近年来, 全球气候变暖问题的治理成为全世界的焦点议题, “碳达峰、碳中和”成为热门概念和话题, 气候变化应对问题更成为世界各国合作和对抗的重要博弈工具和纽带。为应对气候变化, 世界各国政府发布了相应的法律、政策和行动计划, 这将对未来世界经济与社会发展产生重大影响, 人类社会与经济发展将面临新的变革, 绿色低碳发展成为时代主题, 也将对能源等诸多行业的生存和发展产生巨大影响。

联合国政府间气候变化专门委员会(IPCC)多年来连续发表气候变化评估报告, 最新报告确认了以下主要结论^[1]: 全球变暖是一个不争的事实, 人类活动产生的温室气体排放对于气候变化贡献最大, 工业革命以来全球地表平均温度升高1.1~1.2℃, 人类贡献0.5~1.3℃, 而自然界贡献仅为-0.1~0.1℃。从未来20年预测平均温度变化来看, 全球温升预计将达到或超过1.5℃。除非立即、迅速和大规模地减少温室气体排放, 否则将升温限制在接近1.5℃甚至是2℃将无法实现。IPCC报告还确认了累积人为二氧化碳排放和由其导致的全球变暖之间存在准线性关系, 每万亿吨累积二氧化碳排放能够使全球表面温度升高0.27~0.63℃。

人类活动产生的温室气体排放导致全球变暖, 已经成为世界科技界和各国政府的共识, 因此国际社会多年来一直在努力推动全球气候变暖问题的解决。1992年联合国通过了世界上第一个为全面控制二氧化碳等温室气体排放、应对全球气候变暖给人类经济和社会带来不利影响的国际公约《联合国气候变化框架公约》, 1997年通过了《京都议定书》, 2015年通过了《巴黎协定》。2020年世界各国政府根据《巴黎协定》安排纷纷宣布相关碳达峰和碳中和目标。《巴黎协定》的长期目标是将全球平均气温较前工业化时期上升幅度控制在2℃以内, 并努力将温度上升幅度控制在1.5℃以内。全球已有130多个国家和地区公布了碳中和目标, 减碳成为全球共识。我国政府高度重视应对气候变暖, 2020年9月中国在第75届联合国大会上庄严提出了“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值, 努力争取2060年前实现碳中和”的承诺目标, 到2030年我国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上, 非化石能源占一次能源消费比重将达到25%, 森林蓄积量将比2005年增加60×10⁸ m³。这一承诺标志着我国以退煤为重点的能源转型正在悄悄拉开帷幕, 对能源转型提出了更加迫切的要求。作为服务于石油勘探开发领域的地球物理行业, 更应深刻分析和研判碳达峰碳中和对行业生存和发展带来的严重影响, 探索、超前规划和部署未来的生存和发展路线。

概括来说, 实现低碳化发展与碳中和目标的途径主要有3条^[1-4], 一是在能源需求消费侧提高能源效率、转变产业结构、优化消费方式、降低温室气体排放, 即通过节能减排方式实现低碳化发展; 二是在能源供给侧实现能源结构转型, 发展绿色低碳可再生能源, 即通过绿色能源供给实现低碳化发展; 三是将无法减排的二氧化碳等温室气体捕捉转化和封存, 通过“碳转移、碳转化”实现“碳减排”, 利用人工碳汇消减碳源方式实现零碳排放甚至负碳排放。

毫无疑问, 碳中和目标对煤炭和石油这样的传统化石能源工业具有巨大的负面影响, 碳中和目标实现的重要途径就是减少以煤炭和石油为代表的化石能源的利用。实际上, 油气开发过程中的二氧化碳排放约占化石能源相关二氧化碳总排放量的4%以下, 大部分碳排放(约90%)集中在油气最终产物的燃烧过程中, 如交通运输与工业生产中的油气燃烧。

国际能源署表示^[5], 如果全球2050年实现净零碳排放, 那么石油需求将减少75%, 在这种假设下就不再需要开发新的油气项目, 油气需求的大幅收缩将对全球现有的油气生产国和公司产生重大影响。全球不再需要新油气田, 油气供应将集中在少数低成本生产商手中。但有专家认为, 即使不再开发新的油气项目, 在未来十年对已有石油天然气项目的投资额仍将达到每年3 000×10⁸ USD, 2030年后将下降到每年1 700×10⁸ USD。

2021年, 我国正在谋划落实碳达峰、碳中和决策部署, 研究制定相关能源战略, 石油石化行业将推进绿色低碳转型战略, 加快研究确定碳达峰碳中和发展目标、实施路径和行动方案, 并着手付诸实施。碳达峰碳中和将引发油气供需两侧的深度结构性变革, 促进石油石化行业的转型发展, 油气企业必须顺应形势、主动作为, 要注重根据企业的实际情况实现转型中的发展。

根据清华大学气候研究院的研究方案^[3], 中国要在2060年实现碳中和, 化石能源消费必须大幅下降, 大规模发展非化石能源是实现碳中和目标的重中之重。其中, 控制升温2℃目标情景下, 能源消费总量2035年左右基本达峰; 2050年能源消费量52×10⁸ t标准煤, 其中煤炭占9%、石油占8%、天然气占10%、非化石能源占73%。1.5℃目标情景下, 能源消费总量2030年左右基本达峰; 2050年能源消费量50×10⁸ t标准煤, 其中煤炭占5%、石油占3%、天然气占5%、非化石能源占87%。

