随着油气勘探开发持续深入，枯竭油气藏逐渐增多。国际能源署（IEA）分析了全球800个主要油田的生产和储量情况，认为全球现有油田产量以平均9%的自然递减率减少，大多数非欧佩克产油国的石油产量要么已过高峰期，要么在未来20年内将达到高峰期。我国老油田年产量递减率为10%～15%，非常规油气田的产量递减率更高，油气藏衰竭迅速，导致枯竭油气藏、废弃井数量迅速攀升。根据美国环境保护署统计，全美备案的废弃油井数量相比“页岩革命”前增加了12%以上，废弃井泄漏、地面坍塌等引发的安全环保问题已引起广泛关注。

　　另外，在全球低碳发展的背景下，油公司在油气投资决策中计入碳价格，提高了油气勘探开发的门槛，使更多的油气资源不可开发。妥善处理枯竭油气藏相关的资产及安全环保问题、谋取在新型能源体系中的地位，成为油气企业转型的重要考量。2023年，国家能源局发布《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023—2025）》，提出要大力推动油气勘探开发与新能源融合发展。我国油公司在勘探开发中积极强化新能源开发利用，但多以内部用能清洁替代为目的，对于外部供能多样化、提供更多低碳能源方面缺乏深入研究和规划。本版总结了枯竭油气藏与新能源融合发展的主要技术进展，提出了推动枯竭油气藏与新能源融合发展的建议，旨在为制定油气企业科技规划、油气田开发计划、新能源发展规划等提供参考。

　　太阳能、风能、地热、氢能等新能源在低碳环保方面有着明显优势，但前期投资成本较高、回报周期较长，限制了其规模发展。另外，太阳能、风能受天气条件影响大，能源生产波动性强，且受到储能高成本、低效率的制约。枯竭油气藏可为风能、光能、地热、氢能等能源提供低成本的运输通道、存储空间、基础设施和施工经验，通过油气技术移植和拓展，可降低新能源开发利用的风险和成本，提升其规模化发展的速度。枯竭油气藏与新能源融合发展主要有以下优势：

　　减少废弃井带来的安全环保问题。废弃井里含有大量的甲烷、苯、硫化氢等物质，易污染空气、地表水和地下水，还有安全风险。2021年，美国启动了为期10年的废弃井治理计划，投资800亿美元进行废弃井封堵。枯竭油气藏的资源化利用可以恢复废弃井的使用和运行，能有效减少废弃井带来的安全环保问题。

　　节约投资。一是降低油气井废弃及维护成本。环保要求日益提高，使油气井的废弃成本越来越高。据统计，加拿大陆上油气井的废弃成本为每口井2万～16万加元；尼日利亚陆上油气井的废弃成本为每口井约100万美元；荷兰Schoonebeek油气田油气井的废弃总成本估计为2.61亿美元。海上油田油气井的废弃成本更加高昂，墨西哥湾地区油井的废弃总成本预计高达290亿美元，北海地区油井废弃成本每年高达30亿美元，总费用预计为400亿美元。二是节约新能源基础设施投资。油气田大多占地面积大，距离居民区较远，交通和物流基础设施完善，利用枯竭油气藏开发新能源，可以利用已建成的基础设施，从而节约新能源建设投资，提高新能源开发利用的经济可行性。

　　促进油气产业转型及新能源快速发展。枯竭油气藏与新能源融合发展可为油气行业的退出人员提供就业机会，为油气生产提供绿色能源，推动当地能源转型。油气田开发中积累的地质环境、储层条件等基础数据，生产井、注入井的历史数据，油气从业人员的经验，可为新能源开发提供信息支撑，降低新能源发展风险，推动相关技术快速发展。

　　由于技术可移植借鉴的程度不同，枯竭油气藏与新能源融合的技术发展成熟度有很大差异：利用枯竭油气藏开采地热资源在全球已有较多成功应用案例；利用枯竭油气藏储能处于现场验证阶段；利用枯竭油气藏储氢已有少数成功的先导试验，但距离大规模、长周期、纯氢的存储仍有很多基础性问题待解决；利用枯竭油气藏原位开采氢及锂的技术应用边界条件不清晰，推广应用的可行性还没有得到验证。

　　地热资源常与油气伴生，地热能与油气资源的勘探开发技术有较大程度的重叠，技术可移植的程度很高。利用废弃井的井筒和地面设施开采地热资源，是油气与新能源融合最常见的方式，主要有联产和废弃油气井转地热井两种方式。

