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用地下功夫做新文章

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  来源:中国石油新闻中心     发布日期:2018-12-06
核心提示:顺应国家能源转型大势,积极参与地热、生物质能、风能、太阳能等非化石能源的产业化、规模化开发,提高新型清洁能源的供应比重。
      当前,国家已经明确提出要坚持发展非化石能源与清洁高效利用化石能源并重。就大多数传统石油公司尤其是石油央企来说,一方面应继续坚持大力发展天然气特别是非常规天然气资源的勘探开发,进一步推动成品油质量升级,提高终端产品的品质;另一方面也要顺应国家能源转型大势,积极参与地热、生物质能、风能、太阳能等非化石能源的产业化、规模化开发,提高新型清洁能源的供应比重。

  长期以来,中国石油作为关系到国家能源安全和国民经济命脉的国有重要骨干企业,积极适应能源革命和能源转型的大趋势,在新能源领域进行了诸多尝试和拓展,谋划企业转型与清洁化发展,部分业务已取得长足进步和明显成效。

  9月底,位于雄安新区容东安置区内的地热试验井——容东热5-1井开钻。这口井由中国地质调查局和中国雄安建设集团支持、华北油田具体实施,也是中国石油在雄安新区内的首口地热井。

  传统石油公司在地热开发利用中具有得天独厚的天然优势,特别是石油行业的人才、技术和装备为地热能开发提供了便利条件。在国家推进能源革命和低碳转型的宏观背景下,加快地热资源的开发利用能否成为传统石油公司拓展新能源业务、寻找效益增长点的突破口?

  国家规划充分重视 油田开发效益初显

  油田利用地热资源能带来显著的经济、环境和社会效益,不仅助推油田实现节能减排、绿色开发的目标,还能盘活固定资产,降低开发成本并带来可观的经济收益,提升油田企业的品牌效益和社会形象。

  作为一种可再生清洁能源,地热能的能源利用系数达73%,远高于太阳能和风能等常规清洁能源。根据《“十三五”能源规划》,到2020年,我国非化石能源占一次能源消费的15%,其中地热能在一次能源消费结构中占1.5%。虽然比例不是很大,但地热能的比例增长占整个非化石能源的1/3,足以说明国家对地热能的重视。

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中国石油矿权区内不同地温场的地热资源量及地热资源丰度。(数据来源:中国石油勘探开发研究院)
  【上图解读】

  纵坐标是地热资源量,横坐标是地温梯度(即地球不受大气温度影响的地层温度随深度增加的增长率),气泡大小表示资源丰度。每个气泡的中心点显示的是不同油田的平均地温梯度和地热资源量,大小代表的是该油田的地热资源丰度,气泡越大,资源丰度越高,资源越富集。

  划分的三个颜色表示三种不同的地温梯度。地温梯度大于3摄氏度/100米为高地温场,为“热”盆,低于2.5摄氏度/100米为“冷”盆,介于两者之间的为“温”盆。优质资源主要富集在东部的高地温场的几个油田,有的尽管资源量不是很大,但资源丰度高。

  从地热资源及其开发利用情况来看,我国中低温地热资源十分丰富,且大部分分布在沉积盆地,尤其是含油气盆地内的地热资源是我国中低温地热资源的主体。根据中国石油勘探开发研究院完成的地热资源评价,中国石油矿权区内油田公司的地热资源总量达1.0845万亿吨标准煤,年可采量为16亿吨标准煤,以华北油田地热资源最为丰富。考虑到地热资源量、开发利用的经济性和市场需求,华北、大港、冀东、辽河、大庆、吉林和长庆等油田均具有很大的发展潜力。如果这几家油田的地热资源得到充分开发,每年可替代8亿吨煤炭,减排二氧化碳21亿吨。

  石油企业拥有研究评价地热资源量、有效开发利用中深层地热资源的行业优势。1995年,中国石油首次组建京津冀地热资源评价及开发利用研究项目经理部,在华北、大港、冀东油田开展地热资源评价与开发利用研究,提出了示范区建设、油田转地热田、地热产业发展等很多有价值的建议。

  油田利用地热资源能带来显著的经济、环境和社会效益,不仅助推油田实现节能减排、绿色开发的目标,还能盘活固定资产,将已经沉淀的废弃井作为地热井重新开发利用,直接降低开发成本并带来可观的经济收益,在促进就业的同时,提升油田企业的品牌效益和社会形象。

  例如,在中国石油油区范围内,华北油田对废弃井霸9井的地热开发是一个典型的成功案例。华北油田利用该井产出的地热水,建成28座温室大棚进行育苗并养殖花卉,经济效益显著,由此带动当地第三产业的发展。辽河油田浅层低温地热资源非常丰富,已利用热泵技术开展重点地热利用项目7个,其中5个采暖项目、2个供油气技术伴热项目,年总节能量6335吨标准煤,产生经济效益564万元。大庆油田于1998年发现地热田,先后由油田勘探开发研究院、地下资源公司、新能源办公室、勘探事业部等单位组织开展地热评价与应用研究。油田水务公司成立地热项目部,相关地热能研究工作快速推进,建成31个地热项目,年替代能耗4.65万吨标准煤。

