“双碳”目标下零碳油气田建设路径思考

罗佐县

（中国石化集团经济技术研究院有限公司，北京 100029）

“双碳”目标出台后，围绕减碳、降碳目标，各行各业积极制定相应路线图，这一趋势将引发整个经济社会发展模式的重构。油气田作为能源供应重要阵地自然也在调整之列，不仅要保障增储上产稳定，以实际行动支撑国家能源安全，也要顺应“双碳”目标发展形势，努力打造零碳油气田。

1 零碳油气田内涵及运行机制

1.1 零碳油气田内涵

“双碳”目标提出之后，学术界和业界虽然围绕发展零碳产业展开了大量理论和专业层面讨论，但截至目前尚无统一权威的零碳产业定义。教育部在2021年7月12日《高等学校碳中和科技创新行动计划》中定义了零碳排关键技术系列，包括节能降耗、非化石电力、储能及新型电网、绿氢及余热利用等技术。此外开发钢铁、化工、建材、石化、有色等重点行业的零碳工业流程再造技术纳入碳中和关键技术范畴。该文件关于零碳技术及工业流程再造的界定与零碳产业概念最为接近。碳中和目标提出之后，国内外关于以碳捕集与封存（CCS）/碳捕集、封存与利用（CCUS）、碳汇为代表的负碳技术及产业化的讨论也再一次成为焦点，各机构为此开展了大量预测。综合目前学术界和业界对零碳产业的综合研究认识及各类学术成果，可将零碳产业界定为“通过产业布局优化及节能降耗技术、零碳技术和负碳技术的系统应用推广，实现产业流程再造，继而实现净零排放的产业”。理论上看，零碳油气田是零碳产业的重要组成部分。根据零碳产业的一般内涵以及油气田生产运行行业特点定义，零碳油气田是指在节能降耗基础上以新能源电力热力和负碳技术驱动，通过生产运行流程再造，实现净零排放的油气田。

1.2 零碳油气田运行机制

从零碳油气田定义出发，零碳油气田主要通过节能降耗技术、零碳技术（新能源及其系列技术）及负碳技术（CCS/CCUS）的系统应用实现油气田零碳化。节能降耗、零碳及负碳技术在零碳油气田的形成过程中分别发挥着零碳化基础功能、零碳化突破功能和零碳化兜底保障功能，通过三类技术的协同应用实现油气田生成流程再造，零碳油气田就是在上述三大领域相互作用、相互影响中实现的，其运行体现“三位一体”的特点。

1.2.1 节能降耗是实现零碳油气田的基础环节

从企业经营追求成本控制目标角度出发，节能降耗是油气田降低成本的重要举措。若节能降耗取得重要进展，油气田实现碳中和的减排压力就会下降。油气田节能降耗主要手段包括提升设备和工艺流程节能效率、开展深度电气化改造、加大甲烷减排力度等，这是建设零碳油气田的基本出发点，也是油气田“能效提升”计划的核心[1]。

1.2.2 实施以大规模绿电与可再生热替代是零碳油气田建设的突破环节

油气田是耗能大户。整个石油产业在为社会提供能源的同时，其自身也是一个能源消耗的大户，石油行业每年会消耗全球3%～4%的一次能源，其中有50%消耗在上游的产业链（如勘探、钻探、开采和运输），并由此产生一定数量的排放。2019年全球典型石油公司上游油气业务温室气体加权平均排放强度为21.2千克CO2/桶油当量[2]。油气田生产过程中排放的温室气体主要包括CO2和甲烷，来自直接排放和间接排放[3]。根据其来源不同主要包括化石燃料燃烧排放、火炬燃烧排放、工艺过程放空排放、设备及管线泄漏与逃逸排放及净购入电力、热力等隐含排放五类。其中，火电消费排放占比最大，预计达到60%～70%或以上，其次是火炬燃烧排放和工艺放空CO2、甲烷排放，占到10%～20%。利用油气田自身的绿电、可再生热源系统以及跨区域电网提供的绿电系统驱动油气田经营，对油气田实现零碳化至关重要，此举是油气田控制间接排放的关键。绿电部分来自油气田自身的风电及光伏系统，油田可再生用热可以取自油田生产过程中的余热利用及废弃井余热利用等。从国内实践看，油气田生产运行需要耗费大量电力，仅靠自身的光伏发电和风电一般不易支撑油气田正常运营，为此油气田用电须坚持多元来源，着重依靠规模供应的绿电基地，为油气田提供强大稳定的能源支撑。

