让世界发愁的“愁油”，中国攻克了！中国石油丰富为何还要进口

海底明明埋着数亿吨石油，钻头打下去后，原油却黏得几乎流不动。中国花了十多年，把这种难采资源变成稳定产量。可国产原油创新高后，进口量为何还在增加？

所谓“愁油”，准确名称是稠油。它的密度较大、黏度较高，温度降低后流动能力会进一步变差。普通原油可以借助地层压力向井筒移动，部分高黏稠油却像浓稠沥青一样停留在岩石孔隙中。只靠常规水驱或天然能量开采，产量往往较低，部分油井甚至难以形成稳定工业油流。

热采的基本做法，是向地下油层送入高温高压蒸汽。热量传到原油后，黏度下降，原油能够穿过岩石孔隙向生产井移动。这个原理并不神秘，难点在于把它搬到海上，还要做得安全、稳定、经济。

陆地油田可以铺设较长的蒸汽管网，也有较大场地安放锅炉、储水设备和处理设施。海上平台的每平方米都很宝贵，增加一套大型装置，平台结构、承载能力和安全系统都要跟着调整。

蒸汽沿井筒向下输送时还会散失热量，油层埋得越深，保温难度越大。稠油被采出后常伴随水和砂粒，平台还要完成分离、脱水、防砂和外输处理。

我国海上需要注热开发的高黏稠油探明储量超过6亿吨，约占全国已探明稠油储量的20%，主要分布在渤海地区。储量看起来庞大，可“地下有油”与“可以低成本采出”是两回事。只有钻井、注热、举升、防砂、污水处理和外输等环节全部过关，地质储量才可能逐步转化成可销售的产量。

这也回答了“中国石油资源不少，为何还要大量进口”的第一个问题：资源量不等于现实产量。

我国部分新增石油资源位于深层、超深层、沙漠腹地、低渗透岩层和海上复杂油藏。钻井深度增加后，井身控制、耐高温材料、储层改造和地面工程的投入都会上升。技术上能够开采，不代表在任何油价下都适合快速开发。

第二个原因是需求规模太大。2025年，我国原油产量达到2.16亿吨，同比增长1.5%，创下历史新高；同期原油进口量达到5.78亿吨，同比增长4.4%。按供给规模测算，原油对外依存度仍在七成以上。

国内油田已经保持高位增产，可面对炼油、交通运输、航空和石化产业形成的庞大需求，国产原油仍不足以覆盖全部用量。

第三个原因是原油存在品质差异。不同产区的原油在含硫量、密度、含蜡量和酸值上各不相同。炼厂的常减压、催化裂化、加氢和焦化装置，通常按照一定原料结构建设。

国内某种原油即便产量增加，也未必能完全替换炼厂需要的中质、重质或含硫原油。进口不同油种进行搭配，可以提高装置利用率，稳定汽油、柴油、航空煤油及化工原料的产出。

石油也不只是汽车油箱里的燃料。塑料、合成橡胶、化纤、润滑材料、涂料、医药中间体和大量日用品，都要使用石化原料。新能源汽车普及能够减少一部分车用汽油需求，却不能立刻取代航空、远洋运输和化工生产中的石油用途。2025年我国原油消费仍保持增长，说明石油需求结构正在变化，并非简单消失。

第四个原因是经济账。国内一些稠油、页岩油、深层油藏的开采成本较高，海外部分成熟油田地质条件较好，生产和运输成本相对较低。在国际油价和运费合适时，进口原油能够降低炼化企业的原料成本。把所有国内油藏不计代价地同时开出来，既会增加经济负担，也可能过快消耗容易开发的优质资源。

进口并不等于把供应安全交给单一国家。2025年，我国原油进口来源已经拓展到约40个国家，并通过海运、陆上管道和港口储运系统进行调配。来源越分散，某个产区减产、某条航线受阻或局部市场价格异常时，企业越有条件更换采购方向。

国内稳产、进口多元化、管网运输和库存调节共同组成供应体系。

还有一个常见误区需要纠正。“深海一号”二期并不是日产10万桶的原油工程，它是我国自主建设的超深水大气田，主要产品是天然气，并伴有凝析油。把天然气产量折成油当量，再写成原油日产量，会造成项目性质和数据双重失真。

海上稠油热采的主要战场在渤海，“深海一号”则位于南海，代表的是超深水天然气开发能力，两项成果不能混为一谈。

所以，中国攻克海上稠油规模化热采，并不意味着从此不用进口石油。它解决的是一批难动用储量如何变成现实产量的问题，增加了国内供应的底盘；进口解决的是总量缺口、油种搭配和成本优化问题。两条路线同时推进，才符合一个大型工业国家的实际需要。

累计产量突破500万吨，只是海上稠油热采进入规模化阶段的标志，不是技术工作的终点。现有项目仍要面对蒸汽消耗大、井筒热损失、含水率上升、设备腐蚀和生产成本变化等问题。

热采轮次增加后，近井区域容易被反复加热，远处油层却可能动用不足。工程人员需要根据温度监测、压力变化和产液数据重新安排注采井组，让蒸汽尽量进入尚未充分动用的区域。

南堡35-2油田在多轮蒸汽吞吐后，进一步开展蒸汽驱先导试验。注入井连续送入热量，生产井在另一端采油，蒸汽在地层中形成向前移动的热区。试验累计产油突破20万吨，说明老热采区在调整开发方式后仍有继续提高采收率的空间。

锦州23-2等多层稠油项目投产后，技术人员还要处理层间差异。上层与下层的厚度、渗透率和含油饱和度并不一致，注入蒸汽容易优先进入阻力小的层段。

分层注汽、分层监测和精细调控将成为后续重点。平台操作人员按照生产制度切换阀门，记录各层段温压变化，地面团队再根据数据调整方案，使更多储量进入有效开发范围。

“热采一号”这类移动装备也将继续转场作业。它把海水处理、蒸汽制造、管线输送和安全控制集成在一座平台上，减少重复建设，有利于开发位置分散、单独建设固定注热站不划算的小型油藏。装备利用率提高后，一批过去因为规模偏小而被搁置的稠油区块，可能重新获得经济评价机会。

接下来的另一项任务是降低热采过程的能源消耗。蒸汽生产本身需要燃料，若热效率不高，产出一吨稠油所需的能耗和排放都会增加。

缩短输汽距离、加强井筒隔热、提高锅炉效率、回收余热以及探索电加热等办法，都有助于降低单位产量成本。热采技术能否长期扩大应用，不只看采得出多少油，还要看用多少能量、产生多少采出水，以及设备能否保持稳定运行。

海洋原油已经成为国内原油增产的重要来源。

“十四五”时期，海洋原油连续五年占全国石油新增产量的60%以上；2025年渤海油田油气产量当量突破4000万吨。稠油热采、亿吨级油田开发和老油田调整共同支撑了这部分增量。

中国仍会进口原油，也会继续提高国内产量。进口保障数量和品种，国产油稳住基础供应，新能源逐步减少部分燃料需求。三条路线不是互相排斥，而是在不同环节分担风险。稠油攻关留下的真正成果，也不是一句“从此不缺油”，而是面对复杂油藏时，中国多了一套能够自主掌握、持续升级的解决办法。

海底稠油被唤醒，不代表进口油轮会马上减少。真正值得讨论的是：面对七成左右的外部依存度，国内增产、海外采购和新能源替代，哪一项更该加快？