石油勘探与开发 >

2023 , Vol. 50 >Issue 5: 1083 - 1096

DOI: https://doi.org/10.11698/PED.20230331

碳中和新能源新领域

全球二氧化碳捕集、利用与封存产业发展趋势及中国面临的挑战与对策

  • 窦立荣 , 1, 2 ,
  • 孙龙德 3, 4 ,
  • 吕伟峰 , 1, 2 ,
  • 王明远 1, 2 ,
  • 郜峰 2 ,
  • 高明 1, 2 ,
  • 江航 2
展开
  • 1 提高油气采收率全国重点实验室，北京 100083
  • 2 中国石油勘探开发研究院，北京 100083
  • 3 多资源协同陆相页岩油绿色开采全国重点实验室，黑龙江大庆 163712
  • 4 中国石油天然气股份有限公司，北京 100007
吕伟峰（1979-），男，辽宁大连人，博士，中国石油勘探开发研究院教授级高级工程师，主要从事油层物理与渗流力学、提高采收率、CCUS相关技术的研究工作。地址：北京市海淀区学院路20号，中国石油勘探开发研究院提高采收率研究中心，邮政编码：100083。E-mail:

窦立荣（1965-），男，江苏扬州人，博士，中国石油勘探开发研究院教授级高级工程师，主要从事全球油气资源评价与海外重点领域油气勘探关键技术研究。地址：北京市海淀区学院路20号，中国石油勘探开发研究院院部，邮政编码：100083。E-mail:

Copy editor: 谷江锐

收稿日期: 2023-06-27

  修回日期: 2023-08-08

  网络出版日期: 2023-09-22

基金资助

中国石油天然气股份有限公司科学研究与技术开发项目“二氧化碳规模化捕集、驱油与埋存全产业链关键技术研究及示范”(2021ZZ01)

收起

Trend of global carbon dioxide capture, utilization and storage industry and challenges and countermeasures in China

  • DOU Lirong , 1, 2 ,
  • SUN Longde 3, 4 ,
  • LYU Weifeng , 1, 2 ,
  • WANG Mingyuan 1, 2 ,
  • GAO Feng 2 ,
  • GAO Ming 1, 2 ,
  • JIANG Hang 2
Expand
  • 1 State Key Laboratory of Enhanced Oil and Gas Recovery, Beijing 100083, China
  • 2 PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China
  • 3 National Key Laboratory for Multi-resource Collaborated Green Development of Continental Shale Oil, Daqing 163712, China
  • 4 China National Petroleum Corporation, Beijing 100007, China

Received date: 2023-06-27

  Revised date: 2023-08-08

  Online published: 2023-09-22

Fold

摘要

系统梳理全球和中国CO2捕集、利用与封存（CCUS）产业的发展脉络，总结CCUS产业项目、产业集群、技术和战略政策发展状况，基于国内外CCUS产业发展对比，分析中国CCUS产业规模化发展的挑战与对策。全球CCUS产业分为探索阶段、政策驱动、双效驱动3个阶段，全球运行的CCUS大型项目从驱油提高采收率为主向咸水层封存拓展。中国CCUS产业的发展分为探索研究、先导试验、工业化发展3个阶段，当前处于矿场试验向产业化发展的关键期，项目以驱油提高采收率为主。基于国内外CCUS产业发展的对比，认为中国CCUS产业规模化和产业化发展面临技术、设施和政策等方面的挑战，提出中国CCUS产业未来发展建议，包括加强顶层设计和规划、发展全产业链高效低成本技术、布局规划油气+新能源产业集群、完善政策支持体系、加强学科建设和人才培养等。

关键词： CCUS产业; 发展阶段; 产业集群; 产业政策; 产业化

本文引用格式

窦立荣 , 孙龙德 , 吕伟峰 , 王明远 , 郜峰 , 高明 , 江航 . 全球二氧化碳捕集、利用与封存产业发展趋势及中国面临的挑战与对策[J]. 石油勘探与开发, 2023 , 50(5) : 1083 -1096 . DOI: 10.11698/PED.20230331

Abstract

This paper systematically reviews the trend of carbon dioxide capture, utilization and storage (CCUS) industry in the world and China, presents the CCUS projects, clusters, technologies and strategies/policies, and analyzes the CCUS challenges and countermeasures in China based on the comparison of CCUS industrial development at home and abroad. The global CCUS development has experienced three stages: early stage, policy driven stage, and dual-drive stage. Currently, the active large-scale CCUS projects around the world focus on enhanced oil recovery (EOR) and are expanding into storage in saline aquifers. The CCUS industry of China has evolved in three stages: exploration, pilot test, and industrialization. In the current critical period of transition from field test to industrialization, China's CCUS projects are EOR-dominated. By comparing the industrial development of CCUS in China and abroad, it is found that the extension and industrialization of CCUS in China face challenges in technology, facilities and policies. Finally, future solutions to CCUS in China are proposed as follows: strengthening the top-level design and planning of CCUS; developing high-efficiency and low-cost CCUS technologies throughout the whole industry chain; deploying CCUS oil and gas + new energy clusters; improving the policy support system of CCUS; and strengthening discipline construction and personnel training, etc.

