双碳目标下油气田企业地热能开发利用思考

1、地热能发展的动因、机遇

1.1 地热能发展的动因

首先是保障国家能源安全的要求：一方面我国油气对外依存度不断上升，根据中国石油和化学工业联合会数据，2015-2020年中国原油和天然气进口规模逐年增长（表1-2），2020年中国进口原油约5.42亿吨，同比增长7.3%；进口天然气1.02亿吨，同比增长5.3%；原油对外依存度达到73.5%，天然气对外依存度达为42.0%，预计未来几年我国油气对外依存度还将继续上升。另一方面我国新增探明油气地质储量降至近10年来最低点，随着高品质常规油气资源储量的减少，我国油气资源开发正日益转向超深油气、页岩油气、深水油气、煤层气等领域，而这些资源的开采由于技术难度较大、成本高，效益开发难度大。因此，实现由传统油气资源开发向油气与新能源开发并重的能源转型，是保障国家能源安全的必然选择。

其次是双碳目标下的迫切需要：我国正面临着有限的化石燃料资源和更严格的环境保护要求的严峻挑战，发展清洁能源是当前可以同时解决一系列能源问题的最优途径。在此基础上，我国明确提出力争2030年前碳达峰、2060年前碳中和的目标后，未来常规化石能源的使用要逐渐减少。而奔向低碳的核心是能源转型，由常规的化石燃料能源转向可再生能源，同时大部分可再生能源如风能、太阳能等，都是波动性、间歇性的，而地热能储量丰富、分布广泛，具有稳定连续的优势。

作为非碳基能源，地热能具有强大的代替化石能源的功能，一是是随着城市化程度不断提高（2030年，我国城镇化率将提高到70%，2050年，80%），我国每年新增建筑面积约20亿平方米，加之南方供暖市场逐渐扩大，我国建筑领域的碳排放量在未来十年内仍会持续攀升，二是在环境约束条件下的燃煤电厂将可能面临关停或搬迁，电厂余热带动的城市供暖面积急需新的热源替代。利用地热能替代传统碳基能源供暖，是实现碳达峰、碳中和目标不可或缺的能源，理应发挥更大的作用。

1.2 地热能发展的机遇

2020年9月22日，习近平总书记在第七十五届联合国大会一般性辩论上发表讲话，郑重提出中国碳达峰、碳中和目标。2021年1月27日，国家能源局发布《关于因地制宜做好可再生能源供暖工作的通知》，将地热能作为可再生能源供暖的重要方式，积极鼓励推广和应用；2月23日，就《关于促进地热能开发利用的若干意见（征求意见稿）》公开征求意见，系统性提出了地热能发展的目标和重点任务，目标要求2025年地热能供暖（制冷）面积比2020年增加50%；2035年地热能供暖（制冷）面积比2025年翻一番。根据此目标，预测至2025年地热供暖（制冷）面积将达20亿平方米以上，2035年地热供暖（制冷）面积将达40亿平方米以上。任务要求编制地热能开发利用规划，营造有利于地热能开发利用的政策环境，中国地热能产业将迎来发展的春天。

2、油气田企业开发地热能利用优势及现状分析

2.1油气田企业开发地热能利用的优势

2.1.1开发前景广阔

在我国板块内部地壳沉降区，广泛发育了中新生代沉积盆地，如华北盆地、松辽盆地、四川盆地、鄂尔多斯盆地、渭河盆地、苏北盆地等，沉积盆地不仅富集油气资源，也蕴藏丰富的中低温地热资源。

在含油气盆地中，地下水与油气、地热能三者相互依存，初步测算中石油探区主要盆地地热资源量约占全国地热资源总量的70-80%，2000m以浅储存的地热资源总量相当于4000×108t标准煤的发热量温度利用下限25℃）。同时这些地热资源的分布区大多位于我国经济较发达地区，油气田企业开发这些地区的地热资源，具有得天独厚的地域条件和广阔的市场应用前景。

2.1.2技术优势明显

地热能开发利用属于多行业、多学科之间的交叉与融合，其开发利用技术是一门多学科的综合技术，主要包括地热资源的勘查与评价技术、高温地热钻完井工艺技术、高效换热和制冷技术、防腐防垢技术、地热尾水回灌技术、地热梯级利用技术、热泵及地热发电技术、地热开发利用自动监控与信息化技术、增强型地热（ＥＧＳ）开发利用技术等。

油气田企业在油气数十年勘探开发过程中，积累了地热资源评价和开发所需的地质、地球物理、地球化学等资料，以及开发地热能所需的钻完井、测录井、油藏工程、储层压裂改造、防腐防垢、自动监控与信息化技等地热资源开发的关键核心技术，其地质研究基础与开发技术高度重叠，具有得天独厚的技术优势。 

