油气田与风光电力融合发展研究

孔令峰，储培麟，朱兴珊，林朗星

( 1.中国石油天然气集团有限公司规划计划部；2.中国石油集团电能有限公司）

为加快构建清洁低碳、安全高效能源体系，国家陆续出台了若干法律、政策、规划、行动方案，以及相应的财政补贴政策，用来鼓励和大力扶持可再生能源发展。尤其是对风电和光伏发电等非水可再生能源发展的扶持力度最大，中国风电和光伏发电新增和累计装机规模已连续多年保持世界第一。随着风电和光伏发电规模化发展和技术快速进步，发电成本实现了连续快速下降，在风光资源优良、投资环境和市场条件好的地区，风电和光伏发电已基本具备与燃煤标杆上网电价平价条件。东北、华北和西北地区（以下简称“三北”地区）的油气田企业多处于风电和光伏发电优质资源地区，自备电网承担着所在地区清洁电力消纳责任，就近消纳清洁电力的交易价格已经可以低于国家电网下载电价。油气田电网要大规模消纳风电和光伏电力，需要配套必要的调峰或储能设施。油气田企业推广网电钻完井（网电即电网供电，相对于柴油发电机现场供电），油藏开采后期实施二氧化碳驱、减氧空气驱等三次采油措施，开发利用油区地热资源，以及利用枯竭油气藏埋藏二氧化碳，都需要大量低价电力供应。随着风电和光伏发电成本持续下降，一旦具备对网电的明显价格优势，“三北”地区油气田企业或可以结合枯竭油气藏弃置工作，利用油气田场站土地资源和已有的电网、道路等基础设施，择机介入风电和光伏发电业务，拓展二氧化碳埋藏商业项目，逐步实现从化石能源向清洁能源的转型发展。

1 风光电力发展对油气田企业的影响

1.1 政策拉动中国风电和光伏发电快速发展

近年来，得益于国家政策方面的大力支持，中国风电和光伏发电得到了空前发展。2010年《国务院关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》将太阳能光伏光热发电、风力发电及适应新能源发展的智能电网等列入战略性新兴产业。2014年颁布《能源发展战略行动计划（2014－2020年）》，确立了绿色低碳战略，把发展清洁低碳能源作为调整能源结构的主攻方向，大幅增加风电、太阳能等可再生能源消费比重，目标是到2020年非化石能源占一次能源消费的比重达到15%。2017年颁布《可再生能源法》，将可再生能源的开发利用列为能源发展的优先领域，同时要求电网企业提高可再生能源电力的吸纳能力等。

根据2019年6月国家能源局发布的《2018年度全国可再生能源电力发展监测评价报告》，截至2018年底，全国累计风电装机1.84亿千瓦、光伏发电装机1.75亿千瓦，风电和光伏发电装机合计已达到全部电力装机的18.9%。2018年，全国风电发电量为3659.6亿千瓦时，占全部发电量的5.2%，光伏发电量为1775亿千瓦时，占全部发电量的2.5%，合计占比达到7.7%。2018年，全国非水可再生能源电力（主要是风电和光伏发电）消纳比例平均为9.2%；全国平均风电利用率为93%，光伏发电利用率为97%，弃风弃光现象已经从根本上改观[1]。

随着风电和光伏发电成本竞争力越来越强，国家财政补贴退坡、平价上网推进力度也逐步加大，在光伏发电建设管理方面开始实行光伏发电补贴竞价政策。从2019年7月国家能源局公布的2019年光伏发电项目国家补贴竞价结果看，拟纳入的新建项目容量为2192万千瓦。其中，在I类资源区，普通光伏电站平均电价为0.33元/千瓦时，全额上网分布式项目平均电价为0.34元/千瓦时[2]。2019年，风电和光伏发电装机继续保持快速增长，估计新增装机规模均超过2000万千瓦。

