二氧化碳埋存技术的研究现状及进展

Research Status and Progress of Carbon Dioxide Storage Technology

摘要: 二氧化碳(CO₂)埋存技术是应对全球气候变暖、实现“双碳”目标的核心路径，已成为石油与环保领域的研究热点。本文系统梳理了CO₂埋存技术的核心原理、主要类型，重点分析国内外研究现状与关键技术进展，探讨当前面临的瓶颈问题，并对未来发展趋势进行展望。研究表明，CO₂埋存技术已从理论探索逐步走向矿场试验与产业化示范，地质埋存(枯竭油气藏、深部咸水层、煤层)是当前主流方向；国外已形成成熟的产业化模式，国内处于矿场试验向产业化过渡阶段，在埋存机理、工程技术等方面取得显著突破，但仍面临技术瓶颈、成本高企、产业协同不足等问题。未来需通过核心技术攻关、政策支持与跨产业协同，推动技术规模化、经济化、安全化应用，为全球低碳转型提供支撑。

Abstract: Carbon dioxide (CO₂) storage technology is a core pathway to address global warming and achieve the “dual carbon” goals, and has become a research hotspot in the petroleum and environmental protection fields. This paper systematically summarizes the core principles and main types of CO₂ storage technology, focuses on analyzing the research status and key technological progress at home and abroad, discusses the current bottleneck problems, and looks forward to the future development trends. Research shows that CO₂ storage technology has gradually advanced from theoretical exploration to field tests and industrial demonstration, with geological storage (depleted oil and gas reservoirs, deep saline aquifers, coal seams) as the current mainstream direction. Foreign countries have formed mature industrialization models, while China is in the transition stage from field tests to industrialization, having made significant breakthroughs in storage mechanisms and engineering technologies. However, it still faces issues such as technical bottlenecks, high costs, and insufficient industrial collaboration. In the future, it is necessary to promote the large-scale, economical, and safe application of the technology through core technological research, policy support, and cross-industrial collaboration, so as to provide support for the global low-carbon transition.

1. 引言

全球气候变暖引发的环境问题日益严峻，CO₂作为主要温室气体，其减排与封存已成为国际社会的共识。我国提出2030年前碳达峰、2060年前碳中和的战略目标，对CO₂减排技术提出了迫切需求[1]。CO₂埋存技术通过将工业排放的CO₂捕集后，利用地质构造或其他介质进行长期封存，可有效减少大气中CO₂浓度，是实现大规模碳减排的关键技术之一[2]-[4]。

CO₂埋存技术涵盖地质埋存、海洋埋存、化学埋存等多种类型，其中地质埋存因技术成熟度高、封存潜力大，成为当前研究与应用的重点[5]。近年来，国内外在埋存机理、工程技术、矿场试验等方面开展了大量研究，形成了一系列成果，但仍面临技术、经济、安全等多重挑战。基于现有研究成果，本文聚焦CO₂埋存技术的研究现状与进展，为技术优化与产业化推广提供参考。

2. CO₂埋存技术核心原理与主要类型

2.1. 核心原理

CO₂埋存的核心是通过物理或化学作用将其固定于特定介质，实现与大气的长期隔离[2]。物理捕集机理依靠地质构造的封闭性(如盖层遮挡、水动力滞留)，使CO₂在地下储层形成物理封存；化学捕集机理则通过CO₂与地层岩石、流体发生反应，生成稳定的碳酸盐矿物，实现永久矿化埋存[6]。

2.2. 主要类型

CO₂埋存技术主要分为地质埋存、海洋埋存与化学埋存三类：

其中地质埋存是技术最成熟、应用最广泛的类型，具体涵盖枯竭油气藏埋存、深部咸水层埋存、煤层埋存三种形式：枯竭油气藏埋存可依托现有设施，同步实现CO₂封存与原油增产；深部咸水层因分布广、封存潜力大，成为规模化埋存的核心方向；煤层埋存则通过CO₂与煤层气的置换作用，在封存CO₂的同时提升煤层气采收率[7]。

海洋埋存是将CO₂注入深海或海底沉积物，但该方式存在潜在生态风险，目前应用范围有限[8]。

化学埋存通过化学反应将CO₂转化为稳定化学物质，虽能实现长期封存，但成本较高，当前仍处于实验室研究阶段[2]。

三类埋存方式的优缺点差异如表1所示。

Table 1. Comparison of advantages and disadvantages of CO₂ sequestration methods

表1. CO₂埋存方式的优缺点对比

埋存类型	优点	缺点
地质埋存	1) 技术成熟度高、应用广泛 2) 可实现原油增产	低渗油藏易出现气窜，影响封存效率与安全性
海洋埋存	1) 封存潜力极大 2) 可置换天然气水合物	1) 成本高、技术难度大 2) 泄漏易引发海水酸化等生态风险
化学埋存	封存稳定性强，一定程度实现永久封存	1) 反应周期长 2) 对高温高压等技术条件要求苛刻