2.1.3 沉淀资产盘活

在对地热能进行开发利用时,首先会通过技术勘探手段对地热能资源进行评估,确定地热能资源的储量以及开采可行性,然后依靠石油开采技术开凿地热井,对温度较高、热储存量大以及经济可开发性高的地热能资源加以开发利用。油气田随着开发的不断进行，储层中的油气会逐渐枯竭，当其超出经济上的可行点，生产井就要被废弃，如果不采取必要措施，废弃井会带来许多问题，也会耗费大量人力、物力和财力。

同时这些废弃油气井所处的区域常常是地热能资源十分丰富的地区，其内部存储了十分巨大的可利用地热能资源。因此,在原有油气开采井的基础上，对废弃油气井进行改造,将其作为地热井进行再利用具有十分重要的意义，不仅可以将地热能转化为机械能和电能加以利用，还可以在地热能资源开发过程中节约大量的钻井费用，减少地热能资源的开发成本,而且在一定程度上对当地的环境污染和安全隐患可以进行有效的治理。因此,利用废弃油气井进行地热能发电将大大提高废弃油气井的利用价值，同时也会成为一种废弃油气井综合治理和有效利用地热能资源的新方式。

2.1.4余热利用潜力大

注水采油是目前油田低渗透储层最常用的开发方式之一。在长期的开发过程中，有大量水注入地下，维持地层压力，又有大量的水随油气一起采出，油气分离后，形成新的污水；同时在气田开发中也实施了多项排水采气措施，产生了大量富含地热能的污水，它们是油气田地热赋存的重要组成部分。有效提取污水中的热量，变废为宝，节约了地热开发的钻井成本，又解决了热储层贫水问题，对于能源的高效利用非常重要。

2.2油气田企业开发地热能利用现状分析

长期以来，油气田企业的主要精力都在油气勘探开发上。随着全球能源转型的持续推进，2021年9月底，国家能源局发布的《关于能源领域深化“放管服”改革优化营商环境的实施意见（征求意见稿）》，要求传统石油公司在做好油气生产的同时，积极拓展风能、太阳能、地热能、氢能等新能源业务，纷纷向综合能源公司转型发展。另一方面，以玉门油田为代表的部分老油田企业经过数十年的发展，油气资源逐渐匮乏，单纯依赖“油气”发展愈发力不从心，亟需转换发展动能。

中国石化在 2014 年就在河北省雄县实现了地热供暖覆盖率 95%以上。地热与天然气结合来为整个城区供热，雄县项目是中国石化在华北地区建设的第一个地热供暖工程。公司在进驻雄县之初，根据雄县地热资源情况合理化布局，对地热资源进行科学化开采，实现生产井科学开采和回灌井 100%回灌效果。

冀东油田积极打造京津冀地区地热供暖示范基地，于2018年率先建成中国石油首个域外清洁能源供暖项目，也是全国最大单体地热供暖项目——武城县清洁能源供暖项目，建成230万平方米地热供暖项目“当年建设，当年投用”，现已做到百分百“无压回灌”。

截至2020年底，冀东油田已完钻地热井64口，建成曹妃甸新城和柳赞新农村336万平方米地热供暖项目，年可节约标煤10.16万吨，折合原油7.1万吨，实现减排二氧化碳26.6万吨，相当于植树95万棵。2020年冬季，共入网运行热力站27座，累计供热时间151天，比燃煤锅炉平均热负荷高出近20%，供暖效果好，保障了华北理工大学等8所学校、美和蓝湾等7个居民小区以及柳赞镇农村的供暖需求。

辽河油田自2006年以来，累计实施13个地热项目试验，建设了兴一矿、润诚苑小区等地热供暖工程，每年可节约燃煤4000余吨，减少二氧化碳排放超2万吨。辽河油田锦州采油厂欢三联合站地热利用工程通过将10口废弃油水井改造为地热井，替代站内烧天然气伴热的工艺，预计每年能节约天然气900余万立方米，年可替代标煤1.21万吨，减少运行成本600万元。

吉林油田2021年7月开展了乾安大情字花9站报废井储层地热利用先导试验项目，节能效果显著，花9井热采项目可实现日节气1000立方米。

这些油气田企业依托传统技术优势，不断打造地热资源商业利用新模式。

3、地热能开发中存在的问题

尽管经过几十年的发展和积累，地热能产业体系初步形成，但从整体上看，我国地热能产业还处于发展初期阶段，还远远不能满足我国清洁供暖不断增长的需求，特别是不能满足“双碳”目标下地热能在能源革命中的战略定位要求，制约油气田企业地热发展主要存在以下几个方面的问题。

3.1. 属性问题

总体看来，《水法》未明确地热的属性，仅笼统指出地下水为水资源，没有区分界定地热与地下水；《矿产资源法》将地热列为能源矿产；《可再生能源法》则认定地热为一种能源。因此，从法律层面讲，地热潜在拥有矿产资源属性、水资源属性、能源属性三重定义，而我国针对地热资源属性尚未形成统一明晰的定义。