国家能源局油气战略研究中心也提出了预测方案^[4], 核心内涵为: 在2030年碳达峰条件下, 石油消费7.1×10⁸ t, 天然气消费6 500×10⁸ m³; 2040年石油消费5.3×10⁸ t, 天然气消费8 750×10⁸ m³; 2050年石油消费4.3×10⁸ t, 天然气消费7 000×10⁸ m³; 2060年石油消费3.0×10⁸ t, 天然气消费5 875×10⁸ m³。

无论哪种方案, 低碳化发展必然将大幅度降低化石能源的消费需求量, 能源向低碳化的非化石能源、可再生能源等新能源转型, 这无疑将给石油工业的生存与发展带来致命打击。但世界低碳化发展趋势需要逐渐告别油气时代, 未来10~20年油气仍然是不可或缺的重要能源, 石油工业仍然存在一定的转型发展过渡期。

尽管2020年的新冠疫情导致能源消费较大幅度的下降, 但是, 目前全球能源消费总体上处在上升期。据BP世界能源统计评论(2021)报告统计^[6], 2019年和2020年全球石油消费量分别为44.23×10⁸ t和40.07×10⁸ t, 天然气消费量分别为39 039×10⁸ m³和38 228×10⁸ m³。而2019年和2020年中国的石油消费量分别为6.54×10⁸ t和6.69×10⁸ t, 天然气消费量分别为3 084×10⁸ m³和3 306×10⁸ m³。而且中国的化石能源占比高达84.4%(图 1), 中国能源消费产生了占全球30.9%的二氧化碳排放, 约99×10⁸ t(图 2), 这些都决定了中国的碳中和征程异常艰难。

图 1(Fig. 1)

图 1 2020年中国(a)与全球(b)能源消费结构比较(单位: EJ)[6]

图 2(Fig. 2)

图 2 中国和全球二氧化碳排放量比较[6]

为应对碳中和所带来的挑战, 欧美石油公司在能源低碳转型发展方面走在了前列, 国内主要石油企业也在积极制定应对方案并推进由石油公司向能源公司的转型。世界石油公司低碳化发展有两种模式, 一是欧洲公司的“转型发展”模式, 二是美国公司的“融入发展”模式。

欧洲公司的“转型发展”模式, 主张大幅度削减油气产量和炼厂产能, 加大可再生能源发展, 规模化进入碳减排市场, 实现由油公司向综合能源公司转变。壳牌、道达尔、BP等欧洲石油公司纷纷宣布碳中和目标, 采取的战略为加大低碳投资, 拓展低碳产业链。具体举措包括加大风能、光伏、天然气等发电业务, 加快布局碳汇业务, 降低桶油碳排放量, 开展碳捕集和封存项目等。

美国公司的“融入发展”模式, 认为油气在相当长的时期内仍具有较大发展空间和盈利能力。新能源还不够成熟, 必须先从自身减碳做起, 逐步进入新能源领域寻求扩张发展。雪佛龙、埃克森美孚等美国石油公司均制定了战略目标: 专注油气业务, 构建低碳油气资产组合; 具体举措包括加大常规油气+CCUS(二氧化碳捕集、利用和封存)、风能、生物燃料等领域投资。

石油和天然气公司必须转型成为能源公司, 并降低碳足迹, 而氢能将成为良好的商业和环境解决方案, 多家油气公司相信氢能时代即将来临。石油公司普遍加快向绿色低碳转型的步伐, 布局新能源, 加大低碳业务, 积极发展氢能, 并大力开展CCUS技术的研发。在油气业务上, 一方面通过技术创新, 努力减少温室气体排放; 另一方面加快数字化智能化技术应用。新冠疫情倒逼许多公司加快了数字化进程, 居家远程办公、无人机、机器人、数字模拟等智能化系统的应用显著降低了人员的碳足迹。在新能源方面, 尝试风能发电、太阳能发电、天然气燃料加注等业务。

