碳中和目标下CCUS技术在油田的应用前景

彭会君

大庆榆树林油田开发有限责任公司

2020年9月，我国在联合国大会上向国际社会承诺：中国CO2排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060 年前实现碳中和。2021 年9 月，中共中央国务院发布文件《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，明确了实现碳达峰、碳中和的总体要求、主要目标和具体措施。工作意见中提出，要推进规模化碳捕集利用与封存技术（CCUS 技术）研发、示范和产业化应用。CCUS 技术是指将收集到的CO2直接加以利用或注入地层实现CO2减排的过程[1]。国内大多数油田已开展多项CCUS 项目，科研技能水平逐渐提升，试点示范项目规模不断壮大，已呈现出良好的发展势头。在碳中和目标背景下，开展CCUS技术在油田的应用前景分析，对油田开展碳中和路径研究和CCUS应用具有重要的意义。

1 CCUS技术对碳中和的重要作用

碳中和是指1 个组织在1 年内的CO2排放通过CO2消除技术达到平衡，或称为净零CO2排放[2]。实现碳中和的对策可以分为碳替代、碳减排、碳封存、碳循环四种主要途径。碳替代主要包括用电替代、用热替代和用氢替代等；碳减排主要包括节约能源和提高能效；碳封存（CCS）是指将大型火力发电、炼钢厂等产生的CO2收集后，利用工程技术手段注入深部地质储层，长时间与大气隔离封存；碳循环包括人工碳转化和森林碳汇。依据技术成熟度或与常规化石能源价格的竞争性，中国科学院邹才能院士对四种途径对碳中和的贡献进行了预测，预计到2050 年，碳替代、碳减排、碳封存和碳循环占全球碳中和的贡献率分别为47%、21%、15%和17%[3]，且碳封存的作用不可替代。

CCUS是在CCS的基础上增加了“利用(Utilization)”。国家科学技术部社会发展科技司编著的《中国碳捕集利用与封存技术发展路线图》等研究，将CCUS技术定位为“可实现化石能源大规模低碳利用的战略储备技术”[1，4-6]。CCUS 技术的重要作用主要有以下几点：①是实现化石能源净零排放的唯一技术选择；②是火电参与零碳电力调峰的重要技术前提；③是钢铁水泥等难减排行业深度脱碳的可行技术方案；④是未来获取非化石碳原料的主要技术手段；⑤CCUS 耦合生物质能等负排放技术是实现碳中和目标的托底技术保障。因此，CCUS 是目前唯一能够实现化石能源大规模低碳化利用的减排技术，也是我国实现2060 年碳中和目标技术组合的重要构成部分，对实现碳中和目标具有重要的现实意义和战略意义。

2 技术路线分析

CCUS 技术由CO2捕集、CO2运输、CO2利用及封存等构成。本文重点对CO2捕集、CO2利用及封存的技术特点进行分析。

2.1 CO2捕集

CO2捕集是指利用化石能源过程中产生的CO2进行分离和富集的过程。针对不同的CO2气源，采用相应的捕集技术。

对于电力行业，根据碳捕集与燃烧过程的先后顺序，碳捕获方式包括燃烧前捕获、富氧燃烧和燃烧后捕获。燃烧后捕获不改变原有燃烧方式，仅需要在现有燃烧系统后增设CO2捕集装置，对原有系统变动较少，是当前应用较为广泛且成熟的技术[7-8]。煤化工、天然气处理、钢铁、水泥等行业中排放的CO2，为了后续合成加工需要将CO2脱除和分离。

CO2分离技术根据CO2分离原理的不同，可分为溶剂吸收法、吸附法、膜分离法以及低温精馏法等[8-9]。其中化学溶剂吸收法、变压吸附法技术成熟，应用最为广泛，已成功应用于化肥、水泥以及发电等行业。化学吸收法适合于低浓度CO2碳源，CO2捕集成本350～450 元/t，适用规模10×104～150×104t/a。变压吸附法适合于中/高浓度CO2碳源，CO2捕集成本150～250 元/t，适用规模1×104～10×104t/a。

