油气田企业推进CCUS技术应用面临的挑战及对策

刘 斌

（中国石油辽河油田公司）

2021年，联合国政府间气候变化专门委员会（IPCC）第六次评估报告（AR6）确认，全球地表平均升温与累计人为二氧化碳（CO2）排放之间存在准线性关系，每1×1012t累计CO2排放，将造成全球地表温度升高0.45℃。专家预测，按照目前的温室气体排放规模，到21世纪末，全球地表温度将上升3～4℃。目前，全球化石燃料燃烧产生的CO2排放已经达到340×108t[1]，有54个国家碳排放实现达峰。2020年9月22日，国家主席习近平在第75届联合国大会一般性辩论上向国际社会做出“中国要力争于2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和”的庄严承诺[2]，表明了中国为全球应对气候变化做出重大贡献的决心。

2021年以来，中国石油化工集团有限公司（简称中国石化）、中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）、中国海洋石油集团有限公司（简称中国海油）等中央企业相继宣布了投资建设大型碳捕集、利用与封存（CCUS）项目的计划[3]。2021年6月25日，国能锦界公司燃煤电厂燃烧后15×104t/a CO2捕集与驱油封存全流程示范项目通过试运行；7月5日，中国石化启动我国首个百万吨级CCUS项目建设，即齐鲁石化CO2捕集和胜利油田CO2驱油与封存项目；8月26日，中国海油启动恩平15-1油田800m深海底永久封存146×104t CO2项目，为我国首个海上油田CO2封存示范工程；2022年1月17日，通源集团投资10亿元与新疆库车市人民政府签署百万吨CO2捕集利用一体化示范项目合作协议；2月25日，中国石油启动松辽盆地300×104t CCUS重大工程示范项目。截至2021年底，中国石油已开展11项CCUS重大开发试验，CO2注入能力达到56.7×104t/a，累计埋存CO2超过450×104t。CCUS技术已经成为油气田企业推动能源绿色转型、全力服务“双碳”目标、实现碳中和目标技术组合的重要组成部分。

1 CCUS发展现状与潜力

CO2是一种常见的温室气体，密度比空气大，溶于水，热稳定性很高（2000℃条件下仅1.8%分解），属于酸性氧化物。CCUS是指将CO2从工业排放源中分离后，运输到特定地点加以利用或封存，以实现CO2减排的工业过程。因此，作为CO2减排的重要措施之一，CCUS技术发展潜力巨大。就CO2驱油提高采收率（CO2-EOR）而言，在CO2捕集、运输、储存、利用和封存方面，CCUS技术已经具备规模应用的基础。

1.1 发展规模

近年来，全球CCUS工业示范项目的数量和规模发展势头强劲。据《剑桥能源论坛》杂志数据，目前全球正在运行的商业CCUS装置接近30座，涵盖25个国家，CO2捕集能力超过4000×104t/a。仅2021年就新增CCUS项目100个，预计到2030年全球碳捕集能力将翻两番。

石化和化工行业是CO2的主要利用领域。目前，全球捕获的CO2有70%来自油气行业[4]，CO2-EOR成为油气开采企业CCUS的重要内容。中国石油吉林油田公司（简称吉林油田）CO2驱油示范工程已运行13年，既解决了长岭气田产出CO2去向的难题，又解决了特低渗透油田提高采收率问题[5]，CO2封存能力达到35×104t/a，实现了驱油与埋存并行、效益与环保并重的“吉林模式”。截至2021年底，我国已建成5个CO2驱油与埋存示范区，覆盖地质储量1183×104t，注气井组88个，累计注气超过200×104t，产油能力为10×104t/a，CO2埋存能力为35×104t/a，全流程成本为166元/t。中国石化胜利油田分公司（简称胜利油田）已在7个区块规模化推广CCUS项目[6]，累计注入CO243×104t，封存 CO240×104t，累计增油 10×104t，全流程成本为450元/tCO2。陕西延长石油（集团）有限责任公司（简称延长石油）陕北煤化工CO2捕集示范项目已具备5×104t/a的CO2封存能力，全流程成本为120元/tCO2（表1）。

