CO2地质埋存:国外示范工程及其对中国的启示

任韶然,张 莉,2,张 亮

（1.中国石油大学石油工程学院,山东东营 257061;2.中石化胜利油田地质科学研究院,山东东营 257015）

CO2地质埋存:国外示范工程及其对中国的启示

任韶然1,张 莉1,2,张 亮1

（1.中国石油大学石油工程学院,山东东营 257061;2.中石化胜利油田地质科学研究院,山东东营 257015）

介绍了油藏埋存、气藏埋存、煤层埋存和盐水层埋存等 CO2地质埋存技术,并对各种埋存技术的成熟度及优缺点进行分析。综述了目前国外正在进行和将要进行的 CO2地质埋存示范工程,并从工程目的、CO2气源、埋存体选择、资金来源、公众和政府的认可程度等方面总结示范工程的启示。建议中国应该加强国际间的合作,积极开展 CO2

地质埋存技术的研究和应用,可在油田首先实施 CO2埋存示范工程,对国内各大盆地进行系统的埋存潜力评估,加强对盐水层地质资料的积累及对盐水层埋存机制的研究,鼓励发展与碳捕集和埋存技术相关的国产设备,制定合理的碳税政策等。

CO2;温室气体;碳捕集与埋存技术 （CCS）;地质埋存;示范工程

由于对化石燃料 （煤、石油、天然气）的过度依赖,以 CO2为主的温室气体的大量排放引起空气污染和全球气候变化,严重威胁着人类赖以生存的地球环境。温室气体的减排问题已经成为 21世纪所关注的焦点问题。2005年 2月《京都议定书》正式生效,标志着国际社会进入了一个实质性的温室气体减排阶段,发达国家将承担定额的减排任务,发展中国家在 2012年之前不承担任何减排指标。但是,世界各国都在积极致力于温室气体减排的经济政策和技术方法研究,近年来中国在这方面的工作也给予极大重视。碳捕集与埋存技术 （carbon capture and storage,CCS）是一项新兴的、具有大规模应用潜力的 CO2处置技术,有望实现化石能源使用的 CO2近零排放。该技术将工业生产过程中产生的 CO2捕集并安全地存储于特定地质构造中,以减少向大气中的排放,从而缓解全球气候变化[1]。自 20世纪90年代初开始,世界各国陆续进行了针对各种地质体的 CO2埋存示范工程,这些工程的实施使得 CO2地质埋存技术从理论变成现实,为该技术的进一步发展和推广积累了宝贵的现场经验,也逐渐得到各国政府和公众的认可。

1 CO2地质埋存技术

CO2地质埋存技术是 CCS技术重要的组成部分,主要是指将捕集到的高纯度 CO2注入到选定的、安全的地质构造中,通过各种圈闭机制将 CO2永久性地封存在地下,其主要技术包括:将 CO2注入地下盐水层中进行埋存;将 CO2注入到废弃油气藏中埋存或注入到正在开发的油气藏中提高采收率;将 CO2注入到无法开采的煤层中提高煤层气的采收率[2-9]。

利用 CO2提高原油采收率 （enhanced oil recovery,EOR）是石油行业一项成熟的技术。注入的CO2溶于原油后,使原油的体积膨胀、黏度降低,更易于向生产井方向流动[10],部分 CO2会随地层流体产出,但可以通过分离后循环注入到油藏中,而大部分 CO2则会占据采出流体原来所占据的孔隙体积,溶解于残余油和地层水中。油田经验表明,大约40%原始注入的 CO2会在生产井中产出,如果不考虑 CO2在生产井中突破后的分离和回注,CO2的存储效率大约只有 60%[11-12]。

