摘要：CCUS属于新兴产业，业务发展过程中面临着国家碳减排政策不完善、碳捕集成本高、项目驱油效果难以达到预期等挑战。本文梳理了国家碳减排背景下对CCUS的产业需求，重点介绍了油气行业CCUS项目实施情况，从技术、管理等角度提出了当前油气企业发展CCUS业务面临的困难与挑战，并针对性提出了对策建议。本次研究对油气企业CCUS业务快速稳健发展、提前实现国家“双碳”目标具有重要的价值和意义。

关键字：油气企业；CCUS；碳捕集；驱油

全球有57个国家实现碳达峰，我国2020年9月提出了“3060”双碳目标，并在中央财经委员会第九次会议等多个会议上提出坚持不懈推动绿色低碳发展，加强部署碳捕集利用和封存等技术攻关和研发。根据中国二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）年度报告（2023）数据，我国的地质封存容量约为1.21—4.13万亿吨，主要集中于松辽盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地、珠江口盆地和准噶尔盆地，封存容量较大，封存条件相对较好。报告根据CCUS技术在全行业的应用及其未来减排需求，预测碳达峰碳中和目标下中国CCUS减排需求为：2025年约为2400万吨/年（1400—3100万吨/年），2030年将增长到近1亿吨/年（0.58—1.47亿吨/年），2040年预计达到10亿吨/年左右（8.85—11.96亿吨/年），2050年将超过20亿吨/年（18.7—22.45亿吨/年），2060年约为23.5亿吨/年（21.1—25.3亿吨/年）。

从长期来看，CCUS是国家实现“双碳”目标的重要抓手，IEA报告指出全球2050年仍有76亿吨碳排放，需依靠以CCUS/CCS技术和林业碳汇为核心的碳移除手段。

油气行业CCUS项目实施概况

近年来，全球CCUS工业示范项目数量和规模方面都呈现出强劲增长势头。根据全球碳捕集与封存研究院（GCCSI）于2023年发布的《全球碳捕集与封存现状》，全球共有196个CCUS商业设施，年CO2总捕集能力超过2.4亿吨。中国已投运和规划建设中的CCUS示范项目已接近百个，其中已投运项目超过半数，具备CO2捕集能力约400万吨/年，注入能力约200万吨/年。尤其2020年以来，中石油、中石化、中海油、国家能源集团等CCUS项目进入井喷式发展新阶段。

中国石油在国家“973”“863”计划支持下，经过多年攻关研究，基本构建了CCUS/CCS全流程技术和标准规范体系，支撑引领工业化示范应用。近年来，公司将“CCUS产业链建设工程”列为绿色低碳发展行动计划的十大工程之一，截至2023年底累计CO2注入超过700万吨，占全国已注入量约70%，累计增油超过200万吨。

中国石化将CCUS作为企业践行可持续发展目标的重要路径，建成“技术开发—工程示范—产业化”的CO2利用技术创新体系。公司已实施开展36个CO2驱油项目，2023年炼化企业累计捕集CO2量达近200万吨。2022年8月，中国最大的碳捕集、利用与封存全产业链示范基地、首个百万吨级CCUS项目—“齐鲁石化—胜利油田百万吨级CCUS项目”正式注气运行，该项目通过109公里管道（2023年7月11日投产）将炼厂和油田连接，每年可减排CO2100万吨。此外，2022年11月中国石化与壳牌、中国宝武、巴斯夫共同启动我国首个开放式千万吨级CCUS项目，打造低碳产品供应链。

中国海油将CCUS视为实现CO2大规模减排与回收利用的重要手段，以推进CCUS产业化发展为公司新能源产业发展方向之一。2021年，中国海油在“恩平15—1”油田群正式启动中国首个海上CO2封存示范工程，项目可将海上油田开发伴生的CO2永久封存于深海底储层，高峰年可封存30万吨，预计累计封存146万吨。恩平15—1平台实现了海上CO2封存关键设备的国产化突破，形成了海上CO2捕集、回注、封存的技术体系和成套装备，标志着海上油田迈上绿色低碳开发新阶段。此外，2022年6月，中国海油、广东省发展改革委、壳牌集团和埃克森美孚共同签署了大亚湾区CCS/CCUS集群研究项目谅解备忘录，标志着我国首个海上千万吨级CCS/CCUS集群示范项目的联合研究工作正式启动。

