CO2捕集、利用和封存在能源行业的应用：全球案例分析和启示

薛振乾 谢 祥 马浩铭 孙 喆 张 凯 陈掌星，4，5

（1. 加拿大卡尔加里大学化学与石油工程系，加拿大 卡尔加里 T2N1N4；2. 信开环境投资有限公司，北京 101101；3. 中国地质大学（武汉）资源学院，湖北 武汉 430074；4. 宁波东方理工大学（暂名），浙江 宁波 315200；5. 中国石油大学（北京）油气资源与工程全国重点实验室，北京 102249）

0 引 言

工业革命后，世界经济的快速发展带来了温室气体的大量排放从而导致了气候变暖和海平面上升等诸多问题。CO2是温室气体的主要成分，能源行业作为CO2的主要排放源，其2022 年CO2排放量占全球总CO2排放量近40%，总量超3.68×1010t，在各行业中排名第一［1-4］。为降低其环境影响，国际能源署（IEA）、政府间气候变化专门委员会（IPCC）、国际可再生能源机构（IRENA）等指出通过CO2捕集、封存和利用（CCUS）技术来进行最实效的碳处理。CCUS 是指将CO2通过工业过程大规模捕集、有效利用或注入地下多孔介质中进行安全长久地封存，从而实现工业化大规模降低碳排放［3］。目前，全球陆上CO2封存容量为6.0 ×1012~42.0 × 1012t，北美地区CO2封存容量为2.3 ×1012~21.5 × 1012t， 中国CO2封存容量为1.2 ×1012~4.1 × 1012t，欧洲CO2封存容量约为0.5×1012t。其中，深部咸水层的封存容量占比约98%且分布广泛，是较为理想的CO2封存场所。枯竭油气藏由于存在完整的构造、详细的地质勘探基础等条件，也是适合CO2封存的早期理想地质场所之一。虽然一些CO2封存和CCUS 提高石油采收率的项目已经在中国的四川、塔里木、松辽、渤海湾、鄂尔多斯和准噶尔等盆地的油田开展开来，但是目前中国仅实现年碳封存量为1 × 106t，仅为年碳排放量的万分之一［5-6］，在完成碳达峰和碳中和目标的道路上仍处于初始阶段。除此之外，政策的统筹规划和扶持是推动CO2封存行业走向成熟的重要手段。目前，国际上涉及CCUS 领域的主要经济体中，美国、欧盟和加拿大等关于CO2封存的政策法规相对完善，中国在该领域起步相对较晚，行业内还缺少相应的政策法规作为指引和支持。因此，针对全球CCUS 项目进行全面的分析和总结，可以为中国CCUS 技术的可持续发展，实现2030 年碳达峰与2060 年碳中和目标提供助力。

1 碳源及碳捕集

碳源和碳捕集作为CCUS 项目中最重要的部分，丰富的碳源通常决定着一个CCUS 项目的成功与否。CCUS 项目中的CO2通常是通过从大量且固定的CO2排放源中对CO2进行捕集，再通过分离、收集和压缩等步骤才可以通过运输后进行后续的利用与封存。为了评估CCUS 项目的潜力，需要在项目开启之前对CO2源进行评估。具有排放源密集且固定CO2排放的工厂通常考虑为CO2源的供应方，而由于排放源分散且移动的碳源不宜捕集和封存等原因，居民商业和交通运输行业的CO2排放不适合作为CCUS 项目的CO2源。其中发电厂和钢铁、水泥等工厂所排放的CO2占据了全球CO2排放量的70%［7］。目前国际上广泛认可的可作为CO2源的行业主要为发电厂、水泥厂、炼油厂、钢铁工业、石油和天然气工业等（图1），其中最主要的CO2排放区为中国、印度、北美、欧洲西北部和非洲南部。中国CO2源则主要来自于热电厂、水泥厂、钢铁厂以及煤化工厂等［7-10］。除此之外，生物质也被作为另一类稳定的CO2源，但是相比于发电厂和其他工业则少得多。据联合国政府间气候变化委员会（IPCC）估计，到2050 年，全球的CO2排放量将达到230×108~840×108t/a［11］。其中，发电厂和工业行业依旧是最大的CO2排放源，且其排放量将在亚洲显著提高，但在欧洲则可能减少。乙醇生产等生物行业同样可以产生较高浓度的CO2源［10］。在确定碳源之后，将CO2进行捕获并进行分离、收集和压缩后产生高浓度CO2，此过程即CO2捕集。目前国际上广泛进行碳捕集的行业和方法主要有天然气厂、煤化工厂、采油厂、生物捕集、空气捕集以及其他工业生产过程中的排放物捕集。据国际能源署（IEA）估计，2020—2070 年，从天然气厂和煤化工厂中捕集的CO2将超过50%，从生物质中所捕集的CO2也高达22%［10］（图2）。

