科技引領中國海油碳中和應用之路*

米立軍 劉 強 劉麗芳 紀欽洪

(1.中海油研究總院有限責任公司 北京 100028； 2.海洋油氣勘探國家工程研究中心 北京 100028)

為應對全球氣候變化，國際氣候政策約束不斷升級，越來越多的國家和地區意識到綠色低碳發展在環境保護、經濟發展、能源安全甚至政治穩定方面的重要性和必要性，紛紛出臺政策加快碳減排進程[1-2]。與世界發達國家相比，中國是發展中大國，以煤為主的能源結構,使得碳減排面臨更大壓力和挑戰。2020年9月，中國在聯合國氣候大會上鄭重宣布力爭2030年前實現“碳達峰”、2060 年前實現“碳中和”(簡稱“雙碳”)，得到國際社會普遍認可和高度評價，為中國能源低碳轉型和綠色低碳發展指明了方向，也提出了更高要求[3]。2021年9月，中共中央、國務院聯合印發《關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》，同年10月國務院印發《2030年前碳達峰行動方案》，明確了中國實現“雙碳”目標的時間表、路線圖，并聚焦2030年前碳達峰目標制定路線圖[4-5]。

“雙碳”目標背景下，能源低碳轉型關系到中國傳統能源企業的生存與發展，各大傳統油氣企業紛紛將綠色低碳發展納入中長期發展戰略。業界多家機構和學者也在結合行業特點和優勢基礎上，通過對國際油氣行業發展現狀的分析研判，從調整產業結構、優化用能結構、提高用能效率、培育負碳產業等方面，給出了中國油氣行業低碳發展的策略與建議[3，6-10]。

中國海洋石油集團有限公司(以下簡稱中國海油)成立于1982年，是中國最大的海上油氣生產和運營企業，承擔著國家油氣能源供應安全的戰略任務。目前，海洋是中國油氣產量重要增長極，2019年國內原油產量增量全部來自海上，2020年國內原油產量增量83%來自海上，未來海洋仍然是國內原油產量增長的主要領域。面對當前全球與國內能源綠色低碳發展大勢，中國海油明確了在做強、做優、做大油氣主業基礎上，貫徹綠色低碳發展理念，提出“到2050年全面建成具有中國特色國際一流清潔能源生產和供給企業”的遠景目標，并制定了中國海油碳中和路線圖。“十四五”期間，公司將把清潔能源作為公司產業轉型的重要方向之一，努力實現到2025年清潔能源新產業收入占總收入10%的目標[11-12]。

對于中國海油來說，綠色低碳發展并非新話題，早在10多年前就開始組建新能源研究團隊，調研國際國內雙環境，對標先進油氣企業，挖掘自身比較優勢，探索低碳能源轉型的發展策略與路徑[13]，大力發展天然氣產業，推動全過程低碳管控，開拓布局以海洋資源為主體的新能源產業等發展，且在相關方面展開了較深入研究和部分示范工程應用，并取得了一定的進展和成效。

目前，在國家“雙碳”目標倒逼情景下，中國海油在確保國家油氣能源供應安全的前提下，需要結合自身特點和優勢制定更加全面可行的發展策略和發展路徑。本文從構建低碳能源供給體系、全程低碳管控及末端治理和海洋新能源產業發展3個關鍵環節，分析了科技創新在中國海油低碳能源轉型中的引領作用，梳理了近些年在全過程降碳管控中的主要舉措，明確了具有中國海油比較優勢的新能源產業發展方向和攻關重點，凸顯了中國海油在助力國家“雙碳”目標實現中的實際行動，也將為全面推動公司相關政策和踐行路線圖的制定與完善提供參考。

1 科技創新,推動中國海油低碳能源供給體系構建

中國油氣依存度高企，煤在能源消費結構中占主導地位，推動碳中和對中國是一個降低油氣依存度和優化能源結構的過程。一方面，油氣生產在2040年前仍無法滿足國內需求；另一方面在能源結構優化中出現穩油、增氣、降煤、發展新能源的趨勢。天然氣作為低碳清潔能源，在能源綠色低碳轉型中將發揮重要的過渡和橋梁作用。2020年，中國天然氣供應總量為3 280億m3，國產天然氣占57.3%、進口管道天然氣與進口LNG(液化天然氣)合計占42.7%[14]。在“碳中和”情境下，預測國內天然氣消費將在2035年前后達峰，達峰前需求將持續旺盛[9]。因此，加大天然氣獲取力度，是中國各大油公司近中期的主要發展方向。中國海油推動南海萬億大氣區建設、加快渤海天然氣勘探開發、發展陸域非常規天然氣成為必然；同時，以全球資源為基礎持續發展進口LNG業務，作為低碳能源供給的有效補充[14-16]。

1.1 天然氣增儲上產

近10年來，中國海油天然氣儲、產量都有較大幅度增長。中國海油天然氣探明地質儲量在“十二五”和“十三五”期間累計新增超過1.4萬億m3，海域常規天然氣和陸域非常規天然氣的貢獻比例約為3∶1；2020年，中國海油國內天然氣新增探明地質儲量約1 400億m3，其中南海北部海域(包括深圳分公司和原湛江分公司)新增最多，約占43%，其次是渤海海域、陸上非常規和東海海域，分別占28%、22%和7%。“十三五”期間中國海油天然氣產量較“十二五”期間增長13%；2020年，中國海油國內天然氣總產量約200億m3，其中南海北部產區產量最多，占約66%，其次是渤海、陸上非常規和東海，分別占15%、11%和8%。地質認識創新和工程技術突破，是推動南海北部深水區、渤海海域深層和陸上非常規天然氣快速增儲上產的必要保障。