Key words： CCUS; development stage; industrial cluster; policy; industrialization

0 引言

CO2捕集、利用与封存各环节研究与应用开展较早，但CCS（CO2捕集与封存）、CCUS（CO2捕集、利用与封存）概念的提出却是随着气候治理的进程而逐渐确定的。2005年，联合国政府间气候变化专门委员会（IPCC）在特别报告《CO2捕集与封存》中提出，CCS是将CO2从工业及能源相关领域分离，运输到封存地点，并与大气长期隔离的过程[1]。2006年，孙枢院士、沈平平教授等专家在香山科学会议第276次学术讨论会上，围绕会议主题“温室气体地下封存及其在提高石油采收率中的资源化利用”进行探讨[2]。之后开始用CCUS代替CCS[3-4]。
国内外多个机构和学者对CCUS产业发展情况进行了梳理和总结[3,5⇓ -7]。《中国二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）年度报告（2021）》从产业项目现状和政策支持方面对主要发达国家和地区的CCUS发展路径进行了总结，并梳理了中国CCUS产业项目现状和全产业链技术现状，指出中国要实现碳达峰、碳中和“3060”目标，预计2030年CCUS产业减排需求为（0.20~4.08）× 108 t，2060年为（10.0~18.2）×108 t[8]。袁士义等[9]、宋新民等[10]分别梳理了国内外CO2捕集、驱油与封存（CCUS-EOR）产业与技术的发展历程，窦立荣[11]总结了国际油公司应对气候变化的历程与动因以及国际油公司的典型CCUS/CCS项目。但是总体来看，目前尚缺少针对每个时期CCUS产业发展驱动因素以及CCUS产业集群发展状况的系统分析。基于此，本文系统梳理全球和国内CCUS产业的发展脉络，总结CCUS产业项目、产业集群、技术和战略政策发展状况，基于国内外CCUS产业发展对比，分析中国CCUS产业规模化发展面临的挑战与对策，以期为中国CCUS产业发展提供决策支撑。

1 全球CCUS产业

1.1 全球CCUS产业发展历程

以1952年CO2提高采收率技术专利的授权、1991年挪威CO2排放税的开征和2015年《巴黎协定》的签署3个标志性事件为节点[12⇓-14]，将全球CCUS产业的发展历程划分为3个阶段：探索阶段（1952—1990年）、政策驱动阶段（1991—2014年）和双效驱动阶段（2015年开始）（见图1、表1）。
图1 全球CCUS产业的发展历程

全球CO2排放量、美国CO2排放量据文献[15⇓-17]；按碳汇类型分类全球工业CO2捕集能力、按碳源类型分类全球工业CO2捕集能力据文献[5]；美国CO2总注入量、美国CO2气藏产出与工业捕集量据文献[19]，其他年份未检索到；美国CO2驱油产量据文献[7]

表1 全球CCUS产业不同阶段的国际协定、政策法规和典型案例
阶段 国际协定[11] 政策法规[11] 典型案例
碳源为高浓度天然CO2气藏 碳源为天然气处理厂 碳源为其他工业捕集
探索阶段
(1952—
1990年)		 1972年：《联合国人类环境会议宣言》 1986年：欧洲，《能源政策》；1987年：欧洲，《单一欧洲法》；1989—1993年：美国，《能源清洁法案》、《国家节能法案》、《联邦能源管理法案》、《气候变化行动计划》 ①SACROC区块CO2提高采收率项目——第1个商业化CO2提高采收率项目[4,18,20 -21]：碳汇，SACROC区块；碳源，McElmo Dome高浓度天然CO2气藏、Val Verde天然气处
理厂
②Wasson（ODC Unit）油田提高采收率项
目[18,20,27]：碳汇，Wasson（ODC Unit）油田；碳源，Bravo Dome高浓度天然CO2气藏、Sheep Mountain高浓度天然CO2气藏		 Shute Creek天然气处理项目（运行至今）[28⇓⇓-31]：碳汇，Rangely Weber油田，Salt Creek油田；碳源，Shute Creek（LaBarge）天然气处理厂；交易模式，碳汇运营公司从碳源运营公司购买CO2
政策驱动阶段
(1991—
2014年)		 1992年：《联合国气候变化框架公约》；1997年：日本，《京都议定书》；2009年：丹麦，《哥本哈根协议》 2000年：欧洲，《欧盟气候变化计划》、《关于提高共同体能源效率的行动计划》；2007年：欧洲，《2020年气候和能源一揽子计划》；2009年：美国，《美国清洁能源与安全法案》；2011年：欧洲，《2050年迈向具有竞争力的低碳经济路线图》；2012年：美国，《清洁能源标准法案》；2013年：美国，《总统气候变化行动计划》 ①Sleipner咸水层封存项目——第1个商业化运行的咸水层封存项
目[24⇓-26]（运行至今）：碳汇，Utsira咸水层；碳源，天然气处理厂
②Century Plant项目[20,23]（运行至今）：碳汇，美国二叠盆地的油田；碳源，Century Plant天然气处理厂		 ①Great Plain合成燃料厂和Weyburn-Midale项目[32-33]（运行至今）：碳汇，Weyburn油田；碳源，Great Plain合成燃料厂；交易模式，碳汇运营公司从碳源运营公司购买CO2
②Air Products蒸汽甲烷转化项目[34-35]（运行至今）：碳汇，West Hastings油田；碳源，Air Products蒸汽甲烷转化炉
双效驱动阶段
(2015年至今)		 2015年：法国，《巴黎协议》；2021年：英国，《格拉斯哥气候协议》 2015年：中国、美国，《中美元首气候变化联合声明》；2019年：欧洲，《欧洲绿色协议》；2021年：美国，《清洁未来法案》 Gorgon CO2注入项目——目前在运行的碳汇为咸水层的捕集能力最大的项目[5,36]：碳汇，Dupuy咸水层；碳源，天然气处理厂 阿尔伯塔碳干线（Alberta Carbon Trunk Line）项目[37]：碳汇，加拿大阿尔伯塔省Clive附近油田；碳源，化肥厂和North West Redwater Sturgeon炼油厂

