四川盆地常规气、页岩气资源量均居全国之首。作为全国陆上第三大含油气盆地，面积达18×1014 km2。根据自然资源部组织的“十三五”资源评价，四川盆地天然气总资源量达到39.94×1012 m3，其中，常规天然气资源量14.33×1012 m3，致密气资源量3.98×1012 m3，页岩气资源量21.63×1012 m3，累计探明储量6.14×1012 m3。川渝两地政府贯彻落实国家能源安全新战略，高度重视天然气的发展与布局，并将天然气作为战略性新兴产业，大力推进千亿方产能基地建设，四川盆地天然气进入快速增长的“黄金发展期”。按照规划，到2025年，四川省内天然气年产量630×108 m3，天然气利用量350×108 m3；到2035年，四川省内天然气年产量900×108 m3，天然气利用量550×108 m3，建成国家天然气(页岩气)千亿立方米产能基地。
1、蜀南气矿气田水战略性伴生资源评估及发展路径
1.1 资源评估
根据2021年05月对蜀南气矿岳106、威65、威71、威108、井26、坝004-X1六口产水井取样分析发现，威71、威108气田水锂离子含量均高于工业品位2倍以上，分别为109.8和131.6 mg/L。此外，气田水中还含有高于工业品位的钾、钠、硼、溴等资源，具备开展气田水锂等伴生资源综合利用的良好基础资源条件。
同时，根据勘探开发研究院数值模拟法计算结果，威远震旦系地层水储量为4.37×108 m3，以威108气田水离子含量为基础，初步估算威远震旦系高于工业品位的碳酸锂为30万t、溴素为7万t、总潜在价值超1 400亿元（表1）（以目前工业级碳酸锂46.9万元/t、溴素5.6万元/t计）。
1.2 技术路线
由于威远气田开发时间较长，地层压力持续下降，气藏水淹情况严重，结合威远气藏二次开发方案的设计与实施工作，预计2026～2030年该区块气田水日产量将达4 000 m3。但威远气田现有气田水回注层位存在回注能力不足，剩余回注空间有限等问题，且该气田部分区块位于自贡市荣县双溪水库准水源保护区内，新建气田水回注工程环保审批难度更大。
因此，在进行气田水锂溴伴生资源提取前需要对气田水进行预处理，其工艺流程主要分为气田水预处理单元、提锂单元、提溴单元及深度处理单元。其中，气田水预处理单元采用吹脱氧化脱硫、旋流微气泡气浮脱油脱悬浮物、催化氧化脱COD、多介质过滤除杂；提锂单元采用吸附-膜分离-沉淀耦合提锂；提溴单元采用酸化氧化-吸附耦合提溴；深度处理单元采用深度氧化、多效蒸发及反渗透进行水资源纯化，具体工艺流程如图1所示。
表1 是天然气研究院在蜀南气矿取样分析结果汇总表。
注：标色为高于工业品位，具有一定工业利用价值的离子含量。
图1 锂溴资源综合利用及达标外排项目工艺流程图
1.3 发展路路径
(1）建议进一步开展气田水伴生资源的摸排工作，并适时开展深层卤水资源的勘查评价，掌握重点产/转水量较大的单井/集气站/回注站等气田水伴生资源品位及深层卤水伴生资源储量情况，找准具有优势的伴生资源利用关键区块。
(2）建议进一步落实并争取当地气田水达标外排、提锂提溴相关产业/安全/环保支持政策，以溴为例，《产业结构调整指导目录（2019年本）》明确鼓励溴等短缺化工矿产资源勘探开发及综合利用，但溴在剧毒物品品名表（GAS8—93）中属于第二类B级无机剧毒，在《易制毒化学品的分类和品种目录（2018版）》为第二类易制毒化学品，在提前落实相关政策要求及支撑条件下，可以更加积极推动气田水伴生资源提取利用及规模效益开发。
(3）建议适时开展气田水伴生资源利用示范项目，验证现有技术路线可行性、稳定性和经济性，并实现对锂吸附剂等核心技术的优选以及工艺参数和工艺流程的优化完善，进一步自主形成伴生资源提取成熟技术路线、设备选型及装置建设标准；为技术推广应用打下坚实基础[2]。
2、蜀南气矿CCUS资源评估及发展路径
2.1 资源评估
CCUS项目的部署离不开碳源和碳利用/封存场所。碳源主要分为内部碳源和外部碳源，内部碳源有天然气净化厂、增压站等，外部碳源有化工厂、火电站、钢铁厂、水泥厂等。碳封存场所主要有枯竭气藏和盐水层。碳利用可结合蜀南地区的页岩气开采，二氧化碳用作压裂液的相关研究和现场试验工作。
2.2 技术路线
由于内部碳源量小，建议使用外部碳源，分公司可提供捕集、运输、封存全流程服务，或者仅提供回注和封存服务，其封存量可计入分公司碳减排量。同时开展二氧化碳提高页岩气采收率的研究和现场试验项目，实现增产和埋碳的双赢。
