“转”出一片新天地
——油田公司持续推进转换开发方式支撑千万吨稳产透视
本报记者 罗前彬 通讯员 付钰 付华一

“日产油增长157%，含水率下降12%！”7月9日，中国石油首个普通稠油化学驱试验项目——海1块聚/表复合驱传来捷报。“该试验有望为上亿吨普通稠油找到绿色高效开发新路径。”勘探开发研究院一级工程师肖传敏说。

开展稠油化学驱，是油田公司持续推进开发方式转换的一个精彩缩影。

面对资源禀赋日益变差、原有方式采收率有限的困境，油田公司按照“多方式并重、先导试验先行、分期工业化推广”布局，持续推进开发方式转换。截至目前，共实施五大类转驱井组近700个，以全油田10%的动用储量撑起24%的产量。

突破采收率“天花板”，在转方式中当好能源保供“顶梁柱”

辽河油田原油千万吨稳产，是中国石油国内原油1亿吨的重要组成部分。

然而，与多数东部老油田一样，随着开发程度提高，油田公司千万吨稳产面临新区资源禀赋日益变差、老区依靠原有技术实现稳产难等难题。

“资源有限，技术无限。”开发事业部主任赵志彬说。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以大幅提高采收率，实现老油田延年益寿。

为此，油田公司从上世纪90年代起，率先在国内油田中开展转方式技术试验。2005年以来，先后有13项试验被列为股份重大开发试验。通过多年积累和攻关，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是油田诸多转方式项目最闪耀的明珠。经过20余年不断消化吸收、创新应用，辽河人将SAGD开发深度从国外的300米拓展至辽河最深的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，整体产量突破100万吨并连续稳产6年。目前，辽河中深层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%，较原吞吐开发提升40个百分点。

最新统计显示，油田公司五大转方式项目平均单井日产油是转驱前的1.5至4倍，平均可提高采收率22至43个百分点，总共增加可采储量4400余万吨。

转方式项目在释放增产效应的同时，还推动了生产成本的下降。根据最新评估：SAGD、化学驱、蒸汽驱等6个工业化推广项目，操作成本对比原方式下降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三元化学驱领先水平……

在转换开发方式中，油田公司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，辽河人通过不断超越前人、超越自我，形成了一批标志性技术成果，形成了中深层稠油大幅提高采收率完整技术序列，推动了稠油开采技术从“高原”迈向“高峰”。

超稠油蒸汽驱技术的突破，是辽河人不断超越的一个例证。2015年以前，油田公司自主创新，实现了蒸汽驱在黏度小于5万厘泊的普通稠油上规模应用，但超稠油蒸汽驱无人尝试。“黏度大于5万厘泊的超稠油，流动性只有普通稠油的四十分之一，开采难度极大，机理也不相同。”研究院稠油所所长尚策说。近年来，辽河人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数十次物理模拟试验，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。

通过二十余年试验攻关，油田公司建成了国家能源稠(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，自主研制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。

通过二十余年攻关，油田公司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，培养了大批专业化人才，促进了成果有效转化。

这些成果的取得，巩固了辽河油田作为我国稠油技术策源地的地位，也为“中国石油海外稠(重)油技术支持中心”落户辽河创造了条件。目前，辽河稠油技术已输出到“十国十五地”，为中国石油多个海外项目提供技术支持。

围绕“双碳”目标接续攻关，在转方式中当好绿色转型“先行军”

新征程，新使命。当前，我国油气行业正积极践行“双碳”目标，奋力奔跑在绿色低碳转型新征程上，传统高能耗、高碳排、高成本的生产方式，已经不适应新时代发展要求。

油田公司准确识变，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，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，而是注入了一种药剂。“通过注入特制降黏剂，驱油效果和蒸汽吞吐相当。”该公司工艺研究所所长王国军说。目前，他们已开展高轮次吞吐井降黏冷采措施17井次，实现阶段增油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水蒸汽，在此过程中形成大量碳排放。最近两年，为推动稠油生产方式发生革命性变化，油田公司开展了超稠油热采+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，减少碳的排放。

在推进稠油“热采”变“冷采”的同时，油田公司还开展了二氧化碳驱油试验，实现减碳与增油并行——

炎炎夏日，双229块的注气管线上却挂了厚厚一层“霜”。这“霜”是管线里头的液态二氧化碳带来的。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。该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，有望提升区块采收率30%以上，埋碳200多万吨。目前该项目日注二氧化碳200吨以上，区块日产油从40吨提高到130吨。

创新无止境，低碳向未来。根据新一轮筛选评价，油田公司适合转换开发方式的储量还有8亿多吨。目前，油田公司正开启新一轮方式转换工程，探索更多绿色开发方式，在实现千万吨稳产同时，进一步减少碳的排放。