1.1.1南海北部天然氣

中國南海北部海域天然氣資源豐富，是中國海油建設海上萬億大氣區的現實領域。南海面積為350×104km2，經歷古、新南海兩個交疊的構造演化旋回，其北部、西部和南部大陸架與陸坡區發育 14 個大中型新生代盆地[17]，中國海油油氣勘探開發活動主要集中在南海北部大陸邊緣的珠江口、北部灣、瓊東南和鶯歌海4個盆地。南海北部油氣資源具有明顯的內油、外氣分帶特點[18]，靠近陸地的淺水區盆地(凹陷)主要為新生代陸內裂谷盆地，發育湖相烴源巖，以生油為主；遠離陸地的深水區，多為被動大陸邊緣盆地，發育海陸過渡相—海相烴源巖，且屬于熱盆，以生氣為主。南海北部深水區天然氣地質資源量超過30萬億 m3，且南海深水區天然氣水合物資源量也十分豐富[19-20]。而目前南海北部天然氣探明程度仍很低，截至2020年底，天然氣探明地質儲量約8 000億m3。因此，南海北部深水區天然氣資源潛力巨大，為建成南海萬億大氣區奠定了堅實的物質基礎。

受海洋環境條件制約，海域氣田開發經濟門檻較陸地高很多，尋找大中型氣田一直是中國海油天然氣勘探的主導思想。南海北部目前發現的大中型氣田探明儲量占總探明的80%以上[21]。早期發現的大中型氣田主要分布在水深相對較淺海域,如鶯歌海盆地中央底辟帶的東方1-1氣田和瓊東南盆地崖西低凸起的崖城13-1氣田等。進入21世紀，中國海油在南海深水區的天然氣勘探不斷獲得大突破：2006年在珠江口盆地白云凹陷深水區發現了荔灣3-1大氣田，實現了中國深水勘探里程碑式突破，該氣田2014年正式建成投產；2014年在瓊東南盆地深水區發現陵水17-2大氣田，該氣田2021年6月隨著“深海一號”能源站建成正式投產[22-23]。

面臨復雜的地下地質條件、深海環境條件和有限的資料條件，地質認識創新和深海工程技術與裝備突破，在南海深水區大氣田發現與建成投產過程中起到了至關重要的作用。以瓊東南深水區陵水17-2大氣田為例，簡要介紹科技創新在深水海域天然氣增儲上產中的引領作用。

1)“大型軸向峽谷水道天然氣成藏模式”指導了超深水區陵水17-2大氣田的發現。

有效儲層分布規律和天然氣成藏機理認識不清，是長期以來制約南海北部深水區勘探發現的關鍵。儲層方面，傳統研究認為淺層以厚層海相泥巖沉積為主，砂巖儲層主要分布在中深層，但中深層儲層由于受高變地溫場等因素影響普遍低孔低滲，造成南海北部深水區有效儲層分布規律認識不清。成藏方面，古近系烴源巖生成的天然氣如何穿越上覆上千米泥巖地層運移至新近系淺層儲層，淺層形成大氣藏需要什么樣的地質條件，均不清楚。

海油勘探工作者通過持續深入研究發現，在瓊東南盆地中央坳陷帶深水區淺層中新統黃流組發育大型軸向峽谷水道，該峽谷水道源頭位于鶯歌海盆地東南緣，流經瓊東南盆地中央坳陷后進入雙峰盆地，全長525 km。峽谷水道底部—中部充填以細砂巖為主，上部主要為粉砂巖；砂巖物性表現為中高孔—中高滲，孔隙度16%～35%、滲透率50～1 100 mD，可作為有利的油氣儲層[24]。同時，峽谷側面和上覆的黃流組深海相塊狀泥巖與峽谷水道內充填的砂巖儲層構成良好的儲-蓋-側封組合。

瓊東南盆地深水區峽谷水道砂巖具備天然氣成藏的運移動力和通道條件。在運移動力方面，新近紀瓊東南盆地陸坡快速向海推進，充足的物源供應與快速盆地沉降造成了地層欠壓實，欠壓實、烴源巖生烴增容和水熱膨脹等作用，共同導致了中深部地層強超壓，陵水凹陷地層壓力系數高達2.2。因此，超壓與浮力構成深部天然氣向上運移的主要動力。在運移通道方面，中央峽谷水道下部發育大量底辟，底辟作用造成上部地層被刺穿或變形，形成一些高角度斷裂和垂向微裂隙，垂向上溝通了深部崖城組烴源巖與淺層黃流組水道底部砂巖。

基于綜合研究發現，瓊東南盆地深水區中央峽谷水道具有“裂隙垂向高效輸導—峽谷水道砂巖儲集—深海泥巖封蓋”的天然氣成藏模式(圖1)。中新統黃流組峽谷水道內砂體與頂部和側面的深海相泥巖構成了巖性-構造復合圈閉群；漸新統崖城組煤系烴源巖生成的天然氣通過底辟及伴生的微斷裂-裂縫系統，在超壓與浮力強作用下垂向運移至黃流組峽谷水道砂巖成藏，氣藏橫向連片、縱向疊置，形成復合天然氣田群[24]。這一認識指導發現了陵水17-2氣田，這是中國第一個自營深水大型氣田，探明天然氣地質儲量超過1 000億m3，最大水深超過1 500 m，最大井深達4 000 m以上。近期，該認識指導又在陵水17-2氣田周緣發現了陵水25-1等幾個中型深水氣田，南海深水區天然氣儲量獲得持續增長。

