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文/姜睿 中国石化能源管理与环境保护部，当代石油石化

1、研究背景 

《巴黎协定》明确提出，到21世纪末，将全球温升保持在相对于工业化前水平2℃以内，并为全球温升控制在1.5℃以内付出努力。然而，当前国际社会还高度依赖石油、天然气、煤炭等化石能源，因此，采用另一种方式，将化石能源使用过程产生的二氧化碳封存于地下，从而降低其在大气中的含量，对于减缓全球气候变暖有着十分重要的意义。 

碳捕集与封存（CCS）技术是联合国政府间气候变化专门委员会（IPCC）所提出的一项碳减排技术，中国针对自身国情提出了碳捕集、利用与封存（CCUS）的概念，在封存二氧化碳的基础上，增加了对其提纯后的利用过程。目前，将二氧化碳封存的方法主要有地质封存、海洋封存、化学封存等，其中，地质封存是通过把二氧化碳注入到各种不同的地质体中（一般封存深度在地表800米以下），使二氧化碳在超临界状态下封存于地下，该方法可在一定条件下实现对二氧化碳的永久性封存。理论研究和实践表明，当前可进行二氧化碳地质封存的地质体主要有油气藏、深部咸水层、玄武岩、不可采煤层等，其中，油气藏由于其自身良好的封闭性（可长时间将油气封存），与其他地质体相比，二氧化碳封存于其中的泄漏风险最小，并且由于油气藏中已部署了生产井和注入井，对二氧化碳进行封存也更为方便，经济效益也更好。 

2、油气藏封存原理及封存条件 

利用油气藏封存二氧化碳是一种永久封存二氧化碳的方法，通过油田注入井或生产井将超临界状态的二氧化碳注进油气藏中，是进行二氧化碳封存的主要方式之一。目前，二氧化碳油气藏封存的主要方式是结合提高原油采收率进行的。与水驱类似，油气藏封存是通过利用二氧化碳驱动原油流向生产井的方式提高原油的采收率（见图1）。美国早在20世纪70年代就对此进行了尝试，但直到90年代，麻省理工学院发起CCS项目，才有了将该方法用于温室气体减排的概念。

注入油气藏中的二氧化碳一般以3种形式存在：一是分子形式，注入的二氧化碳在储层中受浮力作用存在于盖层下，经扩散后形成二氧化碳储层；二是溶解形式，随着封存时间增长，二氧化碳逐渐在地层水中溶解，在地层中得到长期封存；三是化合物形式，地层的压力、温度使得二氧化碳与矿物反应生成化合物，从而使二氧化碳得以封存。其中，最常见的是二氧化碳以分子形式封存于岩石孔隙中，有的甚至可以达到上万年的时间。 

对二氧化碳进行油气藏封存，首先要符合一定的经济条件，要考虑封存在经济上是否合理。同时，封存能力要强，地层孔隙度高且油气开采潜力大。从安全角度出发，要求地质体的圈闭构造好，盖层的岩性、厚度及连续性好，盆地地质构造最佳，并且要远离活火山发育带及地震带，地质环境稳定，从而保证封存环境的稳定性，确保环境风险事故不会发生。

3、油气藏封存二氧化碳现状

3.1枯竭油气田封存 

利用油气藏对二氧化碳进行封存，选择之一是将其封存在枯竭油气田中，这是二氧化碳最为理想的埋存地点。19世纪末，挪威开始在枯竭气田封存二氧化碳，其在北海海床上建立的气田地层封存二氧化碳项目，至今仍无因地震等因素造成二氧化碳泄漏的事件发生。当前，世界范围内已投运的具有代表性的枯竭油气田二氧化碳封存项目见表1。

从表1可以看出，利用枯竭油气田封存二氧化碳是一种安全且永久性的措施，而且早在10多年前美国等国家就开始尝试使用该方法，但截至目前，世界范围内利用枯竭油气田封存二氧化碳的项目依然屈指可数。这主要是由于受到地域及埋存条件等因素的限制，且封存的经济性较差。因此，虽然枯竭油气田是最理想的二氧化碳埋存方式，但依然无法得到真正的大规模推广应用。

3.2二氧化碳驱油封存 

二氧化碳驱油提高采收率（CO2–EOR）技术是对二氧化碳进行附属封存的技术。与枯竭油气田封存二氧化碳不同，该技术是将二氧化碳注进还在生产的油井中，通过高压注入，使二氧化碳和原油形成混合物，在封存二氧化碳的同时，将油驱替出来，通过提高原油采收率来提高原油产量。 