在三大石油公司以外，电力、钢铁、水泥等行业也在逐步开展CCUS项目。包钢集团拟建成钢铁行业200万吨CCUS全产业链示范工程，目前一期50万吨示范项目已经开工建设；华能集团正在建设煤电百万吨级CCUS全流程示范工程，预计建成后，每年可捕集并封存CO2超过150万吨；陕西延长石油集团规划建设500万吨/年CCUS项目。

然而，CCUS属于新兴产业，业务发展面临着碳减排政策不完善、碳捕集成本高、项目驱油效果难以达到预期等挑战，亟需开展相关研究，促进产业快速稳健发展。

油气企业实施CCUS存在的困难与挑战

一、CO2成本高制约了驱油效果效益的实现

国家“双碳”目标提出后，CO2需求量和价格明显上涨，为驱油项目效益实现带来较大挑战。例如，部分项目由于油田内部碳源不足，缺口部分需要向周边社会企业采购，外购CO2出厂价接近500元/t，若考虑运费等因素CO2到井口综合价格在500—800元/t之间，项目效益难以达到方案预期。此外，部分CCUS试验项目受高碳价制约CO2驱试验没有系统化开展，最终效果无法科学评估，影响了碳驱油技术形成、规律发现以及提高采收率目标的实现。长期来看，未来源汇匹配的矛盾将有所缓解，但是CO2成本依赖于捕集技术的进步，捕集成本降低还需要一定的时间周期。

二、不同盆地驱油机理仍需深入研究

目前，不同盆地CO2驱实施的地质认识不同，驱油机理认识尚未清晰。全国范围来看，除吉林油田外其他油田均存在不同程度的驱油挑战，西部地区一CO2驱试验项目储层低渗且天然裂缝发育，经历注水开发后，由于其储层非均质性加剧了平面上气驱不均衡，见效油井增油幅度差异大，注气波及效率调控难度大，对混相不利且对混相范围提升带来较大挑战。该项目2017年开始注气，初期控水增油效果明显，后续出现跨层气窜、压力产量下降，截至2023年底累注气量总体与方案保持一致，但累增油量较方案降低60%，驱油效果不明显，缺少储层非均质性及CO2驱注采适应性研究，驱油机理与地质认识尚未完全清楚，难以支撑该盆地CCUS业务实施。

三、低成本碳捕集、管输、驱油等配套技术还需要进一步攻关

目前国内油气企业已经形成了基本成熟的CCUS全流程技术体系，走通了碳捕集、管输、注入、驱油与循环气处理等全过程，但是低成本技术体系还不完善，CO2驱油的单位完全成本居高不下，即使考虑到后续降本增效等因素，在未来碳价200元/吨的情况下单位完全成本依然超过2300元/吨。碳捕集方面，排放占比最大的中低浓度CO2捕集成本居高不下，依然在300元/吨以上；管输方面，自主知识产权工艺技术和设备的应用率还较低，技术适应性较国外还有一定差距；驱油方面，CO2驱替及埋存阶段一些规律认识还有待进一步检验完善，地质模型的精细精准化还有待进一步提高；采油方面，高气油比采油工艺、低成本防腐材料与工艺技术还需要进一步研发；地面工程方面，随着注气时间的延长、HCPV注入量的增加，不同阶段采出流体的地面集输技术尚未定型，高气油比工况下的单井气液分输技术仍需攻关。

四、地面工程适应性面临较大挑战

CO2驱属于老油田提高采收率的一种方式，对地面集输和处理系统要求与常规水驱不同，由于CO2驱油产出物具有腐蚀性，伴生气增多现象较为普遍，对地面工艺工程的防腐、材质、耐压、设备性能等要求均较高。当前由于整体试验规模较小，CO2驱油采出物尚未对已建系统形成冲击，随着远期CCUS业务的规模实施，油田地面系统目前的布站方式、计量工艺、集输工艺、处理工艺、防腐措施是否满足长周期运行要求尚未验证。