表1 我国部分已建并投运CCUS项目状况统计

据生态环境部环境规划院《中国二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）年度报告（2021）》（简称《中国CCUS年度报告》）预测[7]，2050年和2060年，我国需通过CCUS技术实现CO2减排量分别为（6～14）×108t和（10～18）×108t。国际能源署（IEA）测算，要实现联合国设定的2050年碳减排目标，通过CCUS捕集的CO2量需要从2020年4000×104t增至2050年不少于56×108t。据统计，2020年中国石化捕集CO2量达130×104t，产油量达30×104t[8]。当前，大多数CCUS项目是CO2-EOR，可实现CO2减排和提高采收率的双重功效。

1.2 封存潜力

据《中国CCUS年度报告》统计，全球陆上理论可封存CO2（6～42）×1012t，海底理论可封存CO2（2～13）×1012t[7，9]。2020 年，全球利用 CCUS实现碳封存规模约为0.4×108t，仅占全球当年碳排放总量的0.1%。在所有封存类型中，深部咸水层封存占据主导位置，其封存容量占比约为98%，且分布广泛，是较为理想的CO2封存场所[10]。

从驱油封存角度考虑，我国约有100×108t剩余石油地质储量适宜于CO2驱油，一般可提高原油采收率10%～20%，按国际标准，采出1t油可埋藏3～4t CO2估算，CO2埋藏量可达3000×104t/a规模；全国枯竭油气田、无商业价值的煤层和深部咸水层的CO2封存潜力超过2300×108t[7]，CO2在废弃油气田中可实现永久封存。

《中国CCUS年度报告》指出，我国地质封存CO2潜力约为（1.21～4.13）×1012t，其中油藏主要集中于松辽盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地和准噶尔盆地，气藏主要分布于鄂尔多斯盆地、四川盆地、渤海湾盆地和塔里木盆地[7]。理论计算显示，通过CO2驱油技术，利用枯竭气藏可以封存CO2约90×108t，利用枯竭油藏可以封存CO2约51×108t。

1.3 我国碳交易发展

自2011年起，我国在北京、天津、上海、重庆、广东、湖北、深圳7个省市启动了地方碳交易试点工作。2020年，《全国碳排放权交易管理办法（试行）》和《全国碳排放权登记交易结算管理办法（试行）》征求意见稿出台。2021年1月1日，全国碳市场首个履约周期正式启动，涉及2225家发电行业的重点排放单位；同年2月至3月，《碳排放权登记管理规则（试行）》《碳排放权交易管理办法（试行）》和《碳排放权结算管理规则（试行）》正式施行，为碳市场建设和运行提供法律保障，这标志着全国统一碳排放权交易市场建设进入新阶段。随着自愿减排市场与强制配额市场的进一步融合，CCUS技术的竞争优势将逐渐彰显。

我国确立碳交易试点以来，政府和企业在探索实践中取得了一定成效，“排碳有成本，减碳有收益”理念逐步形成。2021年7月16日，全国碳市场首日开盘价为48元/t，截至2021年12月31日，挂牌价格平均为40～60元/t，碳市场配额累计成交量1.79×108t CO2当量，累计成交额76.61亿元[11]。目前，碳交易市场的推进尚未达到预期效果[12]，企业的投资收益尚未显现。

1.4 商业模式

1.4.1 国外项目服务模式

在欧美发达国家，CCUS拥有较为成熟的服务模式[13]。CCUS企业大多集中于碳捕集和碳利用两个领域。其中，碳捕集端企业主要围绕碳循环的机理，运用新兴技术解决烟气中CO2捕集难题。技术关键是将CO2高度浓缩，以提高捕集效率、降低捕集成本；服务模式是以提供CO2捕集的解决方案为主。对投资机构而言，碳捕集的技术壁垒较高，突破技术瓶颈的周期较长，投资风险存在不确定，代表性企业如CarbonEngineering。

碳利用端企业主要围绕碳转化技术，提供多样化的转化形式，将CO2转化成丰富的复合材料或燃料，广泛应用于化工、能源、建筑、农业养殖等领域。技术关键是打造碳排放闭环，将碳转化为清洁能源资产；服务模式以提供碳转化技术为主兼开发碳转化设备。对投资机构而言，碳利用技术应用广泛、落地及推广普及成本低，但对于技术深度融合的水平要求高，代表性企业如RavenSR。