圖1 陵水17-2 天然氣田成藏模式

2)世界首個帶凝析油儲存功能的深水半潛式生產平臺——“深海一號”建成投產。

陵水 17-2氣田所在海域水深1 220～1 560 m，距海南省三亞市約150 km，距最近的崖城 13-1氣田約160 km。該氣田開發建設主要面臨以下挑戰：①氣藏分散，南北、東西跨度分別約為 30.4 km、49.4 km，水下生產系統優化布置難；②所處海域存在內波和臺風等惡劣海況，深水水溫低、靜水壓高，存在海床淺層氣、海底地形陡坡陡坎、海底沙波沙脊等災害性地質因素；③產出氣體含凝析油，世界上尚無半潛式生產平臺立柱儲油和外輸經驗可借鑒。受上述因素影響，常規導管架開發模式不再適用，對浮體、立管、臍帶纜、系泊系統疲勞、干涉、安裝設計等均提出了更高要求。為破解上述難題，“十二五”至“十三五”期間，中國海油聯合攻關團隊通過引進、消化吸收和再創新，突破了1500 m級水深關鍵共性技術難題，涵蓋水面、水中和水下，包括深水鉆完井工程、浮式生產裝置、水下生產系統、深水流動安全、深水海管及立管等的設計與建造技術體系，為深海油氣田開發奠定了技術基礎[25-26]。

2021年6月25日，服務于陵水17-2深水氣田開發的“深海一號”能源站正式建成投產。該能源站是中國自主研發建造的世界上首個十萬噸級帶凝析油儲存功能的深水半潛式平臺，在建造階段實現了油藏、鉆完井和工程一體化設計，半潛式平臺、鋼懸鏈式立管、系泊系統一體化設計(圖2)，半潛式生產儲油平臺為主體的油氣開發模式及深水平臺設計等技術達到國際和國內首創和領先水平。“深海一號”能源站是迄今中國相關領域技術集大成之作，其最大投影面積相當于兩個標準足球場大小，總高度達120 m，相當于40層樓高；最大排水量達11萬t，相當于3艘中型航母；按照“30年不回塢檢修”的標準建造，設計疲勞壽命要求最低為150年，船體能經受南海百年一遇的惡劣海況；平臺搭載近200套關鍵油氣處理設備，同時具備凝析油儲存和外輸功能，最大儲油量近2萬m3。

圖2 “深海一號”能源站設計模型

隨著“深海一號”能源站建成投產，每年將為粵港瓊等地穩定供氣30億m3，可滿足當地每年民生用氣需求的25%，預計穩供期可達10年，對大灣區實現綠色低碳發展及中國海油推進“雙碳”目標實現都具有里程碑意義。

1.1.2渤海天然氣

渤海海域盆地是渤海灣新生代裂谷盆地的一部分，平均水深18 m，海域面積7.3×104km2，可供油氣勘探的面積5.1×104km2。自1965年正式開展油氣勘探至2017年底，累計探明原油地質儲量約39萬m3、天然氣約2億m3油當量，探明油氣比近20∶1。因此，渤海海域與渤海灣盆地陸上其他產油區一樣，長期以來被業界認為以找油為主，難以發現大型氣田。直到2017年，渤中19-6千億方凝析氣田的發現，突破了“油型”盆地找氣的認識禁忌，揭開了渤海尋找大型氣田的序幕。而地質認識創新與深層勘探技術突破，是推動渤海大型氣田發現的關鍵。

長期以來，渤海灣盆地一直被業界稱為“油型”盆地，認為難以找到大型天然氣田。從勘探實踐看，過去60多年的勘探發現以油田占絕大多數，氣田發現少、規模小。從地質條件看，國內外大型天然氣田主要發現于海相或海陸過渡相盆地，天然氣成因類型主要為煤成氣(如鄂爾多斯盆地蘇里格氣田)和原油裂解氣(如四川盆地普光氣田)，且基本處于保存條件較好的構造穩定或膏巖發育區。但是，渤海灣盆地為新生代陸相裂谷盆地，發育的是湖相烴源巖，且受NNE向郯廬斷裂和NW向張蓬斷裂的雙重強烈影響，構造破碎程度高，一般認為不利于大型天然氣田形成。

然而，進入21世紀以來，環渤海地區經濟可持續發展和解決環境污染問題對清潔能源的迫切需求，促使中國海油勘探工作者持續十幾年攻關研究，終于取得“湖盆成氣”新理論[27-29]，攻破了湖相裂谷盆地尋找大型天然氣田的烴源、封蓋和儲層等地質難題。研究認為渤中凹陷西南部具備形成大型天然氣田的3個關鍵要素：①烴源巖高強度、大規模生氣。其一，渤中凹陷發育沙三段、沙一段和東三段3套優質烴源巖，分布面積廣、厚度大，有機質類型以Ⅱ型為主，既能生油又能生氣；其二，渤中凹陷處在渤海灣盆地地殼最薄位置，地下熱傳導效率高，利于烴源巖快速熱演化；其三，地化生烴模擬實驗表明，沙河街組烴源巖在5.1 Ma以來具有“爆發式生氣”特點。②區域性超壓泥巖厚“被子”強封蓋。傳統認為渤海海域構造活動強烈，斷層十分發育，不利于形成良好的天然氣封蓋條件。深入研究發現，渤中凹陷發育巨厚層東營組超壓泥巖，且未被晚期斷層切穿，區域超壓泥巖“被子”可為深層天然氣成藏提供優質封蓋層。③受“巖性-應力-流體”三因素控制，渤中凹陷西南部深層(3 000 m以深)發育規模性潛山儲層。巖性方面，渤中凹陷潛山巖性為相對剛性的變質巖、碳酸鹽巖和火成巖，特別是變質花崗巖中脆性“長英質”礦物含量可達91%，易于破碎形成網狀裂縫；構造應力方面，該區位于郯廬大斷裂分支和張蓬斷裂共軛交匯區，且潛山經歷了印支—燕期—喜山等多期、不同應力性質的構造演變，利于形成多組斷裂及裂縫系統；流體改造方面，地質歷史時期大氣淡水淋濾、深部幔源熱流體和烴類酸性流體溶蝕都對早期形成的縫網系統具有進一步改善作用。

