綠色低碳油氣開發工程技術的發展思考

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研究院有限公司,北京 102206）

2015 年，《巴黎協定》提出了“本世紀末，將相較于工業化之前的全球平均氣溫上升幅度控制在2 ℃內，并為控制在1.5 ℃以內而努力”的目標?！栋屠鑵f定》的正式通過，標志著全球對于應對氣候變化、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碳中和才有可能實現這一目標，據此測算，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。油氣行業全價值鏈從開采、運輸、儲存到終端應用產生的碳排放占全球總量的42%，其中，油氣勘探開發、儲運、煉制等生產階段的排放占9%，油氣使用階段的排放占33%[1]。油氣作為傳統化石能源，低碳轉型與加大碳減排力度也成為必然趨勢。油氣開發作業作為油氣行業重要的碳排放來源，是實現凈零排放的重要領域，通過工程技術創新來減少碳排放、實現油氣可持續發展已成為行業共識，以更清潔的方式生產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工程技術低碳發展行業背景的基礎上，分析了綠色低碳油氣開發工程技術發展趨勢，結合我國油氣行業發展面臨的挑戰，提出了油氣開發工程技術低碳發展方向，以期為我國油氣開發綠色低碳和高質量發展提供技術參考和借鑒。

1 綠色低碳油氣開發工程技術發展的行業背景

1.1 能源綠色低碳轉型進程提速，油氣在2035 年前仍是主體能源

2021 年全球平均溫度比工業化前（1850—1900 年）的基線高出了1.1 ℃，2022 年5 月世界氣象組織預測，未來5 年全球平均氣溫較工業化前水平高出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型，截至2022 年5 月，全球127 個國家已經提出或準備提出碳中和目標，覆蓋全球GDP 的90%、總人口的85%和碳排放的88%[8]。同時，國際貨幣基金組織（IMF）研究指出，當前全球經濟面臨諸多挑戰，通貨膨脹率達到幾十年來最高水平，大多數地區金融環境收緊，隨著烏克蘭危機升級及新冠疫情持續，嚴重影響全球經濟增長前景。在能源轉型和經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，在能源結構中的占比將顯著下降，2019 年占比下降到27%，至2050 年將低于5%。低碳新能源成為穩定可靠的低成本能源還需一定時間的技術培育，在相當長的時間內油氣將繼續擔當能源供應的主體。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構的預測結果如圖1 所示，可以看出，在快速轉型情景下，2035 年油氣占比為47%[9]。

圖1 快速轉型情景下全球一次能源需求結構預測Fig. 1 Predicted structure of global primary energy demand under rapid transformation

1.2 能源轉型和油氣供給共同推動油氣公司產業與技術的低碳化

在兼顧能源供給與碳中和目標實現的同時，油氣公司制定了碳減排中長期發展戰略和減排目標，加快了低碳高效轉型的步伐，一方面通過轉向多種新能源形式來實現能源業務結構的多元化，另一方面通過采用新技術、新方法來降低傳統油氣業務的碳足跡，以雙管齊下的方式來實現減碳和能源業務可持續性發展的目的。油公司注重向綜合性能源公司轉型，將越來越多的資本分配給新能源新領域，國際主要油公司的低碳投資規模發展趨勢如圖2 所示。2020 年，受新冠疫情影響，油氣需求減少，油氣勘探開發投資大幅下降，但低碳投資保持穩定，約60 億美元，占總投資的6%，預計到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%的能源結構[10]。與油公司現有資產和技術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。服務于油氣上游的油服公司在做強做優傳統油服業務的同時，積極探索低碳業務發展，加大了提高能源利用效率、地熱、氫能、儲能、碳捕集與存儲（CCS）等方面的技術研發推廣力度。貝克休斯制定了減排戰略，明確每年減少排放20%或10000 t 二氧化碳當量，目前低碳產品組合包括火炬燃燒管理技術、資產完整性管理技術、高效鉆完井、3D 打印技術、廢棄物回收利用技術和高效裝備技術等[11]。