1.2 油气田企业与分布式电力企业的合作潜力

2019年，国家发展改革委和国家能源局发布《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，决定对各省级行政区域设定可再生能源电力消纳责任权重。其中，明确“三北”地区的主要油气生产省区黑龙江、河北、内蒙古、陕西、新疆2020年非水电可再生能源电力消纳责任权重分别为20.5%、15%、18%、12%和13%，主要消纳的是风电和光伏发电。东北和西北地区不仅风能和太阳能资源丰富，油气资源也非常丰富，是中国主要的油气产区。油气田企业自身都是电力生产和利用大户，主要拥有和运行着110千伏等级的庞大自备电网，有些还有配套的热电厂，承担着当地资源型城市的供配电业务，年输配电量动辄数十亿甚至上百亿千瓦时。风电和光伏发电等清洁电力消纳责任指标，也将向油气田企业自备电网传递。

油气田企业自备电网的特点是规模大，用电负荷中心点多面广。用电负荷以油气田生产用电为主，主要受油气产能规模影响，峰谷差异不太明显。油气田企业自备电网具有一定冗余度，一般不需要较大改造就可以消纳一定比例的风电和光伏发电等清洁电力。从降低建设投资、运行成本和输配损耗角度分析，风电和光伏发电最适宜建设分布式电站，以便尽可能就地消纳。国家发展改革委和国家能源局在2017年下发《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，为发展光伏和风电分布式发电项目提供政策支持；明确分布式发电是指接入配电网运行、发电量就近消纳的中小型发电设施；分布式发电项目可采取多能互补方式建设，鼓励分布式发电项目安装储能设施，提升供电的灵活性和稳定性。

国内风电和光伏等清洁电力广泛接入电网，改变了传统能源系统的单一集中模式，在给能源系统带来了新挑战的同时催生了新的产业模式[3-5]。油气田企业独资建设风电和光伏发电项目的优势不如电力企业，自备电网如果无法完成清洁电力责任消纳量，则需要向超额完成消纳量的市场主体购买“超额消纳量”，或者购买可再生能源绿色电力证书（简称“绿证”），这样自备电网运行成本将明显增加。但油气田企业自备电网可以通过市场化交易，就近消纳分布式光伏发电和风电，此举不仅条件非常便利，降低用电价格的潜力也很大。同时，可以获得相应“绿证”和自备燃煤电厂的碳减排指标，既可以节省购电成本，还节省了购买“绿证”的费用，获得碳减排交易收入，降本成效显著。此外，油气田企业自备电网作为电网企业大用户，在国家深化电力市场化改革、清理电价附加收费、降低工商业用电成本政策大背景下，自备电网就近消纳清洁电力，也在一定程度上提升了与电网企业的议价空间。

2 油气田开发项目潜在电力需求巨大

据初步统计，全国陆上油气开采区内电网已经基本全面覆盖，年用电量高达数百亿千瓦时，其中“三北”地区占比2/3以上。“三北”地区的油气田企业，有很多老油气藏已经逐步进入开采后期或枯竭阶段，随着含水率上升，产液量增加，用电量也会随之增加。近年来新发现和投入开发的油气藏主要是低渗透、低丰度或深层类型，单位产能钻井和压裂工作量显著增大，开发生产用能需求上升。油气田用电成本主要体现在操作成本中的动力费方面，动力费主要受油井产液量、油藏埋深和电价等因素影响。由于油藏埋深不同，东北和西北地区老油田平均吨油用电量主要位于200～400千瓦时区间，吨油电费成本主要位于100～300元区间，有些偏远油气田的单位用电成本更高。“三北”地区整体上电力供应较为充足，但油气田实际用电成本多在0.6～0.8元/千瓦时，仍有较大的下降空间。

