海洋CO2封存的国内外进展与启示

张海滨，卢 迪，熊剑智，李世刚，王教凯，陈亮鸿，高 波

（1.中国海洋石油集团有限公司节能减排监测中心，天津 300450；2.生态环境部珠江流域南海海域生态环境监督管理局生态环境监测与科学研究中心，广州 510610；3.中海油能源发展股份有限公司清洁能源分公司，天津 300450）

工业革命以来，化石能源燃烧造成大气中CO2等温室气体持续增加，进而引发气温上升和气候变化等全球性生态环境问题[1]。目前，CO2减排成为国际社会的共识和行动目标[2]。近几十年来，CO2捕集利用与封存（CCUS）技术不断发展，可以将CO2从工业过程、能源利用或大气中分离出来，加以利用或回注地层，从而实现永久性的CO2减排[3]。作为化石能源大规模可持续低碳利用的手段[4]，CCUS 技术是实现化石能源利用的近零排放的唯一有效途径[5]。国际能源署（IEA）评估指出，在实现全球碳近零排放的目标上，CCUS 技术有望贡献碳减排总量的15%[6]。

近海盆地在海洋碳封存方面具有分布广、封存容量大、安全性与稳定性高等优势[4]。研究表明，全球海域沉积盆地的CO2封存容量可达总量的40%[7]。20世纪90年代以来，部分国家已开始实施海洋CO2封存项目。然而，海洋CO2封存技术难度大、成本高，目前国外仅有6 个海洋CO2封存项目成功实施。相比之下，我国海洋碳封存研究起步较晚，但近年来国内学者对我国海洋碳封存潜力、海底封存CO2注入技术、海洋碳封存的稳定性等方面开展深入探索[8-11]。2023年6月1日，中国海洋石油集团有限公司（简称中国海油）成功实施我国首个百万吨级海洋CO2封存工程，预计每年可封存CO230 万t，累计可封存CO2146 万t以上[12]。本文综合梳理国内外海洋碳封存的进展，对比分析国内外海洋碳封存的监测手段，然后提出相应对策，以推进我国海洋碳封存，最终实现碳达峰碳中和目标。

1 国内外海洋碳封存现状

1.1 国外海洋碳封存现状

国外海洋碳封存主要涉及两类项目，一是正在运行碳封存项目，二是暂停实施碳封存项目。

1.1.1 正在运行碳封存项目

（1）挪威Sleipner 咸水层封存项目。该项目是世界首个商业化海洋碳封存项目[13]。Sleipner Vest 气田于1974年被发现，气田天然气含有约9%的CO2。为避免CO2的大量释放，并受到欧盟排放体系中碳排放税政策的驱动，挪威国家石油公司于1996年实施挪威Sleipner 咸水层封存项目，将分离的CO2注入Utsira Sand 咸水层（注入层位为埋深1 012 m 的砂岩水层）。该项目自1996年起运行稳定，首年注入量约为90 万t，后因天然气产量降低，封存量略有减少。截至2017年，已累计注入超过1 600 万t CO2。

（2）挪威Snohvit 咸水层封存项目。该项目位于挪威北部近海，在哈默菲斯特盆地中部巴伦支海西南部，天然气含有5%～8%的CO2，其于2008年实施CO2封存[14]。该项目的封存流程为通过海洋管道输运天然气至Melkoya LNG 工厂分离出CO2，后输运至海上注入井进行回注，地层注入深度约为2 500 m。自2008年开始，项目每年封存约80 万t CO2，预计在30年内将封存约2 300 万t CO2。

（3）巴西Lula 油田驱油封存项目。该项目位于巴西桑托斯盆地，于2011年开始试点实施，在2013年6月投入商业运营[15]。Lula 油田是巴西最大的深水油田，也是世界第五大海上油田和第一大盐下油田。油田处水深大于2 000 m，储层深度达5 000～7 000 m，CO2含量为8%～15%。基于CO2减排和提高原油采收率增效的双重目标，巴西首次采用CO2-提高石油采收率（EOR）技术实施海上CO2驱油封存，年封存注入量约为700 万t，它是世界上首个已实施的海上CO2-EOR 技术项目。