图1 全球和中国的主要碳源[6]Fig. 1 Main CO2 emission sources in China and world[6]

图2 2020―2070年全球捕集的CO2的主要来源行业[10]Fig. 2 Main CO2 emission sources industries of global carbon capture in 2020-2070[10]

排放源的CO2浓度也是影响CCUS 项目的关键因素，浓度越高，对CO2捕集的技术要求越低且成本越低。目前大部分的发电厂和工业行业排放源中CO2的质量分数都低于15%，只有很少一部分基于化石燃料的工业行业排放的CO2质量分数超过95%。因此，这些CO2浓度较高的行业可以作为早期CCUS 项目的潜在CO2源对象。除此之外，生物根据不同行业和技术的生产流程，也衍生出不同的碳捕集技术，包括燃烧前捕集、燃烧后捕集、富氧燃烧和空气捕集（图3）。

图3 主流CO2捕集技术流程Fig. 3 Workflow of dominating CO2 capture processes

燃烧前捕集主要分为煤气化联合循环发电（IGCC）和工业分离2 大类。该技术将高压富氧气化煤转化为煤气，随后经过水煤气变换，产生CO2和H2［10］。由于气体压力和CO2浓度均较高，因此CO2的捕集变得相对容易，剩余的H2还可以作为燃料使用。这种碳捕集技术具有系统体积小、能耗低的优势，并在提高效率和控制污染物方面具有巨大潜力［12］。目前，美国北达科他州煤气化工厂采用物理溶剂工艺进行CO2燃烧前捕集，每年可以从气流中分离出300×104t 的CO2。中国燃烧前捕集技术基本与国际先进水平同步，华能天津IGCC 项目、中国石油大庆油田徐深九天然气净化厂和延长石油都采用了燃烧前捕集技术进行碳捕集，捕获的CO2纯度高达99%，可以高效地利用于CO2利用和封存项目中。然而，由于IGCC 发电技术仍面临投资成本高和可靠性待提高等挑战，工业分离仍是目前广泛应用的燃烧前捕集技术。

燃烧后捕集主要是在燃烧排放的烟气中捕集CO2，并通过化学吸收法、物理吸收法和膜分离法等技术将CO2进行分离［10］。目前，华润电力海丰测试平台项目使用胺液吸收和膜分离碳捕集技术进行碳捕集。其中胺液吸收法可捕集纯度达99%的CO2，膜分离法可捕获纯度95%的CO2［10］。马来西亚国家石油公司所承担的CCUS 项目采用化学吸附工艺对CO2进行燃烧后捕集，每年从燃气电厂的烟道气中可分离出近20×104t 的CO2。德国ANICA 项目采用了第二代燃烧后捕集技术建立了碳捕集试验工厂，利用CaO 从烟道气中分离CO2［10］。中国的燃烧后捕集技术发展仍处于工业示范阶段。此捕集方法主要适用于火力发电厂，但由于普通烟气压力小、体积大、CO2浓度低以及富含大量N2的特点，因此捕集系统体积较大、能耗高、投资成本高。

