0　引言

以二氧化碳（CO₂）为主的温室气体排放导致全球气候变暖已成为各国共识，为应对全球气候变化，将温升幅度控制在1.5 ℃以内，中国在第75届联合国大会上提出力争于2030年实现“碳达峰”和2060年“碳中和”目标，表明了中国走绿色低碳可持续发展之路的决心^[1-3]。

目前国际公认的碳减排途径主要包括源头控制的“无碳”技术——利用清洁能源取代传统化石能源；过程控制的“减碳”技术——提高现有技术的能源利用效率；末端控制的“去碳”技术——生物固碳和CO₂捕集、利用和封存（Carbon Capture, Utilization and Storage，CCUS），其中CCUS技术是减少温室气体实现“双碳”目标最有效和最具潜力的方法^[4-9]。随着技术的发展和进步，中国CCUS示范工程建设发展迅速，数量和规模显著增加，各行各业都在积极推动CCUS技术应用。据《中国二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）年度报告（2023）》，50万吨级及以上项目超过10个，多个百万吨级以上CCUS项目在规划中。2022年8月，齐鲁石化—胜利油田建成投产了中国第一个百万吨级 CCUS项目，此外中国石油天然气股份有限公司（以下简称中国石油）也正在建设包括大庆油田、吉林油田等多个百万吨级的CCUS示范项目^[10]。但目前项目主要侧重于提高油藏采收率，关于提高气藏采收率项目较少。其他国家目前已公布的相关项目有匈牙利Budafa Szinfelleti气田现场试验、加拿大Alberta项目、澳大利亚Otway项目、荷兰K12-B项目等^[11-14]，上述项目初步证明在气藏注入CO₂可同时实现碳埋存和提高天然气采收率。

中国石油西南油气田公司（以下简称西南油气田）是中国西南地区最大的油气生产企业，聚焦内部清洁替代和外部融合发展两个方面，提出以天然气为主导，发展“天然气＋风光电”“天然气＋余压发电”“天然气＋氢能”“天然气＋伴生资源”“天然气＋CCUS/CCS”五大业务链的“绿色能源西南模式”，以助力“双碳”目标的实现。其中，CCUS/CCS技术是西南油气田实现“双碳”和绿色低碳转型的主要途径，发展CCUS-EGR业务，既可提高天然气产量，又可推动枯竭油气藏CO₂埋存技术的发展^[15]。西南油气田编制了CCUS/CCS分阶段实施方案，初步形成气田CCUS/CCS技术体系与标准体系，启动碳酸盐岩气藏CCUS-EGR现场先导试验工作。针对西南油气田CCUS/CCS发展需求与现状，系统性分析了其在业务规划、标准体系、相关技术等方面的发展现状，梳理了面临的优势与挑战，并对CCUS/CCS业务作出了展望和建议，以期为西南油气田以及全国油气田CCUS/CCS技术产业发展提供参考，助力国家“双碳”目标、集团公司“清洁替代、战略接替、绿色转型”三步走总体部署以及西南油气田“绿色能源西南模式”的实现。

1 　西南油气田CCUS/CCS发展现状

1.1 　西南油气田CCUS/CCS业务规划

2023年西南油气田天然气年产量突破400×10⁸ m³，中国西南地区首个年产400×10⁸ m³大气区正式建成。在此基础上制定了2025年上产500×10⁸ m³、2030年上产725×10⁸ m³并持续稳产的目标，然而随着产量上升碳排放总量整体也呈增长趋势。

从排放环节来看，西南油气田碳排放主要集中在天然气净化厂，其中碳排放量较大的净化厂主要分布在四川盆地中部（以下简称川中）和东北部（以下简称川东北）地区。各净化厂的碳排放则主要来自原料天然气中自带的CO₂以及天然气作为燃料燃烧后产生的CO₂。前者通过硫回收尾气处理装置处理后排放，属于过程排放中的工艺尾气排放。后者与烟气从锅炉等燃烧装置排放，属于燃烧排放。根据各净化厂的碳排放构成情况，其中尾气的碳排放量大于烟气的碳排放量。

针对碳排放量较大的净化厂，西南油气田按照“老区依托低碳示范区试点建设”“新区依托产能建设项目同步部署”两方面着手规划CCUS/CCS业务。“十四五”将建成CCUS/CCS项目1个，即引进净化厂—卧龙河气田CCUS-EGR项目；“十五五”规划CCUS/CCS项目2个，分别是宣汉净化厂—黄龙场长兴气藏CCUS枯竭气藏封存项目和蓬莱区块净化厂CCUS咸水层封存项目。“十五五”预计埋存CO₂累计约250×10⁸ t。

