新疆稠油：地下“黄金”难挖，却暗藏中国能源破局关键
戈壁滩上，23700面定日镜如钢铁向日葵般追逐阳光，它们聚集的炙热能量正将地下的“黑沥青”变为工业血液。
在新疆准噶尔盆地西北缘的风城油田，超稠油探明储量约3.6亿吨，被称为“流不动的油田”。 这种油在常温下黏度极高，人踩上去都不会下陷，传统技术根本无法开采。 上世纪90年代，国际三大石油公司前来考察后一致拒绝合作，理由是“不具有任何开发价值”。 然而，中国工程师用二十年时间，将这片“禁区”变成了我国最大的优质环烷基稠油生产基地。
资源困境：富饶的贫困
新疆稠油与沙特轻质油天差地别。 沙特轻质油易于流动，开采成本低于10美元/桶。 而新疆超稠油黏度极高，传统技术无法开采，即使技术突破后，每桶成本仍在30-40美元左右。
这种稠油虽然流动性差，但其环烷基含量却让它成为“石油中的稀土”。 全球仅2.2% 的原油属于这类优质环烷基原油，可用于生产高端润滑油、航空煤油等70多种特种油品。 中国石油对外依存度约70%，能源安全压力巨大。 稠油开发的核心价值在于保障国内供应，提高国家在油价波动和地缘政治风险中的主动权。
风城油田的超稠油被称为“流不动的油田”，在地下常温下几乎呈固体状态。 1990年，孙新革团队在风城油田试采超稠油时发现，采出的稠油冷却到二三十摄氏度时就会凝固，“人踩上去硬邦邦的”。
技术破局：从蒸汽到电热的革命
2007年至2012年，孙新革与科研团队探索出适合新疆油田浅层超稠油油藏的双水平井蒸汽辅助重力泄油技术（SAGD），为超稠油开发找到了“金钥匙”。 双水平井SAGD技术类似于“烧烤”开发技术，在油藏底部平行部署一对注汽井和生产井，注入超高温蒸汽将稠油“烤化”后采出。 这种技术将采收率从20% 提高到50%-70%。
但SAGD技术需要消耗大量天然气制造蒸汽，成本高且碳排放严重。 2023年，风城油田重18井区采用井下大功率电加热技术，实现“以电代汽”，半年节约蒸汽1.5万吨，节约天然气100多万立方米。 传统SAGD技术从蒸汽的生产到采出原油等环节都伴随着能量的高损耗。 新疆油田公司稠油产量占该公司总产量的32%，但其消耗的能量却占该公司总能耗的80%。
绿色转型：光热技术的突破
2025年9月，全球首个超稠油开采塔式光热替代示范工程——重37塔式水工质高温光热项目正式投产。 23700面定日镜将阳光聚焦到113米高的塔顶，直接产生305摄氏度的高品质过热蒸汽。
这一项目年供汽量达5.2万吨，可替代天然气392万立方米，减少二氧化碳排放0.85万吨。 光热转换效率达到53%，处于行业领先水平。 重37光热项目构建了完整的稠油光热开采技术体系，为全球稠油绿色开采提供了“中国样板”。 该项目由北京巴威公司研发的高性能水工质吸热器，作为光热系统的“心脏”装备，将油田从“耗能大户”迈向“低碳标杆”。
在克拉玛依白碱滩区，近50万块光伏板每年产生超过3亿千瓦时绿电，其中2.2亿千瓦时接入油田电网自用。 这种“以新能源开发传统能源”的模式，正在新疆油田形成良性循环。
老油田的新生：“压舱石”工程的力量
新疆油田八区始建于1958年，经过几十年勘探开发，已进入高含水、高采出程度的“双高”阶段。 实施“压舱石”示范工程前，八区原油年产量约80万吨；实施后，2023年生产原油已超百万吨。 中国石油自2022年起启动“压舱石”示范工程，提出重新评价油藏、重选技术路径、重构层系井网、重调油藏流场、重组地面流程的“五重”技术路线。
新疆油田2024年原油产量70%以上来自老油区。 通过“压舱石”示范工程，新疆油田将自然递减率控制到10% 以内，预计可提高油藏采收率10个百分点以上。 我国一半以上剩余可采储量分布在含水率超过70% 的老油田。 其中，中国石油三分之二以上原油产量来自开发10年以上的老油田。 戈壁滩上，新一代石油人正在改写能源规则。 但当人们热议“第二个沙特”时，却鲜有人意识到：新疆稠油开采成本仍是沙特的3-4倍。 在现有技术下，这片资源能否真正支撑起中国的能源独立梦想？ 技术突破让“不可能”成为“可能”，但经济可行性仍是悬在头顶的利剑。 未来十年，中国稠油开发能否在技术与成本之间找到平衡点，这仍是待解的课题。
