观察｜我国二氧化碳地质封存发展形势向好
来源：中国电力报 时间：2024-02-29 18:29
中国能源新闻网记者 苏伟
二氧化碳捕集、利用与封存（CCUS）技术是把生产过程中排放的二氧化碳捕集后重新利用投入新的生产过程从而实现碳的循环再利用的技术。2024年全国能源工作会议披露，2023年我国油气田CCUS项目二氧化碳注入量超200万吨。这意味着我国二氧化碳地质封存取得巨大进展。
多点开花步伐稳
近一两年，我国国有油气企业均加快推进CCUS技术应用专项工程建设。目前，中国石油、中国石化、中国海油及延长石油已开展近20个油气田CCUS项目，呈现多点开花的局面。
2023年12月22日，中国石油吉林油田二氧化碳年注入量突破50万吨，占中国石油年注入量的三分之一，实现中国石油最大规模注入。吉林油田打造的CCUS-EOR（二氧化碳捕集、驱油与埋存）项目，是亚洲目前最大的EOR项目。中国石油部署了以松辽盆地300万吨CCUS重大示范工程为代表的大庆、吉林、长庆、新疆等“四大工程示范”和辽河、冀东、大港、华北、吐哈、南方等“六个先导试验”，形成了“四大六小”CCUS产业格局，推动我国CCUS项目在驱油利用领域迈入工业化应用阶段。截至2023年底，中国石油CCUS项目已累计注入二氧化碳超700万吨，占全国二氧化碳累计注入总量的近70%，累计增油超200万吨。
2022年8月29日，中国石化投运了我国最大的碳捕集利用与封存全产业链示范基地、国内首个百万吨级CCUS项目——“齐鲁石化—胜利油田百万吨级CCUS项目”，标志着我国CCUS产业开始进入技术示范中后段，向成熟的商业化运营迈进。2023年7月11日，“齐鲁石化—胜利油田百万吨级CCUS项目”二氧化碳输送管道正式投运，这是我国投运的首条百万吨、百千米高压常温密相二氧化碳输送管道，标志着我国首次实现二氧化碳长距离密相管输，对推动我国CCUS全产业链规模化发展具有里程碑意义。
2023年6月1日，中国海油投运了国内海上首个二氧化碳封存量超百万吨级——恩平15-1二氧化碳回注封存示范工程，并推动大亚湾区海上规模化CCS（二氧化碳捕集与封存）集群研究项目、渤中19-6气田/渤中25-1油田沙三段项目海上CCUS示范工程研究，规划了一南一北2个CCUS/CCS示范中心。
中国石油大学（北京）碳捕集利用与封存研究中心副主任、博士生导师刘琦认为，2023年是我国油气田领域在CCUS方面具有里程碑意义的一年，不仅CCUS技术水平持续提升、应用场景不断丰富，而且新增示范项目数量与二氧化碳年减排量都创历史新高。
研发投资齐推进
CCUS-EOR技术具有大幅度提高采收率和埋碳减排的双重效益。该技术将捕集的二氧化碳注入地质构造完整、封闭性好、基础资料翔实的已开发油藏，通过驱替提高原油采收率并实现二氧化碳埋存，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%，每注入2吨~3吨二氧化碳可增产1吨原油，增油与埋存优势明显。
中国石油经济技术研究院能源科技研究所副所长张焕芝分析认为，油气企业在CCUS产业发展方面具有三大优势。一是油气企业具备带动CCUS产业发展的“埋碳空间”优势。我国二氧化碳地质埋存的主力空间广泛分布于塔里木、鄂尔多斯、松辽等大中型沉积盆地的油藏、枯竭气藏和深部咸水层，这些沉积盆地也是油气企业进行油气勘探开发的主战场。二是油气企业具备引领CCUS产业发展的“源汇匹配”优势。油气企业主力油气产区所在的鄂尔多斯、松辽等大型含油气盆地区域内部及周边煤炭、电力、化工、钢铁、水泥等行业发达，高碳排企业密集，碳减排需求大，碳源极为丰富，源汇匹配度较高。三是油气企业具备支撑CCUS产业发展的技术和人才优势。
鉴于油气企业参与CCUS项目具有的先天优势，国内外油气企业不断加大在CCUS方面的研发和投资力度。
2022年，中国石油成立CCUS工作专班，组成集技术支撑、工程建设、产业布局于一体的联合攻关团队，加速推进CCUS捕集、管输、驱油与埋存全产业链工程建设。以大庆油田、吉林油田、长庆油田和新疆油田“四大工程示范”为载体，推动CCUS工业化应用取得重大进展。
2023年7月27日，中国石化与壳牌、宝钢股份、巴斯夫在北京签署华东CCS四方合作项目联合研究协议。联合研究期间，四方将从技术、商业及政策方面共同评估在华东地区建设我国首个开放式千万吨级CCS集群项目的可行性。
2022年6月，中国海油、广东省发展改革委、壳牌集团、埃克森美孚在中国北京、中国广州、英国伦敦、美国休斯敦四地以“线上+线下”形式举行大亚湾工业园区二氧化碳捕集利用及封存集群研究项目谅解备忘录签约仪式，正式启动我国首个海上规模化千万吨级CCS/CCUS集群研究项目。
规模应用再强化
《中国碳捕集利用与封存年度报告（2023）》召集人、科技部专家张贤曾表示：“尽管我国CCUS技术发展迅速，但当前阶段仍面临应用成本高昂、有效商业模式欠缺、激励和监管措施不足、源汇匹配困难等多方面挑战，距离大规模商业化运行仍有一段距离。”
具体到油气领域，张焕芝给记者算了一下经济账：在CCUS各环节中，碳捕集的能耗和成本最高，占总成本的70%以上。从已投运示范项目捕集成本来看，大庆、吉林、齐鲁石化和煤化工企业的高浓度二氧化碳捕集技术较为成熟，捕集成本一般低于200元/吨。但煤电、水泥、钢铁、建材、炼化等行业排放的中低浓度二氧化碳占总排放量的90%以上，规模化捕集难度较大、成本高（200元~700元/吨）。在碳输送环节，管道、车载运输成本分别为0.8元~1.2元/吨·千米、0.9~1.4元/吨·千米。在碳埋存环节，地质封存成本为50元~60元/吨，驱油成本为10元~15元/吨。综上所述，CCUS全流程成本达300元/吨以上。
张焕芝和刘琦建议从三个方面着手推进CCUS技术成本下降，夯实商业化应用基础。一是突破制约CCUS产业规模化发展的科学技术难题。构建以企业为主体、以市场为导向的CCUS技术创新体系，统筹产学研联合攻关，开发高效、低能耗的捕集材料，持续优化设备和工艺设计，研究提升封存能力、降低封存成本，降低CCUS全流程成本。二是完善CCUS政策体系。完善CCUS税收优惠和补贴激励政策及实施细则，重点针对产业链关键环节实施税收减免和精准补贴，如CCUS项目新技术税收优惠、贷款利息优惠、土地优惠政策、减免二氧化碳驱油项目石油特别收益金等。三是完善市场机制。加快构建“上游低成本规模化捕集、中游管道设施共建共享、下游规模高效利用与封存”的商业模式，构建大中小企业多赢联动新生态，形成产业协同优势。
责任编辑：杨娜