1.2 　油气田CCUS/CCS标准体系

CCUS/CCS包括捕集、输送、利用、封存等环节，但关于通用基础、技术应用、项目管理、过程监测、风险控制等方面的标准都尚待建立。国际标准化组织（ISO）在2011年11月正式成立CO₂捕集、运输与地质封存（CCS）技术委员会（ISO/TC 265），专门从事该领域相关国际标准的研究工作。目前TC265已发表12项标准，正在研制6项标准。中国国家标准方面，已发布的相关国家标准共13项，正在起草的国家标准有10项。

西南油气田对国内外适用于石油天然气行业的CCUS/CCS标准体系进行了系统梳理，建立了油气田CCUS/CCS标准体系，形成了相应标准结构图和明细表。油气田CCUS/CCS标准体系表共划分3个专业技术标准大类、10个专业技术标准门类（图1）。

体系表纳入92项标准（国际标准35项、行业标准26项、企业标准31项），其中通用基础22项、碳捕集25项、碳输送15项、驱油与封存30项（表1）。

表1    油气田CCUS/CCS标准体系表标准数量统计表

通过对标准体系进行深入分析研究，并考虑油气田CCUS/CCS业务扩展和生产运行管理需求，共提出标准制修订建议28项，主要集中于CO₂输送、驱油与封存等方面。标准体系的初步构建为其后续的优化和完善奠定了基础，西南油气田也据此标准体系针对以下标准开展攻关研究和标准编制工作：

1）CCUS/CCS各环节的CO₂气质组成要求、分析检测和流量计量方法、安全风险评估规范。

2）碳捕集环节的天然气净化厂碳捕集技术规范、吸收溶剂性能评价方法和指标要求。

3）碳输送环节的管道工程施工及验收规范、管道内腐蚀检测与控制方法、管道运行及完整性管理规范、油气管道改输CO₂适应性评估技术规定。

4）驱油驱气与封存环节的CO₂驱油气藏工程方案编制技术规范、驱气提高采收率选址与评估方法、枯竭油气藏及盐水层CO₂封存选址与评估方法、井筒完整性管理规范、老井再利用与封堵技术规范、CO₂驱采出气体回注工艺设计规范。

标准结构图、体系表以及相应制订、修订计划的形成有助于油气田CCUS/CCS业务健康发展和CCS工程项目高效平稳运行，将有力推动油气田CCUS/CCS业务的技术进步和项目实施。

1.3 　油气田CCUS/CCS技术体系

西南油气田在天然气脱硫脱碳、天然气管网系统输配、地质与气藏开发等领域拥有丰富经验，有相应技术成果积累。根据目前的发展情况及技术成果梳理出了技术谱系，并以“成熟、在研、待攻关”为原则梳理出相应的技术。

其中CCUS/CCS技术系列梳理出32项技术（表2）：6项成熟技术集中于碳捕集、碳输送，化学吸收法碳捕集、CO₂管输技术都较为成熟，已准备运用于CCUS-EGR先导试验中；11项在研技术集中于碳输送、碳利用、碳封存，主要围绕先导试验需求开展低成本碳捕集、CO₂管道输送工艺优化、泄漏监测、气田CO₂腐蚀控制等技术的研究；15项待攻关技术集中于直接空气碳捕集、碳输送、碳封存等方面，若空气捕集CO₂、天然气净化厂CO₂排放核算、气藏型储气库注CO₂垫底可行性评价等技术取得突破，将助力西南油气田CCUS/CCS业务迈上新的台阶。

1.4 　油气田CCUS/CCS技术研究及进展

1.4.1  CO₂捕集

目前常见CO₂捕集技术有吸附分离法、化学吸收法、膜分离法、物理吸收法等，不同的技术应用场景存在显著差异（表3）。CO₂含量越低，碳捕集的成本越高。目前学术界碳捕集的研究重点主要在降低捕集成本、提高运行稳定性等方面。

各种碳捕集技术中，溶剂吸收法最为成熟，应用最普遍。常见溶剂吸收法如图2所示，其中醇胺法相关溶剂产品种类最多，应用范围最广、技术优势更明显。目前化学胺捕集技术已发展到第3代，以少水溶剂、相变溶剂、离子液体为代表，但技术相对不成熟，均没有达到大规模应用的程度。对于燃烧后的低含量碳捕集还是以第2.5代的混合胺或配方溶剂技术为主。碳源含量决定了化学胺法的捕集能耗，为进一步降低能耗和成本，目前学者研究多从新型胺、节能工艺及设备等方面进一步优化和改善。