1.4.2 国内项目商业模式

国内已开展的CO2-EOR项目商业运营模式主要有两种。一是独立运营模式。油气田企业是CCUS全流程的独立运营商，以吉林油田和胜利油田的EOR项目为代表。这种模式可使项目的风险与利润在全流程的多个部门间灵活传递，业务协调容易，交易成本低。二是运营商模式。独立运营企业将收购的CO2销售给使用方（油田），或将CO2直接封存获取封存补贴，以宁夏德大气体开发科技有限公司—长庆油田、新疆敦华石油技术有限公司—新疆油田的CO2-EOR项目为代表。运营商从煤化工企业购买低纯度CO2，经过捕集、分离和提纯，运输至油田EOR施工现场。

2 CCUS成本分析

在CCUS各环节中，CO2捕集的能耗和成本最高。据《中国CCUS年度报告》介绍：燃煤电厂（低浓度源）和煤化工企业（高浓度源）的CO2捕集成本分别为300元/t和180元/t，管道、车载运输成本分别为 0.8～1.2 元 /（t·km）、0.9～1.4 元 /（t·km），地质封存成本为50～60元/t，驱油成本为10～15元/t，CCUS全流程成本达300～400元/t，高于我国碳市场交易均价20～30元/t[7]。CCUS成本主要包括经济成本和环境成本。

2.1 经济成本

经济成本包括固定成本和运行成本。

固定成本是指CCUS项目的前期投资，包括设备安装、占地投资等。例如，宝钢湛江钢铁有限公司CCUS项目，CO2捕集能力为50×104t/a，运输距离100km以内，前期投资达3.38亿元，固定成本为195元/tCO2，占经济成本的30%。

运行成本是捕集、运输、利用、封存4个环节所需成本总和，其中CO2捕集环节成本约占运行成本70%以上（表2）。预计2025年[7]，CO2捕集成本为90～390元/t，管道运输成本为0.8元/（t·km），封存成本为50～60元/t，与目前水平基本相当。

表2 我国2025—2060年CCUS各环节成本测算

在石化和化工行业中，CCUS运行成本主要来自捕集和压缩环节[14]。通常，高浓度、中浓度、低浓度的CO2捕集和压缩成本分别为小于150元/t、108～190元 /t、270～420元 /t。因此，提高 CO2产生浓度是降低CCUS运行成本的有效方式。例如，在延长石油的陕北煤化工CO2捕集示范项目中[15]，CO2来自于煤制气中的预燃烧过程，CO2纯度和浓度较高，其捕集和运行成本较其他项目下降约26.4%，仅为172.6元/tCO2，其中捕集成本为113.9元/tCO2，运输成本为58.7元/tCO2。

当前，我国CCUS的捕集技术日趋成熟，在油气开采企业CO2-EOR已步入商业化。以中国石油为例，从20世纪90年代开始，相继开展了CO2-EOR室内研究和矿场试验，攻克了注CO2提高采收率和有效埋存、注—采—输技术定型配套等关键问题，并已实现效益推广，混相驱情况下可提高采收率10%～15%，彰显了CO2-EOR的技术优势。当前，成本居高不下成为制约CCUS规模化应用的瓶颈，按8%基准收益率测算，CO2捕集和压缩成本的平衡点为油价70美元/bbl；从规划可行性研究看，鄂尔多斯地区CO2驱油项目在油价65美元/bbl左右方可获得经济效益。

2.2 环境成本

环境成本包括环境风险与能耗排放。环境风险是指CO2在捕集、运输、利用与封存各环节发生泄漏的可能性；能耗排放是指CCUS技术因额外增加能耗而带来的环境污染支出。从封存的规模、环境风险和监管考虑，国外一般要求CO2地质封存的安全期不低于200年。