国际大石油公司大多在积极筹划低碳转型。埃克森美孚公司采用的是稳妥的“大石油”战略, 通过淘汰落后产能、优化能源利用效率、提升节能减排能力、通过碳捕集和封存(CCS)技术发展负碳产业、涉猎低碳能源利用、加强科技创新等方式, 温室气体排放量逐年减少, 近10年温室气体排放量减少了5%。2000年以来低碳排放研发和实施投入达100×10⁸USD, 累计消除或避免温室气体排放5.2×10⁸ t。埃克森美孚公司2019年的温室气体排放量为1.2×10⁸ t二氧化碳当量, 其中范围1(直接排放量: 主要来源于燃烧、化学或生产过程, 非故意排放)为1.11×10⁸ t二氧化碳当量, 范围2(间接排放量: 来源于耗电所产生的排放)为0.09×10⁸ t二氧化碳当量。范围3(石油产品在销售中的其它间接排放, 如涉及生产的产品、员工通勤、差旅等产生的排放)为7.3×10⁸ t二氧化碳当量尚未纳入公司温室气体排放量。埃克森美孚公司还是全球第一个二氧化碳捕集量超过1.2×10⁸ t的公司, 这相当于2 500×10⁴辆汽车一年的碳排放量, 每年的碳捕集能力达900×10⁴ t。BP公司更是致力于成为低碳领域的领导者, 制定了较为激进的能源转型战略。BP公司剥离传统石化资产、优化油气业务结构、热衷可再生能源、开展终端负碳业务, 积极助力碳中和、重视科技部署强化能源管理, 尤其在可再生电力、氢能、生物质能源、实施CCS和CCUS、储备碳汇等领域投资活跃, 并积极应用数字化技术推行“绿色办公室”, 提升能源管理和利用效率。BP公司始终坚持节能降耗发展战略, 2010年以来温室气体排放量持续下降, 2020年温室气体排放总量为4 550×10⁴ t二氧化碳当量, 其中范围1为4 170×10⁴ t二氧化碳当量, 范围2为380×10⁴ t二氧化碳当量。据称, 全球油气行业每年放空燃烧的天然气约1 500×10⁸ m³, BP曾是最大的放空燃烧现象制造者, 但近年来开始治理这种现象, 计划投资13×10⁸ USD结束伴生气放空燃烧现象。

全球最大的石油生产商沙特阿美公司也在实施新的战略以应对国际低碳减排大势, 但偏向于保守型。面向低碳未来, 其主要策略是增加天然气储产量, 利用天然气制氢, 在确保油气龙头地位的同时减少碳排放; 开发原油直接制化学品等自有技术, 寻求多元化发展, 布局化工、新能源发展; 开发超级计算机、智能机器人等降低能耗、提高能源利用效率, 实现减排目标。沙特阿美公司已经跻身于油气行业碳足迹最低的公司行列, 致力于发展氢能、可再生能源发电、碳捕集及利用等新业务。沙特阿美公司认为, 碳循环经济是在全球减少碳排放的同时确保经济持续增长的最佳体系。

2021年6月16日, 挪威的伦丁能源公司宣布, 该公司的Johan Sverdrup海上油田所生产的原油全部实现碳中和, 通过了二氧化碳近零排放标准认证, 成为世界上第一个碳中和油田, 该公司的其它所有油田到2025年也将成为碳中和油田。该油田采取的低碳化措施包括: 采用来自可再生能源发电厂的岸电进行生产, 每年可减少碳排放62×10⁴ t, 当前的碳排放强度为0.45 kg/bbl油当量, 是世界平均水平(17 kg/bbl油当量, 或124 kg/t油当量)的1/40, 见图 3和图 4; 通过自然碳捕集项目的碳信用额度进行中和, 已获得碳标准认证(VCS); 该油田的碳排放核算边界是生产供应链部分, 包括海上油田的供应船与备用船均采用混合电池作为动力, 所有的商务飞行均采用碳中和航班等。伦丁能源公司为国际油气行业提供了可供借鉴的经验, 其实现碳中和的路径有望成为业界范例, 对推动全球油气行业实现碳中和的目标起到积极示范作用。实际上, 在此以前已经出现了碳中和液化天然气(LNG), 2019年壳牌公司开始向东京燃气公司等多家日本能源企业出售碳中和LNG。

图 3(Fig. 3)

图 3 全球陆上和海上油气行业碳排放强度比较

图 4(Fig. 4)

图 4 全球不同地区油气行业碳排放强度比较

总体而言, 油气企业要将碳中和愿景目标作为脚踏实地的发展之路, 需要遵循全生命周期的理念, 以由内及外的原则认真谋划碳中和的实施途径。首先, 应大力推进生产技术革命, 提升油气勘探生产效率, 提高能源投入产出比, 降低勘探生产过程中的能源消耗, 带动碳排放强度的降低。其次, 应大力推进碳捕集利用与封存技术的迭代发展, 在企业内部业务链上充分挖掘CCUS技术的利用方式, 创新CCUS应用场景, 通过CCUS的规模化应用, 推动成本降低和技术更新, 从本质上降低企业整体上对外部的碳排放。再次, 应大力推进具有成本优势的分布式风电、太阳能发电等可再生能源的应用, 创新应用场景, 推动生产方式和生产工艺的电气化, 减少勘探生产运输对化石能源的依赖, 全面提升绿色可再生能源的自给率。最后, 应大力推进生产作业和新老业务的碳排放评价工作, 以降低碳排放强度为总体目标, 调整业务结构、布局和生产作业方式。此外, 还应大力推进国家碳治理机制和政策的深入研究, 全面把握国际上渐趋盛行的碳税、碳关税、碳配额等机制对企业的影响, 统筹做好科学应对, 特别是注重应用碳交易市场发展成果, 稳妥积累碳排放额度, 降低国家推进碳治理对企业产生的成本。

