为应对全球气候变化和人们对环境保护的日益重视，近年来各国陆续开始建立适应可持续发展的能源结构，油气作为传统化石能源，转型发展成为必然趋势。统计估算结果表明，与油气直接和间接相关的3个“范围”的碳排放量占总排放量的40%以上，因而油气公司背负着减碳的重大社会责任^[1–4]。近年来，多家大型国际油气公司去除其名字中的油气，改名为能源公司，并扩展再生能源和清洁能源的业务，纷纷制定碳中和目标。然而，再生能源的发展速度无法满足目前社会经济快速发展需要，未来短时间内对油气等高能量密度能源的需求有增无减。因此，油气行业转型的主要目标是在维持油气供给量的同时，尽量降低对环境的影响，减少3个“范围”的温室气体排放量。油气工程技术创新是实现油气产业可持续发展的重要手段，通过工程技术创新实现以更清洁的方式生产油气，并带动新能源领域发展已成为油气公司的共同选择。笔者在阐述能源转型发展形势及其对油气工程技术创新影响的基础上，分析了油气工程技术发展的新方向，并结合我国油气行业发展面临的挑战，提出了油气工程技术创新发展的建议，以期为我国油气工程高质量发展提供参考和借鉴。

1.   能源转型及对油气工程技术创新的影响

1.1   能源转型的发展形势

1）新能源投资热度持续上升，成本不断降低。近几年，受新冠疫情和俄乌冲突影响，能源危机和能源安全成为各国核心议题。虽然受能源危机的影响，多国被迫重启煤电、延迟退出核电，但新能源作为平衡能源长期安全的最优选项，投资热度持续上升。据国际能源署（IEA）发布的《2023年世界能源投资报告》预测^[5]，2023年全球能源投资总额达到2.8万亿美元，其中，清洁能源投资将达到1.7万亿美元，而化石燃料投资为1.1万亿美元，非化石能源投资占比超过 60%，如图1所示。近年来，太阳能、风能等新能源的开发成本总体呈现连续降低的趋势，这是导致清洁能源投资增长的最关键因素，而且随着工程技术的不断发展，未来新能源开发成本持续降低是必然趋势。

图  1  2015—2023年全球清洁能源与化石燃料投资对比

Figure  1.  Comparison of global investment in clean energy and fossil fuels from 2015 to 2023

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2）作为新能源的重要辅助系统，储能产业迅速发展。可再生能源的新型电力系统是实现碳中和的核心，但是以风能、光能为主的可再生能源系统具有波动性较大的特点，传统方式无法满足能源并网的要求，这推动了储能业务的快速发展。据中国能源研究会储能专委会/中关村储能产业技术联盟发布的《储能产业研究白皮书2023》显示，截至2022年底，全球已投运电力储能项目累计装机规模237.2 GW，抽水蓄能累计装机规模占比首次低于80%，新型储能累计装机规模达45.7 GW，是2021年同期的近2倍，年增长率80%。2022年，中国储能产业继续保持高速发展态势，新型储能新增7.3 GW/15.9 GW·h，同比增长200%，成为全球第一。同时，中国持续出台多项政策支持储能产业发展，已经成为世界储能产业的中坚力量。

3）氢能作为能源转型的重要载体成为全球共识。氢能被称为“21世纪的终极能源”，据国际氢能源委员会发布的《氢能源未来发展趋势调研报告》，2050年全球氢能产业链产值将超过2.5万亿美元，在全球能源消费中的占比达到18%。全球已有20多个国家和地区发布了氢能发展战略，从资源禀赋、产业基础、市场承载能力及财力等方面系统谋划，制定分阶段分领域发展战略。由于氢能与油气关联紧密，雪佛龙、道达尔、BP等国际能源巨头已经涉足氢能技术和投资。道达尔宣布收购印度企业Adani New Industries Limited（ANIL）25%的股权，用来打造绿氢生态系统。沙特国家石油公司除了使用天然气生产蓝氢外，还将探索利用国内丰富的风能、光能等可再生能源生产绿氢。2023年8月，中国石化新疆库车绿氢示范项目全面建成投产，标志着我国绿氢万吨级规模化工业应用取得零的突破。