富氧燃烧结合了燃烧前捕集和燃烧后捕集技术的特点，是利用制氧技术获得的纯氧或富氧空气与再循环烟道气混合进行燃烧的方法［11］。此方法获得的烟道气中CO2浓度较高，可以直接用于CO2利用与封存。目前，澳大利亚昆士兰州的卡利德（Callide A） 发电站、德国施普伦贝格黑水泵（Schwarze Pumpe）发电站和美国得克萨斯州拉波特的NET 能源测试项目都建设了利用富氧燃烧技术进行碳捕集和封存的实验区，但是由于成本不可控和技术难以突破等问题，除了NET 能源测试项目，其余2 个发电站都终止了该技术的研究。中国湖北应城也进行了富氧燃烧的实验室实验，但是由于成本过高，目前建成的捕集装置仍未能进行示范运行。对于富氧燃烧技术，突破的关键点是找到廉价低耗的能动技术。

空气捕集技术是指通过使用液态或固态捕捉剂直接将空气中CO2进行捕集并储存。由于空气中CO2的质量浓度较低（平均质量浓度为420 mg/L），因此该技术的实施难度较大。常用的液体捕捉剂为氢氧化钾（KOH）溶液，KOH 溶液与空气中的CO2反应产生碳酸钾（K2CO3），再利用氢氧化钙（Ca（OH）2）与其反应生成碳酸钙（CaCO3）将CO2进行捕集［11］。固态捕捉剂的原理是利用纳米分子材料制成的过滤网将吸收进收集器内的空气中的CO2通过低温低压调价下物理吸附的原理进行捕集，随后通过提高过滤网的温度和压力使捕集到的CO2从过滤网的表面界面分离并进行存储，通常该技术需要将过滤网的温度控制在80~100 ℃从而达到解吸的效果。近年来随着多种材料的出现，金属有机骨架逐渐成为新型捕集材料，并大幅提高了捕集效率［12］。目前，空气捕集技术在国际上仍处于早期研发阶段，主要挑战包括：探究不同材料的工程应用性、提高捕集效率以及降低经济成本。根据国际能源署的专题报告，目前CO2的捕集成本为200~700 美元/t，大约是其他CO2源捕集成本的10~40 倍。因此，工业用途较少，大规模的推广需要强有力的政策支持［12］。

碳捕集之所以作为CCUS 项目最重要的环节之一，是因为其成本占项目总成本的65%~85%［12］。根据不同的碳源中CO2的浓度和采用的捕集技术，碳捕集的成本也各不相同。根据目前已经成功建成的CCUS 项目，由于较高的碳源浓度，天然气处理和煤化工厂的碳捕集成本较低（约150 元/t），其余工业捕集，例如热电厂、水泥厂和钢铁厂的捕集成本为250~800 元/t，而仍处于研发阶段的空气捕集的成本较高（大于1 000 元/t）。因此，在开展CCUS 项目之前，对碳源容量和浓度以及所需的捕集技术进行可行性分析是至关重要的，即使无法兼顾所有的优势，本着提高碳捕集效率和降低捕集成本，也将大大提高大规模CCUS 项目的成功概率。同时，对空气捕集技术的研究和突破也有助于有效解决碳源问题，实现CCUS 技术的弯道超车。

2 CCUS全球项目案例

目前，CCUS 项目的商业应用主要体现在CO2在咸水地层的地质埋存和CO2提高石油采收率2 个方面。CO2地质封存介质主要是多孔的地下可渗透岩层，捕集的CO2通过分离、收集、压缩和运输等工程技术之后注入可渗透岩层中实现永久性的封存。

CO2地质封存介质主要分为3 类：①咸水地层（或含水层）；②枯竭的油气田；③非常规资源（火成岩、不可开采煤层和有机页岩）［13-20］。

注入的CO2在地下储层通过与岩石和储层流体等发生物理和化学反应实现数千年的安全封存，主要的封存机制包括：①由非渗透岩石组成的盖层形成地层圈闭；②周围的液体将CO2以液滴的形式圈闭在孔隙形成残留或毛细管封存；③溶解捕集（CO2在咸水中溶解）；④矿物捕集（CO2与储层矿物质发生化学反应）［17-23］。

