李 陽，王敏生，薛兆杰，光新軍

（1.中國石油化工股份有限公司,北京 100728；2.中石化石油工程技術(shù)研究院有限公司,北京 102206）

2015 年，《巴黎協(xié)定》提出了“本世紀末，將相較于工業(yè)化之前的全球平均氣溫上升幅度控制在2 ℃內(nèi)，并為控制在1.5 ℃以內(nèi)而努力”的目標?！栋屠鑵f(xié)定》的正式通過，標志著全球?qū)τ趹?yīng)對氣候變化、降低碳排放量達成了共識。政府間氣候變化專門委員會（PCC）指出，只有全球在本世紀中葉實現(xiàn)碳中和才有可能實現(xiàn)這一目標，據(jù)此測算，全球碳排放量需以6%的年均速度減排。國際能源署（IEA）統(tǒng)計表明，2021 年全球二氧化碳排放量為330×108t，主要來源于煤、石油和天然氣等一次能源的使用。油氣行業(yè)全價值鏈從開采、運輸、儲存到終端應(yīng)用產(chǎn)生的碳排放占全球總量的42%，其中，油氣勘探開發(fā)、儲運、煉制等生產(chǎn)階段的排放占9%，油氣使用階段的排放占33%[1]。油氣作為傳統(tǒng)化石能源，低碳轉(zhuǎn)型與加大碳減排力度也成為必然趨勢。油氣開發(fā)作業(yè)作為油氣行業(yè)重要的碳排放來源，是實現(xiàn)凈零排放的重要領(lǐng)域，通過工程技術(shù)創(chuàng)新來減少碳排放、實現(xiàn)油氣可持續(xù)發(fā)展已成為行業(yè)共識，以更清潔的方式生產(chǎn)油氣已成為油氣公司的共同選擇[2–6]。筆者在闡述油氣開發(fā)工程技術(shù)低碳發(fā)展行業(yè)背景的基礎(chǔ)上，分析了綠色低碳油氣開發(fā)工程技術(shù)發(fā)展趨勢，結(jié)合我國油氣行業(yè)發(fā)展面臨的挑戰(zhàn)，提出了油氣開發(fā)工程技術(shù)低碳發(fā)展方向，以期為我國油氣開發(fā)綠色低碳和高質(zhì)量發(fā)展提供技術(shù)參考和借鑒。

1 綠色低碳油氣開發(fā)工程技術(shù)發(fā)展的行業(yè)背景

1.1 能源綠色低碳轉(zhuǎn)型進程提速，油氣在2035 年前仍是主體能源

2021 年全球平均溫度比工業(yè)化前（1850—1900 年）的基線高出了1.1 ℃，2022 年5 月世界氣象組織預(yù)測，未來5 年全球平均氣溫較工業(yè)化前水平高出1.5 ℃的可能性為50%，而這一概率將隨時間的推移而升高[7]。氣候變化推動全球能源低碳化轉(zhuǎn)型，截至2022 年5 月，全球127 個國家已經(jīng)提出或準備提出碳中和目標，覆蓋全球GDP 的90%、總?cè)丝诘?5%和碳排放的88%[8]。同時，國際貨幣基金組織（IMF）研究指出，當前全球經(jīng)濟面臨諸多挑戰(zhàn)，通貨膨脹率達到幾十年來最高水平，大多數(shù)地區(qū)金融環(huán)境收緊，隨著烏克蘭危機升級及新冠疫情持續(xù)，嚴重影響全球經(jīng)濟增長前景。在能源轉(zhuǎn)型和經(jīng)濟增長放緩的背景下，全球一次能源需求低速增長，可再生能源占比升高。2015—2019 年，全球一次能源需求平均增速1.6%；2021 年全球可再生能源占6.71%，近3 年平均需求增速15.7%。煤炭作為高碳能源，在能源結(jié)構(gòu)中的占比將顯著下降，2019 年占比下降到27%，至2050 年將低于5%。低碳新能源成為穩(wěn)定可靠的低成本能源還需一定時間的技術(shù)培育，在相當長的時間內(nèi)油氣將繼續(xù)擔當能源供應(yīng)的主體。2021 年，石油和天然氣占比分別為30.95%和24.42%。全球主要能源智庫都對未來能源發(fā)展做出展望，2035 年全球油氣占比雖然有所下降，但主體地位不可撼動。2022 年BP 公司對全球一次能源需求結(jié)構(gòu)的預(yù)測結(jié)果如圖1 所示，可以看出，在快速轉(zhuǎn)型情景下，2035 年油氣占比為47%[9]。

圖1 快速轉(zhuǎn)型情景下全球一次能源需求結(jié)構(gòu)預(yù)測Fig. 1 Predicted structure of global primary energy demand under rapid transformation