2.2 CO2利用与封存

CO2利用是指通过工程技术手段将捕集的CO2实施资源化利用的过程。根据工程技术手段的不同，可分为地质利用、化学利用和生物利用[10]。化学利用主要是指通过热催化、电催化和光催化等将CO2转化为高价值的化学品或燃料。生物利用主要是生物固碳，通过微藻、农作物等进行光合作用将CO2吸收。CO2地质利用是将CO2注入地下，进而实现强化能源生产、促进资源开采的过程，如二氧化碳驱提高石油采收率（CO2-EOR），开采地热、深部咸水、铀矿等多种类型资源。化学利用、生物利用存在应用条件局限、成本高、利用CO2规模小、无法实现CO2封存等不足，处于研发和中试阶段，并没有较大的商业化项目。

无法被利用的CO2则需要通过封存技术进行封存。CO2封存按照封存位置不同，可分为陆地封存和海洋封存；按照地质封存体的不同，可分为咸水层封存、枯竭油气藏封存等。单独的CO2封存技术成本较高，且没有经济价值，应用规模较小。

CCUS 项目比CCS 项目更具有经济优势，已成为主要的发展趋势。我国已投运或正在建设的CCUS 项目约40 个，捕集能力300×104t/a，以石油、煤化工、电力行业小规模的捕集驱油示范为主。其中油田CO2-EOR 已有几十年的应用历史，该技术既可以通过驱油获取经济收益，又可以实现CO2的大规模封存，是目前唯一实现了商业化的大规模碳减排技术。

3 应用现状

如上所述，油田CO2-EOR 是目前最具商业价值、可大规模碳减排、最有希望工业化应用的CCUS 技术。目前国内吉林、大庆、胜利、长庆等多个油田开展了十多个CO2-EOR项目，CO2利用和封存规模为154×104t/a，占国内CO2利用与封存项目规模的80%以上，年产油约50×104t，提高采收率10～15 个百分点。经过多年攻关，油田在碳捕集、碳运输、碳驱油和碳封存等技术领域已取得突破，形成了完整的CO2-EOR技术体系。

吉林油田以国家油气重大专项“松辽盆地CO2驱油与埋存技术示范工程”项目为依托，捕集油田所辖的天然气净化厂脱除的CO2，针对水驱动用效果差的特低渗透油层实施CO2驱油，相继建成5 个CCUS-EOR 示范区。年捕集CO2达到15×104t，年封存CO2能力35×104t，已累计封存CO2达到210×104t，累计产油量为60×104t，是目前国内CO2封存量最高的油田。其中具有代表性的区块为黑79北小井距试验区和黑46区块。

吉林黑79 北小井距试验区是特高含水油藏转CO2驱的典型区块，油层空气渗透率为4.5×10-3μm2，注气前日产油量15.1 t，含水率90.5%，采油速度0.62%；2012年10月由水驱转为CO2驱，采用80 m×240 m反七点井网，注气井10口、采油井27口。由于区块井距较小，受效较快，注气1年后产量开始上升，日产油量峰值达到40 t，目前日产油稳定在26 t，累计注气量31.4×104t，注气阶段累计产油量为9.8×104t，预测最终提高采收率25 个百分点[11]。黑46区块是目前国内规模最大的工业化区块，油层空气渗透率为4.8×10-3μm2，注气前日产油量为120 t，含水率87.9%，采出程度17.7%；2014年10月由水驱转为CO2驱，井网调整后注气井27口、采油井141口；由于区块注采井距大、产出程度高，初期见效并不明显，注气2年后开始逐渐受效，目前日产油量上升到137 t，若继续注水开发预测同期区块日产油量递减到43 t，CO2驱产量是水驱递减的3倍，累计注气量为81.5×104t，注气阶段累计产油量为27.6×104t，预测最终提高采收率15个百分点。

大庆油田捕集油田所辖的天然气净化厂脱除的CO2和周边工业排放的CO2，针对水驱难动用、动用效果差的特低渗透油层和强水敏性油层实施CO2驱油，建成5个CCUS-EOR示范区，年捕集CO2达到20×104t，年封存CO2能力30×104t，已累计封存CO2达到172×104t，累计产油量为75×104t，最高年产油量达10×104t，CO2驱开发效果显著，是目前国内CO2驱年产量最高的油田。其中具有代表性的区块为树101试验区和贝14先导试验区。

