0　引言

以二氧化碳（CO₂）為主的溫室氣體排放導致全球氣候變暖已成為各國共識，為應對全球氣候變化，將溫升幅度控制在1.5 ℃以內，中國在第75屆聯合國大會上提出力爭于2030年實現“碳達峰”和2060年“碳中和”目標，表明了中國走綠色低碳可持續發展之路的決心^[1-3]。

目前國際公認的碳減排途徑主要包括源頭控制的“無碳”技術——利用清潔能源取代傳統化石能源；過程控制的“減碳”技術——提高現有技術的能源利用效率；末端控制的“去碳”技術——生物固碳和CO₂捕集、利用和封存（Carbon Capture, Utilization and Storage，CCUS），其中CCUS技術是減少溫室氣體實現“雙碳”目標最有效和最具潛力的方法^[4-9]。隨著技術的發展和進步，中國CCUS示范工程建設發展迅速，數量和規模顯著增加，各行各業都在積極推動CCUS技術應用。據《中國二氧化碳捕集利用與封存（CCUS）年度報告（2023）》，50萬噸級及以上項目超過10個，多個百萬噸級以上CCUS項目在規劃中。2022年8月，齊魯石化—勝利油田建成投產了中國第一個百萬噸級 CCUS項目，此外中國石油天然氣股份有限公司（以下簡稱中國石油）也正在建設包括大慶油田、吉林油田等多個百萬噸級的CCUS示范項目^[10]。但目前項目主要側重于提高油藏采收率，關于提高氣藏采收率項目較少。其他國家目前已公布的相關項目有匈牙利Budafa Szinfelleti氣田現場試驗、加拿大Alberta項目、澳大利亞Otway項目、荷蘭K12-B項目等^[11-14]，上述項目初步證明在氣藏注入CO₂可同時實現碳埋存和提高天然氣采收率。

中國石油西南油氣田公司（以下簡稱西南油氣田）是中國西南地區最大的油氣生產企業，聚焦內部清潔替代和外部融合發展兩個方面，提出以天然氣為主導，發展“天然氣＋風光電”“天然氣＋余壓發電”“天然氣＋氫能”“天然氣＋伴生資源”“天然氣＋CCUS/CCS”五大業務鏈的“綠色能源西南模式”，以助力“雙碳”目標的實現。其中，CCUS/CCS技術是西南油氣田實現“雙碳”和綠色低碳轉型的主要途徑，發展CCUS-EGR業務，既可提高天然氣產量，又可推動枯竭油氣藏CO₂埋存技術的發展^[15]。西南油氣田編制了CCUS/CCS分階段實施方案，初步形成氣田CCUS/CCS技術體系與標準體系，啟動碳酸鹽巖氣藏CCUS-EGR現場先導試驗工作。針對西南油氣田CCUS/CCS發展需求與現狀，系統性分析了其在業務規劃、標準體系、相關技術等方面的發展現狀，梳理了面臨的優勢與挑戰，并對CCUS/CCS業務作出了展望和建議，以期為西南油氣田以及全國油氣田CCUS/CCS技術產業發展提供參考，助力國家“雙碳”目標、集團公司“清潔替代、戰略接替、綠色轉型”三步走總體部署以及西南油氣田“綠色能源西南模式”的實現。

1 　西南油氣田CCUS/CCS發展現狀

1.1 　西南油氣田CCUS/CCS業務規劃

2023年西南油氣田天然氣年產量突破400×10⁸ m³，中國西南地區首個年產400×10⁸ m³大氣區正式建成。在此基礎上制定了2025年上產500×10⁸ m³、2030年上產725×10⁸ m³并持續穩產的目標，然而隨著產量上升碳排放總量整體也呈增長趨勢。

從排放環節來看，西南油氣田碳排放主要集中在天然氣凈化廠，其中碳排放量較大的凈化廠主要分布在四川盆地中部（以下簡稱川中）和東北部（以下簡稱川東北）地區。各凈化廠的碳排放則主要來自原料天然氣中自帶的CO₂以及天然氣作為燃料燃燒后產生的CO₂。前者通過硫回收尾氣處理裝置處理后排放，屬于過程排放中的工藝尾氣排放。后者與煙氣從鍋爐等燃燒裝置排放，屬于燃燒排放。根據各凈化廠的碳排放構成情況，其中尾氣的碳排放量大于煙氣的碳排放量。

針對碳排放量較大的凈化廠，西南油氣田按照“老區依托低碳示范區試點建設”“新區依托產能建設項目同步部署”兩方面著手規劃CCUS/CCS業務?！笆奈濉睂⒔ǔ蒀CUS/CCS項目1個，即引進凈化廠—臥龍河氣田CCUS-EGR項目；“十五五”規劃CCUS/CCS項目2個，分別是宣漢凈化廠—黃龍場長興氣藏CCUS枯竭氣藏封存項目和蓬萊區塊凈化廠CCUS咸水層封存項目?！笆逦濉鳖A計埋存CO₂累計約250×10⁸ t。

