图为曙光油区从式井平台。
止跌，回升，冲高。
今年要攻上油气当量150万吨的辽河油田兴隆台采油厂，3年前在百万吨以下徘徊了10年。这个厂提出，“十二五”期间产量要上升到200万吨，成为辽河油田最大的稀油和天然气生产基地。9月19日的一份报表显示，辽河12个采油单位日产超计划的近一半。
随着蒸汽驱、SAGD等一批前沿技术工业化应用，让辽河已发现的稠油油藏得到有效动用，达到国内外同类型油田开发的较高水平。是什么让开发建设40多年的老油田重新焕发青春？辽河油田总经理谢文彦说：“科技进步是辽河油田实现发展方式转变的有力抓手。”
转变，不惑之年的必然选择
辽河的转变必须具备全球化眼光。尽管目前稠油的附加值低，但其长远效益巨大。
1966年辽6井首获工业油流，到1995年原油产量达到1552万吨。辽河油田原油产量的历史最高点，也成为产量开始向下的拐点。平均每年递减30多万吨，连续递减了10年。
辽河油田有中国最大稠油生产基地的美名。但是很少有人知道这也是“辽河之忧”。目前，集团公司油气田企业平均每桶原油完全成本为40美元左右，而开发成本高的稠油、超稠油占总产量三分之二的辽河原油，完全成本却高达50美元，利润空间极小。
“解忧”，唯有“转变”。从哪里“转”？传统的油气开发理念要转变；稠油、超稠油、高凝油、稀油的开发方式要转变，长期延续的产量结构也要调整等等。谢文彦说：“因油品特殊性，决定了辽河的‘转变’必须具备全球化眼光。尽管目前稠油的附加值低，但其长远效益巨大。”
稠油占世界石油剩余可采储量的53%，辽河稠油占我国稠油总储量的47.4%。尽快掌控中深层稠油开发高端技术，对中国石油提高国际竞争力具有战略意义。
科技承担转变重任
辽河人没有延用传统的开发方式，科技进步成为辽河油田开发方式转变的加速器。
辽河兴古潜山的发现与开发，是辽河近些年的大发现。科技人员探索出的潜山内幕多层次油层分布的成藏模式和岩性砂体三元成藏模式，使兴隆台中央凸起潜山带巨厚油藏展现出来。辽河人没有延用传统的开发方式，科技进步成为辽河油田开发方式转变的加速器。
SAGD、蒸汽驱等一批高水平技术创新项目成功实施，使辽河油田形成了“二次开发”的大场面。辽河人首创水平驱动力与垂向重力泄油的复合驱理论，创建了直井与水平井共同吞吐预热降压、蒸汽驱潜、重力泄油、衰竭开采4个连续阶段的新型开发模式，成为国内稠油生产的重要接替技术。目前，蒸汽驱、SAGD技术正在百里辽河油区扩大应用规模，其中已转SAGD井组26个，今年产油可达47.5万吨。专家称，这两项技术可将辽河稠油采收率提高55%~60%。
现在，辽河油田水平井开发已形成了7种设计模式和6项配套技术，走在了集团公司油气田企业前列；形成了10项老油田二次开发主体技术，实现了15个老区产量稳定；创造了12项热采稠油开发实验技术，整体技术达到国际领先水平；基岩油藏勘探技术获得重大突破，把占凹陷15%~20%的潜山领域拓展到全凹陷“基岩内幕”领域；攻克了稠油污水循环利用的五大技术难题，实现了稠油污水回用锅炉。
在产量连续递减10年后，辽河油田最终稳稳地站在了1000万吨规模线以上。
要有技术创新持续力
技术创新是一个持续的过程，今天的新技术就是明天的传统技术。
辽河油田构建了“科技大油田”的宏伟蓝图，已开展技术路线图研究。第一次将勘探、开发等5大领域量化为40个技术领域465项专项技术，形成了科技支撑方案，实现了科技项目的一体化组织运行。
辽河人还分析出了“辽河的技术瓶颈”，研究出了怎样冲破这些瓶颈。辽河油田总工程师刘喜林说：“‘十二五’期间，辽河要实现稠油、超稠技术的升级换代；热采原油采收率提高20%至30%；国际稠油开发市场占有显著份额。水驱油藏采收率提高5%至10%，高凝油油藏提高采收率10%，实现未上市企业扭亏转盈。”在这期间，要建成齐40块多介质、多方式、多井型蒸汽驱开发示范工程，总体转驱井组149个，最高年产油达到73万吨，最终采收率达到60%。建成杜84块多介质、多方式SAGD开发示范工程，总体转驱井组48个，最高年产油68万吨，油气比最终采收率也要达到60%。
辽河油田以科技促转变，正不断为老油田注入强大的生命力。