油气田电网要消纳具有“供应不连续并大幅波动”特点的风电和光伏电力，必须提高油气田电网的适应性和灵活接纳能力，运行方式、调度控制、保护配置等都需要进行一系列调整，必要时可以就地建设天然气调峰电站。一般情况下，当消纳比例在10%以下时，调整改造工作量并不大。但如果要达到类似黑龙江省20.5%的高消纳比例，就必须配套调峰或储能设施，或将自备火电厂改造为调峰电厂、新建天然气调峰电厂。油气田开发过程中推广网电钻井和压裂，油藏在开采后期实施二氧化碳驱、减氧空气驱等三次采油措施，开发利用油区地热资源，以及利用枯竭油气藏埋藏二氧化碳，都将新增大量用电需求，电价越低，能够达到经济门槛的项目规模越大，进而新增用电需求也越大。

2.1 推广网电钻井和压裂

油气田开发推广网电钻井和压裂，已经成为节能减排、降本增效、清洁发展的主要方向。相比使用柴油钻机，电动钻井具有节省油料运输费用、节省维护费用、减少工作时间、无污染等优点，其综合能耗可以比柴油钻机节省50%以上，单井钻完井成本可以降低15%左右[6-7]。近年来，随着大量低渗透、低丰度、页岩油气和深层油气资源投入开发，建设单位产能所需钻井和压裂工作量显著增大，尤其是在国家要求大力提升国内勘探开发力度背景下，每年新钻井数量高达2万多口，从降本增效角度推广网电钻井和压裂势在必行。

目前，国内油气田企业电驱和机电复合驱钻机推广继续加快，网电压裂也开始推广，网电利用比例逐步提高，预计对网电的需求将继续大幅上升。按照单井钻完井平均用电量300万千瓦时计算，如果在半数新井推广网电钻井和压裂，年用电需求增长潜力将达到300亿千瓦时。

2.2 推广二氧化碳驱油三次采油技术

二氧化碳驱油是油藏开采中后期提高采收率的一项成熟技术。美国二氧化碳驱年产油量多年保持在1500万吨左右，单个项目二氧化碳用量规模多大于100万吨/年，二氧化碳运输距离多数超过100千米[8]。近年来，国内多家油气田已经累计开展了数十次二氧化碳驱试验，配套技术已经基本成熟，也证实了二氧化碳驱技术对常规油藏和低渗透、特低渗透油藏的广泛适用性。吉林油田从2008年开始，在大情字井油田建成了4个二氧化碳驱油与埋藏试验区，年产油能力超过10万吨，年埋存二氧化碳能力35万吨，是国内目前规模最大的二氧化碳驱油与埋存项目。“三北”地区的大庆油田、长庆油田和新疆油田均在有针对性地开展二氧化碳驱油与埋藏技术攻关和先导试验。有专家做过研究，在松辽、渤海湾、鄂尔多斯和准噶尔等几大盆地，如果有廉价的二氧化碳来源保障，到2030年，二氧化碳驱产油规模或将提高到1000万吨/年。

与水驱相比，二氧化碳驱的电力需求增加明显，原因是二氧化碳压缩机电耗较高，集输系统能耗增加。这是因为二氧化碳驱采出液中胶质和沥青质的含量比水驱采出液要高，原油密度增大，流动性变差。以国内中等埋深低渗透油藏水驱后期用二氧化碳驱提高采收率（水气交替驱）项目为例，如果年产油规模约50万吨（其中最大增油量约30万吨/年），年需注入二氧化碳约100万吨，年耗电量高达2亿千瓦时。有学者测算，国内二氧化碳驱油项目可埋藏二氧化碳48亿～101亿吨[9]，按照最小潜力48亿吨持续埋藏50年计算，平均每年二氧化碳埋藏量约1亿吨，相当于11个40亿立方米/年褐煤制天然气项目的二氧化碳排放量。考虑到二氧化碳捕集、管输和注入等全流程，产油规模1000万吨/年二氧化碳驱油项目的二氧化碳用量约2000万吨/年，年用电量将达到50亿千瓦时以上[10-11]。