4）油气与新能源融合，构建能源超级盆地成为油气转型的重要方向。油气企业是能源消费大户，而且矿区面积大，具有发展新能源的基本条件，单纯发展风能、光能等可再生能源，油气企业并不擅长，但结合新能源的消纳利用，油气行业有天然优势。油气企业从自身资源特点出发，因地制宜发展地热、光伏、风电、碳捕捉和储存（CCS）等新业务，推动传统的石油天然气超级盆地转化为未来的能源超级盆地。能源超级盆地必须具备以下要素：地下拥有丰富的油气资源和巨大的 CCS 潜力，地上拥有大量的低成本可再生能源。根据伍德麦肯兹评估，美国的墨西哥湾盆地和二叠纪盆地、中东的鲁卜哈利盆地，中国的渤海湾盆地、塔里木盆地、鄂尔多斯盆地和四川盆地，都具有成为能源超级盆地的潜力^[6]。

1.2   能源转型对工程技术创新的影响

全球主要能源智库均认为，虽然能源清洁低碳转型的方向得到广泛的认可，但在2050年以前，石油与天然气作为主导能源的地位仍难以撼动。根据挪威船级社（DNV）对能源行业前景的展望，解决能源三重困境（安全、清洁和负担得起）被能源行业视为一个长期目标，其中首要任务是能源安全问题^[7]。2017—2022年，尽管可再生能源产能迅速扩大，但可再生能源仅满足了全球新增能源需求的一半，在减少化石能源现有需求方面并未起到作用。虽然全球投资可再生能源成为趋势，但也必须继续投资石油与天然气，包括减少钻井和生产排放的低碳技术。这意味着，为了实现净零排放的目标，必须通过低碳方式开发油气，并优先考虑低成本、低排放的油气开发。

油气工程投资约占油气上游投资的60%，油气工程技术及装备的水平决定了可开采资源量及开采的经济性，也决定了油气及相关新能源的相对竞争力。在能源转型和双碳目标的要求下，以行业转型发展为核心，油气工程技术创新有4个重要方向：一是以最低成本保证油气资源高效开发，提高油气在能源中的竞争力；二是通过数字化和节能减排技术减少油气生产过程中的碳排放量，实现绿色开发；三是融入新能源的发展，谋求在新能源体系中的地位；四是大力发展CCUS（碳捕集、利用与封存）/CCS等负碳技术，形成可持续发展的低碳系统。

2.   油气工程技术发展新方向

2.1   油气降本增效技术

应用精益钻完井设计技术、钻完井提速提效技术和大幅度提高采收率技术，实现用更少的井、更短的作业周期和更少的投资，获得更高的油气产量、更低的开发成本、更低碳的效果。据贝克休斯测算，如果油气作业效率提高10%，每年将减少约0.5 Gt二氧化碳排放量，相当于为《巴黎协定》气候目标贡献5%的减排量 ^[8]。目前，美国页岩油产量最高已达到123.71×10⁴ t/d，其中二叠纪盆地是美国最大的页岩油产区，石油和天然气产量分别约占美国总产量的40%和15%。二叠纪盆地含有多个较厚的页岩油气储层，通过应用立体开发、同步压裂等工程技术，油气产量得到较快提升^[9–10]。2019—2021年，埃克森美孚在二叠纪盆地的油气产量增加了70%，并在2022年达到7.64×10⁴ t/d。该公司计划到2030年实现二叠纪盆地非常规作业的碳净零排放，并消除该地区的所有天然气火焰。为了大幅提高油气采收率，减少作业过程中的碳排放量，研究应用了生物聚合物、生物表面活性剂、微生物驱油等技术。Locus能源公司研发了生物表面活性剂，并在二叠纪盆地油气井进行了应用，单井平均日产油量增加了115%，日产气量增加了25%；与传统50级分段压裂相比，生物表面活性剂仅使用0.1%的柴油和2.0%的水，仅排放二氧化碳0.01 t，实现吨油低成本、低碳的效果^[11]。

2.2   数字化技术

数字化技术为油气行业带来的直接效益就是节省了资本支出和减少能源消耗，从而减少碳排放量。智能油田就是采用数字化技术来提高油气开采效率、减少能源消耗的典型场景，主要包括：利用数字传感系统实时监测发现运营过程中的异常状况，缩短非生产时间；利用物联网、数字孪生等技术实现远程诊断和监控，减少交通燃料消耗和碳排放量；利用大数据分析和人工智能技术优化资产配置，加快决策过程，提高能源利用效率。新冠疫情爆发期间，因为在减少员工接触和出差、减少碳足迹方面的优势，远程作业成为油服领域工作的新常态。2021年，贝克休斯在30多个国家提供了远程服务，有72%的钻井工作、100%的定向钻井和MWD/LWD由远程作业中心完成^[8]。斯伦贝谢公司研发的端对端排放解决方案SEES，采用物联网、数字孪生、数据分析等技术对碳排放进行监测，并提出应对策略^[12]。Precision钻井公司研发了Alpha自动化技术，能够收集钻井平台上所有传感器的数据，利用机器学习算法进行分析，从而指导钻井设计优化，该技术在加拿大Montney页岩地区进行了现场应用，显著提高了钻井能力与作业时效^[13]。