1.2.3 实施碳汇及CCS等负碳技术是零碳油气田建设的兜底保障环节

森林每生长出1立方米蓄积量，平均可以吸收1.83吨CO2，释放1.62吨O2。油气田土地是发展油田碳汇的重要资源。油气田具有较大的矿权面积和闲置土地，可以就地取材，因地制宜发展碳汇林等植被，以吸收更多的CO2。在碳中和背景下，林业碳汇是最经济有效地解决CO2排放上升问题的方法之一。从地质技术方面看，油气田驱油是实现埋存CO2与增产的重要途径。除此之外，油气田企业可以依托勘探开发工程技术优势，在大盆地建设专门用于埋存CO2的CCS/CCUS工程项目中心，用以埋存电力、化工等企业生产过程中产生的CO2，碳埋存是今后油气田企业重要业务拓展方向。若将CO2埋存业务发展成为油气田主业，从全生命周期看油气田完全有可能实现负碳化。

2 我国油气田实现零碳化的资源和技术潜力分析

2.1 油气田节能降耗潜力

油气田节能降耗聚焦实质减排和源头减排[4]，“三桶油”企业通过节能途径实现减排量如图1所示。在设备和工艺流程节能方面，针对油气田温室气体排放多数来自生产过程中的提取和钻孔、主动燃烧以及气体逃逸环节，通过使用节能抽油机、数字化抽油机以及节能电机、机采系统优化软件等技术手段提高提取和钻孔的能效；通过加大甲烷捕获力度、使用燃烧效率更高的设备，严格维护程序和维护频率等措施应用，可以有效减少甲烷燃烧；通过更换泄漏设备和管道、安装排放控制装置，及时检漏和维修压缩机站以及维护期间停止通风等可以有效减少泄漏。深度电气化改造方面，使用电驱装备相比柴驱装备降耗可达60%～70%，降低CO2排放35%～40%。全球首个实现碳中和的挪威斯维德鲁普油田就是通过岸电替代大幅减少了排放。国内油气田企业通过大力推广网电钻机、网电修井机和电动压裂装置，在“以电代油”节能降碳方面取得了显著效果。甲烷减排方面，通过综合运用人工监测、卫星遥感、无人机等手段，可以有效监测甲烷逃逸、工艺放空及火炬燃烧排放的甲烷浓度并采取措施。针对普遍存在的油气勘探、开发、集输、处理四大环节和放空、逸散排放问题，采用强化密闭混输工艺运用，以及大力实施套管气回收、火炬气综合利用、边远零散井回收等有效实现甲烷回收利用[1]。国内“三桶油”通过组建中国油气企业甲烷控排联盟，创建长效、有序的联盟机制和共建交流合作平台，有效地推动油气企业甲烷管控水平提升和技术创新，减少了甲烷排放。

图1 2021年“三桶油”通过节能途径实现CO2减排量

2.2 国内绿电供应潜力及绿电与油气田的匹配度

根据我国能源发展规划，到2030年以风电、太阳能、水电为主体的非化石能源占一次能源比重将达到25%，非化石电力装机目前已接近总装机容量的50%，到2030年前后按照规划装机容量将达到12亿千瓦以上。