CO2强化采油技术在全球范围也比较成熟，在石油开采中，注入的CO2与原油具有较好的互溶性，可以有效地降低原油黏度，同时改善了油与水的流度比，扩大了波及体积。除此之外，随着CO2与石油的互溶，膨胀的原油体积可以增加地层的弹性，有效地提高了驱油效率。同时，在一定的压力下，CO2可以萃取和汽化原油中的轻烃，降低原油的相对密度和界面张力，从而提高采收率。因此，该技术在进行CO2封存的同时还可以提高采收率，有效地降低了CCUS 项目的成本。但是，在非常规油气藏中，CO2的地质封存会被地质条件随时间的演变所影响，比如水力压裂后的裂缝会随时间的变化而闭合，从而导致封存量的降低。通过使用CO2可以提高化石能源以及地下可再生能源利用，例如地热能的开采，可以有效降低能源行业的碳排放，从而实现碳中和。同时，CO2地质封存也是制备蓝氢过程中最重要的环节［24-30］。

2.1 萨拉赫（Salah）项目

Salah 油田位于阿尔及利亚，其目的层是一套枯竭的石油和天然气储层。该项目从气田中1%~10%碳含量的天然气生产流中通过胺法来捕集CO2，并进行压缩、运输及储存。据估计，该油田的CO2封存容量约为1.7×107t，并在2004 年开始往地下1 900 m 处的厚20 m 的砂岩层中的下倾含水层段注入CO2。该砂岩层孔隙度为15%，渗透率为10×10-3μm2，3 口水平注入井沿着最小水平主应力的方向（即主要裂缝方向）进行钻探，以最大限度地提高注入能力。日注入量近4 000 t，截至2008年底，地下已累计储存了超过380×104t 的CO2，注入成本约为6 美元/t，封存的总成本约为27 亿美元。该项目在开展过程中采用了地球物理和地球化学方法进行储气性能的监测，在开创性的使用卫星InSAR（干扰合成孔径雷达）数据来监测与地下注入应力相关的地层应变之外，也适用其他技术来了解地层对CO2注入后的响应，包括四维地震、微地震、井口取样（包括示踪剂）、井下测井、岩心分析、地表气体监测和地下含水层监测。在进行常规气田开发作业的同时，还开发了收集和解释这些数据的常规方法和程序，并对CO2封存进行了适当监测、建模和验证。由于及时的地震和微震数据监测，即使在大气中未发现泄漏的CO2，该项目在发现有部分注入的CO2已经从储层渗透到盖层之后，出于对项目安全和环境污染的顾虑，于2011 年暂停了注入CO2。

2.2 斯莱普内尔（Sleipner）项目

位于挪威北海的Sleipner 项目是由挪威国家石油公司运营的世界上第一个商业规模的CO2封存项目。该项目的CO2源通过胺法从Sleipner 气田生产的富含9% CO2的天然气中分离出来，并将分离出的CO2注入到深度为800~1 000 m 的块状砂岩咸水层中，砂岩储层厚度为200～300 m，砂岩中含有8个厚度1 m 左右的页岩薄夹层，砂岩上覆岩层中含有超过厚度20 m 的低渗透页岩盖层保障CO2安全封存，注入的CO2得以在地下进行有效封存。CO2通过一口偏离水平面的单井进行注入，注入点位于海平面下1 012 m，距离储层顶部约200 m，因此井筒位于CO2羽流下面。这样的井筒设置可以有效地降低在封存过程中CO2羽流的影响，从而不会构成密封的风险。项目从1996 年开始至2015 年，共有1.55×107t 的CO2被成功地注入并实现安全封存。虽然地震监测显示CO2的海底泄漏并没有发生，但是注入的CO2很快就扩散到含水层内的薄页岩层中。自注入开始不到3 a 的时间里，CO2已经穿过含水层内的8 个薄页岩层并达到砂岩顶部。上覆页岩盖层有效地保障了CO2的安全封存并降低了该CCUS 项目的封存泄漏风险。