3. CO₂埋存技术研究现状

3.1. 国外研究现状

国外CO₂埋存技术研究起步早，已形成完善的技术体系并开展多项产业化示范项目，核心集中于地质埋存领域。

美国是CO₂埋存技术应用最广泛的国家，尤其在枯竭油气藏埋存与驱油结合(CO₂-EOR)方面经验丰富。得克萨斯州SACROC区块的CO₂混相驱项目自1981年实施以来，累计封存CO₂超过3.9 × 10⁸ t，累计增油2456 × 10⁴ t，采收率提高26个百分点以上，验证了油气藏埋存的技术可行性与经济效益[9]。而2022年该区块完成技术升级，通过泡沫调驱技术解决了低渗透储层气窜问题，年封存能力从原300万吨提升至450万吨，实现了传统项目的效能迭代。

加拿大Weyburn油田通过320公里长输管道输送CO₂，截至2020年累计封存CO₂超过3000万吨，提高采收率10%以上，成为全球CO₂驱油与埋存协同发展的典范，其在渗漏风险评估、安全监测等方面的技术经验具有重要借鉴意义[10]。

挪威Northern Lights海上咸水层CO₂封存项目自2024年商业化运行以来未发生泄漏，累计埋存CO₂超300万吨，为深部咸水层规模化封存的可行性与安全性提供了最新实践验证，也为跨国界CCS监测技术积累了关键数据[11]。

整体来看，国外已实现“捕集–输送–埋存”全产业链覆盖，在混相驱机理、长距离管道输送、安全监测等方面形成核心技术优势，依托政策补贴与市场化运作，实现了经济效益与环境效益的统一。

3.2. 国内研究现状

我国CO₂埋存技术研究始于20世纪90年代，近年来在国家科技重大专项支持下，取得突破性进展，逐步从理论研究走向矿场试验与示范，核心集中于陆相油藏地质埋存。

在矿场试验方面，吉林、大庆、胜利等油田开展了多CO₂驱油与埋存试验[12]。吉林油田大情字井区块作为国内核心示范区，储层为低孔低渗碎屑岩，通过构建适合地质埋存的格架，累计注CO₂超过250 × 10⁴ t，年产油能力超过10 × 10⁴ t，黑79北小井距试验区CO₂混相驱预计提高采收率25个百分点以上[13]。大庆油田在树101特低渗透油藏开展CO₂非混相驱试验，累计注CO₂ 189 × 10⁴ t，预计提高采收率10个百分点以上[14] [15]。胜利油田高89-1区块CO₂近混相驱先导试验，截至2021年累计增油8.6 × 10⁴ t，预测提高采收率17.2个百分点[16]。

在埋存潜力方面，研究表明我国主要沉积盆地深层咸水层可埋存CO₂约14350 × 10⁸ t，46个含油气盆地可埋存约78 × 10⁸ t，68个主要煤层区可埋存CO₂约120 × 10⁸ t，地下空间容量可供我国CO₂地质埋存使用1000年以上，封存潜力巨大[17] [18]。

技术层面，国内已形成陆相油藏CO₂埋存理论体系，在分层注气工艺、井筒腐蚀防护、产出气循环利用等方面取得关键突破，但整体仍处于矿场试验向产业化过渡阶段，在低浓度CO₂捕集、超临界长距离输送、安全监测等方面仍存在技术瓶颈[19]。

4. CO₂埋存关键技术进展

4.1. 埋存量计算技术

形成了多维度埋存量计算方法，包括理论埋存量、有效埋存量、实际埋存量和匹配埋存量四级评价体系。针对混相驱与非混相驱不同场景，建立了相应的计算模型，如基于原始地质储量、采收率增幅的混相驱埋存量计算公式，以及考虑地层流体替换的非混相驱埋存量计算方法[20]。类比法也得到应用，通过参照已实施项目的CO₂利用系数，快速估算目标区块埋存潜力[9]。

4.2. 安全监测技术

构建了多手段协同监测体系，包括注入井压力监测、废弃井密封性监测、地下运移分布监测及环境影响监测[21]。地下运移监测采用四维地震、微地震、气相示踪剂等技术，可精准追踪CO₂运移路径与分布范围[22]；泄漏监测以“土壤碳通量 + 碳同位素”为核心，建立直线布点与网状布点两种监测模式，及时发现潜在泄漏风险[19]。

4.3. 注采与防腐技术

开发了分层注气工艺，解决陆相油藏层间非均质性导致的吸气不均问题[23]；形成高气油比井高效举升技术，保障生产稳定性[24]。防腐技术方面，明确了CO₂腐蚀机理，筛选出适配不同钢材的缓蚀剂类型及用量，建立了周期性注入、连续性注入等现场加注方式，有效控制管道与井筒腐蚀[25]。