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

1.3 綠色低碳油氣開發工程技術要求更高

為了保證油氣在能源行業的競爭性，應對碳市場的沖擊，油公司采用內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，將排放量轉化為財務指標，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 的內部碳價，2017 年開始采用80 美元/t 的碳價對其資產組合進行壓力測試，2030 年將采用100 美元/t 的碳價[12]。鑒于碳排放量對資產收益的影響，油公司在開發方案設計和工程招標中會確定排放標準，或者優先選擇能提供低排放技術的承包商。2021 年12 月，BP 公司與丹麥馬士基鉆井公司續簽了2 臺自升式鉆井平臺在挪威近海服務的5 年框架合同，總合同額約10 億美元，要求對現有鉆井平臺進行升級改造，采用混合動力、氮氧化合物轉換裝置，以及自動化能效優化軟件。碳定價與內部碳價導致油氣開發盈虧平衡點增加，對油氣開發工程技術發展的方向和目標提出了更高的要求，同時也為油氣開發工程技術創新提供了機遇。

2 綠色低碳油氣開發工程技術發展趨勢

2.1 低成本、低碳油氣開發鉆井提速提效工程技術

采用精益鉆完井設計技術、鉆完井提速提效技術和大幅度提高油氣采收率技術，用更少的井、更短的作業周期和更少的投資來獲得更大的油氣產量，實現噸油低成本、低碳開發的雙重效果。據貝克休斯測算，如果油氣作業效率提高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定減排目標的5%[13]。

2.1.1 精益鉆完井設計技術

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化開發方案，創新形成立體開發模式，部署立體井網和大平臺，減少單位產量的井場占地和基礎設施投入?！熬S”多產層開發每個平臺16 口井成為常態，美國二疊盆地發展了一個井場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，平均單井產量從約121 t/d 提至143 t/d[14]。為了實現少井多產，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，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

通過持續優化工廠化作業、提速提效系列技術配套、鉆完井液最大限度重復利用等手段，達到提高綜合效率、縮短非生產時間、降低綜合成本和盡快投產的目標。北美頁巖油氣公司利用個性化PDC 鉆頭配合導向鉆井工具，使造斜段+水平段“一趟鉆”完鉆成為常態，Eagle Ford 區塊單次一趟鉆紀錄達6215 m[15]；通過強化鉆壓和轉速參數，Bakken 區塊鉆壓提高約40%，轉速提高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。大規模應用拉鏈式壓裂的同時，推廣同步壓裂技術，一個壓裂機組同時壓裂同一平臺的2 口井，在不影響油氣井產能的前提下，大幅提高壓裂施工效率；同地區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

為了大幅提高油氣采出程度和降低作業過程碳排放，采用生物聚合物、生物表面活性劑、微生物驅油、納米驅油等技術。Locus 能源公司研發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，單井平均日產油量增加115%，日產氣量增加25%，解決了產油氣量下降問題，同時避免了昂貴的修井作業。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，實現了噸油低成本低碳效果[17]?；瘜W驅油液體中加入納米粒子可以改變乳化液的穩定性，提高液體黏度和巖石的疏油能力，提高驅油效果。Frac Tech Services 公司和伊利諾理工大學合作研發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，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相時，聚集形成一個楔形薄層，產生分離壓力，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場應用效果[18]。

2.2 數字化油氣開發工程技術減少碳排放足跡

數字化技術為油氣行業帶來的直接效益就是節省了資本支出和能源消耗，從而降低Scope 1 和Scope 2 的碳排放。智能油氣開發采用數字技術來提高油氣開采效率降低能源消耗，包括大數據分析和人工智能技術優化資產配置，加快決策過程，提高能源利用率；數字傳感系統和實時監測可及時發現運營過程中的異常狀況，進行故障排查和提前維修，減少非生產時間；物聯網、數字孿生和無人機巡查等技術可實現遠程診斷和監控，節省人員移動交通用燃料，減少碳排放。