图2    常见溶剂吸收法及其使用溶剂展示图

西南油气田通过AI量子化学计算技术，挖掘化学胺溶剂基因库，自主研发了新一代的“三元”混合胺配方脱碳溶剂CT8-23A（实验代号PC-1）（表4），其关键组分分子结构可以确保高吸收速率、高负载特性，协同组分的两性离子可加速CO₂解离，显著提升了溶剂抗氧化降解能力。在青海油田格尔木炼油厂进行的5×10⁴ t/a规模的碳捕集工业试验结果表明：针对5%～6%体积分数的烟气碳源，CT8-23A脱碳溶剂循环容量达到65g CO₂/L，结合超重力再生工艺（图3），再生综合能耗可低至2.8 GJ/t CO₂，溶剂损耗小于0.5 kg/t CO₂，达到国内领先水平。目前，针对西南油气田中低含量烟气碳源，CT8-23系列碳捕集溶剂也将应用于CCUS-EGR先导试验的净化厂捕集中。

表4    工业试验关键参数对比数据表

1.4.2 CO₂腐蚀控制

目前，国内外正逐步推进CCUS腐蚀控制方面相关研究，腐蚀机理与材料腐蚀失效规律等方面的理论研究已取得一些进展。在CO₂输送和封存过程中遇到的主要挑战包括井筒和地面管线的腐蚀与管线开裂问题，目前注气阶段和生产阶段井筒管材在CO₂腐蚀作用下的行为得到了广泛研究。井筒管材被CO₂腐蚀的程度主要受温度、CO₂分压、含水量、pH值、氯离子浓度、氧气含量、流速、腐蚀介质矿化度等因素的影响，其中CO₂分压是重要因素之一^[16-19]。但研究重点主要在注气阶段和生产阶段CO₂对井筒管材的腐蚀，而缺乏在CCUS环境下对金属材料、非金属材料以及涂镀层等表面处理工艺的服役行为与腐蚀失效数据研究，尤其是对管材在CO₂和H₂S环境中的腐蚀规律并不明确^[20]。此外，超临界态CO₂与液态CO₂在井筒注入过程中极有可能发生相态变化，相变过程中CO₂会吸收大量潜热，导致管体长时间处于低温环境（－79 ℃），进而冷脆开裂，因此在实际生产中需对冷脆开裂进行关注^[21-22]。

在碳输送过程中，超临界CO₂对非金属件有很强的溶蚀作用，而目前超临界CO₂对管道阀座、垫圈及“O”形圈封等橡胶件可能造成的损害并不明确^[23]。此外，输送过程温度、压力可能产生降低，使CO₂在此过程中相变。研究表明，相较于在超临界CO₂环境管线钢在液相CO₂的腐蚀敏感性可能更高^[24]。在含有O₂、SO₂、H₂S的超临界富CO₂相中，当流速减缓时可能析出少量液态水，析出的液态水会迅速吸附CO₂形成碳酸，对输运管材造成严重腐蚀，目前国内外主要采用控制水分含量来控制CO₂管道内腐蚀。另外，CO₂输送过程中还可能产生水合物和节流，从而造成管材低温脆断和管道开裂等问题^[25]。CO₂管道发生泄漏后不仅会造成管外风险，CO₂泄漏产生的减压波也会使管内维持较高的压力水平，为裂纹扩展提供能量，导致裂纹持续扩展无法止裂^[26]。泄漏会导致管道内部压力和温度迅速发生变化，CO₂因焦耳—普森效应迅速吸热造成管线温度骤降。根据中国钢管生产厂家的数据，X52、X60、X65及X70等钢级管材的韧脆转变温度在－30～－60℃之间，管体长时间处于低温状态下存在开裂风险，因此需要考虑管道材料防低温脆断的相关研究^[22]。

西南油气田已针对性地开展CCUS-EGR全流程金属和非金属材料（非金属管、涂层管等）适应性评价技术研究，优选相应适用材料类型，明确腐蚀风险点，采用“材料优选+防腐药剂”的腐蚀控制措施，形成全流程的整体腐蚀控制技术，解决制约CCUS EGR技术安全实施的瓶颈。针对吉林油田CO₂驱油现场水质矿化度高，CO₂、细菌、H₂S共存等多因素腐蚀结垢环境，西南油气田研发了防腐阻垢杀菌一体化防腐药剂体系，并配套完善加药工艺及监测技术，在吉林油田现场取得了良好的腐蚀控制效果。此外，CCUS-EGR采出井井筒中可能出现超临界CO₂相与水相混相流动，混相流体具有强烈的电化学腐蚀特征，而绝大部分常规CO₂缓蚀剂在此环境下会失效。针对这一难题，西南油气田也正在攻关超临界CO₂防腐药剂体系。