2.3   节能减排技术

实施节能减排技术改造是降低能耗的重要途径，电气化改造、锂电池混合动力系统、燃料电池等是油气工程节能减排的重要手段。电动压裂泵在作业效率、控制精度、环保节能、安全稳定和节约费用等方面得到全面验证，超大功率HH6000型电动压裂泵相比常规2500 型压裂车，井场占地减少30%，相同功率下，设备成本可以节省40%～50%，单井压裂费用节省约45%。美国Ensign钻机公司在陆上钻机上测试了锂电池储能模块+3台1 MW天然气内燃发电机组的混合动力模式，在智能化钻机动力管理系统的支持下，锂电池与钻机电网之间的充放电实现自动切换，借助锂电池动力提速快的优势，克服了天然气内燃发电机组对电网负载瞬时峰值响应慢的缺陷。与同等功率的柴油机组相比，该混合动力模式碳排放量减少10%，氮氧化物排放量减少50% ^[14]。斯伦贝谢公司与氢燃料电池制造商Hyzon Motors合作，开发了用于陆地钻井动力系统的氢燃料电池储能系统，可以提供与高性能柴油钻机相同的动力且占地面积相同。与柴油钻机相比，氢燃料钻机可每年减少1×10⁴ t二氧化碳排放量^[15]。

2.4   高温地热能开发工程技术

传统地热发电主要是利用浅层水热型地热，需要满足地热资源埋藏深度浅、存在天然裂缝和地层含水等条件，应用规模有限。美国是全球地热发电量最大的国家，2022年地热发电装机容量3.79 GW，占美国总发电量的0.4%。在能源转型的大背景下，油气行业正在探索地热开发的转型路径，油公司和技术服务公司加大了对地热开发初创公司的投资力度，开展了水平井钻井+分段压裂技术、多分支井闭环注采技术用于高温沉积岩和干热岩开发的可行性试验，并取得了突破性进展。美国地热开发公司Fervo的注采双井地热开发项目“Project Red”采用了水平井钻井+分段压裂技术，注入井垂深2 347 m，水平段长991 m，井底温度191 ℃，采用16级分段压裂，30 d试采时地热流量5 530 m³/d，电力输出3.5 MW，创造了增强型地热系统单井流量和电力输出世界纪录^[16]。加拿大Eavor公司开发了多分支井闭环注采技术，热交换流体通过密封的水平分支井眼实现热交换，流体不与地层接触，对储层地质条件要求较低；但为了增加热交换接触面积，需要较长的水平段和较多的分支井眼，且需要采用井筒密封技术。该技术的基本原理如图2所示^[17]。

图  2  多分支井闭环注采技术基本原理

Figure  2.  Basic principle of closed-loop injection and production technology in multilateral well

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2.5   地下储能工程技术

油气井连同地下的油气藏可以改造为储能设施，以解决风力和太阳能发电的波动性问题^[18]。与常规储能设施相比，地下储能可以节省地表的土地资源，并减少对地表环境的破坏。发达国家对空气压缩储能、储氢等技术进行了大量研究，已进入商业应用或示范阶段^[19–20]。2022 年5月，我国江苏金坛60 MW/300 MW·h盐穴压缩空气储能国家试验示范项目正式投产运行。国内外正在探索利用废弃油井进行压缩空气储能，美国再生能源实验室（NREL）的压缩气体储能设计以天然气为能量载体，未来技术成熟后还可以改用二氧化碳或者氮气等。NREL建议选用水力压裂完井的水平井，在非常规页岩和致密砂岩中存储压缩气体，但目前还处在研究阶段。储氢是一种大规模长期储能方式，而常规地面储罐无法满足大规模储氢的需求，为此，欧美国家开展了地下盐穴储氢研究，并建成多座地下盐穴储氢库（见表1）^[21]。由于盐岩体的分布受地域限制，油气公司正在研究利用枯竭气藏储氢。相对盐穴来说，枯竭气藏储氢具有容积大、地质认识程度高、密封性好、地理分布比较广等优点。枯竭气藏通常含有一定量的残余气，可用作垫底气，但氢气容易与残留天然气发生反应，不利于纯氢储存。阿根廷的Hychico公司于2011—2015年建设的Patagonia风电–氢能试验项目和奥地利RAG公司于2014—2021年的Underground Sun Storage 试验项目，均成功在枯竭气藏中储存10%的氢和90%的甲烷混合物^[22]。