对于废弃气藏埋存,可利用原来的集输管线和生产井实施注入,注入的 CO2将充填到原先天然气所占据的孔隙体积中。虽然气藏条件下,CO2-CH4体系的特性有利于 CO2驱替甲烷,但由于通过常规的压力衰减方式开采天然气就可以达到很高的采收率,而且将 CO2注入气藏存在原生气和注入气的混合问题,使得注 CO2提高气体采收率技术 （enhanced gas recovery,EGR）一直未被重视[13-16]。但是,随着CO2地质埋存技术的兴起,CO2EGR也成为当前的研究热点之一。

目前煤田中存在着因技术原因或经济原因而弃采的煤层,例如不可采的薄煤层、埋藏超过终采线的深部煤层和构造破坏严重的煤层等,这些无法开采的煤层是封存 CO2的另一个潜在的地质构造。当CO2注入到煤层后,会在煤层孔隙中扩散,由于煤体表面对 CO2的吸附能力大约是对甲烷吸附能力的两倍,注入的 CO2可有效地替换甲烷,使吸附状态的甲烷转变成游离状态,从而提高煤层气的产量[17-18],这种技术被称为注 CO2提高煤层甲烷采收率 （enhanced coalbed methane,ECBM）技术。煤层埋存地点的选择应考虑将来煤矿资源的充分利用。

用于 CO2埋存的深部盐水层 （saline aquifer for CO2storage）一般由碳酸盐岩或砂岩构成,孔隙中充满盐水,孔隙度要足够大,且具有较高渗透率,以便CO2的注入和渗流。注入的 CO2可通过构造圈闭、残余饱和度圈闭、溶解圈闭及矿物圈闭等形式封存在盐水层中。盐水层埋深应在 800 m以上,注入的CO2可在地层条件下达到超临界状态,密度约为水的 50%～80%,可有效地利用孔隙体积。用于埋存的盐水层要具有良好的盖层和隔层,必须与淡水层隔离,且不能存在明显导致 CO2泄露的断层和裂缝,从而保证埋存的安全[19-22]。

2 CO2地质埋存技术比较

注入 CO2提高油气藏采收率是目前最有潜力的 CO2间接利用及埋存技术,既能获得经济回报以补偿 CO2分离、运输及注入等各项工程费用,又可满足封存 CO2的要求,而且 CO2需求量很大。石油和天然气在油气藏中储存几百万年而不发生泄露,以及石油工业对油气地质的长期研究,使得人们相信将 CO2注入油气藏进行 EOR/EGR和存储是一种比较安全的埋存方式。

CO2EOR作为一项较为成熟的技术,对石油工业来说,除了进一步提高经济效益,已经没有大的技术挑战。CO2EGR技术还没有被深入研究,缺乏经验,其技术和经济可行性有待进一步研究。气藏的CO2存储能力一般大于油藏,而且现有的井口和管线等基础设施可充分利用,因而 CO2的气藏埋存和EGR将为 CO2处置提供一个低成本、高存储量的选择。

将 CO2注入深部盐水层进行地质埋存,不会产生附加经济效益,但在政府引入 CO2排放配额及附加税的前提下,仍不失为一种有利选择方案。CO2盐水层埋存具有埋存潜力大、所需井数少、储存成本低、受地理位置限制小等优点,但是目前人们对盐水层地质情况的掌握程度并不像对油气田那样高,因此人们更关注 CO2在盐水层中埋存的长期安全性,研究 CO2在盐水层中的存储形式、长期的溶解过程以及相关因素 （如地层水的运移）对 CO2埋存的影响,监测 CO2在盐水层中的运移分布,加深对盐水层构造的了解。各种地质埋存技术的成熟度及优缺点见表 1。

表 1 各种 CO2地质埋存技术成熟度及优缺点（任韶然,2006）Table 1 Currentmaturity of various CO2geo-storage technologies and their advantages and disadvantages（Ren,2006）