1.2 　油氣田CCUS/CCS標準體系

CCUS/CCS包括捕集、輸送、利用、封存等環節，但關于通用基礎、技術應用、項目管理、過程監測、風險控制等方面的標準都尚待建立。國際標準化組織（ISO）在2011年11月正式成立CO₂捕集、運輸與地質封存（CCS）技術委員會（ISO/TC 265），專門從事該領域相關國際標準的研究工作。目前TC265已發表12項標準，正在研制6項標準。中國國家標準方面，已發布的相關國家標準共13項，正在起草的國家標準有10項。

西南油氣田對國內外適用于石油天然氣行業的CCUS/CCS標準體系進行了系統梳理，建立了油氣田CCUS/CCS標準體系，形成了相應標準結構圖和明細表。油氣田CCUS/CCS標準體系表共劃分3個專業技術標準大類、10個專業技術標準門類（圖1）。

體系表納入92項標準（國際標準35項、行業標準26項、企業標準31項），其中通用基礎22項、碳捕集25項、碳輸送15項、驅油與封存30項（表1）。

表1    油氣田CCUS/CCS標準體系表標準數量統計表

通過對標準體系進行深入分析研究，并考慮油氣田CCUS/CCS業務擴展和生產運行管理需求，共提出標準制修訂建議28項，主要集中于CO₂輸送、驅油與封存等方面。標準體系的初步構建為其后續的優化和完善奠定了基礎，西南油氣田也據此標準體系針對以下標準開展攻關研究和標準編制工作：

1）CCUS/CCS各環節的CO₂氣質組成要求、分析檢測和流量計量方法、安全風險評估規范。

2）碳捕集環節的天然氣凈化廠碳捕集技術規范、吸收溶劑性能評價方法和指標要求。

3）碳輸送環節的管道工程施工及驗收規范、管道內腐蝕檢測與控制方法、管道運行及完整性管理規范、油氣管道改輸CO₂適應性評估技術規定。

4）驅油驅氣與封存環節的CO₂驅油氣藏工程方案編制技術規范、驅氣提高采收率選址與評估方法、枯竭油氣藏及鹽水層CO₂封存選址與評估方法、井筒完整性管理規范、老井再利用與封堵技術規范、CO₂驅采出氣體回注工藝設計規范。

標準結構圖、體系表以及相應制訂、修訂計劃的形成有助于油氣田CCUS/CCS業務健康發展和CCS工程項目高效平穩運行，將有力推動油氣田CCUS/CCS業務的技術進步和項目實施。

1.3 　油氣田CCUS/CCS技術體系

西南油氣田在天然氣脫硫脫碳、天然氣管網系統輸配、地質與氣藏開發等領域擁有豐富經驗，有相應技術成果積累。根據目前的發展情況及技術成果梳理出了技術譜系，并以“成熟、在研、待攻關”為原則梳理出相應的技術。

其中CCUS/CCS技術系列梳理出32項技術（表2）：6項成熟技術集中于碳捕集、碳輸送，化學吸收法碳捕集、CO₂管輸技術都較為成熟，已準備運用于CCUS-EGR先導試驗中；11項在研技術集中于碳輸送、碳利用、碳封存，主要圍繞先導試驗需求開展低成本碳捕集、CO₂管道輸送工藝優化、泄漏監測、氣田CO₂腐蝕控制等技術的研究；15項待攻關技術集中于直接空氣碳捕集、碳輸送、碳封存等方面，若空氣捕集CO₂、天然氣凈化廠CO₂排放核算、氣藏型儲氣庫注CO₂墊底可行性評價等技術取得突破，將助力西南油氣田CCUS/CCS業務邁上新的臺階。

1.4 　油氣田CCUS/CCS技術研究及進展

1.4.1  CO₂捕集

目前常見CO₂捕集技術有吸附分離法、化學吸收法、膜分離法、物理吸收法等，不同的技術應用場景存在顯著差異（表3）。CO₂含量越低，碳捕集的成本越高。目前學術界碳捕集的研究重點主要在降低捕集成本、提高運行穩定性等方面。

各種碳捕集技術中，溶劑吸收法最為成熟，應用最普遍。常見溶劑吸收法如圖2所示，其中醇胺法相關溶劑產品種類最多，應用范圍最廣、技術優勢更明顯。目前化學胺捕集技術已發展到第3代，以少水溶劑、相變溶劑、離子液體為代表，但技術相對不成熟，均沒有達到大規模應用的程度。對于燃燒后的低含量碳捕集還是以第2.5代的混合胺或配方溶劑技術為主。碳源含量決定了化學胺法的捕集能耗，為進一步降低能耗和成本，目前學者研究多從新型胺、節能工藝及設備等方面進一步優化和改善。

