随着油气勘探开发难度加大和资源劣质化加剧，上游生产将消耗更多能源。“双碳”目标的提出，要求实现绿色低碳生产。因此，推动油气与新能源融合发展是油气行业更好地承担保障国家能源安全使命的战略途径和现实选择。在这样的背景下，传统能源与新能源的融合发展成为全球能源领域的重要议题。

6月26日至27日，由中国石油学会联合中国石油、中国石化、中国海油、国家能源集团等单位共同主办的“中国油气与新能源融合发展大会暨新技术成果展”在西安举行。400余名专家学者、行业精英会聚一堂，共话能源领域高质量发展“新”方向。

长庆油田黄3区CCUS国家示范工程可同时实现控水增油和二氧化碳埋存，助力油田效益开发和环境保护双赢。苗娟 摄

增加产业“含绿量” 提升发展“含金量”

石油、天然气等传统能源与新能源融合协同发展，既是推动能源绿色低碳转型、实现碳达峰碳中和的重要支撑，也是保障国家能源安全的必然选择。

本届会议上，“如何实现绿色低碳转型”成为参会嘉宾交流发言的焦点。

而对于国内第一大油田——长庆油田而言，绿色转型是必经之路，也是发展新质生产力的巨大机遇。近年来，长庆油田坚定不移进行绿色低碳转型，率先实施了“能源超级盆地计划”，走出一条高质量发展之路。

长庆油田总经理、党委副书记、安全总监余浩杰介绍，立足能源超级盆地建设，长庆油田将大力提升国家战略资源保障能力，加快推进千万吨级CCUS/CCS基地建设，着力推动多能互补的“沙戈荒”大基地建设，全面打造综合能源供应体系。

在未来，油气与新能源的融合发展，将使长庆油田完成“油田变电田、油田变热田、油田变碳田”三个转变，促进油田绿色低碳转型和高质量发展的实现。

在东部，胜利油田也在积极探索更多的低碳路径。胜利油田以油气开发绿色低碳融合创新为统领，统筹布局发展CCUS和新能源产业，以“双轮”驱动支撑传统油气产业绿色转型升级，积极塑造新型能源体系。

胜利油田总经理杨勇表示，当前胜利油田建成了国内首个百万吨级CCUS全产业链示范工程，带动了CCUS全产业链发展。下一步，将全力推进CCUS规模化应用，全方位、多层次地推进产业转型升级、生态环境改善，实现增油减碳双向发力。

新质生产力本身 就是绿色生产力

新质生产力是支撑战略性新兴产业和未来产业创新发展的动力来源，也是推动构建现代化产业体系的关键力量。其中，创新是新质生产力的内在要求。

本届会议上，专家学者围绕“新质生产力”各抒己见。生态环境部首席法律顾问别涛在致辞中表示，要积极贯彻落实习近平总书记关于发展新质生产力的重要指示精神，将科技创新作为推动油气与新能源融合发展的核心驱动力，聚焦新能源技术、智能油田建设、CCUS等前沿领域，不断探索和实践，催生行业发展新动能。

中国石油学会副理事长兼秘书长徐凤银认为，科技创新是实现绿色低碳转型发展的关键一招。他表示，科技创新能够催生新产业、新模式、新动能，是发展新质生产力的核心要素。发展新质生产力是推动高质量发展的内在要求和重要着力点。通过加大对新能源技术研发的投入力度、优化能源结构、推进能源数字化转型和加强国际合作，我国能够有效应对经济发展与环境约束的双重挑战，并为全球能源革命贡献中国方案。

在主旨报告环节，中国石化首席专家樊中海指出了上游企业油气与新能源融合发展的三条路径。科技装备支撑低碳化是其中一条关键路径。

他进一步指出，在科技装备支撑低碳化路径中，要充分发挥科研创新的作用，积极开展地热及干热岩资源利用、高效低成本制氢、能源管控等绿色低碳关键技术攻关，助力油气与新能源融合发展。

翻看本届会议论文集，“新质生产力”也成为各位作者反复提及的关键词。大家一致认为，新质生产力本身就是绿色生产力。以新质生产力打造发展新优势、赢得发展主动权，是推动高质量发展的必然要求。

加快油气与新能源 融合发展势在必行

在应对气候变化的大背景下，我国能源行业肩负着双重使命，既要满足全社会能源消费持续增长的刚性需求，又要加快能源清洁转型，助力我国实现“双碳”目标。

当前，中国石油在新疆油田启动了新能源及配套煤电、碳捕集一体化项目。这是中国石油在综合能源解决方案上的重要尝试。此外，在玉门油田、塔里木油田等多个地区建设风电场和光伏电站，建设大型风电和光伏发电基地，扩大清洁能源供应；建设百万吨产能级负碳油田开发和百万吨二氧化碳埋存级CCUS示范工程，实现埋碳与增油双赢。

中国石化借助下游优势拓展终端应用，推进风、光、地热与上游勘探开发融合。中国海油突出海洋优势，加快新能源与油气融合发展，积极发展海上风电，推动发展多能互补综合能源供应系统。

