CCS技术的现状、挑战与中国主动应对策略_战略区

论文导读:：CCS（CO₂捕集与埋存）是当前国际社会积极应对气候变化活动的热门话题。由于CCS技术的经济特点，现阶段规模化实施该技术，将会对中国的经济结构转变和经济发展速度带来巨大的影响。作为发展中国家，中国要从国情出发，把CO₂的捕集、埋存与大幅度提高石油采收率相结合，形成双赢的减排CO₂策略，是现阶段中国推进CCS技术的最佳途径和选择。国内外近10年来的探索和实践表明，石油工业在CCS技术应用方面具有天然的优势，同时也存在巨大的挑战。基于中国产业布局和资源构成特点，中国发展CCS技术和推进其产业化应采取三步走的策略：第一，优势产业部门的技术集成与示范；利用含CO₂天然气开发过程中分离出的高纯度CO₂或工业乙醇制造业副产的CO₂，进行CO₂驱油与埋存的先导性试验与示范。第二，跨产业部门的技术集成与工业化试验与示范；针对精细化工、煤化工等部门产生的较高纯度CO₂，进行CO₂埋存与驱油的工业示范。第三，跨部门工业化实施；对普通燃煤电厂捕捉的CO₂，进行工业化的CO₂埋存与驱油。在对中国适合实施CCS技术资源初步评估的基础上，建议和规划了中国分步实施CCS技术的八大战略区域：松辽盆地、海拉尔—二连盆地、环渤海地区、鄂尔多斯盆地、新疆三大盆地、中东部地区、近海地区、晋陕地区。
论文关键词：CCS(CO₂捕集与埋存)，技术现状，应对策略，战略区域

　　引 言
　　温室气体减排已成为国际社会关注热点。2009年12月哥本哈根会议的焦点是全球气候变化与应对。在哥本哈根会议上，192个国家的代表达成共识，碳捕集与埋存技术有助于减少温室气体排放和控制全球气候变暖。中国将温室气体减排纳入了国家中长期发展规划，2009年12月中国政府向世界做出到2020年单位国民生产总值CO₂排放比2005年下降40-45%的承诺。
　　CCS技术是世界各国研究的热点^[1、2、3]，也是世界各国公认的支撑温室气体减排策略的主要技术。如何低成本的捕集CO₂并有效利用CO₂是CCS技术的核心。在中国现行的能源结构中，石油是仅次于煤炭的第二大能源。根据国家能源局《中国能源发展报告2009》，2009年中国的原油产量为1.89亿吨，原油净进口量为1.99亿吨，原油的对外依赖度为51.3%。保障国民经济较快增长所需的油气安全供给已成为中国社会和国民经济可持续发展的重大战略问题。发展和推进CO₂的捕集、埋存与大幅度提高石油采收率相结合的技术是目前中国主动应对气候变化的有效方法之一^[4]。
　　1 国际CCS发展现状
　　近十年来，在政府间气候变化专门委员会、（IPCC）国际能源署（IEA）等国际组织的发起和协调下，围绕CCS技术研发和实践的活动非常活跃。很多国家都成立了专门的研究机构。美国、欧盟各国、日本等国相继开展了CO₂地下埋存的试验工作，制定了本国的CCS技术发展路线图。
　　目前全球正在运行三个工业规模的CCS示范项目，分别是北海Sleipner盐水层埋存CO₂项目^[5]、北美Weyburn油田CO₂驱油与埋存项目^[6、7]以及非洲In Salah气藏底水埋存CO₂项目^[8]。Sleipner项目于1996年投入运行，建有世界上第一个工业级的（从天然气中）捕集CO₂的设施，年埋存CO₂100万吨战略区域，主要示范海底盐水层安全埋存CO₂技术。Weyburn项目始于2000年，通过320公里管线将美国北达科他州Beulah煤气化厂副产的CO₂输送到Weyburn油田，用于提高油田采收率，年注入CO₂150万吨，主要示范CO₂驱油与埋存技术。2004年In Salah项目开始将从天然气中分离的CO₂注入气藏底水中埋存，年注入量120万吨，主要示范陆地盐水层安全埋存CO₂技术。
　　美国在CO₂驱油方面具有四十多年的实践，拥有成熟的技术^[9]。因此，在从CO₂-EOR技术转向CCS-EOR技术的研发方面进展较快论文格式。目前已开展了25个地下构造注入CO₂、储存与监测的现场试验。世界上已有10个以上国家已经开展和正在开展盐水层埋存CO₂或油藏CO₂驱油与埋存的现场存试验^{[10、11、12、13、14]}。国际社会在有关CCS主体技术的研发已进入实质性试验阶段。中国面临着来自国际社会的压力。