具体到操作层面和执法层面，地热受《矿产资源法》《水法》《可再生能源法》的调控，地热的管理既给地方行政主管部门带来困惑，具体来说就是管理分工多元化容易使地热企业分不清管理主体，造成部分地区地热管理相对混乱，权、责、利主体不明确，严重制约了地热资源的科学规划、合理开发，越位、缺位、相互制约和重复执法等问题经常出现，这给油气田企业开发地热带来诸多困惑。

3.2 伴生问题

由于属性和技术不规范也带来了大量伴生问题，一是部分地区未考虑地热供暖“取热不取水”的特点，地热项目矿产资源费、水资源费收取政策相对教条，无论是否回灌，均按照统一标准收取，损伤了采用回灌措施企业的收益和积极性。

二是由于技术不规范，开采地热资源过程中引起的地下水位下降、地表水污染等问题，再如系统设计与运营经验不足、缺乏科学论证造成的热泵系统供暖效果难以保证等问题，对地热产业的良性发展产生了消极的社会影响，也带来了项目审批难度大等问题。

3.3壁垒问题

目前从事地热行业的企业、科研院所、事业单位相对较多，但多数技术研发工作都受限于基础资料、知识产权、专利保护等，难以实现资源共享、技术共享。严重制约了行业和技术的发展，造成了重复投资和重复攻关的行业壁垒问题。

特别是砂岩热储地热尾水回灌、干热岩发电、地下储能、深井直接换热、防腐防垢、热储改造、地热水长距离输送等技术问题仍未能有效解决，形成了技术发展的壁垒，严重影响了地热资源的可持续发展和规模化应用。  

3.4效益问题

可再生能源是新生事物，技术上需要提高效益，经济上需要降低成本，如果不提供政策支持是无法与常规能源竞争的。但是地热能开发，特别是中深层地热能供暖利用项目是一项民生工程，具有初投资较大、回报周期长、内部收益率低等特点，如果按照与常规能源按照同样的经济指标立项、审批、考核，不提供政策支持的情况下是无法与常规能源竞争的。

4、油气田企业地热能开发路径

实现“双碳”目标要构建清洁低碳、安全高效的能源体系，而地热能作为五大非碳基可再生能源之一，特别适合于为建筑供冷供热，替代和减少化石能源在建筑中的使用，是未来能源转型的新方向。

要加快实施和推进地热能等清洁能源替代，国家能源局要求传统石油公司在做好油气生产的同时，大力拓展地热能等清洁能源业务，就要解决地热能开发过程中的高成本、低效益问题。如何通过政策支持和技术创新快速降低地热能开发和利用成本，扩大使用规模和应用场景，关于油气田企业地热能开发路径提以下几点建议：

4.1  统筹部署，同步研究

地热与石油是共存于沉积盆地的两种资源，与油气开发技术高度重叠，这就要求油气田企业在油气勘探评价过程中将地热资源与油气资源的勘探评价工作同计划、同部署、同研究，节约地热资源的勘探评价成本。

同时在油田开发区有较大的地热能应用空间和可利用的废弃油水井，可以大幅降低勘探开采成本，开展地热能梯级综合利用的条件也非常优越，主要涉及输油管线维温伴热、站内采暖、洗浴、措施洗井、大棚种植等，将地热能的开发与油气田的开发和建设统筹部署，也是油气田企业开发和利用地热能降低投资的有效途径。

4.2  多能互补，协同发展

地热资源开发利用的主要投资和成本来自钻完井、提液、泵输和回灌，提液量与回灌液量大，用电量较大，电力成本占运行成本的比例较高，用电成本占操作成本的1/3-1/2以上。

同时，国家能源局发布又要求传统石油公司在做好油气生产的同时，积极拓展风能、太阳能、地热能、氢能等新能源业务，一是利用风电和光伏的弃电（成本低廉）来降低地热能开发利用过程中的运行成本；二是因区域、用户特征，综合利用城市余热资源，合理利用区域周边热源，借鉴“雄安模式”以水热型地热能供暖和地埋管地源热泵为基础热源，以污水余热、垃圾发电余热、太阳能为补充，建成多能互补的清洁能源供热系统，也是油气田企业开发和利用地热能降低投资的一种方式。

4.3  政策支持，技术引领

地热产业发展模式的完善直接关系到地热产业的可持续发展，同时也与政府绩效、企业利润、金融机构收益和用户利益密切相关。

一是与美国、日本、冰岛等地热发达国家相比，我国地热产业在发展模式上还存在很大差距。为了弥补这种差距，实现产业赶超，针对地热产业发展现状，政府应当简化地热审批程序、加大税收优惠力度、推行政府采购等优惠政策，推动地热产业实现跨越式发展。

二是发挥职能优势，引导学校、科研管理部门、企业及有关方面加强地热技术研发、人才队伍建设，打破行业壁垒，形成合力，向政策、技术要效益，不断降低地热开发成本，提高地热开发效益，带动油气田企业地热能开发利用的积极性。

注：原文首发于2022年8月刊《中国地热》杂志