圖2    常見溶劑吸收法及其使用溶劑展示圖

西南油氣田通過AI量子化學計算技術，挖掘化學胺溶劑基因庫，自主研發了新一代的“三元”混合胺配方脫碳溶劑CT8-23A（實驗代號PC-1）（表4），其關鍵組分分子結構可以確保高吸收速率、高負載特性，協同組分的兩性離子可加速CO₂解離，顯著提升了溶劑抗氧化降解能力。在青海油田格爾木煉油廠進行的5×10⁴ t/a規模的碳捕集工業試驗結果表明：針對5%～6%體積分數的煙氣碳源，CT8-23A脫碳溶劑循環容量達到65g CO₂/L，結合超重力再生工藝（圖3），再生綜合能耗可低至2.8 GJ/t CO₂，溶劑損耗小于0.5 kg/t CO₂，達到國內領先水平。目前，針對西南油氣田中低含量煙氣碳源，CT8-23系列碳捕集溶劑也將應用于CCUS-EGR先導試驗的凈化廠捕集中。

表4    工業試驗關鍵參數對比數據表

1.4.2 CO₂腐蝕控制

目前，國內外正逐步推進CCUS腐蝕控制方面相關研究，腐蝕機理與材料腐蝕失效規律等方面的理論研究已取得一些進展。在CO₂輸送和封存過程中遇到的主要挑戰包括井筒和地面管線的腐蝕與管線開裂問題，目前注氣階段和生產階段井筒管材在CO₂腐蝕作用下的行為得到了廣泛研究。井筒管材被CO₂腐蝕的程度主要受溫度、CO₂分壓、含水量、pH值、氯離子濃度、氧氣含量、流速、腐蝕介質礦化度等因素的影響，其中CO₂分壓是重要因素之一^[16-19]。但研究重點主要在注氣階段和生產階段CO₂對井筒管材的腐蝕，而缺乏在CCUS環境下對金屬材料、非金屬材料以及涂鍍層等表面處理工藝的服役行為與腐蝕失效數據研究，尤其是對管材在CO₂和H₂S環境中的腐蝕規律并不明確^[20]。此外，超臨界態CO₂與液態CO₂在井筒注入過程中極有可能發生相態變化，相變過程中CO₂會吸收大量潛熱，導致管體長時間處于低溫環境（－79 ℃），進而冷脆開裂，因此在實際生產中需對冷脆開裂進行關注^[21-22]。

在碳輸送過程中，超臨界CO₂對非金屬件有很強的溶蝕作用，而目前超臨界CO₂對管道閥座、墊圈及“O”形圈封等橡膠件可能造成的損害并不明確^[23]。此外，輸送過程溫度、壓力可能產生降低，使CO₂在此過程中相變。研究表明，相較于在超臨界CO₂環境管線鋼在液相CO₂的腐蝕敏感性可能更高^[24]。在含有O₂、SO₂、H₂S的超臨界富CO₂相中，當流速減緩時可能析出少量液態水，析出的液態水會迅速吸附CO₂形成碳酸，對輸運管材造成嚴重腐蝕，目前國內外主要采用控制水分含量來控制CO₂管道內腐蝕。另外，CO₂輸送過程中還可能產生水合物和節流，從而造成管材低溫脆斷和管道開裂等問題^[25]。CO₂管道發生泄漏后不僅會造成管外風險，CO₂泄漏產生的減壓波也會使管內維持較高的壓力水平，為裂紋擴展提供能量，導致裂紋持續擴展無法止裂^[26]。泄漏會導致管道內部壓力和溫度迅速發生變化，CO₂因焦耳—普森效應迅速吸熱造成管線溫度驟降。根據中國鋼管生產廠家的數據，X52、X60、X65及X70等鋼級管材的韌脆轉變溫度在－30～－60℃之間，管體長時間處于低溫狀態下存在開裂風險，因此需要考慮管道材料防低溫脆斷的相關研究^[22]。

西南油氣田已針對性地開展CCUS-EGR全流程金屬和非金屬材料（非金屬管、涂層管等）適應性評價技術研究，優選相應適用材料類型，明確腐蝕風險點，采用“材料優選+防腐藥劑”的腐蝕控制措施，形成全流程的整體腐蝕控制技術，解決制約CCUS EGR技術安全實施的瓶頸。針對吉林油田CO₂驅油現場水質礦化度高，CO₂、細菌、H₂S共存等多因素腐蝕結垢環境，西南油氣田研發了防腐阻垢殺菌一體化防腐藥劑體系，并配套完善加藥工藝及監測技術，在吉林油田現場取得了良好的腐蝕控制效果。此外，CCUS-EGR采出井井筒中可能出現超臨界CO₂相與水相混相流動，混相流體具有強烈的電化學腐蝕特征，而絕大部分常規CO₂緩蝕劑在此環境下會失效。針對這一難題，西南油氣田也正在攻關超臨界CO₂防腐藥劑體系。

