近年来，CCUS发展态势迅猛，然而，和欧美相比，我国碳减排、碳中和任务仍然十分艰巨。

CCS-EOR横跨能源开发与环境保护两大主题，是国家战略与企业发展的高度融合，正处于快速发展的战略机遇期。第十一届中国页岩气发展大会特别邀请中国石油勘探开发工程院原总工程师胡永乐教授，作《中国石油CCS-EOR技术进展与前景展望》报告，分享中国石油CCS-EOR技术的探索实践和发展前景。

图为胡永乐教授现场演讲画面

胡永乐，中国石油勘探开发研究院原总工程师，博士生导师，主要从事油气田开发方面的科研与管理工作。

主持或作为主要负责人承担国家、省部级等各类科研项目30余项。发表学术论文50余篇，出版专著5部。其中代表作有：《注二氧化碳提高石油采收率技术》《凝析、低渗气藏流体相态与渗流机理》等。

以下为胡永乐教授现场演讲内容

《中国石油CCS-EOR技术进展与前景展望》

各位领导、专家，各位代表：

下午好！

我报告的题目是《中石油CCS-EOR技术进展与前景展望》，CCS-EOR讲的是二氧化碳捕集、驱油与埋存，我没用CCUS，CCS-EOR是CCUS里的核心内容，CCUS涵盖的内容比这个要广泛一些。

中国石油集团积极践行国家绿色低碳发展新理念，责无旁贷的主动服务和支撑国家重大战略，将CCS-EOR作为集团落实“碳达峰、碳中和”战略的重要抓手。自“十一五”以来，通过牵头承担国家973、863、国家科技重大科技专项等项目，并配套设立多期公司专项和矿场试验，支持技术攻关、先导试验与工程示范，取得了一系列的理论技术创新成果，目前二氧化碳捕集、驱油与埋存配套技术基本成熟。

我分三个方面来汇报。

一、发展CCS-EOR具有重大战略意义

大家都知道“巴黎协定”规定了本世纪温度的升温要控制在2度以内这样一个要求。如果不主动减少排放，按惯性走，根据国际组织预测，本世纪温度将上升到4度以上，这样的话，对我们的环境、对我们的生存就会有更大的挑战。

2019年，全球和能源相关的二氧化碳排放量是330亿吨， 2020年有下降趋势，减少了20亿吨。美国在过去很多年一直是高排放，是碳排放大户。进入2000年以后，随着中国的发展排放量急剧增加，我们成了碳年排放的大户。美国已经从“碳达峰”走向了“碳中和”，他已经开始减碳了，我们还没到峰值。

“碳达峰”、“碳中和”是国家重大战略决策，已成为中国全社会的共识。2020年9月22日，中国已经宣布要在2030年前达到峰值，2060年达到“碳中和”，中央在2021年3月15日中央财经会上把“碳达峰”、“碳中和”纳入了生态文明建设的整体布局。

1、我国碳减排、碳中和任务十分艰巨，央企带头示范责无旁贷

和欧美相比，我们“碳达峰”以后，实现“碳中和”的目标时间是要比欧美都要少。欧美从碳达峰到碳中和用了50-70年，我们只有30年。这就要求我们2030年以后，每年减排平均要达到8%-10%，远超过发达国家减排的速度和力度。所以2020年年末的中央经济会，把“碳达峰”、“碳中和”作为我们2021年的“八大任务”之一，这是党中央对我们的要求。

2、发展CCS-EOR是今后一段时间CCUS减碳技术的重中之重

为什么我要用两个缩写呢？CCUS不光是碳捕集、驱油与埋存，它还有食品的二氧化碳利用，还有往煤层气里面注二氧化碳来替换甲烷。上午讲的页岩气也可以用二氧化碳替换甲烷。所以CCUS包括的范围相对要广一些，但是CCS-EOR二氧化碳捕集、驱油与埋存是CCUS里的重中之重。