1.2 能源轉(zhuǎn)型和油氣供給共同推動油氣公司產(chǎn)業(yè)與技術(shù)的低碳化

在兼顧能源供給與碳中和目標實現(xiàn)的同時，油氣公司制定了碳減排中長期發(fā)展戰(zhàn)略和減排目標，加快了低碳高效轉(zhuǎn)型的步伐，一方面通過轉(zhuǎn)向多種新能源形式來實現(xiàn)能源業(yè)務(wù)結(jié)構(gòu)的多元化，另一方面通過采用新技術(shù)、新方法來降低傳統(tǒng)油氣業(yè)務(wù)的碳足跡，以雙管齊下的方式來實現(xiàn)減碳和能源業(yè)務(wù)可持續(xù)性發(fā)展的目的。油公司注重向綜合性能源公司轉(zhuǎn)型，將越來越多的資本分配給新能源新領(lǐng)域，國際主要油公司的低碳投資規(guī)模發(fā)展趨勢如圖2 所示。2020 年，受新冠疫情影響，油氣需求減少，油氣勘探開發(fā)投資大幅下降，但低碳投資保持穩(wěn)定，約60 億美元，占總投資的6%，預(yù)計到2025 年低碳投資將占總投資的12%。殼牌計劃到2025 年將其可再生能源資本支出增加到其資本支出總額的25%。雪佛龍成立新部門來管理低碳投資，承諾在2028 年前將其減少碳排放足跡的投資增加2 倍。道達爾能源轉(zhuǎn)型為一家多元化能源公司，努力在2050 年達到油（含生油基油品）20%、天然氣（含生物天然氣和氫）40%及電力40%的能源結(jié)構(gòu)[10]。與油公司現(xiàn)有資產(chǎn)和技術(shù)組合契合度較高的碳捕集、利用與存儲（CCUS）、氫能、海上風電和地熱等是相對集中的選擇。服務(wù)于油氣上游的油服公司在做強做優(yōu)傳統(tǒng)油服業(yè)務(wù)的同時，積極探索低碳業(yè)務(wù)發(fā)展，加大了提高能源利用效率、地熱、氫能、儲能、碳捕集與存儲（CCS）等方面的技術(shù)研發(fā)推廣力度。貝克休斯制定了減排戰(zhàn)略，明確每年減少排放20%或10000 t 二氧化碳當量，目前低碳產(chǎn)品組合包括火炬燃燒管理技術(shù)、資產(chǎn)完整性管理技術(shù)、高效鉆完井、3D 打印技術(shù)、廢棄物回收利用技術(shù)和高效裝備技術(shù)等[11]。

圖2 主要國際油公司低碳投資規(guī)模發(fā)展趨勢Fig. 2 Trends of low-carbon investment scales of majory international oil companies

1.3 綠色低碳油氣開發(fā)工程技術(shù)要求更高

為了保證油氣在能源行業(yè)的競爭性，應(yīng)對碳市場的沖擊，油公司采用內(nèi)部碳價對其投資進行壓力測試，采用碳影子價格測算碳成本，將排放量轉(zhuǎn)化為財務(wù)指標，使碳排放成為影響盈虧平衡的因子。殼牌從2008 年開始使用碳捕獲成本估算值作為碳價格，到2050 年會將碳價提升至100 美元/t。BP 公司于2009 年開始采用40 美元/t 的內(nèi)部碳價，2017 年開始采用80 美元/t 的碳價對其資產(chǎn)組合進行壓力測試，2030 年將采用100 美元/t 的碳價[12]。鑒于碳排放量對資產(chǎn)收益的影響，油公司在開發(fā)方案設(shè)計和工程招標中會確定排放標準，或者優(yōu)先選擇能提供低排放技術(shù)的承包商。2021 年12 月，BP 公司與丹麥馬士基鉆井公司續(xù)簽了2 臺自升式鉆井平臺在挪威近海服務(wù)的5 年框架合同，總合同額約10 億美元，要求對現(xiàn)有鉆井平臺進行升級改造，采用混合動力、氮氧化合物轉(zhuǎn)換裝置，以及自動化能效優(yōu)化軟件。碳定價與內(nèi)部碳價導(dǎo)致油氣開發(fā)盈虧平衡點增加，對油氣開發(fā)工程技術(shù)發(fā)展的方向和目標提出了更高的要求，同時也為油氣開發(fā)工程技術(shù)創(chuàng)新提供了機遇。

2 綠色低碳油氣開發(fā)工程技術(shù)發(fā)展趨勢

2.1 低成本、低碳油氣開發(fā)鉆井提速提效工程技術(shù)

采用精益鉆完井設(shè)計技術(shù)、鉆完井提速提效技術(shù)和大幅度提高油氣采收率技術(shù)，用更少的井、更短的作業(yè)周期和更少的投資來獲得更大的油氣產(chǎn)量，實現(xiàn)噸油低成本、低碳開發(fā)的雙重效果。據(jù)貝克休斯測算，如果油氣作業(yè)效率提高10%，每年將減排二氧化碳當量約0.5 Gt，相當于每年貢獻巴黎協(xié)定減排目標的5%[13]。

2.1.1 精益鉆完井設(shè)計技術(shù)