大數據、云計算、數值模擬、虛擬現實、數字孿生和機器學習等數字化化技術在甜點預測與識別、開發方案制定與優化、鉆井方案優化設計、井眼軌跡監測與控制、壓裂方案優化設計、遠程監控與監督等方面發揮著日益重要的作用。新冠疫情爆發期間，遠程作業因其在減少員工接觸和出差、減少碳足跡方面的優勢，成為了油服領域工作的新常態[19–23]。貝克休斯以旋轉導向工具為基礎，實現了井場與遠程控制中心協同作業。隨鉆測井工具實時采集井下數據，傳輸至地面和后方遠程控制中心，經過地質導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，實現閉環雙向控制。通過加速學習和最佳實踐，實現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創單日鉆進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，72% 的鉆井工作和100% 的定向鉆井及MWD/LWD 由遠程作業中心完成[24]。Devon 和BP 公司用無人機進行數據采集和作業監測，花費的時間和費用都是傳統方式的1/10，不僅采集方式更安全、更高效，而且所采集數據的標準化程度更高，質量更高。油氣開發過程中會向大氣中排放有害的氣體，人工監控和維護的成本較高，利用新型數字技術可以低成本地進行排放氣體監測，通過調整生產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）提出采用物聯網、數字孿生和數據分析等數字化技術對碳排放進行監測報告的解決方案，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生產過程中收集二氧化碳等溫室氣體，進行地質、化工利用或注入封存到已經枯竭的油氣藏或鹽水層中。碳捕集利用與封存技術可有效減少化石能源燃燒產生的碳排放，是實現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施約30 個，年處理能力約3000×104t，在建設設施50 多個；2025 年，CO2年處理能力將達到1.1×108t。為實現《巴黎協定》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施約1000 個[26]。

目前，80%的碳封存項目為CO2驅油提高采收率（即CCUS 項目），經過多年實踐，以CO2提高采收率為代表的CCUS 技術已經較為成熟[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。該項目設施包括二氧化碳捕獲裝置、管道、注入管匯，以及注水井、生產井和觀察井，可提供實時監測數據（見圖3）[32]。CO2提高采收率項目是在滿足驅油經濟性為首要目標的條件下兼顧埋存需要，在項目早期能體現出碳中和的優勢；但到了中后期，從產出液中分離出的循環CO2比例越來越高，而且由于后期隨著采收率提高，驅油效率降低，驅油難度不斷增大，新增噸油所消耗的CO2注入量和成本也會增加。在碳減排政策驅動下，全球新規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，將油氣田生產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。該項目設計年注入量約400×104t，由于出現排水井出砂嚴重、注水井砂堵等問題，實際注入能力僅226×104t，作業成本嚴重超出預算，沒有實現預期目標。

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 油氣開發全過程節能減排措施

提高能源利用率、實施節能技術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%。油氣公司在環保和資本市場的壓力下都在加大投資和推廣減碳新技術的力度，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 臺網電鉆機，并對柴油發電機組的實時運行進行大數據動態監測分析和采用鉆機動力系統管理軟件來優化每臺機組和鉆機電網的運營效率，從而提高減排效果。2018—2021 年，通過優化鉆井作業工序，強化節油和減排目標，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相關的環境影響，油氣行業一直專注于采用更清潔的網電、天然氣等能源提供動力。BJ 能源公司天然氣發電直驅電動壓裂系統可以使用天然氣、液化天然氣和壓縮天然氣發電，該系統將渦輪機產生的超過88%的軸馬力轉換為泵的液壓馬力，與傳統設備相比，泵送時間約可縮短60%，設備總占地面積減少 40%，高效電力傳輸的經濟和環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采用網電進行電動壓裂，其“Zues”電驅壓裂機組在二疊盆地為Cimerax 公司進行了壓裂服務，與天然氣發電機組、柴油機或雙燃料發動機組相比，現場碳排放大幅降低。同時設備性能穩定，在3677.5 kW（5000 HHP）功率下，單臺泵65.5 MPa泵壓下的排量穩定在3.5 m3/min。道達爾公司在阿根廷20 井組“井工廠”頁巖氣開發中采用雙燃料發電機組進行鉆井和壓裂作業，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 柴油發電機組與雙燃料發電機組作業溫室氣體排放對比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、燃料電池等也是未來油氣開發工程節能減排的重要手段。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電–鋰電池混合動力系統，柴油發電機組在低負荷運行時給6 MW 模塊化鋰電池組充電，在平臺作業負荷高時采用鋰電池組為鉆機直流電網提供電能，從而提高平臺電網運行效率，柴油消耗量降低10%～25%[37]。馬士基鉆井公司參與開發一種高溫聚合物電解質膜燃料電池系統，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，通過化學反應轉化為電能。