1.4.3  CO₂封存选址

目前实施碳埋存的地质封存地点主要有枯竭油气藏、咸水层、不适宜开采煤层等。《中国油气田开发志•卷十三：西南油气区》系统评价了四川盆地主要天然气田枯竭气藏理论封存潜能，结果表明按地下空间体积和地层压力系数1.0条件下CO₂密度估算，四川盆地靠枯竭天然气藏可实现CO₂地质封存53.73×10⁸ t，其中主要位于四川盆地东部（以下简称川东）和四川盆地南部（以下简称川南）的27个大中型气田可实现CO₂地质封存42.39×10⁸ t^[27]。根据中国地质调查局水文地质环境地质调查中心的调查评价，主要位于四川盆地西北部（以下简称川西北）和川中的咸水层CO₂总地质封存潜力为（77.81～262.09）×10⁸ t，期望值达154.20×10⁸ t，封存潜力巨大^[28]。

结合调研成果和储气库选址经验，西南油气田针对枯竭气藏CO₂埋存地质目标筛选提出4大类（一级）筛选指标（表5），并根据以下选址思路，优选出了卧龙河气田开展CCUS-EGR先导试验。

1.4.4  CCUS/CCS安全及监测

CO₂地质封存有潜在的CO₂泄漏风险，一旦泄漏将会影响土地资源、水资源、大气、生态系统乃至人体健康。CO₂泄漏风险主要有两种形式：一种较为常见，为沿着注入井的泄漏，泄漏主要集中在一个较小的区域，在泄漏井附近具有相对较高的CO₂含量；另一种是沿断层或断裂的泄漏，涉及范围较广，但是CO₂含量可能较低，不会对人或环境造成很大危害。但CO₂泄漏到浅层，可能会对地下水产生很大负面影响。因此，适合的地质场所、有效的模拟监测系统和管理系统以及合理的修复措施才能更好地制止或控制CO₂的泄漏风险^[27]。

目前美国Ohio Valley CO₂监测和封存项目、加拿大Weyburn项目^[28]、中国延长石油集团靖边CCS项目等通过风险量化、FEP等评价方法，利用四维地震、垂直地震监测、非红外色散CO₂在线监测仪器等监测手段评估了潜在的CO₂泄漏风险，评价了项目环境风险，系统建立了一套涵盖大气、土壤、水体及植物生态的监测体系^[29-30]。

西南油气田针对卧龙河气田CCUS-EGR先导试验已开展碳泄漏监测技术研究，从管输过程到注气井、采气井区域，从地下、地表、地上三方面布局各种监测技术，形成全流程碳泄漏技术体系，同步进行地面系统RBI、RCM风险评价方法跟踪评价和优化研究，碳输送全流程流动仿真监控研究，跟踪评价并优化碳输送工艺控制参数，为先导试验的有效性、持续性、安全性评估提供依据。地下监测内容主要包括对地质条件变化和CO₂运移进行监测。西南油气田具有丰富的地质监测和流体运移监测经验，2013年建立了西南地区首座地下储气库——相国寺储气库，已安全运行11年，形成了成熟的地质、地震、测井、动态监测技术，构建了地质完整性评估技术体系。CCUS/CCS与储气库运行有相似之处，均是采用最常见的枯竭油气藏技术，将气体储存在已经枯竭的油气层内。因此，卧龙河气田先导试验可在全面分析CO₂与储层物理化学作用的基础上，依据储气库地下监测技术，构建完善的CCUS-EGR地下监测技术体系。目前先导试验部署了4口监测井，采用三维地震勘探、动态监测流体组分、井口井筒腐蚀监测等措施，动态监测地质条件、流体组分、井下温度压力、井筒完整性的变化，有效地监测CO₂运移范围和CO₂泄漏风险。其次，CCUS-EGR项目的环境监测是快速、准确及有效监测识别CO₂泄漏的重要途径之一，对地下地表水质、土壤、大气环境开展地下、地表、地上三维度监测。基于CO₂泄漏风险分析，建立了先导试验区“网格化布点”与“高风险点加密”的监测方案。水质环境监测采用“原位水质监测”和“采样实验室检测”方式相结合，分析温度、pH值、CO₂、HCO₃^－、浊度、色度、电导率、溶解氧、溶解性总固体、总硬度、Mg²⁺以及特征重金属离子和有机物等指标参数变化，研究CCUS-EGR对周边水质环境的影响和确定CO₂是否泄漏；土壤监测结合“原位土壤气监测”与“采样实验室检测”方式，分析土壤pH值、湿度、CO₂、CH₄、N₂、O₂、示踪剂等指标参数变化，研究CCUS-EGR对周边土壤环境的影响和识别CO₂的泄漏点位置；大气监测采用“手持式仪器定点监测＋实时在线监测＋无人机巡航监测”方式，构建多维度大气碳浓度监测体系，协同识别CO₂的泄漏点位置，基于碳泄漏量计算方法研究，明确区域碳泄漏量，有效评估CCUS-EGR碳减排效果。

