The Study on Decarbonization Pathway and Structural Transformation of Oil Companies in China
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摘要:
2015年，《巴黎协定》提出本世纪末全球平均气温较工业化前水平上升幅度控制在2 ℃之内，为积极应对气候变化，我国政府提出了“2030碳达峰，2060碳中和”的目标，但低碳运行下的经济体转型仍面临严峻挑战。为此，基于碳市场、碳交易与碳政策的现状，利用数据挖掘和人工智能数据分析，对全球CO2排放现状和“双碳”目标下国际油气公司的能源转型举措进行了调研分析，并基于我国碳排放及油气领域实用“脱碳”技术现状，给出了我国“脱碳”路径的4项建议，包括推广低碳新材料和新技术、推行通用碳市场标准、制定绿色转型企业保护性政策和激励低碳研发等，提出了我国油公司能源转型的5个关键方向，包括加速低碳化油气勘探开发、开展碳足迹全链评价、推进页岩气智能集约开发、加快氢能技术和CCUS技术研发等。这对我国双碳目标的实现和油公司的顺利转型具有一定的指导意义。
Abstract:The 2015 Paris Agreement proposed that the global average temperature rise by the end of the century should be controlled within 2 ℃ above pre-industrial levels. In order to actively respond to climate change, the Chinese government has put forward the goal of “carbon peaking by 2030 and carbon neutrality by 2060”. However, the economic transformation under low-carbon operation still faces severe challenges. In this regard, based on the carbon market, carbon trading and carbon policy, the status of global CO2 emissions and the energy transformation measures taken by international oil and gas companies for the dual carbon goal were investigated and analyzed with data mining and artificial intelligence data analysis. Based on the status of carbon emission in China and the practical decarbonization technologies in the oil and gas field, four key recommendations for decarbonization pathways were put forward, including popularizing new low-carbon material and technologies, promoting general carbon market standards, formulating protective policies for green transformation enterprises, and encouraging low-carbon research and development. What's more, five key areas for the energy transformation of oil companies in China were proposed, which are accelerating low-carbon development and exploration of oil and gas, carrying out carbon footprint full-chain evaluation, promoting intelligent and intensive development of shale gas, expediting research and development of hydrogen energy and CCUS technology. The research results can provide a valuable reference for the achievement of the dual carbon goal and the smooth transformation of oil companies.