国家一直在鼓励实施二氧化碳捕集与埋藏项目，从保护生态环境方面考虑，二氧化碳驱油是大量埋藏二氧化碳、落实碳减排承诺最好的路径之一。随着碳减排约束逐步落地和碳交易市场的逐步发展，预计国内煤化工等产业的二氧化碳捕集项目将会增多，管输设施将逐步建设和完善，老油田实施二氧化碳驱油的积极性也会提高，油田电网对清洁电力的需求也将随之提升。就近消纳清洁电力，能够显著降低用电成本，促进二氧化碳驱油项目的发展，实现良性循环。

2.3 实施减氧空气驱提高采收率项目

未来20年，减氧空气驱将是具有发展潜力的战略性提高采收率（EOR）技术，目前国内已经开展了广泛研究和试验[12]。减氧空气驱利用更低成本的驱替介质，对低渗透等特殊条件油藏实施规模补充能量，以吞吐、驱替等方式开发，用于大幅提高原油采收率。低渗透油藏经过长期的注水开发后，继续注水可注入性变差，开发效果难以保证，转换为空气驱或泡沫辅助空气驱开发可大大提高采收率；对于注水比较困难的特低渗或水敏性低渗透油藏，油田开发的初期就应采取注气方式，减氧空气驱是较好的选择。注水开发“双高”油藏（高含水、高采出程度，含普通稠油油藏）一般储层非均质性严重，在中高含水开发后期，常规的提高采收率技术面临成本和效果的挑战，泡沫辅助空气驱可以满足进一步提高采收率的迫切需求。高温高盐油藏大部分具有埋藏深、储集层温度高、注入水（地层水）矿化度高的特征，不适合开展化学驱，减氧空气驱将是这类油藏提高采收率的主要技术发展方向。

在缺乏二氧化碳来源的地区，减氧空气驱是老油田提高原油采收率项目的一个重要替代选项。实施减氧空气驱，需要利用空分装置将空气含氧量降至10%以下，再用高压气体压缩机注入油层，所以用电量非常高，电价对项目效益影响较大。从大庆、吉林等油田的试验项目看，平均注入约4～5吨氮气可以增产1吨原油，耗电量约1000千瓦时。粗略估算产油规模1000万吨/年减氧空气驱项目（增产油量约600万吨/年），氮气用量将达到3000万吨/年，年用电量将达到60亿千瓦时以上。减氧空气驱一旦得到推广应用，也将大幅增加老油田用电需求。油田电网就近消纳清洁电力降低用电成本，也会促进减氧空气驱项目的发展。

2.4 油区地热资源开发利用

地热与石油是共存于沉积盆地的两种资源，油田分布区往往也是地热资源广泛分布的地区，油气田企业开发地热资源具有得天独厚的有利条件。国内油区蕴藏的中深层中高温地热资源，主要富集在“三北”地区的松辽盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地。油气田企业在地下资源勘探、钻完井、提液、输送、水质处理等方面具有显著优势。油田地质资料丰富，可利用的废弃油水井数量大，可以大幅降低勘探开采成本，开展地热能梯级综合利用的条件也非常优越。目前，油气田企业在油井产液热量利用方面已经开展了大量工作，节能减排成效显著。在直接开采地热用于供暖方面快速发展，北方油区范围内水热型地热供暖面积已经达到数千万平方米。

水热型地热资源开发利用的主要投资和成本来自钻完井、提液、泵输和回灌，提液量与回灌液量大，用电量较大，电力成本占运行成本的比例较高。从华北地区典型水热型地热供暖项目来看，用电成本占操作成本的1/3以上。据不完全统计，北方地区油气矿权区内报废油气水井数量已经超过10万口，部分具备转化为地热井的条件。如果20%的废弃井即2万口用于开发水热型地热资源，其中半数用于采液，另一半用于回灌，保守估算单井热水产能200立方米/日，即可新增供暖面积1.2亿平方米以上[13-14]，在采暖季将新增用电需求20亿千瓦时以上。油区地热资源的开发利用是典型的绿色能源产业，新增用电规模不算太大，而且地热采出水回灌高峰可与夜间峰谷电价阶段重合，有利于油田电网调峰。