1.4.5  CO₂用作储气库垫层气

天然气地下储气库为维持储层压力、预防水体侵入、保证储气库稳定工作常需要利用垫层气，储气库总量的30%～70%一般都为垫层气。目前，国内外大多数储气库的垫层气为天然气，当储气库废弃时，相当数量的垫层气被滞留在地下，导致资金沉积^[31]。随着技术的进步，一些国家开始尝试用惰性气体、空气或燃气压缩机的废气作为垫层气。1927年，法国使用H₂和CO₂的合成气作垫层气，成为第一个使用惰性气体作储气库垫层气的国家^[32]。超临界状态下CO₂可压缩性以及黏度高，可作为天然气地下储气库的理想垫层气。虽然目前暂无利用CO₂作为地下储气库垫层气的实际工程，但油气田开发中已积累了大量CO₂埋存经验，为CO₂作垫层气奠定了一定的理论基础。采用CO₂作垫层气不仅可以避免资金沉积的问题，还可同时实现CO₂地质埋存，减少温室气体排放^[33]。

目前利用CO₂作为天然气地下储气库垫层气的研究主要集中于垫层气与工作气的混合原理，吸附、扩散渗流机制，注采过程中储层性质、库容变化规律等方面，但仍有很多问题未解决：扩散系数还不准确；混气机理研究还不深入，仅停留在可行性研究阶段；数值模拟软件对于用CO₂做垫层气的储气库的适应性效果不佳，系统的理论与方法研究并未完善，亟需获得突破。

西南油气田将CO₂用作储气库垫层气作为未来一大发展方向，计划通过CCUS-EGR先导试验明确CO₂在地层条件下的扩散特性，为后续CO₂用作储气库垫层气的可行性研究奠定基础。

1.4.6  CO₂提高天然气采收率

CCUS-EGR作用机理如图4所示，CO₂注入地层后利用驱替作用、重力分异作用等原理来提高气藏采收率：①储层压力因CO₂的注入而增大，储层压力梯度变大，天然气渗流速度从而升高；②CO₂与天然气密度相差大，因重力作用导致分层，CO₂处于储层底部，促进顶部天然气抬升；③储层温度压力均较高，此环境下CO₂常处于超临界状态，天然气黏度远低于超临界CO₂，产生的流度比使驱替效果更好；④储层中的CH₄因竞争吸附作用被CO₂置换，当气藏具有边底水时，CO₂的注入将抑制和减缓水侵，延长无水和低水开采期^[14-15,34]。

目前碳酸盐岩气藏注CO₂理论研究与技术发展尚不成熟，存在多种问题：CCUS-EGR过程中多组分混合共存，相态复杂多变，在储层中CO₂的渗流、移动、封存机制不明晰，CO₂地质封存形成“垫气”提高天然气采收率机理不明确等。西南油气田开展了气藏CCUS-EGR相关室内试验及数值模拟研究，为CCUS-EGR矿场试验奠定基础，初步明确了含水气藏CCUS-EGR具有一定的可行性。

西南油气田和西南石油大学联合建立了基于数字岩心的单相/多相流体流动微观可视化实验装置，可以实现高温高压条件下有水气藏气水分布定性、定量表征，得到气水两相微观渗流全过程气水分布。通过研究发现，水驱超临界CO₂，驱替前缘均匀稳定，无明显“锥进”现象，而水驱CH₄“锥进”现象明显， 水侵严重。通过对比气态和超临界态CO₂驱水实验结果，发现超临界CO₂具有更好的驱替效果（图5），实验结果表明超临界CO₂具有抑制水侵的效果，明确了CCUS-EGR的可行性。

常规天然气开采方式往往不能达到理想的采收率效果，通过注CO₂提高天然气采收率是当前改善气藏采收率的重要方式，为探究CO₂提高天然气采收率效果，通常采用室内开展CO₂长岩心驱替实验进行探究。首先通过驱替注CH₄将CH₄饱和至岩心孔隙中，然后通过围压泵向岩心四周增加围压维持原始气藏地层压力，通过烘箱加温模拟原始气藏温度环境。在原始气藏温压条件下维持一段时间后进行衰竭开采至目标压力后，注入CO₂进行CO₂提采实验以探究CO₂提高天然气采收率效果。

