苗 軍，陽國軍

（中國石油化工集團有限公司發(fā)展計劃部，北京 100728）

利用捕集后的CO2驅(qū)油是現(xiàn)階段一種最經(jīng)濟可行且能大規(guī)模應(yīng)用的CO2捕獲、利用與封存（CCUS）途徑，不僅能提高低滲透儲層儲量的有效動用和單井產(chǎn)量，提高油氣田經(jīng)濟效益，而且能實現(xiàn)大規(guī)模CO2地下封存，具有良好的環(huán)保效益。CO2捕集和驅(qū)油（CCS–EOR）在美國已大規(guī)模應(yīng)用，截至2014年10月，美國已有136個油田開展CO2驅(qū)油項目，鋪設(shè)CO2輸送管線5 800千米，每天向油田供應(yīng)CO2約18.7萬噸，生產(chǎn)原油30萬桶/日，CO2驅(qū)油累計生產(chǎn)原油高達20億桶[1]。我國CCS–EOR還處于大規(guī)模全流程產(chǎn)業(yè)示范階段?？紤]到我國與美國在地質(zhì)條件、氣源條件、政策支持等方面均存在差異，不能照搬美國的技術(shù)和經(jīng)驗，開發(fā)一套適合中國國情的高效CCS–EOR技術(shù)和商業(yè)模式尤為必要且迫切。

1 我國CCS–EOR的發(fā)展現(xiàn)狀

CCS–EOR全流程包括CO2捕集、輸送、驅(qū)油等環(huán)節(jié)。雖然中國石油大慶油田、中國石化勝利油田、延長石油靖邊油田已開展CCS–EOR技術(shù)研究和礦場試驗，還有一些企業(yè)在CCS–EOR單個環(huán)節(jié)上進行了工業(yè)化示范，但只有中國石油吉林油田完整實踐了CCS–EOR全流程，進入了工業(yè)化推廣階段，具備年埋存50萬噸CO2的能力，我國CO2捕集和驅(qū)油產(chǎn)業(yè)發(fā)展與世界先進水平尚有較大差距[1]。

1.1 CO2捕集技術(shù)應(yīng)用現(xiàn)狀

針對不同CO2氣源，我國已有不同的CO2捕集技術(shù)工業(yè)化裝置投運。針對燃煤發(fā)電CO2氣源（約占我國排放總量40%），已投運華能上海石洞口12萬噸/年CO2捕集項目、白馬山水泥廠5萬噸/年CO2捕集項目、中國石化勝利電廠4萬噸/年CO2捕集項目、華能集團天津IGCC電站10萬噸/年CO2捕集項目等（見表1）。其中，華能集團天津IGCC電站10萬噸/年CO2捕集項目采用燃燒前捕集技術(shù)[2]，該技術(shù)主要應(yīng)用于IGCC電廠，整體處于工業(yè)示范階段，存在工藝復(fù)雜、投資成本高、與現(xiàn)有工藝兼容性差，不適用于對現(xiàn)有工藝設(shè)備的改造等不足。其他工業(yè)化項目均采用燃燒后捕集技術(shù)，該技術(shù)從燃煤電廠除塵和脫硫后的尾部煙氣中分離和回收CO2，處理低濃度CO2（9%～15%），技術(shù)工藝相對簡單，成熟度高，對現(xiàn)有電廠影響小，且投入相對較少，是目前世界上應(yīng)用最廣泛、最成熟的碳捕集技術(shù)[3]，采用該技術(shù)的加拿大Boundary Dam 100萬噸/年CCS項目已在運行[4]。富氧燃燒技術(shù)還處于中試驗證階段，沒有商業(yè)規(guī)模項目開始建設(shè)。燃煤電廠CO2捕集工藝技術(shù)見圖1。