3 CCUS示范项目实施状况及分析

近年来，国内外CO2驱油与埋存技术持续发展，在理论、技术、示范引领等方面积累了经验，也发现了一些问题。

3.1 国外示范项目

国外CO2-EOR技术已发展40余年，通过大量矿场开发与应用，形成了以CO2混相驱/非混相驱和气水交替驱等为主导的二氧化碳驱油技术，CO2封存潜力较大[1]。在成功案例中，加拿大Weyburn油田CO2捕集埋存与提高采收率技术（CCS-EOR）项目从2000年至今，已累计增油2100×104t，提高采收率10%以上，封存CO23000×104t。失败的案例以雪佛龙公司Gorgon项目和JX Nippon Oil &Gas公司PetraNova碳捕获项目最为典型。Gorgon项目因两年捕集和封存CO2仅500×104t，未实现400×104t/a CO2捕集和封存目标，于2020年7月19日宣告失败。耗资超10亿美元的PetraNova碳捕集项目，经过5年运行，因经济问题已于2021年1月29日停运，CO2捕集量仅为140×104t/a，投资方的利润平衡点油价高达75美元/bbl。

由此可见，企业投资CCUS项目，经济效益是主要考虑因素。全国能源信息平台数据显示，全球CCUS项目的投资规模快速递增，2018年为8亿美元，2019年为10亿美元，2020年略低于30亿美元；CO2捕集成本约为71.5～370元/t（不包括运输和封存成本）。联合国政府间气候变化专门委员会研究认为，CCUS技术规模推广的极限值为CO2捕集和封存总成本在163～195元/t之间。

目前，投入和运营成本是CCUS项目实施的最大瓶颈。麻省理工学院研究证明，全球已建的CCUS项目中，捕集CO2并将其加压处理为超临界流体的费用为163元/t，运输至封存点的费用为32.5元/t，CO2储存费用为130元/t，掩埋CO2的费用为195元/t，CO2全流程成本为520.5元/t。如果再加上人工、车辆及管道敷设等费用，CO2捕集和封存总成本超过4160元/t。此外，燃烧化石燃料的企业围绕碳捕集进行技术和设备改造时，同样花费巨大。

同时，CCUS项目实施需要政府的政策扶持。近年来，美国、加拿大、挪威和英国等国相继出台了支持CCUS的扶持政策。美国通过的45Q法规，以税收返还方式为CCUS项目提供封存每吨CO2高达50美元的财政补贴，极大促进了CCUS技术的研发与利用。

3.2 国内示范项目

我国CCUS技术研发和应用尚处于初级阶段，目前共有35个在建和在役的CCUS示范项目，其中CO2-EOR项目占62.5%，CO2捕集能力为300×104t/a。示范项目显示：规模为5×104t/a、10×104t/a、15×104t/a的CO2捕集项目，总投资分别为5000万元、9800万元、1.5亿元，CO2捕集能耗分别为 1.56GJ/t、2.4GJ/t和 3.4GJ/t。CO2捕集成本一般为260～380元/t，最低为200元/t。CO2船运成本：200km以内，约为1元/（t·km）；200～250km，约为 0.5元 /（t·km）；500～1000km，约为 0.3～0.4 元 /（t·km）。

由于高成本、低收益特点，CCUS项目难以为投资者带来收益。示范项目建成后，一部分未投入运行，主要原因是没有市场，CO2无处消纳。投入运行的项目，收益率只能维持在2%甚至以下。目前，全流程示范项目较少，产业链上下游对接不畅。前端做捕集的项目，重点放在CO2转化应用上。后端做封存和利用的项目，则需要200km或更近距离、丰富而经济的气源。气源的去向与供应脱节，缺乏跨行业、跨部门的协调合作机制，成为示范项目面临的主要问题。

3.3 经验与认识

一是CCUS技术可直接减少CO2排放，为目前技术、经济条件下碳减排最现实的方式。按百万吨级CCUS计算，每年可减排CO2量100×104t。

二是CO2纯度在90%以上即可用于提高采油率。CO2在地层内溶于水后，可使水的黏度增加20%～30%；CO2溶于油后，使原油体积膨胀，黏度降低30%～80%，油水界面张力降低，有利于增加采油速度。CO2驱油一般可提高原油采收率7%～15%，延长油井生产寿命15～20年。