　　2中国在CCS方面的实践与发展现状
　　中国政府积极推动CCS技术的发展^{[15、16、17]}。自1988年IPCC成立以来，中国一直积极参与IPCC的会议和活动。中国气象局作为国内IPCC活动的牵头部门，组团参加了IPCC历次全会和主席团会议，阐述中国关于气候变化科学评估的基本立场，在重大问题上反映中国政府的意见和建议；同时，在IPCC评估报告中反映中国科学界的相关科研成果。自2000年以来，中国政府先后出台和发布了包括《中国应对气候变化国家方案》在内的一系列文件和政策法规，向国际社会阐释了中国政府积极应对气候变化的政策，以及中国政府努力推动和发展CCS技术的决心。
　　自2000年以来，中国政府在国家自然科学基金、国家重大基础研究计划（973）、国家高技术计划（863）和国家科技重大专项等国家层面上设立了多个CCS技术研发的重点项目和课题，并取得了显著的进展。在国家政策的引导下，国企、民企、科研院所、高校等积极参与和自主开展CCS领域的应用基础和应用技术的研究和实践活动。
　　2006年中国石油在吉林油田开展了中国第一个规模化的CCS-EOR试验项目。该项目将天然气所含CO₂分离并注入油藏提高石油采收率，同时进行CO₂的地质埋存，实现CO₂零排放条件下的CO₂利用与埋存的双赢。目前已转入工业扩大试验。
　　基于2004年“绿色煤电” 发展计划，华能集团于2008年建成了中国首个燃煤电厂CO₂捕集示范工程－华能北京热电厂年捕集3000吨CO₂示范工程；2009年底建成了上海石洞口第二电厂年捕集10万吨CO₂示范工程。神华集团于2010年启动了中国首个CO₂捕集与地质封存全流程（CCS）示范项目建设。
　　与国外相比，中国在CCS技术方面的研究起步较晚。经过近10年的研究，认识和掌握了关键技术。在工程实践方面，虽然规模较小，但认清了技术瓶径，具备了工业化发展的技术基础。
　　3石油行业在CCS方面的优势和挑战
　　石油行业在CCS方面的最大优势是在将CO₂驱油与CO₂埋存相结合^[18]，可以实现社会效益与经济效益的双赢。2006年中国石油在吉林油田开展的CCS-EOR试验项目已经初步证实了这一优势。
　　CO₂驱油技术是以CO₂为驱油剂，利用其与原油混相、降低原油粘度和使原油体积膨胀等特性提高原油采收率的技术。在CO₂驱油过程中战略区域，将有一部分CO₂替换原油而滞留地下以及通过吸附于地层岩石和溶解于地层流体而滞留地下，实现埋存。CO₂驱油过程中产出的伴生CO₂气体，可经过分离（或直接）回注到油层循环利用，实现CO₂驱油和埋存的双重目标，因此石油工业在CCS方面具有独特的优势。
　　

　　中国的石油行业自上个世纪后期开始系统地进行CO₂驱油与CO₂地质埋存的研究。从目前的理论研究成果和现场试验效果看，无论在高含水后期油藏提高原油采收率，还是在特/低渗透油藏开发中建立有效的驱替系统并大幅度提高单井产量方面，均表现出显著的效果，预示着提高石油采收率主体技术的发展和进步。其意义在于不同于国外海相沉积储层的中国陆相沉积储层，在化学驱提高采收率技术广泛应用过程中储备了新的气驱提高采收率的技术。中国石油在吉林油田开展的CCS-EOR先导试验，凸显了CO₂驱油技术在开发低渗透油藏的三大技术优势。
　　第一，CO₂作为驱油剂可以在低渗透油藏建立有效的驱替系统。水驱开发低渗透油田最大的难点是补充能量困难，不能建立有效的驱替系统。而CO₂驱可以在相对较大的井距下，持续建立有效的驱替系统，现场动态表明，CO₂的注入能力是注水的3～4倍，且能保持稳定。同时，CO₂驱具有比水驱小的井网密度和更高的产量，在经济上更具优势。
　　第二，CO₂驱可缓解由于供液供能不足造成的低渗透油藏中高含水阶段产量快速递减问题。国内部分低渗透油藏具有原始含油饱和度低（不到45%）的特点。油田投产即含水（含水率在40%左右）。现场动态表明，经过短时间注入CO₂后，就会出现油井产油量上升和含水率下降的开发阶段，上升幅度为50~120%、下降幅度为30~60%。国内低渗透油藏开发中存在的另一个问题是在水驱开发的中高含水阶段，油田整体出现产液、产油和供液能力下降，依靠注水提液技术难以维持产量稳定。对于这类油藏，注CO₂可以缓解因供液供能不足引起的开发产量快速下降的趋势。