2.5 油氣開發工程與新能源耦合發展促進低碳轉型

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

油氣公司在為自身油氣業務減碳的同時，將新能源技術與自身工程技術進行整合，成為未來能源轉型的推動者[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，與燃氣輪機發電相比，該技術可降低碳排放60%～70%。海上風電業務與海洋油氣協同發展，不僅降低了海上電力輸送成本，還減少了油氣開發過程中二氧化碳的排放[1]。地熱利用方面，目前墨西哥灣80%的深水平臺日產油氣量只有設計峰值的50%，如何挖掘這些現有平臺資產的剩余潛力以延長其使用壽命，推遲棄井處置的巨額支出，成為作業者關心的問題。由于該區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電成本，從而降低運營費用和碳排放量，實現老井重復利用[42]。老井地熱開發采用閉環地熱循環方式，在地面和井底設置熱交換器，通過閉路循環工作流體將地熱輸送至地面，驅動蒸汽輪機發電。地熱具有海上風電不具備的能源不間斷優點，而且不需要為海上風電建設獨立的平臺設施。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、太陽能等新能源發電的間歇性問題，使新能源大規模應用成為可能。油氣開發與氫能存儲有著相似的工程技術要求，油氣公司通過油氣開發工程與氫能的耦合發展，能促進新能源的開發利用。世界上地下存儲較高純度氫氣（氫氣純度≥95%）的設施大多建立在英國和美國，大部分選擇鹽穴儲氫?？捣剖凸具\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。未來大規模氫能地下存儲還面臨儲層和蓋層的地質完整性、氫氣地下化學反應、井筒完整性、氫氣采出純度及材料耐久性等難題與挑戰[43–44]。

3 我國綠色低碳油氣開發工程技術發展方向

3.1 綠色低碳油氣開發面臨的挑戰

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。隨著我國油氣勘探開發不斷深入，油氣勘探開發對象向深層超深層、深水超深水、頁巖油氣、致密低滲和高含水老油田等復雜油氣藏轉變，呈現勘探開發對象復雜化和資源品質劣質化趨勢，油氣規模增儲和穩產難度越來越大。與此同時，全球應對氣候變化行動正在對油氣行業產生廣泛而深刻的影響，我國提出在2030年前實現碳達峰，力爭2060 年前實現碳中和。油氣勘探開發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。油氣將在相當長的時間內擔當能源供應的主體責任，兼顧能源供給和凈零排放目標的實現，油氣行業需要以更大的力度推動綠色低碳發展，不斷提升低碳運營能力，以及支撐油氣與新能源高質量勘探和增強效益開發能力。

油氣開發工程投資約占油氣上游投資的60%，工程技術及裝備的水平決定了可開采資源量及開采的經濟性，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的競爭性，保證能源供給，需進一步升級高效低碳工程技術；要實現油氣產業鏈的低碳化，需全面啟動相關脫碳、零碳、負排放技術發展的全局性部署；要抓住戰略轉型的窗口期，打造綠色低碳競爭力，率先制定低碳運營行業規則和技術標準。這些都對油氣開發工程技術發展方向和目標提出了更高的要求，同時也為油氣開發工程技術創新提供了機遇。

3.2 綠色低碳油氣開發工程技術重點發展方向

目前，我國油氣開發工程技術形成了系列配套技術，基本滿足了油氣勘探開發的需要，但在保障國家能源安全和實現凈零排放的雙重要求下，油氣開發工程技術既要走好低碳發展之路，也要兼顧整體經濟效益的提升。需要加強綠色低碳油氣開發工程技術基礎理論和關鍵技術攻關，加大現場先導試驗，通過技術創新，構建綠色、清潔、循環的油氣開發工程技術體系。

3.2.1 油氣開發鉆井提速提效技術

將油氣開發工程碳減排與施工效率的提升相結合，強化工程設計、優快鉆井技術、超級壓裂與大幅提高采收率技術的推廣應用，不斷提高作業效率，縮短建井周期，提高單井產能，以低碳方式實現油氣高效開發，降低油氣生產過程碳排放強度。一是要根據區域地層環境，科學選用合理的油氣開發方案，采用“井工廠”立體開發模式、長水平段水平井技術、老井側鉆技術和多分支井鉆完井技術等減少井場占地面積和鉆井作業數量；二是加大“一趟鉆”鉆井技術、精細壓裂技術、同步壓裂技術、生物聚合物和納米聚合物提高采收率技術等降本增效和增產增效技術的推廣應用，減少噸油碳排放量；三是優化油公司與油服公司的合作模式，設計能調動雙方積極性的方式，實現高效合作，為提速提效工程技術的推廣應用提供有利條件。