在取得了“湖盆成氣”新理論的同時，“十三五”期間中國海油在“海洋寬方位地震勘探技術”和“新型鉆井提速工具”研發等方面也獲得了重大突破。地質認識創新和深層勘探技術的突破，保障了渤中19-6大型凝析氣田的發現(圖3)，該氣田也被評為2019年度國內“十大找礦成果”之一[30]。

圖3 渤中19-6潛山凝析氣藏模式

繼渤中19-6大氣田發現之后，近幾年渤海又相繼在其周圍發現了渤中13-2等多個大中型潛山油氣田[31-32]。截至2021年底，已向國家提交天然氣探明地質儲量約5 000億m3。另外，據最新資源評價結果，渤海天然氣探明率尚不到20%，剩余資源潛力還很大，今后圍繞渤中和遼中兩大富烴深凹陷仍有廣闊的天然氣勘探空間。因此，渤海油田不僅是中國海油第一大油田，也將成為中國海油天然氣主要產區之一。渤中19-6等氣田投產后，將有效緩解中國東部天然氣供需不平衡問題，為京津冀地區持續提供低碳清潔能源，有力支持國家“雙碳”目標實現。

1.1.3非常規天然氣

加快發展陸上非常規天然氣也是中國海油構建低碳能源供給體系的重要舉措之一。中國海油擁有煤層氣和致密氣礦權總面積約1.6萬km2，主要分布在山西沁水盆地及鄂爾多斯盆地東緣。2020年中國海油陸上非常規天然氣產量約22億m3，占公司天然氣總產量的11%，其中煤層氣17.2億m3、致密氣4.8億m3。

地質認識創新和勘探開發技術進步，引領和保障了中國海油在臨興-神府區塊致密氣勘探的重大突破。中國海油臨興-神府區塊位于晉西撓褶帶北段，面積約 5 500 km2，該撓褶帶過去一直以煤層氣勘探為主，致密氣鮮有重大勘探突破。2013年，中國海油大膽由煤層氣勘探轉向致密氣勘探，通過系統研究逐漸認識到晉西撓褶帶北段具有烴源巖—構造—沉積成巖三者良好耦合的致密氣成藏條件[33](圖4)；同時，為了能精準勘探，針對臨興-神府區極其復雜的地質條件，發展了氣層識別、有效儲層預測、可動用儲量提升等勘探開發評價技術。通過多專業一體化持續攻關，2021 年中國海油在臨興-神府區塊探明致密氣地質儲量超千億方，展現了鄂爾多斯盆地東緣復雜構造條件下致密氣勘探的廣闊前景。

圖4 臨興致密氣田成藏模式[33]

未來幾年，中國海油非常規天然氣勘探將以在現有區塊內積極尋找可動用地質儲量為主，推進地質工程一體化，加快勘探開發一體化產能建設。同時，努力探索深部煤層潛力，積極獲取頁巖氣優質區塊，打造非常規油氣增儲上產新陣地。

1.2 率先在中國發展LNG產業，形成國際一流大型儲罐核心技術

LNG(液化天然氣)具有清潔高效、供應靈活的優勢，做好LNG業務，充分發揮其在清潔低碳能源供給體系中的作用，是“雙碳”目標背景下保障國家能源安全的必要補充途徑。中國海油率先在中國發展進口LNG產業，開創了該領域行業領軍地位，近20年累計進口LNG超2億 t。2020年，中國海油LNG引進占全國總引進量的44%，仍保持著中國 LNG進口量的最大份額，位列世界第三。在LNG 產業，中國海油走出了一條通過貿易帶動資源、市場、設施業務一體化的全產業鏈發展道路[14,34]。中國海油目前運營的LNG接收站4座：廣東大鵬、福建、浙江和珠海站；另外，天津、海南、粵東、防城港和深圳迭福等5座LNG接收站，于2020年劃轉至國家管網集團。

圖5 大型LNG儲罐核心技術品牌(CGTank)應用場景

2 全過程低碳管控，助力中國海油綠色低碳轉型

源頭控制、過程減排到末端治理全過程低碳管控，是中國海油低碳工作的主思路。在源頭管控方面，自2017年起，中國海油在國內率先實施固定資產投資項目碳排放影響評估，從項目設計源頭推動碳減排措施的落地，截至2021年5月，共開展了60余項新建固定資產投資項目的碳評工作，涉及油氣開發、石油化工、岸電等多領域[15]。在過程減排方面，大力實施生產過程節能改造和能效提升項目，實施油田群電力組網和引入岸電、伴生氣回收、余熱利用、重點用能設備節能改造等過程減排措施。在末端治理方面，積極研究開發二氧化碳制化學品、碳捕集利用和封存等技術。下文重點對中國海油在碳減排和末端治理方面的部分特色項目和技術進展情況做一概括介紹，如岸電引入、智能/綠色油田建設及碳捕集利用封存技術等。