近年来，全球大型二氧化碳驱油封存示范工程项目数大幅度增长。据《全球碳捕集与封存现状2020》报告显示，截至2020年底，全球共有65个商业化CCUS项目，其中，26个项目正在运行，3个项目在建，13个项目处于工程设计阶段，21个项目处于开发早期。目前，运行中的CCUS项目每年可捕集和封存约4000万吨二氧化碳，其中，78%的项目用于CO2–EOR项目，项目主要分布在美国、加拿大和巴西，占比超过90%。据国际能源署统计和预测，未来全球二氧化碳驱油项目数和驱油产量将持续增加，预计到2040年，全球二氧化碳驱油产量将达到150万桶/日，为首要的提高原油采收率技术。 

3.3美国二氧化碳驱油封存情况 

20世纪30年代，美国率先提出利用二氧化碳驱进行采油的理念，1952年美国人申请了第一个利用二氧化碳采油的专利。 

从20世纪60年代起，石油公司开始尝试二氧化碳驱油技术。大西洋炼油公司发现制氢工艺副产品中的二氧化碳有改善原油流动性的作用，且进一步研究表明，二氧化碳与原油接触过程中存在相间传质、原油体积膨胀、黏度降低、油气界面张力降低、油气混相等特点，这也正是二氧化碳驱油的主要机理。

1958年，壳牌公司率先在美国Permain盆地二叠系储层实施了井组规模的二氧化碳驱油试验，试验表明，向油藏中注二氧化碳可以补充地层能量，并提高原油产量。1972年，雪佛龙公司在美国德克萨斯州Kelly–Snyder油田SACROC区块投产了世界首个二氧化碳驱油商业化项目，初期平均提高单井产量达3倍之多，该项目的成功标志着二氧化碳驱油技术开始走向成熟。 

目前，美国注二氧化碳用于油田驱油约6000万吨/年，其中，工业气源占比超过30%，年产油量超过1850万吨。近年来，项目数和油产量有逐渐增加趋势，二氧化碳驱以混相驱为主，占比90%以上。形成了4个最主要的二氧化碳驱基地：PermianBasin年注气量3380万吨，油产量1250万吨；GulfCoast年注气量1880万吨，油产量210万吨；RockyMountain年注气量670万吨，油产量260万吨；Mid–Continent年注气量90万吨，油产量105万吨。 

美国之所以能够大规模开展二氧化碳驱油项目，是由于其具有3方面优势：一是美国拥有丰富的二氧化碳气源，且主要是天然的二氧化碳气田；二是美国有发达的二氧化碳地面管输网络（约6276km）；三是美国油藏条件适合，海相储层非均质性低，裂缝不发育，混相压力低，适合二氧化碳驱。

 3.4我国二氧化碳驱油封存情况 

近年来，我国石油公司中国石油、中国石化、延长石油等针对水驱效果不好的低渗、特低渗油藏加大了二氧化碳驱油矿场试验力度，覆盖储量近1亿吨，提高采收率6%~20%。据不完全统计，截至目前，我国已实现累计注入二氧化碳超420万吨，累计增油超80万吨，综合平均换油率约0.2吨/吨。

具体来看，大庆、吉林、胜利等油田都曾开展过二氧化碳驱油相关工作。1984年，大庆油田在萨南东部过渡带进行了二氧化碳驱油矿场试验，并与国外公司合作，直至1993年6月试验结束。 

1994年，大庆油田继续开展试验，直到1995年底结束。但当时的驱油试验主要考虑的是增加石油产量，缺少对二氧化碳在地下运移、富集的监测研究。2006年，由中国石油勘探开发研究院和吉林油田发起，联合中科院地质与地球物理所、华中科技大学、北京大学、清华大学和中国石油大学等单位，向国家科技部申请了《温室气体的资源化利用和地下埋存》973基础研究项目，并得到了批准。项目组立足于中国陆相油藏储层特点和原油性质，发展完善了二氧化碳混相驱油、埋存评价等关键理论与方法，以减排火山岩天然气藏开发过程中副产的二氧化碳为目标，初步形成了二氧化碳驱油与埋存的配套技术，并在吉林大情字井现场试验中得到成功应用，奠定了我国利用二氧化碳驱油实现碳减排和资源化利用的产业模式基础。

2008年以来，胜利油田在滩坝砂、砂砾岩、浊积岩等低渗透油藏进行了二氧化碳驱油矿场试验，形成了一系列二氧化碳混相驱开发技术，2018年，胜利油田设立重大示范工程《胜利油田低渗透油藏CO2驱开发技术研究及示范应用》，批复建设中国石化气驱提高石油采收率重点实验室。且胜利油田与清华大学、中科院武汉岩土力学所、中国矿业大学等研究机构联合开展了二氧化碳驱油封存的环境监测及评价方法开发，形成了胜利油田二氧化碳驱油示范区本底环境监测方案，对驱油示范区土壤气、地下水、植被、大气、地面变形等方面开展环境监测。 

4、开展二氧化碳驱油优势

由于我国经历全开发周期的二氧化碳驱油矿场试验较少，虽然技术基本成熟、部分试验效果显著，但总体而言，技术经济效果与国外相比还存在着较大的差距。随着碳达峰、碳中和政策和各行业行动方案的进一步落地，二氧化碳驱油产业将迎来快速发展的机遇期。对我国而言，发展二氧化碳驱油产业主要有以下3方面优势。 

