天然气作为最清洁的化石能源，在新型能源体系构建和“双碳”目标实现中发挥重要的支撑作用，也是新能源发展不可或缺的“稳定器”和“调节器”[1-2]。当前，四川和重庆正携手加速推进国家天然气（页岩气）千亿立方米级产能基地建设，打造中国“气大庆”，快速增储上产带来企业碳排放量刚性增长，油气生产企业面临绿色低碳转型发展和实现“双碳”目标的挑战[3-4]。正确处理好能源生产供应与涵养生态优势之间的矛盾，是把川渝地区建成我国重要能源资源供应保障基地的关键，因此迫切需要推动天然气与新能源深度融合发展，通过实现水风光气电多能互补融合发展，助力油气生产企业在保障国家能源安全的同时，实现“双碳”目标[5-6]。
四川盆地拥有得天独厚的天然气资源条件。自然资源部评价结果显示，四川盆地的天然气总资源量达40×1012 m3，约占全国总资源量的1/3，居全国之首；已探明储量7.5×1012 m3，探明率仅18.8%，勘探处于早中期阶段，是我国最具潜力的天然气勘探开发盆地之一，资源条件足以支撑川渝建成千亿立方米级天然气（页岩气）生产基地。近年来，四川盆地天然气开发实现跨越式发展。2023年，西南油气田实现了年产天然气400×108 m3的历史跨越，建成了千万吨级页岩气产区，成为我国第二大天然气田。通过成为巩固国内天然气上产的“主力军”、页岩气开发的“排头兵”，西南油气田将有力支撑整个四川盆地上产千亿立方米的目标。
1） 四川盆地内风光资源较为缺乏，局部丰富区域集中在盆地外的“三州一市”。川渝地区太阳能和风能资源分布不均，盆地内缺风少光，资源最丰富地区主要集中在盆地外的川西高原。《四川省“十四五”可再生能源发展规划》指出，四川省太阳能资源可开发量为8 500×104 kW，主要集中在川西高原的阿坝州、甘孜州、凉山州和攀枝花市“三州一市”；风能可开发量为1 800×104 kW，主要在凉山州境内。
2） 四川盆地内属于冷盆，盆地外高温地热资源丰富，具有较大开发潜力。四川省地热资源总量为9.79×1018 kJ，可折合标准煤3 340×108 t，居全国第三位。高温地热发电有潜力，具备技术开发条件的约10×104 kW，但主要分布于盆地外的康定市、巴塘县、理塘县、甘孜县、阿坝县5个县市。四川盆地内属低温地热区，地温梯度在20~30 ℃/km，地热资源开发经济性较差。
1） 压力能资源丰富。川渝地区拥有全国最成熟的天然气输气、配气管网，形成了西南特色的压力能资源，开发潜力较大。按现有主流技术条件统计，目前西南油气田经济可开发资源潜力约10×104 kW，随着天然气产能规模持续提升，管网进一步拓展，余压资源将进一步增加。
2） 伴生资源具有较大开发潜力。在天然气开发过程中伴生锂溴等有价元素[7-8]。根据重点层位地层水储量（容积法），估算出高于工业品位的锂钾溴等资源总潜在价值超千亿元。
3） 丰富的可利用地下空间资源。主要包括咸水层和枯竭气藏资源。经评估，四川盆地气藏总封存容量为87.58×108 t，其中通过枯竭气藏可以封存53.73×108 t，通过强化天然气开采可以封存33.85×108 t；此外，还拥有深部咸水层封存容量154.20×108 t[4]。
4） 余热资源具有良好的应用前景。余热资源广泛分布于天然气生产各环节，水汽能热泵等具有良好的应用场景。气田余热利用方式分析结果表明，放空燃烧气和压缩机烟气适合于余热发电；加热炉烟气、锅炉烟气、冷却介质及产品余热适合于热泵提质供热；对于低品位余热，热泵供热和吸收式制冷是最具经济性的技术。
5） 具有介入氢能全产业链的条件。川渝共建“成渝氢走廊”，进一步深度整合两地氢能产业资源优势，推动两地汽车产业转型升级，最终建成立足川渝、辐射西部的氢能产业发展高地[9-10]。西南油气田具有参与氢能全产业链的条件，尤其是在输氢方面，拥有集输和燃气管道约7×104 km，年综合输配能力为450×108 m3，并已与全国管网互联互通，管网成熟，具备规模输氢条件。
西南油气田统筹“天然气上产、新能源发展”两大业务，在稳固天然气勘探开发领先地位的基础上，加快发展新能源业务，经过三年的探索起步发展，初步探索形成了5个“天然气+”的绿色发展西南模式，取得了一些成效，有力支撑西南油气田天然气规模上产与绿色低碳转型发展。