1.1.1 探索阶段（1952—1990年）

以1952年CO2提高采收率技术专利授权给大西洋炼油公司的3位科研人员Whorton、Brownscombe和Dyes为起点，全球进入CCUS产业发展探索阶段[12]（见图1）。该阶段的总体特征是全球CO2工业捕集能力较低，捕集技术总体处于探索与发展阶段，石油公司为了追求效益、提高石油采收率而对CO2驱油技术进行商业化应用。
该阶段全球工业碳源的捕集能力小于500×104 t/a，占全球碳排放量约万分之二[5,15]。其中，天然气处理项目的捕集能力占能源行业排放量约万分之二（见图1），占油气行业排放量约万分之三[5,16 -17]。全球第1个商业化运行的CO2提高采收率项目于1972年1月由雪佛龙公司在美国二叠盆地Kelly-Snyder油田SACROC区块实施[18]，最初的碳源来自于Val Verde天然气处理厂，目前SACROC区块碳源还包括McElmo Dome高浓度天然CO2气藏，CO2体积分数为98%[18⇓⇓-21]（见表1）。SACROC区块提高采收率项目是迄今为止最大的CO2混相驱项目[18]。
石油公司在这一时期陆续开展CO2驱油项目的主要原因在于可以得到低成本的碳源[7,22]。SACROC区块提高采收率项目的成功以及20世纪70年代末—80年代初的高油价推动了3条CO2管道的建设，这些管道将二叠盆地的油田和高浓度天然CO2气藏连接起来[7,22]。高浓度天然CO2气藏成为早期CO2驱油项目的主要碳源。

1.1.2 政策驱动阶段（1991—2014年）

以1991年挪威政府开征CO2排放税为起点，欧盟和美国相继发布了关于气候安全与低碳经济的政策和法案，全球CCUS产业发展进入政策驱动阶段[11,13]（见图1）。该阶段的总体特征是全球CO2工业捕集能力缓慢提升，工业碳源以天然气处理项目为主，其他工业碳源的占比逐渐增大。在碳税以及相关政策的驱动和影响下，更多的石油公司开始使用来自工业碳源的CO2提高石油采收率，石油公司也开始启动在咸水层进行CO2封存的项目。
在政策驱动阶段末期，全球工业碳源的捕集能力超过2 800×104 t/a，占全球碳排放量比例约为万分之八[5,15]，工业碳源中天然气处理项目占76%，占能源行业排放量比例小于万分之七，占油气行业排放量约千分之一[5,16 -17]。西方石油公司和Sandridge能源公司共同运营的Century Plant项目是以天然气处理项目为碳源的典型CCUS项目，其捕集能力为500×104 t/a[5,20]，捕集的CO2用于美国二叠盆地的油田提高采收率[23]（见表1）。这一时期，全球CO2提高采收率项目的石油产量稳步增加，2014年产量大于1 300×104 t[7]。
除了CCUS-EOR项目外，这一阶段开始出现咸水层封存项目。1996年，由艾奎诺公司在北海运营的Sleipner咸水层封存项目投运，该项目是全球首个规模化商业运营的CO2咸水层封存项目，CO2捕集能力约100×104 t/a[5]，碳源是该公司运营的天然气处理厂[24⇓-26]。该公司在Sleipner West气田所生产的天然气中含9%的CO2，将其中的CO2注入咸水层除了可满足商品气外输要求外，更重要的是可避免挪威政府征收碳税[24⇓-26]（见表1）。

1.1.3 双效驱动阶段（2015年开始）

以2015年第21届联合国气候变化大会上签署《巴黎协定》为起点，各国和国际上与气候变化相关的协定与政策法规更具影响力，CCUS产业发展进入兼顾经济效益与社会效益的双效驱动阶段[14]（见图1）。该阶段的总体特征是，全球CO2工业碳源捕集能力快速提高，虽然工业碳源依然以天然气处理项目为主，但其他工业碳源的占比显著上升。
在双效驱动阶段，全球工业碳源的捕集能力上升至超过4 000×104 t/a，占全球碳排放量比例超过千分之一[5,15]，天然气处理项目占69%[5]，占能源行业排放量比例超过万分之八，占油气行业排放量比例超过千分之一[5,16 -17]。其他工业碳源包括化肥生产、合成天然气、甲醇生产、乙醇生产、发电、制氢、钢铁生产等[5]。加拿大阿尔伯塔碳干线（Alberta Carbon Trunk Line）项目是该时期开始运行的捕集能力（190×104 t/a）最大的CCUS-EOR项目，其碳源为化肥厂和North West Redwater Sturgeon炼油厂，捕集的CO2用于加拿大阿尔伯塔省Clive附近油田提高采收率[37]（见表1）。
全球运行的CCUS大型项目从驱油提高采收率为主向咸水层封存拓展。该阶段碳汇为咸水层的CCUS项目数量及其捕集量占比显著增加。根据全球碳捕集研究院的数据，2022年全球有9个CCUS项目的碳汇为咸水层，总捕集能力超过1 000×104 t/a[5]，其中捕集能力最大的项目是澳大利亚的Gorgon CO2注入项目，约400×104 t/a[5]（见表1）。

1.2 全球CCUS产业项目、技术与政策

1.2.1 项目现状

全球CCUS项目的分布情况见图2[38]。据睿咨得能源管理咨询公司（Rystad Energy）数据，截至2022年底全球在运行的CCUS项目共有65个，CO2捕集规模约4 100×104 t/a。正在运行的项目整体呈现“一大多小”局面：北美的项目数和捕集能力占比最大，分别为37%和61%，欧洲的项目数和捕集能力分别占14%和5%，东亚的项目数和捕集能力分别占22%和8%[38]。正在建设和规划中的项目呈现北美和欧洲两强的局面：北美的项目数和捕集能力占比分别为39%和46%，欧洲的项目数和捕集能力占比分别为36%和34%，东亚的项目数和捕集能力占比均为6%[38]（见图2）。
图2 全球CCUS项目分布图（数据据文献[38]）
截至2017年，全球来自工业碳源的CO2累计注入量约为2.2×108 t，排名前3的国家分别为美国、加拿大和挪威[39]。美国累计注入量约为1.53×108 t，其中注入油藏用于提高采收率的CO2约为1.52×108 t，注入咸水层的约为0.01×108 t[39]。加拿大累计注入量约为0.38×108 t，其中注入油藏用于提高采收率的CO2约为0.37×108 t，注入咸水层的约为0.01×108 t[39]。挪威累计注入量约为0.2×108 t，全部注入咸水层[39]。
截至2022年底，全球在运行、在建与规划项目的碳汇信息见图3[38]。据睿咨得能源管理咨询公司数据，在运行项目的碳汇以采用CO2提高采收率的油气藏为主，共28个项目，年捕集能力2 906×104 t，占比71.5%[38]。在建与规划项目的碳汇以CO2封存地质体为主，共313个项目，年捕集能力3.63×108 t，占比77.8%[38]。从项目碳源看，在运行项目碳源以油气生产等能源行业为主，占比达62%；在建与规划的项目碳源以工业、发电为主，合计占比约71%[38]。
图3 截至2022年底全球在运行和在建与规划项目的碳汇信息和捕集能力（数据据文献[38]）