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准噶尔盆地玛湖砾岩大油区是目前世界上发现的最大砾岩油田。按照“直井控面，水平井提产”的勘探评价思路，该油田先期在玛18井区艾湖1和玛18断块部署了数百口开发试验井，单井产油量16.7 t/d，勘探取得初步效果。目前，玛18井区已有50余口水平井建成投产，成为玛湖油田百口泉组致密油气藏率先规模化开发的井区。玛18井区具有油藏埋深大（垂深4 000.00 m左右）、钻井液密度高（目的层普遍在1.70 kg/L以上）和环保要求高（靠近湖泊）等特点，前期开发中存在平台井数少、技术方案与施工方案不统一等问题，造成钻井周期较长。
美国在开发Barnett页岩气时试验应用水平井和水力压裂技术，拉开了页岩气“井工厂”技术开发的帷幕[1–2]。2011年以来，涪陵页岩气示范区[3–10]、长宁–威远页岩气示范区[11–13]先后开展了“井工厂”作业模式的探索与实践，初步形成了适合页岩气开发特点的“井工厂”作业模式。笔者在前人技术研究的基础上，优化平台井实施方案，根据地层岩性优选成熟钻头序列，形成了各开次标准提速钻具组合，并使用环保及满足井下要求的钻井液体系，形成了玛18井区“工厂化”钻井技术，单井钻井周期由122 d （MaHW6004井）缩短至平均80 d左右，对实现致密砾岩油气藏的高效开发具有示范效应。
1. 地层岩性及钻井难点
1.1 地层岩性特征
玛湖油田玛18井区自上而下钻遇白垩系吐谷鲁群，侏罗系齐古组、头屯河组、西山窑组、三工河和八道湾组，三叠系白碱滩组、克拉玛依上组、克拉玛依下组和百口泉组。白垩系以泥砂岩互层为主；西山窑组以细砂岩为主，夹杂煤层；三工河组以泥岩为主；八道湾组中上部以泥岩为主，下部以砂砾岩为主，部分夹煤层；白碱滩组中部以上含2套砂岩，下部以泥岩为主；克拉玛依上组以泥粉砂岩为主，夹砂砾岩；克拉玛依下组以砂砾岩、泥质粉砂岩为主；目的层百口泉组以砂砾岩和含砾泥岩为主，孔隙度10.46%，孔隙类型以粒内溶孔（28%～79%）、剩余粒间孔（55%～85%）为主，气测渗透率5.48 mD。主力油层厚度一般小于30.00 m，单油层厚1.00～8.10 m；隔夹层发育，一般1～5条，隔夹层厚度1.00～5.00 m，储层物性差，天然裂缝不发育。
1.2 钻井技术难点
1）侏罗系八道湾组下部砾岩发育，易造成钻头磨损；克拉玛依组、百口泉组地层含砾，岩石研磨性强，机械钻速低，单只钻头进尺少；百口泉组泥岩夹层的塑性较强，可钻性差。
2）吐谷鲁群地层中上部有大套泥岩，可钻性好，易水化膨胀造成井眼缩径；白碱滩组有一套较厚的硬脆泥岩层，易造成井壁垮塌；克拉玛依组泥岩夹层具有较强的水化分散特性，易导致井眼失稳，出现周期性缩径、井壁垮塌。
3）八道湾组地层微裂缝发育，三叠系白碱滩组、克拉玛依组地层承压能力低，易发生孔隙性、裂缝性漏失。受水平井压裂影响，下部地层压力紊乱，易造成井口出水和井漏等。例如，MaHW6013井钻至井深4 228.00 m发生井口出水、井漏、井壁垮塌和井下阻卡，多次注水泥侧钻，仍无法继续施工，最后搬离钻机。
4）长水平段钻进时携砂困难，易形成岩屑床，造成起下钻阻卡；玛18井区部署的水平井为三维水平井，扭方位角度大，易造成完井电测及下套管阻卡。
2. “工厂化”水平井钻井技术
借鉴长宁和威远页岩气区块“井工厂”作业模式，进行了玛18井区钻井平台方案、钻井平台布局和井身结构优化设计，充分发挥钻机平移、钻井液重复利用和岩屑不落地等技术资源共享，形成了玛18井区“工厂化”水平井钻井技术。
2.1 钻井平台设计方案
玛18井区位于玛纳斯湖和艾力克湖中间区域，盐湖附近梭梭草生长茂盛，环境敏感度高。为保护环境，减少施工区域占地面积，兼顾考虑钻井工程难度和井眼轨迹控制能力，以满足产能建设开发方案和致密油藏集输建设要求，实现早建设早投产的目标，进行了钻井平台设计方案优化，井区整体由多个“工厂化”钻井平台和单井平台组成。
为了降低工程施工难度，根据储层延伸情况，绝大部分井设计采用水平段微降斜轨道，靶区方位角180°左右。为提高水平段储层钻遇率，实现储量资源动用最大化，平台丛式井以井距400.00 m、水平段长1 600.00～2 000.00 m为主。
2.2 钻井平台布局
“工厂化”钻井平台井口东西向一字排开，井口间距10.00 m，采用单机作业方式，如图1所示。
2.3 井身结构设计
针对玛18井区地质特点[14–15]，主要采用小三开井身结构（采用