（4）澳大利亚Gorgon 咸水层封存项目。该项目位于澳大利亚西北部海域的西澳大利亚州巴罗岛附近，于2019年8月实施[16]。Gorgon 咸水层封存项目主要用于处理离岸100～200 km 的Gorgon 油田和Jansz-Io 油田的18 口井输送的天然气，天然气平均CO2含量约为7%，年封存注入量约为400 万t。

1.1.2 暂停实施碳封存项目

（1）荷兰K12-B 枯竭气层封存项目。该项目位于荷兰北海海域，是世界上第一个将CO2重新注入同一地质储层的项目。该项目自2004年起实施CO2封存，持续运行到2017年，已完成超过10 万t CO2封存[17]。K12-B 油田Rotliegend 储层的天然气含有13%的CO2，为降低天然气运输成本，将分离的CO2注入枯竭气层中，地层注入深度约为4 000 m。

（2）日本Tomakomai 咸水层封存项目。该项目是日本政府在北海道Tomakomai 港口附近海域开展的一个大型碳捕集与封存（CCS）示范项目，旨在证明完整的CCS 项目的可行性[18]。CO2源是Tomakomai港炼油厂的制氢单元的变压吸附（PSA）废气，该项目通过一条1.4 km 长的管道向捕集设施提供CO2，地层注入深度约为1 000 m。该项目于2016年4月开始封存，但在2019年暂停，封存注入总量约为30 万t。

1.2 国内海洋碳封存现状

1.2.1 海洋碳封存潜力

全球理论海洋封存容量为2 万亿～13 万亿t，其中深部咸水层封存占据主导位置，其容量占比约为98%，分布广泛，它是较理想的CO2封存场所[3]。《中国二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）年度报告（2023）》指出，中国理论CO2地质封存容量为1.21 万亿～4.13 万亿t，主要包括咸水层、油气田等地质构造[4]。其中，深部咸水层的封存容量为0.16 万亿～2.42 万亿t，分布在塔里木盆地、渤海湾盆地、珠江口盆地等大中型沉积盆地[4]。我国近海的渤海盆地、珠江口盆地、东海陆架盆地储盖层组合好，盆地内发育众多背斜、断鼻等类型的圈闭，有着十分丰富的海底地质咸水层和油气储层空间，具有较好的封存适宜性，具有分布广、封存容量大、封存条件较好、安全与稳定性高等优势。虽然我国海洋碳封存的容量巨大，国际上实施的海洋碳封存示范项目也为我国海洋碳封存项目发展提供了技术示范，但由于海洋封存成本高、存在泄漏风险、泄漏监测困难、经济效益尚不明朗，我国于2023年6月才在南海的恩平油田实施了第一例海洋碳封存项目。

1.2.2 国内海洋碳封存案例

为积极响应碳达峰碳中和与推动海上油田绿色低碳开发，中国海油实施了首个百万吨级海洋CO2封存工程。该工程位于中国南海珠江口盆地，距岸最近距离约为130 km，工程设施区域水深为84.5～92.1 m。恩平15-1 油田在开发过程中伴生高含量的CO2，同时油田800 m 咸水层呈穹顶式结构，水层上部发育多套泥岩，盖层密封性好，具备良好的封存条件。恩平15-1 油田中心平台（CEP）建设高含CO2气回注封存系统，高含CO2井所产物流在管汇汇合后，进入高含CO2分离器进行气液分离，分离的CO2含量可超过95%。这部分气体干燥脱水后回注地层，注入层位为埋深830～920 m 的粤海组1 号水层，预计每年可封存30 万t，累计可封存146 万t 以上。

2 国内外海洋碳封存监测技术方案

2.1 国外海洋碳封存监测

由于海洋碳封存时空跨度大、封存地质条件复杂、气体泄漏路径不确定，对海洋碳封存的有效性和安全性进行长期地质环境监测尤为重要[15]。封存区地质环境监测一般包括以下内容：识别封存全过程可能泄漏路径及潜在风险，明确监测范围[19]，确定监测目标和任务，比选监测技术，确定监测频率[7]。