对于我国而言, 当前油气安全战略与碳达峰碳中和战略仍是并行不悖的国家战略^[4]。碳达峰碳中和战略下, 我国油气仍有加快发展空间, 应积极加大推进力度, 千方百计保障我国油气长期供应安全。未来10~20年是碳达峰碳中和战略推进与油气增储上产建设的契合期, 国内油气上游仍应毫不动摇地加大投入, 确保稳油增气, 同时努力追求更低成本、更高效率和效益, 确保在未来大概率中低油价的情况下保持可持续发展, 未来油气消费的降低也将减少我国油气对进口的依赖, 增强我国能源安全。建设绿色油田, 加强油气生产全流程能源管理, 降低生产过程中的碳排放, 尽量使用工业余热、低碳零碳电力, 实现油气生产过程“风、光、热、储”多能互补模式的新能源替代, 是短期内石油公司减碳最现实的途径。天然气在能源转型过程中将扮演重要过渡角色, 应加快储气调峰能力建设, 积极推动天然气发电和可再生能源融合协同发展, 打造天然气互利共赢生态产业链。石油公司在深层地热利用方面有天然优势, 地热在满足夏热冬冷地区人民清爽度夏、温暖过冬需求方面大有可为。加强CCUS试点示范, 推进二氧化碳驱油技术发展与应用, 也是油气行业实现碳中和的重要途径。

随着能源转型大潮的来临, 油服公司正处于战略选择的十字路口, 是跟随石油公司的步伐进入低碳市场, 还是提高效率在传统路线上继续走下去。普华永道《处在十字路口: 油服的战略选择》报告中指出: 无论选择何种路径, 油服企业都必须减少碳足迹。对于油服企业来说, 低碳能力可能成为其明显的竞争优势。随着石油公司的低碳发展, 油服公司的传统核心业务收入将会减少。油服公司必须在能源转型过程中明确所扮演的角色, 立足其优势技能, 将传统服务转化为为清洁能源服务的技能, 为可再生能源市场提供服务, 使服务多元化。同时, 油服公司必须展示其优越的脱碳能力, 继续为石油公司提供低碳化供应链服务。数字化转型是石油公司提高效率、实现低碳脱碳的重要手段, 石油公司通过寻求与大型信息科技公司合作探索数字化转型和智能化应用, 这有可能导致传统油服公司被“边缘化”。

全球三大油服公司中, 哈里伯顿公司更注重数字化技术的推广应用, 贝克休斯公司则多方面发力低碳技术发展, 斯伦贝谢公司则在数字化与低碳业务中平衡发展。斯伦贝谢公司2020年专门成立了新能源业务部, 专注于研究氢、锂、地热等新能源以及碳捕集和封存技术。斯伦贝谢新能源、雪佛龙和微软宣布, 将在加州门多塔合作开发一个具有突破性的生物质能源与碳捕集和封存(BECCS)项目, 旨在生产负碳电力。2020年11月, 贝克休斯宣布将收购专门从事碳捕集技术开发的Compact Carbon Capture公司, 进一步完善CCUS产品组合, 以推进工业脱碳; 与两家公司合作投资FiveT氢基金, 以推进氢经济和氢价值链基础设施建设; 投资Electrochaea公司以扩大CCUS产品组合和提供电解制氢解决方案; 贝克休斯将结合其碳捕集技术和Electrochaea公司的生物甲烷化技术, 将二氧化碳排放转化成低碳合成天然气。

水力压裂采油采气也将逐步被限制, 如美国加州2024年后将禁用水力压裂法采油。而水力压裂方式的限制将很大程度上影响页岩油气开发, 也将显著影响从事相关服务的油服公司的市场和收入。

碳排放税的征收可能对油气行业带来巨大的挑战, 这一挑战是否会对油服公司带来重大影响尚不清晰, 碳排放交易体系中的配额分配、碳税力度及交易方式都可能对油气企业及油服企业的营收和盈利能力产生巨大的影响。

由前述分析可见, 总体上低碳化与碳中和大势对于传统化石能源的石油工业而言显然是挑战大于机遇, 长期来说会减少对油气能源的消费需求, 加大碳排放治理的成本, 因此石油公司必须通过低碳转型发展来解决面临的生存与发展挑战。

作为油服行业的一部分, 面向油气勘探开发服务的地球物理(石油物探)行业, 低碳化与碳中和大势也是带来的挑战多、机遇少, 因此未来长期可持续健康发展必需考虑低碳转型发展问题。但是, 在未来一段时间内油气仍然是主要能源类型, 油服企业仍然有一段时期的转型发展过渡期(10~20年), 特别是中国经济发展迅速, 对能源需求增长性强。

我们可以从碳中和的主要实施途径来分析其给地球物理行业带来的挑战和机遇。能源转型和电力系统升级将减少地球物理的传统服务市场规模, 即由于对油气需求的减少而减小石油物探的服务市场和营收, 但也存在地热、水电等清洁能源发展给地球物理带来的市场规模扩大机遇。交通领域的电气化低碳化节能转型直接结果是对油气需求的减少, 而且是大幅度的减少, 因而对地球物理而言只有挑战、没有机遇。传统工业的节能减排总体而言没有为地球物理提供新的机遇, 但地球物理可以充分利用自身的技术优势为油气企业提供更高效的低碳低成本服务, 从而赢得或维护一定的服务市场, 如充分利用地球物理技术提供精确的地下油藏模型和动态变化以更高效、更经济、更低碳的方式开采油气。节能减排也是对地球物理行业的要求, 因此节能减排也对地球物理技术进步提出了新的更高的要求, 低成本、低碳化必将成为未来地球物理行业的核心竞争力, 全面减少炸药震源应用、减小施工人员队伍规模、提高数据处理解释计算中心的能效管理、实现低碳排放和降低碳足迹是我们面临的重要挑战。