ϕ 127.0 mm油层套管固井）；个别井根据固井滑套试验需求，采用大三开井身结构（采用ϕ 139.7 mm油层套管固井）（见图2）。![]()
图 2 玛18井区百口泉组油藏油井井身结构Figure 2. Casing program of Baikouquan Formation reservoir of the Ma18 Well Block2.4 钻机快速平移和平台资源共享
小钻机批量钻表层，每口井可节约时间3 d。采用滑轨平移装置整体移动井架，缩短接甩钻具、顶驱及搬迁外围设备的时间。中完固井24 h后坐卡瓦平移钻机，缩减中完候凝、测声幅时间。批量重复实施各开次钻井生产过程，多井单开次只配一次钻井液，提高生产效率。通过液缸推动实现钻机整体移动，钻具和井口设备随钻机同步移动。为了减少外围设备搬迁，节约钻机搬迁时间，利用加长电缆替代动力系统移动、加长出口管线替代循环罐系统移动和加长高压地面管线替代钻井泵移动。钻井管材、工具集中储存，以利于快速及时调配使用。
2.5 钻井液重复利用和岩屑不落地技术
钻井平台多口井相同开次采用相同的钻井液体系，钻井液重复利用可减少钻井费用[16]。为实现钻井液重复利用，开次施工前准备阶段加入相应处理剂，调整钻井液参数和性能，满足井下需要。钻井液体系应易于维护和转换，以便于实现不同井段的钻井液重复利用，降低钻井液处理费用。批量钻井时，仅地面循环罐中的钻井液可重复利用，为补充钻井液的地层消耗和井筒余留量，可在集中处理站配置储备罐，每口井中间完井时将部分钻井液回收至储备罐内，固控处理后重复使用。
环玛湖区域邻近湖泊，自然环境较为脆弱。执行钻井液岩屑不落地统一标准，使不落地装置处理达到环保要求，钻井液废液集中固化，岩屑固化后集中晾晒。废弃钻井液经无害化固化处理后，可用于恢复地貌和垫铺新井场，节约交井和钻前费用，保证水资源不受污染。
3. “工厂化”钻井提速技术
通过优选钻头序列，优化防斜打快、轨迹控制等各井段标准提速方案，以及研制XZ 高效水基钻井液，形成了玛18井区“工厂化”钻井提速技术。
3.1 钻头序列优选
根据玛18井区钻井施工经验，一开ϕ381.0 mm井眼使用牙轮钻头；二开ϕ241.3 mm井眼选用五刀翼ϕ19.0 mm单排切削齿PDC钻头，大部分井可“一趟钻”完成二开；三开ϕ165.1 mm井眼直井段宜选用四刀翼ϕ13.0 mm单排切削齿PDC钻头(SF44VH3)；造斜段优选五刀翼ϕ13.0 mm齿PDC钻头（MDi513），水平段优选抗研磨耐冲击的六刀翼ϕ13.0 mm齿PDC钻头（MSi613）。优选的钻头序列见表1。
表 1 玛18井区小三开水平井钻头序列Table 1. Drill bit sequence of the horizontal wells in the Ma18 Well Block开次 钻头直径/mm 井段/m 进尺/m 钻头型号 预计机械钻速/（m∙h-1） 备注 一开 381.0 0~500.00 500.00 ST115G 25.0 二开 241.3 500.00~3 140.00 2 640.00 SF56VH3/S1955G 16.0 三开 165.1 3 140.00~3 600.00 460.00 SF44VH3 6.0 直井段 3 600.00~4 100.00 500.00 MDi513 5.5 造斜段 4 100.00~5 900.00 1 800.00 MSi613 4.0 水平段 3.2 直井段钻井提速对策
地质录井资料和出井岩屑分析表明，玛18井区二开ϕ241.3 mm井眼白垩系吐谷鲁群中上部有大段泥岩，易水化膨胀造成井眼缩径；侏罗系地层砂岩较发育，渗透性强，容易形成虚厚滤饼；八道湾组地层微裂缝发育，环空不畅时极易发生井漏。为了控制井身质量和提高钻速，优选“MWD+单弯螺杆+PDC钻头”钻进，以扩大井眼井径，降低井漏和阻卡风险，缩短单点测斜时间，起到防斜打快作用。
三开ϕ165.1 mm井眼直井段，考虑到井斜控制难度较小，采用“MWD+直螺杆+PDC钻头”钻进，可以“一趟钻”完成钻水泥塞和直井段地层，提高钻井速度。前期MaD4421井三开直井段采用常规钻具组合，平均机械钻速仅3.2 m/h；后续钻井施工选用“MWD+直螺杆+PDC钻头”钻进，机械钻速达到5.0～6.0 m/h，提速效果较好。因此，直井段推荐采用“MWD+单弯螺杆/直螺杆+PDC钻头”钻进，可实现二、三开直井段各“一趟钻”完成。
3.3 造斜段、水平段钻井提速对策
造斜段使用旋转导向工具Archer，其工作原理为：保持旋转控制阀不动，钻井液推动内部推靠块；内部推靠块推动导向扶正套内壁，使钻头轴向发生偏移；以万向轴轴节作为支点，通过调节环限制井眼偏移量，使工具轴线与井眼形成一定角度，达到增斜和降斜的目的。该工具与螺杆钻具相比，具有避免井下托压影响、保证井眼光滑等特点，可有效控制井眼轨迹，降低井下安全风险，提高钻井速度。玛湖油田MaHW6004井等5口井造斜段使用“旋转导向工具Archer+PDC钻头”钻进，机械钻速较螺杆钻具提高2～4倍（见表2）。