2.1 引入岸電降低碳排放

海上油氣田生產過程中溫室氣體排放來源主要包括5類：化石燃料燃燒排放、火炬氣燃燒排放、工藝過程放空排放、設備及管線泄漏與逃逸排放和凈購入電力和熱力所隱含的排放。其中，化石燃料燃燒排放占比最高，占總排的68%。這主要是由于海上油氣田開采過程需要的電力和熱力，而海上油氣生產大多遠離海岸，無法利用岸上的電力和熱力公用設施，這些電力和熱力主要依靠海上平臺的燃氣透平發電機組、燃氣鍋爐進行自產。因此，降低海上平臺化石能源燃燒發電所造成的碳排放，是生產過程碳減排的關鍵。

中國海油通過實施“對內推動電力組網、對外引入岸電”雙管齊下的措施，以實現海上油氣生產碳減排。一方面，在現有與新建油氣田群之間積極開展區域電力組網，打破海上油氣開發平臺供電孤島，實現發電設備互用互備，提高供電可靠性與穩定性，提高電站利用效率，節省發電燃料消耗；另一方面，在離岸距離適當、且有安全保障的情況下，合理引入岸電。由于海上平臺自備電站用燃氣透平機組發電，機組額定功率相對較小，發電效率一般在28%～34%之間。而岸電是陸地電網大型發電機機組發電，其發電效率為海上透平機組效率的2～3倍，且具有完善的尾氣處理和再利用措施，甚至具有水電、風光電等綠色可再生能源發電的接入，可大大降低單位發電量的碳排放量，從而實現海上油氣生產碳排放總量的下降。

中國海油首先在渤海海域開展了岸電引入示范工程，并開始規模性推廣應用。如：“秦皇島32-6—曹妃甸11-1油田群”岸電示范工程和“綏中36-1、錦州25-1油田群”岸電應用工程等。在使用岸電后，預計渤海油田在生產高峰期可節省天然氣消耗23.8億m3/a，或節省原油消耗約17.5萬m3/a，相當于節能標準煤99.5萬t/a，實現二氧化碳減排約175萬t/a、氮氧化物減排約2.5萬t/a。

2.2 加快海上“綠色/智能”油氣田建設

“雙碳”目標背景下，在現代信息技術迭代、能源產業變革和企業戰略轉型的驅動下，“綠色油氣田”和“智能油氣田”建設，已成為油氣行業發展大勢。

2.2.1海上“綠色油氣田”建設

2019年6月，中國海油首次發布了《綠色發展行動計劃》[36]，從綠色油田建設、清潔能源供給和綠色低碳發展3個層面，提出了中國海油綠色發展的整體框架和發展思路，明確了綠色油田建設將以堅持“保護優先、綠色開發”為理念，踐行“在保護中開發，在開發中保護”的原則。中國海油在持續加大國內油氣勘探開發力度的同時，將溫室氣體減排的思想融入新建項目的全生命周期，建設資源節約型和環境友好型綠色油田。其中，渤海曹妃甸6-4油田和南海西部的東方氣田是中國海上“綠色油氣田”開發的新樣板。

2021年3月15日，中國海上全新“綠色油田”——曹妃甸6-4油田正式投產。該油田應用“設計施工一體化”理念，采用綠色低碳管理，完善了中國海上“綠色油田”建設新模式，為海上油氣增儲上產和助力京津冀協同發展、雄安新區建設等注入新動力。該油田在設計初期就以關鍵設備國產化及綠色發展理念為主導，引入大量高質量國產設備和創新型環保設備，實現減排增效。該油田首次應用海上油田再生水收集罐，可將生活污水回收，徹底實現海上油田生活污水“零”排放；同時，該油田引入岸電，將通過電力組網的方式，為海上油田生活和生產供電，與以往平臺搭載燃油發電主機相比，每年將減少燃油主機原油消耗1.1萬t，年均節約能源約1.6萬t標煤，相當于減少二氧化碳排放4萬t，減排二氧化碳相當于植樹400萬棵[37]。

2.2.2海上“智能油氣田”建設

智能油氣田建設的目標是利用數字化技術改造提升傳統動能，最終目的是增儲上產和降本增效。以高技術、高風險、高投入著稱的海洋石油企業，對智能化的探索更為重視。中國海油2012年首次提出了推動海上“智能油田”建設的目標；2014年啟動智能油田規劃及架構設計工作，積極探索海上智能油田建設之路；2018—2021年，中國海油在無人化平臺開發、智能化無人平臺設計及生產工藝流程優化基礎上，加快推進相關技術研究和試點建設工作，先后完成了30余座在役和新建平臺的無人化方案設計，10余個在役和新建海上油氣田智能化方案設計，完成了東方氣田、白云氣田和秦皇島32-6油田等3個試點海上智能油氣田建設[38]。

其中，2021年10月建成投用的秦皇島32-6智能油田(一期)，是中國海上首個具有完全自主知識產權的智能油田項目，該項目將云計算、大數據、物聯網、人工智能、5G、北斗等信息技術與油氣生產核心業務深度融合，為生產了20年的老油田賦能，實現海上油田無人化少人化、油藏研究可視化、生產運營協同化、戰略決策科學化，將帶來30%的生產效率提升、5%～10%操作維護成本降低和20%用工減少[39-40]。