1） 矿权范围内（以下简称区内）。充分利用生产站场及办公场所等资源禀赋一般的闲置土地及屋顶，通过投资计划、产能配套、合资合作等多种途径，有序开发分布式光伏项目应建尽建。截至2024年7月，已在50余处生产场站建成投运分布式光伏项目装置，装机规模8 500 kW，累计发电量315×104 kW·h。
2） 矿权范围外（以下简称区外）。通过合资合作以及产业配套等多元化方式，积极参与市场竞争，截至2024年已成功获取超50×104 kW的风光指标，并在青海、云南等地积极争取指标。在项目方面，西南油气田已经高效地建成了首个区外分布式光伏工程—宁夏和宁化学有限公司分布式光伏工程，装机规模为4 700 kW，已于2024年1月投运。目前正在建设西南油气田首个集中式山地光伏项目—攀枝花米易撒莲丙谷光伏发电项目，装机规模达10×104 kW。
在中国石油集团内部率先开发余压发电项目，按照自投自用、自投他用、用户投资等多种模式，推动产业化规模化发展。截至2024年7月，建成装置14套，总装机规模约9 000 kW，累计发电830×104 kW·h；编制企业标准5项，开展技术攻关比对透平技术、双转子技术、螺杆技术3条不同技术路线，配套实施了中国石油天然气集团有限公司首个科研现场试验——万州分厂余压发电项目，已建成装机规模680 kW的余压发电装置1套。
1） 卤水提锂溴。开展资源潜力明确的有利工区摸排，确定安岳、威远等有利工区，打通“气田水预处理—有价元素提取—达标外排”工艺流程。安岳、威远等有利区域估算锂溴资源量约200×104 t；建成龙王庙500 m3/d气田水提锂溴中试装置，年产45 t碳酸锂；威远100 m3/d伴生资源综合利用中试装置已进入调试阶段，年产碳酸锂约18 t。
2） 地热。区内有序开展浅层中低温地热利用试验，区外积极获取地热规模指标。区内重点开展浅层地源热泵（渡口河）和我国第一口气田水中低温地热发电（磨溪X210）试验并取得成功；同时，积极拓展区外市场，通过能源、科技合作，在陕西宝鸡、贵州贵阳等地积极获取规模指标，截至2024年7月，签订合作协议的规模指标超150×104 m2。
编制《西南油气田公司CCS/CCUS专项行动方案》，摸排西南油气田碳排放源和地下空间，规划CCUS科技攻关和工程部署，形成西南油气田CCUS业务顶层设计。项目方面，积极推进西南卧龙河气田CCUS-EGR先导试验工程，地面工程初步设计已通过审查批复并启动实施。此外，还推动了页岩气CO2压裂试点工程。
聚焦科技攻关和技术储备，重点在制氢、输氢、用氢以及一体化平台建设方面开展技术攻关和调研工作，包括甲烷裂解制氢制碳、管道掺氢输送相关核心技术攻关及工业化论证。推动创建川渝氢能产业发展促进会，成立重庆西南氢能产业促进会和四川省氢能促进会，联合相关利益主体共同推动氢能全产业链培育发展。
风光电、地热等业务面临资源难题。以风光电业务为例，西南油气田区内可经济开发总装机规模整体较小，经过近年的持续开发，剩余量已很小；区外集中式风光资源竞争异常激烈，当前及未来主要依托天然气利用、天然气发电等项目合作获取集中式风光资源，可获取资源规模存在一定不确定性。地热业务也存在类似挑战，区内主要为低温地热资源，规模有限，区外主要依托投资合作获取资源，可获取资源规模存在一定不确定性。
余压发电、卤水提锂溴、氢能等业务的产业化发展，面临技术不够成熟、应用场景受限、项目造价大、经济性较差等挑战。以余压发电业务为例，发电核心装备仍在持续攻关、不断完善；当前主要是10 MPa以内的管网，更大压力的应用场景有待进一步开发；由于当前尚未形成规模效应，单位投资成本高、造价大，项目经济效益存在较大不确定性。卤水提锂溴业务当前仍处于中试阶段，面临工艺流程长、技术成熟度不够、锂价持续低位徘徊导致经济性受限等问题。氢能则受制于成熟利用场景和规模有限，且电解水制绿氢成本仍然较高，较高氢气价格和政策不够完善导致用氢市场拓展难度大。