表 2 玛18井区造斜段钻速对比Table 2. Comparison on penetration rate of the build-up section of the Ma18 Well Block井号 钻头型号 井段/m 段长/m 机械钻速/（m∙h-1） 纯钻时间/h 钻井趟数 定向工具 MaHW6011 SF54H3 3 445.00~4 272.00 827.00 1.48 560.0 3 螺杆钻具 MaHW6102 SF54DH3 3 744.00~4 375.00 631.00 1.25 506.0 3 MaHW6012 MDi513 3 230.00~4 486.00 1 256.00 2.92 430.0 4 旋转导向
工具ArcherMaHW6127 X516/MDi513 3 390.00~4 354.00 964.00 3.73 258.0 2 MaHW6128 MDi513 3 590.00~4 104.00 514.00 3.70 139.0 2 MaHW6134 SDi513 3 420.00~4 287.00 867.00 5.22 166.0 1 MaHW6004 SDI513 3 595.00~4 105.00 510.00 3.16 161.5 1 三开ϕ165.1 mm井眼水平段使用“旋转导向PD+MSi613PDC钻头”钻进，与常规“螺杆+PDC钻头”相比，平均机械钻速和进尺均提高50%以上。为了区块整体提速，结合现场施工时的托压情况，造斜段和水平段800.00 m以后井段充分使用了旋转导向工具。为了弥补旋转导向工具的不足，在钻进水平段时，试验应用了“水力振荡器+中空螺杆+PDC钻头”，取得了较好的提速效果。例如，MaHW6128井4 190.00～4 605.00 m水平井段采用该技术，机械钻速达到3.50 m/h。
3.4 钻井液技术
针对地层实际特点，通过室内试验研究，一开ϕ381.0 mm井段使用钠膨润土-CMC钻井液体系，二开ϕ241.3 mm井段和三开ϕ165.1 mm井段选用自主研制的环保型XZ高性能水基钻井液体系，其配方为2.0%膨润土+0.2%Na2CO3+0.4%NaOH+5.0%～7.0%KCl+10.0%NaCl+0.2%～0.5%TC-DBY+2.0%～3.0%XZ-FJL+0.3%～1.0%XZ-YZJ+2.0%XZ-CMJ+0.5%～1%XZ-GBJ+3.0%XZ-FDJ+3.0%～4.0%XZ-RHJ+1.0%～2.0%玻璃小球+0.2%～0.5%CaO +3.0%阳离子乳化沥青（天然沥青）+2.0%QCX-1+1.0%WC-1重晶石。玛18井区典型钻井液体系及性能见表3。
表 3 玛18井区典型钻井液体系及性能Table 3. Drilling fluid system and performance of the Ma18 Well Block开次 钻井液体系 密度/（kg∙L-1） 漏斗黏度/s 滤失量/mL 摩阻系数 一开 钠膨润土-CMC钻井液 1.10~1.20 60~100 10 二开 XZ高性能水基钻井液 1.15~1.25 45~80 5 ≤0.15 三开 XZ高性能水基钻井液 1.35~1.73 45~90 4 ≤0.10 钻井液中亚微米级固相含量较高，受岩屑不落地、去磺化及部分固控设备陈旧等因素影响，钻井液性能调控困难。应充分发挥平台井资源共享利用优势，更新升级固控设备，建立玛18井区钻井液回收站，对钻井液进行升级净化。针对薄储层水平段轨迹调整频繁、软硬交互地层压力紊乱和钻遇泥岩易发生阻卡问题，钻进水平段时钻井液密度控制在上限范围，并加入2.0%沥青类防塌剂和2.0%液体润滑剂，提高润滑性与滤饼质量。适时加入纳米级井眼强化剂，提高地层承压能力。
与同平台MaHW6202井相比，MaHW6203井的钻井液经过净化处理，钻井摩阻降低，完井电测和下油层套管顺利到位，效果显著。
4. 现场应用效果
玛18井区严格按照“工厂化”水平井钻井方案组织施工，平均单井钻井周期明显缩短，多口井创区块施工纪录。如MaHW6234、MaHW6235平台水平井完钻井深分别为5 796.00和5 751.00 m，平均单井完井周期缩短至86.0 d。其中，MaHW6203井完钻井深6 130.00 m，钻井周期78.8 d，创玛湖油田水平井最深纪录；并创玛18井区1 900.00 m水平段完钻周期最短（61.41 d）、三开裸眼段最长（3 212.00 m）、水平段最长（1 926.00 m）和单趟进尺最大（861.00 m）等4项纪录。
