编者按：如今，作为全球应对气候变化和实现碳中和目标的关键技术，CCUS已进入技术发展的黄金时期，加快推进CCUS技术应用和产业化发展，已成为国内能源行业实现“双碳”目标的现实需要和重要路径，CCUS的功能角色和产业前景被重新定义。
多年来，中国石油高度重视CCUS产业发展，推进二氧化碳提高原油采收率（CCUS-EOR）技术攻关，创新形成了CCUS全产业链技术体系，二氧化碳注入埋存规模保持国内领先水平，CCUS技术整体达到国际先进水平，在保障国家能源安全、推动能源绿色低碳发展方面发挥了重要作用。
随着热度不断攀升，CCUS有哪些前沿动态和进展？如何推进全链条技术落地？让我们一探究竟。
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| 南方石油勘探开发有限责任公司CCUS二氧化碳分离、液化装置所在地福山油田花场处理站。文诗? 摄 |
圆桌讨论
目前，CCUS领域有哪些值得关注的前沿动态和进展？
二氧化碳捕集输送成本高、驱油效率有待提高等，需要持续加大技术创新力度。
CCUS是国际公认的三大减碳途径之一。我国CCUS全产业链技术应用已经趋于成熟，正处于工业化示范和规模化产业应用阶段，但仍然存在一些问题，如二氧化碳捕集输送成本高、驱油效率有待提高等，需要持续加大技术创新力度。特别是要加快发展形成量大面广的低浓度二氧化碳排放源，研发低成本捕集和大规模长距离管输技术、不同类型油气藏更大幅度提高采收率技术以及碳库建设和储能技术等，支撑和引领CCUS大规模有效应用。现阶段需要政府和市场更好地配合，加快构建有效的激励约束机制，切实发挥市场在资源配置中的决定性作用，有效推动相关行业以CCUS为主线的产业结构和生产方式变革。未来需深化推进“CCUS+”模式，融合集约化低成本开发、智慧化管控、新能源替代及产学研一体化，紧跟国家政策导向，驱动绿色转型，强化“双碳”目标兜底技术效能，坚决保障国家能源安全。
——吉林油田二氧化碳开发公司（一体化中心）主任张德平
二氧化碳驱技术主要应用于低渗、特低渗油藏，提高原油采收率效果显著。
在碳驱油利用技术方面，应用的油藏类型已得到进一步拓展。二氧化碳驱技术主要应用于低渗、特低渗油藏，已在吉林油田得到了全生命周期的技术验证，提高原油采收率效果显著。近年来，一些油田企业开始探索二氧化碳驱提高采收率技术在深层中高渗透砂岩油藏的应用。在室内机理研究和配套工艺技术攻关的基础上，在高含水开发后期的油藏开展CCUS提高采收率现场先导试验，力求形成富集油柱，验证试验成效。同时积极探索深层开发初期在高凝油砂岩油藏实施二氧化碳驱提高采收率技术的可行性，为增储上产奠定基础。
在碳封存技术方面，结合二氧化碳咸水层封存选址基本标准，探索废弃油气藏/咸水层（盐水层）等地质封存场所。研究人员正在不断改进选址方法，提高封存的安全性和有效性，开展二氧化碳咸水层封存目标筛选，该技术具有较好的应用前景。
——华北油田开发事业部副经理陈洪
CCUS产业链条长，如何协调各环节，推动技术落地应用？
统筹考虑地上地下特征，提前开展地质工程一体化评估，确保油气井有足够的封存容量和安全性。
实践证明，二氧化碳驱油技术可延长油田寿命10年以上，驱油提采与碳埋存协同开发是提高采收率和绿色发展的不二选择。
在具体实施中，首先要统筹考虑地上地下特征，提前开展地质工程一体化评估，从油气藏地质特征、地下流体性质、井完整性、经济可行性等方面综合考量，确保油气井有足够的封存容量和安全性，并具备长期封存二氧化碳和驱替油气的能力。其次，要精细谋划运输和封存基础设施布局，从区域角度进行整体规划，优先考虑二氧化碳捕集端和封存利用油井利用端的地理位置分布，尽可能地以最短路径、最低成本连接捕集源及封存和利用点。推动科研机构和相关企业之间的合作，联合攻关CCUS关键技术难题，进一步深化从单井到井组的动态研究，强化碳驱油与碳埋存受效分析，为油藏稳产、绿色低碳转型提供支撑。
——塔里木油田轮南采油气管理区执行董事、党委书记崔小虎
通过油田内部源汇、上下游源汇等一体化协同，降低项目运行成本，提升产业链附加值。