1.2.2 产业集群

为增强规模经济效益，北美与欧洲的CCUS项目已形成规模化产业集群。产业集群中的碳源和碳汇企业可以共享基础设施。按照碳源和碳汇的类型，CCUS产业集群可以分为3类。
第1类CCUS产业集群是石油公司碳源+油藏碳汇集群。碳源来自石油公司高浓度天然CO2气藏和天然气处理厂生产的CO2，碳汇是油藏。这类产业集群在CCUS产业发展的探索阶段（1952—1990年）就已经形成。典型集群包括美国二叠盆地和落基山脉两个CCUS产业集群。2020年二叠盆地CCUS产业集群的碳源来自于4个高浓度天然CO2气藏和Century Plant天然气处理厂、Val Verde天然气处理厂2个工业碳源，天然CO2气藏供给CO2占比92.6%，工业碳源供给CO2占比7.4%，2020年该产业集群增产原油2.2×104 t/d[7]。2020年落基山脉CCUS产业集群的碳源来自于1个高浓度天然CO2气藏和Shute Creek天然气处理厂、Lost Cabin天然气处理厂2个工业碳源，天然CO2气藏供给CO2占比22.7%，工业碳源供给CO2占比77.3%，该产业集群2020年增产原油4 341 t/d[7]。
第2类CCUS产业集群是工业碳源+油藏碳汇集群。碳源来自非石油公司生产的CO2，碳汇是油藏。这类产业集群在CCUS产业发展的政策驱动阶段（1991—2014年）逐渐发展起来。典型集群包括美国中部和密歇根两个CCUS产业集群。2020年美国中部CCUS产业集群的碳源来自于1个高浓度天然CO2气藏和Coffeyville化肥厂、Enid化肥厂、Agrium化肥厂、Arkalon乙醇制造厂、Conestoga Bonanza乙醇制造厂5个工业碳源，天然CO2气藏供给CO2占比20.8%，工业碳源供给CO2占比79.2%，该产业集群增产原油1 173 t/d[7,20]。2020年密歇根CCUS产业集群的碳源来自于以上5个工业碳源，增产原油59 t/d[7]。
第3类CCUS产业集群是工业碳源+咸水层碳汇集群。碳源来自各类工业碳源，碳汇是地下咸水层。这类产业集群在双效驱动阶段（2015年以后）逐渐开始发展。典型集群包括欧洲北极光产业集群和Net Zero Teesside产业集群[40]。北极光产业集群是艾奎诺公司、壳牌有限公司（简称壳牌）和道达尔能源公司合资的北海CO2封存项目，通过船舶将来自北欧和西欧多个工业排放源的CO2运送到北海，在地下咸水层进行封存，预计2024年加入这一产业集群的排放源包括Brevik的水泥厂和Fortum Oslo Varme的发电厂等[40⇓-42]。位于英国的Net Zero Teesside产业集群通过船舶将来自发电厂、制氢厂等多个工业排放源的CO2运送到北海，在地下咸水层进行封存，预计2026年开始运行[43-44]。

1.2.3 技术进展

目前碳捕集技术系列主要包括吸收法、膜分离法、变压吸附法（PSA）等[6]。吸收法的技术成熟度较高，已经作为CO2捕集的主要方法被使用40多年[6]。在捕集方法上，高浓度碳源主要采用溶剂型物理吸收方法，所用溶剂包括聚乙二醇二甲醚和甲醇，低浓度碳源主要采用化学吸收方法[31,37,45⇓⇓⇓⇓ -50]。北美正在运行的8个大型CCUS项目的碳源、捕集方法、捕集能力和管输距离见表2。
表2 北美正在运行的8个大型CCUS项目的碳源、捕集方法、捕集能力和管输距离统计表
项目 碳源 捕集方法 捕集能力/(104 t·a-1) 管输距离/km
美国Shute Creek天然气处理项目 天然气处理厂[31] 溶剂型物理吸收（聚乙二醇二甲醚）[31] 700[5] 约460.0[31]
美国 Century Plant项目 天然气处理厂[45] 溶剂型物理吸收（聚乙二醇二甲醚）[45] 500[5] 大于255.0[45]
加拿大Great Plains合成燃料工厂和Weyburn-Midale项目 合成燃料厂[46] 溶剂型物理吸收（通常是甲醇）[46] 300[5] 328.0[46]
加拿大阿尔伯塔碳干线（Alberta
Carbon Trunk Line）项目		 化肥厂和炼油厂[37] 多种碳源类型及不同捕集方式[37] 设计捕集能力190[5] 240.0[37]
美国Air Products 蒸汽甲烷转化项目 制氢[47] 吸附[47] 100[5] 约500.0[47]
加拿大边界大坝碳捕集和封存项目 发电厂[48] 溶剂吸收[48] 100[5]
加拿大Quest项目 制氢[5] 变压吸附-化学吸收[49] 130[5] 约80.0[49]
美国伊利诺伊州工业碳捕集和封存项目 乙醇厂[5] 物理分离方法（脱水）[50] 100[5] 1.5[50]
CO2输送技术系列主要包括管道、铁路、货车和船舶运输[6]。美国已形成成熟的超临界CO2管道输送技术，截至2019年，运行管道已超过8 000 km[6]。北美在运行大型CCUS项目的最大源汇距离为500 km[31,37,45⇓⇓⇓⇓ -50]（见表2）。
国外CCUS-EOR项目主要集中在美国和加拿大。美国在1994年产油量突破1 000×104 t，2020年产油量为1 365×104 t[6]（见图1）。已建成大规模驱油油藏工程，注采和地面工程设备简易高效，自动化程度高，产出气循环利用技术满足项目整体提效要求[9]。截至2020年，美国二叠盆地SACROC区块累计注入CO2约3.9×108 t，已持续稳产16年[9,21]。加拿大Weyburn油田注CO2前采出程度约为24%，CO2驱预计提高采收率15个百分点以上[51⇓-53]。
在CO2地质封存技术方面，国外发展形成了TOUGHREACT、PFLOTRAN等专用封存预测软件。封存监测方法包括地表监测、时移地震等，涵盖地表和地下。全球主要在运行的大型咸水层封存项目及其监测技术见表3。
表3 全球主要在运行大型咸水层封存项目及其监测技术统计表
项目 封存地质体 监测技术
澳大利亚Gorgon CO2注入项目 2 500 m Dupuy砂岩地层[36,54] 地震监测、监测井[55]
加拿大Quest项目 2 100 m砂岩咸水层[49] 地下监测、地表监测[49]
挪威Sleipner咸水层封存项目 800~1 000 m砂岩咸水层[25] 地震监测、重力场监测[56]
美国伊利诺伊州工业碳捕集和封存项目 2 100 m的Mt. Simon砂岩咸水层[57] 时移地震、温压监测井等[58]