(1）碳捕集。针对不同碳源，以低能耗、低成本为目标，开展不同碳捕集工艺的室内性能评价、技术经济性对比及工艺优选，进一步通过放大试验，考察在特定工况下的捕集率、纯度、能耗等性能指标参数。
针对天然气净化厂的主要碳源类型，可以开展化学吸收法、变压吸附法和膜分离法的工艺适应性研究，形成化学吸收法、变压吸附法、膜分离法的二氧化碳捕集工艺方案。
(2）碳输送。考察气田废气管线输送二氧化碳或含碳尾气的适应性，针对不同的输送气质特点，开展管输与回注工艺材料的腐蚀行为及控制措施研究，形成低成本、高效率腐蚀控制技术。
(3）碳利用。结合蜀南地区丰富的页岩气资源，以及二氧化碳作为压裂材料的优势，主要开展二氧化碳压裂驱采页岩气的研究项目和现场试验工作，为提采降碳的工业示范应用奠定基础。
(4）碳封存。蜀南地区盐水层封存和枯竭气藏封存的潜力巨大，鉴于盐水层资源和其封存技术尚不明确，而枯竭气藏相关气藏及井资料较为齐全，公司储气库实施经验丰富，可优先部署枯竭气藏封存二氧化碳项目。同时开展盐水层封存资源的调查评估和盐水层封存二氧化碳的技术攻关。
2.3 发展路径
(1）依据资源评估和技术路径等相关内容，在实际作业中要整合具体发展机制，建议进一步开展碳源、封存和利用的摸排调研工作，更精准地获取相关数据和信息内容，实现统一管理的目标。碳源方面，摸排蜀南地区化工厂、火电站、钢铁厂、水泥厂等高碳排放企业的排放现状，掌握其排放量、二氧化碳浓度和碳捕集需求。封存方面，开展枯竭气藏和盐水层的封存潜力摸排计算工作，进一步推荐具有优势的封存场所。碳利用方面，了解蜀南地区化工厂对二氧化碳的需求，可开展二氧化碳化工利用，了解碳源附近钢铁厂、矿场等固体废弃物情况，可开展二氧化碳矿化利用，实现固碳减排和生成建筑材料。
(2）建议做好CCUS相关技术储备。CCUS各技术环节中，除捕集、输送和驱油的技术相对成熟外，其他如提高页岩气采收率、盐水层封存、枯竭气藏封存、化工利用和矿化利用都处于室内研究或中试阶段，各项技术相对前沿，需要提前做好技术储备和技术经济性的评估，才能在有项目时，及时开展和部署相关工作。
3、蜀南气矿制氢资源评估及发展建议
3.1 资源评估
经过调研，蜀南气矿供区现有氢能产业链上下游重点企业20余户，其中12户企业具有氢能产品生产能力，涉及氢能产值超过1亿元，市场潜力巨大。而2020年蜀南地区天然气工业产量122.6亿m3（其中自营25.79亿m3），较“十三五”初年增长3.2倍，创区域天然气年产量历史纪录，气矿跨入百亿产量行列，天然气资源丰富。
蜀南气矿泸州炭黑厂受限于生产工艺，目前利用气炉法制炭黑，产品附加价值较低，且其尾气中含有大量的氢气也直接排空，无法回收。需要从制氢和制碳材料两方面技术方面开展调研和评估，选择最优方法。
3.2 技术路线
目前，天然气制氢工艺主要有甲烷蒸汽重整（SMR）制氢、甲烷部分氧化制氢、甲烷自热重整制氢、CH4/CO2重整制氢及甲烷直接裂解制氢等。总体而言，甲烷直接裂解制氢可实现低碳排放制氢与高附加值固体碳材料的制备，进一步降低制氢综合成本，且公司在泸州建有炭黑厂，具有生产和处理加工高值碳材料的能力。除此之外，按照天然气裂解制氢反应机理不同，主要分为催化裂解、等离子体裂解、高温熔融金属裂解等技术。
3.3 发展路径
(1）对蜀南气矿丰富天然气资源进行充分利用，采用天然气制氢工艺；综合评估不同天然气制氢工艺的优缺点以及碳排放情况，建议使用天然气裂解制氢技术，减少碳排放，经济效益最大化；针对天然气裂解制氢工艺，建议开展熔融金属法和等离子体法工艺的合作研究，开展两种工艺的全方位对比优选，提高制氢效率、降低能耗、实现高值碳材料的规模化生产。
(2）建议与天研院合作开展熔融金属天然气裂解制氢和碳材料技术攻关，探究最优反应条件，优化反应温度、反应转化率，提高氢气产率，调控碳材料结构，降低制氢成本。
(3）建议2023年与天研院合作在泸州碳黑厂建立熔融金属天然气裂解制氢中试装置，验证和优化工艺流程，并考察工艺稳定性、经济性和灵活性，为下一步产业化发展打好基础。
4、结论
综上所述，在全面资源评估和技术分析的层面判定，川南地区天然气资源丰富，未来天然气作为清洁低碳能源将成为补充基本能源供应、解决新能源调峰问题的现实选择。在快速发展新能源，天然气行业低碳转型的历史机遇下，川南地区拥有得天独厚的天然气和伴生资源，和西南油气田最发达的天然气管网，具备齐全的产业生态链。川南地区天然气行业在保障油气能源安全的红线下，需抓住当前最佳窗口期，突破传统油气业务，转型推动天然气、氢能、伴生资源等新能源融合发展，对内提高清洁用能比例，对外提供清洁能源输送，实现油气行业绿色低碳可持续发展，锚定目标努力实现碳中和。（作者：王捷，周先云，丁林）
