解读李阳院士PPT：碳捕集利用封存进展及展望

CCUS整体处于示范向商业化过渡阶段

材料对中国CCUS技术给出一个总体定位：技术快速发展，多项技术具备示范条件，一些技术已具备商业化条件，但产业规模较小。

捕集环节已形成面向不同浓度排放源的捕集技术，化学吸收法技术成熟且成本不断下降，在煤电、石化等行业开展了示范应用，膜法、吸附方法也得到了应用。驱油利用（U-S）被描述为目前经济可行的埋存方式，技术成熟并已较大规模应用；咸水层封存（S）则开展了含油气盆地咸水层的封存研究，具备先导实验条件；化工利用、矿化和生物利用多项技术处于加快研发阶段。

三类主要排放源的捕集技术路线

报告梳理了以醇胺吸收法为主的三种主要排放源捕集技术。燃煤电厂烟气属低浓度捕集，浓度约14%，捕集难度大，胜利煤电厂捕集项目2010年建成，规模4万吨/年；炼化厂尾气CO2捕集方面，中原项目2015年建成，捕集规模10万吨/年；高碳天然气捕集方面，松南气田长岭气田营城组CO2含量21—32%，需脱碳后清洁使用，2009年建成，捕集规模50万吨/年。

在燃煤电厂烟气捕集技术上，开发了Ma-2复合吸收剂，以MEA法为主，辅助活性胺、缓蚀剂、抗氧化剂等成分。工艺设计参数为：CO2含量14%，CO2捕集率>80%，CO2纯度≥99.5%，再生能耗2.4GJ/tCO2。报告称，与边界大坝、PetroNova的能耗指标基本相同或好一些。同时创新了“碱洗+微旋流”烟气预处理技术，以及“间冷却+吸收式热泵+MVR热泵”节能工艺，实现解吸溶液热能梯级利用。

CO2驱油在低渗与高含水油藏见到实效

低渗透油藏方面，2020年低渗动用储量和年产油量约占全国总量的23%、25%，近年来新增储量占总探明储量65%以上，注水开发存在“注不进、采不出”难题。CO2分子小于水分子，可提高注入能力，通过“高压注入”提高混相程度、扩大波及体积，有效提高低渗油藏动用率和采收率，提高采收率10—20%。

高含水油藏方面，报告分析了屏蔽效应、“透水替油”作用和抽提携带机理。CO2能够穿透水膜与油相接触，油相溶解CO2后逐步膨胀，进而排驱水膜。报告还展示了草舍低渗透油藏连续注气混相驱案例：2005年7月投注，注入井5口，孔隙度14.08%，渗透率46mD，混相压力29.34MPa，累注CO2液体17.9万吨，累增油7.97万吨，已提高采收率10.2%，预计最终提高15.2%，目前换油率2.25。

百万吨级全流程工程与驱油部署

2021年7月5日，中国石化启动建设我国第一个百万吨级齐鲁石化—胜利油田CCUS项目，这是我国规模最大的CCUS全流程项目，也是石化零碳产业链构建示范项目，标志着我国CCUS技术和工程示范进入一个新阶段。2022年4月投产运行，长输管道今年3月投产。

胜利油田示范区驱油动用储量2562万吨，注气井73口，油井166口，预计15年累注气1068万吨，累增油296.5万吨，提高采收率11.6%。开发技术政策采用高压混相驱，井网形式为不规则面积井网，压力水平1.2MMP，注入方式为水气交替驱，日注气量40—60t/d。

封存安全监测与投注效果

项目建立以油藏为主，井筒及地面泄露全方位一体化监测体系，对地下断层盖层的应变、井筒完整性、土壤、大气、地下水、地面变形、植被等环境介质监测，并建立了预警系统。监测点位布设504个，2条通天断层地下布点。泄露监测及安全评价覆盖三层次（空中、地面、地下）、三介质（气体、液体、固体）、三维度（事前、事中、事后）。

目前投注效果方面，已投注11个区块，62口井，CO2日注入量1200—1600吨，日产油由注气前207.7吨升至目前351吨，已见到好的效果。

CO2压裂助力陆相页岩油开发

报告介绍了CO2压裂技术在陆相页岩油中的应用。中国陆相页岩油与北美海相对比地质开发特征差异较大，地层压力低、原油物性差，形成了CO2前置压裂技术，即前置CO2+酸蚀降破+大液量渗吸置换+多级缝网全支撑，提高压裂效果，补充地层能量，提高单井EUR。

物模实验表明，纯CO2破裂压力较滑溜水低26—38%，矿场实验表明济阳页岩油前置CO2能够降低破裂压力9MPa，裂缝复杂程度增加1.17倍。济阳页岩油已投产18井，其中10井的单井初产日产油过百，单井EUR达到4—6.5万吨，正建设100万吨产能的国家示范区。

贡献评价、产业体系与研发方向

报告建立了CCUS贡献评价模型，从消费侧入手分析碳排放特征，依据国家能源和产业发展战略，构建CCUS固碳计算方法。评价结论为：到2060年CCUS技术的减排贡献量为10.4亿吨，作用包括为工业、电力等部门提供低碳化用能和原料保障，为风、光等波动性新能源提供低碳化调峰手段，以及驱油增油、转化为化工产品。

研发方向上，报告提出加强CCUS全创新链的理论、技术研究，研发低能耗、低成本捕集技术，针对低浓度排放源（浓度小于15%，排放占比85%）研发新一代吸收剂、膜分离和膜吸收等捕集技术，并研发高效、低成本直接空气捕集技术。产业体系方面，提出以含油气盆地为中心建设源汇最优化的驱油和封存集群，2030年建成百万吨/年全流程CCUS项目，2035年实现大规模驱油封存，2050年形成含油气盆地驱油和封存中心，2060年实现大规模咸水层埋存。

这组数据把胜利油田驱油示范区的家底摊开：动用储量2562万吨，注气井73口、油井166口，预计15年累注气1068万吨、累增油296.5万吨，提高采收率11.6%。日注气量40—60t/d，注入方式为水气交替驱，压力水平1.2MMP。 从投入产出看，累注气1068万吨对应累增油296.5万吨，粗略换算约每注入3.6吨CO2增产1吨油。这一比例对评估CCUS-EOR项目的经济性和封存量具有参考意义，也是材料称“驱油利用是目前经济可行的埋存方式”的数据支撑。

这三组项目覆盖了燃煤电厂、炼化厂尾气和天然气脱碳三类排放源。胜利煤电厂捕集项目2010年建成，规模4万吨/年；中原炼化厂尾气CO2捕集项目2015年建成，规模10万吨/年；松南气田长岭气田营城组CO2含量21—32%，2009年建成，捕集规模50万吨/年。 三个项目的规模差异与排放源CO2浓度直接相关：煤电烟气浓度约14%，炼化尾气浓度14.11%，均属低浓度捕集；天然气中CO2含量21—32%，浓度更高，因此单项目规模做到50万吨/年。这一对比说明，捕集成本与排放源浓度密切相关，低浓度捕集是后续降本攻关的重点。

这组数据反映胜利油田CCUS示范工程的现场投注进展。已投注11个区块、62口井，CO2日注入量1200—1600吨，日产油由注气前207.7吨升至目前351吨。 从注气前到目前，日产油提升约69%。材料还披露了监测体系规模：监测点位布设504个，覆盖空中、地面、地下三层次，气体、液体、固体三介质，事前、事中、事后三维度。这说明项目在推进注入的同时，同步建立了较完整的安全监测和预警系统，为封存安全提供数据保障。