1.4.3  CO₂封存選址

目前實施碳埋存的地質封存地點主要有枯竭油氣藏、咸水層、不適宜開采煤層等?！吨袊蜌馓镩_發志?卷十三：西南油氣區》系統評價了四川盆地主要天然氣田枯竭氣藏理論封存潛能，結果表明按地下空間體積和地層壓力系數1.0條件下CO₂密度估算，四川盆地靠枯竭天然氣藏可實現CO₂地質封存53.73×10⁸ t，其中主要位于四川盆地東部（以下簡稱川東）和四川盆地南部（以下簡稱川南）的27個大中型氣田可實現CO₂地質封存42.39×10⁸ t^[27]。根據中國地質調查局水文地質環境地質調查中心的調查評價，主要位于四川盆地西北部（以下簡稱川西北）和川中的咸水層CO₂總地質封存潛力為（77.81～262.09）×10⁸ t，期望值達154.20×10⁸ t，封存潛力巨大^[28]。

結合調研成果和儲氣庫選址經驗，西南油氣田針對枯竭氣藏CO₂埋存地質目標篩選提出4大類（一級）篩選指標（表5），并根據以下選址思路，優選出了臥龍河氣田開展CCUS-EGR先導試驗。

1.4.4  CCUS/CCS安全及監測

CO₂地質封存有潛在的CO₂泄漏風險，一旦泄漏將會影響土地資源、水資源、大氣、生態系統乃至人體健康。CO₂泄漏風險主要有兩種形式：一種較為常見，為沿著注入井的泄漏，泄漏主要集中在一個較小的區域，在泄漏井附近具有相對較高的CO₂含量；另一種是沿斷層或斷裂的泄漏，涉及范圍較廣，但是CO₂含量可能較低，不會對人或環境造成很大危害。但CO₂泄漏到淺層，可能會對地下水產生很大負面影響。因此，適合的地質場所、有效的模擬監測系統和管理系統以及合理的修復措施才能更好地制止或控制CO₂的泄漏風險^[27]。

目前美國Ohio Valley CO₂監測和封存項目、加拿大Weyburn項目^[28]、中國延長石油集團靖邊CCS項目等通過風險量化、FEP等評價方法，利用四維地震、垂直地震監測、非紅外色散CO₂在線監測儀器等監測手段評估了潛在的CO₂泄漏風險，評價了項目環境風險，系統建立了一套涵蓋大氣、土壤、水體及植物生態的監測體系^[29-30]。

西南油氣田針對臥龍河氣田CCUS-EGR先導試驗已開展碳泄漏監測技術研究，從管輸過程到注氣井、采氣井區域，從地下、地表、地上三方面布局各種監測技術，形成全流程碳泄漏技術體系，同步進行地面系統RBI、RCM風險評價方法跟蹤評價和優化研究，碳輸送全流程流動仿真監控研究，跟蹤評價并優化碳輸送工藝控制參數，為先導試驗的有效性、持續性、安全性評估提供依據。地下監測內容主要包括對地質條件變化和CO₂運移進行監測。西南油氣田具有豐富的地質監測和流體運移監測經驗，2013年建立了西南地區首座地下儲氣庫——相國寺儲氣庫，已安全運行11年，形成了成熟的地質、地震、測井、動態監測技術，構建了地質完整性評估技術體系。CCUS/CCS與儲氣庫運行有相似之處，均是采用最常見的枯竭油氣藏技術，將氣體儲存在已經枯竭的油氣層內。因此，臥龍河氣田先導試驗可在全面分析CO₂與儲層物理化學作用的基礎上，依據儲氣庫地下監測技術，構建完善的CCUS-EGR地下監測技術體系。目前先導試驗部署了4口監測井，采用三維地震勘探、動態監測流體組分、井口井筒腐蝕監測等措施，動態監測地質條件、流體組分、井下溫度壓力、井筒完整性的變化，有效地監測CO₂運移范圍和CO₂泄漏風險。其次，CCUS-EGR項目的環境監測是快速、準確及有效監測識別CO₂泄漏的重要途徑之一，對地下地表水質、土壤、大氣環境開展地下、地表、地上三維度監測?；贑O₂泄漏風險分析，建立了先導試驗區“網格化布點”與“高風險點加密”的監測方案。水質環境監測采用“原位水質監測”和“采樣實驗室檢測”方式相結合，分析溫度、pH值、CO₂、HCO₃^－、濁度、色度、電導率、溶解氧、溶解性總固體、總硬度、Mg²⁺以及特征重金屬離子和有機物等指標參數變化，研究CCUS-EGR對周邊水質環境的影響和確定CO₂是否泄漏；土壤監測結合“原位土壤氣監測”與“采樣實驗室檢測”方式，分析土壤pH值、濕度、CO₂、CH₄、N₂、O₂、示蹤劑等指標參數變化，研究CCUS-EGR對周邊土壤環境的影響和識別CO₂的泄漏點位置；大氣監測采用“手持式儀器定點監測＋實時在線監測＋無人機巡航監測”方式，構建多維度大氣碳濃度監測體系，協同識別CO₂的泄漏點位置，基于碳泄漏量計算方法研究，明確區域碳泄漏量，有效評估CCUS-EGR碳減排效果。