中国石油资源量分布相对集中，主要分布在渤海湾、松辽、塔里木、鄂尔多斯、准噶尔等8个盆地，8个盆地的地质资源量均大于10亿吨。其中东部的渤海湾盆地和松辽盆地石油资源最为富集，石油地质资源量分别达308亿吨和150亿吨；其次中部的鄂尔多斯盆地、西部的塔里木盆地和柴达木盆地石油地质资源量均超过120亿吨。中国各盆地天然气资源的分布也相对集中，主要分布在塔里木、四川、鄂尔多斯及柴达木等11个含油气盆地。其中鄂尔多斯盆地和塔里木盆地最为富集，天然气地质资源量超过14万亿立方米；其次为四川盆地，其地质资源量接近10万亿立方米[5]。这些地区同时也是陆上风力、太阳能和水力资源分布密集区[6]。海上油气资源与风力资源分布也呈叠加态势。油气资源与风力、太阳能等新能源的区域并存的地理优势，使得油气田与新能源具有天然的融合点。

伍德麦肯兹根据清洁能源的可用性和CCS的潜力对全球盆地进行了分类，基于油气与新能源及CCS潜力融合评判标准，将全球盆地分为顶级超级能源盆地、可能的能源超级盆地以及处于不利地位的超级盆地。顶级能源超级盆地具有强大的可再生能源和CCS潜力；可能的能源超级盆地可以提供良好的可再生能源或CCS潜力，无法二者兼有；处于不利地位的超级盆地一般缺乏强大的可再生能源和CCS潜力。根据伍德麦肯兹的评价，中国的渤海-华北盆地属于顶级超级盆地，塔里木盆地、鄂尔多斯盆地和四川盆地属于可能的能源超级盆地，具有发展潜力[7]。

2.3 国内油气田实施CCS工程潜力

国内研究成果认为，CO2捕集埋存与提高采收率（CCUS-EOR）技术增产原油和埋存减排CO2潜力巨大，负碳技术在油气田零碳建设中大有可为，应依托油气田加快推进各大盆地CCS工程中心建设，做好CO2埋存与利用，现阶段重点做好CO2驱油。CO2驱油是有效补充油藏地层能量，提高原油采收率的主要技术之一。目前世界上大型碳捕集项目捕集的CO2中，超过70%用于油藏提高采收率，特别是用于低渗透油藏提高采收率。据中国石油勘探开发研究院2020年评价结果，中国石油国内油田已动用储量中，适宜CO2驱油提高采收率的低渗透油藏地质储量为67.3亿吨，通过CO2驱油预计平均提高采收率16.5个百分点、新增可采储量11.1亿吨，在驱油阶段可有效埋存CO229.5亿吨。根据国家“973计划”对中国主要油气盆地区域内主力油气藏CO2地质埋存潜力的初步评价结果，油藏的CO2驱油埋存潜力超过140亿吨，其中松辽、鄂尔多斯、渤海湾、准噶尔等盆地的主力油区CO2埋存潜力大，是实施CCUS-EOR的重点地区；中国主要盆地深部咸水层的CO2理论埋存潜力更大[8]。目前面临的问题是CCS/CCUS产业化水平滞后，产业化程度不高，因此应加大研发及示范力度，加快建设松辽、鄂尔多斯、准噶尔、滇黔桂等盆地CCS工程中心项目，进一步提升CO2埋存能力，为“双碳”目标的实现提供坚实的产业兜底保障。若上述目标得以落实，按照目前的上游排放水平，中国油气田理论上完全有可能建成负碳油田。

2.4 国内油气田发展碳汇潜力

国内油气田由于历史原因形成大量的闲置土地。老油田二次大规模调改导致闲置土地出现。油田的生产受勘探开发生产工艺过程和当地自然条件的限制，需要对开发历史较长的老油田进行工艺改造、调整井位和油气处理中心布局调整以及改造地下已经腐蚀严重的管网，由此形成了大量的闲置油水井、井组、泵站等；外围油田职工住宅改造回迁，导致原有住宅及配套设施用地的闲置逐年增多；长期开采之后形成的报废油水井及用地闲置；油气田成立初期形成的农副业基地因土地贫瘠等原因放弃耕种，导致部分小规模农副业基地的闲置[9]。上述闲置土地资源是油气田发展碳汇的有利条件。