表1 國內(nèi)部分燃煤電廠CO2捕集裝置情況

針對天然氣田、煉油和化工企業(yè)、CO2氣藏生產(chǎn)過程產(chǎn)生的高濃度CO2氣源，我國已有溶劑吸收法（含化學(xué)吸收法和物理吸收法）、低溫分離法工業(yè)裝置投運，如吉林油田、長慶氣田、普光氣田均采用N–甲基二乙醇胺（MDEA）吸收技術(shù)（典型的化學(xué)吸收法）脫天然氣中CO2[5]；中天合創(chuàng)360萬噸/年煤制甲醇項目、中國石化長城能源化工（貴州）60萬噸/年聚烯烴項目、中安聯(lián)合煤化有限責(zé)任公司170萬噸/年煤制甲醇項目等均采用低溫甲醇洗工藝（典型的物理吸收法）脫除合成氣中CO2；神華集團10萬噸/年CCS示范項目采用了低溫甲醇洗＋低溫CO2分離法[5]?；瘜W(xué)吸收法是利用CO2和吸收劑發(fā)生化學(xué)反應(yīng)，從而達到分離回收原料氣中CO2的技術(shù)，優(yōu)點是吸收速度快、凈化度高，缺點是再生熱耗大、能量消耗大，以醇胺類法應(yīng)用最為廣泛。物理吸收法是在加壓條件下以某一有機溶劑對CO2進行吸收來分離脫除或提純的方法，具有流程簡單、能耗低、投資及操作費用較低的特點，適用于CO2分壓較高的情況，在現(xiàn)代煤化工中處于優(yōu)勢地位。低溫分離法是通過低溫冷凝分離CO2的一種物理過程，優(yōu)點是能產(chǎn)生高純液態(tài)的CO2，缺點是投資較大，能耗高，適于從高濃度CO2原料氣中回收CO2。

1.2 CO2輸送技術(shù)應(yīng)用現(xiàn)狀

CO2的運輸輸送狀態(tài)可以是氣態(tài)、超臨界狀態(tài)、液態(tài)和固態(tài)，其中流態(tài)化（氣態(tài)、超臨界狀態(tài)、液態(tài)）更適應(yīng)于大規(guī)模運輸。吉林油田采用了液態(tài)罐車、液態(tài)管道、氣相管道3種輸送方式；勝利油田采用液態(tài)罐車、氣相管道輸送方式，一條用于驅(qū)油的20千米的CO2氣相輸送管道（設(shè)計輸送量4萬噸/年、設(shè)計壓力6.3 MPa）已安全運行8年；中國石化華東局通過槽船運輸CO2在草舍油田實施了CO2驅(qū)油先導(dǎo)試驗。結(jié)果表明，管道輸送更適應(yīng)于大規(guī)模、長距離、負載穩(wěn)定的情況。據(jù)美國能源部統(tǒng)計，北美地區(qū)CO2輸送95%以上采用管道輸送；中短距離、小容量運輸更適合采用槽車運輸。我國CCS–EOR大多是小規(guī)模先導(dǎo)試驗，以槽車運輸為主；大容量、超遠距離且靠近海洋和江河的，適合采用漕船運輸方式。

1.3 CO2驅(qū)油現(xiàn)狀

CO2驅(qū)油是實現(xiàn)低滲油藏開發(fā)方式轉(zhuǎn)換、提高采收率和儲量有效動用的重要技術(shù)。我國從20世紀(jì)90年代起開展了多個CO2驅(qū)油先導(dǎo)試驗，見表2[6]。其中，華東油氣分公司憑借黃橋CO2氣藏資源優(yōu)勢，自1989年在蘇88井開展CO2單井吞吐試驗以來，2005年在草舍泰州組實施CO2混相驅(qū)油先導(dǎo)試驗，截至2017年底，形成了多項技術(shù)和配套工藝，累計注氣19.6萬噸，增油11.2萬噸，提高采收率13.2%，換油率為0.57噸油/噸CO2。勝利油田自2008年以來，先后在灘壩砂和濁積巖等低滲油藏進行CO2驅(qū)礦場先導(dǎo)試驗，累計注入41萬噸CO2，其中，高89–1塊已累計注入32萬噸CO2，換油率0.27噸油/噸CO2。區(qū)塊采出程度15.7%，中心井區(qū)采出程度18.4%（提高9.5%），預(yù)計采收率可達26.1%。