中国石油发展计划部副总经理洪晓煜对此表示，油气与新能源融合发展成为油气企业发展新方向。浙江大学教授、国家能源局能源节约与科技装备司原副司长刘亚芳表示，新型能源体系是以实现碳达峰碳中和为战略目标的多元化、清洁低碳、安全高效的能源供需体系，这种多元化能源供给能够更好地满足多样化用能需求。

油气与新能源融合发展之路道阻且长，但未来可期。让我们明确战略定位、保持战略定力、坚定战略自信，逐“绿”前行，向“新”出发，共同见证“美丽中国”的美好未来！

辽河油田加快清洁能源替代，大力推动油气和新能源融合发展，加快绿色转型步伐。陈允长 摄

专家观点

为“油气+新能源”发展创造良好环境

浙江大学教授、国家能源局能源节约与科技装备司原副司长刘亚芳：

一是技术融合、产业融合大大提升了生产经营的复杂性，应该继续坚持专业的人做专业的事，尊重各技术领域的经验，在传统技术标准规范的基础上，系统深入研究技术融合、产业融合产生的新工程技术问题，加快建立并不断完善标准规范体系。

二是注重多系统、多流程优化控制。应用数智化技术，大力开发和推广新型控制技术装备和系统，大胆假设、小心求证。

三是重视研究运用政策法规标准。认真研究电力市场、碳市场、绿电绿证交易制度，国家最新产业政策、节能减排政策，以及相关国家、区域经贸政策，并及时完善相关控制软件、标准规范、运行方式和运营策略。

加快实现油气与新能源融合发展

中国石油油气和新能源分公司党委委员、新能源事业部总经理苏春梅：

在稳油增气背景下，传统油气业务勘探开发成本趋高、效益收紧。企业应掌握未来发展主动权、寻找新的业务增长点。

中国石油充分发挥油气与新能源的互相促进作用，以现有油气生产技术、资源和队伍为基础，整合生产建设和产业运营，以清洁低碳能源生产供应为核心，打造清洁油品、天然气、地热、清洁电力、氢能、CCUS“六位一体”的清洁能源体系，提供一体化智慧能源解决方案，实现油气田节能降碳、提质增效、绿色低碳发展，助力国家能源安全保障和“双碳”目标实现。

在现有基础上，中国石油将按照“技术、建设、生产和管理”四个融合的路径，通过生产过程清洁化、用能结构低碳化、供能形式多样化，推进油气上游领域高质量油气保障、低排放油气生产、大规模清洁供能，实现绿色低碳转型发展。

油气与新能源融合发展蹄疾步稳

大港油田执行董事、党委书记周立宏：

面向稠油、页岩油和深层低渗油藏大幅度提高采收率及区域性“双碳”目标重大需求，大港油田CCUS-EOR驱油埋碳成效明显，中高渗稠油油藏二氧化碳吞吐技术实现规模推广应用，采用二氧化碳增能吞吐提高页岩油生产井采收率。

此外，大港油田对内绿色低碳加速转型，打造综合能源利用示范区、低碳/零碳井场、零碳厂区；对外清洁能源供给规模不断扩大，大力发展绿电业务，规模发展地热产业。

下一步，大港油田将全力加快绿色低碳转型步伐，打造油气田、地热田、储气田、储碳田、储能田以及绿电田“六田”合一、融合发展，全力助推“双碳”目标如期实现。

打造鄂尔多斯能源超级盆地

长庆油田总经理、党委副书记、安全总监余浩杰：

长庆油田要持续提升油气与新能源融合的“高度”。将自身发展与国家战略、地方经济社会发展相融合，持续提升油气保供能力，坚定新能源“第二发展曲线”定位，积极培育新兴产业、布局未来产业，加快构建油、气、新能源“三分天下”格局。

要持续拓宽油气与新能源融合的“广度”。立足能源超级盆地建设，大力提升国家战略资源保障能力，加快推进千万吨级CCUS/CCS基地建设，着力推动多能互补的“沙戈荒”大基地建设，全面打造综合能源供应体系。

要持续强化油气与新能源融合的“深度”。坚持对内清洁替代和对外清洁供能相结合，扩大清洁电力开发规模，着力推进储能业务发展，集中建设一批风光气储氢一体化项目，积极攻关清洁热力技术，力争早日实现“风光无限”。

要持续转变油气与新能源融合的“角度”。以“规模化绿电消纳、低成本终端用能”为核心，结合数字化转型智能化发展，建立与风光电出力特性匹配的生产方式，加快形成以绿电应用为主的变工况生产模式，保障“双碳”目标实现。

新形势下油气行业新能源发展的若干问题思考

中国石油规划总院院长杨震：

油气行业新能源转型发展要有国际竞争意识。绿色甲醇是油气行业不容错过的新赛道，建议发挥上下游一体化及传统化工优势，积极研究绿色化工燃料及新材料全产业链，在吉林、大庆等地实施可再生二氧化碳与绿电绿氢耦合制绿醇示范工程，力争在全球新型能源体系关系重构中提高国际核心竞争力。产业布局要提高站位，以天然气发电作为新型电力系统提供灵活性调节功能，如采用“风光气氢一体化”技术支撑新能源大基地建设。加油站要紧跟地方政府导向，为北方城市低碳甲醇燃料加注体系补链；要因地制宜扩大非油业务，探索加油站运行新模式，激发综合补能站消费活力，实现加油站业务转型。（高屾整理）