针对CCUS全产业链环节多、链条长的特点，应从5个方面推进产业在实践中实现技术落地。一是全产业链协同攻关，实现技术配套。聚焦全周期碳库地质体密封性评价、不同类型油藏开发机理、低浓度低成本二氧化碳捕集等关键技术研究，打通全产业链难点堵点。二是产学研深度融合，提升技术能力。依托一体化试验项目，验证配套技术现场实践适应性，持续提升油藏、工艺、工程等关键技术能力。三是碳源碳汇一体化协同，确保项目见到效益。通过油田内部源汇、上下游源汇等一体化协同，降低项目运行成本，提升产业链附加值，实现减排增效。四是组建专业队伍，提升管理效率。加强专业化、高效化、一体化队伍建设，统筹推进全产业链业务，在技术、生产、管理等专业领域形成长效合力。五是建立人才培养体系，实现人才接替。通过引进、培训、交流等手段，提升从业人员专业技能，实现全链条高素质人才接替。
——辽河油田开发事业部常务副主任马宏斌
（王珊珊、李明卓、刘天一、王成凯、牛作杰、隋泠泉、张雪涛整理）
企业实践
吐哈油田 做优CCUS-EOR示范项目
截至目前，集团公司在东疆的首个CCUS-EOR示范项目——吐哈三塘湖油田牛圈湖东区CCUS-EOR共注入二氧化碳6.1万吨，产油1.9万吨。
吐哈油田位于新疆东部，煤炭资源丰富。油区周边煤化工企业集中，碳排放量大、纯度高，源汇匹配优势突出，是开展CCUS业务的“天选之地”。
2023年，吐哈三塘湖油田牛圈湖东区CCUS-EOR先导试验区被列为集团公司“四大六小”示范区之一。2023年3月启动现场注入，油井见效率达80%，区块产量翻番，绿色低碳生产成效显现，试验效果好于预期，初步证明了技术的可行性。
今年8月30日，牛圈湖东区CCUS-EOR先导试验区二氧化碳循环注入站建成投产，正式启动二氧化碳注入、产出液脱气处理及产出气循环注入。二氧化碳循环日注入规模达6万立方米，可满足CCUS-EOR先导试验产出气循环注入的要求，实现了近零排放。
下一步，吐哈油田将聚焦三塘湖百万吨CCUS新兴绿色产业基地部署战略目标，加快推进地下煤炭气化、地面风光发电新能源配套，为油田综合推进新能源新业务作出新贡献。（记者 张斌）
冀东油田 加快建设“百万吨”碳库
截至目前，高66X1断块碳驱油碳埋存试验项目累计注气4.7万吨，对应见效油井7口，平均见效时间为377天，单井日增油2.7吨。注气后试验区含水率下降26个百分点，日增油11吨，截至目前，累计增油6648吨。
近年来，冀东油田瞄准新能源前沿发展，强化战略性部署，大力开展CCUS先导试验，建设负碳产业集群，加快百万吨碳库建设。
油田技术人员积极开展复杂断块油藏CCUS-EOR、试验提升复杂断块油藏二氧化碳混相驱开发效果评价及调控、注采工艺优化、腐蚀综合防治与二氧化碳循环利用等4项新技术攻关。
技术人员结合气源特点、注采规模、建设现状，深化源汇匹配研究，大力攻关配套工艺技术，确立“就地气液分离、超临界增压、混合气注入”的碳循环利用技术路线，形成了具有冀东油田特色的CCUS模式。
此外，针对碳埋存地质风险，技术人员结合试验区高66X1断块特点，从地上、地表、浅层、泄漏层位4个层次监测二氧化碳浓度、碳通量、水环境等参数变化，形成了四位一体的碳驱油碳埋存监测方法。（通讯员 贾玲玲）
中油测井 完善全生命周期技术服务
10月22日，中油测井地质研究院与河北省煤田地质局环境地质调查院签订战略协议，为河北省首个二氧化碳地质封存选址项目提供测井技术支持。这是中油测井加快发展CCUS技术、积极助力实现“双碳”目标的生动实践。
测井行业作为地质家的“眼睛”，能够运用声、电、光、磁、放射性等手段，为CCUS选址设计、注气建设运行、注后长期监测等阶段提供全生命周期技术服务。近年来，中油测井坚持创新驱动，以“地质适宜性、措施有效性、工程安全性”为核心，形成CCUS全流程测井服务体系与一体化解决方案，积极融入和服务集团公司CCUS示范工程、先导试验区块建设，以及部分非油气企业CCUS发展。
中油测井将技术革新作为提高CCUS服务质量的关键，先后形成二氧化碳地质封存选址评价、气窜通道识别、超临界二氧化碳饱和度定量评价、“超临界二氧化碳—咸水—岩石”物模数模等特色技术，不断攻克CCUS工程地质难题。同时，该公司充分发挥专业化一体化优势，针对不同油气田地质环境，靠前参与项目设计，开展差异化测井系列服务，助力集团公司CCUS业务高质量发展。（记者 葛文帅 通讯员 朱博姝）