2.3 韦本（Weyburn）项目

Weyburn 封存项目位于加拿大萨斯喀彻温省中南部，由Cenovus 能源公司、Apache 能源公司和加拿大石油技术研究中心共同运营。该CCUS 项目旨在提高石油产量的同时进行CO2地质封存，在加拿大阿尔伯塔省开展ACTL 项目之前该项目一直是世界上最大的CO2封存项目。该项目的碳源来自于北达科他州附近的煤炭气化和发电厂，并通过管道运输至加拿大Weyburn 站点。从2000 年开始，CO2以3 000～5 000 t/d 的速度注入储层，将石油的产量增加了1.3 亿桶，采收率提高了近25%，油田寿命延长了25 a。Weyburn 项目气田的碳酸盐岩储层有2个不同的含水层，即岩浆岩和泥灰岩层。岩浆岩层的下部地区具有较好的储层特性，而上部地区则以石灰岩为主，渗透率相对较低，但孔隙度较高。泥灰岩层是白云石单元，具有低渗透性和高孔隙度的特点。这2 种含水层都被无水岩盖层所封闭，这意味着岩浆床和泥灰岩床可储存的流体或气体多于其可输送的流体或气体。截至目前，根据气体监测及CO2同位素分析，该项目目前还未发生CO2泄漏。据估计，到2025―2030 年，可将2×107t 的CO2封存在这2 个不同的含水层中。

2.4 其他CO2地质封存项目

全球其他CO2封存项目主要应用于盐水地层和提高石油与天然气采收率（EOR）（表1），其中美国、加拿大、挪威、澳大利亚和中国的CO2地质封存技术上较为成熟，已经完成了不同程度的CO2封存目标。

表1 全球部分CO2地质封存项目Table 1 Some global CO2 geological storage projects

3 CCUS风险

为了解决气候问题，尽快完成碳达峰、碳中和的目标，全球目前都在大力发展CCUS 技术并已经在一些国家和地区建设相应的项目和试验区。但是一个完整的CCUS 项目流程复杂，包括CO2的捕集、运输和利用与封存等多项步骤，因此在执行中也存在一定的风险。

CO2的捕集过程通常在安全的工业环境下进行，因此其在风险层面没有大的挑战。但是运行CO2捕集系统需要大量额外的能源，意味着工厂需要更多的燃料。据统计，包含CO2捕集系统的电厂所消耗的燃料相比于常规电厂增加了10%～40%［30］。同时，更多的燃料消耗也因此会排放更多的废弃物，对环境产生了一定的危害。因此，建设高效的CCUS 工厂可以在电厂层面上实现有效的碳减排。在CO2的运输过程中，CO2的泄漏是主要的安全问题，同时需要在管道运输路线上进行设计，尽量避免人口密度较大的地区。除此之外，用于溶解CO2的水具有较高的腐蚀性，因此运输管道或者罐车必须使用抗腐蚀性材料，对运输成本产生了较大的挑战。CO2地质封存过程中的CO2渗漏是影响CCUS 项目成功与否的关键因素。如果封存的CO2泄漏到大气中，将会对大气环境和气候产生危害；如果封存的CO2在地下构造中发生泄漏，也会对地层、生态系统以及人类的生活环境产生危害。因此，前期的封存选址、封存系统的工程设计、操作系统的控制与检测和CO2实时监测都必须谨慎地进行考虑与设计。

