二氧化碳捕集、驱油与埋存产业化进展及前景展望

袁士义，马德胜，李军诗，周体尧，姬泽敏，韩海水

（1. 中国石油天然气集团有限公司咨询中心，北京 100724；2. 提高石油采收率国家重点实验室，北京 100083；3. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083）

0 引言

近年来碳中和受到世界各国的空前关注。2015年，国际社会达成了气候变化《巴黎协定》，确立了在 21世纪末将全球平均温升较工业革命前控制在 2 ℃以内的长期目标，众多研究表明，要实现这一目标，就必须在21世纪下半叶甚至中叶实现碳中和[1-4]。欧美等发达国家纷纷制定碳中和目标与近、中、远期行动方案。2019年欧盟提出在 2050年实现碳中和目标[4]，2020年美国公布行动计划支持在2050年实现净零排放[4]。2020年中国宣告“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取 2060年前实现碳中和”[2,4]。各国碳中和方案的提出，有力提振了世界各国应对气候变化的信心和行动意愿，也为碳中和技术的发展提供了有利契机。

二氧化碳捕集、利用与埋存（CCUS）及二氧化碳捕集与埋存（CCS）是实现碳中和的托底技术。“碳中和”不等于零碳排放，而是指各种活动产生的二氧化碳排放与各种碳汇措施吸收的量相等，达到相对“零排放”。在实际生产生活中，即使电力行业实现了全额可再生能源发电，其他行业也很难做到零排放，实现碳中和就需要以林业碳汇、CCUS/CCS为代表的负碳技术提供保障。据IEA预测[1]，实现全球2070年净零排放，其中CCUS/CCS技术封存CO2占累计减排量的15%，对碳中和起托底作用。

二氧化碳捕集、驱油与埋存（CCUS-EOR）具有大幅度提高采收率和埋碳减排双重效益，最现实可行。根据利用方式的不同，CCUS中的利用又可以分为油气藏利用（CCUS-EOR/EGR）、化工利用、生物利用等方式。CCUS-EOR将捕集的CO2注入地质构造完整、封闭性好、基础资料详实的已开发油藏，通过驱替提高原油采收率并实现 CO2埋存，技术经济可行，是目前应用规模最大的 CCUS技术，应用前景广阔。根据吉林、大庆等油田示范工程结果，CCUS-EOR技术可提高油田采收率 10～25个百分点，约每注入 CO22.0～3.0 t可增产1.0 t原油，增油与埋存优势明显。CCS没有CO2利用环节，是将捕集的CO2直接埋存。全球陆上及海底理论最大封存CO2容量为55×108t[2]，其中深部咸水层封存量约占98%，是较理想的CO2封存场所。受技术经济性等问题制约，目前CCS仍处于探索和矿场试验阶段[3]。

中国 CO2排放源主要包括发电、水泥、钢铁和煤化工等行业，以上 4个行业 CO2排放量约占总量的92%，其中中低浓度CO2占总量的90%以上[5]。由于富煤、油气不足的资源特点，中国煤炭消费在一次能源消费中占比高达56.8%[4]。因工艺要求和以燃煤为主的高温热处理特点，发电、水泥、钢铁等行业难以在短期内通过大规模节约燃煤、提高替代燃料比例等途径实现减碳目标。这些行业基础设施集中，CO2排放规模大，采用 CCUS等负碳技术是平稳调整能源结构、实现规模减碳的现实途径。

CCUS-EOR是石油炼化企业绿色发展的现实路径。石油炼化企业的 CO2排放约占全国排放总量的2.3%[5]，以燃料燃烧排放和工艺过程排放为主，多为15%以下低浓度CO2。由于相当一部分炼化企业属于石油系统，有利于通过CCUS-EOR实现CO2资源化利用，推动石油化工行业绿色低碳发展。

本文梳理国外CCUS-EOR发展的主要历程及其产业化进展对中国的重要启示，基于中国CCUS-EOR技术攻关和矿场试验进展情况，分析了CO2捕集、输送、驱油与埋存等全产业链的发展现状、面临问题与挑战，指出了中国CCUS-EOR规模化应用在驱油增产、埋存减碳等方面的巨大潜力和发展前景。

1 国外CCUS-EOR产业发展的启示

1.1 国外CCUS-EOR产业发展历程与现状

国外CCUS-EOR项目主要在美国、加拿大等国家开展，特别是美国已具有成熟的CCUS-EOR工业体系。美国CCUS-EOR项目起步于20世纪50年代，60—70年代持续开展关键技术攻关，70—90年代逐步扩大工业试验规模，技术配套逐渐成熟，80年代以后进入商业化推广阶段。自20世纪80年代起，美国CCUS-EOR技术工业化应用规模持续快速扩大，年产油量于80年代初突破100×104t，90年代初突破 1 000×104t，2012年突破1 500×104t，并保持稳定[6]（见图1）。

