华北油气积极推进多元能源综合开发加快转型发展

1月13日，中国汽车工业协会发布数据：2020年新能源汽车产量和销量分别完成136.6万辆、136.7万辆，比上年分别增长7.5%和10.9%，新能源汽车产销量创历史新高。近年来，汽车厂商纷纷投资生产新能源汽车，传统燃油车每况愈下。

面对新能源强势来袭，以生产化石能源为主的石化行业，如何迎接新能源时代的到来，是值得深思和长远谋划的战略大事。2020年，中国石化提出构建“一基两翼三新”的发展格局，打造世界领先洁净能源化工公司，适应了新能源发展的时代要求。“我们必须依靠革命性思维和颠覆性技术进入新领域‘无人区’，占领新能源‘制高点’，建设成为多种能源综合高效利用的卓越企业，打造能源发展战略新的增长极。”中国石化华北油气分公司总经理吕新华表示。

抢占深层煤层气开发新先机

华北油气公司东胜气田大力推广风光互补发电，满足气井井口自动化控制装置电力需要。马献珍 摄

油企要大力研发非常规资源领域颠覆性动用技术，大胆进军煤炭综合开发利用领域。油田企业所开发的区域一般拥有多种复合资源，由于受开发技术限制，大部分资源未被开发动用。例如，鄂尔多斯盆地埋深小于2000米的煤炭资源量近2万亿吨，占全国总量的43%，但目前所能开发的仅为1000米以浅的约20%的资源。

华北油气分公司矿权区煤炭资源规模巨大，煤层气资源开发潜力大。根据最新资源摸底，该公司拥有侏罗系煤炭资源3412亿吨、上古生界石炭系煤炭资源量2721亿吨，总量达6133亿吨。其中，石炭系煤层生成的天然气是鄂尔多斯盆地致密气的主要来源。

鄂尔多斯盆地内侏罗系延安组中低煤阶煤层气分布广，华北油气将针对探区煤层气开展前瞻性研究和工程工艺试验，搞清楚深部煤层气赋存状态及产生机理。“盆地南部泾河油田煤层埋深400～1500米，煤层累计厚度4～20米，通过老井复查，发现泾河油田西部局部地区具备煤层气勘查的有利条件，应开展老井煤层气测试，评价煤层气勘探潜力。”华北油气分公司技术人员建议。

煤层气领域具备良好的勘探开发前景。近年来，油田企业加大了鄂尔多斯盆地煤层气领域的勘探力度。中国石油针对山西组灰岩薄互层煤层气开展了储层改造试验，试获工业气流；沁水盆地南部太原组、山西组煤层气已实现规模开发，是我国主要的煤层气产建基地；中国石化华东分公司在鄂尔多斯盆地南部延川南区块也实现了太原组、山西组煤层气的开发；华北油气分公司鄂尔多斯盆地南部彬长探区焦坪下石阶煤矿JPC-01井试气日产量最高1500立方米，彬长矿务局钻探DFS-V01井试气日产量1.5万立方米。

采用新技术，实现煤炭清洁高效利用。运用地下煤气化技术，可以将固体煤炭气化成混合气体输出地面回收；煤气化产生的高温余热，持续回注到页岩油层，可以大幅度降低原油黏度，提高采收率至60%～70%；二氧化碳可以注入低渗致密油藏地层，有效补充地层能量，能够较好解决余热的有效利用及碳排放问题。

加快鄂尔多斯盆地煤炭资源开发利用，可有效补充致密气资源的不足。目前，华北油气分公司已与高等矿业院校合作，针对不同区块、不同煤层性质、含气状况等进行分析，围绕煤炭资源开展煤层气和煤层衍生气勘探开发。

挺进气田采出水制氢新领域

截至2020年底，我国的加氢站数量已经达到118座，多地出台了相关的氢能规划。目前，中国石化已经具备了强大的制氢能力，年产氢能力超过300万吨，是国内最大的氢能供应商之一。煤制气产生的氢气，将为氢能利用开辟光明的前景。近期，中国石化宣布，计划在5年内建1000座加氢站，形成“油、气、氢、电”为一体的综合能源供应站，加快推进绿氢发展。华北油气具备开发氢能的先天优势。

目前，华北油气在生产天然气的同时，产层中部分地下水被同时采出。这部分采出水需经地面处理后再次回注到地下，费用高，环保压力大。公司立足解决采出水处理问题，形成了开展采出水制氢的初步设想。“让采出水从液态变成气态，废水变成清洁能源，既减少采出水排放，又实现变废为宝。”该公司生产运行管理部经理王斌介绍。