1.4.5  CO₂用作儲氣庫墊層氣

天然氣地下儲氣庫為維持儲層壓力、預防水體侵入、保證儲氣庫穩定工作常需要利用墊層氣，儲氣庫總量的30%～70%一般都為墊層氣。目前，國內外大多數儲氣庫的墊層氣為天然氣，當儲氣庫廢棄時，相當數量的墊層氣被滯留在地下，導致資金沉積^[31]。隨著技術的進步，一些國家開始嘗試用惰性氣體、空氣或燃氣壓縮機的廢氣作為墊層氣。1927年，法國使用H₂和CO₂的合成氣作墊層氣，成為第一個使用惰性氣體作儲氣庫墊層氣的國家^[32]。超臨界狀態下CO₂可壓縮性以及黏度高，可作為天然氣地下儲氣庫的理想墊層氣。雖然目前暫無利用CO₂作為地下儲氣庫墊層氣的實際工程，但油氣田開發中已積累了大量CO₂埋存經驗，為CO₂作墊層氣奠定了一定的理論基礎。采用CO₂作墊層氣不僅可以避免資金沉積的問題，還可同時實現CO₂地質埋存，減少溫室氣體排放^[33]。

目前利用CO₂作為天然氣地下儲氣庫墊層氣的研究主要集中于墊層氣與工作氣的混合原理，吸附、擴散滲流機制，注采過程中儲層性質、庫容變化規律等方面，但仍有很多問題未解決：擴散系數還不準確；混氣機理研究還不深入，僅停留在可行性研究階段；數值模擬軟件對于用CO₂做墊層氣的儲氣庫的適應性效果不佳，系統的理論與方法研究并未完善，亟需獲得突破。

西南油氣田將CO₂用作儲氣庫墊層氣作為未來一大發展方向，計劃通過CCUS-EGR先導試驗明確CO₂在地層條件下的擴散特性，為后續CO₂用作儲氣庫墊層氣的可行性研究奠定基礎。

1.4.6  CO₂提高天然氣采收率

CCUS-EGR作用機理如圖4所示，CO₂注入地層后利用驅替作用、重力分異作用等原理來提高氣藏采收率：①儲層壓力因CO₂的注入而增大，儲層壓力梯度變大，天然氣滲流速度從而升高；②CO₂與天然氣密度相差大，因重力作用導致分層，CO₂處于儲層底部，促進頂部天然氣抬升；③儲層溫度壓力均較高，此環境下CO₂常處于超臨界狀態，天然氣黏度遠低于超臨界CO₂，產生的流度比使驅替效果更好；④儲層中的CH₄因競爭吸附作用被CO₂置換，當氣藏具有邊底水時，CO₂的注入將抑制和減緩水侵，延長無水和低水開采期^[14-15,34]。

目前碳酸鹽巖氣藏注CO₂理論研究與技術發展尚不成熟，存在多種問題：CCUS-EGR過程中多組分混合共存，相態復雜多變，在儲層中CO₂的滲流、移動、封存機制不明晰，CO₂地質封存形成“墊氣”提高天然氣采收率機理不明確等。西南油氣田開展了氣藏CCUS-EGR相關室內試驗及數值模擬研究，為CCUS-EGR礦場試驗奠定基礎，初步明確了含水氣藏CCUS-EGR具有一定的可行性。

西南油氣田和西南石油大學聯合建立了基于數字巖心的單相/多相流體流動微觀可視化實驗裝置，可以實現高溫高壓條件下有水氣藏氣水分布定性、定量表征，得到氣水兩相微觀滲流全過程氣水分布。通過研究發現，水驅超臨界CO₂，驅替前緣均勻穩定，無明顯“錐進”現象，而水驅CH₄“錐進”現象明顯， 水侵嚴重。通過對比氣態和超臨界態CO₂驅水實驗結果，發現超臨界CO₂具有更好的驅替效果（圖5），實驗結果表明超臨界CO₂具有抑制水侵的效果，明確了CCUS-EGR的可行性。

常規天然氣開采方式往往不能達到理想的采收率效果，通過注CO₂提高天然氣采收率是當前改善氣藏采收率的重要方式，為探究CO₂提高天然氣采收率效果，通常采用室內開展CO₂長巖心驅替實驗進行探究。首先通過驅替注CH₄將CH₄飽和至巖心孔隙中，然后通過圍壓泵向巖心四周增加圍壓維持原始氣藏地層壓力，通過烘箱加溫模擬原始氣藏溫度環境。在原始氣藏溫壓條件下維持一段時間后進行衰竭開采至目標壓力后，注入CO₂進行CO₂提采實驗以探究CO₂提高天然氣采收率效果。