4 CCUS前景与启示

通过对目前全球已经建成的CCUS 项目的总结与分析，对中国CCUS 技术的发展起到一定的启发作用。CCUS 项目目前在全球范围内仍然处于初期发展阶段的主要原因还是成本不可控，为了尽可能地降低成本，在确定CCUS 项目地点的时候，除了考虑地质构造是否符合CO2埋存要求的同时，还需要考虑碳捕集及运输的成本，尽可能地综合考虑碳源丰度，碳源含量且碳源与封存地距离等因素的影响。从CCUS 封存地质条件来说，目前大量CCUS 商业项目已证实CO2在咸水储层的封存具有可行性。因此，对于CCUS 项目的选址，可以优先考虑具有优势盖层的枯竭含水层油气藏，这样不仅在技术上可行，前期油藏开发过程中所建造的地面设施和地下设施还可以有效地降低CCUS 项目的成本。但是针对附近没有优质碳源或者需要重新建造工作设施的枯竭含水层油气藏，在项目开启之前需要对经济可行性进行研究。与含盐水层相比，CO2强化采油技术也已经在全球范围进行了广泛的商业应用，证实了其具有更强的可行性。首先，油田开采出来的石油与天然气可以提取出CO2作为碳源，从根源上达到降低CO2排放量的目标；其次，注入的CO2可以通过提高石油采收率来增加收益，从而降低项目的成本；再次，注入的CO2也可以在油气藏中有效的封存，从而进一步减少了CO2的排放量。因此，CO2强化采油技术应当得到大力的研究与发展应用，在提高化石能源产量的同时减少CO2的排放。在CCUS 项目运行过程中，还应当运用地球物理和地球化学的方法对地层进行实时监测，避免地震和泄漏等不良事件的发生，实现安全的地质封存。

除此之外，与各种能源进行耦合与应用的CCUS 技术也应当开展开来，例如CO2提高煤层气采收率技术、CO2开发地热、矿石碳化和其他工业利用。在煤层中注入CO2，一方面可以将CO2封存在煤层中，另一方面可以利用CO2相对于甲烷较强的吸附性来驱替甲烷，进而提高煤层气采收率。在开发地热能时，由于CO2具有低黏度和可观的热容特点，在地热田注入CO2不仅可以提高地热的采收效率还可以在储层中进行CO2封存。不同CCUS 技术的多方面发展，早日实现商业应用，可以为中国的“双碳”目标助力。

5 结 论

（1）在推动全球范围内降低气候变暖的大背景下，CCUS 是目前最有效的手段。其中，CO2在枯竭油气藏中的应用，可以在提高油气采收率的同时有效封存CO2。但是在世界范围内由于当前CCUS扶持政策力度不够，CO2源的价格过高等原因，导致当前大规模工业化应用较少。

（2）由于受CO2浓度的影响，捕集技术对于整个CCUS 产业链的影响尤为关键。目前，中国已经在工业碳源捕集方面取得较大进展，捕集成本大幅低于欧美等发达国家。但是，在空气直接捕集方面，中国的科研进展尚处于早期阶段。由于空气中CO2的浓度较低，捕集难度较大，成本较高，加之当下政策扶持力度不够，导致该领域研究进展缓慢，工业化应用案例较少。在进一步完善当前较为成熟的碳捕集技术的同时大力发展空气直接捕集技术，可推动中国CCUS 实现弯道超车。

（3）目前CO2在油气藏和咸水层中的封存和利用依旧是CCUS 技术应用的主流。相较于欧美等其他发达国家，中国的地质结构较为复杂，面临更多不确定性。中国应当巧妙利用油气田已建成的地面和地下设施，继续大力发展CO2在咸水层和油气藏的封存和提高采收率技术，逐渐完善适用于中国地质条件的CCUS 技术，在增加CO2的封存潜力和提高油气采收率的同时，监测CO2封存的运移，建立环境评估技术指南，推动CCUS 项目的可持续运营。在此基础上，CCUS 技术也应当开展增强CO2开发地热、CO2强化开发煤层气和页岩气、CO2玄武岩矿化封存、CO2水合物封存等方面的研究。