高 诚

(中国石油化工集团有限公司 综合管理部， 北京 100728)

能源危机使世界各国重视页岩油和油页岩[1]资源。中国页岩油资源丰富，自然资源部油气中心初步估算中国部分盆地页岩油地质资源量为397.46亿t，可采资源潜力为34.98亿t，主要分布在渤海湾盆地古近系、鄂尔多斯盆地三叠系、松辽盆地白垩系、准噶尔盆地二叠系等[2-3]。中国主要是陆相页岩油，与北美海相页岩油相比，热演化程度较低，开采难度大。同时，中国的油页岩资源量大，居世界第二位。据2006年自然资源部油气中心牵头评价结果表明，仅1 000 m以浅的油页岩资源技术可采资源量为2 432.36亿t，可回收资源量为120亿t。主要分布在松辽盆地、鄂尔多斯盆地、伦坡拉盆地、准噶尔盆地、羌塘盆地和柴达木盆地等[4]。

热法开采是中低成熟度页岩油和油页岩原位开采重要技术形式之一[5]，通过提高储层温度，促进未成熟干酪根以及沥青质裂解转化成可流动的页岩油气进行开采，但该技术若采用电加热或流体加热，开采成本高、能耗大，若采用化石燃料加热，还会带来新的环境污染问题。如果能够使用科学经济的手段将这部分资源开发[6]，中国石油能源的可利用量将大幅度增加。探索低能耗、经济效益好、安全环保的页岩油和油页岩开采方法，具有重要经济意义、环境效益和战略意义。我们也注意到，风能和太阳能作为洁净能源，在中国发展迅速，但目前还存在突出的能源消纳问题，特别是三北地区(特指中国的东北、华北和西北地区)每年有大量的“弃风”电和“弃光”电[7]，同时，三北地区的页岩油或油页岩资源丰富，二者具有高度重叠性。因此，探索利用风能、太阳能的相对低成本优势，开采中低成熟度陆相页岩油和油页岩技术的可行性，解决洁净能源消纳问题的同时降低中国非常规能源开采成本，对中国石油增储上产和洁净能源产业健康发展具有双重战略意义。

1 风能-太阳能发电原位开采页岩油/油页岩技术

“十三五”以来，中国风力发电和光伏发电已经进入规模化发展阶段，累计装机容量均为全球第一。截至2019年，中国风力发电累计装机容量达到210 GW，约占全球总量的32%，风电度电成本降为约0.37元/kW·h；中国光伏发电累计装机容量达205 GW，约占全球总量的35%，发电度电成本逐渐下降至约0.48元/kW·h。与此同时，由于风力发电和光伏发电的波动性和间歇性，当地电网难以完全接纳消化，中国面临的“弃风”和“弃光”问题非常突出和严重，其中2019年国内“弃风”电量总量高达169亿kW·h，“弃光”电量46亿kW·h，能源浪费约85亿元。因此，需要寻求新的用户端载荷并突破关键技术，解决风电、光电的就地消纳问题。三北地区油气资源丰富，与该地区风能、太阳能资源具有很高的重叠性，因此加强风电、光电等洁净能源在油气上游的应用是解决三北地区“弃风弃光”问题，同时降低页岩油和油页岩原位开采成本，实现油气上游降本增效的重要途径。

风电和太阳能发电作为洁净能源的重要组成部分，由于风力和光照等一次能源具有不确定性，因此输出功率具有间歇性和波动性特点，这对安全、稳定供电提出挑战。研究发现[8]风能、太阳能具备时序上和季节上较强的互补性，春冬季节风电场发电量较大，夏秋发电量较小，太阳能电站夏秋发电量较大，春冬发电量较小；白天太阳辐射强，太阳能发电量大，风力发电量偏小，晚上没有太阳辐射，太阳能不能发电，风力发电量较大。因此风光互补发电系统在降低系统设计与运行成本、为负载提供稳定可靠的电源和系统自身的状态控制等方面，比任何一种单独的风力发电系统和单独的太阳能发电系统在理论上都具有明显的优势，从电力供应、环境治理、节能多个环节实现风光互补发电加热中低成熟度页岩油和油页岩系统优化整合(图1)，有利于中低成熟度页岩油和油页岩加热器的长期稳定高效运行。