  石油企业得天独厚 资源技术一应俱全

  我国几乎所有油田都拥有开发潜力较大的热储层,有利于实施试验性开发研究。从勘探到开发再到生产,石油开发过程的全套技术几乎全部可以应用于地热开发。石油公司熟悉地下情况,直接降低了地热资源的勘探成本。

  地热开采与油气开采同属资源采掘和能源行业,开采技术具有相似性,传统石油公司在地热能开发利用中具有得天独厚的优势,特别是石油行业的人才、技术和装备为地热开发提供了非常便利的条件,因此石油企业转型拓展地热能业务可谓顺理成章。

  从资源角度来说,我国几乎所有油田都拥有开发潜力较大的热储层,有利于实施试验性开发研究。同时,部分老油田已进入开采中后期,具有井网成熟、含水量高的特点,东部大多数油田的含水率已达到80%甚至90%以上。部分区块由于井下温度高,采出液温度能达到50摄氏度至60摄氏度。在油气开采过程中,80%以上的地热水被采出地面,这些地热水可以直接用于温室大棚、输油伴热、地热采暖等项目。因此,若将这些经济可采性差的油田区块改造为地热生产区块,可以极大降低地热开发利用成本。

  从技术层面来看,从勘探到开发再到生产,石油开发过程的全套技术几乎全部可以应用于地热开发。比如,在前期勘探环节,浅层地热资源勘查、地下水抽采和回灌称得上是石油勘探开发的简化版本,对石油企业来说技术门槛并不高。而目前现有的钻井技术和水力压裂技术也能支持开发埋藏深度为3000米至6000米范围内的干热岩储层,这两个关键技术均在石油生产过程中得到充分应用,技术成熟度非常高。

  从开发基础来看,在油气勘探开发过程中,石油公司熟悉地下情况,各油田在矿权区内积累了大量地质、地球物理、钻井和地球化学等资料,直接降低了地热资源的勘探成本。大型石油企业从油气勘查设备到钻采设备硬软件一应俱全,诸多设备可以改装、转为地热开采设备。同时,石油企业经过长时间的市场锤炼,已形成比较完善的管理和运营体系,在规范运作、安全生产、环境保护等方面优势显著。

  “雄县模式”值得借鉴 做好规划开启征程

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中国石油持续开展地热能开发利用基础研究、技术攻关、示范工程(点击图片看大图)

  目前集团公司规划计划部正在制定地热能规模开发的统领性规划。一旦规划落地实施,中国石油的地热开发将会上一个新的台阶,也将拉开中国石油进军地热领域的序幕。

  现阶段,一些大型国有企业、民营企业纷纷进入地热领域,发展规划完善,市场规模扩张较快。其中,中国石化在河北省雄县对地热供暖的开发利用所形成的“雄县模式”,得到国家能源局等部委的认可,成为我国地热供暖的试验田和推广开发的范本。

  中国石油勘探开发研究院的研究认为,中国石化在地热开发利用方面的诸多经验和做法值得借鉴。首先,发展定位高。2013年,中国石化将地热纳入公司加快转变发展方式、超前谋划战略布局和产业结构调整、大力发展新能源产业的重要品种,把地热资源开发作为公司独立业务进行整体规划,将旗下新星公司定位为以地热开发利用为主的清洁能源公司,并成立地热研究院进行技术研发与推广。其次,注重加强与政府沟通。“雄县模式”已成为地热开发领域内企业与地方政府合作的样板。借此,国家地热能开发利用研究及应用技术推广中心落户中国石化,地热开发的标准制定也由中国石化主导。再次,规模化开发地热能利用市场。最后,积极参加国家地热能研究项目,主导国家地热能发展规划的编制与国家级地热能研究项目的立项。

  由此可见,石油公司想要大规模发展地热业务,需要在五个方面做好详细规划。一是根据不同油田的地热资源与需求情况分别制定相关规划,做到心中有数。二是集成石油公司的优势技术。一些石油公司开展地热技术研发和工程实施的单位不多,这些单位均是从自身业务特点开展与地热相关的工作,人员少、力量分散、专业不配套,未形成专业化队伍。三是出台激励政策,激发油田地热开发利用的积极性。如因开发利用地热而节省下来的燃油、燃气,可采用商品量核算办法纳入项目的盈利收入;对利用地热减排的二氧化碳纳入节能减排指标予以奖励等。四是明确技术发展路线,做好市场需求调查和发展潜力研究,根据市场规划进行相应的技术推广。五是加强与相关部委、地方政府的沟通,争取政策支持。

  据了解,目前集团公司规划计划部正在制定地热能规模开发的统领性规划。可以预见,一旦规划落地实施,中国石油的地热开发将会上一个新的台阶,也将拉开中国石油大规模进军地热领域的序幕。

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