我国海上稠油热采累计产量突破500万吨

8月30日，中国海油宣布我国海上稠油热采累计产量突破500万吨，标志着我国成为全球首个实现海上稠油规模化热采开发的国家。这一里程碑式突破，不仅攻克了海上平台空间受限、高温高压井筒安全控制等世界级难题，更对保障国家能源安全、提升全球稠油开发技术话语权具有深远意义。 一、规模化开发的核心突破我国海上稠油资源主要集中在渤海海域，需注热开发的高黏稠油探明储量超6亿吨，占全国已探明储量的20%。长期以来，受限于平台空间狭小、热采装备集成难度大等挑战，全球海上稠油开发多采用冷采方式，热采规模化应用始终未能实现。中国海油通过十余年技术攻关，创新形成了三大核心能力：1. 大井距高强度热采模式：针对海上平台“少井高产”需求，突破传统小井距热采理论，采用“高强度注汽+多元热流体协同增效”技术，注汽强度提升30%，单井产量提高40%，在旅大5-2北油田Ⅱ期等项目中实现日产超500吨的规模化生产。2. 耐高温核心装备自主化：研发耐350℃注采一体化装备、移动式注热平台“热采一号”等关键设备，解决了海上蒸汽干度控制、井筒热损失大等难题。例如，“热采一号”平台可实现单日注汽量超2000吨，热利用率提升25%。3. 井筒安全长效控制技术：通过高温动态密封、井筒完整性监测等创新，将热采井大修周期从2-3轮次延长至5轮次以上，单井维护成本降低40%。 二、产量增长与战略价值截至2025年8月，渤海海域已建成南堡35-2、旅大21-2等多个主力热采油田，今年前8个月产量超130万吨，全年预计达200万吨，较2024年的100万吨实现翻倍增长。这一突破的战略价值体现在：能源安全保障：我国稠油资源量达198.7亿吨，但目前渤海油田稠油产量占比不足3%。规模化热采技术的成熟，可将海上稠油采收率从冷采的10%提升至30%以上，为国内油气增储上产提供新动能。技术领跑全球：中国海油形成的20余项核心技术中，大井距热采渗流理论、高温凝胶调堵等技术填补国际空白，相关成果已纳入全球稠油开发技术标准制定参考。经济开发新范式：通过“热化学复合吞吐”“电加热辅助开采”等技术，辽东作业公司等基地的热采单井日产量从不足50吨提升至150吨，吨油成本下降18%。 三、未来发展方向为进一步释放海上稠油开发潜力，中国海油正推进三大战略布局：1. 新区块快速建产：2025年重点推进锦州23-2、垦利10-2等亿吨级油田开发，新增动用储量超3400万吨，预计贡献产量增量的70%。2. 老油田提质增效：在南堡35-2油田开展蒸汽驱深部堵调技术试验，通过注入高温凝胶-泡沫复合体系，预计可提高采收率8-10个百分点。3. 技术迭代升级：攻关350℃高温射流泵注采一体化、大功率储层电加热电缆等技术，目标实现超稠油井全生命周期无人化作业。此次突破不仅改写了全球海上稠油开发格局，更标志着我国从“跟跑者”向“领跑者”的转变。正如中国海油勘探开发部姜维东所言：“海上稠油热采技术体系的成熟，为全球超600亿吨海上稠油资源开发提供了中国方案。”这一成就，或将开启海洋油气开发的新纪元。