实验岩心采用四川盆地卧龙河地区中二叠统茅口组碳酸盐岩岩心，最高气藏压力55 MPa、平均温度85 ℃。通常情况下无法在气藏中取得较长完整的岩心。实验采用6块碳酸盐岩岩心，按照渗透率调和平均值进行排序组成长26.8 cm、直径为2.5 cm的长岩心，同时在每块岩心之间增加滤纸以减弱末端效应。

实验步骤如下：

1）将长岩心组装在岩心夹持器中并连接所有设备。

2）打开加热装置将岩心夹持器加温至原始气藏地层温度85 ℃，保温2 h后通过驱替泵恒压注入CH₄，缓慢提高注气压力直至原始地层压力55 MPa，并且在该温度压力条件下保温保压4 h。

3）通过逐渐降低出口端压力进行衰竭开采实验，降压梯度为1 MPa、降压时间间隔为30 min/MPa，直至衰竭开采至出入口端压力为8 MPa；

4）通过注入CO₂升压至8 MPa后，注入泵改为恒流模式，流速为0.05 mL/min，打开入口端阀门实现CO₂恒流驱替。

5）通过色谱仪持续检测出口端采出气体组分，当采出气体CO₂含量到达95%时停止CO₂注气。

首先通过衰竭开采降压至8 MPa后以0.05 mL/min速率注入CO₂，由图6可知在衰竭实验中，CH₄采收率随着衰竭压力的降低而增加，最终衰竭至8 MPa时CH₄衰竭开采采收率为82.66%。CO₂注气实验表明：在CO₂注入为0～0.2 HCPV（烃类占据的孔隙体积）时，CH₄的采收率上升缓慢；CO₂注入量为0.45  HCPV时，通过气体色谱仪检测到出口端含有CO₂，此时CO₂开始突破；当CO₂注入量达到0.97 HCPV时，出口端CO₂含量达到95%，CO₂注气实验结束，CH₄最终采收率为91.29%，采收率提高了8.63%。实验分析结果表明：注CO₂可以显著地提高CH₄采收率。

图6    衰竭开采采收率/注CO₂提高采收率与组分曲线图

通过地质建模软件Petrel建立了卧龙河气藏注CO₂提高采收率机理模型，运用测井解释成果，结合地质生产资料，各层的渗透率、孔隙度参照实际地质模型取平均值，建立组分机理模型。机理组分模型数值模拟结果表明注CO₂可提高气藏采收率2%～10%。

目前已在优选出的卧龙河气田开展中国首个探索注CO₂提高气藏采收率的先导试验项目，先导试验期3年，动用地质储量超过15×10⁸ m³，设计总井数9口，其中利用老井7口，新部署先导试验注气井2口，预计30年评价期内将增产天然气超6×10⁸ m³，提高采收率超10%。

1.4.7  CO₂压裂

致密气为上产重点领域，其开采普遍需要通过加砂压裂等储层改造措施提高动用率。加砂压裂施工用水量大，一口水平井的压裂液配制通常需要使用上万方水，由于部分地区缺水，将对加砂压裂的改造效果造成影响。使用CO₂替代常规压裂液，可以减少对水资源的依赖，并有效提高储层改造效果。

高温高压状态下超临界CO₂具有低黏度、高扩散系数、低表面张力等物理和化学性质，十分适合应用于储层压裂改造领域。首先，CO₂压裂能使储层产生更多微小裂缝，从而形成复杂裂缝环境，除此之外流体中不含水，储层黏土膨胀不会发生；其次，CO₂在储层中的吸附强度高于CH₄，可置换吸附在砂岩上的CH₄，使产量和生产速率均提高，同时达到CO₂埋存的目的。此外，CO₂压裂后可迅速返排，减少了油气井的非生产时间，经济效益从而得到提高。因此，建立致密气CO₂压裂模式、优化CO₂压裂技术，可为气藏规模效益开发提供理论依据。

四川盆地低压致密气藏储层类型多样、敏感性强，不同类型的差异化改造技术未完全形成。面对目前的储层改造难题，四川盆地致密气CO₂压裂技术一旦获得突破，成果一经推广，对实现盆地致密气规模效益开发和西南油气田天然气产能的有序接替具有重要的现实和战略意义。

2020年6月，西南油气田完成YT201-7-H1井CO₂泡沫压裂作业，这是西南油气田实施的首口CO₂泡沫压裂技术试验井，实现CO₂泡沫压裂注入排量超8 m³/min、单段CO₂注入量超450 m³、最高CO₂泡沫质量分数超75%、单段加砂量超70 t、平均砂密度超190 kg/m³ 5项工程指标。试验结果表明，CO₂泡沫压裂工艺能够最大程度上减少入地液量，并满足加砂压裂改造作业强度需要。