　　联产是指在油气开采过程中提取油气井产出液中的热量，同时生产碳氢化合物和地热能。老油田油井产出液的含水率最高达99%，其温度为65～150摄氏度，可转化为热能或电能。

　　废弃油气井转为地热井的井筒改造方法主要有开窗侧钻法、改造泵室射孔法和直接射孔法。采用改造泵室射孔法，将马古6井改造为地热井，验证了改造方案和配套技术的可行性和可靠性；大港油田应用直接射孔法对滨海新区的废弃油井进行改造，采用“一采两灌”模式开发地热，获得了达到供暖要求的地热能，供热面积达39万立方米；长庆油田在陕北姬塬油区建成了长停油井地热能开发利用示范工程。

　　2020年，加拿大利用二氧化碳羽流系统开采废弃井地热进入测试阶段，用超临界二氧化碳代替水作为工作流体，在地层温度90摄氏度条件下也可以运行，降低了对地层温度的要求（通常地热发电的地层温度要高于160摄氏度），提高了利用废弃井建设发电厂的经济可行性。

　　压缩气体储能是用可再生能源发电对气体加压，通过废弃井注入地下储存，压缩气体产生的热能也在地下储存；当需要恢复电能时，气体从井下释放并受热，膨胀做功用于发电。2009年，美国太平洋天然气电力公司从地质评价及选址、储库建设与运维及监测分析等方面，研究了利用枯竭气藏进行压缩空气储能技术的经济可行性。2020年，美国再生能源实验室提出压缩气体储能设计方案，考虑到与枯竭油气田基础设施的兼容度，采用天然气作为能量载体储能，模拟结果显示，不同岩层温度的往返效率为40%～70%，但目前该方案处于研究分析阶段，还未进行现场试验。近年来，国内也进行了压缩气体储能的探索。江都区新型空气储能源网荷储一体化项目设计利用真武油田废弃油井进行压缩空气储能发电，装机容量120兆瓦，年发电量1.5亿千瓦时，建设期两年；胜利油田计划与清华大学联手，在垦东区块开展兆瓦级空气储能试验。

　　水力储能是将能量转化为高水位和低水位之间的差值来实现发电，具有储能效率高、环境污染少等优点，但在场地选择、建设成本方面有诸多限制。泵压水力储能是利用废弃井建立一个连接至油气藏的地下封闭水库，通过地面控制，能在电网负荷高峰期间提供短时间、高功率的电力输出。美国得州Quidnet公司发明了模块式涡流发电机，可使枯竭油气藏储能的往返效率在70%～75%，与抽水储能效率相当。美国Sage Geosystems公司推出了“EarthStore”泵压储能技术，类似“吸气和呼气”的作用机制，将水与热岩结合在一起，多个邻近的油气井可以组合成多缸热/压力发动机，18～20个这样的装置就可形成一个50兆瓦的可再生能源储存厂。

　　枯竭油气藏储氢具有容积大、地质认识程度高、密封性好和地理分布比较广等优点，与新建储氢设施相比，具有显著的成本优势。欧盟早在2012年就启动了HyUnder项目，主要目的是评估欧洲大规模地下储氢的潜力。2021年欧盟资助了HyStorIES项目，探索在地下含水层或枯竭油气藏中储存纯氢的可行性，评估了爱尔兰、意大利等国家枯竭气藏储氢的潜力和可行性。

　　2014~2017年，RAG公司在奥地利的Gampern气田，将氢气（10%）和天然气（90%）的混合物注入枯竭油气藏，发现10%的氢气对储层的密封性、力学性质和设备材料无显著影响，注入氢气的82%可以被回收。2023年，RAG公司在该油田启动了枯竭油气藏储氢示范项目。虽然枯竭油气藏储氢可利用天然气储气库的建设经验，但氢气的特殊性使其地下流动行为与流固相互作用更为复杂，利用枯竭油气藏储氢仍在探索阶段，且面临巨大挑战。据IEA的统计，全球13个储氢项目中，有50%处于概念论证阶段，极少数处于试验和运营阶段。要推动地质储氢发展，急需开展多尺度多场耦合氢损耗机制、氢气体运移及泄漏监测体系、场地尺度数值模拟等攻关研究。