表2 國內(nèi)部分CO2驅(qū)油項目

2 我國CCS–EOR發(fā)展中存在的問題

CCS–EOR是多產(chǎn)業(yè)、多學(xué)科、多部門復(fù)合交叉的系統(tǒng)工程和創(chuàng)新工程，既涉及政策、法規(guī)、標(biāo)準(zhǔn)以及技術(shù)、產(chǎn)業(yè)和經(jīng)濟等多個領(lǐng)域，又涉及政府、不同企業(yè)和群體。我國要想實現(xiàn)CCUS大規(guī)模推廣，需要解決高成本、高風(fēng)險、產(chǎn)業(yè)政策不完善等問題。

高成本在CO2捕集、運輸、驅(qū)油3個環(huán)節(jié)均有體現(xiàn)。就CO2捕集成本而言，來自化工裝置和CO2氣田等高濃度氣源的捕集成本為100～200元/噸，來自煤電、鋼鐵等低濃度氣源的捕集成本為300～400元/噸，既造成企業(yè)減排代價高、壓力大，也導(dǎo)致CO2定價高，下游用戶不愿購買的問題。就CO2運輸成本而言，據(jù)初步研究測算汽車運輸成本為0.80～0.90元/千米，管道超臨界運輸成本約0.12元/千米，雖然管道運輸成本更優(yōu)，但我國還未形成長距離、共享式CO2運輸管網(wǎng)，管道輸送不僅需要大量前期投資，而且缺乏相關(guān)建設(shè)和運營經(jīng)驗。就CO2驅(qū)油成本而言，會比常規(guī)油氣開發(fā)增加投資和成本，如安全監(jiān)測、設(shè)備防腐等方面要求更高，還要增加采出氣回收回注等設(shè)施。

高風(fēng)險主要體現(xiàn)在技術(shù)風(fēng)險、安全環(huán)保風(fēng)險和運行監(jiān)管風(fēng)險等方面。技術(shù)風(fēng)險體現(xiàn)在國內(nèi)尚沒有一個百萬噸級CCS–EOR項目投入運行，全流程大型化應(yīng)用后項目的技術(shù)經(jīng)濟可靠性、裝備國產(chǎn)化可靠性有待長時間驗證。安全風(fēng)險包括CO2腐蝕、泄漏窒息、高壓傷害、凍傷、井噴、淺層地表氣竄、誘發(fā)地震等；環(huán)保風(fēng)險包括CO2泄漏產(chǎn)生“CO2施肥效應(yīng)”破壞陸地土壤生態(tài)系統(tǒng)的有機質(zhì)平衡，并存在污染地下水資源風(fēng)險等。運行監(jiān)管風(fēng)險體現(xiàn)在我國沒有大規(guī)模全流程CCS–EOR工程運行，存在長期安全監(jiān)測技術(shù)不成熟、政策不完善、運營經(jīng)驗缺乏等問題，如大規(guī)模汽車?yán)\存在較大交通安全隱患；跨地區(qū)大規(guī)模輸送CO2時，政府如何落實監(jiān)管責(zé)任及碳減排指標(biāo)如何管理等問題。

政策不完善體現(xiàn)在我國沒有從國家層面制訂完善的CCS–EOR法規(guī)、產(chǎn)業(yè)規(guī)劃、相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)和財稅政策。

3 我國CCS–EOR的發(fā)展?jié)摿Ψ治?/h2>

國內(nèi)外實踐表明，CO2驅(qū)油是實現(xiàn)低滲油藏開發(fā)方式轉(zhuǎn)換、提高采收率和儲量有效動用的重要技術(shù)，能提高單井產(chǎn)能2倍以上，采收率10%以上。規(guī)?；茝VCO2驅(qū)油氣，打造新的產(chǎn)量增長點，既是實現(xiàn)我國國民經(jīng)濟和社會可持續(xù)發(fā)展的戰(zhàn)略舉措，也是落實大力提升油氣勘探開發(fā)力度工作和保障國家能源安全的得力舉措。

