□ 文/柴红哲

中国石油围绕国家“双碳”目标，把绿色低碳纳入发展战略，明确清洁替代、战略接替、绿色转型“三步走”总体部署，大力发展天然气业务，加快推进新能源业务发展，加大生产用能清洁替代力度，从源头上减少碳排放，统筹推进“油气热电氢”综合性能源业务发展，加速油品升级，积极生产并提供零碳能源产品，不断提高低碳和零碳能源生产供应比例，与油气行业气候倡议组织（OGCI）成员公司重申继续加快碳减排行动。

作为中国石油油田企业，必须更加重视能源节约工作，从能源管理全过程入手，进一步寻求技术与管理方式创新，为实现“双碳”目标做出更大贡献。近年来，中国石油大港油田公司积极践行新发展理念，多措并举推行低碳生产和节能减排，为绿色油田建设添砖加瓦。

一、大力推动清洁优质能源天然气增储上产

天然气是燃烧最清洁的碳氢化合物，燃烧发电时与煤炭相比，所产生的二氧化碳大约只有50%，空气污染物只有1/10。随着经济不断增长和能源结构的不断优化，我国对天然气的需求逐年增长。集团公司2022年提出，要发挥天然气资源优势，强化页岩气、煤层气、致密气规模开发，提升国内天然气产量占比，持续推动我国一次能源消费结构改善。为保障国家天然气供应和实现“双碳”目标，大港油田针对复杂断块老油田天然气资源零散不整装的现状，探索运用天然气开发新技术、新工艺，形成完整的勘探开发成果系列，使老气田重新获新生，持续推动天然气上产。

一是精雕细刻创新天然气生产管理。创建涵盖天然气生产技术类与经营类11项指标的气藏开发效果评价体系，对“溶解气、凝析气、水驱气藏”三类、46个重点产气藏逐一制定调整方案，自然递减控制在10%以内。

二是精益求精实施天然气生产技术创新。面对天然气剩余可采储量不足的严峻形势，依托立体评价、精细气藏油藏描述技术开展储层表征研究，在深化地质研究上取得突破性进展；建立了多数据融合地球物理检测、高含水饱和度气层识别等一整套气藏识别技术；精细油气藏描述成果转化，在老油气田内部滚动评价取得新发现，探明了一批优质高效储量，快速建成生产能力。近3年，大港油田年均天然产能建设0.6亿立方米，单井初期产量1.6万立方米，产能贡献率平均25%以上。

三是精耕细作动态调配天然气生产。建立了油田公司、各区块天然气产能负荷因子监控图版，实施“一藏一方案、一井一对策”，开展井网调整、工作制度优化、低产井治理等，按照新版《天然气开发管理纲要》要求负荷因子控制在1.0以下，确保天然气稳定开发。

四是精打细算实现天然气生产降本增效。实施地质工程一体化，优化天然气开发前期评价井、产能建设井设计，节约实施费用；摸索生产规律，建立套管气量与油套压、油嘴直径的关系模版，实时调控相关参数，年均回收零散天然气6000万立方米以上，确保天然气“颗粒归仓”。

通过上述举措，近年来大港油田公司天然气产量一直保持持续增长，2019—2021年，天然气产量完成5.68亿立方米、6.63亿立方米、6.4亿立方米，分别超计划1.68亿立方米、1.63亿立方米、1.40亿立方米。

二、大力推动采油厂以节电为主的节能减排

节约能源、减少生产能源消耗，也是降低污染物排放最现实、最有效的途径之一，这对于化石燃料燃烧减排放具有十分重要的意义。为了实现“双碳”目标，大港油田在采油厂推行节电项目组，强化以节电为主的能源管理，通过切实有效的举措，为油田节能减碳和改善环境做出了积极贡献。

建立“五位一体”油田智能举升系统节能减排。大港油田现有在册油井超过5000口，开井4100余口，单井平均日产液28立方米，综合含水90%。油井举升工艺主体为抽油机有杆泵，占总开井数的80%。以新发展理念为指引，开展油田举升工艺创新升级，构建“五位一体”的电动潜油螺杆泵智能举升管理模式，将电动潜油螺杆泵智能举升技术应用融合形成一个有机整体，在技术上精益求精、在生产上精耕细作、在经营上精打细算，形成靠技术提高经济效益、以效益反哺技术研发的良性循环，从而实现提质增效目标。4年共推广应用211口井，节电3584万度，增油6.29万吨，减少碳排放6560吨，其管理模式对低油价下油田开发实现智能、绿色、效益、可持续发展具有重要的借鉴和示范意义。