华北油气开展电解水项目有诸多优势。其一是政策优势：国家发改委出台相关文件鼓励陕西、内蒙古等地区发展氢能源，陕西省、内蒙古分别推进相关工作，且列入“十四五”规划；中国石化确定氢能源发展目标，多途径寻求促进电解水制氢技术的开发及推广。其二是水资源优势：华北油气每年有大量的采出水需要处理。其三是电价优势：大牛地气田分布大量的风电和光电，弃风弃光电较多，可以与相关发电企业协商，推进剩余电的采购，争取较低电价。

电解采出水的主要产品是氢气和氧气。短期内可以直接销售，供应附近的化工企业；中期可以进行深加工或利用，推进甲醇加工，满足气田防冻堵需要，及试点推动工区内氢能源汽车；远期可以布局新能源市场。氧气可用于地下煤气化项目。

近期，华北油气将开展小规模生活污水制氢项目先导试验，逐步推进气田采出水、返排液制氢项目。

进军油气田风光发电新高地

华北油气矿区大多位于荒漠、戈壁，井场远离常规电网，油气生产建设及运行成本较高，又存在“富光多风”的新能源资源优势。可以通过建设“光+风+储能+燃气机”方式的综合能源系统为油气生产供电，推进石化能源洁净化、洁净能源规模化，将企业打造成为中国石化领先的绿色洁净用能油气公司，进而向“净零”排放迈进。

推进光伏、风力发电项目，降低用电成本，实现气田绿色发展、效益开发。利用油气田的空地、废弃井场、闲置场地、屋顶等发展光伏、风力发电项目，采用自发自用模式接入华北油气内部电网，可解决油气田用电困难。大牛地、东胜等气田远离城市、农田，是建设大型光伏、风力发电场的理想场址，风力发电年利用时间为2500小时，光伏发电年利用时间为1390小时，建设成本低于西北地区，消纳电价高于西北地区，利润空间较大，开发潜力大。

采油一厂将太阳能和空气源热泵热水系统结合起来，组成空气源热泵与太阳能热水耦合系统，形成“太阳能板+空气源热泵+电加热”单井集成加热模式，实现源头减投入、运行降成本。经过3年多建设，该厂共推行“太阳能板+空气源热泵+电加热棒”加热设备26台套，淘汰燃煤锅炉31套，单井日用电量从1150千瓦时降至430千瓦时。同时，通过采取“端点加药加快油水分离、先排水后加热、推广应用地暖管线换热”等一系列技改新措施，节能增效显著。“通过技术革新，原油加热工艺更加合理，加热效率大幅提升，减少无效加热56%，年可节省加热成本200多万元。”采油一厂厂长吴旭光介绍。

开辟多类资源综合利用新业态

华北油气矿区具有较为丰富的地热、氦、乙烷等非常规资源，对这些资源进行开发利用不仅能够避免资源浪费，而且具有良好的经济效益，可谓一举多得。

氦广泛应用于航天工业、核工业、医疗、超导实验、深海潜水等领域，是国家安全和高技术产业发展的基本物资，属战略性资源。但我国的氦主要依赖进口，油气企业进军氦产业大有可为。东胜气田局部天然气氦含量较高，资源潜力较大。目前，东胜气田含有氦资源的天然气按照天然气价格一起销售，优秀资源未得到有效利用，造成巨大浪费。“利用东胜气田天然气处理厂冷却系统，增加相应的装置设施，实现对氦气的分离回收，可以延伸天然气产业价值。”采气二厂厂长唐万举表示。

华北油气通过10多年勘探评价，摸清了渭河盆地地热和水溶氦气资源的富集规律和资源规模。渭河盆地新近系、第四系热储中地热资源储量折合标准煤1248.2亿吨。21个地热井气样氦含量平均0.94%，远超天然气储量规范中氦浓度0.1%的工业指标，以及我国目前唯一开采利用氦的四川威远气田的平均氦含量0.2%。渭新1井2个层段抽汲时氦含量1%～5%。“加快地热和水溶氦资源兼探，加大资源综合开发力度，可实现多类资源综合利用。”华北油气分公司油气勘探管理部经理王付斌介绍。

华北油气利用渭新1井，在开采地热资源的同时，做好水溶氦的提取、提浓、提纯技术攻关及现场试验。目前，采气二厂和采油一厂的咸阳基地，较好地对地热资源进行了供暖利用，并计划在其他生产、生活基地对地热资源开展规模利用。公司将加快氦探矿权申报工作，加大华县、长安区块乃至渭河盆地及其他区域氦资源的评价力度，加强渭新1井、渭河盆地地热井相关区域资料的分析研究与天然气提氦工艺技术工业化调研。

乙烷可用作燃料、冷冻剂，是裂解制乙烯的优质原料。大牛地气田和东胜气田所产天然气中乙烷含量达5%～10%，华北油气通过行业分析、市场调研，探索运作模式，正加快推进大牛地气田乙烷回收工程建设，建成后，乙烷产量可达11万～15万吨/年，经济效益显著。