进入2025年11月，辽河油田——我国最早开发稠油热采的基地之一，正处于全年产量冲刺的关键期。在这里，热采贡献了全油田超50%的产量，但也消耗了高达81%的总能耗。

在“双碳”目标下，这种高能耗的生产模式已难以为继。如何破解热采能耗偏高这一“新愁”，成为辽河油田必须回答的时代课题。辽河油田正从方案、技术、管理三个维度全方位发力，为这片老油田注入绿色新动能。

01. 源头优化：“蒸”功夫要下“精细”棋

稠油热采能耗的核心症结，在于巨大的蒸汽注入量。辽河油田的首要举措，便是从源头控制能耗总量，在“蒸”功夫上做足精细文章。

过去粗放的注汽模式正被淘汰。在冷家油田洼70块，开发公司地质所党总支书记蒋艳介绍，他们正对平面距离仅100米的两口井实施“背靠背”同步注汽。这种方式有效避免了单井注汽可能导致的汽窜风险，大大减少了蒸汽浪费。

为提升蒸汽利用效率，辽河油田开发系统正大力推进精细分注，力求“应分尽分”。同时，油田正全力弥补资料欠账，计划用3年时间完成全部热采区块的精细油藏描述。

数据是精细管理的基础。今年，辽河油田已完成“千口监测井”部署，并正联合服务商攻关低成本光纤产液剖面测试等技术，以满足动态资料录取的迫切需求。

02. 抓住“牛鼻子”：三路并进破燃气之困

热采能耗大，关键在于用气量大。2024年，辽河油田仅注汽、集油、脱水三大环节就消耗天然气超15亿立方米，占热采总能耗的一半。为此，辽河油田明确了“优简节气、以剂减气、以电替气”三大路径。

“优简节气”旨在通过流程优化减少设备耗能。高升采油厂通过关停低负荷泵站、停用加热炉、扩大集油半径等措施，仅今年前9个月就节约天然气超400万立方米。同时，“稠油冷输”工艺已在近40%的热采井推广，实现了井口不加热或仅冬季加热。

“以剂减气”代表着开采方式的转变，即从“热”到“冷”。目前应用最成熟的是二氧化碳辅助吞吐技术。今年前9个月，全油田已实施700多井次，日产油超千吨，实现了降耗与增产的双赢。

“以电替气”则是更长远的清洁能源替代。辽河油田采油院高级技术专家指出，地面锅炉近四分之一的热量损失在管线中。他领衔的团队正研制3兆瓦井下蒸汽发生装置，能直接在井下加热产汽，热效率更高。目前样机已能稳定产出70%干度的蒸汽，未来还将攻关效率更高的10兆瓦技术。

03. 模式创新：全流程挖掘管理红利

在技术攻关和工艺改造短期内无法全面铺开的现实下，辽河油田通过生产组织创新和精细化管理，从全流程中挖掘降耗潜力。

一种新的服务采购模式正在推广。油田开发事业部注水（汽）工程科科长单祥斌介绍，油田转而向外部供应商采购高隔热效能（D级以上）的隔热管服务，单次注汽费用不到购买新管的十五分之一。这既保证了隔热效果，又解决了设备大规模更新的难题。

在注汽环节，锦州采油厂新增了19处活动锅炉注汽点，使单井注汽半径平均缩短200米，热损失下降2个百分点。欢喜岭采油厂则利用无人机热成像技术巡检，及时更换耗散严重的管线。

在举升和集输环节，精细化管理同样成效显著。特油公司通过摸索采油规律，动态调节抽油机平衡度，单井日节电超10千瓦时。金海采油厂优化热化学沉降参数，减少乳化油产生，预计今年离心机停运时长可达200天，效益可观。

43年前，辽河石油人凭着“油稠人不愁”的精神，迈出了我国稠油热采的第一步。43年后的今天，面对“双碳”目标下的能耗“新愁”，辽河油田正以一场深刻的自我革新，从源头优化、技术替代到管理创新，系统性地破解难题。

这场绿色转型攻坚战，不仅关乎当下的生产成本，更决定着老油田在新能源时代的未来。