其中，MaHW6202井二开ϕ241.3 mm井眼试验应用“MWD+1.25°单弯螺杆+PDC钻头”，一趟钻钻至二开中完井深，平均机械钻速27.40 m/h，创区块当期机械钻速最高纪录（见表4）。
表 4 MaHW6202井二开井段钻速对比Table 4. Comparison on penetration rate of the second-spud section of Well MaHW6202井号 钻头型号 井段/m 进尺/m 纯钻时间/h 机械钻速/（m∙h-1） 钻具组合 MaHW6202 S1955G 501.00~2 615.00 2 114.00 77.1 27.40 MWD+单弯螺杆 MaHW6014 SF56H3 505.00~2 686.00 2 181.00 194.7 11.20 常规钻具组合 MaHW6010 SF56H3 504.00~2 770.00 2 266.00 120.0 18.90 MaHW6004 SF56VH3 505.00~3 140.00 2 635.00 134.8 19.55 需要注意的是，钻进八道湾组下部砾石层前，需及时将转速降至60 r/min以内，钻压降至40～80 kN；进入白碱滩组后，再逐渐将转速和钻压提高至之前数值，防止钻头提前损坏。
5. 结论与建议
1）通过对玛18井区钻井平台实施方案、钻头序列、直井段和造斜水平段提速对策等优化研究，形成了玛18井区“工厂化”钻井技术，大幅度提高了致密油气藏开发效率。
2）与国内外页岩气先进“井工厂”作业模式相比，玛湖油田在钻井平台井数和钻井提速技术方面仍有较大提升空间。
3）玛18井区采取钻井压裂一体化开发模式，与西南页岩气区块相比，在推进作业现场标准技术方案、资源共享方面有共同点。但是，玛湖油田所在的准噶尔盆地玛湖凹陷构造带断块发育，需要针对具体难题制定相应的对策。
4）针对区块储层压力紊乱、边缘井百口泉组泥岩夹层可钻性差等问题，还需要进一步研究。
5）建议加强国外先进水平井钻井技术引进和吸收，形成具有玛湖砾岩致密油藏特点的成熟“工厂化”钻井作业模板。
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图 1 基于碳排放趋势的全球不同国家或地区分类
Figure 1. Classification based on the trend of carbon emissions in different countries and areas around the world
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图 2 深部咸水层CO2地质封存流程
Figure 2. Geological sequestration process of CO2 in deepsaline aquifer
表 1 不同国际油气公司的能源转型策略及主要指标
Table 1 Main indicators and transformation strategies of different international oil companies
公司 主要指标 BP 2025年，油气生产的CH4排放强度下降到0.2%
2030年，运营所产生的碳排放在2019年基础上减少30%～35%，产品碳强度在2019年的基础上降低15%
2050年或之前，成为净零排放公司，上游油气产品排放达到净零，产品碳排放强度降低50% （全生命周期）壳牌 2025年，油气生产的CH4排放强度下降到0.2%
2035年，能源产品碳足迹将比2016年减少30%
2050年或更早实现能源业务净零排放，产品制造过程实现净零排， 协助客户使用壳牌能源产品实现净零排放，能源产品碳足迹减少65%雷普索尔 2016年为基准，到2025年碳排放强度下降10%，以炼油为主的工业领域直接排放减少25%，低碳发电领域增加至7.5 GW
2030年碳排放强度下降20%，2040年下降40%， 2050年实现净零排放挪威国家石油 2026年可再生能源产能提高10倍，达到4～6 GW
2030年挪威地区油气生产过程中的排放量降低40%，消除常规火炬，实现CH4净零排放
2035年可再生能源产能增加至12～16 GW，发展成为全球海上风电产业巨头
2040年挪威地区油气生产过程中的排放量降低70%
2050年碳排放强度降低50%，挪威地区油气生产过程实现零排放道达尔 2025年CH4排放强度控制在0.2%以下
2030年全球生产和能源产品碳排放强度降至15%
2050年或之前，在全球范围内实现净零排放
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