中国石油辽河油田持续推进转换开发方式支撑千万吨稳产

截至目前，中国石油首个普通稠油化学驱试验项目——辽河油田海1块聚/表复合驱试验项目，日产油比转换开发方式前增长157%，含水率下降12%。这项试验有望为稠油找到绿色高效开发新路径。

开展稠油化学驱试验，是辽河油田持续推进开发方式转换的缩影。面对资源禀赋日益变差、原有开采方式采收率提升有限的困境，辽河油田按照“多方式并重、先导试验先行、分期工业化推广”的思路，持续推进开发方式转换。截至目前，辽河油田共实施五大类转驱井组近700个。

突破采收率“天花板”，在转方式中当好能源保供“顶梁柱”

与多数老油田一样，随着开发程度加深，辽河油田千万吨稳产面临新区资源禀赋日益变差、老区依靠原有技术难以保持稳产等难题。

传统水驱和稠油吞吐的标定采收率不到30%，通过转换开发方式可大幅提高采收率，实现老油田延年益寿。为此，辽河油田在国内油田中率先开展转方式技术试验。2005年以来，先后有13项试验被列为中国石油股份公司重大开发试验项目。通过多年攻关，辽河油田逐步形成了蒸汽驱、SAGD、火驱、化学驱、气驱五大提高采收率主体技术。

其中，SAGD是辽河油田诸多转方式项目中最闪耀的明珠。经过20余年不断消化吸收、创新技术应用，辽河油田将SAGD开发深度从300米拓展至1000米；突破隔夹层认识，形成蒸汽腔精细调控技术，培育出20口“百吨井”；实现了大排量高温电潜泵等重要技术装备国产化；整体年产量突破100万吨并连续稳产6年。目前，辽河油田中深层SAGD的采收率、百米水平段日产油等指标，均达到国外浅层SAGD开发水平，最终采收率可达70%，较原来的吞吐开发方式提升40个百分点。

辽河油田五大转方式项目平均单井日产油是转驱前的1.5倍至4倍，平均可提高采收率22个至43个百分点。转方式项目在释放增产效应的同时，还实现了生产成本下降。SAGD、化学驱、蒸汽驱等6个工业化推广项目，操作成本比原方式下降了8.9%，拓展了老油田稳产的效益空间。

挑战自我勇攀高峰，在转方式中打造科技自立自强“新高地”

蒸汽驱首次在世界范围内实现超稠油规模开采，SAGD在国际上首创“驱泄复合理论”，火驱首创分层电点火工艺，二元化学驱采收率达到国内领先水平……在转换开发方式工作中，辽河油田坚持科研生产一体化，以科研攻关破解生产难题，在解决生产难题中不断推动技术进步。近年来，辽河油田形成一批标志性技术成果，形成中深层稠油大幅提高采收率完整技术序列，推动稠油开采技术迈向“高峰”。

超稠油蒸汽驱技术的突破，是辽河人不断超越的例证。“黏度大于5万毫帕·秒的超稠油，流动性只有普通稠油的1/40，开采难度极大，机理也不相同。”辽河油田勘探开发研究院稠油所所长尚策说。近年来，辽河油田向这个世界级难题发起冲击。为弄清开采机理，科研人员先后进行了多次物理模拟试验，首次揭示了超稠油蒸汽驱开采机理，创新形成相关设计技术，首创蒸汽驱环形可调注汽工具，在杜229块建成了一个年产10万吨的生产基地，实现了超稠油蒸汽驱技术从“0到1”的突破。

通过20余年试验攻关，辽河油田建成了国家能源稠(重)油开采研发中心、稠油开采先导试验基地及2个省级工程技术中心，创建了稠油热采实验等13个基础研发平台，自主研发了火烧油层比例物理模拟等8套标志性系统，科研实力整体跃升。辽河油田转方式项目获得国家级成果4项、省部级成果12项，获得授权专利395项，制修订各类标准53项。

围绕“双碳”目标接续攻关，在转方式中当好绿色转型“先行军”

当前，我国油气行业正积极践行“双碳”战略，奋力奔跑在绿色低碳转型新征程上，传统高能耗、高碳排放、高成本的生产方式，已经不适应新时代发展要求。辽河油田准确识变，主动应变，积极开展相关试验攻关和技术储备，推动油气开采向着更加绿色的方式转变。

7月初，辽河油田冷家公司的一口稠油吞吐井在结束本轮采油后，技术人员没有再往井里注入蒸汽，而是注入一种药剂。“通过注入特制降黏剂，驱油效果和蒸汽吞吐相当。”冷家公司工艺研究所所长王国军说。近3年来，冷家公司已开展高轮次吞吐井降黏冷采措施17井次，阶段增油5000吨，减排二氧化碳5000吨。

稠油热采最大的问题是需要烧锅炉生产蒸汽，在此过程中会形成碳排放。近两年，为推动稠油生产方式发生革命性变化，辽河油田开展了超稠油热采+化学降黏、普通稠油化学驱等开发试验，逐步扩大稠油“冷采”规模，减少碳排放。在推进稠油“热采”变“冷采”的同时，辽河油田还开展了二氧化碳驱油试验，实现减碳与增油并行。正在开展的双229块碳驱油与碳埋存先导试验，是集团公司CCUS重点项目之一。这个项目将稠油生产过程产生的二氧化碳捕集起来，注入双229块的低渗油藏开展气驱采油，有望将区块采收率提升30%以上，埋碳200多万吨。目前，这个项目日注二氧化碳达到200吨以上，区块日产油从40吨提高到130吨。