推动能源绿色发展是一项系统工程和长期任务，化石能源清洁低碳开发利用是关键一环。聚焦海洋石油工业，应采取哪些措施在增储上产的同时助力“双碳”目标实现？作为我国最大的海上油气生产运营商，中国海油进行了怎样的“碳”索与实践？未来，又将如何实施绿色发展跨越工程？对此，本刊记者专访了中国海油副总地质师兼中海油研究总院（以下简称“研究总院”）院长米立军，“碳”寻海上油气面向新能源的转型与发展之道。
《中国电业与能源》：当前，油气行业的低碳转型有何特点？中国海油有何相关部署？
国际油气公司陆续发布2050年实现净零碳排放目标。整体看来，油气行业的低碳转型呈现两大特点：一是能源产品结构的清洁低碳转型，即从单一的油气产品向多元化、清洁的能源产品转变；二是传统能源生产模式的清洁低碳转型，即从传统油气生产模式向更高效、低碳、清洁的生产模式转变。
2022年，《中国海油“碳达峰、碳中和”行动方案》发布。依照方案，中国海油将实施绿色发展跨越工程，“十四五”期间碳排放强度比2020年下降10%—18%，力争2028年碳排放达到峰值、2050年实现碳中和。
按照“双碳”行动方案，中国海油将实施清洁替代、低碳跨越、绿色发展“三步走”策略：
第一步为清洁替代阶段，时间跨度为2021年至2030年。此阶段是国家实现碳达峰的关键时期，总体特征是碳排放达峰、碳强度下降，产业体系调整取得重大进展，负碳技术获得突破。
第二步为低碳跨越阶段，时间跨度为2031年至2040年。此阶段是公司实现低碳跨越的重要时期，总体特征是油气产业实现转型、新能源加快速度进行发展，碳排放总量有序下降，负碳技术实现商业化应用。
第三步为绿色发展阶段，时间跨度为2041年至2050年。此阶段是公司全面建成中国特色世界一流能源公司的重要时期，总体特征是推进碳排放总量持续下降并力争实现碳中和，新能源等非化石能源产量占比超过传统油气产量占比，全面建成世界一流清洁低碳综合能源产品和服务供应商。
研究总院响应“双碳”战略，聚焦“核心是电，关键是网，CCUS是保障”的转型策略，推动节能降碳及新能源产业发展。
海洋油气田碳排放类型由海上油气开发方式决定，最重要的包含化石燃料燃烧排放、火炬燃烧排放以及高含碳天然气脱碳排放。
化石燃料燃烧排放，主要由海上平台发电、供热、压缩机等设施用化石燃料燃烧产生，其中发电用燃料排放占80%，海上电力供应是依靠平台自建电站实现。此外，海洋油气田相对独立、离岸较远，受管网条件及平台空间等因素限制，难以在海上实现伴生气全部回收利用，便产生了火炬燃烧排放。高含碳天然气脱碳排放，指的是海上高含二氧化碳气田/油田伴生气在海上平台或陆上终端分离出的二氧化碳排放。
主要面临三大挑战：一是油气开发领域碳减排压力大，增储上产及难动用储量释放使碳排放强度增加。稠油热采能耗强度是常规油田中等水准的3倍，导致能耗及碳强度增加；高含碳气田开发，其碳排放强度是常规气田开发的2—3倍；在产油气田开采年限增加，稳油控水难度大，导致油田能耗量逐渐增加，碳排放量也逐年增加。二是海上油气开发传统供能模式，对降低碳排放带来挑战。自发电供电模式相比于陆上大电网效率低、排放高，同时也存在着技术对外依存度大，投资和运行成本比较高，故障耐受能力差，维修困难等问题。三是海上油气田使用新能源供电存在技术难度。海上油气田对供电稳定性要求高，而新能源设施供电随自然条件波动，对电力系统稳定性存在比较大影响，造成可再次生产的能源发电接入海上平台电力系统穿透率受限，仅能实现部分清洁能源替代，难以提升新能源设施接入容量。
结合当下的形势与要求，我们大家都认为海洋油气田要实现低碳转型需“三管齐下”。第一，传统能源生产以节能减碳、绿色开发为发展目标，支撑增储上产和碳达峰、碳中和共同实现。第二，加大天然气等清洁化石能源的开发，降低能源产品结构中的碳排放强度。第三，积极发展可再次生产的能源，推动海上风电、陆上光伏、绿氢产业高质量发展，提供多元化清洁能源产品。