三是CCUS技术减排潜力大，可推动化石能源行业低碳转型。我国未来有10×108t碳排放量要靠CCUS实现中和，其中石油化工行业（2～3）×108t、油气开采行业3.6×108t。

四是CCUS技术在CO2捕集、运输、利用与封存过程中均存在一定环境风险。其中，捕集环节，由于额外能耗增加，导致大气污染物排放，吸附溶剂使用后的残留废弃物会造成二次污染；运输和利用环节，可能会发生突发性泄漏，导致局地生态环境破坏；封存环节，存在CO2泄漏的可能性，造成环保问题。

4 我国CCUS技术发展面临的挑战

我国CCUS技术目前尚处于研发和示范的初级阶段，单一项目平均捕集能力仅为27×104t/a，而且高能耗、高成本、高不确定性，加之缺乏激励政策、产业链协同困难等，制约了CCUS技术的实施与推广。实践证明，经济性是制约我国CCUS技术产业化的瓶颈，这与碳市场的成熟度、气源供给体系的完整性等密切相关，实现CCUS技术规模化应用仍然面临诸多挑战。

4.1 CO2利用是CCUS技术创新突破的难点

一方面，CO2分子不易活化、反应路径复杂、产品选择性低等特性，阻碍了CCUS技术推广和应用。另一方面，CO2作为蕴含价值高、应用领域广的商品，市场前景可观。因此，CO2利用技术的突破将直接引领CCUS技术创新。

4.2 高投入是阻碍CCUS技术规模化的主要障碍

目前，CCUS备受关注，从碳源企业、碳汇企业到地方政府，都表现出很高的积极性，可一旦进入立项或者实施，就举步维艰，其原因就是CCUS项目投入巨大，收益不确定。

第一，现有技术条件下，碳捕集装置的投资和运维成本很高。以火电厂为例[16]，安装碳捕集装置将增加140～600元/tCO2的运行成本，加之CO2目前主要用罐车输送，运输成本高，致使发电成本大幅增加。《中国CCUS年度报告》指出[7]，到2030年，全流程CCUS（按250km运输计）技术成本为310～770元/tCO2；到2060年，将逐步降至140～410 元 /tCO2。

第二，随着碳达峰、碳中和逐步被提高到国家战略的高度，碳配额将成为越来越稀缺的资源，价格也会随之攀升。而碳税、碳配额价格、碳交易价格最终将构成企业的运行成本，无疑将增加油气开采企业推进CCUS技术规模化的完全成本。

第三，CCUS项目开展取决于现有的碳存储能力，这将直接制约CCUS项目的投资。目前的CCUS示范工程，投资均达数亿元，投资主体基本为国有能源企业，全流程初始投资及维护成本在1000元/tCO2以上，投资回收期超过10年。

高投资成为制约CCUS技术规模推广的主要因素。因此，CCUS项目的推进取决于政府的资金扶持，扶持既要彰显经济效益，又要凸显社会效益。

5 推进CCUS技术发展的对策

为保障国家能源安全，在实现碳中和过程中，将坚守国内石油年产量长期稳产2×108t以上、天然气年产量快速上升至3000×108m3并长期稳产为底线。综合考虑油气田企业现状，未来一段时期CCUS发展仍处于试验示范期，总体思路仍是通过多领域的技术示范，分阶段逐步实现CCUS的全流程、一体化和规模化，积累经验促进CCUS技术成本下降和水平提升，为实现CCUS商业化应用做好储备。因此，应从技术攻关、碳定价、商业模式、政策支持、产业化集群等方面，推进实施CCUS技术发展策略。

5.1 强力攻关全流程CCUS技术

全流程CCUS技术包括CO2捕集与装备、高压输送管道生产与研发、地质封存与高效驱油利用、地下监测和运移等多个方面。由于CO2地质封存受地质条件的严格限制，给CCUS技术的规模推广带来了严峻挑战。为此，油气开采企业应立足当下，加快CCUS产业布局，加大CCUS技术研发力度，超前进行技术储备，依托我国三大油公司与高等院校、科研机构的 CCUS重点实验室，攻关低浓度CO2捕集与储运、低温CO2密闭注入、CO2驱油与封存等技术难题，通过技术创新和商业模式优化进一步降低产业运营成本和能耗，实现油气田企业增储、增效、减碳。在国家层面，需制定和完善CCUS行业技术规范、制度法规框架体系，以及科学合理的建设、运营、监管体系，形成统一的全流程CCUS技术行业标准。

