我国稠（重）油产业高质量发展透视
破局稠油的“重”与“愁”
[中国石油新闻中心 2026-06-02]
编者按：稠油是我国油气资源体系的重要组成部分。在全球能源格局动荡、我国石油对外依存度偏高的背景下，盘活丰富的稠油资源、突破低效开发瓶颈、实现绿色低碳转型，是行业高质量发展的必答题。
从行业研讨锚定发展方向，明确稠油稳产上产、技术迭代、绿色转型的核心路径，再到各油田立足自身油藏禀赋，破解开发痛点难点，落地一批实用性、突破性技术，稠油开发正走出一条“技术创新、提质增效”的发展新路径。
5月中旬，稠（重）油大幅度提高采收率及绿色转型发展研讨会暨第二十二届“五省（市、区）”稠油开采技术研讨会在辽河油田举行。本次会议聚焦“创新驱动新质生产力，引领稠油产业高质量发展”主题，深入研讨稠油提高采收率及绿色低碳开发的新技术、新方法、新路径，给稠（重）油行业高质量发展指明了方向。
扛稳国家能源安全的稠油之“重”
稠油又被称为重油。稠油之“重”，不仅体现在其密度大、黏度高，更体现在保障国家能源安全之“重”、上下游产业链稳健发展之“重”上。
国家能源稠（重）油开采研发中心副主任，辽河油田公司副总经理、总地质师户昶昊表示，稠油是保障能源安全、支撑高端化工、夯实国防军工、稳定基建民生的战略储备，是支撑工业体系自主可控的“关键底盘”。
新疆油田、辽河油田产出的高环烷基稠油是炼制高等级变压器油、航空煤油、耐极寒机油等高端特种油不可或缺的原料，保持稠油稳产上产对保障国家能源与产业链安全至关重要。
与会专家学者表示，稠油的价值算的不仅是经济账，而且是能源安全账、战略账。
辽河油田勘探开发研究院总地质师尚策表示，稠（重）油开发在当前世界能源格局下，引起了越来越多的重视。虽然稠油资源十分丰富，但探明和采出程度仍处于较低水平。
数据显示，全球的原油资源中，稠油占比大于70%。目前，稠油日产量约130万吨，约占世界原油总产量的10%。
2025年，我国石油对外依存度超过了70%。同时，地缘冲突对能源保供形成新的挑战。我国稠油资源总量居世界第4，但年产量仅占原油总产量的10%左右，稠油稳产上产对提高能源自给率有着重大意义。
“要进一步提高政治站位，攻关原创性、领先性、先进性、引领性、适用性的稠油开发技术，支撑稠油长期稳产上产，保障国家能源安全。”中国工程院院士袁士义表示。
加速技术迭代升级破解稠油之“愁”
我国稠油产量主要集中在辽河、新疆、胜利、渤海等油田。尽管资源丰富，但开发难度日益加大。
从“难动用”走向“高效用”，如何破解稠油之“愁”？
我国海上稠油热采起步晚、后劲足，2025年产量超500万吨。我国成为全球首个实现海上稠油规模化热采开发的国家。
陆上稠油方面，我国上世纪50年代便开展了热采开发试验，80年代进入规模开发阶段。国家稠（重）油开采研发中心在中深层稠油蒸汽驱、SAGD、火驱等领域实现突破，Ⅰ类吞吐区块采收率提高到30%，SAGD采收率达到75%，蒸汽驱采收率提升至65%。
胜利油田未动用储量原油黏度增高，油层厚度变薄，开发动用难度增大；河南油田普通稠油储量占比低，高周期吞吐后继续单井吞吐进一步提高采收率幅度小……
西南石油大学石油与天然气工程学院副院长、国家能源稠（重）油开采技术委员会委员蒋琪指出，各油气田在稠油热采中普遍存在的问题是，稠油油藏类型多样，原油黏度和埋深变化大，现有商业化开采技术与高效开采需求存在差距，持续提高稠油采收率需要加速技术迭代升级。
“稠油老区仍然是进一步提高采收率的‘基本盘’，转换方式是重要方向之一。”新疆油田企业高级专家郑爱萍表示。该油田不断突破浅层稠油SAGD、蒸汽驱开发技术界限，采收率由吞吐的30%提高至60%—65%。第一代蒸汽吞吐热采区块需要向蒸汽驱、SAGD等方式转换。SAGD与“电气剂”耦合后，采收率可提高10到15个百分点。蒸汽驱通过井网重组、多介质复合等手段，进一步提高采收率。
西南石油大学副教授赵峰表示，常规稠油主要根据流体黏度进行分类，然后制定开发策略。现在稠油开发需要更加精细化的划分，针对薄层、厚层、浅层、深层等不同油藏类型，寻找更加适配的开发方式。
“埋藏更深、油品更稠、物性更差的剩余储量，需通过新一代技术攻关释放油藏潜力。”尚策表示。辽河油田开展了1500米深层SAGD、20万厘泊蒸汽驱、1000厘泊冷采替代等技术研究，迭代升级稠油大幅提高采收率技术V2.0，取得了热采注入介质由单一转向多元、蒸汽驱转驱对象由低黏转向高黏等多项突破。
稠油必须展现绿色转型新作为
目前，稠油的开发方式以注蒸汽热采为主，具有能耗高、碳排放高的特点。“双碳”目标下，稠油减排降碳压力增大，但着眼保障国家能源安全、降低对外依存度，又必须持续稳产上产。
绿色转型成为稠油开发的必然选择。与会专家也形成了一系列共识——加快稠油与绿电、储能的深度融合，推广电加热替代蒸汽技术；规模化推进CCUS与热采尾气循环利用，加快碳捕集装置建设，打造零碳示范工程……
“稠油冷采和高温热采技术之间，存在巨大的创新空间。”蒋琪表示。各油气田也共享了“碳”路向未来的思考与实践。
稠油热采燃料主要为天然气，天然气也是碳排放的主要来源，因此，替“气”便成为行业的共同选择。
新疆油田在用能端攻关扩大“电—剂—汽耦合规模”等技术，创新稠油EOR+新能源融合新路径。在供能端，通过地面高温光热、“绿电+谷电+电蓄热锅炉”等多能耦合，“立体”代替天然气。辽河油田加快以剂代“汽”、以电代“气”等步伐，15兆瓦电热熔盐储热蒸汽发生装置、井下大功率电加热装置建设等取得突破性进展，蒸汽、氮气、二氧化碳、调剖剂多元复合升级推动吨油碳排由1.2吨下降至0.75吨。
从“碳包袱”到“碳资产”，转型未来可期。吉林油田建成国内首个、亚洲最大的全产业链CCUS国家级示范工程，其技术成果在长庆、吐哈、新疆等油田广泛应用。辽河油田积极攻关火驱与CCUS协同开发和伴生气回注技术，建成了国内首座百万立方米火驱伴生气捕集站，同时，创新火驱二氧化碳与CCUS共轭、火驱氮气与SAGD复合的2种开发模式，实现了尾气的高效资源化利用。
给稠油降“温”，高效冷采技术稳步推进。经过多年攻关，胜利油田形成了针对不同类型稠油油藏的化学降黏开采技术系列，并且实现了工业化应用。西安石油大学教授陈刚提出了建立“稠油—水—醇”的富氢反应体系，制备外源与内源复合催化剂，实现稠油低温高效降黏的策略。
“‘双碳’目标下，稠油行业必须展现出应有的作为。”袁士义对国家能源稠（重）油开采研发中心提出期望。