天然气行业迈向“双碳”研究系列报告：《中国国内天然气生产碳排放强度指数》(I系列-2024I02)

迈向“双碳”研究系列报告 《中国国内天然气生产碳排放强度指数》（I 系列-2024I02） - 1 - 中国国内天然气生产碳排放强度指数 核心摘要 天然气作为清洁的化石能源在中国能源转型过程中扮演着“可再生能源伴侣”的重要角色，决定了国内天然气消费需求走高的总体趋势，未来天然气安全保供压力持续存在。为确保能源安全供应，国内天然气勘探开发力度将持续加大，其生产过程中的碳排放问题也不容忽视。本研究将样本增加到国内 85 个在产的天然气区块，构建自下而上的天然气生产碳排放强度的核算模型，对中国天然气生产的碳排放强度进行了不同层级的核算分析。结果表明中国天然气生产碳强度有显著的空间异质性，海上天然气生产碳排放强度大幅低于陆上、平均为陆上的一半；非常规天然气的平均生产碳排放强度显著高于常规天然气，2023 年中国天然气生产的产量加权平均碳强度较去年略有上涨，随着天然气勘探开发向“非常规”进军加速，未来天然气生产碳减排的压力将持续增加。建议推广非常规气田高效开发新模式，从内部切点入手缓解增储上产带来的碳排放压力；同时平衡海上天然气开发与海洋生态保护之间的矛盾，助力海上天然气开发增速，合理推进低碳优质天然气资源的高效开发利用。 - 2 - 1. 研究背景与目的 当前全球经济复苏步伐不一，世界能源市场的再平衡及地缘政治紧张局势加剧加速了国际能源市场贸易格局演变。我国经济发展需求引致能源消费需求增长，面对国际能源市场风险挑战，能源安全保供仍是首要任务，油气行业勘探开发力度仍在持续加大。“双碳”目标提出后，能源清洁化转型成为坚定不移的发展方向，天然气作为新能源的“伴侣”在能源转型过程扮演着至关重要的角色，天然气领域的低碳化成为可持续发展的必然要求。既要保证天然气足量供应，又要最大程度地减少开发过程的碳排放，是天然气行业在当前背景下面临的双重挑战。 在天然气发展面临多重挑战的背景下，科学认识中国天然气生产的碳排放，既是在“双碳”背景下高质量推进国内天然气保供的战略需求，又是实现天然气行业低碳发展的重要抓手。本报告基于天然气生产视角，以国内 85 个正在开发的天然气区块数据为支撑，对中国天然气生产的碳排放强度进行自下而上的核算，为系统地认清天然气上游系统的碳管理问题提供参考。 2. 研究思路与方法 2.1 数据基础 中国天然气生产碳排放核算样本为 85 个正在生产的国内气田区块，相比去年新增 10 个气田，资源种类涵盖陆上常规气、海上常规气、致密气、页岩气和煤层气（表 1），在塔里木、鄂尔多斯、柴达木、四川、渤海湾、珠江口等十余个大型产气盆地均有分布，所有区块隶属于中国石油、中国石化、中国海油和延长石油等旗下的 20 余家油田公司。根据国家发改委的数据，本报告中核算的 85 个气田区块在 - 3 - 2023 年的产量占国内天然气总产量比例达 75%以上。研究数据来源包括国家公布数据、公开文献及商业数据库。 表 1 2023 年样本气田类型分布 气源 常规天然气 非常规天然气 陆上常规气 海上常规气 致密气 页岩气 煤层气 样本气田个数 34 12 24 7 8 23 年样本内产量占比 39.13% 13.46% 64.55% 9.86% 3.02% 2.2 研究方法及边界 天然气生产碳强度核算方法为基于工程流程的天然气开发生命周期评价。通过刻画国内天然气田区块尺度的开发活动，突出天然气资源异质性及开发方式差异，构建了符合中国天然气生产实践的碳排放强度评估模型。