3 油气田企业发展清洁电力业务的潜力

3.1 油气田企业发展风光发电业务潜力巨大

全国陆上现有油气采矿权面积十多万平方千米，油气井数十万口，站场数万座，存量用地近千万亩，油气田企业自备电网基本都能够覆盖。以大庆油田和长庆油田为例，经初步测算，这两大油田电网基本无需进行较大改造，即可按照10%左右的消纳比例，每年消纳可再生能源电量约为20亿千瓦时，可就近接入约135万千瓦的分布式光伏发电和风电，可以直接节约用电成本2亿元，节省“绿证”购买费用3亿多元，直接实现降本增效5亿元以上。

从近中期看，油气田企业将继续大力推动网电钻井和压裂工作，积极推广二氧化碳驱油与埋藏和减氧空气驱等提高石油采收率技术，扩大油区水热型地热的开发利用规模，年新增用电需求数百亿千瓦时。这些新业务将大幅提高油田用电需求，也将进一步提升对清洁电力的消纳总量和消纳比例。

从中长期来看，随着风电和光伏发电技术的持续进步，油气田企业完全可以依托自备电网、油区道路、土地和市场等优势，逐步发展分布式风电和光伏发电业务。随着油气田资源的逐步枯竭，大量的油气井、场站和管道需要逐步弃置。油气井如果用于埋藏二氧化碳或通过碳排放指标交易获得部分收入，可用于弥补部分弃置成本；油气井场逐步弃置以后可以腾退出大量的工业用地，道路和供配电等基础设施均可以重复利用。

有专家测算，国内现有天然气田资源枯竭以后地质封存二氧化碳的潜力范围是41亿～305亿吨，不包括大量未发现气藏[9]。国内天然气资源也主要蕴藏在“三北地区”，以封存潜力中值170亿吨测算，在未来50年内，年均封存二氧化碳约3.4亿吨，每年将新增用电需求高达数百亿千瓦时。利用废弃油气井封存二氧化碳业务，也能够为油区分布式光伏和风电项目带来巨大的发展空间。以未来50年年均500亿千瓦时电力需求计算，需要新增光伏发电装机3300万千瓦。按照每千瓦光伏发电装机平均用地20平方米计算，需要用地约87万亩（约合580平方千米），约为现有存量用地的1/12，仅占油气采矿权覆盖面积的0.4%。而且，“三北地区”油气区主要位于戈壁、沙漠、盐碱地和草原地区，新增光伏用地不会影响到耕地。结合上述多种因素，从中长期战略层面，“三北地区”老油气田企业在提高自备电网消纳清洁电力的同时，也具备条件逐步开发清洁电力业务，实现从传统化石能源向清洁能源的转型发展。

图1 煤炭地下气化商业项目示意

3.2 油气田企业多能融合发展潜力巨大

能源行业跨界融合发展已经成为一个热门话题，其中传统化石能源和清洁能源融合发展，较容易实现全方位的优势互补、降本增效、协同升级。“三北”地区含油气盆地不仅风能、太阳能和地热等清洁能源资源丰富，煤炭资源更加丰富，而且煤炭与油气广泛存在叠合分布情况。煤炭资源的清洁开发利用是中国能源转型的一个重要方面[15]，煤炭地下气化技术（UCG）则是实现煤炭资源清洁开发利用的一项革命性技术（见图1），油气行业将是推动该技术研发应用的关键主体之一[16]。国家发展改革委、国家能源局印发的《能源技术革命创新行动计划（2016－2030年）》明确提出，要在2030年实现规模化地下气化开采工业示范。新疆和内蒙古东部蕴藏有上万亿吨 的中深层煤炭资源，没有井工开采价值，但多数是适于地下气化的褐煤和低变质烟煤。在油区实施中深层煤炭地下气化项目，将煤炭资源转化为甲烷、氢气、电力等清洁能源的同时，也可以捕集产出的二氧化碳，大部分就地埋藏于废弃的地下气化腔中，其余的二氧化碳可作为驱油的廉价碳源，或埋藏到废弃油气田，完全有条件实现低成本的二氧化碳“零排放”[17]。煤炭地下气化项目地面空分系统副产的大量氮气，也可以直接用于减氧空气驱提高石油采收率。以2030年建成年产200亿立方米甲烷的中深层煤炭地下气化项目规模为例，可以捕集约4000万吨二氧化碳，其中2000万吨可以就地埋藏到废弃气化腔中，剩余2000万吨足够支撑产油规模1000万吨/年二氧化碳驱油项目；副产氮气上亿吨，足够支撑产油规模3000万吨/年减氧空气驱油项目[18]。