地下空间综合利用、余热利用等业务，面临资源认识不系统、资源利用不够充分、利用评价标准尚未建立等挑战。以地下空间利用业务为例，当前针对公司区内枯竭气藏、咸水层等地下空间资源的摸排还不够系统，资源利用的评价标准尚未建立，技术标准、边界条件有待确定。此外，存在利用方式单一、挖掘利用不充分的问题，当前主要以地下储气库利用为主，储碳利用处于CCUS-EGR先导试验阶段，其他利用方式则处于早期探索阶段。西南油气田对余热资源做了初步摸排，认为其具有一定开发潜力，但当前仅针对高品质余热进行回收利用，部分热源尚未利用，对于余热资源的高效利用、储存、输送等仍有待深入研究攻关。
经过三年多的探索起步，西南油气田持续深化对新能源业务发展规律的认识。下一步，西南油气田将丰富完善5个“天然气+”的绿色发展西南模式，通过推动天然气与新能源深度融合，一体化部署、分层次推动，持续做大、做强各项新能源业务。
按照“优先获取区外资源，积极推进区内资源，攻关储备战略资源”的思路加快风光地热业务发展。
1） 充分挖掘利用区内的风光和地热资源。推动光伏资源较好区域的闲置土地、场站、厂房屋顶的分布式光伏发电项目开发，发挥西南油气田自建净化厂等的消化能力，加大自发自用力度，提升清洁能源利用水平；深入区内浅层地热资源摸排，推动区内浅层低温地热资源的开发利用，探索推广气田采出水余热直接利用、余热+燃气、余热+电能等多种应用场景[11-12]，因地制宜做好中低温地热余热梯级利用，延长地热发电、高温蒸汽、医疗康养、温泉洗浴、种养殖等产业链，推动地热业务效益化发展。同时，充分挖掘天然气用户的新能源资源，利用用户厂房屋顶建设分布式光伏，联合地产开发商推动地源热泵、空气能热泵等供暖业务发展。
2） 以天然气资源撬动集中式风光地热指标。①支持区域天然气利用等投资合作方式获取资源。要充分依托西南油气田天然气资源优势，重点在有强烈用气需求的地区推动投资合作，大力推进规模化风光及地热指标获取[13-14]。②支持天然气与风光电融合发展配套获取集中式风光资源。“十四五”期间川渝地区规划气电项目16个，装机规模共1 652×104 kW，预计年用气量约100×108 m3。四川省出台的《加快推进多能互补电源建设的激励措施》为配套获取集中式风光电指标提供了政策条件。③利用合资合作模式获取集中式地热资源。积极探索企地合作、项目合作多元模式，因地制宜综合应用“中深层地热源+热泵”“浅层地热源+热泵”及“浅层地热源热泵+空气源热泵”等多种方式，优先开发单体规模大、应用场景成熟的地热项目，推动地热业务规模化、效益化发展。
按照“科研引领、示范先行、效益优先、产业发展”的思路，大力发展特色业务。
1） 余压发电。狠抓余压发电技术研发、管理提升和示范工程，形成具有鲜明特色的余压发电产业化发展模式，逐步推广应用，最终实现余压发电的产业化发展。①强化技术攻关。开发小流量、低压比、小压差工况下的小型高效天然气余压发电技术，探索复杂介质条件下井口天然气余压综合利用技术[15-16]。②拓展更多的场景。重点在储气库等推广应用，发挥规模效应，解决技术成熟度、电力上网、研发适合复杂气质的设备等问题。③探索多种经营模式。包括自投、用户投资等方式，推动压力能资源的充分利用。
2） 伴生资源。伴生资源开发是一种典型的融合发展模式，以卤水提锂溴为例，综合解决了气田水出路问题，有效降低处理成本，同时提取有价战略元素资源，具有重要战略和经济价值。①持续开展技术攻关，做好技术路线比选和优化。针对卤水提锂溴中试装置工艺流程长、技术成熟度不够、经济性受限等问题，持续开展技术攻关、工艺简化及优化[17]。②新技术新装置的推广应用。现有中试装置成果的工业化放大，聚焦龙王庙、威远等伴生资源富集区块，积极开展油气伴生资源开发利用试验，建设油气伴生资源勘探开发示范区。
3） CCUS业务。利用西南油气田丰富的枯竭气藏和咸水层封存资源、完善的管网设施、丰富的碳资源、强大的研究力量等优势，可打造气田CCUS原创技术策源地和西南片区CCUS产业集群、碳库[18]。按照“老区依托低碳示范区试点建设、新区依托产能建设项目同步部署”的思路，推进CCUS工作高效开展。①强化CCUS-EGR全产业链技术的联合攻关，强化科技攻关体系建设，加快形成技术成熟、经济可行的CCUS全链条技术。②以先导试验为依托推动项目示范，建成我国首个探索注CO2提高气藏采收率的先导试验项目，形成具有自主知识产权的工艺包，在此基础上推动枯竭气藏、咸水层封存示范工作，形成CO2封存、注CO2提高采收率等全流程配套技术体系。