就發(fā)展環(huán)境而言，大規(guī)模發(fā)展CCS–EOR是實現(xiàn)我國可持續(xù)發(fā)展的戰(zhàn)略選擇?；剂系拇罅渴褂靡l(fā)全球氣候變暖正越來越嚴(yán)重地威脅人類的生存，CO2減排已成為當(dāng)前國際社會的共識和一致努力的目標(biāo)。聯(lián)合國第21次《聯(lián)合國氣候變化框架公約》近200個締約方于2015年在巴黎達成協(xié)議，要求全球氣溫升幅控制在2℃之內(nèi)，并為控制在1.5℃之內(nèi)而奮斗。中國作為人類命運共同體理念的倡導(dǎo)者和踐行者，向世界莊重承諾CO2排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現(xiàn)碳中和，引領(lǐng)全球加速清潔能源轉(zhuǎn)型。提高能效和擴大可再生能源利用是從能源消費源頭上減排CO2，CCS–EOR技術(shù)是最經(jīng)濟可行的能源消費末端減排CO2措施，我國率先在大規(guī)模發(fā)展CCUS方面取得突破，不僅可減輕我國作為全球最大CO2排放國的減排壓力，促進可持續(xù)發(fā)展，而且能在全球CO2減排市場取得競爭主動權(quán)。

就發(fā)展?jié)摿Χ裕瑵摿薮?。我國CO2驅(qū)油技術(shù)主要用于低滲透油藏提高采收率及超低滲難采儲量的有效動用。我國低滲透油田儲量資源較豐富，據(jù)統(tǒng)計，截至2008年底，全國累計探明低滲透石油地質(zhì)儲量141億噸[7]，有關(guān)學(xué)者對國內(nèi)CO2地質(zhì)封存潛力進行了研究（見表3）。從表3看出，CO2驅(qū)油潛力最低值為48億噸，最高值為101億噸[6]。按換油率0.2～0.4噸油/噸CO2經(jīng)驗數(shù)據(jù)估算，可增油10億～40億噸。另根據(jù)國際能源署2009年研究報告，隨著提高能效技術(shù)的“天花板效應(yīng)”逐漸顯現(xiàn)、替代能源資源由易開發(fā)逐漸轉(zhuǎn)為難開發(fā)等原因，CCUS的減排貢獻逐漸增大是發(fā)展大勢所趨，將從2020年占總減排量的3%逐步升至2050年的19%。中國正在倡導(dǎo)并積極推動共建“一帶一路”，打造政治互信、經(jīng)濟融合、文化包容的利益共同體、命運共同體和責(zé)任共同體。據(jù)報道“一帶一路”區(qū)域內(nèi)油氣資源豐富，已發(fā)現(xiàn)和待發(fā)現(xiàn)石油可采儲量分別為2 036.3億噸和353.0億噸，分別占全球的66%和32%；已發(fā)現(xiàn)和待發(fā)現(xiàn)天然氣可采儲量分別為204.2萬億立方米和81萬億立方米，分別占全球的65.5%和46.7%。其中，我國企業(yè)在“一帶一路”各國權(quán)益油氣量分別為5 255.42萬噸和194.15億立方米[8]。一旦CCS–EOR大規(guī)模推廣可行，“一帶一路”市場將潛力巨大。