3 CO2地质埋存示范工程

早在 20世纪 70年代初,美国就将西部地区开采出来的天然 CO2通过管道运输到德克萨斯州的油田进行强化采油 （国际能源机构 （IEA）,2003）。通过 CO2EOR可以提高 8%～15%的采收率,使得平均采收率高达 50%,存储 2.4～3.0 t CO2可增产1 t原油。美国共有 74个 CO2EOR项目正在进行,每年注入的 CO2约为 3.3×107t（IEA,2006）。虽然CO2EOR技术已有 30余年的工程实践历史,但将CO2埋存作为首要目的,缓解温室效应,却是近 10 a发展起来的新技术。目前美国、加拿大和欧洲国家都在进行相关研究和工程实践,显示出良好的应用前景。2000年,加拿大Weyburn油田首次以 CO2埋存为目标,将从美国煤气化厂捕集到的 CO2以 （120～180）×104t/a的速度注入,预计工程期限内可增产原油 1.55亿桶,埋存 CO21.9×107t（IEA,2006）。

1994年,加拿大的艾勃特气田为防止从天然气中分离出来的酸性气体 （含有 CO2和 H2S）排放到大气中,将这些气体注入到地下 1.4～2.9 km的盐水层中,证明将 CO2注入盐水层是避免将酸性气体排放到大气中的一种有效方法 （IEA,1998）。挪威国家石油公司北海 Sleipner气田的天然气中含有9.5%的 CO2,为将 CO2的含量降低到 2.5%的出售要求,同时避免交纳 55美元 /t CO2的碳税和保护环境,从 1996年开始将分离出来的 CO2以 1×106t/a的速度注入到气藏上方、海底以下 800 m深处的Utsira盐水层[23-24]。荷兰近海的 K12-B天然气田中含有 13%的 CO2,为达到 CO2含量低于 2%的管输要求,也需要将天然气中 CO2分离出来实现就地回注。2002年开始对回注方案进行可行性论证,2004年 5月开始现场试验,先后将 CO2注入到气藏的一个废弃区块进行埋存和注入到一个即将废弃的区块进行 EGR,预计当工程达到最大规模时,CO2的年注入量可达 （31～47.5）×104t[25]。In Salah气田位于阿尔及利亚中部,天然气中含有 10%的 CO2,2004年开始将分离出的 CO2注入到与气藏连通的边底水中,年注入量 1.2×106t,并且保证在气田开发结束之前,水层中的 CO2不会运移扩散到主力气藏[26]。

近期丹麦计划将从 NJV电厂捕集 （燃烧后捕集）得到的 CO2,通过 28 km长的管线 （管径 300 mm）输送到 Vedsted盐水层 （CO2埋存潜力为 1.2亿 t）进行埋存,预计 2010年进行注入测试,2013年正式开始实施,CO2年埋存量为 1.8×106t（Magnus Pettersson,2009）。德国也计划将位于 Schwarze Pump地区 Vattenfall公司经营的试验发电厂 （采用富氧燃烧技术,装机容量 30 MW,每年可产生 6×104tCO2）排放的 CO2捕集起来,通过管线输送到电厂西北约 250 km处的 Al tmark气藏进行 CO2EGR和地质埋存,该工程在 2009年 4月开始实施注入（德国联邦地质和自然资源研究所 （BGR）,2009）。

中国南海西部东方 1-1气田含有大量伴生CO2,投产后每年从海南岛陆上终端分离出来的CO2大约为 3.2×105t,大部分直接排放到大气中,因此考虑将部分 CO2就地分离后回注到气藏中,即将废弃的区块进行埋存,CO2年埋存量为 1×105t,工程期限为 10 a,或考虑将海南岛陆上终端分离出来的 CO2通过 60 km长的海底管线输送到气田东部的一个盐水层进行埋存,CO2年埋存量为 2×105t,工程期限为 20 a（任韶然,2008）。