1.2.4 产业政策

美国政府相继出台多项法案，以促进CCUS产业化加速发展。以美国45Q法案为例，采用递进式CO2补贴价格的设定方式，有效刺激各方主体积极性，实施方式灵活多样，考核机制完善。2022年，美国政府在其《通胀削减法案》的框架内，对45Q法案进行了修改，CO2地质封存的补贴价格由50 美元/t调整为85 美元/t，CCUS-EOR的补贴价格由35 美元/t调整为60 美元/t[59⇓-61]。另外，美国能源部于2020年投入2.7×108 美元支持CCUS项目，也极大地鼓励了各企业的积极性[8]。
与美国不同，欧洲对CCUS项目的支持体现在欧盟碳交易市场和各种基金[8]。欧洲Horizon 2020基金，Horizon Europe基金以及总额为100×108 欧元的欧洲创新基金为CCUS项目提供公共资金的支持[8]。澳大利亚于2011年通过清洁能源法案引入碳税机制，并于2012年生效[62]。
在国际组织方面，油气行业气候倡议组织（OGCI）由全球12个能源公司组成，其气候投资基金管理价值超过10亿美元，旨在加速全球实施低碳解决方案，共同应对气候变化[11]。目前成员公司参与了20多个潜在CCUS枢纽的建设，其中7个计划在2025年之前开始建设[11]。

1.3 全球CCUS产业展望

根据不同国际研究机构的预测，CCUS技术在2050年对全球碳减排量的贡献为（27.9~76.0）×108 t/a，平均46.6×108 t/a[8]。在实现全球平均气温增加小于1.5 ℃目标的前提下，2050年CCUS减排量美国为（9.0~24.5）×108 t/a，欧盟为（4.3~22.3）×108 t/a，日本为（1.1~8.9）×108 t/a[8]。
国际能源署可持续发展情景中，在2030—2050年，CCUS部署将快速增加，尤其是水泥、钢铁和化工产业将占这个阶段碳捕集增量的近三分之一。生物质能碳捕集与封存的部署也将快速增加，占到15%，尤其是在发电和低碳生物燃料方面[8]。根据睿咨得能源管理咨询公司的报告，2030—2050年是实现气候目标的重要阶段，全球工业、能源与电力行业对CCUS的需求分别占41%，15%，6%，生物质能碳捕集与封存和空气中直接捕集的需求占38%[38]。

2 中国CCUS产业

2.1 中国CCUS产业发展历程

以1965年大庆油田进行碳酸水注入井组试验、2006年香山科学会议和2020年碳达峰、碳中和“3060”目标的宣布3个标志性事件为节点[2,8,63]，将中国CCUS产业发展历程划分为3个阶段：探索研究阶段（1965—2005年），先导试验阶段（2006—2019年）和工业化发展阶段（2020年开始）（见图4、表4）。
图4 中国CCUS产业的发展历程

中国CO2排放量据文献[15⇓-17]；中国国内生产总值（GDP）、中国人口据文献[64]、中国石油（中国石油天然气股份有限公司）CO2注入量据文献[65]

表4 中国CCUS产业的发展阶段及典型案例
阶段 典型案例
中国石油[10,63,66⇓ -68] 中国石化[66,69] 延长石油[70]
探索研究
（1965—2005年）		 大庆油田碳酸水注入井组试验、吉林油田多井组
CO2吞吐试验、吉林油田CO2驱油试注试验		 胜利、华东、江苏和草舍等
油田开展CO2驱油试验
先导试验
（2006—2019年）		 吉林油田黑59井区先导试验、吉林油田黑79南井区
先导试验和黑79北小井距扩大试验、吉林油田黑46扩大试验		 川口油田第1口CO2驱油试验井、靖边—吴起5×104 t/a CO2驱油与封存先导试验、安塞10×104 t/a CO2驱油与封存示范工程
工业化发展
（2020年至今）		 吉林油田特低渗透油藏CCUS-EOR国家级先导试验、大庆油田低渗透油藏CCUS-EOR国家级先导试验、长庆油田超低渗透油藏CCUS-EOR国家级先导试验、新疆油田砾岩油藏CCUS-EOR国家级先导试验 齐鲁石化-胜利油田百万
吨级CCUS-EOR项目		 正在新建26×104 t/a CCUS注入工程