大庆树101 试验区是特低渗透油层直接CO2驱开发的典型区块，油层空气渗透率为4.5×10-3μm2，采用300 m×250 m矩形五点井网，注气井7口、采油井17 口；此类储层水驱开发时油井全部需要压裂投产，该区块采取超前注气措施，油井投产时均未压裂，自2007 年投产以来，注入能力、采油速度一直保持较高水平，是同类水驱区块的3 倍以上，累计注入CO2达到32.5×104t，累计产油量为11.0×104t，采油速度0.6%，阶段采出程度8.9%，预测最终提高采收率9个百分点[12]。贝14试验区是强水敏性特低渗透油层转CO2驱开发的典型区块，油层空气渗透率为1.2×10-3μm2，注气前日产油量为17 t，含水率10.3%，采出程度4.10%；2011 年由水驱转为CO2驱，采用200 m 井距反九点面积井网，注气井4口、采油井15口；注气能力保持在注水能力的3倍以上，储层动用厚度比例提高15个百分点，区块日产油量逐步上升到受效高峰时的34 t，累计注入CO2达到37.2×104t，注气阶段累计产油量为19.3×104t，采油速度0.4%，阶段采出程度5.8%，预测最终提高采收率可达15 个百分点[13]。大庆油田规划“十四五”期间开展CCUS技术推广应用，力争在“十四五”末年封存CO2达到100×104t以上。

胜利油田捕集燃煤电厂尾气中的CO2，针对水驱动用效果差的特低渗透油层实施CO2驱油[14]，建成了国内首个燃煤电厂烟气CCUS 全流程示范工程，年捕集CO2达到4×104t，年封存CO2能力10×104t，已累计封存CO245×104t，累计产油量为9×104t。长庆油田以“CO2碳捕集、驱油与封存技术”国家示范工程为依托，捕集油田周边工业排放的CO2，针对水驱难以动用的超低渗透油层实施CO2驱油，建成1 个CCUS-EOR 示范区，已累计封存CO2达到13×104t，累计产油量为2×104t。

4 应用前景

在碳中和目标下，油田开展CCUS 具有广阔的应用前景。主要原因有以下几点：

（1）油田具有良好的CCUS 资源基础和技术基础。源汇匹配是CCUS能否规模应用的关键，是指排放源与封存场地的地理位置关系和环境适宜性，松辽盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地和塔里木盆地均具有较好的CCUS 源汇匹配基础。油田拥有大量可利用的注采井、完整的地面注入集输系统，具有成熟的钻井工程、油藏工程、测试测井工程、采油气工程和地面工程等技术系列，拥有强大的专业技术人才队伍，开展CCUS具有得天独厚的优势。

（2）CCUS 是油田实现可持续发展的现实需要。我国老油田普遍面临接替储量品味差、稳产难度大的问题，近20 年石油探明储量中低渗透油藏占70%以上[15]，石油探明的低渗透储量目前超过80×108t，由于水驱、化学驱等技术存在注不进、采不出的难题，储量动用率仅50%。CO2-EOR 具有降低原油黏度、降低油水界面张力、混相驱油、注入能力强等技术优势，可以实现特低渗透储量的有效动用，将为油田原油稳产和增产提供技术支撑。

（3）CCUS 是油田实现碳中和目标的必然选择。油田既是能源生产大户，也是能源消耗大户，以大庆油田为例，2020 年用能总量约600×104t 标煤，折算CO2年排放量约1 800×104t，实现碳中和目标任重道远。CCUS 项目是油田大规模减少CO2排放的有效途径，将为油田实现碳中和目标提供有力支撑。2021 年，中国石油天然气集团公司提出要加大CCUS技术攻关和现场应用示范，2025年建成年CO2捕集500×104t的总体目标，油田CCUS技术将迎来新的更大的发展机遇。

5 结论

CCUS 是目前唯一能够实现化石能源大规模低碳化利用的减排技术，也是我国实现碳中和目标的重要技术。油田CO2-EOR 是目前最具商业价值、可大规模碳减排、最有希望推广应用的CCUS 技术。油田具有良好的CCUS 资源基础和技术基础，在碳中和目标背景下，开展CCUS技术具有广阔的应用前景。

建议油田将CCUS 技术作为实现碳中和目标的主要途径之一，积极落实CCUS 潜力和规划部署，加大碳捕集、输送与封存各环节的投资力度与建设规模，加快突破大规模CCUS 全流程示范的相关技术瓶颈，以实现油田大规模减排和原油增产的双赢目标。