此外,挪威巴伦支海的 Snøhvit气田 （含 5%～8%CO2）[27]、澳大利亚的 Gorgon气田 （含 14%CO2）及位于中国南海的 Natunad-Alpha气田 （含 70%CO2）的开发也正在考虑将分离出的 CO2回注到气田或附近的盐水层中,达到永久储存的目的。目前世界上主要的 CO2地质埋存示范工程分布情况见文献[28]和[29],部分正在进行和将要进行的 CO2地质埋存工程的详细信息见表 2。

表 2 世界上部分正在进行和将要进行的 CO2地质埋存工程（任韶然,2009）Table 2 Some ongoing and prom is ing CO2storage projects around the world（Ren,2009）

4 CO2地质埋存示范工程的启示

4.1 进行示范工程的目的

进行示范工程的主要目的是环保减排、避免碳税和技术示范。有些发达国家开征的碳税,在很大程度上推动了 CO2地质埋存工程的实施。此外,CO2地质埋存技术作为一种新兴技术,现场经验不足,因此也需要更多的埋存工程来加以验证和示范,增强公众和政府对地质埋存技术和埋存安全的信心,进而在将来更好地进行推广和应用。

4.2 CO2气体来源

过去的 CO2EOR工程主要利用天然的 CO2资源,而地质埋存针对的是工业生产活动中排放到大气中的 CO2。根据 IPCC（2005）报告,2000年全球因使用化石燃料而排放的 CO2总量为 235亿 t,其中接近 60%的排放归因于大的固定排放源,主要为发电厂、水泥厂、炼油厂、钢铁厂、天然气伴生 CO2等行业。目前大多数大排放源的 CO2含量低于 15%（如火力发电厂）,只有小部分基于化石燃料的排放源的 CO2含量超过 95%（如燃料厂、制氢和制氨厂）。从埋存成本和存储效率上来看,CO2必须达到一定的纯度要求,对于低含量 CO2排放源需要采取捕集措施,将 CO2浓缩到高纯度,而捕集成本往往是 CCS工程中费用最高的一个环节,因此那些高纯度 CO2源 （如天然气伴生 CO2）将成为早期实施地质埋存示范工程的潜在对象。

4.3 埋存体的选择

出于对埋存成本的考虑,一般选择就近埋存。IPCC认为,CO2气源与埋存体之间的合理距离应小于 300 km。用于 CO2埋存的地质体可以是深部盐水层、油藏、气藏、煤层等。对于天然气藏伴生 CO2基本上都选择将 CO2回注到原气田或注入到附近的盐水层中。纵观所有正在进行和将要进行的大规模 CO2地质埋存工程,CO2埋存体以盐水层居多,因为盐水层普遍存在、埋存潜力大、与 CO2气源距离近,且注入流程简单、容易实施,有望成为目前和将来大规模处置 CO2的优良地质场所。

4.4 投资规模及资金来源

用于 C O2地质埋存工程的费用依据工程规模和现场条件而定,一般需要几千万到几亿美元,资金来源广泛,可由国家资助、多方联合、石油企业自筹资金等方式组成。由于气候变化问题是全球问题,且埋存技术需要更多的实践经验来验证,因此需要各方共同协作来完成。In Salah示范工程中用于CO2埋存和监测的费用约为 1.3亿美元,工程由BP,Sonatrach和 Statoil共同实施。Weyburn油田EOR项目工程费用约为 4 亿美元,由加拿大 EnCana公司、萨斯喀彻温省工业界与资源局、石油技术研究中心和 IEA共同参与。Snøhvit气田开发及 CO2地质埋存工程中,用于 C O2埋存的管线和注入井费用大约为 1.1亿美元,这些资金主要来源于政府和企业。

4.5 取得公众认可、政府支持和立法保证

由于将 CO2注入到地质体中埋存存在泄露的危险,且目前部分技术还不成熟,只停留在示范阶段,因此埋存工程实施时常遭到当地居民的强烈抗议。但是,CO2地质埋存示范工程的成功实施,不仅可以给人们带来宝贵的工程经验,更重要的是有利于转变公众的观念,增强公众对这项技术的信心,还可赢得政府的支持。随着地质埋存技术逐渐取得社会各界的普遍认可,便可通过立法的方式,保证埋存技术的合法地位,制定相关经济政策 （如碳税）,利用经济的杠杆作用,促使相关行业积极参与进来,从而推动埋存工程的大规模实施,缓解日益严重的环境问题。