中國海油也將在試點探索基礎上，持續優化、全面推廣“智能、安全、高效”的新型海上智能油氣田建設，加快推進產業升級和數字化轉型，從源頭節能減排，全面推動公司綠色低碳轉型。

2.3 積極開發海上CCUS技術

二氧化碳捕集、利用與封存技術(CCUS技術)是通過地質利用、化工利用和生物利用等資源化利用手段，將化石能源利用、工業過程排放以及從空氣中捕集的二氧化碳封存或轉化為燃料和化工產品，是中國實現“雙碳”目標必不可少的技術手段[41]。在“十三五”期間，中國海油加大了CCUS和碳匯等低碳、負碳技術的研發投入。

2.3.1二氧化碳資源化綜合利用

經過捕集分離后的二氧化碳有比較廣泛的物理和化學利用價值。在物理利用方面，高濃度二氧化碳可通過物理方法制成液體二氧化碳或干冰直接應用，這是目前成本最低、可行性最高的二氧化碳回收利用方法。在化學利用方面，二氧化碳可與其他共反應物轉化成為含碳有機物或燃料，用于化工、農業及食品飲料等行業。如：二氧化碳與氫氣反應合成甲醇；與甲烷重整生產合成氣，再合成高碳醇等有機物；與環氧丙烷發生共聚反應，制備可降解塑料的原料等。

中國海油依托陸上終端豐富的氣源，開展了一系列二氧化碳資源化綜合利用工程建設。如：廣東珠海高欄海氣終端減碳作業和二氧化碳綜合利用項目、浙江寧波海氣終端液體二氧化碳項目等，目前均進入實施階段。在富碳天然氣制備甲醇等化工產品的工業運用方面，2020年由海洋石油富島有限公司與中國科學院上海高等研究院及中國成達工程有限公司合作開發了具有自主知識產權的二氧化碳加氫制甲醇技術，率先建成全球最大規模二氧化碳加氫制甲醇工業試驗裝置，規模達5 000 t/a，現已完成工業試驗。

2.3.2海上CCUS負碳技術

中國海油針對自身二氧化碳排放特點和油氣區塊地質條件，以廢棄油氣田、完善的海底管網、陸地終端、可靠的海洋工程技術為基礎，積極開發海上二氧化碳捕集、輸送、利用和封存負碳技術(圖6)，評估選取一些潛力區塊，嘗試開展先導性試驗和工程示范項目。

圖6 海上二氧化碳捕集、輸送、利用和封存技術流程示意圖

2021年8月，中國首個海上二氧化碳封存示范工程，在南海珠江口盆地恩平15-1油田群正式啟動。在該示范工程中，首先，通過石油地質研究在該油田上覆的淺埋水層內落實好構造圈閉，準備用于埋藏油田開發過程中采出的二氧化碳；然后，將油和伴生二氧化碳氣體一起從地層采出，采出的油氣經過特定裝置將二氧化碳分離出來，再將分離出的二氧化碳進行脫水干燥和壓縮處理；最后，通過回注井將處理后的二氧化碳重新注入地下，封存在事先已經找好的淺部水層構造圈閉內。恩平15-1油田群二氧化碳封存示范工程將在海底儲層中永久封存二氧化碳超146萬 t，相當于植樹近1 400萬棵或停開近100萬輛轎車。

中國海油“十四五”重大科研項目CCUS(二氧化碳捕集、利用與封存)專項正式啟動，標志著公司正式啟動CCUS產業化推進行動。將重點開展海上CCUS全流程技術研究和示范項目，開展海洋碳匯和礦化固碳、二氧化碳化學利用技術研究等，旨在構建差異化的海上CCUS技術體系和標準體系，開發具有自主技術的核心裝備，建設一支專業的研究隊伍，打造中國海上CCUS技術力量和競爭優勢。

3 科技引領，加速海洋新能源產業發展

中國海油積極應對能源行業變革加速的挑戰，加快推動公司發展轉型，加速探索發展新業務新業態，充分發揮海洋工程及勘探領域比較優勢，注重油氣融合協同，打造海上風電業務的差異化競爭優勢，探索儲能、氫能、海洋溫差能等，推動發展多能互補綜合能源供應系統。

3.1 聚焦中遠海風電技術，打造海上風電產業鏈

海上風能是海洋可再生能源的重要組成部分,也是海洋可再生能源中技術最成熟、最具規模化開發條件和商業化應用前景的能種，發展潛力巨大。

3.1.1全球海上風電發展現狀

1)全球海上風電發展現狀。

全球海上風電發展速度大幅度加快，建設區域更加廣闊。早期全球海上風電市場主要分布在歐洲的英國、德國、丹麥、比利時等國家，歐洲海上風電近10年保持平穩增長發展趨勢。近幾年，全球海上風電已經由歐洲北海擴展到亞洲及南北美洲等更多區域。2021年，全球海上風電場新增裝機容量約1 140萬kW，同比增長32%，累計并網裝機規模達4 540萬kW。從全球海上風電新增并網裝機規模排名看，2021年中國超越英國，位居全球第一，其次是英國和丹麥，美國和巴西海上風電也開始加速發力。從各國發展規劃看，未來10年海上風電發展速度將大幅度加快，2021年各國紛紛提出調增海上風電發展規劃，英國、美國、挪威、印度等國家2030年規劃裝機容量均超過3 000萬kW。