首先，我国二氧化碳封存潜力大。有专家对我国一些主要的潜在二氧化碳封存地的封存潜力进行过初步评估，结果显示，我国的二氧化碳理论封存潜力为3088Gt，其中，油田封存容量为4.8Gt。另据中国能源研究会《中国能源展望2030》测算，我国适宜二氧化碳驱油的石油地质储量约为130亿吨，通过实施CO2–EOR预计可提高采收率15%，增加石油可采储量19亿吨，将为保障国家能源安全提供有力支撑。

其次，我国二氧化碳减排潜力大。现代工业生产过程中二氧化碳的排放源很多，如水泥、钢铁、电力、石化等行业都是二氧化碳排放大户。高度依赖化石能源的用能结构产生了大量的二氧化碳排放，2020年我国的煤、石油、天然气等3种化石能源消耗合计约为41亿吨标煤，占能源消费总量超80%，带来的二氧化碳排放约为103亿吨，形成了巨大的碳减排潜力。

另外，发展二氧化碳驱油产业可为油气产业提供新机遇，利用CO2–EOR能显著提高我国石油自给能力，进而保障国家能源安全。2020年，我国的石油对外依存度已到达73%，面对复杂的国内外政治经济形势，以及支撑构建新发展格局的要求，保障国家能源安全的压力将持续增大。尽管“双碳”目标下我国的石油需求预期将会下降，但有预测表明，即使到2060年，国内产量仍不能完全满足国内需求，且中短期内较高的石油对外依存度和持续扩张的进口规模，都要求国内要持续加大石油勘探开发力度，不能通过缩减规模的方式实现降碳目标。

5、结论及建议

随着全球气候变暖问题日益受到更多关注，对二氧化碳减排的要求也不断提高，据国际能源署预计，到2060年，全球范围内由地质封存实现的二氧化碳减排量将占到二氧化碳总减排量的1/6。因此，利用油气藏封存二氧化碳有着广阔的发展前景，应主动探寻碳捕集、碳封存及二氧化碳驱油相结合的循环经济发展模式。考虑到我国多发育低渗、特低渗及稠油油藏，进入3次采油阶段，开发难度较大，更适宜发展二氧化碳驱油技术。该技术具有驱油和减排的双重效益，契合碳达峰、碳中和国家战略，应用前景广阔。 

1）要加快二氧化碳驱油技术攻关和规模化应用。目前，二氧化碳资源的捕集和运输是制约其有效应用的关键，亟需构建低成本的二氧化碳捕集利用技术体系。综合考虑国内外二氧化碳捕集技术应用情况，在高浓度的石油、化工等工业过程中，二氧化碳捕集成本约为15~25美元/吨，在低浓度的电力部门，二氧化碳捕集成本高达40~80美元/吨。虽然我国适宜二氧化碳驱油的油藏潜力巨大，但目前，井口气价为500~650元/吨，严重制约了二氧化碳驱油技术应用。因此，要完善二氧化碳捕集技术、超临界输送、循环注入等关键工程技术，推动二氧化碳输送管网规划，完善源汇匹配，降低CO2–EOR项目建设和运行成本。 

2）要加强二氧化碳驱油技术各环节的指标监测，探寻如何更加精确、科学的量化、监测二氧化碳泄漏量。二氧化碳作为危险品，大规模的泄漏将会造成人员伤害。安全监测是二氧化碳驱油项目必不可少的组成部分。要构建全时空多指标监测体系，包括地球物理和化学监测、井筒完整性监测、大气环境监测、地下水环境监测、地表水环境监测、土壤环境监测等，形成一体化连续二氧化碳监测系统。 

3）要加强二氧化碳驱油封存碳减排方法学的研究，为二氧化碳驱油所产生的碳减排量提供计算依据。目前，对于二氧化碳驱油项目，国内外普遍缺乏相应的碳减排方法学，因此，二氧化碳驱油所产生的碳减排量无法被严格认证，更不能进入碳交易市场或碳减排项目市场进行交易，碳减排的金融属性未得到充分体现，对二氧化碳驱油项目的经济性产生负面影响，进而影响企业开展二氧化碳驱油的积极性。 

4）将高压二氧化碳作为驱替气体注入地下后，溶水后的二氧化碳具有强腐蚀性，会造成井下管柱、井筒、地面集采输管线和设备的局部腐蚀，甚至造成油管和套管的穿孔、断裂，应结合数值模拟和理论分析对腐蚀机理进行深入研究。同时，要结合现场实际情况，选用耐腐蚀材料、缓蚀剂等，建立完善的腐蚀监测系统，以便及时发现生产中出现的腐蚀问题，采取有针对性的防腐措施。