图1 美国历年CO2驱油产量[6]

全球碳捕集与封存研究院（GCCSI）2021年研究报告[7]显示，美国在运行中的、用于CCUS-EOR的大规模工业碳捕集项目有11个，暂停运行项目2个。在运行项目中 4个为天然气处理项目，年捕集能力为1 275×104～1 285×104t，7个为其他工业碳源项目，年捕集能力 353×104～579×104t（见表1）。

表1 美国CCUS-EOR大规模工业捕集项目统计表[7]

经过近70年的发展，目前美国 CCUS-EOR产业体系已成熟配套并持续拓展。在关键技术方面，已经形成了涵盖大规模CO2捕集、长距离超临界管道输送、大规模驱油油藏工程设计、大规模埋存安全监测等方面的关键技术体系。注采和地面工程设备简易高效，自动化程度高；动态监测和适时优化调整技术持续发展；产出气循环利用技术满足项目整体提效要求，实现了CCUS-EOR全流程封闭零排放的目标。

美国CCUS-EOR项目取得了很好的应用效果，以美国二叠盆地 Kelly-Snyder油田 SACROC区块CCUS-EOR项目为例[8]：该区块储集层渗透率为1×10-3～30×10-3μm2，地质储量约 4.1×108t，1949 年投入开发，至 1974年达到历史峰值年产油量 1 020×104t，1998年产油量递减至40×104t，2002年实施CO2混相驱项目，2005年产油量超过 150×104t，至 2020年已持续稳产16年，累计增油2 456×104t，累计注入CO23.9×108t，预计提高采收率26个百分点以上。在配套政策方面，国家出台了鼓励CCUS-EOR产业发展的45Q、43法案，每驱油埋存1.0 t CO2可抵免税额20～35美元，极大地调动了企业参与CCUS-EOR项目的积极性。

1.2 美国CCUS-EOR产业的主要启示

梳理美国CCUS-EOR产业化发展历程，对中国主要有 3点启示：①得益于全产业链长期技术积累和大量矿场试验，形成了较为完整的技术标准体系；②得益于大规模管网建设，将天然气藏碳源、工业碳源捕集相结合并与油藏紧密连接，实现低成本捕集输送，有效降低了井口 CO2价格（20～25美元/t[9-10]）；③得益于国家相应的鼓励政策，持续加大CCUS-EOR产业发展支持力度，实施规模不断扩大，并且开始向 CCS方向拓展。

2 中国CCUS-EOR现状、问题与挑战

2.1 中国CCUS-EOR产业发展现状

国内CCUS-EOR研究起步较早，石油企业及有关院校早在20世纪60年代就开始探索CO2驱油技术，但因气源、机理认识、装备等问题产业化发展滞后。进入 2 1世纪以来，国家和石油企业相继设立CCUS-EOR重大科技攻关和示范工程项目，大大推动了关键技术的突破和矿场试验的成功。目前全国已开展的 CCUS-EOR矿场项目累计埋存 CO2超过 660×104t，其中中国石油天然气集团有限公司（简称“中国石油”）累计埋存CO2超过450×104t，累计增油超过100×104t。

2000年以来，中国石油加快技术研发与应用步伐[11-12]，先后牵头承担了国家重点基础研究发展计划（973计划）、国家高技术研究发展计划（863计划）、国家科技重大专项等一批国家级CCUS-EOR重大科技攻关和示范项目[13-17]，并配套公司重大科技专项和重大开发矿场试验项目[18]，进行集中攻关和试验，首次发现陆相原油C6—C15组分对混相的重要贡献，构建了较为完整的陆相砂岩油藏 CO2驱油埋存理论和技术标准体系，在吉林与长庆油田建成了 2个国家级CCUS-EOR示范工程。截至2021年，中国石油共开展11项CCUS-EOR重大开发试验，CO2年注入能力达到100×104t，2021 年年注入 CO256.7×104t、年产油量达20×104t，具有显著的增产原油和埋存减排效果。吉林油田共建成5个CO2驱油与埋存示范区，累计注CO2212×104t，年注入 CO2能力达到 40×104t，年产油能力超过10×104t，其中黑79北小井距试验区CO2混相驱预计提高采收率 25个百分点以上；大庆油田累计注CO2189×104t，年注入 CO2能力 30×104t，年产油能力10×104t，其中树101特低渗透油藏CO2非混相驱预计提高采收率10个百分点以上。目前大庆、吉林、长庆、新疆等油田 CO2驱总体处于工业化试验和规模应用阶段。中国石油正在开展CCUS-EOR全产业链重大科技专项攻关，同时大庆油田-大庆石化、吉林油田-吉林石化在松辽盆地建设年注入 CO2300×104t、年产原油100×104t的重大示范工程，中国石油力争2025年年注入 CO2达到 500×104t、年产油量 150×104t，2030年预期年注 CO2规模将达 2 000×104t、年产油超过600×104t。

