辽河油田破解稠油热采能耗偏高难题

钱伯章 2025-11-05

2025 年 11 月，辽河油田进入稠油热采产量冲刺期，针对热采能耗占比 81% 的难题，通过注汽优化、“三气” 替代、全流程管理创新等举措降耗，助力绿色高效生产。

进入2025年11月，中国石油辽河油田各稠油热采区块进入全年产量冲刺期。

　　作为我国最早进行稠油热采开发的油田，辽河油田热采产量占全油田产量的50%以上，同时能耗也占到了全油田总能耗的81%。在“双碳”目标引领下，热采面临节能减排的时代难题。为此，辽河油田从方案优化、技术攻关、管理挖潜等方面全方位发力，努力破解热采能耗偏高这一“新愁”。

　　位于冷家油田洼70块的两口蒸汽吞吐井同步启动新一轮注汽。这两口井平面距离只有100米。在经历多轮注汽后，如果一口井注汽而另一口井采油，则存在汽窜风险。现在，通过将两口井的注汽周期调到一起，背靠背‘顶着’注，可以有效降低汽窜风险，减少蒸汽浪费。

　　稠油注汽量大是稠油热采能耗高的核心症结。为遏制注汽量过快增长，辽河油田积极推进“稳稠油、增稀油、突破非常规”的开发部署，多维度发力破解能耗难题。

　　同时，针对全油田热采井分、选注率低，精细调控手段不足的实际，油田开发系统编制精细分注实施方案，对具备条件的井尽量做到“应分尽分”，全力提高蒸汽利用效率。在弥补资料欠账方面，辽河油田加大取芯力度，计划3年内完成全部热采区块精细油藏描述。2025年，辽河油田已完成“千口监测井”的部署，目前正与中油测井等服务商联合攻关低成本光纤产液剖面测试等技术难题，以满足动态资料录取需求。

　　此外，各基层单位也采取重建井组、重组井网、重组注汽等综合调整手段，以及间歇汽驱、变干度注汽等调控措施，提高蒸汽利用效率。

　　热采能耗大，大在用气量上。2024年，辽河油田稠油热采注汽、集油、脱水三大环节共消耗天然气超15亿立方米，占热采总能耗的一半。对此，辽河油田按照“优简节气、以剂减气、以电替气”的路径，规模应用和探索攻关一批新技术，实现热采用气减量与替代。

　　“优简节气”主要是通过串接冷输、关停并转等集输优化简化措施以及注汽系统提效改造两大举措，减少耗能设备数量，降低系统能量损失。近5年来，辽河油田全面推广“稠油冷输”工艺，目前已有近40%的热采井实现井口不加热或只在冬季加热。

　　“以剂减气”主要采用减碳开发（多介质/溶剂复合、气体辅助吞吐等）和冷采转型（化学降黏、微生物、原位改质等）两大技术，逐步替代蒸汽开发，推动稠油开采从“热”到“冷”转变。其中，二氧化碳辅助吞吐是目前各采油单位应用最成熟的技术。2025年前9个月，全油田共开展二氧化碳辅助稠油热采措施700多井次，日产油超千吨。

　　“以电替气”主要是用电能代替现有注汽锅炉和集输使用的燃气加热炉。目前，辽河油田正探索井下大功率电加热、电热熔盐储能、电蓄热加热炉等技术，推动热采主要能耗从燃气向清洁电能转变。

　　技术团队开展3兆瓦井下蒸汽发生装置样机研制，可在5吨/小时流量条件下稳定产出70%以上干度的蒸汽。下一步，他们将攻关效率更高的10兆瓦蒸汽发生技术。

　　推动热采全流程降耗。2025年年初以来，辽河油田各稠油热采单位陆续尝试隔热管技术服务采购模式。由外部供应商提供隔热效能在D级以上的隔热管，单根管注汽一次费用不到买新管的1/15。新管使用六七次后，隔热效能大多会降到D级以下。新模式通过提高整体隔热效能降低损耗，可缓解短期内设备无法大规模更新改造的现实难题。辽河油田通过生产组织创新和精细管理，为推动热采全流程降耗探索出不少好经验。

　　在注汽环节，锦州采油厂自2022年以来整体规划并新增19处活动锅炉注汽点，单井注汽半径平均缩短200米，热损失下降2个百分点。欢喜岭采油厂2025年利用无人机热成像技术，对16公里固定管线进行巡检，及时发现并更换耗散较大的管线。

　　在举升环节，特油公司摸索超稠油吞吐井采油周期内不同时段液量、温度、含水变化规律，动态调节抽油机平衡度，提升抽油机系统效率。今年年初以来，累计实施1739井次，单井日节电10千瓦时以上。

　　在集输环节，金海采油厂通过长期摸索来液物理性质变化，制定出两段热化学沉降所需的最佳温度、加药量、沉降时间等参数组合，减少系统中乳化油的产生，降低后端需要离心机再脱水的概率。该组合应用后，预计2025年离心机停运时长可达200天，日节电260千瓦时。

　　辽河油田率先迈出我国稠油热采第一步。面对热采降耗这个难题，辽河油田上下齐心协力，誓要解开稠油“新愁”。

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