西南油气田计划进一步在天府气田试验区开展低压致密砂岩气藏CO₂压裂规模效益开发的压裂设计、模式选择、压后评估、稳产能力、经济指标等评价工作，试验CO₂压裂工艺技术，形成CO₂压裂开发模式，提高单井产量，有效控制成本，为盆地低压致密气规模效益开发提供技术准备。

1.4.8  CO₂化工利用

近年来，中国企业和科研机构在CO₂和CH₄重整制合成气、CO₂制甲醇、甲酸、烯烃、芳烃、汽油、聚酯类等化学品方面得到了显著的发展，并逐步推进工业化落地。表6为中国CO₂化工利用技术对比分析表。

从目前众多技术路线的成熟度来看，CO₂制合成气和CO₂制甲醇是较为成熟的化工利用技术路线，且对原料的需求较为单一，主要是CO₂、氢气或者甲烷，甲烷对于天然气净化厂来讲，是主要的产品，较易获取。氢气的来源和成本是阻碍推进CO₂化工利用的一大因素，但尽可能地利用可再生能源（如风、 光、热、余压等）电解水的方式来造氢，这一途径将能够极大地降低产氢的成本。目前CCUS-EGR先导试验捕集的CO₂直接用于提高采收率试验。随着后续规模扩大，探索具备技术经济可行的CO₂化工利用路径将是西南油气田下一步的重点发展方向。

2 　西南油气田CCUS/CCS优势与挑战

2.1　优势

2.1.1　区域碳排放量大

川渝地区火电、钢铁、水泥、石化、化工等行业分布众多CO₂集中排放源。西南油气田作为中石油在川渝地区的油气勘探开发、净化化工企业，油气资源丰富，碳排放量大。2022年西南油气田CO₂排放量达244.9×10⁴ t，随着天然气进一步上产，也将带来能耗和碳排放总量的刚性攀升。2030年，西南油气田产量预计将达到725×10⁸ m³，碳排放量预计突破500×10⁴ t。

2.1.2　地下封存潜力大

四川盆地枯竭气藏和咸水层封存资源丰富。四川盆地枯竭（近枯竭）气藏主要集中在重庆、川南和川东北地区，拥有较完整的地质、开发资料和稳定的地下封存场所，可为CO₂提供较好的封存条件。四川盆地是老天然气生产基地，已开发气田数量多、开采层系多，预计利用枯竭气藏可实现CO₂地质封存53.73×10⁸ t。四川盆地可供CO₂封存的咸水层主要集中川西北和川中，预计四川盆地总的咸水层CO₂地质封存潜力为154.20×10⁸ t。

2.1.3　源汇匹配较好

四川盆地的CO₂封存空间主要由枯竭气藏和咸水层构成，枯竭气藏集中在重庆和川南地区。以卧龙河气田为例，周边有3个天然气净化厂，碳排放较为集中，同时重庆市东北方向区县碳排放量较大，碳源丰富。附近存在符合回注条件的枯竭气藏，选取的回注点与捕集点距离仅15 km以内，运输条件较好，CO₂输送成本低。咸水层主要集中在川中地区，目前川中地区作为天然气上产主力区域之一，由新建天然气净化厂带来的碳排放量将逐年上升，良好的源汇匹配性为咸水层封存项目的部署奠定了基础。

2.1.4　研究力量完整

西南油气田目前拥有多个直属科研院所、省部级重点实验室，科研工作者达1 600多人。历经多年来的科研积累和工程实践，针对四川盆地复杂地质及地面环境，西南油气田已形成了系列勘探开发、天然气化工配套技术，多项技术拥有全国领先水平，部分技术水平已达到国际领先，拥有完整的研究力量。

2.2　挑战

2.2.1　技术成熟度不高

西南油气田天然气净化厂碳源主要为加氢脱硫尾气、氧化吸收尾气及锅炉烟气，均属于中低含量碳源，气质组成较复杂，捕集成本较高，约250～400 元/t CO₂。CO₂具有特殊物性，对井筒及储层有着较高要求，在注入与埋存过程中存在泄漏风险。碳泄漏监测对于确保CCUS/CCS的安全性和可持续性至关重要，但目前CCUS/CCS全过程安全控制及泄漏监测技术不完善。CO₂提高气藏采收率以及CO₂埋存相关的气藏地质、钻采、地面技术仅停留在理论研究阶段，成熟度不够，未形成完整的技术链和产业链，整体技术成本高、效益较差。