全球海上風電建設成本呈現逐年下降趨勢，海上風電機組大型化趨勢明顯，建設區域從近海呈現向深遠海發展趨勢。從海上風電建設成本看，2021年建設成本平均為2 630美元/kW，同比下降5%；從平均度電成本看，2021年海上風電平均度電成本82美元/MWh，較10年前下降30%左右。另外，海上風電機組大型化趨勢明顯，整機廠商紛紛提出研制海上大型風機，機組大型化將進一步降低單位度電成本。同時，從海上風電場建設發展趨勢看，呈現向深遠海發展趨勢。目前全球已建和在建的海上風電項目最大水深108 m，日韓和挪威核準未建項目最大水深達200 m；已建和在建的英國Hornsea One項目離岸距離145 km，核準將建的DoggerBank項目最大離岸距離200 km[42]。

2)國內海上風電發展現狀。

國內海上風電近幾年發展迅猛，開發經驗日益成熟。截至2021年底，中國海上風電累計裝機容量1 641萬kW，其中2021年新增并網裝機容量742萬kW，年增長率超過80%，創歷史新高。標志著中國海上風電市場開始由新興走向成熟。國內海上風電發展前景廣闊，“十四五”期間，國家將主要在廣東、江蘇、福建、浙江、山東、遼寧和廣西等沿海地區大力發展海上風電，重點建成7個大型海上風電基地。預計2035年、2050年7個風電基地總裝機規模將分別達到7 100萬kW、1.32億kW。

3.1.2中國海油海上風電發展技術路徑、現狀及趨勢

海上風電關鍵技術主要包括風資源評估、發電、施工、運維和并網等，涉及多專業、多領域，復雜程度較高，屬于技術和資本密集型產業。進入海上風電產業，中國海油具有海洋工程設計、施工建造和運維管理的優勢。在全球海上風電裝機規模持續上升，中國海上風電建設經驗日漸成熟、市場發展潛力大的背景下，積極優快發展海上風電產業，有選擇地進入海上風電開發環節，攻關近海風電開發關鍵技術和深遠海風電開發核心技術，形成海上風電一體化技術和標準體系，打造差異化近海風電產業鏈，是中國海油海上風電產業發展的主要技術路徑。

1)優快發展近海風電產業，選擇性進入海上風電開發環節。

近海風電大基地是新能源產業規模化的經濟性選擇，優快發展海上風電產業，選擇性進入海上風電開發環節，是中國海油低碳轉型發展的重點之一。中國海油關注能源供給端和消費端的變化趨勢，成立了中海油新能源北京分公司、中海油融風能源有限公司、中海油能源發展股份有限公司清潔能源分公司等，大力推進海上風電產業開發。中國海油首個海上風電項目——江蘇竹根沙項目于2020年9月首批機組并網發電，2021年10月實現全容量投產運行，標志著中國海油綠色低碳戰略在長三角地區進一步落地。該風電場中心離岸距離39 km，規劃裝機總容量30萬kW，包括67臺風力發電機組、1座220 kV海上升壓站、1座陸上集控中心、兩回路220 kV電纜，年上網電量達約8.6億kWh，與同等發電量的常規燃煤火電機組相比，每年可減排二氧化碳 57.1萬t[15]。

未來，中國海油還將通過加快百萬千瓦級海上風電場建設，打造規模化海上風電基地。一方面，發揮公司在海洋工程、技術和資本等領域的比較優勢，加大對大灣區、海南、廣西、福建、山東等近海風電資源的獲取；另一方面，積極參與廣東省和海南省的海上風電基地規劃，努力成為粵東和陽江8個風電項目的主要業主單位，積極推進海南東風CZ7海上風電項目進展；同時，充分挖掘沿海省市開發業主的風電場資源，通過多種合作模式，加快近海風電資源獲取和產業規模擴大進程。優快發展近海風電產業，既可以控制公司低碳轉型的風險，也可以保障碳排放量達峰后的逐步下降。

另外，海上風電給油氣平臺供電是近海風電新能源與傳統油氣協同發展的新模式之一。岸電為海上平臺供電，理論上可將平臺所在區域硫化物、氮化物等污染物排放降低至零，但短期無法大幅度降低油氣生產過程的碳排放，這主要是因為目前陸上電網以火電為主。而建設分布式海上風電不僅可為油氣生產平臺供電，還能有效降低油氣生產過程中二氧化碳和其他污染物的排放。因此，隨著海上油氣生產平臺數量持續增加，發展分布式風電與岸電結合的區域性海上能源互聯微網，開發海上風電自發自用、余電上網、制氫儲能等，提升風電的接入利用水平，岸電作為微網穩定性保障的“支撐電源”，是中國海油有效降低油氣生產過程碳排放強度的發展新模式。

2)瞄準中遠海風電，加大核心技術攻關力度。

瞄準中遠海海上風電在未來“雙碳”目標實現中的重要地位，中國海油牽頭梳理深遠海海上風電產業鏈的發展堵點和關鍵技術，加大深遠海風電開發核心技術研發投入。重點攻關漂浮式風機應用技術、分散式發電、遠距離輸電及制氫儲氫技術等(圖7)，研究深遠海海上風能資源及選址綜合評價方法，以期利用中海油自身在深遠海海洋工程方面的優勢，對海上風電核心資源進行整合，打造具備國際競爭力的深遠海海上風電產業鏈。

圖7 深遠海風電產業關鍵技術示意圖

目前正積極推進為文昌14-3海上平臺供電的7.25 kW漂浮式海上風電示范項目，該項目旨在研究為海上油氣田供電的低成本、高效率的深遠漂浮式海風電開發之路。

在全力推動深遠海浮式風電技術研究與示范的同時，中國海油也積極探索新能源與傳統油氣產業協同發展的新模式，包括：風光發電與傳統油氣產業、風光發電與天然氣發電、海上風電與海洋牧場等協同發展模式，推動公司綠色能源轉型再提速。