传统能源绿色转型是实现“双碳”目标的基本保障，中国海油结合海洋油气田开发经验，形成源头控碳、过程降碳、末端封存、海洋增汇全过程降碳、控碳措施，为海上油气绿色开发提供了新途径。
建立分级分类油气田开发碳排放约束性指标。立足海上油气田开发特点，针对常规油田、常规气田、稠油油田、高碳气田、综合调整类等新建项目设立分级分类的碳排放约束指标及准入指标，从源头控制碳排放。
严控新建项目能耗指标。加强节能标准规范建设，编制《海上油气田开发项目节能减排设计指南》《海上油气田工程设计节能技术规范》等技术标准及规范；严格落实新建项目能耗强度准入要求，落实新建项目节能措施，对高能耗方案提出优化建议。
建立碳排放影响评价技术体系。2016年起，研究总院建立海上油气田二氧化碳排放量计算方式和数据模型、确定海上油气田碳排放基准线，建立碳价格数学预测模型，将碳因素全面纳入项目投资决策；目前正在联合中国石油、中国石化及生态环境部共同编制首部碳评价行业技术标准，推动油气行业源头碳管控技术体系建设。
岸电接入海上油气田，提高效率降低碳排放。中国海油在渤海打造了全球海上油田交流输电电压最高、顶级规模的岸电项目。目前正在规划建设的3个岸电工程，规模达980兆瓦，据测算，工程实施后可减排二氧化碳175万吨/年，节约标准煤当量99.5万吨/年，节省天然气消耗24亿立方米/年、燃料油消耗17.5万吨/年。
海上风电向油气田供电，推动海上电力清洁化转型。建立分散式海上风电接入油气田微网技术体系，实现海上油气田绿色低碳开发；开展海上油田，海上风电、光伏，海上风电制氢、储能一体化绿色综合能源岛开发方案规划。
建立设备能效提升技术体系。大规模推广应用电力组网技术，建设近20个海上小型电网，增强电网抵抗事故能力，提升发电机组效率，实现节能减排；研发关键设备能效提升技术，包括烟气余热供热、发电及制冷综合利用技术，攻关应用海上平台首台套有机朗肯循环（ORC）发电技术等。
开展火炬气回收利用技术探讨研究。按照“先易后难、由大到小”的原则，做到“应输尽输，应收尽收、应用尽用”；推动先进工艺技术在海上应用，包括等离子点火替代长明灯、氮气吹扫替代天然气等；推动射流器、液环压缩机、螺杆压缩机、微透平、回注压缩机等装置模块化。
推动海上油气田智能化建设。通过智能化手段提升基础服务能力、全面感知能力、整体协同能力、科学决策能力及自主优化能力。实现“勘探—开发—钻采—工程—生产”油气田全生命周期的一体化协同管理，打破数据孤岛；深度挖掘数据价值，利用大数据、人工智能提升效率，助力海上油气开发模式低碳转型。
开展海上二氧化碳封存与驱油。中国海油已实施国内海上首个二氧化碳封存量超百万吨级——恩平15-1二氧化碳回注封存示范工程，项目于2023年6月投产，预计每年可封存二氧化碳约30万吨，累计封存二氧化碳146万吨以上。攻关海上二氧化碳脱水技术、超临界二氧化碳压缩机选型及国产化技术、超临界二氧化碳防腐选材和海上二氧化碳回注环境监视测定技术等一体化工程关键技术，形成海上CCS工程技术体系。此外，推动大亚湾区海上规模化CCS集群研究项目、渤中19-6气田/渤中25-1油田沙三段项目海上CCUS示范工程研究，规划一南一北2个CCUS/CCS示范中心。聚焦海上封存选区、封存稳定性评价、二氧化碳规模化注入、管道及井筒防腐、监测和风险评价等关键技术探讨研究以及规模化CCS/CCUS示范项目商业及政策可行性研究和评估。
开展二氧化碳水合物固化封存。探索目标层、下伏层等不同注入层位，液态、乳状液等不同注入形态对二氧化碳水合物生成速率和生成量的影响；开展沉积物中二氧化碳水合物稳定性实验研究和模型建立，以及海水体系中二氧化碳水合物液化封存区间研究。
最后，在海洋增汇方面，主要是立足海上特点开展海洋碳汇增汇关键技术及方法学研究，推动海洋碳汇开发；进行海洋碱性矿物增汇技术固碳机制及近海应用场景研究，推动碱性矿物增汇项目碳汇核算和监测技术规范及方法学研究和建立。
《中国电业与能源》：您提到“降低能源产品结构中的碳排放强度”，在这方面有何经验可分享？