发展对策与建议

一、加快形成体系化、经济性技术管理体系

短期内，油气企业重点要以提产增效为导向，加快形成体系化、经济性的技术管理体系。捕集技术方面，通过重大科技专项进一步攻关高中低浓度碳捕集技术，同时做好技术储备攻关下一代捕集技术（变革性技术，如化学链燃烧技术等）。驱油方面，针对低渗储层注水后非均质性导致平面上气驱不均衡等问题，需进一步围绕扩大CO2驱波及体积和混相程度，建立基于窜流通道表征为基础的剩余油分布特征研究方法，攻关低成本高效气驱井网优化及注采参数优化技术，形成防气窜流动控制技术体系。采油方面，创新注采井筒完整性评估及气窜综合治理关键技术体系，围绕延长井筒服役寿命和提高目的层注气有效性，在防腐管材与工艺、控压作业、井筒修复、分层注气、井间调堵、高效举升等方面开展研究，完善升级CCUS注采工艺，为低成本长周期安全运行奠定基础。此外，要做好理论与技术总结，及时形成CCUS方法论、国家及行业标准、低成本高效技术专利等成果，支撑国家CCUS产业的大规模开展。

二、做好不同地质条件的驱油规律总结和理论创新 

深化不同地质条件区块CO2驱油机理和动态规律认识及精细油藏描述工作，加强评层选区，完善建立各类储层CO2驱油标准模板，因地制宜搞好全生命周期动态调整和管理。根据已有项目实践，后续需要加快通过数模和物理模拟，形成CO2驱动态分析—效果评价一体化工作平台，进行精细油藏描述、数据监测、动态数据交互分析，深化不同地质条件区块CO2驱油机理和动态规律认识，指导快速注采调控方案制定。一是以单井、井组、区块为不同分析单元，分别建立单井、井组、区块的效果评价模块，将相应油藏工程算法整合到模块中，评价平面动用状况、注采平衡状况、水驱控制程度、开发潜力分析等参数，指导方案设计。二是建立用于数值模拟计算的三维地质数据体，对目标区块储层流体组分特点、流体相态特征、流体物性等方面的综合分析，应用CMG等数模软件通过拟合回归计算，生成组分模拟器计算所需的流体相态模型，利用数值模拟方案优化油藏工程参数，再结合实践认识综合确定不同地质条件的注采参数标准模板。

三、全面统筹地面工程建设，为CCUS长期安全实施提供保障

油气企业应提前规划布局地面工程，满足大规模CO2注采需求。结合CCUS产业规划和分年指标，提前对重点盆地、重点地区的地面工程现状进行深入调研，根据地面工程管线、站场、井口等分项工程改造的紧迫性、工程量进行分级分类管理，按计划有序推动地面工程改造，确保在大规模注入CO2前相关工艺流程的完整性和安全性。同时，针对CO2驱采出物的变化规律尚不清楚，需要长期跟踪采出物流量、压力、伴生气中CO2含量的变化趋势，细化做好工艺流程建设与改造的技术储备，为地面工程建设与改造提供技术支撑，并加快形成相应规范和模式推广至产业整体。

四、探索CCUS+产业发展新模式

探索开展CCUS多种碳利用方式：一是地质利用，拓展页岩油气CO2前置压裂应用，发挥CO2降粘和增能作用，提高页岩油气单井EUR；二是化工利用，除利用CO2制备甲醇、碳酸乙烯酯和碳酸二甲酯等产品外，推进精准合成、催化材料等领域产研融合，形成高附加值、绿色清洁的化工产品体系；三是协同利用，用于油气企业SMR/煤气化蓝氢，首选与氢能生产基地距离适宜、规模匹配的EEUS—EOR项目，在全国范围内打造若干个大型区域供氢中心，形成世界一流的氢能领军企业。

五、积极争取产业政策支持，打造国家级低碳负碳示范区

目前，国内CCUS产业链技术研发处于初期阶段，尚未形成规模化推广应用，碳捕集成本居高不下、碳利用与埋存无法形成有效的投资回报。建议油气企业争取国家碳减排补贴政策、碳利用项目扶持政策、非常规资源开发优惠政策快速落地，提升CCUS+项目创效能力，实现CCUS产业可持续发展。鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地济阳凹陷等地区具有丰富的光照和风力资源，且已探明数亿吨的页岩油，适应CO2驱的地质资源也极为丰富，建议相关油气企业加快构建盆地内所属石化规模减排、绿色用能、低碳发展与油田低碳开发、风光发电、页岩油规模效益开发于一体的上下游绿色低碳协同发展新模式，加快推进建设 “光伏—风电—CCUS—页岩油开发”基地，打造国家级低碳负碳示范区，形成页岩油规模效益开发与CCUS新能源融合发展新优势。