4） 氢能。依照“依托资源，互利合作，产业延伸，综合供能”的原则，有序推进氢能工作开展，不断提升制氢、输氢和用氢全产业链综合竞争力，发挥氢能在综合能源服务转型中的支撑作用。①通过技术攻关储备前沿技术：开展甲烷裂解制氢制碳、城镇燃气管网掺氢输送技术，输氢关键设备适应性及评价方法、掺氢天然气管道材料相容性与风险预警、天然气管道掺氢输送中试平台等研究[19-20]。②推动示范项目部署：依托川渝氢能走廊工程，以低成本制氢、大规模储运氢和多场景用氢“三大领域示范”为抓手，统筹布局绿氢制取、储运和加注等项目，推动氢能全产业链业务发展。
5） 余热利用。当前已针对高品质余热进行回收利用，但是仍有较大部分热源尚未充分开发利用。利用低谷电、余压光伏等波动性电能转换为热能储存，在用电高峰时段按需释放热量，可代替水套炉进行管道伴热，由于储热式电加热成本低，具有更高的输出温度，并可利用低谷电、消纳可再生能源发电，因此具有较好应用前景。当前可聚焦气田电蓄热系统供热性能及控制领域开展技术攻关，建立多应用场景的电蓄热供热系统。
充分利用自身的资源和独特技术研发优势，探索谋划新赛道业务。
1） 地下空间利用业务。地下空间利用指利用地表以下自然形成或人工开发的空间，将天然气、空气、H2及CO2等物质储存在深部地层中，属于国家重点部署的深地未来产业。西南油气田地下空间资源多，当前常规气、致密气领域已开发的气藏中递减和关停气藏超300个，具有发展地下空间利用的巨大潜力。①深化认识，开展地下空间资源的系统摸排和利用方式比选，包括加大利用潜力的系统研究，建立各类型利用方式的评价保障。②创新应用，探索地下储气库、压缩空气储能、储碳库、储氢库等地下空间利用场景，高质量建成工作气量超百亿立方米的西南储气库中心，不断扩宽多元化的地下空间应用场景。
2） 生物天然气业务。川渝地区生物天然气潜力超过100×108 m3，主要有农业废弃物、轻工业废弃物等。①合作开展技术攻关。重点开展轻工业有机废水、多元高浓度有机生产废水、生产生物天然气关键技术等研究。②推动项目落地。以西南油气田天然气直供用户及终端燃气用户的废水处理制生物天然气项目作为首批项目，后续以气源销售及直接项目投资等多种发展模式推动规模化发展。
如何更好地统筹“天然气上产、新能源发展”两大业务，需要在满足依法合规和效益达标的前提下，进一步提升新能源业务机制灵活性，创新发展模式，推动天然气与新能源业务深度融合发展。
1） 立足当前、着眼未来，统筹考虑经济性。部分新能源业务仍然面临新技术新装备不成熟、应用场景有限等多重挑战，在尚未实现产业化发展形成规模效应之前，普遍存在经济效益偏差或者较大不确定性难题。因此，一方面，需要站在全生命周期的视角开展经济性的评价；另一方面，多数新能源业务也是服务于企业绿色低碳转型发展和“双碳”目标实现，具有重要的社会效益，需要统筹考虑经济价值和社会价值，开展综合性评价。
2） 考虑业务成长性及技术迭代需要，有序推进产业规模由小及大。新兴产业发展有其自身发展的必然规律，都需要经历引入、成长、成熟，直至衰退的生命周期，在引入期阶段，新兴产业需要投入巨额资金开展技术研发和市场推广，但是由于市场规模较小，利润相对较低。新能源产业是国家重点部署的战略新兴产业，在业务布局时要考虑技术迭代的客观规律，在早期阶段通过大量的科研攻关和项目示范，逐步实现业务的产业化、规模化发展。
3） 培育市场竞争意识，深化合作交流共同推动产业发展。充分发挥在天然气资源、市场、技术、人才等方面的积累，一体化部署、多层次融合，推动天然气与新能源业务深度融合。此外，在新能源领域寻找合作伙伴，发挥各自优势共同应对市场风险，不断提升市场竞争力。
4） 创新机制，探索通过多种机制、模式助力产业发展。一方面，在技术攻关领域，未来将广泛建立创新联合体和产业联合体，推行跨单位、跨板块、跨专业联合技术攻关模式，构建“政、产、学、研、融”产业生态，打造新兴技术策源地；另一方面，也将以创业孵化链条为载体，营造成果转化和科技产业孵化生态，深化市场规则、利益共享机制，并利用社会资本和金融手段，推进新兴产业发展。
2024, Vol. 53 Issue (5): 1-6 2024, Vol. 53 Issue (5): 1-6