开展采油厂生产井节电推动节能减排。各采油厂针对近年来油田开发生产运行用电量逐年升高、用电费用和电力成本不断攀升的问题，改变节电降耗以往单靠电力管理职能部门抓节电的管理方式，创新引入项目组管理，采取电力管理部门牵头负责，其余部门整体联动、齐抓共管，形成全厂各单位（部门）扛指标、担责任、抓落实和横向到边、纵向到底的节电降耗管理新格局，重点抓提升生产系统效率，凸显采注输系统节电效果。采油厂生产运行具有庞大的采油系统、注水系统、输油系统，是生产耗电大户，从中找潜力，强化用电管理，从基础工作做起，把节电做到细处，为每一口油井量身定做方案，为油井开启“节电模式”。例如：对电泵井实施控液节电。推广应用电潜螺杆泵节电。在刘官庄油田高粘稠油区块应用32口井，替代了常规抽油机有杆泵电加热工艺，实现了高黏稠油井无辅助降粘高效冷采，大幅度降低了稠油井开采成本。较抽油机有杆泵电加热工艺平均节电87%，阶段节电800万度，建成了刘官庄油田千万吨级高粘稠油冷采示范区。对抽油机井实施调参节电。油井产量一定时，选择不同抽汲参数组合，其工况和系统效率不同。依据抽汲参数“长冲程、慢冲次”的设计原则，在多种参数组合中，选择系统效率高、耗能低、便于实施的参数组合作为油井的调参方案。对于供液充足、沉没度大的油井，一是调大油井抽汲参数，增大产量，发挥油井的生产潜力和设备的举升能力；二是在产量不变及合理沉没度条件下，减小泵挂深度，降低悬点载荷。对于供液不足的油井，一是加深泵挂，增大泵的沉没度和充满程度，提高泵效；二是调小抽汲参数，降低杆柱、液柱的惯性载荷。优化供注水系统节电。开展抽油机平衡度优化调整节电。强化油井电加热设备运行管理节电。推广应用高转差节电电动机节电。在用的效率低、部分永磁电动机长期使用消磁严重，需要应用节电电机进行更新。根据抽油机电机运行工况特点，通过测试确定20%-40%为抽油机电机经济负载率。针对采油厂电机装机功率（37kW-55kW）普遍过高、负载率极低的现象，通过应用高转差节电电机装机功率，由原来的37kW-55kW降为22kW-37kW，平均系统效率提高2.3%。强化注水机泵运行管理节电。加强注水井生产运行管理节电。对大功率设备实行错峰用电。加强机泵管理，提高泵效，注水泵、输油泵等大功率设备在满足生产要求的前提下，执行错峰用电制度，并且合理使用变频器及配套设备。在高峰时段（白天）降低频率，减少输油量和注水量，在谷时段（晚上）提高频率，增加注水量和输油量，从而利用差价减少电费支出。

2021年，大港油田技措节能11899吨标准煤，减少二氧化碳排放29003.20吨， 其 中 节 电2829.75万千瓦时，减少二氧化碳排放25023.48吨。

三、探索实施二氧化碳吞吐驱油技术实现碳利用与碳封存

碳捕集、利用与封存是应对全球气候变化的关键技术之一，被正式写入了《国家“十三五”科学和技术发展规划》，也将是“十四五”期间我国实现“双碳”目标的重要攻关方向。大港油田结合油田稠油开发实际，积极探索实施二氧化碳吞吐驱油技术，在实现老油田增产的同时，实现碳利用与碳封存。针对油田丰富的稠油地质储量资源，通过采油井向油藏近井地带注入定量二氧化碳，关井扩散一段时间使二氧化碳充分扩散，从而溶解于原油中。这一方式使原油体积膨胀、黏度降低、提高原油流动性能和改善油水流度比，同时还能在一定程度上解除近井地带沉积的胶质沥青质等重质组分堵塞，关井扩散结束后再恢复生产，实现单井产量提高。实施二氧化碳吞吐驱油技术，对于改善低产低效难采稠油油藏生产现状和降碳封碳具有重要意义。

一方面有效动用常规技术难以动用的低效稠油区块，促进难采稠油区块增油上产。二氧化碳吞吐驱油是一项针对难采油藏的单井增产的重要技术措施与手段，主要通过降低原油黏度、溶胀原油、流度调控、补充地层能量、解堵等机理实现增油，应用油藏类型主要为稠油油藏。大港油田约有1.63亿吨稠油油藏，其中大量的低产低效井缺乏有效开发技术或增产措施，采用常规增产措施技术经济效果较差。在大港油田稠油油藏实施二氧化碳吞吐可通过原油降黏、抑制底水锥进提高单井产量和采出程度进行，该技术对于实现特稠油油藏的有效动用和改善边底水普通稠油油藏的开发效果具有重要意义。

另一方面，通过科学决策，降低了投资风险、提高了经济效益。二氧化碳吞吐项目作为油气田开发建设项目中的一种类型，相对是一项低投入、高产出的增产措施，预计投入产出比为1∶1.15。在二氧化碳吞吐项目中实施项目管理是高效实现驱油目标的行之有效方式。二氧化碳吞吐项目后评价工作作为项目管理的手段之一，任务是要回答这些问题：投资前期立项决策是否规范、投资期间工程实施是否完成、管理过程是否规范、投资完成后目标是否实现、投资是否科学有效可行等。通过建立后评价指标体系，可以对项目本身的实施效果进行量化分析、定性分析，为投资决策和实施主体的建设管理提供参考标准，为后续二氧化碳吞吐项目的实施和管理提供依据，在降低投资风险同时提高了经济效益。

更为重要的是，油田结合开发实际实现了碳利用与碳封存。据统计，仅2020年大港油田实施二氧化碳吞吐155井次，总计注入二氧化碳量6.64万吨，单井注入量300-600吨，对比2021年实施情况来看，实施井次仍有上升趋势。二氧化碳吞吐驱油项目不涉及钻井工程，并在采油工程、地面工程、投资与经济效益评价等多方面与常规油气田开发建设项目后评价有明显区别。采油厂探索实施二氧化碳吞吐项目，形成了“液力反馈泵+内循环双空心杆”特色注采一体化工艺，日节约电费2000度，日运行费仅390元，大幅度降低了运行能耗，远低于其他注采一体化工艺运行费；集中脱气工艺利用现有天然气供气管线可实现原油加热，提高脱气效果，实现二氧化碳从储集器气出口排出，为今后集中实施二氧化碳吞吐区块脱气、气体回收提供了方向和依据，可推广性强，可实现常规稠油区块采出液与二氧化碳的分离，降低二氧化碳对集输系统的影响。