通過不斷強化降低噸油成本、低碳排放理念，北美頁巖油氣公司不斷優(yōu)化開發(fā)方案，創(chuàng)新形成立體開發(fā)模式，部署立體井網(wǎng)和大平臺，減少單位產(chǎn)量的井場占地和基礎(chǔ)設(shè)施投入?！熬S”多產(chǎn)層開發(fā)每個平臺16 口井成為常態(tài)，美國二疊盆地發(fā)展了一個井場5 個層位布置64 口井的超級井場。為了增大井筒與儲層的接觸面積，減少鉆井數(shù)量，水平井水平段長度不斷增加。2013 年前，二疊盆地大部分水平井的水平段長度在1500 m 以下，2022 年水平段長度最高達6366 m，平均達到3048 m。水平段長度增加，單井單量大幅度提高，2019—2022 年，平均單井產(chǎn)量從約121 t/d 提至143 t/d[14]。為了實現(xiàn)少井多產(chǎn)，采用密切割少段多簇、雙暫堵、強化加砂和一體化滑溜水壓裂液等技術(shù)，大幅增加裂縫與儲層的接觸面積及支撐劑對裂縫的有效支撐，最大程度地提升單井可采儲量。

2.1.2 高效鉆完井技術(shù)

通過持續(xù)優(yōu)化工廠化作業(yè)、提速提效系列技術(shù)配套、鉆完井液最大限度重復(fù)利用等手段，達到提高綜合效率、縮短非生產(chǎn)時間、降低綜合成本和盡快投產(chǎn)的目標。北美頁巖油氣公司利用個性化PDC 鉆頭配合導(dǎo)向鉆井工具，使造斜段+水平段“一趟鉆”完鉆成為常態(tài)，Eagle Ford 區(qū)塊單次一趟鉆紀錄達6215 m[15]；通過強化鉆壓和轉(zhuǎn)速參數(shù)，Bakken 區(qū)塊鉆壓提高約40%，轉(zhuǎn)速提高1 倍，機械鉆速提高了27.5%。2018—2021 年，先鋒自然資源公司將水平井水平段平均長度從2900 m 增至3075 m，平均鉆井周期從17.1 d 縮短至10.0 d。大規(guī)模應(yīng)用拉鏈式壓裂的同時，推廣同步壓裂技術(shù)，一個壓裂機組同時壓裂同一平臺的2 口井，在不影響油氣井產(chǎn)能的前提下，大幅提高壓裂施工效率；同地區(qū)相鄰井組水平井水平段長度2400 m，在保持簇間距和每簇流量不變的情況下，同步壓裂總泵送時間比拉鏈式壓裂縮短了28%～37%，日均壓裂13 段，比拉鏈式壓裂提高約80%[16]。

2.1.3 提高油氣采收率低碳技術(shù)

為了大幅提高油氣采出程度和降低作業(yè)過程碳排放，采用生物聚合物、生物表面活性劑、微生物驅(qū)油、納米驅(qū)油等技術(shù)。Locus 能源公司研發(fā)的生物表面活性劑具有成本低、零碳足跡，在二疊盆地使用后，單井平均日產(chǎn)油量增加115%，日產(chǎn)氣量增加25%，解決了產(chǎn)油氣量下降問題，同時避免了昂貴的修井作業(yè)。除了提高油氣采收率，生物表面活性劑還可以減少碳排放，與二疊盆地傳統(tǒng)50 級分段壓裂相比，生物表面活性劑僅使用0.1% 的柴油和2.0%的水，每次僅使用0.01 t 碳，實現(xiàn)了噸油低成本低碳效果[17]?；瘜W(xué)驅(qū)油液體中加入納米粒子可以改變?nèi)榛旱姆€(wěn)定性，提高液體黏度和巖石的疏油能力，提高驅(qū)油效果。Frac Tech Services 公司和伊利諾理工大學(xué)合作研發(fā)了膠狀納米分散體系（NPD），納米顆粒直徑4～20 nm，在流體中處于懸浮狀態(tài)，在布朗運動的作用下可進入致密儲層；納米顆粒接觸到非連續(xù)相時，聚集形成一個楔形薄層，產(chǎn)生分離壓力，使原油從巖石表面分離流入井筒，在降水增油方面取得了顯著的現(xiàn)場應(yīng)用效果[18]。

2.2 數(shù)字化油氣開發(fā)工程技術(shù)減少碳排放足跡

數(shù)字化技術(shù)為油氣行業(yè)帶來的直接效益就是節(jié)省了資本支出和能源消耗，從而降低Scope 1 和Scope 2 的碳排放。智能油氣開發(fā)采用數(shù)字技術(shù)來提高油氣開采效率降低能源消耗，包括大數(shù)據(jù)分析和人工智能技術(shù)優(yōu)化資產(chǎn)配置，加快決策過程，提高能源利用率；數(shù)字傳感系統(tǒng)和實時監(jiān)測可及時發(fā)現(xiàn)運營過程中的異常狀況，進行故障排查和提前維修，減少非生產(chǎn)時間；物聯(lián)網(wǎng)、數(shù)字孿生和無人機巡查等技術(shù)可實現(xiàn)遠程診斷和監(jiān)控，節(jié)省人員移動交通用燃料，減少碳排放。