传入气田区块的异质性参数后，模型输出天然气生产全生命周期的碳排放强度，即单位桶油当量的天然气从钻井到加工厂出口的温室气体排放量，单位为千克二氧化碳当量/桶油当量。 研究边界为天然气上游生产，即天然气从井口开采到加工厂出口的全过程。涉及的工程流程包括钻井、完井、修井、试气、采气、集气、脱酸气、脱水和天然气凝液回收。碳排放核算范围包括 1)开发过程中天然气放空、逃逸、燃除以及其他化石能源燃料燃烧的直接排放；2)外购电力折算排放；3)由于消耗原材料和燃料，驱使供给部门从事相关生产、运输等活动带来的间接排放。在天然气领域的主要温室气体排放为 CO2、CH4 和 N2O，故本研究考虑的温室气体种类为 CO2、CH4 和 N2O，依据 100 年全球变暖潜能值框架转换成二氧化碳当量，不同温室气体的全球变暖潜能值（GWP100）参考 IPCC 第六次评估报告公布的数据。 - 4 - 图 1 天然气生产碳排放核算框架 3. 主要研究结果与结论 3.1 国内天然气生产碳排放 3.1.1 区块视角下的天然气生产碳排放强度 如图 2 所示，国内 85 个正在开发的天然气田区块生产碳排放强度分布在 18.7kgCO2e/boe（深海一号区块）到 133.3 kgCO2e/boe（永川区块）之间。2023 年国内天然气生产的产量加权平均碳排放强度为55.01kgCO2e/boe，其中常规气为 40.06 kgCO2e/boe，非常规气为 64.75 kgCO2e/boe。 - 5 - 图 2 中国不同气田区块产量份额及碳排放强度 常规气一般为衰竭式开发、无需进行复杂的储层改造，开采的碳排放受井深影响弱，除少量海上常规气高产导致开采阶段排放强度在20kgCO2e/boe 以下，其余陆上常规气田开采的碳排放强度都在30kgCO2e/boe 左右，开采阶段碳排放强度差异不大。由于不同常规天然气田采出的天然气组分差异大，干气、湿气、酸气所需的加工处理方式不同，是造成常规气生产碳排放强度差异的主要原因。 非常规天然气的储层地质环境复杂、气体流动性差，需要通过特殊的技术和工艺实现量产，开采时的碳排放更高。非常规气生产碳排放强度明显高于常规天然气，平均强度比常规天然气气高出 62%。不同非常规气田间的差异主要由开采阶段引起，单井产量分布区间广、气田资源类型多元、开发方式复杂是造成不同非常规气田生产碳排放强度差异的主要原因。 - 6 - 3.1.2 盆地视角下的天然气生产碳排放强度 国内不同盆地 2023 年天然气产量加权平均生产碳强度位于 22.46 kgCO2e/boe （珠江口）~68.63kgCO2e/boe（鄂尔多斯）之间，排序如图 3.A 所示；鄂尔多斯盆地天然气生产以致密气和煤层气为主，资源品质逐渐劣化、气井产气递减快、开采工艺复杂导致盆地整体生产碳排放强度居高不下。 在空间上整体呈现西部低中部高，陆上高于海上的特征。陆上天然气产量主要集中在中部的四川盆地、鄂尔多斯盆和西部的塔里木盆地，西部地区高压优质常规天然气资源丰富，生产碳排放低于全国平均水平；中部地区鄂尔多斯盆地、沁水盆地和四川盆地中非常规天然气资源开发比例高，整体强度高于陆上其他地区。海上天然气目前投产的均为经济性高的高产气田，加之作业管控严格，整体平均排放强度低于陆上气田。 图 3 不同盆地天然气生产及排放情况 - 7 - 4.主要结论及政策建议： 4.1 主要结论 ⚫ 2023 年中国气田生产区块碳排放强度处于 18.7kgCO2 当量/桶到 133.3 kgCO2 当量/桶之间，国内产量加权平均碳排放强度为55.01kgCO2