概括而言, 碳中和给地球物理行业带来的主要挑战包括以下3个方面。

1) 低碳化发展将大幅度减少对煤炭、石油等传统化石能源的消费需求。如国际能源署预测, 如果全球2050年实现净零排放, 那么石油需求将减少75%, 油气消费在能源消费中的占比将降低到10%~20%或以下, 从而显著降低地球物理传统的石油勘探开发服务市场规模, 严重影响地球物理行业的营收。因此, 低碳化发展对地球物理行业的生存带来了严重威胁, 这是碳中和给地球物理行业带来的最巨大的挑战。

2) 低碳化导致对煤炭、石油等传统能源消费需求的大幅收缩, 不再需要开发新的油气项目, 油气供应将集中在少数低成本生产商手中。这一结果也将导致煤炭、油气勘探开发中对地球物理技术服务依赖性降低、服务市场规模进一步缩小、要求技术服务成本进一步降低, 这样势必对地球物理行业的生存带来进一步的威胁, 也对地球物理技术进步需求的必要性和迫切性带来了严重影响。

3) 低碳化和绿色发展对地球物理行业业务系统的低碳化和绿色环保作业运行提出了更高的要求, 对绿色低碳、低成本地球物理技术发展提出了更高的要求, 绿色低碳要求可能将增加地球物理数据采集的技术难度和作业成本, 对地球物理行业的生存和发展产生不利影响。

同时, 碳中和也给地球物理行业带来一些新的发展机遇。

1) 绿色低碳发展必将带来清洁能源的快速发展, 其中水利电力、地热能、核能等发展为地球物理行业的发展带来了一定的新机遇。如地热资源勘探开发、水电建设坝址勘探、核能资源勘探与核电站建设的工程勘探等, 这些都是地球物理技术的服务领域, 可能为地球物理技术服务市场规模带来一定的增量, 但与石油物探在油气勘探中发挥的作用相比, 这些增量都不足以弥补石油物探市场萎缩带来的损失, 而太阳能、风能、生物质能等可再生能源和氢能等绿色能源的发展几乎不能为地球物理带来任何新的发展机遇。

2) 碳捕集、利用和封存将成为碳中和实现途径中的一个重要手段和托底技术, 具有较大的发展前景, 这一领域可能是地球物理技术服务的一个主要新市场, 具有较大的发展空间。地球物理技术可能在地下碳封存空间探测和封存安全监测方面发挥其技术优势, 尤其是在利用二氧化碳驱油领域, 地球物理技术可以在油气藏精细描述、动态监测与建模方面发挥其传统的技术优势。

碳中和目标下, 低碳化成为未来世界发展的潮流, 给石油工业乃至依赖其生存的油服行业和地球物理行业带来了巨大挑战, 为应对挑战必须顺应大势, 走低碳转型发展道路。为实现碳中和目标下地球物理行业的生存与发展, 我们应采取如下对策。

通过数智化变革(即数字化转型+智能化发展)^[7-8]提升地球物理行业的低碳化服务能力, 旨在通过技术进步增强为煤炭、石油、天然气等传统化石能源行业的资源勘探开发提供满足绿色低碳要求的技术服务能力, 最大限度保持地球物理在传统化石能源行业的服务市场。其中既要大力发展低成本技术服务传统化石能源的勘探与开发, 降低传统化石能源的勘探开发风险与成本, 支撑传统化石能源行业的可持续发展能力提升; 又要顺应地球物理业务作业的绿色低碳化发展要求, 有针对性地发展绿色低碳地球物理技术, 重点发展页岩油气开发非水力压裂监测、煤炭与油气开发环境影响监测、废弃煤炭开采坑道和废弃油气藏利用、适应不同复杂地理环境的节点地震采集、非炸药震源激发高效地震勘探和环境噪声地震勘探(包括高铁地震学、城市空间地震探测)等环境友好地球物理技术。

在石油物探市场规模萎缩的预期下, 我们应寻找新的增量服务市场。首先, 应抓住机遇借助新能源快速发展的东风, 充分发挥地球物理技术的优势积极拓展地热资源勘探开发、水电建设坝址勘探、核能资源勘探与核电站建设工程勘探等面向新能源的地球物理技术服务市场。其次, 应面向我国智能城市和城市空间建设(高铁、公路、地铁、桥梁、隧道等)、重大工程建设、自然地质灾害预测和防治等关系国计民生的重大需求, 积极推进环境噪声地震勘探和电磁勘探等综合地球物理技术进步, 大力拓展地球物理技术应用多元化新领域和新市场, 尤其是面向山体滑坡、塌方、泥石流、地震等地质灾害的预测和预警, 面向水库大坝、桥梁、隧道、高层建筑物等重大工程的安全监测, 面向城市地下空间建设的工程勘探和动态安全监测等。再次, 我们应充分利用地球空间观测技术成果, 结合地球物理观测技术的优势, 发展一系列全局性和区域性的智能化环境监测和评估技术, 服务于碳排放监测和碳汇资源评估等市场。