大數(shù)據(jù)、云計算、數(shù)值模擬、虛擬現(xiàn)實、數(shù)字孿生和機器學(xué)習等數(shù)字化化技術(shù)在甜點預(yù)測與識別、開發(fā)方案制定與優(yōu)化、鉆井方案優(yōu)化設(shè)計、井眼軌跡監(jiān)測與控制、壓裂方案優(yōu)化設(shè)計、遠程監(jiān)控與監(jiān)督等方面發(fā)揮著日益重要的作用。新冠疫情爆發(fā)期間，遠程作業(yè)因其在減少員工接觸和出差、減少碳足跡方面的優(yōu)勢，成為了油服領(lǐng)域工作的新常態(tài)[19–23]。貝克休斯以旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具為基礎(chǔ)，實現(xiàn)了井場與遠程控制中心協(xié)同作業(yè)。隨鉆測井工具實時采集井下數(shù)據(jù)，傳輸至地面和后方遠程控制中心，經(jīng)過地質(zhì)導(dǎo)向綜合團隊分析決策后，再將指令傳送到井場直至井下工具，實現(xiàn)閉環(huán)雙向控制。通過加速學(xué)習和最佳實踐，實現(xiàn)了單日鉆井進尺一英里（mile-a-day,MAD）的目標，即1609 m/d，Noble Energy 公司采用遠程定向鉆井技術(shù)創(chuàng)單日鉆進3133 m 的紀錄。2021 年，貝克休斯公司在30 多個國家提供了遠程服務(wù)，72% 的鉆井工作和100% 的定向鉆井及MWD/LWD 由遠程作業(yè)中心完成[24]。Devon 和BP 公司用無人機進行數(shù)據(jù)采集和作業(yè)監(jiān)測，花費的時間和費用都是傳統(tǒng)方式的1/10，不僅采集方式更安全、更高效，而且所采集數(shù)據(jù)的標準化程度更高，質(zhì)量更高。油氣開發(fā)過程中會向大氣中排放有害的氣體，人工監(jiān)控和維護的成本較高，利用新型數(shù)字技術(shù)可以低成本地進行排放氣體監(jiān)測，通過調(diào)整生產(chǎn)過程可以控制溫室氣體的排放。斯倫貝謝公司

SEES（Schlumberger End-to-end Emission Solution）提出采用物聯(lián)網(wǎng)、數(shù)字孿生和數(shù)據(jù)分析等數(shù)字化技術(shù)對碳排放進行監(jiān)測報告的解決方案，旨在幫助油氣公司快速有效地降低和消除碳排放[25]。

2.3 大規(guī)模碳捕集利用與封存加速推進碳中和

碳捕集利用與封存是指在工業(yè)生產(chǎn)過程中收集二氧化碳等溫室氣體，進行地質(zhì)、化工利用或注入封存到已經(jīng)枯竭的油氣藏或鹽水層中。碳捕集利用與封存技術(shù)可有效減少化石能源燃燒產(chǎn)生的碳排放，是實現(xiàn)碳中和目標的重要手段。截至2021 年底，全球投入運營的碳捕集利用和封存設(shè)施約30 個，年處理能力約3000×104t，在建設(shè)設(shè)施50 多個；2025 年，CO2年處理能力將達到1.1×108t。為實現(xiàn)《巴黎協(xié)定》目標，2040 年全球所需CO2處理能力約為23.5×108t，2060 年所需處理能力為30×108t，所需碳捕集利用和封存設(shè)施約1000 個[26]。