3 国内零碳油气田资源匹配度及实施路径

3.1 通过产业园区凝聚资源形成产业链协同是实现油气田零碳目标的技术选择

目前油气田在零碳化建设方面的用电主要依靠电网供应，用电是主要排放来源。绿电替代比例处在较低水平，10%的替代比已是理想情景，负碳技术也仅处于探索和示范阶段，未来实现油气田零碳需要大规模绿电、CCS与油气田的系统耦合，继而形成产业链[10]。实现零碳油气田所需的清洁电力供应需要依靠强大的国家新型电力系统支持，这是必由之路，也是基础和关键环节。

从国内油气资源与新能源分布情况看，油气资源分布与风力、太阳能、水力资源、地热资源分布多有重叠，油气田普遍具有发展和利用清洁能源的地利条件。因此要将油气田新能源、油气田所在地区及跨区域的新能源发展规划以及负碳技术及相关产业发展规划与零碳油气田的发展结合起来。具体而言，将零碳油气田建设与当地及一定区域内的新能源产业规划结合起来，树立系统思维和大区域产业集群发展观[11]。这种产业链的表现形式，从地域范围看相当于跨区域的更大范围的产业园区，参与其中的产业因产业链而积聚，不是因地域而积聚，是突破了地域限制、具有泛产业园区特点的零碳产业园区。这种要素集聚实现的零碳产业园区直接或间接产生的CO2排放总量，在一定周期内通过节能降耗技术、零碳技术、负碳技术的实施应用全部予以抵消，从而实现工业流程再造，实现零排放甚至负排放[12]。泛产业园区的最大优势在于突破地域限制的要素的集成，通过园区这个纽带将与产业链相关的各类生产要素有机联系，发挥整体协作优势以提高产业链资源配置效率。

3.2 国内主要油气田零碳化资源匹配路径实践

国内各油气田在规划基础上开始了局部的零碳化实践和探索，并取得一定进展。中国石油塔里木油田零碳沙漠公路生态防护林每年可吸收CO2约2万吨；中国海油利用厂区屋顶、绿化草坪及空地开工建设建成国内首个“光伏+海岛油田”涠洲岛零碳油田。中国石化江苏油田依托分布式光伏发电供能的零碳道路探索，在江苏油田打造分布式光伏创新应用场景。年报显示，2021年中国石油、中国石化新能源利用量分别达到700万吨标煤和450万吨标煤。中国海油涠洲海上油田群风光储综合能源示范项目每年清洁能源发电量为5 957万千瓦时，节约标煤约2.2万吨。

部分企业按照因地制宜思路，基于零碳油气田发展需要，已开始编制中长期零碳化目标方案。胜利油田碳达峰、碳中和行动方案提出依靠节能、新能源、CCUS、碳汇林4条脱碳路径实现零碳发展。大庆油田聚焦“双碳”目标，积极构建“油+气+新能源+碳汇”多能互补新格局支撑的零碳发展道路，统筹推进新能源业务与节能减排，完善风、光、地热、CCUS等业务的发展路径、技术体系及管理模式，加速形成绿色低碳发展的战略布局。吉林油田在远景规划中提出建设千万千瓦级风光发电、400万吨级碳埋存、百万吨标煤级地热利用三大工程，全力打造零碳油田。