图1 风能-太阳能发电原位开采页岩油/油页岩技术

在风光互补系统优化设计时，采用的优化设计目标大多是能源成本以及负载缺电率等指标，采用的方法有作图法、线性规划法等。近年来，遗传算法、模拟退火算法、粒子群算法以及一些多目标优化策略也被应用于分布式风光互补发电系统的优化设计中。其中，美国的科罗拉多州立大学和美国国家可再生能源实验室开发了风光互补发电系统精确模拟的Hybrid 2应用软件[9]，香港理工大学和中国科学研究院[10]合作，提出了利用CAD进行风光互补联合发电系统优化设计的方法。这些研究结果均表明，经过优化设计之后的风光互补发电系统相对于单独的风力发电和单独的太阳能发电具有更好的可靠性和经济适用性。

风能-太阳能联合发电加热开采页岩油及油页岩技术在国内外并没有相关研究，其可行性方案中许多问题值得探讨。特别是中国西北部地区存在大量可以利用的风能、太阳能，充分利用风光互补发电能够减少单一资源可能造成的电力供应不足或不平衡[11]，提高系统的性价比和供电可靠性，原则上可以作为加热开采陆相页岩油及油页岩的能量来源，同时也解决了风电、太阳能的消纳问题。风能-太阳能联合发电系统可以根据加热井组的负荷要求和资源条件合理配置系统容量，但是依然不能完全消除其发电的间歇性和波动性的特点，其电源的不稳定性并没有完全解决，而且页岩油及油页岩开采过程中加热所需要提供的热负载会随着开采过程进行一定范围的上下波动，极易对加热装置造成损害，复杂环境下(如无风无光照等极端条件)，导致加热装置停止工作，会严重影响开采效率，因此联合发电系统的能源功率特性能否与页岩油及油页岩开采加热技术中的负载特性相匹配，是需要进一步研究的重点课题。

其次，风光互补可再生联合发电加热开采页岩油及油页岩是一项复杂的系统任务，一方面需要合理配置风力发电和太阳能发电的容量，以充分利用风光发电互补性，满足加热开采的负载特性要求，另一方面针对系统安全稳定运行、充分利用“弃风弃光”能源、降低开采成本、减少环境污染的多重优化目标和约束条件下页岩油和油页岩加热系统设计，选择合适的优化算法和系统运行模式以求实现带有约束的最优化设计问题，也是需要深入研究的重要课题。

2 太阳能聚热开采油页岩技术

太阳能光热技术即利用光热效应，把太阳光的辐射能转换为热能，用于生活用热、工业用热和太阳能热发电。根据利用温度的不同分为低温(40～80 ℃)，中温(80～300 ℃)和高温(300～800 ℃)热利用，主要用于建筑供暖、空调、发电、海水淡化等领域。将太阳能高温光热技术直接用于中低成熟度页岩油和油页岩的开采，从太阳能利用的角度来说，由于省去了太阳能热发电系统中热电转换这一环节，因而可大幅提高太阳能的利用率，降低利用成本；另一方面相对于传统页岩油和油页岩开采方法，减少了常规加热用化石能源的消耗。

现有太阳能光热技术[12]在油气上游主要用于输油管线伴热、储油罐维温等集输系统以及稠油热采等。阿塞拜疆石油公司建立的槽式聚光镜加热系统项目，通过间接加热方式实现原油的化学破乳脱水。中国从2000年左右才开始将低温太阳能光热技术用于油田上游辅助稠油集输，如辽河油田、长庆油田、淮建油田、河南油田等。河南油田采油二厂在古城油田安装3套单体储罐太阳能装置，在杨楼油田7号计量站安装应用1套太阳能在线加热输送装置，每年节约成本58.3万元。辽河油田兴隆台采油厂的地面集输太阳能加热技术工程节约天然气达40.23%。