5 结论及建议

（1）尽早进行 CO2地质埋存可行性研究,对中国各大盆地展开系统的埋存潜力和埋存安全评估,对重要的 C O2排放源 （ 源）和适合埋存的地质构造（汇）进行详细的评估和技术分级,在源汇耦合的基础上,推荐最有潜力的 C O2埋存示范项目。

（2）目前中国大部分油田已进入开发中后期,三次采油潜力巨大,因此实施 C O2EOR,不仅可以达到埋存 CO2的目的,还可带来可观的经济效益,应将油田作为 CO2地质埋存的首选场所。但油气田埋存受到埋存量、埋存地点和油气生产时间窗口的限制。

（3）盐水层埋存有望成为将来 CO2地质埋存的主要方式,其埋存潜力大,分布广,受埋存量、埋存地点和埋存时间的限制较小。过去的油气勘探忽略了对盐水层地质资料的收集,因此今后应扩大地质勘探领域,加强对盐水层地质资料的积累。同时,还应开展 C O2在盐水层中的埋存机制研究,评估 C O2在盐水层中埋存的长期安全性。

（4）发展 C O2地质埋存工程中所涉及到的 C O2捕集、管线输送和注入等关键技术及其配套工艺,鼓励发展国产增压设备,如 C O2增压泵和压缩机等。

（5）借鉴发达国家经验,加强对 CO2地质埋存的风险评估和立法讨论,制定合理的碳税政策。欧盟是碳税征收的先行者,已取得了初步的效果,可为中国实施碳税政策提供参考。

（6）CO2排放-温室效应和 CO2的地质埋存是一个科学问题,需要不断研究、加深了解、提高公众的接受程度,同时又是政治、经济和技术问题,需要各国政府达成共识,协调不同国家、不同区域发展和减排的目标和要求,提高技术水平,降低经济成本。

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Geological storage of CO2:overseas demonstration projects and its implications to China

REN Shao-ran1,ZHANGLi1,2,ZHANGLiang1

The technologies of CO2geological storage in oil&gas reservoirs,coal beds and saline aquiferswere introduced.The development of CO2geo-storage techniques in different geological sites and their advantages and disadvantageswere analyzed.The main ongoing and proposed CO2storage projects around the world were described.The implications of these projects to China were analyzed in termsof the purpose of the projects,CO2sources,storage site selection,project funding,and public and government acceptance of these projects.As a main energy consuming country in the world,China should strengthen international cooperation on the developmentof CO2storage technology.It is suggested thatChina should carry out some demonstration projects in oilfield storage and enhanced oil recovery in the first phase,and conduct assessments of storage sites and storage capacity in main sediment basins,meanwhile pay more attention to saline aquifer storage,and study CO2storage mechanisms in saline aquifers.It should be encouraged to develop various equipment and techniques relevant to carbon capture and storage,and propose reasonable carbon tax to restrict CO2emissions.

CO2;greenhouse gas;carbon capture and storage（CCS）;geological storage;demonstration project

P 736;S 551.701

A（1.College of Petroleum Engineering in China University of Petroleum,Dongying257061,China;2.Geological Science Research Institute of Shengli O ilfield,SINOPEC,Dongying257015,China）

1673-5005（2010）01-0093-06

2009-06-03

国家“973”计划项目（2006CB705805）;山东省泰山学者建设基金项目

任韶然 （1960-）,男 （汉族）,山东烟台人,教授,博士生导师,泰山学者,主要研究 CO2地质埋存、注空气提高采收率、水合物抑制和开采。

（编辑 李志芬）