中国石油化工集团有限公司（简称“中国石化”）经过十余年的技术攻关[19-21]，形成了不同油藏类型CO2驱提高采收率技术体系，在江苏、胜利、华东等油田开展多个矿场试验，取得了明显的效果。目前，中国石化CO2驱油已实施项目覆盖地质储量2 512×104t，累计增油量25.58×104t，其中胜利油田高89-1区块CO2近混相驱先导试验，截至 2021年 8月累计注 CO231×104t，累计增油量 8.6×104t，预测可提高采收率 17.2个百分点。近期宣布已建成齐鲁石化-胜利油田百万吨级CCUS-EOR项目[22]，预计未来15年累计注入CO21 068×104t、增油 296.5×104t。

近年来，延长油田积极探索CCUS-EOR技术[23]，在一体化技术攻关和全流程低成本商业化工程示范方面取得积极进展，在靖边与吴起试验区建成年处理规模 15×104t的 CCUS示范项目，累计注入 CO221.6×104t，预计可提高采收率 8个百分点以上，并在“十四五”形成100×104t规模年注入CO2能力。

2.2 中国CCUS-EOR全产业链面临的问题与挑战

高浓度 CO2排放装置和高含量 CO2气藏相对较少。高浓度 CO2排放装置主要来自化肥、加氢、煤化工等[4]，一般浓度大于 90%。目前国内石油化工企业（如大庆石化、吉林石化、齐鲁石化等）和大型煤化工企业（如中国神华煤制油化工有限公司等）的高浓度CO2捕集技术较为成熟，捕集成本一般低于200元/t。吉林油田利用物理分离方法对高 CO2含量天然气藏进行碳捕集，技术成熟，捕集成本低于120元/t。

低浓度碳源捕集成本高，制约了经济、规模化应用。中低浓度 CO2主要来自煤电、水泥、钢铁、建材、炼化等工业装置排放，占总排放量的90%以上，绝大部分CO2排放浓度低于 15%。这些装置排放量大且排放点多，规模化捕集难度较大、成本高（300～700元/t）[24-25]，成为规模捕集利用的瓶颈。燃煤发电碳捕集技术主要包括煤炭燃烧前捕集、富氧燃烧捕集、燃烧后捕集，其中，燃烧后捕集技术发展相对成熟，中国华能集团有限公司、国家能源集团在该领域处于领跑地位，已建成数套10×104t级捕集装置。炼化等企业已开展了中低浓度 CO2的捕集研究和试验，但因技术、经济原因，捕集利用受限。目前大庆石化、吉林石化正在开展 100×104t低浓度、低成本（低于 220元/t）CO2捕集技术攻关和工业装置建设。

CO2运输以车载方式为主，规模小、运费高。目前开展的CCUS-EOR项目中多数采用车载方式运送，成本较高，一般为0.8～1.0元/（t·km）。吉林油田已建成 CO2气相输送管道 50 km，年输送能力达到 50×104t。目前国内还没有长距离超临界 CO2管道输送示范项目。

CCUS-EOR项目有待进一步提高效率。目前CO2驱油提高采收率幅度为10～25个百分点，CO2埋存率约 60%～70%。在目前技术条件下，驱油生命周期结束时，地下仍剩余 50%以上的原油地质储量，更大幅度提高采收率和 CO2埋存率，具有重要的意义和实际价值，但也面临更大的技术与经济方面的挑战。