企业实践

长庆油田积极建设多能互补大基地

长庆油田立足鄂尔多斯盆地资源禀赋和生产实际，以技术创新为动力，统筹推进油气勘探开发和新能源融合发展，逐步走出具有长庆特色的绿色低碳转型发展之路。

长庆油田以规模化新能源利用促进油气增产增供，以油气上产推动新能源规模化利用，把新能源作为油气能源的战略延伸和补充，打造转型升级“第二曲线”，积极参与“风光气储氢一体化”多能互补新能源大基地建设，推动油气开发向“风光发电、气电、绿氢、储能”等多元供能转型升级。

在长庆油田的各个油气场站，光伏发电板分布其中。长庆油田各单位立足油田完善的自有电网，将分布式光伏、分散式风电和储能相结合，构建适合油气田运行特点的智能微电网系统，实现区域内“源网荷储”协同优化、协调控制，油田绿电占比持续提升。长庆油田还通过配置储能设施，打造智能井场光伏“1+4”应用新模式，配合井场智能间开，最大化使用绿色电能，36座常规井场全部实现绿电供给、零碳智能运行。

CCUS是长庆油田实现碳中和的主要途径，也是提高采收率的技术利器。目前，长庆油田已攻克油藏、注采、地面工程3大领域12项关键技术难题，形成了适合鄂尔多斯盆地黄土塬地貌“三低”油藏二氧化碳混相驱替、安全有效埋存的“长庆模式”。

目前，长庆油田正在加速推动新能源指标落地、苏里格300万千瓦项目建设用地落实；庆阳50万千瓦风光一体化项目正开展工程勘测；油田首个对外合作地热项目——兰州七里河马滩示范工程正式开工，新能源产业发展蹄疾步稳。（杨洁 杨会丰）

辽河油田“以电代气”推动稠油绿色开发

作为国内最大的稠油热采油田，辽河油田每年需要大量蒸汽注入地下。近年来，辽河油田改变高能耗、高碳排的开发方式，围绕稠油绿色转型，积极探索“以电代气”新方式，以电能逐步替代传统燃气锅炉生产蒸汽，最大程度减少碳排放。

目前，辽河油田主要攻关两大“以电代气”蒸汽生产技术：一项是井下大功率电加热装置，另一项是高温电热熔盐储能注汽技术。

“如果把前者比喻成‘热得快’，后者就更像是‘充电宝’。”辽河油田设计院副院长王延涛说，高温电热熔盐储能注汽主要是利用高温熔盐将夜间电网谷电转化为热能存储起来，再通过持续放热把软化水加热成蒸汽。世界首座高温电热熔盐储能注汽站位于辽河油田齐40块，自去年12月投运以来，已累计生产蒸汽1.9万吨，替代天然气120多万立方米，减排二氧化碳2680吨。

辽河油田科技信息部主任周大胜介绍，目前井下大功率电加热装置和高温电热熔盐储能注汽技术，都处于应用初级阶段，要大规模替代现有燃气锅炉，还需要研发功率更大、生产效率更高的装置。目前，辽河油田已启动3兆瓦井下大功率蒸汽发生装置和45兆瓦电热熔盐注汽项目研究，未来有望彻底替代燃气锅炉。

在加强注汽用能清洁装置研发的同时，辽河油田还加大绿电指标获取力度，扩大发电规模。截至目前，辽河油田绿电装机规模达到107.6兆瓦，发电量达7350万千瓦时，为“以电代气”打牢基础。（罗前彬）

玉门油田深化“零碳油田”建设

今年前6个月，玉门油田酒东作业区累计发电量达到416万千瓦时，顺利完成上半年指标，成为油田创效的绿色增长极。

近年来，玉门油田推动油气勘探开发与新能源融合发展，不断深化“零碳油田”建设，探索老油田绿色发展新路径，实现绿色、效益发展。

在酒东作业区，玉门油田建成全国首个“零碳油田”。作业区的井场、厂区都有光伏板的身影。2023年6月，酒东作业区5兆瓦光伏发电站实现全容量并网发电。通过绿电自用、余电上网的方式，为作业区创造了新的效益增长点。

酒东作业区通过搭建数字化采油管控系统，应用先进技术，推动实现生产数据自动采集、远程监控、生产预警；推行智能间抽、采油机器人等先进节能技术，能耗水平显著降低；推进VOCs治理项目，回收逸散伴生气；采用电磁加热器、电热蒸汽发生器等先进设备，实现了伴生气零消耗，使原油处理做到“近零”排放。

下一步，酒东作业区将利用现场余热与清洁热源站热泵系统相结合的方式，实现多能互补，降低运行成本。同时，推进6兆瓦分布式光伏项目建设，通过全额上网的模式，增收创效。（许盛洁）