3.3 油气田零碳化深度推进实施路径

根据《“十四五”可再生能源发展规划》，“十四五”时期全国将建成风光储一体化、风光水火储一体化、风光火储一体化、风光水储四大类型九大陆上新能源基地和五大海上风电基地，支撑现代能源体系建设。《“十四五”可再生能源发展规划》提出“统筹海上风电与油气田开发，形成海上风电与油气田区域电力系统互补供电模式，逐步实现海上风电与海洋油气产业融合发展”的海上油气田发展思路，对陆上油气田利用新能源也同样适用。基于今后新能源基地发展及CCS/CCUS工程中心的发展布局，结合国内主要油气田地理位置，本着油气田就近利用新能源以及充分利用新能源远距离输送规划落地带来的便捷条件思路，沿着去碳化基本主线，可以借力做好油气田发展规划，创建“油气田（节能降耗）+基地新能源匹配+油气田CCS工程+碳汇”的项目相互协同的零碳油气田产业链和产业集群[13]，通过产业园（泛产业园区）形式形成如下协同关系。

1）大庆油田、吉林油田、松辽油田：创建油田节能降耗+松辽新能源基地（风光储一体化基地）+油气田碳汇+油田CCS工程中心运营模式。

2）塔里木油田、克拉玛依油田、吐哈油田：创建油田节能降耗+新疆新能源基地（风光火储一体化基地）+油田CCS工程中心+碳汇运营模式。

3）冀东油田、渤海油田、大港油田、长庆油田、华北油田：创建油田节能降耗+冀北清洁能源基地（风光火储一体化基地）+黄河几字湾清洁能源基地（风光火储一体化基地）+油田CCS工程中心+碳汇运营模式。

4）胜利油田、东海油田：创建油田节能降耗+山东半岛海上风电基地+黄河几字湾新能源基地+黄河下游新能源基地+油田CCS工程中心（含海上埋存项目）+碳汇运营模式。

5）四川油田：创建油田节能降耗+川滇黔桂水风光综合风光水储一体化基地（金沙江上游川藏段和川滇段、金沙江中下游、大渡河、雅砻江、乌江、红水河等水风光基地综合基地）+油田CCS工程中心+碳汇运营模式。

6）滇黔桂油田、南海油田：创建油田节能降耗+川滇黔桂水风光综合基地（金沙江上游川藏段和川滇段、金沙江中下游、大渡河、雅砻江、乌江、红水河等水风光基地综合基地）+北部湾海上风电+油田CCS工程中心+碳汇运营模式。

上述理论上的匹配关系布局主要依据《“十四五”可再生能源发展规划》，基于就近利用和规模利用出发点形成。从发展角度看，这种匹配关系并非一成不变，未来随能源基地发展存在更多的选择和拓展空间。当前可再生能源发展正处于发展期，随着西部沙戈荒基地的建成以及各省、市、自治区新能源基地的分批投产，新能源基地的布局将愈加广泛，未来同油气田的匹配自由度将更高，这种匹配关系将保持动态调整。

4 保障措施及政策建议

4.1 高度重视油气田的节能降耗，为油气田零碳化做好基础工作

国内主力油气田经过多年开采，油田含水率高，产量递减现象已很普遍，油田设备设施老化，能耗物耗高，排放量大，实现绿色高质量发展面临诸多挑战。油气勘探开发不断向深层、深水及非常规领域进军，其油气资源量分别占全国待探明储量的30%、65%，地质条件日渐复杂，勘探开发能耗强度随之增长[14]。鉴于油气供应对能源安全有重要影响，国内油气田勘探开发成为经济社会发展的“刚需”，因此必须高度重视油气田的节能降耗工作，大力推广人工智能、大数据和绿色低碳等先进技术，实现国内油气田经济有效开发的同时减少温室气体排放。