3.2 探索氫能、儲能和海洋溫差能技術

3.2.1海上風電制氫及儲運一體化技術探索

氫能作為一種二次能源，需要用其他能源加工得來，以燃料電池方式將化學能高效轉化為電能，可廣泛用于交通和儲能等能源供給體系，氫能的儲能屬性使其具備跨時間和空間靈活應用的潛力，能與可再生能源有效銜接，助力可再生能源消納與大規模發展。因此，氫能源在全球向清潔能源轉型及提高能源系統靈活性方面將發揮關鍵作用。

近些年全球資本、技術、輿論等因素正共同催生本輪氫能發展的熱潮，歐盟、美國、日本、中國已將氫能納入國家能源發展戰略，并出臺產業發展規劃和支持政策。美國重視氫能產業鏈關鍵技術培育，在固定式燃料電池發電、氫燃料電池車應用研究方面有絕對優勢；歐盟實現凈零碳排放，氫能是其重要抓手；日韓在燃料電池車、家用燃料電池、加氫站網絡和氫技術開發方面處于領先地位。據國際氫能理事會發布的報告預測，2050 年氫能約占全球能源需求的18%，工業、交通和建筑供暖供電都將是氫能應用重點領域[43]。

目前國內氫能產業整體處于技術研究與示范應用階段。與德國、美國、日本等發達國家相比，中國在氫能產業鏈基礎研究、核心技術、關鍵材料和裝備制造等方面還存在一定的差距[44]。“雙碳”目標下，國家相繼發布《氫能產業發展中長期規劃(2021—2035年)》等重磅文件，從立法、頂層設計、示范應用等方面支持氫能產業健康持續發展。同時，地方政府、社會資本、產業鏈上下游相關企業、科研院所等多方力量加速入場，多因素疊加推動國內以加氫站為代表的氫能制—儲—運—用產業鏈關鍵技術與基礎設施建設快速發展，初步形成珠三角、長三角、京津冀等氫能集群，以及北京、上海、廣東、河南、河北五大燃料電池汽車示范應用城市群。

國內以中國石化為代表的油氣企業具有氫源和銷售網絡等比較優勢，已開展制氫、加氫站及儲運設施網絡的規劃和建設。中國海油加快發展海上風電，積極開展了海上風電制氫及儲運用一體化關鍵技術和應用方案研究。主要包括：海上風電制氫方案研究、海上堿性ALK和PEM電解水制氫技術、綠氫生產與富碳天然氣開發集成技術研究、綠氫與煉化等關鍵技術。另外，中國海油也將加大氫能儲能和電化學儲能等新型儲能技術的研究，以提高新能源發電消納能力。

3.2.2海洋溫差能開發利用關鍵技術攻關

海洋能是一種蘊藏在海洋中的可再生能源，包括機械能(潮汐能、潮流能、海流能、波浪能)和熱能(海水溫差能)。海洋溫差能(海洋熱能)是海洋中受太陽能加熱的表層溫海水(溫度 25～28 ℃)與 深層(水深800～1 000 m)冷海水(溫度 7～4 ℃)之間蘊藏的熱能。海洋溫差能最常見利用方式是發電，是海洋能中最穩定的清潔可再生能源。根據現有技術，當表層溫海水與深層冷海水之間的溫差大于 18 ℃時就具有開發價值[45]。海洋溫差能主要分布在赤道附近水深 1 000 m左右的熱帶海域，中國南海溫差能資源潛力大，在島礁與海洋油氣開發等方面具有重要意義。但是，中國在海洋溫差能開發利用工程研究方面的起步較晚，目前尚無適用于海洋溫差發電的熱交換器、氨透平發電機組、海水潛水泵等產品，亟需技術上的突破。

海洋溫差能開發利用是中國海油長遠發展規劃關注的重點，需要攻關的技術領域包括：兆瓦級海洋溫差能開發熱力循環工藝系統、高效熱交換器和工質透平系統、深層海水提升重控分析技術、深層海水綜合利用技術、溫差能發電浮式平臺一體化設計等。目前，已完成國內首個10 MW全海式海洋溫差能電站概念方案的設計，設計方案包括：熱力循環工藝系統、冷水管系統、溫差能發電平臺總圖布置、重控分析、控制及通信系統、電氣系統和平臺結構的研究設計，以及投資估算和經濟評價，這為國家未來開發利用海洋溫差能提供了技術和決策支持。

4 結束語

為了保障國家能源安全與實現“雙碳”戰略目標，中國海油正在大力推進天然氣增儲上產，持續發揮LNG產業技術領先優勢，積極構建以海上風電產業為主的具有中國海油特色的新能源產業體系，大力推進傳統油氣生產過程節能減碳與負碳技術體系的發展和工程實踐，努力為社會提供更多低碳能源產品與服務。未來發展中，中國海油在做好綠色低碳產業和技術創新布局的同時，也要做好前瞻性技術的跟蹤、評估以及與相關科研院所或企業的溝通合作，加快中國海油特色綠色低碳產業鏈核心技術的攻關，同時加快碳排放數據平臺的完善，努力推進“標志性技術”轉化為“標志性成果”，打造中國海油特色“標志性人才”隊伍，以保障在實現國家能源安全基礎上率先實現“碳達峰”目標。