□石油勘探开发研究院提高采收率技术研究所
副所长 路 熙
石油勘探开发研究院专家 赵梦云
全球稠油资源十分丰富且分布不均衡。据国际能源署统计，全球稠油资源量约9380亿吨，在剩余石油资源中占比70%，其中80%以上集中在美国、加拿大和委内瑞拉。我国稠油资源量约198亿吨，位居世界第四。截至目前，我国已探明稠油地质储量68.6亿吨，可采储量超过40亿吨。这些稠油主要分布在辽河、新疆、胜利、渤海等油田，且多为有石油中的“稀土”之称的环烷基稠油，是生产高端润滑油、变压器油等战略物资的不可替代的原料。从“难啃的骨头”到增储上产重要接替领域，我国稠油资源的战略价值日益凸显。
我国稠油开发始于20世纪60年代。克拉玛依油田率先开展蒸汽吞吐试验，拉开了国内稠油热采的序幕。80年代，辽河、胜利等东部主力油田相继推广蒸汽吞吐技术，稠油年产量稳步攀升。90年代，蒸汽驱技术在新疆九区建成百万吨级产能，标志着稠油开发从单井吞吐向区块开发迈进。进入21世纪，以蒸汽辅助重力泄油（SAGD）为代表的先进热采技术取得突破——辽河油田杜84块建成国内最大超稠油生产基地，连续4年稳产百万吨；新疆风城油田双水平井SAGD先导试验获得成功。同时，胜利油田在春风油田创新形成HDNS（水平井+氮气+降黏剂+蒸汽）技术体系，在超浅薄储层特超稠油领域闯出新路。2010年前后，海上稠油热采实现从“0”到“1”的跨越，渤海油田建成多个主力热采平台。经过60余年攻关，我国已构建起蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD、火驱等多技术并存的稠油开发格局，年产量稳定在1600万吨以上。
“十四五”以来，我国稠油开发在技术迭代与绿色转型中迈入新阶段。面对全球能源转型大势与“双碳”目标要求，科研人员将创新目光投向低碳与高效并举的新途径。化学降黏冷采技术通过向油藏中注入高效降黏剂，可将油藏中稠油黏度降低90%以上，已在强边底水、深层高凝、薄互层等不同类型稠油油藏推广应用，平均单井生产成本比注汽热采降低60%，年累计减少二氧化碳排放106.5万吨，为稠油生产开辟了低成本、低能耗的新通道。在清洁能源替代方面，新疆油田建成全球首个超稠油开采塔式光热替代示范工程，23712面定日镜组成5万余平方米的“聚光矩阵”，年产零碳蒸汽5.2万吨；辽河油田投产世界首座电热熔盐储能注汽站，“以电代气”让稠油热采从“耗能大户”向“绿色先锋”华丽转身。在核心技术攻关上，井下大功率电加热技术实现“地上注水、井下产汽”，蒸汽用量减少90%；光纤DTS低流量产液剖面监测工艺推动稠油开发向数智化迈进。从跟跑到领跑、从高碳到低碳，我国稠油开发正以技术创新的磅礴力量，在保障国家能源安全的征程中书写绿色答卷。
展望未来，我国稠油开发将加速迈向绿色化、高效化、智能化。国家正加快出台稠油绿色开发扶持政策，推动稠油产业从“高碳热采”向“低碳开采”升级发展。稠油热采碳排放在我国原油开采碳排放中占比超30%，CCUS（碳捕集、利用与封存）技术规模化应用将迎来爆发期，新疆油田已在2025年率先实现年注二氧化碳百万吨的历史性突破，业内预测，到2035年我国CCUS-EOR（提高采收率）产业年注二氧化碳规模有望达3000万吨级，实现增产与减碳双赢。光热替代、电热储能等清洁能源技术也将与稠油生产深度融合，进一步降低碳排放强度。
以化学降黏和二氧化碳驱替为代表的化学冷采技术正加速推广，助力数亿吨难采稠油从热采转向冷采。井下大功率电加热技术持续迭代，正在将稠油热采深度拓展至1500米以深，有望盘活渤海湾规模巨大的中深层稠油资源。
数智融合方面，稠油开发正从“经验驱动”全面转向“数据驱动”。数字孪生油藏模型结合光纤分布式传感技术，实现了对地下蒸汽腔动态可视化监控与注采参数实时优化，推动稠油开发迈向精细化、智能化的全新时代。