碳捕集、利用和封存(CCUS)将成为碳中和实现途径中的一个重要手段和托底技术, 具有广阔的发展前景, 而可以发挥地球物理技术作用的主要是碳封存领域, 具有较大的发展空间。碳封存需要寻找合适的地下空间, 这是地球物理技术的传统服务领域和技术优势所在。碳封存还需要进行长期而持续的安全性泄漏监测, 这同样需要地球物理技术的支持。因此, 大力发展与之相适应的碳封存地下空间探测和监测技术, 是地球物理开拓新市场的一个重要应用领域, 尤其是在利用二氧化碳驱油领域, 地球物理技术可以在油气藏精细描述、动态监测与建模方面发挥其传统的技术优势。

在实现低碳排放、碳中和目标的路径中, CCUS或CCS被认为是一项大规模温室气体减排技术^[9-11], 是实现零碳或负碳排放必不可少的技术路径和关键技术、托底技术, 具备技术上的可塑性、操作环节的灵活性、碳回收空间拓展的持续性, 是构建兼具韧性和弹性能源系统的关键技术。

二氧化碳捕集利用及埋藏封存是碳中和目标实现的最后手段, 能够实现二氧化碳大规模减排, 是化石能源清洁化利用的配套技术。国际能源署发布的《清洁能源过渡中的CCUS》报告表示^[9], 如果不广泛应用CCUS技术, 各国的近零排放目标将无法实现, 预计到2050年CCUS将贡献约14%的二氧化碳减排量。目前全球每年二氧化碳捕集量约为4 000×10⁴ t, 按照当前各国的减排计划估算, 2030年须增至8×10⁸ t。据多家机构预测^{[9, 12-13]}, 到2050—2060年以后全球需要采用CCUS进行减排的二氧化碳每年将达到(28~76)×10⁸ t, 中国将达到(10~20)×10⁸ t, 这将是一个巨大的市场, 市场空间有望达到数千亿甚至上万亿元, 见图 5和表 1。联合国政府间气候变化专门委员会(IPCC)在《IPCC全球升温1.5℃特别报告》中指出, 2030年不同路径CCUS的减排量为(1~4)×10⁸ t/a, 2050年不同路径CCUS的减排量为(30~68)×10⁸ t/a。在国际能源暑(IEA)2050年全球能源系统净零排放情景下, 2030年全球二氧化碳捕集量为16.7×10⁸ t/a, 2050年为76×10⁸ t/a。在国际可再生能源机构(IRENA)深度脱碳情景下, 2050年CCUS将贡献约6%年减排量, 即27.9×10⁸ t/a。而全球碳捕集和封存研究院(GCCSI)预计, 2050年全球二氧化碳捕集量为56.35×10⁸ t/a。CCUS的规模化应用可有力推进化石能源洁净化、洁净能源规模化、生产过程低碳化, 为未来化石能源保留一定的市场份额提供了前提条件。但是, 一项技术的大规模应用需要时间周期, 只有技术不断成熟才能有效降低成本, 实现规模化应用。当前, 要在提高认识的基础上高度重视、抓紧部署, 共同营造有利于CCUS发展的政策环境, 积极推动技术标准和规范建设, 支持和鼓励企业开展大规模全流程、具有经济可行性的CCUS示范工程建设, 推动相关国际合作。CCUS的技术成本是影响其大规模应用的重要因素, 目前美国的二氧化碳封存成本约7~13 USD/t^[11]。CCUS技术成本未来有较大的下降空间, 预期^[12]到2030年我国全流程CCUS(按250 km运输计)技术成本为310~770 CNY/t二氧化碳, 到2060年将逐步降至140~410 CNY/t二氧化碳; 其中二氧化碳捕集成本预计将于2030年和2060年分别达到90~390 CNY/t和20~130 CNY/t, 二氧化碳封存成本预计将于2030年和2060年分别达到40~50 CNY/t和20~25 CNY/t。

图 5(Fig. 5)

图 5 中国CCUS碳减排贡献需求预测[13]

表 1

表 1 全球与主要国家CCUS碳减排贡献需求潜力预测 (单位: ×108 t)[13] 2030年 2040年 2050年 2060年 中国 0.2~4.08 3.7~13.0 6.0~14.0 10.0~18.2 欧盟 0.2~6.04 1.4~15.7 4.3~22.3 美国 0.91~8.0 6.0~17.3 9.0~24.5 日本 0.2~2.1 0.23~4.3 1.1~8.9 全球减排预测 1~4 30~68   注: 实现1.5℃目标控制前提下预测结果。

表 1 全球与主要国家CCUS碳减排贡献需求潜力预测 (单位: ×108 t)[13]