4.2 做好行业层面火电CCS技术实施，为油气田动态零碳化进程提供保障

根据《“十四五”现代能源体系规划》，我国到2030年前后基本建成现代能源体系，届时以风电、太阳能为主体的新能源成为主体电力。此形势意味着在较长时期内火电依然是主体电力。零碳油气田的建设需要一定周期，当前油气田自身的绿电供应体系尚不足以支撑油气田零碳化所需的新能源，油气田运行能耗依然需要依托火电。在低碳和运行双重目标约束之下，火电清洁化改造就显得尤为必要，其关键技术环节是研发及推广CCS技术及设施。火电清洁化改造影响面不止油气田零碳化一项，但油气田零碳化现阶段及今后一个时期对火电清洁化则有着高度依赖。

4.3 解决好绿电发展中的关键技术问题，为油气田大规模绿电替代奠定基础

大型绿电基地建设目前存在的主要问题是风电、太阳能及水电等可再生能源主体受天气、季节及气候因素影响，供应不稳定。解决方案主要是发展储能、智能电网以及火电调峰等。新能源基地要加强风光水储、风光火储一体化建设，相关的技术研发一定要及时跟进和超前部署。如前所述，《“十四五”可再生能源发展规划》提出，“十四五”及今后一个时期我国将形成遍布全国各地的陆上九大新能源基地及五大海上风电基地，新能源规模越大，技术成熟度的重要性就愈加突出。

4.4 优化油气与新能源产业链布局与规划，做好绿电基地、负碳技术基地与油气田的协同发展规划

“十四五”是我国建设新型电力系统、优化能源结构、推进能源革命的重要时期，也是强化国内油气工业发展，稳步推进增储上产“七年行动计划”的重要时期。考虑到国内油气田的战略地位及环保压力大的现实情况，在推进《“十四五”现代能源体系规划》《“十四五”可再生能源发展规划》等落实进程中需要做好统筹，重视各地新能源基地、CCS大型工程项目中心与油气田的产业链协同机制的创建，重视基于上述产业链协同的全国范围各类跨越空间的长距离泛产业园区集群的建设[15]。油气田自身的发展规划要适应新能源基地蓬勃发展形势，相机抉择，抓住机遇适时调整电力供应方式，以更好支撑零碳油气田建设。

4.5 对零碳油气田产业链形成和建设给予土地、财税政策等方面的支持

我国油气田经过多年开发已普遍进入中后期，资源条件变差，老油田增储稳产面临系列技术和成本方面的挑战。新发现油气田资源普遍分布在深层、深水领域，非常规油气虽有较大增长潜力，但其勘探开发需要大量投入。在此形势下，油气田零碳化一定程度上会增加油气田经营负担，额外增加大量支出。因此在油气田努力创新管理和技术基础上，政府在制定政策方面对油气田零碳化经营给予土地、税收方面的支持，有助于减轻油气田零碳化的经济负担。对油气田与新能源基地的用电匹配给予扶持是助力能源安全和“双碳”目标的重要举措。

4.6 加快推进依托各大油气田的CCS工程中心建设

鉴于化石能源向非化石能源主体转型的长周期以及实现“双碳”目标的紧迫性同时存在，应高度重视CCS/CCUS产业化推进工作，补齐油气田零碳化产业链短板，为“双碳”目标做好兜底保障。其中在国内松辽、准噶尔、渤海湾、滇黔桂盆地，依托油气田建设CCS/CCUS示范工程建设尤为重要。CCS/CCUS工程中心的建设需要以合理的碳价、碳市场、碳税制度做支撑，成熟的碳市场及制度是支撑CCS/CCUS工程中心投资运营的必要条件，为此国内碳市场建设及碳政策也需要跟进。

5 结语

我国是油气消费大国，油气需求还将保持较长增长期。据中国石化、中国石油等多家机构预测，我国石油需求峰值时间点在2030年前后，天然气需求峰值预计在2040年前后。世界进入百年未有大变局，国内油气田运营稳定对保障能源安全具有重要战略意义。同时，“双碳”目标背景下，有必要加快国内油气田零碳化道路探索，按照运行机制要求，因地制宜，充分发挥好节能降耗、绿电替代、油气田CCS工程中心的作用，助力油气田可持续发展。