国庆节前夕，辽河油田稠油火驱点火装置取得新突破。经过改进后的装置，耐温从450摄氏度提高至550摄氏度，可以重复使用，点火效率提高15%。
作为我国稠油技术策源地，辽河油田近年来在集团公司重大科技专项支持下，持续打造稠油开发接替技术，推动稠油技术由“高原”迈向“高峰”，有效支撑老油田规模、效益、绿色稳产，为实现科技高水平自立自强贡献辽河力量。
技术升级护航规模稳产
“如果没有蒸汽驱技术的突破，这些井恐怕早就关了。”9月30日，在齐40块生产现场，辽河油田勘探开发研究院稠油所所长尚策感慨道。几年前因为气窜，齐40块产量快速下降。2005年，齐40块开始运用蒸汽驱规模开发。随着辽河油田“蒸汽驱中后期调控技术”取得突破，2017年以来，区块气窜问题得以有效解决，实现了40万吨连续稳产。
辽河油田原油产量占中国石油国内产量1/10，每年1000万吨产量中，稠油占60%。2017年，为支持辽河油田稳产，集团公司设立重大科技专项——《辽河油田千万吨稳产关键技术研究与应用》。
自专项设立以来，辽河油田牵头组织中国石油内外部多家单位，重点围绕稠油勘探、开发、工程三方面难题进行攻关，推动稠油开发技术迭代升级，助推中深层稠油开发技术从“高原”迈向“高峰”。
通过专项攻关，目前辽河油田火驱、超稠油蒸汽驱、SAGD综合调控等技术已达到国际先进或领先水平。其中，蒸汽驱实施黏度从5万厘泊拓展至10万厘泊，在世界上首次成功实现超稠油蒸汽驱开发。
在稠油装备方面，2017年以来，辽河油田研发出SAGD污水旋流处理、火驱移动式电点火、火驱点火监测一体化等装置和产品，填补了国内稠油装备领域的空白。此外，辽河油田还新增31项稠油技术专利，培养了一批稠油领军人才，修订了一批标准规范，多篇论文在核心期刊或国际论坛上发表。
2017年以来，在这些成果驱动下，辽河油田新增稠油可采储量达2000余万吨，稠油年产量连续保持在600万吨。
持续攻关推动全流程降本
辽河油田稠油平均售价为稀油的85%，开发成本却是稀油的1.3倍左右。面对售价和成本的“剪刀差”，辽河油田在重大专项实施过程中大力探索低成本开发技术，推动稠油热采从地下到地上全流程降本。2021年，稠油桶油完全成本较2017年下降37%。
在地下，辽河油田在蒸汽驱、SAGD、火驱等稠油热采技术上精益求精，推动了转方式重大项目开采成本下降。
针对SAGD夹层发育、连续厚度薄、储层非均质性强、汽腔扩展不充分、泄油空间小等问题，辽河油田升级SAGD综合调控技术，在蒸汽腔描述、驱泄复合井网设计、全生命周期调控等方面取得新突破。采收率从2017年的66%提高至2021年的70%，每百米日产油、采收率等指标达到甚至超过国外浅层油藏开发水平，新培育6口百吨井，百吨井总数达到19口。少井高产，大大摊薄了平均成本，曙一区馆陶SAGD在每桶42美元低油价下仍然具备盈利能力，坚定了超稠油效益开发的信心。
在地面，辽河油田积极探索冷输和小环串接集油技术，改变了过去稠油井分散集油、分散伴热的集输方式，在高含水稠油区块采用“冷输进站、集中加热”的新模式，地面建设投资下降20%、运行成本降低15%至30%。目前，该技术已在全油田3400余口井推广使用。
积极探索助力绿色开采
针对传统稠油生产方式能耗大、碳排放高的劣势，辽河油田积极打造低碳技术，为碳达峰碳中和大背景下实现稳产创造了条件。
辽河油田积极探索二氧化碳辅助稠油热采技术，摸清了驱油机理和使用范围。目前，二氧化碳年注入规模达5万吨，年增油7万吨，为下一步规模实施CCUS提高采收率积累了丰富经验。
最近两年，辽河油田还积极探索“新能源+”稠油开发技术，助推稠油开发减碳。在锦州采油厂欢三联合站，利用地热替代天然气为稠油加热脱水，利用光伏发电替代电网火电，每年可减少二氧化碳排放4万余吨，向全油田第一个“零碳”联合站目标冲刺。
针对稠油污水达标处理这一世界级难题，辽河油田通过多方联合攻关，采取“物化+生化处理工艺”的技术路线破解了这一瓶颈。辽河油田采取新工艺处理后的稠油污水清澈透明，含油量、化学需氧量等指标优于当前国内环保标准，为实现稠油绿色开采增添了信心。
当前，辽河油田正立足“突破采收率极限、突破深度/黏度极限、突破低碳开发极限”三个定位，打造更多稠油开发利器。