从成本上看，在当前实际网电电费水平下，煤炭地下气化项目二氧化碳捕集成本约50元/吨，驱油项目二氧化碳注入成本约100元/吨；以规模化高压管输计算，500千米范围以内管输成本约50元/吨。在老油区配套设施充分利旧情形下，不考虑增油效益，二氧化碳捕集、管输和埋藏的完全成本有望控制到200元/吨左右，这个成本水平与全球已在征收的碳税平均水平基本相当。如果分布式风光清洁能源发电成本进一步降低，直接接入油田自备电网的结算价格达到“全额上网分布式项目平均电价”的0.34元/千瓦时水平，则实施二氧化碳驱油与埋藏、减氧空气驱项目成本也将显著降低，有利于扩大提高石油采收率规模和二氧化碳埋藏规模。

由此可见，油区煤炭地下气化项目与油气生产的协同作用非常好，可以促进煤炭行业、油气行业和电力行业的多能融合发展，实现资源共享、产品互供、降本增效，提高化石能源资源清洁开发利用效率和效益。随着国家碳税征收政策的强制执行，也有望在枯竭油气田基础上开创一项“清洁电力＋煤炭地下气化＋二氧化碳埋藏”绿色产业。综合区位、资源、技术和市场等优势，“三北”地区油气田企业将成为油、气、煤化石能源与清洁能源融合发展的领跑者，有望探索出一条传统能源企业向清洁能源生产企业的转型发展路径。

4 结论

油气田企业多处于风能和太阳能优质资源地区，拥有规模大、点多面广的自备电网，是消纳清洁电力的用电大户，与分布式清洁能源发电企业开展合作、降低用电成本的潜力巨大，有望形成油气田企业和清洁电力生产企业“优势互补、互利双赢、协同发展”局面。

在能源转型大背景下，随着油气资源劣质化进一步加剧，“三北”地区的老油气田逐步进入生产中后期，油气田企业需要继续大力推动网电钻井和压裂工作，积极推广二氧化碳驱和减氧空气驱等气驱提高石油采收率项目，继续扩大油区水热型地热的开发利用规模，由此使得年度新增用电需求或高达数百亿千瓦时，比现在用电量增加一倍以上。结合必要的油田电网改造升级，考虑必要的天然气调峰电站，这些新增用电需求将大幅提升对清洁电力的消纳能力。随着分布式风光发电成本的进一步下降，将同步提升提高石油采收率项目规模，甚至催生利用废弃油气藏埋藏二氧化碳的新产业，年均封存二氧化碳可达3.4亿吨，带动3300万千瓦分布式光伏发电装机增长。

从中长期来看，“三北”地区的老油气田企业，也可以依托自备电网、油区道路、土地和市场等优势，逐步发展分布式光伏发电和风电业务，用清洁电力逐步替代自备火电厂，积极履行碳减排义务。从战略层面考虑，油气田企业可以利用煤炭与油气广泛叠合分布的区位优势、资源优势和石油工程技术优势，积极研发推广中深层煤炭地下气化技术，优先选择在“三北”老油区开展煤炭地下气化业务，可在枯竭油气田基础上打造最有前景的“低成本、零排放”清洁能源产业，有望探索出一条传统油气田企业向清洁能源生产企业的转型发展路径。