目前，80%的碳封存項目為CO2驅(qū)油提高采收率（即CCUS 項目），經(jīng)過多年實踐，以CO2提高采收率為代表的CCUS 技術(shù)已經(jīng)較為成熟[27–31]。2015 年，沙特阿美公司啟動了第一個800×104t CCUS 項目，將Hawiyah 工廠捕獲的二氧化碳通過長85 km 管道輸送到加瓦爾油田并注入Uthmaniyah 儲層，在埋存二氧化碳的同時，提高油氣采收率。自首次注入二氧化碳以來，4 口井的產(chǎn)油量提高了1 倍，大約60%的注入二氧化碳已被永久封存。該項目設(shè)施包括二氧化碳捕獲裝置、管道、注入管匯，以及注水井、生產(chǎn)井和觀察井，可提供實時監(jiān)測數(shù)據(jù)（見圖3）[32]。CO2提高采收率項目是在滿足驅(qū)油經(jīng)濟性為首要目標的條件下兼顧埋存需要，在項目早期能體現(xiàn)出碳中和的優(yōu)勢；但到了中后期，從產(chǎn)出液中分離出的循環(huán)CO2比例越來越高，而且由于后期隨著采收率提高，驅(qū)油效率降低，驅(qū)油難度不斷增大，新增噸油所消耗的CO2注入量和成本也會增加。在碳減排政策驅(qū)動下，全球新規(guī)劃的碳減排項目以碳捕集與封存（CCS）為主，但還處于試驗推廣階段[33]。挪威國家石油公司1996 年在北海Sleipner West 海上氣田進行CO2地下封存作業(yè)，將油氣田生產(chǎn)的天然氣中所伴生的9% CO2在海上平臺分離后，注入海床以下深800～1000 m、厚度為200～250 m 的砂巖水層，以獲得挪威政府的減碳補貼，年注入量約100×104t，CO2注入成本約17 美元/t，這也是油氣行業(yè)迄今較為成功的碳封存案例。2019 年，雪佛龍公司在澳大利亞Gorgon 海上油氣田配套了CCS 項目，將油氣田生產(chǎn)天然氣所含的12% CO2分離出來后，通過9 口CCS 井組注入深2500 m、厚度400 m的砂巖水層。為避免埋存地層的壓力過高，配備了4 口排水井進行儲層降壓。該項目設(shè)計年注入量約400×104t，由于出現(xiàn)排水井出砂嚴重、注水井砂堵等問題，實際注入能力僅226×104t，作業(yè)成本嚴重超出預(yù)算，沒有實現(xiàn)預(yù)期目標。

圖3 沙特阿美公司CCUS 提高采收率項目場景Fig. 3 Scenarios of a Saudi Aramco CCUS EOR Project

2.4 油氣開發(fā)全過程節(jié)能減排措施

提高能源利用率、實施節(jié)能技術(shù)改造是降低能耗的重要途徑。能源利用率提高1.0%就可以使二氧化碳排放降低2.5%。油氣公司在環(huán)保和資本市場的壓力下都在加大投資和推廣減碳新技術(shù)的力度，主動采取不同燃料和動力模式來減少油氣鉆完井中產(chǎn)生的二氧化碳和甲烷等溫室氣體及有害氣體的排放，不斷提高鉆機、壓裂泵車等裝備的能源利用率，同時在提升設(shè)備電氣化水平方面進行了很多嘗試。

美國H&P 鉆井公司大力推行鉆機低碳化改造，目前有34 臺雙燃料鉆機和7 臺網(wǎng)電鉆機，并對柴油發(fā)電機組的實時運行進行大數(shù)據(jù)動態(tài)監(jiān)測分析和采用鉆機動力系統(tǒng)管理軟件來優(yōu)化每臺機組和鉆機電網(wǎng)的運營效率，從而提高減排效果。2018—2021 年，通過優(yōu)化鉆井作業(yè)工序，強化節(jié)油和減排目標，每單位進尺的二氧化碳平均排放量從66 t/km 降至59 t/km，降幅達11%[1,34]。為了解決與水力壓裂作業(yè)相關(guān)的環(huán)境影響，油氣行業(yè)一直專注于采用更清潔的網(wǎng)電、天然氣等能源提供動力。BJ 能源公司天然氣發(fā)電直驅(qū)電動壓裂系統(tǒng)可以使用天然氣、液化天然氣和壓縮天然氣發(fā)電，該系統(tǒng)將渦輪機產(chǎn)生的超過88%的軸馬力轉(zhuǎn)換為泵的液壓馬力，與傳統(tǒng)設(shè)備相比，泵送時間約可縮短60%，設(shè)備總占地面積減少 40%，高效電力傳輸?shù)慕?jīng)濟和環(huán)境效益可以降低燃料消耗和溫室氣體排放[35]。哈里伯頓公司在北美實現(xiàn)采用網(wǎng)電進行電動壓裂，其“Zues”電驅(qū)壓裂機組在二疊盆地為Cimerax 公司進行了壓裂服務(wù)，與天然氣發(fā)電機組、柴油機或雙燃料發(fā)動機組相比，現(xiàn)場碳排放大幅降低。同時設(shè)備性能穩(wěn)定，在3677.5 kW（5000 HHP）功率下，單臺泵65.5 MPa泵壓下的排量穩(wěn)定在3.5 m3/min。道達爾公司在阿根廷20 井組“井工廠”頁巖氣開發(fā)中采用雙燃料發(fā)電機組進行鉆井和壓裂作業(yè)，燃料費用降低了24%，溫室氣體排放減少2696 t，降幅達16%（見表1）[36]。

表1 柴油發(fā)電機組與雙燃料發(fā)電機組作業(yè)溫室氣體排放對比Table 1 Comparison of greenhouse gas emission by diesel generators and dual-fuel generators in operation