表  1  欧美已投入使用的地下盐穴储氢库

Table  1.  Underground rock cavern for hydrogen storage in use in the United States and Europe

盐穴储氢库	容量/104m3	深度/m	压力/MPa	净存能量/（GW·h）	建成时间
Clemens(US)	58.0	850	7.0～13.5	81	1983年
Moss Bluff(US)	56.6	850～1400	5.5～15.2	123	2007年
Spindletop(US)	90.6	850～1400	15.0	274	2014年
Teesside(UK)	21.0	370	4.5	27	1972年

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2.6   碳捕集、利用与封存技术

CCUS技术和CCS技术作为潜力巨大的减排技术，是实现油气行业绿色发展的重要手段^[23]。埃克森美孚、雪佛龙和康菲等国际油公司积极开展CCUS/CCS技术研发以推进低碳化，其中，注二氧化碳驱油提高采收率技术已经较为成熟，枯竭油气藏和地下盐水层封存CO₂是目前的研究热点，欧洲、北美和澳洲均已进行现场了试验。美国休斯敦的巨型 CCS Hub 已正式启动，由埃克森美孚公司牵头，包括壳牌在内的 11 家油气公司参与，从墨西哥湾沿岸的化工厂收集二氧化碳，汇集后通过海底管道注入墨西哥湾盆地的枯竭油气藏中，年注入量预计达到千万吨级规模。挪威国家石油公司的Sleipner和Snøhvit是欧洲2个最悠久、最成功的海上CCS项目，都是将天然气中分离出的CO₂回注至盐水砂岩层。其中，Sleipner项目于1996年投产，CO₂年注入量约100×10⁴ t；Snøhvit项目于2008年投产，设计CO₂年注入量约70×10⁴ t。目前，挪威国家石油公司正在与壳牌和道达尔合作，推进北极光 CCS项目，设计CO₂年注入量150×10⁴ t^[24]。虽然CCUS/ CCS面临着技术不成熟、技术推广难度大、应用成本高等难题，但可作为油气行业在实现能源完全转型之前的一种过渡方式。

3.   我国油气工程技术发展建议

3.1   我国油气行业发展面临的挑战

1）资源品质劣化条件下保障供给的挑战。我国油气对外依存度较高，2022年中国原油对外依存度为71.2%，天然气对外依存度为40.5%。国家高度重视能源安全，要“把能源饭碗端在自己手中”，近年来加大了国内油气勘探开发力度，实施了“油气增储上产七年行动计划”，明确了国内石油年产量长期稳产2×10⁸ t以上、天然气年产量快速上升至3 000×10⁸ m³并长期稳产的底线目标。但我国新增探明油气储量中，低渗透、低丰度、非常规等低品质储量占比持续走高，实现低品位资源规模效益开发已经成为国内油气工业持续发展的重大现实问题。要把低品位资源变成增储上产的重要领域，需要在地层评价、长水平段水平井高效钻井、体积压裂等降本增效工程技术方面持续创新。

2）双碳目标约束下绿色发展的挑战。自2020年国家提出“双碳目标”，特别是2021年9月中共中央国务院发布《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》以来，全国能源转型诸多顶层设计接连落地。在不到一年的时间内，国家发改委、生态环境部等十几个部委接连发布60多份重要文件，包含能源相关规划、新能源发展、节能降碳、协同治理、储能、氢能市场建设等诸多方面，初步形成了“1+N”政策体系。油气行业是碳排放的重要来源，全球气候治理对其未来发展构成巨大挑战。油气行业需增加减碳、用碳、存碳的“碳实力”，争取未来更大的发展空间。

3）系统性高风险带来的技术发展速度制约。以工业革命4.0为代表的智慧油田、智能钻井、智能开发等颠覆性技术正在向纵深发展，正在给石油工业带来颠覆性变化，但由于油气生产过程系统性强、风险程度高，对于高新智能化技术的应用落后于其他行业，随着深层深海油气资源开采比例上升，以及油气企业对实时、安全、高效、一体化服务要求的提高，对传统油气业务进行智能化升级改造的难度也在提升，要深度融入工业革命的浪潮，需进一步开放创新，不断推动技术跨界融合，构建数字化发展生态环境，推动油气工程技术加速发展。

3.2   油气工程技术发展建议

目前，我国油气工程技术体系基本满足了油气勘探开发的需要，但在保障国家能源安全和实现碳净零排放的双重要求下，油气工程技术既要实现整体经济效益的提升，也要走好低碳发展之路。