工程建设公司 打造新型碳捕集装置
截至10月24日，由工程建设公司（CPECC）研发的低能耗新型变压吸附碳捕集中试装置，已在西南油气田天然气净化总厂引进分厂平稳运行6个月，二氧化碳一段捕集率达95.72%，解析气中二氧化碳纯度达到95%。
该装置是国内首套应用于天然气净化领域的低能耗、超低压（80兆帕）新型变压吸附碳捕集装置。CPECC西南分公司研发的新型疏水性吸附剂，比传统吸附剂疏水性提高约30倍，可替代脱水装置，降低装置能耗。该装置创新采用了碱性处理和物理络合吸附技术，持续提升吸附剂吸附容量，相比普通活性炭，吸附能力提高15%至20%。同时，创新采用改性处理技术，解决了常规吸附剂易在孔道内累积，产生硫酸盐或硝酸盐的难题，进一步延长了吸附剂使用寿命。与化学法碳捕集和常规变压吸附法技术相比，该装置流程更短、能耗更低。
此外，近日由CPECC西南分公司研发的中国石油首套CCUS-EGR碳捕集模块——西南卧龙河气田茅口组气藏CCUS-EGR先导试验地面工程（引进分厂）EPC项目主体装置模块化建造完成并通过出厂验收，进一步推动碳捕集新技术迭代升级，为落实国家“双碳”目标贡献力量。（特约记者 上官昌淮）
中国石油CCUS发展历程
截至2023年底，中国石油在11家油气田针对不同油气藏类型部署近20项开发先导试验。实现二氧化碳年捕集能力近80万吨，注入能力超过200万吨/年，累计埋存二氧化碳723万吨，其规模持续保持国内领先。
探索阶段（1965年至2006年）
▲1965年，大庆油田碳酸水注入试验拉开我国探索二氧化碳驱油的序幕。
▲1999年，吉林油田开展二氧化碳驱油先导试验。
▲2006年，中国石油在香山科学会议首次提出CCUS概念。
攻关阶段（2007年至2012年）
▲2007年，启动国家973计划项目“温室气体提高石油采收率的资源化利用及地下埋存”。
▲2008年，承担国家科技重大专项“含二氧化碳天然气藏安全开发与二氧化碳利用技术”。
▲2009年，承担国家863计划项目“二氧化碳驱油提高石油采收率与封存关键技术研究”。
设立中国石油重大专项“吉林油田二氧化碳驱油与埋存关键技术研究”。
示范阶段（2013年至2020年）
▲2013年，宁夏石化15万吨/年低浓度烟气二氧化碳捕集装置投产。
大庆油田建成13.5公里二氧化碳输送管道。
▲2014年，吉林油田建成10万吨级CCUS-EOR全流程示范工程。
▲2018年，中国石油巴西里贝拉项目10万吨级CCUS项目投产。
▲2019年，新疆准噶尔OGCI-CCUS产业促进中心成为OGCI全球首批5个产业促进中心之一。
产业化阶段（2021年至今）
▲2021年，设立中国石油重大科技专项“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”。
成立中国石油二氧化碳捕集、利用与封存重点实验室和碳中和技术研发中心。
▲2022年，全国碳排放标准化技术委员会牵头发起成立CCUS标准工作组，中国石油担任组长单位。
成立CCUS工作专班，部署“四大六小”CCUS产业化工程。
提高油气采收率全国重点实验室获批建设。
召开CCUS工作推进会，启动建设松辽盆地300万吨CCUS规模化应用工程。
发布《中国石油绿色低碳发展行动计划3.0》，确立CCUS发展战略。
▲2023年，发布《中国石油天然气集团有限公司碳达峰行动方案》，明确集团公司碳达峰路径及CCUS产业发展需求。
大庆石化40万吨/年碳捕集项目投产运行。
乌鲁木齐石化15万吨/年碳捕集项目投产运行。
▲2024年，发布《中国石油天然气集团有限公司CCUS/CCS产业链中长期发展规划纲要》，明确CCUS产业发展目标。
新疆油田“新能源+煤电+CCUS”一体化项目启动建设，开创CCUS发展新模式。
《吉林石化—吉林油田二氧化碳管道（一期）》方案获得集团公司批复，获得吉林省备案，为当前我国距离最长、规模最大的密相/超临界二氧化碳管道。
来源：中国石油规划总院