鋰電池混合動力系統(tǒng)、燃料電池等也是未來油氣開發(fā)工程節(jié)能減排的重要手段。西門子能源公司與Seadrill 海洋鉆井公司合作，在挪威北海的West Mira 第六代超深水浮式鉆井平臺安裝了柴油發(fā)電–鋰電池混合動力系統(tǒng)，柴油發(fā)電機組在低負荷運行時給6 MW 模塊化鋰電池組充電，在平臺作業(yè)負荷高時采用鋰電池組為鉆機直流電網(wǎng)提供電能，從而提高平臺電網(wǎng)運行效率，柴油消耗量降低10%～25%[37]。馬士基鉆井公司參與開發(fā)一種高溫聚合物電解質(zhì)膜燃料電池系統(tǒng)，為浮式鉆機平臺提供電力，燃料電池利用氫和甲醇等低排放能源，通過化學(xué)反應(yīng)轉(zhuǎn)化為電能。

2.5 油氣開發(fā)工程與新能源耦合發(fā)展促進低碳轉(zhuǎn)型

使用清潔、可再生能源是上游減碳的最佳解決方案之一，圍繞能源轉(zhuǎn)型趨勢，油氣公司積極布局風能、地熱、氫能等新能源領(lǐng)域，并與油氣開發(fā)工程協(xié)同，實現(xiàn)油氣綠色低碳開發(fā)。

油氣公司在為自身油氣業(yè)務(wù)減碳的同時，將新能源技術(shù)與自身工程技術(shù)進行整合，成為未來能源轉(zhuǎn)型的推動者[38–41]。風能利用方面，挪威Odfjell 海洋鉆井公司與西門子能源公司合作，利用海上浮式風電為鉆井平臺提供動力，與燃氣輪機發(fā)電相比，該技術(shù)可降低碳排放60%～70%。海上風電業(yè)務(wù)與海洋油氣協(xié)同發(fā)展，不僅降低了海上電力輸送成本，還減少了油氣開發(fā)過程中二氧化碳的排放[1]。地熱利用方面，目前墨西哥灣80%的深水平臺日產(chǎn)油氣量只有設(shè)計峰值的50%，如何挖掘這些現(xiàn)有平臺資產(chǎn)的剩余潛力以延長其使用壽命，推遲棄井處置的巨額支出，成為作業(yè)者關(guān)心的問題。由于該區(qū)域有許多高溫高壓油氣藏，井下最高溫度可達250 ℃，因此Greenfire Energy 公司提出利用地熱來降低平臺的發(fā)電成本，從而降低運營費用和碳排放量，實現(xiàn)老井重復(fù)利用[42]。老井地熱開發(fā)采用閉環(huán)地熱循環(huán)方式，在地面和井底設(shè)置熱交換器，通過閉路循環(huán)工作流體將地熱輸送至地面，驅(qū)動蒸汽輪機發(fā)電。地熱具有海上風電不具備的能源不間斷優(yōu)點，而且不需要為海上風電建設(shè)獨立的平臺設(shè)施。氫能利用方面，地下巨大的儲氫潛力可以從根本上解決風能、太陽能等新能源發(fā)電的間歇性問題，使新能源大規(guī)模應(yīng)用成為可能。油氣開發(fā)與氫能存儲有著相似的工程技術(shù)要求，油氣公司通過油氣開發(fā)工程與氫能的耦合發(fā)展，能促進新能源的開發(fā)利用。世界上地下存儲較高純度氫氣（氫氣純度≥95%）的設(shè)施大多建立在英國和美國，大部分選擇鹽穴儲氫。康菲石油公司運行的Clemens 鹽穴儲氫庫鹽穴頂部深度約840 m，底部深度約1500 m。完成鉆完井后，注入淡水溶解鹽，形成洞穴空間，并將鹽水抽走，使用惰性氣體（氮氣）作為覆蓋層來控制和限制溶解，鹽穴半徑最大約為75 m，體積58×104m3，最大注入壓力15 MPa。未來大規(guī)模氫能地下存儲還面臨儲層和蓋層的地質(zhì)完整性、氫氣地下化學(xué)反應(yīng)、井筒完整性、氫氣采出純度及材料耐久性等難題與挑戰(zhàn)[43–44]。

3 我國綠色低碳油氣開發(fā)工程技術(shù)發(fā)展方向

3.1 綠色低碳油氣開發(fā)面臨的挑戰(zhàn)

我國油氣對外依存度不斷攀升，2021 年我國原油對外依存度達到71.6%，天然氣對外依存度達到46%，油氣安全面臨嚴峻挑戰(zhàn)。隨著我國油氣勘探開發(fā)不斷深入，油氣勘探開發(fā)對象向深層超深層、深水超深水、頁巖油氣、致密低滲和高含水老油田等復(fù)雜油氣藏轉(zhuǎn)變，呈現(xiàn)勘探開發(fā)對象復(fù)雜化和資源品質(zhì)劣質(zhì)化趨勢，油氣規(guī)模增儲和穩(wěn)產(chǎn)難度越來越大。與此同時，全球應(yīng)對氣候變化行動正在對油氣行業(yè)產(chǎn)生廣泛而深刻的影響，我國提出在2030年前實現(xiàn)碳達峰，力爭2060 年前實現(xiàn)碳中和。油氣勘探開發(fā)作為重要的碳排放源，碳減排實施效果直接影響到碳達峰和碳中和整體目標的實現(xiàn)。油氣將在相當長的時間內(nèi)擔當能源供應(yīng)的主體責任，兼顧能源供給和凈零排放目標的實現(xiàn)，油氣行業(yè)需要以更大的力度推動綠色低碳發(fā)展，不斷提升低碳運營能力，以及支撐油氣與新能源高質(zhì)量勘探和增強效益開發(fā)能力。