實驗巖心采用四川盆地臥龍河地區中二疊統茅口組碳酸鹽巖巖心，最高氣藏壓力55 MPa、平均溫度85 ℃。通常情況下無法在氣藏中取得較長完整的巖心。實驗采用6塊碳酸鹽巖巖心，按照滲透率調和平均值進行排序組成長26.8 cm、直徑為2.5 cm的長巖心，同時在每塊巖心之間增加濾紙以減弱末端效應。

實驗步驟如下：

1）將長巖心組裝在巖心夾持器中并連接所有設備。

2）打開加熱裝置將巖心夾持器加溫至原始氣藏地層溫度85 ℃，保溫2 h后通過驅替泵恒壓注入CH₄，緩慢提高注氣壓力直至原始地層壓力55 MPa，并且在該溫度壓力條件下保溫保壓4 h。

3）通過逐漸降低出口端壓力進行衰竭開采實驗，降壓梯度為1 MPa、降壓時間間隔為30 min/MPa，直至衰竭開采至出入口端壓力為8 MPa；

4）通過注入CO₂升壓至8 MPa后，注入泵改為恒流模式，流速為0.05 mL/min，打開入口端閥門實現CO₂恒流驅替。

5）通過色譜儀持續檢測出口端采出氣體組分，當采出氣體CO₂含量到達95%時停止CO₂注氣。

首先通過衰竭開采降壓至8 MPa后以0.05 mL/min速率注入CO₂，由圖6可知在衰竭實驗中，CH₄采收率隨著衰竭壓力的降低而增加，最終衰竭至8 MPa時CH₄衰竭開采采收率為82.66%。CO₂注氣實驗表明：在CO₂注入為0～0.2 HCPV（烴類占據的孔隙體積）時，CH₄的采收率上升緩慢；CO₂注入量為0.45  HCPV時，通過氣體色譜儀檢測到出口端含有CO₂，此時CO₂開始突破；當CO₂注入量達到0.97 HCPV時，出口端CO₂含量達到95%，CO₂注氣實驗結束，CH₄最終采收率為91.29%，采收率提高了8.63%。實驗分析結果表明：注CO₂可以顯著地提高CH₄采收率。

圖6    衰竭開采采收率/注CO₂提高采收率與組分曲線圖

通過地質建模軟件Petrel建立了臥龍河氣藏注CO₂提高采收率機理模型，運用測井解釋成果，結合地質生產資料，各層的滲透率、孔隙度參照實際地質模型取平均值，建立組分機理模型。機理組分模型數值模擬結果表明注CO₂可提高氣藏采收率2%～10%。

目前已在優選出的臥龍河氣田開展中國首個探索注CO₂提高氣藏采收率的先導試驗項目，先導試驗期3年，動用地質儲量超過15×10⁸ m³，設計總井數9口，其中利用老井7口，新部署先導試驗注氣井2口，預計30年評價期內將增產天然氣超6×10⁸ m³，提高采收率超10%。

1.4.7  CO₂壓裂

致密氣為上產重點領域，其開采普遍需要通過加砂壓裂等儲層改造措施提高動用率。加砂壓裂施工用水量大，一口水平井的壓裂液配制通常需要使用上萬方水，由于部分地區缺水，將對加砂壓裂的改造效果造成影響。使用CO₂替代常規壓裂液，可以減少對水資源的依賴，并有效提高儲層改造效果。

高溫高壓狀態下超臨界CO₂具有低黏度、高擴散系數、低表面張力等物理和化學性質，十分適合應用于儲層壓裂改造領域。首先，CO₂壓裂能使儲層產生更多微小裂縫，從而形成復雜裂縫環境，除此之外流體中不含水，儲層黏土膨脹不會發生；其次，CO₂在儲層中的吸附強度高于CH₄，可置換吸附在砂巖上的CH₄，使產量和生產速率均提高，同時達到CO₂埋存的目的。此外，CO₂壓裂后可迅速返排，減少了油氣井的非生產時間，經濟效益從而得到提高。因此，建立致密氣CO₂壓裂模式、優化CO₂壓裂技術，可為氣藏規模效益開發提供理論依據。

四川盆地低壓致密氣藏儲層類型多樣、敏感性強，不同類型的差異化改造技術未完全形成。面對目前的儲層改造難題，四川盆地致密氣CO₂壓裂技術一旦獲得突破，成果一經推廣，對實現盆地致密氣規模效益開發和西南油氣田天然氣產能的有序接替具有重要的現實和戰略意義。

2020年6月，西南油氣田完成YT201-7-H1井CO₂泡沫壓裂作業，這是西南油氣田實施的首口CO₂泡沫壓裂技術試驗井，實現CO₂泡沫壓裂注入排量超8 m³/min、單段CO₂注入量超450 m³、最高CO₂泡沫質量分數超75%、單段加砂量超70 t、平均砂密度超190 kg/m³ 5項工程指標。試驗結果表明，CO₂泡沫壓裂工藝能夠最大程度上減少入地液量，并滿足加砂壓裂改造作業強度需要。

