稠油 中国石油 新疆
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日前，位于克拉玛依的风城油田作业区，通过创新的光热开发项目替代传统模式，成功实现稠油零碳开采。
图片来源：中国电建
项目通过定日镜将阳光反射到高塔中，聚集后的太阳光就可以生产出305℃的高温蒸汽，然后蒸汽被注入地下用于稠油开采。
该项目还是全球首个超稠油开采塔式光热替代示范工程。它的落地为稠油零碳开采提供了可复制的“中国方案”。
这更标志着中国石油在超稠油零碳开采领域，实现了从技术探索到落地实践的关键性跨越。
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稠油因富含胶质与沥青质，天然具有密度大、黏度高的特性。新疆风城油田开采的就是典型的超稠油。
在地层条件下，其脱气原油黏度可达50000-100000mPa・s，部分高产井甚至高达 120000 mPa・s。
即便处于地下高温高压环境，这类超稠油仍异常黏稠，就像放进冰箱冷冻后凝固的蜂蜜，黏糊糊的难以流动，开采难度极大。
即便面临这样的挑战，稠油的开采依然有很大战略价值。
它不仅是重要的化石能源，更是生产环烷基原油的核心原料（环烷基原油是制造高端润滑油、特种蜡等工业产品的关键基础材料），因此被誉为工业领域的“黑金”。
目前，全球稠油开采主要分为热力采油与冷采两大技术路径，其中热力采油是我国稠油开发的主流方案。
该技术的核心逻辑是以热降黏，通过向油藏注入200℃以上的高温蒸汽，对油井周边地层的稠油进行焖烤加热，待原本凝固的稠油被焖化、恢复流动性后，再通过采油设备抽取至地面。
随着开发深入，热力采油还衍生出蒸汽驱、SAGD、火烧油层等技术。
但这些技术依赖化石燃料供能，生产热蒸汽需燃烧大量天然气或煤炭，导致能耗与碳排放双高。
数据显示，每生产1吨稠油约需消耗2.5-3.5吨蒸汽，能源消耗强度远超常规原油开采。
作为我国最大的整装浅层超稠油生产基地，风城油田的热采规模尤为突出，年均消耗天然气近10亿立方米、原煤约30万吨，是典型的高耗能、高排放开采场景。
而在国家双碳目标的大背景下，石油开采行业作为能源消耗与碳排放重点领域，面临明确的降碳减排硬性要求。
风城油田作为国内超稠油开发的核心阵地，主动推进碳排放削减，既是履行环保责任的必然之举，也是顺应国家政策导向、实现可持续发展的关键选择。
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近年来，随着绿色低碳技术的不断突破与成熟，油田零碳开采已经从理念走向现实。
2023年底，玉门油田老君庙采油厂酒东作业区率先取得突破。玉门油田通过新能源电力热力+负碳技术支撑+生产流程再造的组合方案，实现了净零排放，不仅获得“零碳工厂（标准级）”认证，更成功外输我国第一批“零碳原油”。
此后，塔里木哈得逊油田进一步升级实践，通过全流程电气化改造与清洁能源替代，建成中国石油首个百万吨级零化石能源消耗油田，丰富了采油降碳的技术路径。
这些案例的成功为风城油田的零碳探索提供了关键参考。风城油田选择以光热开发技术为突破口，构建零碳蒸汽供应-热采-储能的闭环体系。
图片源自：中国电建
该项目占地15万平方米，其中采光面积达5.15万平方米。
油田联合中国电建在此部署了23712面轻型模块化小定日镜，并通过智能控制系统精准操控。
白天，定日镜将太阳光反射至113米高的集热塔顶吸热器，通过聚光加热生成 305℃的高温蒸汽，直接注入地下用于稠油热采。
同时，利用地下油藏的蒸汽腔实现热能存储，即便夜间无光照，存储的热量仍能持续加热油藏，保障开采不中断。
值得一提的是，项目成功开发“光热-SAGD”一体化工艺、“镜-炉-控”一体化装备、蒸汽品质自适应调节系统、“模块化-撬装式”工程模式等4项首创技术。
项目还实现了供气参数、聚光精度、校准效率、系统可靠性、国产化率、经济性等6项关键指标领先，为油田从“耗能大户”向“低碳标杆”转型提供关键支撑。
这一光热项目投产后，每年可稳定生产5.2万吨零碳过热蒸汽，能替代近392万立方米天然气，摆脱了传统热采对化石燃料的依赖，真正实现超稠油零碳开采。
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风城油田作业区的超稠油零碳开采实践，不仅破解了自身高碳开采的难题，更为我国乃至全球稠油开发提供了可借鉴的降碳范式，让更多稠油油田看到了低碳转型的可能。
作为全球第四大稠油资源国（仅次于加拿大、委内瑞拉、美国），我国稠油总资源量达198.7亿吨，占全国石油总资源的20%以上，其中已探明储量为35.5亿吨，开发潜力巨大。
图片来源：辽河油田
从分布来看，这些稠油资源主要集中在渤海湾盆地、准噶尔盆地、塔里木盆地等大型沉积盆地，形成了辽河油田、胜利油田、新疆油田及渤海海域油田等多个生产基地。
此外，河南油田、大港油田等也蕴藏着可观的稠油储量，为我国能源供应提供了重要支撑。
多年来，我国始终高度重视稠油资源的勘探开发。目前已形成陆上为主、海上突破的开发格局，陆上稠油开发聚焦辽河、胜利、新疆三大油田，年产量已稳定超千万吨，是稠油生产的核心支柱。
海上稠油开发也实现了历史性突破。截至目前，我国海上稠油热采累计产量达500万吨，成为全球首个实现海上稠油规模化热采开发的国家，进一步拓展了稠油开发的空间。
不过，当前我国稠油开采仍面临显著的碳排约束，传统热采依赖化石燃料供能，碳排放强度较高，降碳成为稠油开发持续推进的关键瓶颈。
在此背景下，低碳技术成为破解碳排约束的核心路径。
除风城油田外，国内其他稠油油田也在积极探索低碳转型，例如河南油田通过应用新型节能技术，已实现减排2.37万吨。
我国陆上与海上油田均在推进能源替代（如绿电、光热），碳捕集、绿电替代等技术的稠油开采场景正不断扩大。
这些低碳技术的探索与落地，不仅为盘活我国巨量稠油资源打开了绿色通道，更助力提升了能源自主可控能力。
随着低碳技术与油气开发融合的不断深化，未来我国稠油开发有望逐步摆脱碳排束缚，真正迈入零碳时代。
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