解读新疆地方标准：二氧化碳捕集、驱油与封存项目碳减排量核算技术规范（DB65/T 4891-2024）

这份地方标准管什么、谁来用

标准第1章明确，本文件规定了二氧化碳捕集、驱油与封存项目中二氧化碳减排量核算和报告的核算边界、核算工作流程、核算方法与数据获取、二氧化碳减排量计算、数据质量与报告要求等内容，适用于油气田相关企业在实施二氧化碳捕集、驱油和封存过程中的二氧化碳减排量核算。也就是说，疆内油气田企业做CCUS项目的碳减排量核算，应当按这套口径来执行。

从第3章术语看，二氧化碳捕集、驱油与封存被定义为将二氧化碳从大气、工业或能源相关的排放源中分离，以液态或超临界状态注入油层驱油，或直接注入至地下深部咸水层、枯竭油气藏等地质构造中，以实现二氧化碳减排的工业过程。核算主体是项目业主，即对项目进行全面控制并负责任的组织或个人，根据合同约定可以是控排企业或利用与封存企业。

核算边界怎么划、排放源怎么识别

标准4.1把边界划为捕集、运输、驱油与封存三个环节：捕集环节从捕集装置入口到外输气源出口，含边界内其他耗能装置；运输环节从罐车或管道入口到油田接收装置，涵盖管道、车船、增压和监测设备；驱油与封存环节起点是注入系统入口，终点是动态分布的地面和大气泄漏监测装置，地下部分的范围由地质开发方案中的最大波及边界确定。边界不仅覆盖耗能工艺设备所在地域，还包括项目所有潜在泄漏路径的预测扩散范围。

排放源识别按4.2执行。二氧化碳捕集后直接用于地质封存的项目，排放源包括碳源二氧化碳排放、燃料燃烧排放、净购入电力和净购入热力隐含的二氧化碳排放、捕集与运输泄放；用于驱油的项目，还要加上油田工艺放空与逸散排放、外输介质携带二氧化碳排放。若存在本文件未涵盖的排放环节，需参考其他相关核算与报告要求核算并汇总。基准线情景则分别甄别捕集、运输、驱油封存三个环节的可替代情景后加以组合。

六类排放量的计算公式与数据从哪来

标准第6章是核算的技术核心。碳源二氧化碳排放按公式（4）计算，由进入捕集装置的气流量、二氧化碳体积分数和密度相乘得到，其中密度根据碳源温度和压力查物性数据表获取。燃料燃烧排放按公式（5）计算，涉及燃料消费量、含碳量与碳氧化率，含碳量再由低位发热量乘以单位热值含碳量得到。

净购入电力和热力隐含排放按GB/T 32150—2015中7.5.4的规定计算，消耗电力的排放因子宜采用国家生态环境部、国家统计局最新发布的电力二氧化碳排放因子，热力排放因子优先用供热单位实测值或测算值，不能提供则取0.11 t/GJ。捕集与运输泄放按公式（7）计算，涉及捕集量与各环节计量装置交付量的差值。

油田工艺放空与逸散排放按公式（8）计算，其中放空强度和逸散强度在基准线为注水等其他开发方式时依据GB/T 32151.16—2023中表C.2，否则按公式（9）（10）计算，甲烷全球变暖潜势值取28。外输介质携带排放按公式（12）计算，依据外输净化处理水量与水中二氧化碳溶解度。

减排量怎么算：基准线情景减去项目排放

标准第7章给出核算的落脚点。

该公式为R=E基准-E项目，即第i个统计期内基准线情景二氧化碳排放当量减去项目二氧化碳排放当量，结果以吨二氧化碳当量（tCO2e）表示。

基准线情景排放量的算法区分新建与改扩建：新建项目按公式（1），基准线情景排放量等于碳源二氧化碳排放量；改扩建项目按公式（2），在碳源排放量之外还需加上项目改扩建以前原项目所产生的二氧化碳排放量。项目排放总量则按公式（3），由燃料燃烧、净购入电力和热力隐含、捕集与运输泄放、油田工艺放空与设施设备逸散、外输介质携带五类相加构成。其中外输介质携带这一项，对地质封存项目取零，对驱油项目才需计入。

地下泄漏风险监控与数据质量管理

标准对核算设置了前置门槛。5.2规定，项目应同步开展风险监控，按《二氧化碳捕集、利用与封存环境风险评估技术指南（试行）》评估项目在核算周期内对环境风险受体的影响，当影响界定为轻度及以下时才能开展项目碳减排量核算，否则不予核算。第8章进一步明确监控要求：大气监测大气中二氧化碳浓度，断层、盖层监测浅层土壤二氧化碳通量，浅层地下水和地表水监测侵蚀性二氧化碳含量，监测指标超出环境本底值时应及时开展修复。

第9章对数据质量管理提出八方面要求。项目二氧化碳减排量宜归项目业主所有，也可通过合同、协议约定归属。业主应建立核算和报告规章制度、指定专职人员，对排放源分级并建立一览表，按GB 17167评估监测条件并制定监测计划，建立内部管理制度、原始凭证和台账记录管理制度，核算报告所涉及数据的原始记录和管理台账应至少保存五年，确保相关数据可被追溯。此外还要加强实验室管理并建立内部审核制度。

监测方法、参数推荐值与报告表格

三个资料性附录提供了落地工具。附录A是核算边界示意图，用箭头标出二氧化碳在工业设施、捕集装置、运输车辆或管道、注入站、生产井之间的流动方向，并对应标注各类排放。附录B给出常见化石燃料特性参数缺省值，涵盖无烟煤、烟煤、天然气、焦炉煤气等28个品种，列出低位发热量、单位发热量含碳量和碳氧化率，数据参考GB/T 32151.16—2023。

附录C详述设施设备逸散监测方法，要求检测器具备除湿和消除干扰功能，二氧化碳测量范围0~50000 μmol/mol、精度±2%，采样探头移动速度小于10 cm/s，对浓度达到2000 μmol/mol的密封点开展逸散强度测定并取至少连续5分钟数据的平均值。附录D给出七张计算表格，包括排放量与减排量汇总表、碳源排放数据一览表、燃料燃烧数据一览表等。第10章规定减排量核算报告编制按GB/T 33760—2017中5.12执行。

这组参数来自标准正文与附录，是核算和监测中会反复用到的数值。甲烷全球变暖潜势值取28，是油田工艺放空与逸散排放折算为二氧化碳当量的关键系数。热力排放因子在供热单位无法提供实测值或测算值时取0.11 t/GJ。 监测环节的门槛值同样具体。对甲烷、二氧化碳逸散浓度达到2000 μmol/mol的各类密封点，要开展逸散强度测定。检测器的二氧化碳测量范围为0~50000 μmol/mol、精度±2%，采样探头移动速度要小于10 cm/s。此外，核算报告涉及数据的原始记录和管理台账应至少保存五年，这为后续核查留出了追溯窗口。

附录B表B.1覆盖固体、液体、气体三类共28个燃料品种。气体燃料与固体、液体燃料的计量单位不同，天然气、高炉煤气等的低位发热量以吉焦每万标立方米计，煤、焦炭等以吉焦每吨计，填报时需注意区分。 从数值分布看，同一类燃料内部差异不小。固体燃料中焦炭低位发热量28.447 GJ/t，褐煤仅14.080 GJ/t。碳氧化率方面，气体燃料普遍为99%，固体燃料中无烟煤94%、烟煤93%、褐煤96%、其他洗煤90%。数据参考GB/T 32151.16—2023碳排放核算与报告要求第16部分：石油天然气生产企业。无实测条件时可直接选取这些缺省值。