西南油氣田計劃進一步在天府氣田試驗區開展低壓致密砂巖氣藏CO₂壓裂規模效益開發的壓裂設計、模式選擇、壓后評估、穩產能力、經濟指標等評價工作，試驗CO₂壓裂工藝技術，形成CO₂壓裂開發模式，提高單井產量，有效控制成本，為盆地低壓致密氣規模效益開發提供技術準備。

1.4.8  CO₂化工利用

近年來，中國企業和科研機構在CO₂和CH₄重整制合成氣、CO₂制甲醇、甲酸、烯烴、芳烴、汽油、聚酯類等化學品方面得到了顯著的發展，并逐步推進工業化落地。表6為中國CO₂化工利用技術對比分析表。

從目前眾多技術路線的成熟度來看，CO₂制合成氣和CO₂制甲醇是較為成熟的化工利用技術路線，且對原料的需求較為單一，主要是CO₂、氫氣或者甲烷，甲烷對于天然氣凈化廠來講，是主要的產品，較易獲取。氫氣的來源和成本是阻礙推進CO₂化工利用的一大因素，但盡可能地利用可再生能源（如風、 光、熱、余壓等）電解水的方式來造氫，這一途徑將能夠極大地降低產氫的成本。目前CCUS-EGR先導試驗捕集的CO₂直接用于提高采收率試驗。隨著后續規模擴大，探索具備技術經濟可行的CO₂化工利用路徑將是西南油氣田下一步的重點發展方向。

2 　西南油氣田CCUS/CCS優勢與挑戰

2.1　優勢

2.1.1　區域碳排放量大

川渝地區火電、鋼鐵、水泥、石化、化工等行業分布眾多CO₂集中排放源。西南油氣田作為中石油在川渝地區的油氣勘探開發、凈化化工企業，油氣資源豐富，碳排放量大。2022年西南油氣田CO₂排放量達244.9×10⁴ t，隨著天然氣進一步上產，也將帶來能耗和碳排放總量的剛性攀升。2030年，西南油氣田產量預計將達到725×10⁸ m³，碳排放量預計突破500×10⁴ t。

2.1.2　地下封存潛力大

四川盆地枯竭氣藏和咸水層封存資源豐富。四川盆地枯竭（近枯竭）氣藏主要集中在重慶、川南和川東北地區，擁有較完整的地質、開發資料和穩定的地下封存場所，可為CO₂提供較好的封存條件。四川盆地是老天然氣生產基地，已開發氣田數量多、開采層系多，預計利用枯竭氣藏可實現CO₂地質封存53.73×10⁸ t。四川盆地可供CO₂封存的咸水層主要集中川西北和川中，預計四川盆地總的咸水層CO₂地質封存潛力為154.20×10⁸ t。

2.1.3　源匯匹配較好

四川盆地的CO₂封存空間主要由枯竭氣藏和咸水層構成，枯竭氣藏集中在重慶和川南地區。以臥龍河氣田為例，周邊有3個天然氣凈化廠，碳排放較為集中，同時重慶市東北方向區縣碳排放量較大，碳源豐富。附近存在符合回注條件的枯竭氣藏，選取的回注點與捕集點距離僅15 km以內，運輸條件較好，CO₂輸送成本低。咸水層主要集中在川中地區，目前川中地區作為天然氣上產主力區域之一，由新建天然氣凈化廠帶來的碳排放量將逐年上升，良好的源匯匹配性為咸水層封存項目的部署奠定了基礎。

2.1.4　研究力量完整

西南油氣田目前擁有多個直屬科研院所、省部級重點實驗室，科研工作者達1 600多人。歷經多年來的科研積累和工程實踐，針對四川盆地復雜地質及地面環境，西南油氣田已形成了系列勘探開發、天然氣化工配套技術，多項技術擁有全國領先水平，部分技術水平已達到國際領先，擁有完整的研究力量。

2.2　挑戰

2.2.1　技術成熟度不高

西南油氣田天然氣凈化廠碳源主要為加氫脫硫尾氣、氧化吸收尾氣及鍋爐煙氣，均屬于中低含量碳源，氣質組成較復雜，捕集成本較高，約250～400 元/t CO₂。CO₂具有特殊物性，對井筒及儲層有著較高要求，在注入與埋存過程中存在泄漏風險。碳泄漏監測對于確保CCUS/CCS的安全性和可持續性至關重要，但目前CCUS/CCS全過程安全控制及泄漏監測技術不完善。CO₂提高氣藏采收率以及CO₂埋存相關的氣藏地質、鉆采、地面技術僅停留在理論研究階段，成熟度不夠，未形成完整的技術鏈和產業鏈，整體技術成本高、效益較差。