3.2.2 數字化智能化油氣開發技術

積極擁抱產業變革，順應發展趨勢，部署落實數字化轉型，通過數字化技術優化作業方案、提高決策效率，推動碳排放和成本的降低。采用信息技術使人與人、人與物、物與物之間廣泛互聯，消除空間和時間的溝通界限，利用聯通性和移動性提升油氣開發工程業務的效率。一是加大智能化鉆井技術、智能化壓裂技術和自動化智能化高端裝備的研發與應用，通過提高作業效率減少油氣開發過程中的碳排放。二是研發高精度數字傳感系統和實時監測系統，及時發現油氣開發過程中的異常狀況，進行故障排查和提前維修；同時，利用大數據技術進行預測性維護，以更好地維修零件和設備，減少設備停機等待時間。三是采用物聯網、數字孿生、無人機巡查和遠程決策支持系統等技術實現遠程診斷和監控，節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

碳捕集利用與封存是未來油氣綠色低碳發展趨勢，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、技術不成熟等挑戰。一是要在綜合考慮捕集工廠、運輸管道、地質封存條件等因素的基礎上，開展CO2在埋存層位的運移規律、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濟性評價、注入容量與注入時長方案優選研究；二是要開展高效低成本鉆完井技術、油套管的防腐技術、儲層長期監測與解釋技術、油氣井CO2風險評估研究，實現CO2經濟高效利用與存儲，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、CO2驅油提高采收率技術研究，提高碳封存與利用的經濟效益。

3.2.4 油氣開發節能減排與尾廢利用技術

強化油氣開發全過程的排放管控，是實現低碳發展的關鍵。在碳中和背景下，油氣行業要重點做好工程技術領域的技術迭代升級，推動技術裝備朝著電氣化及低能耗綠色方向發展，實現施工作業過程節能高效，井筒工作液減量、循環重復利用和綠色清潔。一是大力推動鉆機和壓裂車以電代油、燃料清潔低碳化，研發推廣網電鉆機、混合動力鉆機、燃料電池鉆機等裝備，提高工程技術裝備電氣化率，為鉆井、壓裂改造和完井作業等領域提供基于綠色能源的低碳技術和全套能源解決方案；二是對鉆完井裝備進行自動化改造，研發動力自動管理系統、能耗自動檢測系統等，實現能源利用最大化；三是開展作業過程碳排放監測、鉆井液壓裂液回收處理與利用、節能節水循環利用等研究，減少對環境、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

全球能源轉型將改變石油和天然氣行業的格局，油氣勘探開發將越來越多地與可再生能源和低碳技術耦合。油氣開發需要發揮地熱、風能、氫能、儲能、太陽能等資源組合優勢，實現多能互補、集成優化，以取得最合理的能源利用效果與效益，全面提升能源系統整體效率。一是將傳統油氣開發工程技術向新能源新領域移植，推動高溫地熱和干熱巖開發、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技術，快速進入海上風電領域，同時將海洋油氣開發與海上風電、天然氣發電、電解水制氫等進行一體化協同，實現低成本的可再生能源與低成本的油氣田資產共存；三是在油氣開發工程作業過程中探索應用鋰電池儲能、氫儲能、飛輪儲能系統等儲能技術。

4 結束語

油氣綠色低碳開發對保障國家能源安全、助力雙碳目標實現、提升化石能源競爭力具有重要意義。要實現油氣綠色低碳開發受多因素機制的驅動和約束，既要以多產油氣，提高資源動用率和采收率，又要降低成本，實現效益開發，同時要節能減排和綠色低碳。油氣開發工程技術作為增儲上產的重要手段，決定了可開采資源量及開采的經濟性，需要順應全球綠色低碳技術發展趨勢，結合自身條件和基礎，做好綠色低碳發展的頂層設計，加強關鍵工程技術攻關力度，加大現場先導試驗，形成我國綠色低碳油氣開發工程技術配套體系，為油氣開發低碳轉型提供技術支撐和保障。