1）技术研发由经济效益驱动向价值驱动转变。为了适应低碳发展的需求，社会各界对企业的评价标准也发生了变化。德鲁克研究会最新的“世界一流”企业的评价指标体系中，权重最高的是“创新研发”和“社会责任”，均占23%的权重。“社会责任”关注企业是否将社会责任的履行纳入到战略发展体系中，以及在员工、环境、社区、供应链管理等方面的表现。油气工程技术创新要由经济效益驱动向价值驱动转变，在技术评价和筛选中加入环境、社会效益的因素，与经济效益综合考量，以更好地利用有限的研发资源创造更大的价值。如Saipem公司采用TechInno Value模型评价工程技术的价值，对技术的经济效益和环境社会效益进行量化评价，用来支撑技术的筛选和培育。

2）持续加强降本增效技术研发和推广应用力度。将碳减排与油气工程施工效率的提升相结合，强化提速提效工程技术的推广应用，不断提高作业效率，缩短建井周期，以低碳方式实现快速建井来减少油气生产过程中的碳排放量。一是优化油公司与油服公司的合作模式，采用能调动双方积极性的高效合作方式，为降本增效技术的推广应用提供有力条件；二是根据区域地层环境，科学选用合理的提速提效工程技术；三是强化建井全过程的成本和排放管控，实现低成本与低碳同步发展，提升油气在能源行业中的竞争性；四是强化安全生产理念，避免由于作业复杂问题造成的成本增加和环境损害。

3）强化低碳油气工程技术的研发。在“双碳”目标下，油气行业要重点做好工程技术领域的技术迭代升级，推动装备向自动化、智能化、少人或无人化及低能耗绿色方向发展，作业过程节能高效，井筒工作液减量、循环重复利用和绿色清洁。一是大力开展以电代油、燃料清洁低碳化的钻机和压裂车，提高工程技术装备电气化率，为钻井、压裂改造和完井等工程作业提供基于绿色能源的低碳技术和全套能源解决方案；二是积极拥抱产业变革，顺应发展趋势，积极部署落实数字化转型，开展远程决策系统、自动化动力系统管理软件研发，大力发展智能高端装备，助力节能减排；三是开展作业过程碳排放监测、绿色生产、节能节水循环利用等技术研究。

4）分类施策推动油气与新能源的深度融合。借助油气勘探开发产业体系，将油气与地热、CCS、储氢、储能、风能等新能源业务深度融合，构建能源超级盆地。一是地热勘探开发与油气勘探开发在原理、研究对象、工程施工等方面十分相似，工程技术具有可移植性，要开展高温地热能开发工程技术研发，积极培育地热业务；二是油气田具有二氧化碳驱油需求和枯竭油气藏先天优势，建议以二氧化碳驱油提高采收率为切入点储备CCS关键技术；三是氢能发展涉及生产、储运、燃料电池汽车及加氢站基础设施等，全产业链上都需要有创新性技术作为支撑，油气工程研发机构可以与产业链上其他相关企业构建创新联合体，推动井筒储氢、地质储氢技术的创新发展；四是将废弃油气井改造成热储能系统，同步开展配套井下工具与工艺研究；五是充分利用海洋油气作业技术，快速进入海上风电领域，同时将海洋油气开发与海上风电、天然气发电、电解水制氢等进行一体化协同。

5）注重技术创新管理模式的探索。随着能源转型的深入推进，要加快组建新能源工程技术研发团队，瞄准新能源在未来可能出现的突破性拐点，保持持续稳定的投入，强化基础性研究，以期抢占在能源转型中的领先地位。与新能源领域的研究机构建立广泛的合作，推进技术研发进程，同时建立自己的新能源技术孵化器，加快新技术的推广应用。在投入机制方面，探索设立能源转型风险投资基金，对具有技术应用优势的初创新能源企业进行风险投资，以尽快筛选和应用新能源技术。

4.   结束语

全球能源产业正面临着全方位的深刻变革，能源转型是大势所趋。未来较长一段时间内，新能源还不能满足日益增长的能源需求，为了保持全球能源的安全供给，油气还将保持能源主导地位。为了保证油气在能源行业的竞争性，油气公司必须通过低碳方式开发油气，实施“油气+低碳、负碳技术”的能源转型路径。油气工程作为油气与新能源高效开发的重要手段，要围绕能源转型构建油气工程新型技术创新与管理创新体系，加快推进绿色低碳技术的研发布局和攻关，加速技术现场应用示范，为油气行业高质量发展提供有力支撑。