　　废弃井采氢。目前，利用枯竭油气藏采氢有地下原位燃烧和微生物发酵两种方式。加拿大Proton公司提出了地下原位燃烧采氢技术，并于2020年在加拿大一个废弃油田进行了现场试验，氢气日产量超过30吨。但由于注入储层的是空气，其中70%以上的氮气既不参与合成反应，也达不到超临界状态，而是在地下积存，影响了氢气的持续生产。目前，该公司计划在地面建设氧气站，向地下注入纯氧气，以解决氮气的地下积存问题。美国Cemvita Factory公司研发了利用枯竭油气藏的天然微生物采氢技术，并将采出的氢定义为金氢。该技术是将循环水、食用微生物和抑制物质通过废弃井注入储层，通过生物刺激发生专有反应，产生氢气和二氧化碳，氢气通过井筒采出，二氧化碳封存在地下，2022年在美国二叠纪盆地枯竭油田进行现场试验并成功采出氢气。

　　废弃井采锂金属。锂金属是新能源领域的关键矿产，主要存在于伟晶岩矿物及盐水中，在自然界中没有单质存在，目前主要通过矿石提炼和卤水萃取来生产，需要占用大量土地和水资源。由于油气开发产出的盐水中通常含有锂，随着锂需求量的增加，从废弃井中开采锂金属已引起广泛关注。目前，加拿大、美国等国家已进行了废弃井采锂技术的现场试验，我国仍处于起步阶段。加拿大Prairie Lithium公司购买了3口废弃井，计划加深钻至富含锂的盐水层，进行锂金属开采。美国A1 Lithium公司计划在Paradox盆地的废弃油气井进行锂的勘探开发。2023年，中国石油西南油气田公司采用气田出水预处理和吸附-膜-沉淀法耦合的提锂工艺，在龙王庙组气藏成功产出首批碳酸锂成品，锂吸附剂回收率在85%～95%，实现了国内油气田采出水提锂零的突破。

　　枯竭油气藏与新能源融合发展已进行了多种路径的探索，但受技术发展阶段、行业壁垒、信息壁垒、行政审批和商业模式等因素限制，目前仍未形成顺畅的发展态势。为切实发挥枯竭油气藏与新能源融合发展的潜力，需要在建立枯竭油气藏信息共享平台和废弃油气井资源化利用研发平台、形成油气藏资源化利用标准、创新枯竭油气藏资源化利用商业模式等方面进行攻关研究。

　　一是进行枯竭油气藏普查，建立相关信息共享平台。开展枯竭油气藏普查工作，详细调研普查枯竭油气藏位置、封存状态、地质条件、资源赋存、区域经济及社会发展水平、市场需求与经济性等基本信息与参数，为综合利用、商业化运营奠定基础，建议建立国家级枯竭油气藏数据库和信息共享平台，并实行信息动态跟踪管理，为推进枯竭油气藏与新能源融合发展提供全面、翔实的数据支撑。

　　二是建立废弃油气井资源化利用研发平台，协同推动技术快速突破。废弃油气井资源化利用涉及传统能源和多种新能源种类，有油气公司、油服公司、新技术公司、最终用户、区域管理等多种参与主体，基础理论研究薄弱，且存在地质条件复杂、社会条件多变等困难，建议建立废弃油气井资源化利用研发平台，围绕枯竭油气藏资源化利用的关键核心问题进行联合攻关，如地热开发过程中的压力保持问题，氢气与储层岩石和流体的化学反应、微生物反应、多尺度多场耦合氢损耗机制、氢气运移及泄漏监测体系，枯竭油气藏资源化利用的地质、井筒、地面设施评价及选址方法、应用潜力评价方法、投入产出评价方法等。在科研机构、地方政府、国内外先进科技企业、传统能源企业之间形成技术交流、专利转让、技术试验、利益共享的研发合作机制。

　　三是开展示范试点，形成枯竭油气藏资源化利用的标准体系。枯竭油气藏资源禀赋条件各不相同，原有地面基础设施和井筒条件也是千差万别，因此建议通过国家重大专项研发平台，对枯竭油气藏储能的安全性、科学性、技术经济可行性进行评估，选取技术可靠、经济可行、资源综合利用效率高的项目作为示范工程，进而形成枯竭油气藏资源化利用的装备、设计、施工及项目运行的规范和标准体系。在条件许可地区，采用政府与企业共同投资的模式，形成产业示范区，以点带面，推进我国油气能源与新能源融合发展。

　　四是探索枯竭油气藏资源化利用的商业模式，推动协同低碳发展。构建枯竭油气藏与新能源融合发展的投资合作机制，明确产权与利益分配机制。关注新兴科技公司，发掘并投资具有潜在颠覆性的工程技术，抢占发展先机。在电网接入、示范项目申报等方面与地方政府及金融机构合作，积极争取专项或区域税收优惠政策，多方协力推动枯竭油气藏资源化利用发展，逐步形成经济和社会效益显著的低碳发展商业模式。

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