表3 中國CO2地質(zhì)封存潛力 億噸

就經(jīng)濟性而言，根據(jù)氣源、運輸方式和注入方式不同，項目經(jīng)濟性差異較大。從捕集成本來看，目前制氫裝置、天然氣生產(chǎn)裝置、煤化工裝置等排放的高濃度CO2捕集成本為100～200元/噸，有望通過技術(shù)攻關(guān)或提高管理水平將成本壓縮至100元/噸以下，可作為我國油氣生產(chǎn)企業(yè)近期驅(qū)油驅(qū)氣的氣源；燃煤電廠等低濃度CO2捕集成本較高，為300～400元/噸，如果國家出臺產(chǎn)業(yè)政策對燃煤電廠碳捕集利用封存給予財稅支持，如同意電廠捕集CO2用于驅(qū)油氣的納入碳交易增加額外收入，或者通過技術(shù)進步降低捕集成本，可使燃煤電廠和油氣田企業(yè)均可獲利，此類氣可作為油氣生產(chǎn)企業(yè)中遠期驅(qū)油驅(qū)氣氣源。從運輸成本來看，汽車運輸0.80～0.90元/（km·t），管道超臨界運輸約0.12元/（km·t），管道輸送超臨界運輸盈利能力更好，但我國還沒有油田建成完整的CO2輸送管網(wǎng)體系，沒有開展過大規(guī)模、長距離CO2超臨界輸送示范，安全保障存在較大風(fēng)險。根據(jù)吉林油田測算[9]，液相注入成本約32元/噸，超臨界注入成本約63元/噸，CCS–EOR全流程來看，CO2注入成本相對較小。相關(guān)成本可以參考表4。如果能將捕集和輸送成本控制在200元/噸以內(nèi)，注入成本參照吉林油田成本，按4噸或5噸CO2換1噸油估算，增產(chǎn)1噸油總成本1 052元或1 315元，與海關(guān)統(tǒng)計2020年1–9月中國原油進口均價約2 300元/噸[10]相比，CCS–EOR全流程目前油價下可以獲利，但關(guān)鍵是油氣田附近是否有大量的低成本CO2氣源供應(yīng)。

表4 吉林油田不同氣源不同注入方式的注入成本

4 結(jié)語

大規(guī)模發(fā)展CCS–EOR是我國應(yīng)對氣候變化、增加油氣資源的突圍之道，是我國實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展的戰(zhàn)略措施之一，隨著綠色發(fā)展理念逐漸成為全球共識，我國CCS–EOR的發(fā)展已變得越來越重要和迫切。

我國已在CCS–EOR全流程各環(huán)節(jié)發(fā)展取得重大突破，但仍未達到大規(guī)模全流程產(chǎn)業(yè)推廣階段，存在投資大、成本高、風(fēng)險高、政策不完善等問題，我國應(yīng)像重視節(jié)能和可再生能源發(fā)展一樣重視CCS–EOR產(chǎn)業(yè)發(fā)展，抓緊編制國家層面產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃，盡快出臺相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)和財稅扶持政策，并加強監(jiān)管。如CO2驅(qū)采油開發(fā)在石油特別收益金和資源稅等方面給予減免支持政策，國家專項資金支持百萬噸級CCS–EOR項目示范，獎勵碳捕集電廠發(fā)電小時，將CO2減排量納入企業(yè)相關(guān)指標(biāo)管理和考核等。

目前，我國利用油氣田企業(yè)附近高濃度CO2排放企業(yè)捕獲的CO2驅(qū)油和天然氣已具有一定的經(jīng)濟可行性。我國油氣田企業(yè)應(yīng)加強與附近大型CO2排放企業(yè)合資合作，探索多個經(jīng)濟可行可復(fù)制的商業(yè)模式，如“1個油氣田企業(yè)＋N個煉化企業(yè)或煤化工企業(yè)”模式、“N個油氣田企業(yè)＋1個CO2氣田或天然氣伴生氣田”模式，使CCS–EOR星星之火盡快形成燎原之勢。

我國大型油氣田企業(yè)在發(fā)展CCS–EOR具有天然優(yōu)勢和技術(shù)優(yōu)勢，應(yīng)該發(fā)揮“大國重器”的頂梁柱作用，奮力攻關(guān)，利用自有大型煤化工項目或大型電廠排放的煙氣率先開展百萬噸級CCS–EOR全流程示范，發(fā)揮引領(lǐng)作用。