2.2.2　經濟效益缺乏

CO₂作為產品直接售賣，效益不高。川渝地區CO₂售價200～300 元/t，低于天然氣凈化廠的CO₂捕集成本加上運輸成本，不具備經濟效益。CCUS項目與碳交易市場的銜接模式尚未建立，相關的CCER（China Center for Economic Research）方法學有待開發。西南油氣田CCUS/CCS示范項目實施缺乏國家、地方政府層面具體的產業政策支持。國家、地方只在宏觀層面給與支持態度，但對技術攻關沒有專項扶持資金和具體的支持政策，對于示范項目及推廣也并未出臺具體的稅收優惠和補貼激勵等支持政策，導致各方參與CCUS/CCS項目建設的積極性不高。

2.2.3　社會接受度不高

CCUS/CCS作為新興事物，在環境保護和地質安全等方面存在一定的風險和不確定性，且川渝地質條件復雜、人口密集、環境敏感區域相對密集，對開展CO₂輸送、封存的安全要求高，因此社會對CCUS/CCS認可度和接受度不足，需要加強宣傳和教育，提高公眾的認知度和接受度，增強社會對CCUS/CCS技術的支持和參與度。

2.2.4　與主營業務融合發展困難

西南油氣田目前主營業務仍是天然氣勘探開發、燃氣供應，如何協調部署碳庫和儲氣庫、協調融合CCUS/CCS業務與主營業務將是下一步工作重點。CO₂驅氣注入時機和注入參數十分重要，若CO₂提前突破將會造成天然氣開采處理成本上升，采收率提高效果下降，能否像CO₂驅油將CO₂注入氣藏作為提高采收率的最后措施，有待先導試驗的現場驗證。CCUS/CCS項目經濟效益較差，納入新建產能建設會拉低投資回報率，降低新建天然氣產能的經濟效益。

3 　西南油氣田CCUS/CCS業務展望

1）攻關形成具有氣田特色的CCUS/CCS技術體系，打造氣田CCUS/CCS原創技術策源地

西南油氣田將依托臥龍河氣田碳酸鹽巖氣藏CCUS-EGR提高采收率先導試驗，推動現有開發技術集成應用與創新發展，落實相關CCUS-EGR的主體工藝技術和經濟可行性，重點攻關氣田CCUSEGR動態跟蹤評價、適應性評價、井完整性保障、CO₂驅替防竄調控等技術，解決地質氣藏工程評價方法未建立、項目收益不確定等一系列問題，形成CCUS-EGR地質氣藏、鉆采、地面、經濟評價全流程配套技術，攻關形成具有氣田特色的CCUS/CCS技術體系，打造氣田CCUS/CCS原創技術策源地。

2）建立氣田CCUS/CCS標準體系，推廣應用氣田CO₂驅氣提高采收率和CO₂埋存技術

在臥龍河氣田開展CCUS-EGR先導試驗的成果，有望進一步推廣至臥龍河氣田10個開發層系，而后推廣至川東地區乃至整個四川盆地，涉及剩余可采儲量上千億立方米，增產天然氣上百億立方米。還可推廣到塔里木盆地、鄂爾多斯盆地以及四川盆地致密氣藏、頁巖氣藏等其他類型氣藏，具有廣闊的應用前景。西南油氣田將探索CCUS-EGR技術的適應性，形成CCUS-EGR適應性評價標準，并建立不同類型碳酸鹽巖氣藏CCUS-EGR的適應性標準，制定氣田CCUS/CCS標準體系，將氣田CO₂驅氣提高采收率和CO₂埋存技術推廣應用至全國。

3）依托西南油氣田自有碳捕集、輸送、驅氣、封存等技術，圍繞天然氣上產，進一步延伸拓展傳統油氣主營業務產業鏈，建立西南片區CCUS/CCS產業集群和碳庫，減少川渝地區碳排放，為相關企業、園區提供碳捕集、輸送、回注、驅氣、儲氣庫墊層氣、封存、碳交易等CCUS/CCS技術服務，助力川渝地區“雙碳”目標的實現，助力中國石油成為CCUS/CCS產業鏈鏈長。

4）頁巖氣作為西南油氣田增儲上產重要組成部分，未來在CCUS/CCS方面潛力突出。頁巖氣藏自身獨特的構造優勢及可利用的地面設備是推廣CCUS/CCS的良好的基礎，此外頁巖氣生產具有初期產量高、產能遞減快的特點，大量的頁巖氣井陸續進入生產后期的低壓小產階段，產能貢獻以吸附氣為主，頁巖氣藏注CO₂技術能夠實現吸附氣動用提高氣藏采收率與碳埋存的雙重目的。西南油氣田已在探索注CO₂及混合氣體提高采收率機理，建立CO₂吞吐提高采收率實驗及數值模擬評價工作流程，形成相應的行業標準，將在頁巖氣領域開辟新的CCUS/CCS方向。

4 　結論