隨著光伏、風能、新能源汽車等相關戰略新興產業迅猛發展，全球能源結構正經歷巨大轉型，因此，要推進新能源和傳統能源融合發展，統籌好能源“促轉型”與“保安全”的關系。探尋中國式油氣與新能源發展的模式是深度開發我國油氣資源的必然選擇，更是促進新時代能源高質量發展的必由之路。

近日，第十三屆亞太頁巖油氣暨非常規能源大會（ECF2023）在上海召開。大會以“創新、可持續發展和效益開發”為主題，重點圍繞創新技術和解決方案、頁巖油氣和非常規能源最新趨勢、產業發展整合與協作展開研討，共同探尋中國式油氣和新能源融合發展的新模式，推動我國能源行業走上更加綠色更可持續的發展之路。

近年來，在國家“雙碳”戰略驅動下，我國能源生產結構不斷升級。2023年初，國家能源局印發了《加快油氣勘探開發與新能源融合發展的行動方案》，強調要統籌推進油氣供應安全和綠色發展，在穩油增氣的基礎上，加快行業的綠色低碳轉型。

隨著光伏、風能、新能源汽車等相關戰略新興產業迅猛發展，全球能源結構正經歷巨大轉型，因此，要推進新能源和傳統能源融合發展，統籌好能源“促轉型”與“保安全”的關系，這對能源企業提出了更大考驗。

面對能源行業發展的新形勢、新要求，探尋中國式油氣與新能源發展的模式成為深度開發我國油氣資源的必然選擇，更是促進新時代能源高質量發展的必由之路。

非常規氣是我國天然氣重要接替資源

“十三五”期間，我國非常規油氣勘探開發取得革命性突破，成為我國穩油增氣最現實的接替資源。中國工程院院士康玉柱表示，我國天然氣市場已進入高速增長期，未來還將有10~15年的穩健發展階段，由高增速轉至中高增速。我國非常規氣資源十分豐富，開發利用的技術日趨成熟，是天然氣的重要接替資源。

康玉柱表示，近年來，全球能源低碳轉型步伐加快，在碳中和背景下，全球能源消費結構將產生“雙超越、雙平臺”的深刻變化。天然氣將超越煤炭成為第二大能源，需求增長主要來自工業和取暖，集中在亞太和中東地區；非化石能源成為能源增長主力，本世紀中期預計貢獻能源需求增量的近六成，主要推動力是亞太地區的新能源迅速發展；近幾年，煤炭進入消費平臺期并開始下降，中國減量調控、歐洲棄煤減煤、北美天然氣替代是主要原因；石油消費增速放緩、占比下降，但仍是主導能源，平臺期將在2025~2026年到來。

康玉柱認為，我國能源轉型已走上高質量發展道路，未來將實現“兩達峰、雙趕超”。在能源消費方面，將在2030年前達峰，年均增速從“十三五”的3%降至“十四五”以來的2.3%；碳排放量將在2030年前達峰，煤炭消費占比或降至50%以下，能源消費強度下降15%；“十四五”期間，非化石能源消費量在能源總消費量的占比，對內將趕超石油，對外將超世界平均水平。預計到本世紀中期，非化石能源消費增量將占能源總消費增量60%以上。

“天然氣是我國能源轉型的必然選擇，而非常規氣是我國天然氣的重要接替資源。”康玉柱介紹，天然氣按類型可分為常規天然氣、致密氣、頁巖氣、煤層氣等，其中，我國頁巖氣資源量占比過半。2022年，我國天然氣產量2178億立方米，其中頁巖氣產量240億立方米，占全國天然氣總產量的10.9%，具有較大上產潛力。

康玉柱建議持續加大補貼、科技攻關力度，發揮各行各業的技術優勢，加快提升頁巖油氣勘探開發能力，推動我國頁巖油氣產業高質量發展。

打造“中國版頁巖革命”

我國非常規油氣資源潛力巨大：陸上中高熟頁巖油資源量283億噸、頁巖氣地質資源量105.72萬億立方米，其中海相頁巖油氣資源量70萬億立方米。美國致密/頁巖油和頁巖氣可采資源量分別為106億噸和33萬億立方米，我國致密/頁巖油和頁巖氣可采資源量分別為55億噸和21.8萬億立方米。頁巖油氣成為我國近幾年的上產重點。

2022年，我國頁巖氣產量達到240億立方米、占全國天然氣總產量的10.9%，頁巖油產量達到338萬噸、占全國原油總產量的1.7%。長寧—威遠、昭通、涪陵3個頁巖氣國家級示范區，隴東、吉木薩爾、古龍、濟陽4個頁巖油國家級示范區，展示出強勁的發展勢頭。

在當前國際地緣沖突和貿易摩擦不斷擴大的背景下，頁巖油氣資源的開發具有重大意義，推動更高水平的“中國版頁巖革命”、加快頁巖油氣資源勘探開發，成為改善我國能源結構、確保能源安全的必然選擇。