油氣開發(fā)工程投資約占油氣上游投資的60%，工程技術(shù)及裝備的水平?jīng)Q定了可開采資源量及開采的經(jīng)濟性，也決定了油氣資源的相對競爭力水平。要保證油氣在能源行業(yè)的競爭性，保證能源供給，需進一步升級高效低碳工程技術(shù)；要實現(xiàn)油氣產(chǎn)業(yè)鏈的低碳化，需全面啟動相關(guān)脫碳、零碳、負排放技術(shù)發(fā)展的全局性部署；要抓住戰(zhàn)略轉(zhuǎn)型的窗口期，打造綠色低碳競爭力，率先制定低碳運營行業(yè)規(guī)則和技術(shù)標準。這些都對油氣開發(fā)工程技術(shù)發(fā)展方向和目標提出了更高的要求，同時也為油氣開發(fā)工程技術(shù)創(chuàng)新提供了機遇。

3.2 綠色低碳油氣開發(fā)工程技術(shù)重點發(fā)展方向

目前，我國油氣開發(fā)工程技術(shù)形成了系列配套技術(shù)，基本滿足了油氣勘探開發(fā)的需要，但在保障國家能源安全和實現(xiàn)凈零排放的雙重要求下，油氣開發(fā)工程技術(shù)既要走好低碳發(fā)展之路，也要兼顧整體經(jīng)濟效益的提升。需要加強綠色低碳油氣開發(fā)工程技術(shù)基礎(chǔ)理論和關(guān)鍵技術(shù)攻關(guān)，加大現(xiàn)場先導(dǎo)試驗，通過技術(shù)創(chuàng)新，構(gòu)建綠色、清潔、循環(huán)的油氣開發(fā)工程技術(shù)體系。

3.2.1 油氣開發(fā)鉆井提速提效技術(shù)

將油氣開發(fā)工程碳減排與施工效率的提升相結(jié)合，強化工程設(shè)計、優(yōu)快鉆井技術(shù)、超級壓裂與大幅提高采收率技術(shù)的推廣應(yīng)用，不斷提高作業(yè)效率，縮短建井周期，提高單井產(chǎn)能，以低碳方式實現(xiàn)油氣高效開發(fā)，降低油氣生產(chǎn)過程碳排放強度。一是要根據(jù)區(qū)域地層環(huán)境，科學(xué)選用合理的油氣開發(fā)方案，采用“井工廠”立體開發(fā)模式、長水平段水平井技術(shù)、老井側(cè)鉆技術(shù)和多分支井鉆完井技術(shù)等減少井場占地面積和鉆井作業(yè)數(shù)量；二是加大“一趟鉆”鉆井技術(shù)、精細壓裂技術(shù)、同步壓裂技術(shù)、生物聚合物和納米聚合物提高采收率技術(shù)等降本增效和增產(chǎn)增效技術(shù)的推廣應(yīng)用，減少噸油碳排放量；三是優(yōu)化油公司與油服公司的合作模式，設(shè)計能調(diào)動雙方積極性的方式，實現(xiàn)高效合作，為提速提效工程技術(shù)的推廣應(yīng)用提供有利條件。

3.2.2 數(shù)字化智能化油氣開發(fā)技術(shù)

積極擁抱產(chǎn)業(yè)變革，順應(yīng)發(fā)展趨勢，部署落實數(shù)字化轉(zhuǎn)型，通過數(shù)字化技術(shù)優(yōu)化作業(yè)方案、提高決策效率，推動碳排放和成本的降低。采用信息技術(shù)使人與人、人與物、物與物之間廣泛互聯(lián)，消除空間和時間的溝通界限，利用聯(lián)通性和移動性提升油氣開發(fā)工程業(yè)務(wù)的效率。一是加大智能化鉆井技術(shù)、智能化壓裂技術(shù)和自動化智能化高端裝備的研發(fā)與應(yīng)用，通過提高作業(yè)效率減少油氣開發(fā)過程中的碳排放。二是研發(fā)高精度數(shù)字傳感系統(tǒng)和實時監(jiān)測系統(tǒng)，及時發(fā)現(xiàn)油氣開發(fā)過程中的異常狀況，進行故障排查和提前維修；同時，利用大數(shù)據(jù)技術(shù)進行預(yù)測性維護，以更好地維修零件和設(shè)備，減少設(shè)備停機等待時間。三是采用物聯(lián)網(wǎng)、數(shù)字孿生、無人機巡查和遠程決策支持系統(tǒng)等技術(shù)實現(xiàn)遠程診斷和監(jiān)控，節(jié)省人員移動交通用燃料，減少碳排放。