注：中国石化—中国石油化工股份有限公司；延长石油—陕西延长石油（集团）有限责任公司

2.1.1 探索研究阶段（1965—2005年）

该阶段拉开中国探索CO2驱油序幕。中国石油大庆油田于1965年进行碳酸水注入井组试验[63]，吉林油田于1994年开展多井组CO2吞吐试验、1999年开展CO2驱油试注试验[63]，大庆油田于2003年开展特低渗透储集层CO2驱油先导性试验，实现了特低渗透储集层的有效动用[63]。中国石化自1967年开始开展CO2提高采收率的机理实验[69]，在胜利、华东、江苏和草舍等油田开展CO2驱油试验和实际生产[69]。

2.1.2 先导试验阶段（2006—2019年）

先导试验阶段以2006年香山科学会议为起点[63]。会议达成两点共识：①CO2减排与利用必须紧密结合，②CO2主要利用途径是强化采油[63]。中国石油先后牵头承担国家重点基础研究发展计划（973计划）、国家高技术研究发展计划（863计划）、国家科技重大专项等一批CCUS-EOR重大科技攻关项目和示范工程建设，形成了较为完整的陆相油藏CCUS-EOR技术和标准系列，持续引领CCUS-EOR产业发展[66]。吉林油田、大庆油田、新疆油田先后开展先导试验和工业化示范应用试验[63]。吉林油田的碳源来自长岭天然气处理厂捕集的CO2，大庆油田的碳源来自天然气处理厂及石化企业捕集的CO2[10,66⇓ -68]。延长石油在靖边—吴起和安塞先后建成CO2驱油与封存先导试验区和示范工程[66,70]。国家能源投资集团有限责任公司（简称国家能源）、中国华能集团有限公司（简称中国华能）、中国国电集团公司等也在大力发展CO2捕集技术，并开展了一系列示范项目，例如2012年投运的中国国电集团公司天津北塘热电厂项目等[8]。

2.1.3 工业化发展阶段（2020年开始）

中国于2020年9月在第75届联合国大会宣布碳达峰、碳中和“3060”目标，中国CCUS产业发展进入工业化发展阶段。中国石油公司CO2注入量快速上升，已基本形成完整的CCUS技术体系。2022年中国油藏注入CO2的总量为180×104 t，占中国总碳排放量比例小于万分之二，占中国能源行业碳排放量比例小于万分之二，占中国油气行业碳排放量比例约为万分之七[15⇓-17,71]。

2.2 中国CCUS产业项目、技术与政策

2.2.1 项目现状

根据《中国二氧化碳捕集利用与封存年度报告（2023）》，截至2022年底，中国已投运和规划建设中的CCUS示范项目已接近百个，其中已投运项目的捕集能力约为400×104 t/a，已具备大规模捕集利用与封存CO2的工程能力，正在积极筹建全流程CCUS产业集群[8,72]。2022年底，全国累计注入CO2约780×104 t[71]。目前中国CCUS示范项目的碳汇以油气藏提高采收率为主，近期陕西煤业化工建设（集团）有限公司开始建设咸水层CO2封存项目[72-73]。
截至2022年，中国石油CO2累计注入量为563.0×104 t（其中2022年注入111.0×104 t、增油24.8×104 t），占全国的70%以上，目前已进入工业化示范应用阶段[63,71]。大庆、吉林、新疆、长庆等油田建设了CCUS-EOR全产业链示范项目，辽河、冀东、大港、华北、吐哈等油田和南方公司建设了CCUS-EOR先导试验项目[9-10,66]。在鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地和松辽盆地规划3个千万吨级CCUS产业基地，辐射形成产业集群[9-10,66,74]。其中，“十四五”期间长庆油田将在陕西、甘肃和宁夏3个省/自治区建成3个百万吨级CCUS示范区，带动CCUS产业发展，建设鄂尔多斯盆地千万吨级CCUS产业基地；新疆油田制定了千万吨级CCUS远景规划，计划用3个5年时间实现盆地1 000×104 t/a驱油、1 000×104 t/a咸水层封存及盆地CO2管输环网建设目标[75-76]。吉林、大庆、长庆、新疆等油田的CCUS-EOR矿场试验都取得了良好效果。吉林油田黑79北砂岩特低渗油藏CCUS-EOR混相驱试验累计注气超过1.2 PV（烃类孔隙体积），阶段提高采出程度24.7个百分点，预计提高采收率超过25个百分点[9-10,66]。
中国石化开展了多种油藏类型CO2驱提高采收率技术攻关，在江苏、胜利、华东等油田开展矿场试验，取得明显效果[66]，2022年宣布已建成齐鲁石化-胜利油田百万吨级CCUS-EOR项目[66]，同年宣布中国石化与壳牌、中国宝武钢铁集团、巴斯夫集团将在华东地区共同启动中国首个开放式千万吨级CCUS项目[77]。
延长石油积极探索CCUS-EOR技术，在一体化技术攻关和全流程低成本商业化工程示范方面取得积极进展，打造了靖边乔家洼、吴起油沟、吴起白豹和安塞化子坪4个CO2驱油与封存示范区，注气能力15.00×104 t/a，累计注气28.70×104 t，增油4.73×104 t，在水驱基础上提高采收率超过8个百分点[70]。
在咸水层封存方面，陕西煤业化工集团榆林化学公司开始建设40×104 t/a CO2咸水层封存先导试验项目，目标是建设400×104 t/a CO2咸水层封存示范项目。目前先导试验项目的榆碳1井已正式开钻[73]。