21世紀初，北美成功進行了頁巖氣規模化商業開發。北美頁巖革命成功的關鍵在于大量中小科技型私營企業在不同領域開展技術研究，在不斷的實踐中取得技術突破，同時在成熟的技術交易中有大量風險資本涌入和成熟的資本市場加持，以及傳統大中型油氣公司后續積極參與投入。

相比北美，我國頁巖油氣開發仍處于早中期階段。上海達坦能源科技股份有限公司董事長李宏認為，技術創新和制度變革是實現“中國版頁巖革命”的必然選擇。他建議推進技術革命，通過核心技術的突破帶動產業升級，鼓勵和引導有技術開發能力的民營企業共同參與核心技術的攻關；深入推進市場開放，降低市場準入門檻，積極鼓勵民營企業深度參與頁巖油氣的投資和開發；以產業政策、稅收政策、資本市場退出制度變革為突破口，通過驅動中小型企業技術創新、稅收和資本助力，大步推進產業協同互動發展，走可持續創新發展之路。

中國石油勘探開發研究院原副院長雷群認為，儲層改造是實現中國“頁巖油氣革命”的核心技術，是撬動低品位資源的杠桿，是踐行“創新是第一動力”的原動力。

地熱能開發利用是傳統油企轉型升級突破口

日前，國家發展改革委、國家能源局印發《“十四五”現代能源體系規劃》，提出“積極推進地熱能供熱制冷，在具備高溫地熱資源條件的地區有序開展地熱能發電示范”。

地熱能是非碳基能源，是一種綠色低碳、可循環利用的可再生能源，未來可減少我國25%的二氧化碳排放量，是新型能源體系的重要組成部分。作為一種可再生清潔能源，地熱能的能源利用系數達73%，遠高于太陽能和風能等清潔能源，資源潛力巨大，且不受季節、氣候、晝夜變化等外界因素干擾，穩定性極強。

地熱能總熱能量約為全球煤炭儲量的1.7億倍，包括淺層地熱能、水熱型中深層地熱能和干熱巖地熱能。我國淺層地熱能開發利用規模位居世界首位。

地熱能和油氣資源相比，共同點是都儲存于以熱成因為主的高滲透和致密儲層，需要蓋層、運移通道、保存條件；區別是油氣資源一般存在于沉積巖中，溫度低于200攝氏度，單位時間油氣產量低、單井生產周期短，地熱能儲存于硬的花崗巖、變質巖或火山巖中，溫度多高于200攝氏度，單位時間產水量高，單井生產周期長達50年。

地熱能和頁巖氣相比，地熱能主要形成于巖漿和火山活動，主要分布在斷裂或巖漿活動帶；頁巖氣主要通過生物降解、有機質熱裂解形成，主要分布在盆地中心。

從地熱資源及其開發利用情況來看，我國中低溫地熱資源十分豐富，且大部分分布在沉積盆地，尤其是含油氣盆地內的地熱資源是我國中低溫地熱資源的主體。地熱與油氣同屬資源和能源行業，開采技術具有相似性。傳統油氣企業在礦權區內積累了大量地質、鉆井等資料，擁有成熟的人才、技術和裝備，以及研究評價地熱資源量、有效開發利用中深層地熱資源的綜合優勢，可以將廢棄油氣井作為地熱井重新開發利用。

在國家推進能源革命和低碳轉型的宏觀背景下，傳統油氣企業加快地熱資源的開發利用，能帶來顯著的經濟、環境和社會效益，不僅能助推傳統油氣企業實現節能減排、綠色開發的目標，而且能盤活固定資產、降低開發成本，收到可觀的經濟效益，提升傳統油氣企業的品牌和社會形象。

自然資源部咨詢研究中心研究員張大偉認為，傳統油氣企業轉型升級的突破口是地熱能開發利用，應加大資金、人力、物力等投入力度，組建工作專班或隊伍，以獨立或合作的方式獲取地熱能礦業權。

采出水余熱變廢為寶

11月18日，在中原油田濮三聯合站余熱運行車間，值班人員正在對熱泵系統進行調節，儀表顯示，經過處理后用于原油加熱的采出水溫度為74攝氏度。采出水攜帶的熱能被重新定義，中原油田采用余熱利用工藝技術將其“變廢為寶”，為原油外輸及井場作業提供熱源。

在油氣生產過程中，中原油田主要采用注水開發方式，油氣從地下被驅替出來時帶有大量的熱能。中原油田在各采油廠開展余熱利用項目，采用“電動壓縮式熱泵+直燃型吸收式熱泵+板式換熱器”吸熱換熱技術，從采出水中提取熱量，替換站內原有的加熱爐對外輸原油等進行加熱，服務油氣生產的同時，實現節能環保。

濮三聯合站項目實施后，預計年消耗天然氣36.7萬立方米、消耗電量137萬千瓦時，比原方式每年節約天然氣160萬立方米、減排二氧化碳3497.6噸。

“中原油田堅持新能源與油氣生產融合發展，加快新能源產業多元化布局，實現與油氣主業協同提效，強化氫能產業區域‘龍頭’定位，擴大‘風光電儲’自發自用規模，加快余熱等多能互補利用。”該油田生產運行管理部副經理張誠說。