5.2 以碳定价推动CCUS市场化

碳定价包括碳税和碳交易机制两种形式。前者是政府通过税收直接确定碳价格，以弥补碳的市场价格缺失；后者是创造一个交易市场，在政策设定的排放总量限制下由参与市场的交易主体形成价格。

在碳定价政策下，企业通过评估碳价格对其运营的影响来识别盈利机会，投资者使用碳定价分析其投资组合的潜在风险。因此，需要政府和市场共同发力。一是从供需两端助力，刺激技术创新和市场创新，赋予CO2排放量市场属性，推动CCUS技术降本提效；二是完善碳市场交易，探索研究适时引入碳税作为碳市场的补充，让油气田企业通过不同类型的碳资产项目开发获得碳减排权证，再通过碳交易市场销售碳减排指标，使CCUS技术在碳交易中获取收益，提高企业参与的积极性。

5.3 专题研究CCUS减排量的核算方法

碳交易中的收益增补将是推进CCUS项目的助推剂，当务之急是如何对温室气体减排效果进行量化核证。根据国家发改委《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》，以现有CCUS项目为对象，运用“有无对比法”，对成熟的CCUS项目进行经济评价；针对碳源的利用方式和油田驱油与埋存的可代替情景，厘清各种情景下全流程工艺、用能和排放分析，建立项目总碳排放量核算模型和技术经济指标体系。

5.4 完善CCUS政策支持体系

借鉴国内外的成功经验，探索制定适合CCUS技术研发与推广的税收优惠和补贴激励政策，形成增资与降本的良性循环机制。一方面，逐步建立碳交易系统，对减少的碳排放量进行明确定价。针对CO2利用和封存项目，专题研究相关税收优惠和差异化补贴激励政策，包括新技术税收优惠、项目收益期优惠、贷款优惠、土地优惠、碳市场交易优惠、石油特别收益金减免等政策，进而形成对大规模、全流程CCUS示范项目的政策支持体系。另一方面，从CCUS产业链角度出台扶持政策，探索政府管理与市场运作有机结合的CCUS商业化投融资模式，研究将CCUS纳入碳排放权交易市场的合理机制。同时，鼓励技术研发和创新，不断降低CCUS技术成本，促进关键技术商业化。

5.5 鼓励油气田企业发挥技术优势持续推进CCUS项目

CCUS减排潜力巨大，通过EOR等 CO2利用方式可带动相关行业发展，CO2的工业利用极具前景。目前，胜利油田、中原油田、吉林油田、延长石油实施的CCUS项目均为CO2-EOR，新疆、长庆、大庆等油田开展的CO2驱油技术攻关已实现工业化发展，油气田企业在CO2封存方面具有相对技术优势。未来，煤炭、电力等行业的CO2捕集与石油公司的CO2封存加快融合，将形成完整的CCUS产业链。为此，应积极建立科学消化碳减排量指标的合作共赢机制，引导和鼓励油气田企业发挥技术优势推进CCUS项目，利用开采油气后枯竭油气田，形成集埋藏与封存于一体的“人工二氧化碳气田”，让碳减排量交易利国利民利企。

6 结论与认识

（1）CCUS技术以“减少CO2排放、提高采收率”为特色，成为油气田企业实现碳中和目标的重要组成部分，它将在国内已探明的约100×108t适于CO2驱的剩余石油地质储量中，发挥主导性作用。

（2）当前，制约CCUS技术规模化应用的瓶颈难题仍然是高能耗、高成本、高投资，而在CCUS全成本中，CO2捕集成本约占总成本的70%以上，因此控降捕集成本是解决CCUS技术高成本的重要途径。

（3）推进实施CCUS技术发展策略，应从攻关全流程CCUS技术、以碳定价推动CCUS、专题研究CCUS减排量核算方法、完善CCUS政策支持体系、鼓励油气田企业发挥勘探开发技术优势推进CCUS项目5个方面，深化CCUS商业化应用基础研究。