2.2.2 技术进展

在捕集技术方面，中国目前已发展出胺法脱碳工艺、变压吸附脱碳工艺和膜法脱碳工艺[66-67]。吉林油田长岭气田应用胺法脱碳工艺，在CO2体积分数小于30%的情况下，高效捕集CO2约10×108 m3，助力长岭气田累计生产天然气137×108 m3[66-67]。国能锦界能源有限责任公司电厂15×104 t CCUS示范工程是中国已投运最大的燃煤电厂燃烧后碳捕集示范工程，CO2捕集率大于90%，捕集后CO2体积分数大于99%，CO2的再生能耗小于2.4 GJ/t[78]。
美国已经实现管输为主的CO2运输模式，中国尚未形成CO2管输规模，目前以罐车输送为主，华东油气田和丽水气田部分通过船舶运输，吉林油田已建成50 km CO2输送管道，具备50×104 t/a的管输规模，中国石化齐鲁石化—高青CO2输送管道近期已全线贯通[8-9,79]。
与国外海相地质体不同，陆相沉积地质体在原油品质、矿物成分、储集层非均质性、黏土含量等方面存在显著差别，因此国内CCUS-EOR方案需考虑陆相沉积地质体特征。目前国内各个油公司构建了较为完整的陆相砂岩油藏CO2驱油理论和技术标准体系。吉林、大庆等油田示范工程显示，CO2驱油可提高采收率10~25个百分点，驱油封存成效显著[66]。
中国石油建立了适合CO2驱开发特点的油藏精细描述流程和方法，形成以压力保持为前提、不规则水气交替注入扩大波及体积为重点的油藏工程优化设计技术[66]。在工艺技术方面，研发了防腐固井水泥、复合型缓蚀剂体系及缓蚀剂加注工艺等，形成了CO2驱油全流程防腐技术[66]。创新研发的连续油管注气工艺，一次性完井投资下降28%，服役期可实现成本下降66%[66]。“防腐-气举-助抽-控套”一体化携气举升工艺实现了高气液比（大于200 m3/m3）油井的常态化生产[66]。应用气液分输技术，实现了气液比升高、气窜后集输系统常态化生产管理，建成中国首座CO2循环注入站，实现伴生气全部密闭回收[66,80]。
中国CCUS项目封存整体规模较小，目前以CCUS-EOR为主。监测手段主要从空中、地表、地下3个维度展开研究，但现场实际运用较少，效果还需进一步分析。

2.2.3 产业政策

中国从“十一五”期间开始出台多项政策支持CCUS技术的发展[3]。2006年起，国务院发布多项涉及CO2排放控制与处置利用技术的政策文件，各部委提出制定CCUS技术发展路线图[3]。2011年和2013年，科学技术部发布《中国碳捕集利用与封存技术发展路线图》与《“十二五”国家碳捕集利用与封存科技发展专项规划》，对中国CCUS技术的发展做了评估与部署[3]。
中国碳中和目标提出以来，对CCUS产业发展的支持力度进一步加大。在国家层面已推出碳交易平台，对CCUS项目实施起到积极推动作用，并出台1+N政策体系支持实现“双碳”目标。“1”由《中共中央 国务院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》和《2030年前碳达峰行动方案》两个文件共同构成，“N”是重点领域、重点行业实施方案及相关支撑保障方案[81]。截止到2022年10月，中国已出台70项国家层面CCUS产业相关的政策，包括规划、标准、路线图等。CCUS已经首次写入中国“十四五”五年规划。《2030年前碳达峰行动方案》等各级政府出台的政策文件都对CCUS的科研、产业化发展、投资等做出规划[8,82]。2021年，中国生态环境部发布了《碳排放权交易管理办法》，形成国家核证资源减排量（CCER），对中国境内可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目的温室气体减排效果进行量化核证，并在国家温室气体自愿减排交易注册登记系统中登记温室气体减排量[82]。
2013年在科学技术部推动下建立了CCUS产业技术创新战略联盟，由中国华能、中国石油、中国石化和国家能源4家理事长单位和多家理事单位组成[83]。联盟的组建宗旨是在政府相关政策指引下，通过长效、有序的联盟机制，结合应对气候变化和产业发展的需求，整合及协调各方科研力量和产业资源，大力推动中国CCUS领域的技术创新和工程示范，迅速提升整体技术水平，充分发挥CCUS技术对保障国家节能减排和应对气候变化目标实现的关键性作用[84]。

3 中国CCUS产业发展面临的挑战与对策

3.1 中国CCUS产业发展面临的挑战

目前全球工业碳源的捕集能力占全球碳排放量比例超过千分之一，而中国正在运行的CCUS项目捕集能力占中国总碳排放量比例小于万分之三，与全球水平存在约1个数量级的差距，与发达国家相比，中国从碳达峰到碳中和的时间更短，减排压力更大[15⇓-17]。中国油气对外依存度高，CCUS技术可以大幅度提高采收率。初步评价全国约有140×108 t原油地质储量适合CO2驱油，可提高采收率15个百分点，增加可采储量21.0×108 t，封存CO2约60×108 t。根据国家重点基础研究发展计划（973计划）项目评价结果，油气盆地兼顾浅层、深层和超深层咸水层，总体CO2封存潜力可达（5 000~7 000）×108 t，中国主要盆地深部咸水层的理论封存潜力更大，超过6×1012 t[66]。在此背景下，中国CCUS产业亟需规模化和产业化发展，但是目前来看尚存在技术、设施和政策等方面的挑战。

3.1.1 技术成本是影响其大规模应用的重要因素

CO2捕集技术中中低浓度CO2排放源的捕集成本高，制约CCUS技术规模化应用。中国CO2排放以低浓度为主，尚存在百万吨级低浓度CO2低成本捕集工艺技术和装备难题[85]。中国规模集中排放CO2的企业主要包括8个行业，分别是煤电、水泥、钢铁、煤化工、炼化、聚乙烯、合成氨和电石[86]。其中，煤电、水泥和钢铁行业为低浓度排放源，煤化工行业为高浓度排放源[86]。中国的煤电厂、水泥厂和钢铁厂在2025年通过CCUS技术的减排需求是（0.071~0.240）×108 t，占总减排需求比例约80%[8]。CO2运输方面，中国CCUS示范工程项目源汇距离为100~200 km，目前以高成本车载运输方式为主，在大规模超临界长距离管道输送方面缺乏经验，远距离碳源商业化应用难度大。中国年排放量大于2 000×104 t的煤电企业分布于华中和东部沿海，距离适宜封存的场地较远，源汇错位带来较高的成本压力[8]。CO2驱油方面，国内陆相沉积油藏与海相沉积油藏相比，存在混相压力高，非均质性强的特点，驱油效率和效益尚需提高。CO2封存方面，封存地质体筛选和CO2监测调控需要加强攻关试验，以保证长期安全封存。