国外已实施的海洋碳封存项目的环境地质监测一般采用多种技术，包括地震监测、化学示踪剂监测、井下温度和压力监测、井下流体采样、海水水柱采样和海底沉积物采样等[7]。例如，为了监测CO2羽流迁移情况，判断封存的CO2是否泄漏，挪威Sleipner 咸水层封存项目实施海底监测方案，采用3D 地震探测、2D 地震探测、海底重力监测、海底地表成像、水柱取样、沉积物取样等监测手段。3D 地震探测技术利用CO2进入储层时通常呈超临界状态的特性，与封存前盐水填充储层的声速差异对比，对碳封存状态进行三维监测。挪威Sleipner 咸水层封存项目于1999—2016年多次进行重复三维拖曳地震勘测，监测CO2羽流迁移情况，监测结果显示，自1996年运行以来，项目未发生CO2泄漏。挪威Snohvit 咸水层封存项目采用井下压力和温度监测以及延时3D 地面地震勘测，主要监测目标是CO2羽流迁移情况和井下压力，确保注入压力不超过断裂阈值，以保持储层及其盖层的机械完整性。

2.2 国内海洋碳封存监测

为了监测恩平15-1 油田CO2回注封存项目实施前后的海洋环境变化，保证注入安全和注入效果，中国海油制定海洋碳封存监测计划。该计划针对CO2回注封存项目各阶段的重点，分阶段对地层水、回注参数、时移地震和海洋环境现状进行监测（回注前、回注中和停注后）[20]。在回注前阶段，主要开展回注层的地震监测和回注区海洋生态环境监测。在回注海域进行2 期（春夏两季）生态环境监测，对水质、沉积物和生物样品进行采样，并对水文气象、海水化学、海洋地质等指标进行分析检测。其中，海水化学指标包括溶解无机碳、碱度、pH、CO2分压、溶解氧、颗粒有机碳、溶解有机碳、温度、盐度、叶绿素、营养盐、透光度、初级生产力、含油量、化学需氧量（COD）；海洋生物指标包括浮游植物、浮游动物、底栖生物、渔业资源；海洋地质指标包括沉积物类型、沉积物重金属、石油类、有机碳；水文指标包括流速、流向等。回注阶段针对回注参数（井筒完整性和腐蚀性等）进行监测；停注阶段通过时移地震和海洋生态环境监测，掌握回注层CO2羽流迁移情况和回注海域生态环境变化情况。

国外对海洋CO2地质封存环境监测制定监管条例，受控CO2释放试验的研究计划也陆续开展，包括地质碳储存对生态系统的潜在影响定量和监测项目（QICS），CO2封存测量、监测和验证项目（ETI MMV）和海洋二氧化碳捕集与封存环境监测策略（STEMM CCS）等[15]。然而，我国尚未提出海洋CO2封存项目的环境地质监测技术规范，在监管条例和规范标准方面存在空白。因此，建议针对恩平15-1 油田CO2回注封存项目开展环境地质监测研究，借鉴国外先进的环境地质监测技术手段（井筒监测、海底成像、示踪剂监测等），针对地质油藏特点、地质地层结构和封存方案，优化并筛选监测技术[19]，确保海油绿色低碳开发和海洋生态环境安全。

目前，我国对海洋CO2含量的监测处于起步阶段，识别封存区CO2泄漏存在一定的技术挑战。由于海底存在一定含量的CO2，技术层面，识别封存区CO2泄漏或是自然CO2逸散存在难度[15]。因此，在恩平15-1 油田CO2回注封存项目运行前对封存区进行详尽完整的环境基线调查，掌握封存前封存海域的碳酸盐体系和海洋生态体系的自然本底状况，避免将自然发生的海底气体逸出识别为CO2泄漏，同时也为后续开展海洋CO2封存项目对海洋生态环境的影响分析提供资料基础。

3 结语

目前，在碳排放税政策的引导下，一些国家已实施多个海洋CCUS 项目，海洋碳封存基础理论研究取得一定进展，尤其是封存后地质环境监测。我国海洋碳封存起步较晚、经验较少、规模不大，与国外相比，我国在海洋碳封存基础理论研究方面尚有差距。海洋碳封存项目需要长周期投入，涉及多方面因素，如地理地质条件、社会经济效益、科学技术方法等，因此要深入分析每个海洋碳封存项目的必要性和可行性。对于具备条件的海洋碳封存项目，我国应制定顶层规划，提供配套政策，借鉴国外先进经验，加强技术创新，形成规划政策配套和技术应用支撑的合理体系，确保各板块的技术应用衔接顺畅和有序推进，以实现碳达峰碳中和目标。