CCUS将生产过程中排放的二氧化碳进行捕集并提纯, 继而投入到新的生产过程中进行循环再利用或封存, 当然也可以直接从空气中捕集二氧化碳。二氧化碳捕集后可制成液体形式便于运输和保存, 捕集的二氧化碳可以直接进行封存, 也可被用于其它产品的生产, 如图 6所示。

图 6(Fig. 6)

图 6 CCUS内容示例

根据二氧化碳浓度、气流压力与燃料类型(固体/液体)等因素的不同, 可选择燃烧前脱碳、燃烧后脱碳以及富氧燃烧等技术路径进行碳捕集。二氧化碳输送方法多样, 适用场景有所不同, 目前二氧化碳输送主要有管道运输、汽车槽车运输、铁路运输和船舶运输等, 超临界/密相管道运输或成为未来陆地主流运输方式。

二氧化碳的碳转化利用途径丰富, 用二氧化碳作原料, 可以生产尿素、有机溶剂、可降解塑料等化工产品, 发展富碳农业; 也可以用可再生能源对二氧化碳进行活化, 生产大宗化学品; 或用二氧化碳进行驱替采油提高采收率, 或封存于混凝土等建筑材料中以提高混凝土的强度。

大规模的碳封存是二氧化碳减排的重要途径, 短期油气井/煤层封存有望成为主流技术路线, 中长期预计盐水层/海水封存将成为主流, 远期二氧化碳矿石碳化具有较好的商业化前景, 具有油气田等封存资源的传统油气公司在二氧化碳封存方面具有一定优势。

一般来说, 二氧化碳的封存主要包括地质封存、海洋封存和矿石碳化等方式, 目前主要以地质封存为主, 特别是在EOR项目中用二氧化碳驱替采油提高采收率, 提高了二氧化碳封存的经济效益, 是当前世界上二氧化碳封存的主流方式。据全球碳捕集和封存研究院(GCCSI)统计^[12], 全球主要油气田二氧化碳的存储能力约为3 108×10⁸ t, 完全能满足净零碳排放的需求, 但其地理位置分布相对有限, 二氧化碳运输成本较高; 咸水层是另一种可以高效地质封存二氧化碳的资源。据中国地质调查局统计, 我国二氧化碳总封存潜力可达万亿吨规模, 其中咸水层封存量占98%以上。《中国二氧化碳捕集利用与封存年度报告(2021): 中国CCUS路径研究》^[13]报告中给出了更为乐观的估计, 深部咸水层和油气藏都是适合二氧化碳封存的场所, 全球二氧化碳的陆上理论封存容量为(6~42)×10¹² t, 海上理论封存容量为(2~13)×10¹² t, 而中国的地质封存潜力约为(1.21~4.13)×10¹² t。我国油田主要集中于松辽盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地和准噶尔盆地, 通过二氧化碳强化采油可以封存约51×10⁸ t二氧化碳。我国气藏主要分布于鄂尔多斯盆地、四川盆地、渤海湾盆地和塔里木盆地, 利用枯竭气藏可以封存约153×10⁸ t二氧化碳, 通过二氧化碳强化采气可以封存约90×10⁸ t二氧化碳。我国深部咸水层的二氧化碳封存容量约为24 200×10⁸ t, 其分布与含油气盆地分布基本相同, 松辽盆地、塔里木盆地和渤海湾盆地是最大的3个陆上封存区域, 封存容量分别为6 945×10⁸, 5 528×10⁸, 4 906×10⁸ t。

二氧化碳的地质封存原理与石油、天然气和其他碳氢化合物被封存于地球地下介质中数千万年的原理相同。二氧化碳驱油的首次应用是在20世纪70年代, 逐步发展成为CCUS的主流技术。二氧化碳驱油与封存, 是通过超临界二氧化碳与原油混相, 增强原油流动性, 有效驱替微孔隙中的原油, 大幅提高采收率, 二氧化碳通过置换油气、溶解与矿化作用, 实现地下封存。只要存在不可渗透的岩层阻止二氧化碳逸出, 任何足够大的深度(大于800 m)且具有足够的孔隙率和渗透性的地层都是潜在的封存空间。捕集得到的高纯度二氧化碳气体, 经过脱水、多级压缩、换热后制成液态二氧化碳, 运输至目标封存地, 经注入井注入目标地层。中国已动用探明石油地质储量229×10⁸ t, 适宜二氧化碳驱油与封存的储量约140×10⁸ t。可以在松辽、鄂尔多斯、准噶尔等源汇条件匹配、驱油提高采收率可行性好且潜力大的盆地, 大力开展CCUS二氧化碳驱采。未来可利用开采油气后的枯竭油田、气田和地下“水田”, 形成埋藏及封存二氧化碳的“人工二氧化碳气田”。

当前, 美国在运行的二氧化碳驱油项目每产出一桶油需要注入300~600 kg二氧化碳, 按照一桶原油燃烧排放400 kg二氧化碳、生产加工运输排放100 kg二氧化碳计算, 成熟的二氧化碳驱油项目为原油全生命周期实现碳中和甚至负碳提供了可能。