　　第三，实施CO₂驱油技术可减少低渗透油田的压裂投资，更具经济性。国内多数低渗透油田基本没有自然产能，需要通过压裂改造才能实现工业性开发^[19]论文格式。吉林油田CO₂驱先导试验中尝试了不进行储层压裂直接投产方式，取得了明显的效果战略区域，根据对典型低渗透油田水驱压裂井与CO₂驱不压裂井的产量对比统计， CO₂驱不压裂油井的产量一直是水驱压裂油井的产量的1~1.9倍，并且由于不进行压裂，降低了运行成本，获得较好的经济效益。
　　国内低渗透石油资源占总资源量的一半以上。鉴于CO₂驱技术在开发低渗透油藏方面的优势，应用CO₂驱技术开发边际油藏将是今后一段时期国内石油行业的主要发展方向之一。与国际前沿水平相比，中国的石油行业在CCS-EOR方面还面临两大技术挑战。
　　第一，CO₂驱大幅度提高石油采收率技术。根据目前国内外的共识，CO₂混相驱提高石油采收率的幅度在10-15%，CO₂非混相驱提高石油采收率的幅度在8-12%。与国际上的应用对象不同，中国主要应用CO₂驱油技术开发难动用储量和提高水驱后油藏的采收率。由于国内陆相沉积原油的含蜡、含胶质、沥青质量高以及凝固点高等特点，中国东部许多油田难以达到CO₂混相驱条件。因此，通过扩大波及体积、改善混相条件、增加注入量等手段把CO₂驱提高的采收率增加到15%左右，是东部地区油田CO₂驱大幅度提高采收率的主要技术挑战。西部地区是中国发现新储量、产量接替的地区，需要针对西部大量低渗/特低渗油田的特点，逐步开展提高动用率和混相驱大幅度提高采收率的应用基础和应用技术研究。
　　第二，地下埋存CO₂的能源转化技术。上世纪末日本、美国等提出能源转化的思路。例如，利用自然界的产甲烷菌，通过生物学、化学和地球物理学等学科的交叉，建立微生物或生物反应系统，将CO₂转化为CH₄。利用产甲烷菌进行油藏埋存CO₂的能源转化是对CCS-EOR架构的拓展，对中国石油行业更具有战略意义，可实现CO₂驱油提高采收率、CO₂埋存以及CO₂转化能源的三重功效。核心技术是筛选和培育在高温、高盐、高压等条件下高效利用CO₂产生CH₄的菌种。目前国内已有多家单位开展了利用微生物地下再生甲烷技术的探索与研究。
　　4 中国发展CCS的策略及实施建议
　　中国已将减排CO₂内容纳入能源发展的中长期规划。结合中国现阶段在CCS-EOR方面的实践和技术特点，建议中国分阶段实施CCS技术。
　　第一阶段，利用成熟技术，实施优势产业部门的CCS技术集成与示范。例如，利用含CO₂天然气开发过程中分离出的高纯度CO₂或工业乙醇制造业副产的CO₂，进行CO₂驱油与埋存的先导性试验与示范。
　　第二阶段，跨产业部门的技术集成与工业化CCS技术试验与示范。针对精细化工、煤化工等部门产生的较高纯度CO₂，进行CO₂驱油与埋存的工业示范。
　　第三阶段战略区域，跨部门实施工业化的CCS；对普通燃煤电厂捕捉的CO₂，进行工业化的CO₂驱油与埋存，建成广义的CCS-EOR产业链。
　　根据中国目前乃至今后CO₂排放源相对集中分布的特点和油气藏的总体分布特征，初步规划八个CO₂驱油与埋存的战略区域。
　　①松辽盆地CO₂驱油与埋存区
　　松辽盆地是中国蕴藏丰富油气资源的重要油气生产区。大庆长垣中高渗储量和长垣外围低渗储量平分秋色。前者已进入特高含水期，利用CO₂驱技术仍具有进一步提高采收率的潜力；后者水驱开发效果差，从目前已开展的CO₂驱油试验看，前景良好。CO₂驱既能改善储层的物性，又能提高单井产量和采收率，可以作为油气战略储备基地进行工业规模的CO₂驱油与埋存。松辽地区距油田百公里的范围内分布有多个乙醇厂、化肥厂和化工厂，它们副产的大量高纯度的CO₂，是开展CO₂驱油和埋存的物质基础。
　　②海拉尔/二连盆地CO₂驱油与埋存区
　　海拉尔/二连盆地具有十亿吨以上的油气资源规模，属典型的特低渗油藏。发育含火山质储层，强水敏特征，水驱开发极其困难，油品多属轻质油，注CO₂易于混相，能较大幅度提高采收率。在该地区煤炭资源极其丰富，具有很多电厂，并准备启动IGCC项目，产生大量较高纯度的CO₂，有着进行CO₂驱油与埋存得天独厚的条件。