大规模碳埋存长期监测、安全防控缺乏实际经验。通过 973计划、863计划、国家科技重大专项研究[13-17]，明确了不同注入方式、不同地质体 CO2埋存机理及主控因素，确定了油藏地质体CO2“体积置换、溶解滞留、矿化反应”等埋存机理的贡献程度与表征方法，建立了天然气藏、咸水层、煤层气藏等地质体CO2安全埋存的潜力评价方法，形成了 CO2浓度、土壤碳通量、稳定同位素等相结合的一体化方法监测CO2泄漏的埋存安全监测技术体系。研究认为 CO2埋存过程的泄漏风险点主要是在井筒、断层、盖层等：井筒受到 CO2大面积腐蚀后发生泄漏，应特别关注实施防腐工艺，如管材防腐或缓蚀剂防腐等；断层、盖层等的密封性欠缺也会发生泄漏。目前已开展的矿场试验项目未发现 CO2泄漏，但碳安全埋存是一项长期的工程，现场实施 CO2驱油与埋存项目周期约 10～20年，大规模长期监测经验不足，长效安全防控仍面临挑战。

3 中国CCUS-EOR驱油埋存潜力评估

3.1 CCUS-EOR增产原油和埋存减排CO2潜力巨大

CO2驱是有效补充油藏地层能量，提高原油采收率的主要技术之一。目前世界上大型碳捕集项目捕集的CO2超过70%用于油藏提高采收率，特别是用于低渗透油藏提高采收率。据中国石油勘探开发研究院2020年评价结果，中国石油国内油田已动用储量中，适宜 CO2驱提高采收率的低渗透油藏地质储量为67.3×108t，预计平均提高采收率16.5个百分点、新增可采储量11.1×108t，在驱油阶段可有效埋存二氧化碳29.5×108t。

根据国家 973计划对中国主要油气盆地区域内主力油气藏 CO2地质埋存潜力的初步评价结果，油藏的CO2驱油埋存潜力超过 140×108t，其中松辽、鄂尔多斯、渤海湾、准噶尔等盆地的主力油区 CO2埋存潜力大，是实施CCUS-EOR的重点地区；中国主要盆地深部咸水层的CO2理论埋存潜力更大，达6×1012t以上。

3.2 CCUS-EOR产业发展经济社会效益潜力巨大

CCUS-EOR产业发展具有良好的经济效益。参考美国 45Q法案，按照国际油价 50美元/bbl（1 bbl=0.159 m3）、2026年CO2驱油埋存用35美元/t抵免税额估算，中国已动用油藏增加原油可采储量、有效埋存CO2的潜在产值可达1.0×1012元以上。打造形成CCUSEOR产业链，按照年注入3 000×104t CO2计算，每年可形成1 000×104t产油能力，创产值250×108元，每年可埋存CO22 000×104t，获碳利用抵免税费48×108元。如果国际油价高于 50美元/bbl，CO2井口价格低于200元/t，在国家有利政策支持下，CCUS-EOR项目就有望大规模有效应用。

CCUS-EOR产业发展可以创造可观的社会效益。如年埋存CO23 000×104t，就可以消纳十余家大型炼化企业的碳排放量。CCUS-EOR产业发展可以为能源结构稳步调整争取宝贵时间，按照2060年实现碳中和目标计算，当前高碳排放基础设施的使用期限已不足40年，通过CCUS-EOR产业解决煤电、水泥和钢铁等行业的一部分 CO2排放问题，可以避免新投建的基础设施提前关停和投资浪费的局面，提升碳中和过程中的成本效益[26]。此外，推动CCUS-EOR新产业规模化发展，还可以为社会提供大量就业机会。

4 中国CCUS-EOR产业前景展望

参照国外CCUS-EOR产业发展经验，结合中国进展情况，在“双碳”目标有利政策推动下，国内CCUS-EOR新产业将进入快速规模化发展阶段。预期2030年中国 CCUS-EOR产业年注入 CO2规模将达3 000×104t级，年增油规模将达1 000×104t级；2050年驱油埋存和咸水层埋存协同发展，年注入 CO2规模将达1.0×108t级，CCUS-EOR新产业发展前景十分广阔。目前中国CCUS-EOR正处于矿场试验向产业化发展的关键时期，需要针对中国陆相油藏的特点，充分发挥油田CO2驱油可驱储量丰富、地下埋存空间巨大、地面基础设施完善和井筒注入通道分布广泛等优势，积极与碳源排放企业合作，构建CCUS-EOR全产业链理论技术标准体系，支撑和推动工业化规模应用，以创新链引领新兴CCUS-EOR产业链快速效益发展。