無論是各采油廠聯合站（中轉站）的余熱利用項目，還是“碎、散、小”的光伏電站分布，都緊緊圍繞油氣主業提供最優服務。

截至今年10月底，中原油田已建成光伏項目近53兆瓦，投產光伏電站94座，光伏發電量超3200萬千瓦時。

發展光伏發電，中原油田摸索出自己的“路子”——從辦公屋頂、井場、池塘等閑置土地和屋頂資源這類“邊角料”場地入手，在與土地利用、生態保護等相協調的基礎上，采取統一規劃、集中連片、分步實施的方式，打造“光伏+環境治理”發電模式，以實現光伏效益化規模化發展，降低噸油氣生產成本，為油田新能源產業深度融入油氣主業打牢基礎。

“風光互補”模式賦能油氣生產

截至10月底，江蘇油田新能源今年累計發電量突破8000萬千瓦時，可為油區1800多臺抽油機提供一年用電量。近年來，江蘇油田積極構建“風光互補+油氣生產”發展模式，加快推進新能源建設與勘探開發融合發展。截至目前，油田已建成投產風電機組11臺（套）、光伏電站134座，形成裝機容量64.5兆瓦、年發電能力1.3億千瓦時的新能源規模。

江蘇油田井場、站庫大部分坐落于田野，風力、日照資源豐富。油田充分發揮自身優勢，堅持分散式與規模化并舉，“見縫插針”開展項目建設，有效盤活土地資源。

在真110井場，江蘇油田建設了風電機組、鋪設了光伏電板，形成了“風光互補”的發電模式；在永安農場，項目組員工在波光粼粼的水面上架設光伏板，上可發電、下可養魚，形成“漁光互補”模式；在聯盟莊集輸站，首個分布式屋頂光伏電站建成，光伏電站從地面向屋頂拓展。

今年，真110、花3-5、徐30等風光一體化項目全容量并網后，平均每年為油區電網提供綠電2300萬千瓦時。

但風力時強時弱、天氣陰晴不定，這些客觀因素對于需要穩定的電網來說并不“友好”。為了讓“看天吃飯”的風能、太陽能轉化成可用的能源，江蘇油田利用曹莊儲能電站存儲綠電，在滿功率情況下，4小時可充滿2萬千瓦時電能，可保障150多臺抽油機運行24小時。它就像一個“充電寶”，有效提高了綠電消納能力。需要放電時，生產運行人員無論身在何處，只需在手機上操作APP，便可讓儲能電站開始工作。

同時，油田積極推進電網改造和互聯互通建設，將余電輸送給新能源未輻射地區。今年3月，陳二線聯合線建設完成，截至目前，已輸送綠電602萬千瓦時。“接下來，油田計劃對崔莊—高集—范莊線路進行改造，讓綠電輻射周邊、全區共享。”江蘇油田工程管理部新能源室副主任席曉軍說。

新能源助力效益生產

截至11月20日，河南油田9月底投運的最大光伏發電項目已生產綠電12.7萬千瓦時，部分供應給魏崗區域的4條油井線路，為油氣生產單位節約電費8萬多元，有效助力效益生產。

河南油田既是產能大戶，又是耗能大戶，依靠油氣資源“一條腿”走路，步履維艱。他們緊緊圍繞企業“穩油降本提效”目標，首先從機制建設入手，建立新能源與油氣產能建設同部署、同設計、同實施的融合發展機制，重構企業綠色低碳發展的新模式，全力以赴助力企業可持續效益生產。

河南油田結合生產實際需求，關注風光、余熱、地熱等資源，構建地上地下新能源資源共用、風光電熱齊發力的綠色能源體系，為油井生產、燃氣鍋爐、集輸管線等源源不斷地提供低成本綠色動能，努力打造“零碳”井區、聯合站和集輸站。

2020年以來，河南油田依托自身豐富的風能、太陽能和余熱資源，利用閑置土地、閑置場站等，持續擴大新能源項目規模。截至目前，河南油田已安排實施包括光伏、風能、余熱、地熱等項目在內的新能源項目31個，綠電裝機規模達到河南油田規劃裝機規模的90%以上，每年可生產綠電1億千瓦時、節約天然氣700萬立方米、降低生產成本4500萬元、減碳7.4萬噸。

與此同時，河南油田從新能源項目的設計、投資開始，本著低成本原則，堅持一體化組織，形成設計、施工全過程一體化管理模式，降低工程造價，提高投資回報率，實現新能源項目投資成本低、建設速度快、投入效果好的多贏目標。

今年以來，河南油田又加大“借智”“借力”力度，和國家電投合作建設光伏、風能等新能源項目，與政府新能源主管部門建立常態化溝通機制，爭取土地使用優惠和稅費優惠等政策，從投資、管理、運維、稅費等方面多角度降低新能源項目的投資成本。

-----------------------------------------------本文摘自《中國石化報》