2019年, 油气行业气候倡议组织(OGCI)正式宣布将实施“碳捕集、利用与封存撬动者计划”, 在全球部署首批共五个CCUS产业促进中心, 并与清洁能源部长级会议签订了CCUS合作框架协议。我国新疆准噶尔盆地二氧化碳资源丰富、混相油层和咸水层分布广泛, 具有建设超大规模CCUS工程的条件, 因而将新疆作为OGCI首批CCUS中心之一。至2021年中, 我国已实施CCUS示范项目合计规模每年310×10⁴ t, 其中中国石化实施二氧化碳驱油项目36个, 累计覆盖地质储量4 150×10⁴ t, 累计增油41×10⁴ t, 封存二氧化碳214×10⁴ t。我国有较大石油地质储量适合二氧化碳驱油, 加快CCUS产业发展将会对保障国家能源安全提供支撑, 推动化石能源行业低碳转型。

2021年7月5日, 中国石化宣布将开启我国首个百万吨级CCUS项目建设(齐鲁石化—胜利油田CCUS项目), 该项目预计年底投产, 建成后将成为国内最大的CCUS全产业链示范基地, 为国家推进CCUS规模化发展提供应用案例。该百万吨级CCUS项目由齐鲁石化二氧化碳捕集和胜利油田二氧化碳驱油与封存两部分组成, 预计未来15年可累计注入二氧化碳1 068×10⁴ t, 覆盖地质储量6 000×10⁴ t, 可实现增油296.5×10⁴ t, 每年减排二氧化碳100×10⁴ t, 相当于植树近900×10⁴棵、近60×10⁴辆经济型轿车停开一年。十四五期间, 中国石化华东油气、江苏油田还将再建设一个百万吨级CCUS示范基地。2021年8月, 中海油也宣布了启动海上30万吨级CCS项目。

据GCCSI统计^[12], 目前全球有数十个大型二氧化碳封存项目在运行, 全球每年捕集和永久封存约4 000×10⁴ t二氧化碳, 其中大多数是强化采油项目。美国是全世界碳捕集和封存技术最先进的国家, 目前美国每年的碳封存量约为3 000×10⁴ t。但是, 美国二氧化碳驱油项目中有70%的二氧化碳来自于自然环境即直接从空气中捕集二氧化碳, 经济性欠佳。2020年美国能源部投入2.7×10⁸USD支持碳捕集利用和封存项目, 美国联邦政府的45Q税收抵免政策都在激励企业投资碳捕集与封存项目, 二氧化碳地质封存的补贴价格将由2018年的25.7 USD/t逐年递增到2026年的50 USD/t^[13]。

总而言之, 二氧化碳地质封存具有存储容量大、存储时间长、成熟技术可迁移、可与二氧化碳利用相结合的优点, 但泄漏监测是难题, 面临着长时间存储下封存泄漏的风险。要使用全新的、准确可靠、低成本的永久监控技术, 提高监控设备异常检测、事故溯源、泄漏量化的能力, 以实现对二氧化碳地质封存的风险管理。

大力发展CCUS或CCS技术也许是碳中和为地球物理行业带来的一个重要机遇, 地球物理技术能发挥作用的主要是碳封存领域。碳封存通常需要寻找合适的地下封存空间, 这是地球物理技术的传统服务领域和优势所在。碳封存需要进行持续的安全性泄漏监测, 这同样需要地球物理技术的支持。因此, 大力发展相适应的碳封存地下空间探测和监测技术, 是地球物理开拓新市场的一个重要应用领域。图 7是一个碳封存项目中用时延地震进行二氧化碳封存监测的应用示例, 不同年份的三维地震监测结果较清晰地反映了二氧化碳扩散范围的分布。

图 7(Fig. 7)

图 7 二氧化碳封存监测中的时延地震应用[10]

全球气候变暖对人类生存带来的威胁已经在世界各国之间形成了共识, 因此人类第一次为应对气候变化达成了碳中和共同行动计划。为顺应碳中和目标大势, 作为传统化石能源行业的石油工业应认清形势、全面分析、系统规划、积极行动。我们应积极响应绿色低碳发展要求, 努力发展绿色低碳地球物理技术, 减少地球物理作业的碳足迹; 应认真分析碳中和目标给石油工业乃至油服行业、地球物理行业带来的诸多挑战, 制定行之有效的低碳化发展规划和实施路线; 应立即行动起来迎接挑战, 加快行业的绿色低碳化转型发展, 寻找行业的有效生存空间和突围道路; 应充分利用转型发展中的一些机遇点求得发展优势, 大力发展绿色低碳地球物理技术, 开拓新的多元化技术服务领域和市场, 寻求新的可持续发展道路。

总体来说, 地球物理行业可以围绕绿色能源、绿色技术、绿色服务、绿色系统优化自身的技术体系, 强化地球物理技术优势, 创新技术方法、服务内容和应用场景, 维护传统应用领域市场, 开拓新的应用领域市场, 提升绿色低碳竞争优势, 以保持长期可持续健康发展。地球物理行业重点要以以下三条对策来应对碳中和挑战: 通过数智化变革提升地球物理行业的低碳化服务能力; 积极拓展新能源与自然灾害预测等化石能源以外领域的多元化地球物理技术服务市场; 发挥优势完善体系大力开拓碳封存技术服务市场。