4.4. 地面工程技术

在CO₂捕集方面，应用胺吸收法、变压吸附法、低温分离法等工艺，实现不同浓度CO₂的分离提纯，吉林油田对高CO₂含量天然气藏的物理分离捕集成本显著降低[13]。管道输送形成气相、液相、超临界三种方式，超临界输送因成本优势成为规模化应用的优选方向；地面注入技术涵盖液相、密相、超临界注入，适配不同矿场场景[26]。

5. CO₂埋存技术面临的瓶颈

5.1. 技术层面

低渗透油藏先天具有强非均质性特征，储层孔隙结构复杂、渗透率差异大，导致CO₂注入后易沿高渗通道发生气窜，不仅降低CO₂埋存封存量与封存效率，还易突破盖层造成泄漏隐患，严重影响地质埋存的安全性[27]；低浓度工业烟气(CO₂浓度8%~15%)捕集技术尚未实现低成本产业化，现有工艺捕集效率仅60%~75%，且单位能耗与设备投入居高不下，成为制约规模化碳源封存利用的核心瓶颈[28]。此外，CO₂注入过程中易引发地层黏土矿物膨胀、微粒运移等问题，造成储层孔喉堵塞与地层伤害[29]，而CO₂的强腐蚀性对输送管道、注入井筒的材质选型与防腐工艺提出严苛要求，现有防腐技术的长效性与适配性仍需提升，技术可靠性有待进一步验证[30]。

5.2. 经济层面

CO₂埋存项目属于重资产投入领域，前期捕集装置、长距离输送管网、地下注入井网等基础设施建设资金投入大，其中低浓度CO₂捕集与超临界长距离运输环节的单位成本占比超75%，直接推高项目整体运营成本；受技术与成本制约，项目投资回收周期普遍长达15~20年，投资回报率偏低[31]。国内碳市场发展尚不成熟，碳价长期维持在低位水平，且碳减排量核算标准未实现捕集、输送、埋存全流程覆盖，无法有效弥补项目运营成本[32]；同时缺乏针对低浓度CO₂捕集、核心防腐材料研发等关键环节的专项补贴政策，现有补贴多面向示范项目，覆盖范围窄、持续周期短，企业参与碳埋存项目的经济激励不足，多数项目仍依赖政府财政资金支持，市场化自主运作能力严重缺失[33]。

5.3. 产业与政策层面

CO₂排放源与地质埋存区存在显著的空间分布错配问题，国内70%以上的工业碳源(电厂、化工厂等)集中在东部沿海及中部城市群，而80%以上具备规模化埋存条件的枯竭油气藏、深部咸水层主要分布在西北、东北等油气产区，碳源与埋存区间平均距离超800 km，跨区域输送的物流成本与协调难度大幅增加[34]。同时技术标准与监管体系不完善，深部咸水层埋存量核算、CO₂长期监测技术规范、泄漏风险应急处置等关键领域的国家标准尚未统一，不同企业的技术应用与项目运营缺乏统一规范约束，行业准入门槛与监管机制不健全，严重制约了CO₂埋存技术全产业链的培育与发展[35]。

6. CO₂埋存技术发展展望

6.1. 技术创新方向

聚焦低浓度CO₂低成本捕集技术方向，研发高效低能耗化学吸收剂与优化型解吸反应器，推动捕集成本持续下行；优化超临界长距离输送技术体系，研制低成本耐蚀抗裂特种钢管材，实现运输成本显著降低；加强CO₂与原油混相技术创新，开发聚合物增黏、泡沫调驱等强化采油技术，有效扩大波及体积；升级安全监测技术方案，构建“空天–近地表–油气井–地质体”一体化监测预警系统，提升全流程安全管控能力。

6.2. 产业化推广路径

完善政策支持与市场化机制，出台专项补贴政策，对长输管道建设、低浓度CO₂捕集给予资金支持；依托全国碳交易市场，明确CO₂减排量核算标准，让企业获得额外经济收益。鼓励跨行业合作，构建“碳源–运输–埋存”协同体系，推进百万吨级CCUS-EOR示范工程建设，积累规模化应用经验。

6.3. 国际合作与区域布局

加强与美国、加拿大等技术先进国家的合作，引进成熟技术与管理经验，开展联合研发。结合我国资源分布特点，重点布局松辽盆地、鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地等八大战略区域，实现气源与埋存区的优化匹配，推动从单油藏到构造整体控制区域的规模化埋存。

7. 结论

CO₂埋存技术是保障能源安全、实现碳减排目标的关键支撑，具有广阔的发展前景。国外已形成成熟的技术体系与产业化模式，国内处于矿场试验向产业化过渡的关键阶段，在地质埋存潜力、核心技术研发、矿场实践等方面取得显著进展。当前，技术瓶颈、成本高企、产业协同不足是制约技术规模化发展的主要问题。未来，需通过核心技术攻关、政策支持、跨行业协同与国际合作，推动CO₂埋存技术向规模化、经济化、安全化方向发展，为我国“双碳”目标实现与全球低碳转型提供重要保障。