概述

世界稠油資源量達1.4萬億噸，年產油6.53億噸，探明儲量8150億噸，約占全球石油剩余探明儲量的70%，主要分布在委內瑞拉、加拿大等國家。我國稠油資源量約有198.7億噸，現已探明近40億噸，每年產量近2000萬噸，占總產量的10%，開發潛力巨大。但因稠油原油粘度大、密度高，導致其開采成本高、單位能耗和碳排放高，潛在的商業價值有待深入挖掘，是21世紀最具前景的接替資源。

稠油溫度敏感性強（溫度增加10℃，黏度降低約50%）。注蒸汽熱降黏是開采最主要的手段。按照我國降碳、替碳和固碳的“雙碳”目標發展路徑，可通過生物質能、光熱、井下綠電加熱、電鍋爐等生產綠色低碳的蒸汽，替代現有燃氣注汽鍋爐。其中，生物質摻燒是現行技術條件下部分替代燃煤的有效途徑，基于綠電的電鍋爐和井下電加熱也是清潔替代方式之一。

而太陽能光熱是“以熱替熱”的重要清潔替代途徑，稠油熱采通過高溫光熱技術產生蒸汽，并可耦合現有的注汽鍋爐以及配合變量注汽工藝。

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油田光熱制蒸汽發展趨勢

近年，成本下降、效率提升以及多能耦合發展使光熱應用于稠油開發的潛力越來越大。

（1）成本下降。

根據國際可再生能源機構（IRENA）分析，2021年太陽能熱發電系統的全球加權平均單位造價為4746美元/kW，比2010年下降50%。日鏡成本對單位造價有重要影響。2021年，定日鏡安裝后成本是140美元/m2，美國能源部（DOE）的目標是2030年降低到50美元/m2。

根據中國太陽能熱發電行業藍皮書（2022）預測的塔式光熱電站各子系統絕對下降值及塔式光熱電站的成本構成，預測到2030年整個太陽島成本下降率為23.1%、年均下降率為3%。

以50MW塔式光熱電站為例，太陽島占據其成本構成主要部分，比例超過一半以上。其次為儲熱系統和熱力發電島投資。

（2）效率提升

根據中國太陽能熱發電行業藍皮書（2022）測算，聚光、吸熱及熱功轉換過程是構成系統能量和效率損失的主要部分，占總損失的97%。因此，提高光熱發電效率關鍵在于提高集熱及熱功轉換過程的效率，尤其是熱功轉換過程的效率。

據估算，光熱發電系統效率可提升12%-27%；到2030年聚光集熱系統光熱轉換效率可提升14%，年均增長1.9%。

（3）多能耦合

光熱電站在多能互補系統中可發揮重要耦合作用，通過配置儲熱系統可調峰，減少棄風棄光，提高新能源消納能力；光熱制蒸汽可與燃氣鍋爐耦合，實現稠油低碳開采。

02

油田光熱制蒸汽技術路線

采用SAGD開發方式的稠油老區，可利用地下汽腔的儲熱能力，優先考慮耦合現有的燃氣注汽鍋爐，采用非連續供汽的光熱供汽方式；對于蒸汽驅和吞吐可考慮帶儲能的連續供汽方式。新區可采用光熱直接產汽（非連續）耦合燃機熱電聯產的方式，與產能同時建設。

（1）老區非連續產汽光熱解決方案（無儲能）

作為稠油生產SAGD（蒸汽輔助重力泄油技術）工藝注汽鍋爐供汽的替代方案，與注汽鍋爐耦合運行，采取變流量蒸汽注入方式用于井區。

新疆油田2022年啟動風城油田重37井區高溫光熱利用先導試驗項目，優選小定日鏡塔式聚光集熱技術，利用SAGD地下汽腔的儲熱能力，采用光熱直接產蒸汽（DSG）與注汽鍋爐耦合運行方式，實現對井區的穩定供汽。項目占地15公頃，吸熱器功率26MWt，額定產汽量36t/h，年產汽量5.2萬噸。

（2）老區非連續產汽光熱解決方案（帶儲能）

該方案適用于稠油生產的不同工藝注汽鍋爐替代，可實現獨立連續供汽，無需與注汽鍋爐耦合。該方案需要考慮設置儲熱系統，包括集熱系統、儲熱系統、蒸汽發生器（SGS）。

可采用熔鹽、導熱油或者水作為傳熱介質，吸收熱量后傳熱介質與熔鹽或其它儲熱介質進行換熱，把熱能存儲在儲熱系統中，儲熱介質與水工質換熱產生蒸汽。另外可在光熱+熔鹽儲熱的基礎上，增加熔鹽電加熱系統，利用谷電提高儲熱容量，降低供汽成本。

（3）新區連續產汽光熱解決方案（無儲能）

該方案適用于稠油新上產能區的供能解決方案，通過光熱/光伏耦合燃機熱電聯產設施，可最大限度實現清潔用電、用熱。

燃機采取以熱定電方式，提供蒸汽基本負荷，并為光熱鍋爐進行調峰；白天光熱鍋爐在高負荷下運行，燃機可采取一臺運行、一臺備用的模式；當光熱鍋爐轉為低負荷或停運時，通過增加燃機出力或啟動另一臺燃機提升供汽能力；燃機熱電聯產機組不僅僅為供汽調峰，也可為電網調峰。

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油田光熱制蒸汽成本分析預測

（1）基準情景

基于國內外政治、經濟以及環保減碳的大環境，天然氣價格呈現小幅提升的情景，對油田自用天然氣成本按每年5%遞增，碳交易按照5%增長考慮。綜合光熱效率增長、建設成本下降因素，預計2027年前后非連續產汽光熱的單位蒸汽成本與注汽鍋爐持平（未考慮碳收益）。

（2）強化政策情景

基于國內外政治、經濟以及環保減碳的大環境，天然氣價格呈現小幅提升的情景，對油田自用天然氣成本按每年10%遞增，碳交易按照10%增長考慮；綜合光熱效率增長、建設成本下降因素，預計2026年前非連續產汽光熱的單位蒸汽成本與注汽鍋爐持平，2028年前連續產汽光熱的單位蒸汽成本與注汽鍋爐持平（未考慮碳收益）。