“降低能源产品结构中的碳排放强度”有赖于清洁化石能源的开发。天然气作为一种清洁的化石能源，在实现碳中和之前的能源转型中起到过渡能源的关键作用。中国海油全力发展天然气产业，加大海上气田、陆上非常规天然气开采已成为天然气增产的主要途径，未来将逐步推动水合物开采研究，助力天然气增储上产。
海上天然气开发。“十四五”期间，中国海油将争取天然气产量大幅度提高，预计天然气产量占比将提升至35%左右，国内市场占有率达到20%以上，并争取到2035年将天然气产量占比提升至50%。近几年内发现并相继投产东方13-2、“深海一号”等大型气田，渤海湾首个千亿方大气田渤中19-6气田I期投产后也将为京津冀及环渤海地区提供更安全、清洁、低碳的能源保障。
陆上非常规天然气开发。“十四五”期间，中国海油将加快陆上非常规天然气业务的发展步伐，有力助推天然气产量占比提升至35%，构建多元化清洁能源供应体系。2021年在山西发现临兴千亿方陆上大气田，建成年产能33亿立方米、年产量27亿立方米的大气田，可直接输送到雄安新区，为雄安新区建设“绿色低碳之城”提供清洁能源保障。
水合物开发。我国天然气水合物资源丰富，中国海油始终致力于水合物领域的研究，2004年成立天然气水合物实验室，启动水合物作为清洁资源开发利用技术探讨研究，2008年开始水合物环境风险探索，2017年5月，中国海油采用自主研制的全套装备和技术，在全球首次成功实施海洋非成岩天然气水合物固态流化试采。
《中国电业与能源》：根据您的介绍显而易见，中国海油在“清洁替代”阶段的每个节点，对可再次生产的能源发电装机规模均有明确要求。怎么来实现这些目标？
“双碳”背景下，发展清洁能源产业势在必行。中国海油积极地推进近海/深远海风电、光伏发电规模化开发。攻关中远海风电以及海上风电制氢、天然气管道掺氢等关键技术，支持海上风电制氢试验示范项目，推动海上新能源融合发展。
建设海上风电大基地，实现新能源产业规模化。坚定发展海上风电，在区域选择上，重点围绕环渤海、广东、江苏、福建、海南、广西发力。
推进海上风电与海洋油气田深层次地融合发展。依照国家能源局《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023—2025年）》部署，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，降低油气开采过程中的二氧化碳排放，实现海上油田绿色开发。值得一提的是，今年5月20日，由中国海油投资建造的我国首座深远海漂浮式风电平台“海油观澜号”成功并入文昌油田群电网，正式为海上油气田输送绿电。
攻关深远海风电关键技术，抓住未来风电的主战场。发挥海洋工程比较优势，攻关深远海漂浮式风机基础关键技术，从基础设计、关键产品研制、建造、安装及运维角度实现降本，打造建成海上漂浮式风电技术领军团队。
聚焦深远海风电大容量长距离送出关键技术。攻关柔性直流输电技术、低频交流输电等长距离输电设计能力；开展紧凑化、轻量型高压交流海上升压站、海上柔直输电换流站设计。
参与陆上风电光伏大基地建设。在西北地区可择机参与风电光伏大基地建设，从对口帮扶县市入手，把甘肃、内蒙古和青海纳入重点地区。
探索海上风电制氢产业高质量发展路径。攻关海上风电制氢、天然气管道掺氢等关键技术，开展海上风电制氢储运及应用集成方案研究。
可以用四句话来总结。第一，海上油气与新能源协同发展是方向。要打造海上油气田多能协采融合开发新模式，形成水上、水面、水下实现立体化多能协采用海方案。第二，新型海上油气田电力系统是基础。要建设多能互补和源网荷储有机结合的海上油气田新型电力系统，为实现海上油气和新能源融合开发提供基础。第三，无人化、数字化、智能化是手段。操作无人化、生产智能化、管控一体化、决策科学化驱动海上油气田低碳转型。第四，海上规模化CCUS及海洋碳汇是保障。要充分释放海洋碳封存和海洋碳汇潜力，支撑海洋油气行业低碳开发。
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