3.2.3 碳捕集利用與封存技術(shù)

碳捕集利用與封存是未來油氣綠色低碳發(fā)展趨勢，也是大幅度提高油氣采收率的重要手段，但還存在成本高、安全要求高、技術(shù)不成熟等挑戰(zhàn)。一是要在綜合考慮捕集工廠、運輸管道、地質(zhì)封存條件等因素的基礎(chǔ)上，開展CO2在埋存層位的運移規(guī)律、地層流體與地層相互作用機理、碳捕集利用與封存儲層評價、碳捕集利用與封存經(jīng)濟性評價、注入容量與注入時長方案優(yōu)選研究；二是要開展高效低成本鉆完井技術(shù)、油套管的防腐技術(shù)、儲層長期監(jiān)測與解釋技術(shù)、油氣井CO2風險評估研究，實現(xiàn)CO2經(jīng)濟高效利用與存儲，并確保蓋層與井筒的長期完整性；三是開展CO2混合壓裂提高采收率技術(shù)、CO2驅(qū)油提高采收率技術(shù)研究，提高碳封存與利用的經(jīng)濟效益。

3.2.4 油氣開發(fā)節(jié)能減排與尾廢利用技術(shù)

強化油氣開發(fā)全過程的排放管控，是實現(xiàn)低碳發(fā)展的關(guān)鍵。在碳中和背景下，油氣行業(yè)要重點做好工程技術(shù)領(lǐng)域的技術(shù)迭代升級，推動技術(shù)裝備朝著電氣化及低能耗綠色方向發(fā)展，實現(xiàn)施工作業(yè)過程節(jié)能高效，井筒工作液減量、循環(huán)重復(fù)利用和綠色清潔。一是大力推動鉆機和壓裂車以電代油、燃料清潔低碳化，研發(fā)推廣網(wǎng)電鉆機、混合動力鉆機、燃料電池鉆機等裝備，提高工程技術(shù)裝備電氣化率，為鉆井、壓裂改造和完井作業(yè)等領(lǐng)域提供基于綠色能源的低碳技術(shù)和全套能源解決方案；二是對鉆完井裝備進行自動化改造，研發(fā)動力自動管理系統(tǒng)、能耗自動檢測系統(tǒng)等，實現(xiàn)能源利用最大化；三是開展作業(yè)過程碳排放監(jiān)測、鉆井液壓裂液回收處理與利用、節(jié)能節(jié)水循環(huán)利用等研究，減少對環(huán)境、安全和成本的影響，最大程度減少運輸帶來的碳排放。

3.2.5 油氣與新能源耦合技術(shù)

全球能源轉(zhuǎn)型將改變石油和天然氣行業(yè)的格局，油氣勘探開發(fā)將越來越多地與可再生能源和低碳技術(shù)耦合。油氣開發(fā)需要發(fā)揮地熱、風能、氫能、儲能、太陽能等資源組合優(yōu)勢，實現(xiàn)多能互補、集成優(yōu)化，以取得最合理的能源利用效果與效益，全面提升能源系統(tǒng)整體效率。一是將傳統(tǒng)油氣開發(fā)工程技術(shù)向新能源新領(lǐng)域移植，推動高溫地熱和干熱巖開發(fā)、二氧化碳封存與利用、氫能的地下存儲等，充分利用廢棄油氣井，將其轉(zhuǎn)為地熱和碳封存井筒，開展井筒完整性風險評估；二是充分利用海洋油氣作業(yè)技術(shù)，快速進入海上風電領(lǐng)域，同時將海洋油氣開發(fā)與海上風電、天然氣發(fā)電、電解水制氫等進行一體化協(xié)同，實現(xiàn)低成本的可再生能源與低成本的油氣田資產(chǎn)共存；三是在油氣開發(fā)工程作業(yè)過程中探索應(yīng)用鋰電池儲能、氫儲能、飛輪儲能系統(tǒng)等儲能技術(shù)。

4 結(jié)束語

油氣綠色低碳開發(fā)對保障國家能源安全、助力雙碳目標實現(xiàn)、提升化石能源競爭力具有重要意義。要實現(xiàn)油氣綠色低碳開發(fā)受多因素機制的驅(qū)動和約束，既要以多產(chǎn)油氣，提高資源動用率和采收率，又要降低成本，實現(xiàn)效益開發(fā)，同時要節(jié)能減排和綠色低碳。油氣開發(fā)工程技術(shù)作為增儲上產(chǎn)的重要手段，決定了可開采資源量及開采的經(jīng)濟性，需要順應(yīng)全球綠色低碳技術(shù)發(fā)展趨勢，結(jié)合自身條件和基礎(chǔ)，做好綠色低碳發(fā)展的頂層設(shè)計，加強關(guān)鍵工程技術(shù)攻關(guān)力度，加大現(xiàn)場先導(dǎo)試驗，形成我國綠色低碳油氣開發(fā)工程技術(shù)配套體系，為油氣開發(fā)低碳轉(zhuǎn)型提供技術(shù)支撐和保障。