4.1 构建更高效CCUS-EOR全产业链原创技术体系

经过几十年发展，中国陆相油田开发总体达到国际先进水平，其中精细油藏描述、精细水驱及提高采收率等多项技术居国际领先水平。与国外海相油藏相比，中国油藏以陆相为主，储集层非均质性强、储量规模小，CO2规模化驱油埋存更为复杂，难度更大。构建陆相油藏更高效的CCUS-EOR原创技术体系，需要 CO2捕集技术由高浓度向中低浓度、低成本高效捕集发展，重点研发高效、低能耗的化学吸收剂，开发新型高效的解吸反应器与大型设备，实现大规模、廉价、稳定的 CO2捕集和气源供给。储运技术由车载运输向超临界 CO2长距离管输发展，研发低成本耐蚀抗裂特种钢管材，实现 CO2长距离低成本安全输送。驱油技术向大规模、更大幅度提高采收率发展，创新研发大规模CCUS-EOR油藏方案设计、进一步扩大波及体积、高效注采与低成本防腐等的配套开发系统，特别是在改善 CO2与原油的混相能力、大孔隙体积倍数CO2注入驱油、多级调驱扩大CO2波及体积、分层CO2注入工艺、抗 CO2腐蚀高效涂层材料、产出气低成本循环利用、驱埋一体数值模拟等方面加大攻关力度，形成混相、近混相、非混相高效驱油技术系列。埋存技术向 CO2埋存地质体长期规模完整性发展，通过升级埋存方案设计、细化地质和井筒完整性评价、实施多位一体监测、提升安全防控技术，实现大规模超长期安全埋存。

4.2 贯通CCUS-EOR新兴产业链实现规模化发展

实现CCUS-EOR产业化，需要尽快制订中长期发展规划，从全产业链布局实现全产业链贯通，其核心是大规模示范应用工程落地运行。“十四五”期间，期望建成100×104t/a级低浓度CO2的低成本高效捕集工程，捕集成本降至220元/t以下，同时布局更多的碳排放企业碳捕集工程，逐步形成超过1 000×104t级的廉价、稳定CO2供给气源。根据源汇匹配情况，布局CO2长输管网建设，建成100 km达100×104t/a输送能力的超临界CO2长距离输送管道，且运输成本低于0.25元/（t·km）。建成产油100×104t/a的规模化高效驱油示范区，力争混相驱提高采收率30个百分点，并不断扩大应用规模，大幅增加原油产量。实现安全埋存 CO2超过1 000×104t/a，埋存率大于70%，持续扩大埋存规模，为“双碳”目标实现做出积极贡献。

4.3 推进CCUS-EOR全产业链相关企业的协同发展

要加强油气田企业和炼化、煤电、煤化工等碳排放企业的合作，形成优势互补的CCUS-EOR产业创新联合体。同时加强气藏开发利用（CCUS-EGR）、化工利用、生物利用以及CCS等减碳技术的攻关，带动规模化应用，为实现“双碳”目标提供强有力的技术保障。

国家层面已推出碳交易平台，对推动CCUS项目实施起到积极作用，建议国家进一步出台关于碳权确认方法、合理排放指标、减排补贴标准、减排综合收益等方面明确可行的量化计算方法和支持政策（参照美国的45Q法案），提高企业规模化实施CCUS的积极性和主动性。

5 结语

CCUS-EOR作为大幅度提高石油采收率和最现实可行的碳减排技术，是推动中国化石能源企业平稳、绿色、低碳发展的重要途径，对保障国家能源安全、实现“双碳”目标具有重大意义，加快产业化发展势在必行。中国CCUS-EOR技术攻关和示范工程取得了突破性进展，基本形成了适应中国陆相油田的驱油埋存技术标准体系，整体处于矿场试验向工业化试验和规模应用发展阶段。目前仍面临CO2气源捕集/运输成本较高、采收率和埋存率相对较低、大规模埋存监测与安全防控实际经验缺乏等挑战，需要加快技术攻关和工程示范，支撑规模效益应用。

中国发展CCUS-EOR产业的CO2捕集、驱油与埋存潜力巨大，松辽、渤海湾、鄂尔多斯、准噶尔等盆地是当前CCUS-EOR产业发展的主战场，油田企业是CCUS-EOR产业的主力军。推动捕集、运输、驱油与埋存全产业链技术进步、快速效益发展，支撑化石能源企业低碳发展，具有巨大的经济社会效益和广阔的发展前景。

目前CCUS-EOR产业处于规模化、高质量和有效益发展的机遇期，需要抓住时机，大力推进。建议国家和相关企业制订中长期发展规划和有利政策，构建陆相油藏高效CCUS-EOR原创技术体系，打造全流程贯通的新兴产业链，实现全产业链规模效益快速发展；同时注重发挥油气田企业优势，与碳排放企业合作发展，带动和推进其他应用领域CCUS和CCS产业发展，在国家政策支持下，强力助推“双碳”目标的实现。