2.2.2　经济效益缺乏

CO₂作为产品直接售卖，效益不高。川渝地区CO₂售价200～300 元/t，低于天然气净化厂的CO₂捕集成本加上运输成本，不具备经济效益。CCUS项目与碳交易市场的衔接模式尚未建立，相关的CCER（China Center for Economic Research）方法学有待开发。西南油气田CCUS/CCS示范项目实施缺乏国家、地方政府层面具体的产业政策支持。国家、地方只在宏观层面给与支持态度，但对技术攻关没有专项扶持资金和具体的支持政策，对于示范项目及推广也并未出台具体的税收优惠和补贴激励等支持政策，导致各方参与CCUS/CCS项目建设的积极性不高。

2.2.3　社会接受度不高

CCUS/CCS作为新兴事物，在环境保护和地质安全等方面存在一定的风险和不确定性，且川渝地质条件复杂、人口密集、环境敏感区域相对密集，对开展CO₂输送、封存的安全要求高，因此社会对CCUS/CCS认可度和接受度不足，需要加强宣传和教育，提高公众的认知度和接受度，增强社会对CCUS/CCS技术的支持和参与度。

2.2.4　与主营业务融合发展困难

西南油气田目前主营业务仍是天然气勘探开发、燃气供应，如何协调部署碳库和储气库、协调融合CCUS/CCS业务与主营业务将是下一步工作重点。CO₂驱气注入时机和注入参数十分重要，若CO₂提前突破将会造成天然气开采处理成本上升，采收率提高效果下降，能否像CO₂驱油将CO₂注入气藏作为提高采收率的最后措施，有待先导试验的现场验证。CCUS/CCS项目经济效益较差，纳入新建产能建设会拉低投资回报率，降低新建天然气产能的经济效益。

3 　西南油气田CCUS/CCS业务展望

1）攻关形成具有气田特色的CCUS/CCS技术体系，打造气田CCUS/CCS原创技术策源地

西南油气田将依托卧龙河气田碳酸盐岩气藏CCUS-EGR提高采收率先导试验，推动现有开发技术集成应用与创新发展，落实相关CCUS-EGR的主体工艺技术和经济可行性，重点攻关气田CCUSEGR动态跟踪评价、适应性评价、井完整性保障、CO₂驱替防窜调控等技术，解决地质气藏工程评价方法未建立、项目收益不确定等一系列问题，形成CCUS-EGR地质气藏、钻采、地面、经济评价全流程配套技术，攻关形成具有气田特色的CCUS/CCS技术体系，打造气田CCUS/CCS原创技术策源地。

2）建立气田CCUS/CCS标准体系，推广应用气田CO₂驱气提高采收率和CO₂埋存技术

在卧龙河气田开展CCUS-EGR先导试验的成果，有望进一步推广至卧龙河气田10个开发层系，而后推广至川东地区乃至整个四川盆地，涉及剩余可采储量上千亿立方米，增产天然气上百亿立方米。还可推广到塔里木盆地、鄂尔多斯盆地以及四川盆地致密气藏、页岩气藏等其他类型气藏，具有广阔的应用前景。西南油气田将探索CCUS-EGR技术的适应性，形成CCUS-EGR适应性评价标准，并建立不同类型碳酸盐岩气藏CCUS-EGR的适应性标准，制定气田CCUS/CCS标准体系，将气田CO₂驱气提高采收率和CO₂埋存技术推广应用至全国。

3）依托西南油气田自有碳捕集、输送、驱气、封存等技术，围绕天然气上产，进一步延伸拓展传统油气主营业务产业链，建立西南片区CCUS/CCS产业集群和碳库，减少川渝地区碳排放，为相关企业、园区提供碳捕集、输送、回注、驱气、储气库垫层气、封存、碳交易等CCUS/CCS技术服务，助力川渝地区“双碳”目标的实现，助力中国石油成为CCUS/CCS产业链链长。

4）页岩气作为西南油气田增储上产重要组成部分，未来在CCUS/CCS方面潜力突出。页岩气藏自身独特的构造优势及可利用的地面设备是推广CCUS/CCS的良好的基础，此外页岩气生产具有初期产量高、产能递减快的特点，大量的页岩气井陆续进入生产后期的低压小产阶段，产能贡献以吸附气为主，页岩气藏注CO₂技术能够实现吸附气动用提高气藏采收率与碳埋存的双重目的。西南油气田已在探索注CO₂及混合气体提高采收率机理，建立CO₂吞吐提高采收率实验及数值模拟评价工作流程，形成相应的行业标准，将在页岩气领域开辟新的CCUS/CCS方向。

4 　结论