注蒸汽热采技术(SGDA)作为开采稠油最常用的有效手段，通常采用天然气和煤燃烧生产蒸汽，污染严重，环保压力大。1983年，ARCO Solar公司在美国加州Taft搭建了第一个用于稠油开采的太阳能蒸汽发生试点工程，装机功率为1 MW，但经济效益不佳，效果并不理想。2011年2月，GlassPoint公司在美国加州McKittrick建起的第一个商业化太阳能辅助热采工程，装机功率0.3 MW，预热给水88 ℃。同年10月，Bright Source公司在美国加州Coalinga field建立的塔式太阳能热采工程，装机29 MW。2012年1月，美国GlassPoint还在阿曼南部Amal West油田区块建立封闭槽式太阳能光热制蒸汽开采稠油的示范项目，日注蒸汽50 t，减少天然气使用量80%[12]。现阶段阿曼南部Amal地区的Miraah项目运行装机功率100 MW，实现日注蒸汽660 t，在建功率为1 021 MW、日注蒸汽6 000 t的封闭槽式太阳能光热制蒸汽开采稠油的项目。GlassPoint公司封闭槽式太阳能聚热稠油热采技术较为成熟，经其核算该技术在许多地区20年内总投入成本与燃烧天然气加热产生蒸汽系统成本相当，而且不仅可减少碳排放，氮氧化合物、二氧化碳、粉尘颗粒等污染物，而且可节约天然气，提高油田经济性。国内关于太阳能聚热稠油热采的研究只处于现有技术的调研和可行性分析阶段，还没有高温太阳能稠油热采项目的示范性或者商业化项目的实际应用。首航节能光热技术公司[13]、中国石油大学[14]等调研太阳能聚热产生蒸汽注入采油的地面系统可行性分析、经济成本核算等。其中，中国石油大学探讨了封闭槽太阳能聚热制蒸汽装置在新疆红克区块具有可行性，30年后封闭槽装置可节约的燃气费超亿元，减少CO2排放量达108 t。

封闭槽式太阳能聚热制蒸汽技术在美国和阿曼已经商业化应用，但项目装置前期投资大、镜场占地面积大以及光照强度要求严苛是制约该技术在中国油田推广应用的重要因素。现有技术中主要采用天然气辅热太阳能制蒸汽，随着太阳能光热发电技术的发展，充分借鉴太阳能聚热开采稠油技术的基础理论、设计方法和工程经验，将储热技术与太阳能聚热制蒸汽系统耦合，可实现完全摒弃天然气等一次能源，构建用于中低成熟度页岩油和油页岩开采的高温、中低温一体化太阳能聚热系统，从而提高系统整体利用效率，这将是太阳能与油田上游结合的重要发展方向(图2)。由于系统受光照强度影响导致蒸汽产出工况参数不稳定，太阳能聚热开采页岩油和油页岩对地面太阳能光热利用系统提出更高的要求，需要对不同聚光形式的太阳能集热系统的输出特性以及基于系统持续加热要求的太阳能聚热开采系统耦合机理、集成方式、系统可行性和运行调控策略等关键技术展开深入的研究。

图2 太阳能聚热原位开采页岩油/油页岩技术

3 结论

针对中低成熟度陆相页岩油和油页岩开采的电加热和流体加热两种方式，分别提出了风能-太阳能发电加热和太阳能聚热原位开采技术，一方面可克服传统化石能源发电电加热能耗高，污染环境、成本高等问题，另一方面提高洁净能源消纳比例，拓展了风能、太阳能直接利用的工业应用，对中国石油工业和洁净能源产业的可持续健康发展具有重要的战略意义。