　　③环渤海CO₂驱油与埋存区
　　环渤海地区主要包括胜利、大港、辽河、冀东、华北和渤中等油田，具有近百亿吨油气资源，是中国最重要的油气生产基地。相对较浅的上第三系储层已进入特高含水期，需要通过CO₂驱提高采收率，这套储层在渤海湾地区分布稳定，其中还发育丰富的水体是作为盐水层封存CO₂的有利区域；相对较深的下第三系储层、埋深大、水驱效果差，但油品性质好，适于CO₂混相驱大幅度提高采收率。环渤海地区发电厂、化工厂较多并排放大量CO₂。特别是在滨海新区准备启动相当规模的IGCC项目，同时排放大量高纯度的CO₂，所以进行CO₂捕捉并埋存战略区域，既保护环境又提高采收率，是实现双赢的有利场所。
　　④鄂尔多斯盆地CO₂驱油与埋存区
　　鄂尔多斯盆地是中国油气资源最丰富的地区之一，区内有长庆油田和延长油田等。该区内发育的三叠系储层，属典型的特低渗储层。水驱采收率低，但油品性质好、地温梯度低，适于CO₂混相驱大幅度提高采收率论文格式。该地区已建和在建多个大型煤制油和煤化工项目，将产生大量较高纯度的CO₂。该地区是CO₂埋存和驱油相结合的有利地区。
　　⑤新疆三大盆地CO₂驱油与埋存区
　　位于中国西部边陲的塔里木、准噶尔和吐哈盆地油气资源丰富，油品性质好，易于实现CO₂的混相驱。在该地区运行的多个大规模化肥厂副产高纯度的CO₂。另外，新疆地区煤炭资源丰富，正在筹备多个煤化工和燃煤发电项目，具备实施CO₂埋存和驱油一体化发展的有利条件。
　　⑥中东部CO₂驱油与埋存区
　　该地区涵盖中原、南阳、江苏、江汉等油田，油气资源较丰富。目前上述油田正在主攻提高采收率的主体技术。该地区分布有很多化工厂和发电厂，排放纯度不等的CO₂。中原油田和江苏油田的前期试验表明，CO₂驱提高采收率技术有较好的应用前景，该区是CO₂驱油和埋存结合的理想区域。
　　⑦近海地区CO₂驱油与埋存区
　　中国近海地区已经发现了多个油田，特别是在南海地区发现了含CO₂的天然气资源，开发天然气资源需要解决CO₂排放问题，因此，该地区也存在CO₂埋存和驱油相结合的有利条件。
　　⑧晋陕地区提高煤层气采收率和CO₂埋存区
　　晋陕地区有着丰富的煤炭资源和煤层气资源，是中国最有可能规模化实施提高煤层气的采收率（ECBM）的地区。该地区发电厂集中，产生的CO₂数量较大。是构建火电厂捕集CO₂、注CO₂到煤层提高煤层气的采收率（ECBM）和进行CO₂埋存的理想地区。
　　上述八个战略区域的资源特点各有不同，构建CCS产业链所需的关键技术也不同，应在统筹资源特点和技术经济条件的情况下，按照三阶段实施的原则，规划和部署CCS产业结构。在实施CCS技术的过程中，应遵循先易后难、积累经验、逐步推进、和谐发展的原则。在发展CCS技术的过程中，要以科技创新作为突破口，全面提升中国CCS-EOR方面的科学技术水平和自主创新能力，全面提升科技进步对发展经济和节能减排的贡献。目前战略区域，亟需在上述地区开展技术可行性论证，适当安排先导试验。鉴于上述地区已有大量的石油钻探和煤层开采的翔实资料，建议在国家统一规划下，尽早展开系统地CO₂埋存与驱油的潜力评价，为尽快形成中国CCS的总体构架和制定中国的CCS路线图奠定基础。
　　5结 语
　　　　①CCS技术是解决全球气候变暖问题的最具发展前景的解决方案之一，许多国家都开展了相关的研究并进行了实质性试验，中国面临着国际社会的压力。
　　②中国的国情、发展阶段和能源结构决定了现阶段CCS最为可行的做法是走CO₂捕集、埋存与油气田提高采收率（CCS-EOR）相结合的道路，既实现CO₂减排的社会效益，又产生巨大的经济效益，是当前CCS的最佳实现途径。
　　③中国的石油行业将充分利用油气资源及其开发技术的优势，大力推动CCS技术的发展，积极攻关当前的瓶颈技术，储备未来地下埋存CO₂的能源转化技术，为CCS技术的工业化推广奠定基础。
　　④根据中国油气煤等资源特点、CO₂排放源的分布现状、CCS-EOR的实践和技术现状，提出了分步实施建议，规划了八个CO₂埋存与驱油区域。

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