3.1.2 基础设施是制约全产业链发展的关键因素

CCUS产业的发展需要大量新的基础设施建设，例如需要管道或者船舶将CO2从排放源输送到地质封存地点或者化工生物利用地点。目前中国缺乏大规模输送CO2的管道或船舶，未实现对现有基础设施的充分改造利用，缺乏基础设施的合作共享机制。CCUS产业集群的建立可以实现相关企业以较低成本共享CCUS基础设施。由于基础设施建设缺乏盈利机制，单纯依靠企业难以建设大量基础设施，因此需要政府主导和规划，并给予相应的财政支持。

3.1.3 政策体系是影响产业协同发展的核心因素

CCUS产业发展面临全产业链相关企业积极性不高、源汇企业间合作不充分的挑战，制约CCUS新兴产业链的规模化发展。CCUS产业集群的建设需要来自不同地区不同行业的源汇企业协同合作，但目前缺乏针对CCUS集群建设的协调与激励政策。目前CCUS技术成本高，缺乏相关激励政策体系、税收优惠和补贴政策等来激励相关企业实施CCUS技术的积极性，影响了产业的协同发展。

3.2 中国CCUS产业发展的对策

目前中国CCUS产业正处于矿场试验向产业化发展的关键时期，需要构建更高效CCUS全产业链原创技术体系，贯通CCUS新兴产业链实现规模化发展，推进CCUS全产业链相关企业的协同发展[85]。

3.2.1 加强顶层设计和规划

进一步评价各个盆地CO2封存潜力，建立各个盆地封存潜力单位与碳排放单位数据库，将碳源与碳汇单位协调起来，建立源汇匹配关系。统筹规划制约CCUS大规模推广的关键理论与技术研发工作，构建CCUS系统的研发平台与创新基地。

3.2.2 发展全产业链高效低成本技术

在捕集技术方面，需要加快CO2捕集技术由高浓度向中低浓度、低成本高效捕集发展[9,66]。在输送技术方面，加快CO2储运技术由车载运输向超临界CO2长距离管输拓展[66]。在CO2驱油技术方面，加快CO2驱油技术向大规模、更大幅度提高采收率发展，创新研发大规模CCUS-EOR油藏方案设计、进一步扩大波及体积、高效注采与低成本防腐、驱埋一体数值模拟等配套开发技术和系统，形成混相、近混相、非混相高效驱油技术系列[9,66]。加强气藏开发利用（CCUS-EGR）、化工利用、生物利用、空气中直接捕集CO2技术、CO2与氢能协同发展技术以及咸水层封存等减碳技术的攻关，带动规模化应用[66]。在CO2封存技术方面，加快CO2封存地质体长期规模完整性技术研究，通过升级封存方案设计、完善精细地质描述和井筒完整性评价、实施多位一体监测、提升安全防控技术，实现大规模超长期安全封存[9,66,85]。

3.2.3 布局油气+新能源产业集群

在CCUS产业集群建设规划的基础上，充分布局规划CCUS基础设施建设，加大投资力度与建设规模，推动已有设施的改造利用。充分发挥政府在基础设施建设过程中的主导地位，给予相应的财政支持。建立相关基础设施合作共享机制，实现不同碳排放企业充分便利地使用CCUS基础设施，加大加强国内与国际油气田企业和炼化、煤电、煤化工等碳排放企业的合作，与新能源协同耦合发展，形成优势互补的CCUS产业创新联合体和产业集群，加快推动全产业链规模效益协同发展[9,85]。

3.2.4 完善政策支持体系

完善CCUS政策支持体系和碳交易市场，助力不同地区不同行业的源汇企业协同合作，推进CCUS全产业链相关企业的协同发展。推动CCUS产业对煤炭、电力、钢铁、水泥、化工等难减排行业碳排放的消纳作用，寻找恰当的商业模式和项目运营模式，探索排放企业与埋碳企业间的碳配额补偿与分配机制[86]。充分借鉴美国45Q税收法案等国外CCUS激励政策，建立和完善相关激励政策体系、税收优惠和补贴政策等来激励相关企业实施CCUS技术的积极性[8]。

3.2.5 加强学科建设和人才培养

通过多学科交叉融合，加强碳中和学的学科建设。推进建设高水平CCUS重点实验室和创新中心，将CCUS的科研与产业化紧密结合，加快先进适用技术的研发和推广应用。组建跨学科的科研团队和人才培养团队，为CCUS产业化发展储备人才力量。

4 结语

大规模CO2捕集、利用与封存已成为全球实现碳中和的一项必不可少的技术，也是中国碳中和技术体系的重要组成部分。
CCUS产业发展受技术发展与政策的双重影响，以CO2提高采收率技术专利的授权、挪威CO2排放税的开征和《巴黎协定》的签署3个标志性事件为起点，全球CCUS产业发展可划分为探索阶段、政策驱动和双效驱动3个阶段。全球运行的CCUS大型项目从驱油提高采收率为主向咸水层封存拓展。
全球CCUS产业集群按照碳源和碳汇的类型分为3类：石油公司碳源+油藏碳汇集群、工业碳源+油藏碳汇集群、工业碳源+咸水层碳汇集群。这3类产业集群分别在全球CCUS产业发展的3个阶段发展起来。
中国CCUS产业的发展可划分为探索研究、先导试验、工业化发展3个阶段，当前整体处于矿场试验向产业化发展的关键期，项目以驱油提高采收率为主，正在探索咸水层封存项目，并积极筹备全流程CCUS产业集群。
中国CCUS规模化和产业化发展面临技术成本高、基础设施短缺和激励政策不充分等方面的挑战，需要加强顶层设计和规划、发展全产业链高效低成本技术、布局油气+新能源产业集群、完善政策支持体系、加强学科建设和人才培养。

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