　埕岛油田动用地质储量3.2亿吨，是胜利油田重要产量阵地。2010年前后，综合含水逼近90%，开发成本逐年攀升。若仅靠水驱，采收率最高约40%，而平台设计寿命约30年，这意味着退役时将有过半原油留在地下。

　　化学驱在东部陆上油田已显著提高采收率，但能否移师海上？2011年，油田在埕北1F平台第一次“试水”，选择4口井做试验。结果令人沮丧——聚合物溶液到井口黏度只剩1至5 mPa·s，远低于设计要求。

　　五年后，油田围绕埕北1F平台试验结果开展复盘分析。“失败了，肯定要搞清楚原因。”参与海上化学驱攻关的勘探开发研究院采收率试验室经理赵方剑印象深刻。

　　复盘发现，病根在水上：海上无淡水，只能用采出水配制驱油剂，水中硫、铁等遇氧反应，像无数把剪刀剪断聚合物分子链，使其发挥不出应有作用。

　　海上平台空间有限，根本放不下陆地上使用的大池子、大设备。海上人员少，油井都是电泵井，作业成本高，地面配套和井下工艺与陆地完全不同。

　　“海上化学驱不能照搬陆地的模式，必须根据自身特点来做。”海洋采油厂注聚技术服务中心经理李丙贤说。他从2017年项目重启时开始参与海上化学驱工作。

　　彼时，国内没有成功的典范，国外的相关项目，效果也一般。油田科研人员另辟蹊径：不除硫，而是隔绝氧气。

　　他们创新“全流程绝氧防护+生化除硫”技术路线，从干粉下料起用氮气隔氧，并引入微生物“吃掉”硫离子。同时，将系统集成为四个撬装模块，占地仅600平方米，不足陆地同等规模的十分之一，却实现大排量连续配注。新型二元驱油体系比常规体系提高采收率10个百分点以上。

　　2019年，油田在空间相对宽裕、井网完整的埕北22F平台开展先导试验。赵方剑回忆，为匹配海上窗口期，他们倒查10年海况，按最极端7天无法补给预留药剂储存空间，“宁可停注，也不能临时注水稀释，影响药效。”

　　2020年11月，22F平台22口井正式注聚。

　　海洋采油厂多点监控硫离子含量，优化药剂标准，监控单井注入量，确保油藏“吃饱”不浪费。他们还跟油气开发管理中心、研究院开展联动，弹性制定调控策略。很快，中心井区十多口井产量翻倍。

　　“这把钥匙打开了海上2.2亿吨化学驱储量的大门。”赵方剑说。李丙贤也坦言，海上化学驱最大的突破，就是根据自身情况摸索出一套成型工艺技术。

　　下一步，油田将在12座平台推广化学驱，预计增加可采储量2676万吨，支撑海上油田连续10年稳产300万吨以上。