CCS-EOR横跨能源开发与环境保护两大主题，是国家战略与企业发展的高度融合，处于快速发展的战略机遇期。

3、发展CCS-EOR也是油田大幅度提高采收率的需要

中石油总动用储量的半数都是低渗透油田，水驱采收率只有18-25%，注气可在此基础上再提高采收率10%以上。对于低渗、特低渗、超低渗油藏，有些水是注不进去的，但是注气是可以的。从已有的现场试验可以看到注气的注入能力是注水的2-6倍，尤其适合注水困难的特低、超低渗油藏。

二、中石油CCS-EOR取得的主要进展

（一）发展历程

自60年代我们就开始探索二氧化碳驱油的技术，因缺乏二氧化碳气源等原因，进展比较缓慢。2005年以来，随着含二氧化碳天然气藏的开发、工艺技术进步及低渗透油藏提高采收率的需求，CCS-EOR技术进入了快车道。

首先是基础研究，技术攻关和先导试验，然后是工业化试验，现在我们已经到了商业推广的阶段。

（二）形成比较完备的CCS-EOR理论技术体系

通过理论与技术攻关，创新了一项理论和涵盖全流程的五大系统的十项关键技术，具备了实现二氧化碳零排放和安全封存的CCS-EOR的配套技术。

一项理论就是陆相油藏二氧化碳驱油与埋存理论。

十项技术涉及到捕集、输送、注入、采出液处理以及循环回注，达到零排放全产业链的关键技术。

1、陆相油藏二氧化碳驱油与封存理论认识

在理论方面，我们提出了原油中C2-C6和C7-C15组分是影响混相的重要组分。突破了以前一直认为C2-C6是决定混相的限制。重组分怎么达到的混相，靠CO2-原油混相实验来认识，通过不断地升压、萃取，形成富烃相，再跟重组分融合，最后达成混相。把影响混相的组分加宽，很多油田可以达到混相的条件，并可较大幅度提高原油采收率。

同时对二氧化碳埋存的机理也做了深入研究，二氧化碳到地下埋存主要有体积置换，溶解到油水中，与储层岩石固化等方式。我们在“十三五”对这些机理做了定性与定量的描述。

2、工业二氧化碳捕集技术

基于不同的含二氧化碳天然气藏和产出气，改进了多种的脱碳方法，采用改进的胺法工艺捕集处理二氧化碳含量30%以下的气体，采用变压吸附法捕集处理二氧化碳含量变化范围比较大的二氧化碳驱油产出气。探讨了胺吸收法、变压吸附法、低温分馏法等的适用条件，并在油田做了应用。

在吉林长岭建成了三套改进的胺法装置捕集二氧化碳含量在23%的火山岩气藏。捕集能力达到了1800吨/天，建成了8万吨的变压吸附装置，捕集二氧化碳含量变化大的产出气。

在克拉玛依也建成了规模10万吨的二氧化碳捕集装置。

3、实验评价技术

在中石油勘探院以及吉林油田，我们形成和完善了实验评价手段和方法，形成了有标志性的设备和技术。对全国五大盆地上百个油田最小混相压力进行了测定，形成了油田最小混相压力数据库。

4、二氧化碳驱油与埋存油藏工程技术

形成考虑二氧化碳驱油与埋存特点的数值模拟方法：构建一体化的“油藏建模、数值模拟、动态分析”技术平台，形成了不同尺度的数值模拟方法。

深化二氧化碳驱油开发特征与规律认识：分析了吉林的黑79小井距的试验区、长庆黄3试验区、新疆530试验区生产动态，得到了一些规律认识。

5、二氧化碳驱油注采工程技术

形成二氧化碳注入与防腐一体化注气工艺：二氧化碳笼统、分层两种注入与防腐一体化工艺。包括笼统注气，铜心双管分注，井下选择性分注工艺。

6、二氧化碳驱油地面工程技术

突破了二氧化碳长距离管输及超临界注入技术瓶颈：实现了“四个转变”，保证了实施CCS-EOR的经济效益：二氧化碳注入方式（相态）从液相转向了超临界；建站的模式从橇装小站到规模建站；运输方式从罐车到长距离管输；循环注气是从分离到不分离，直接注入转变；这些都可以节约成本。

7、二氧化碳驱油腐蚀防护技术

研发了“缓蚀+杀菌+阻垢”复合型药剂体系，形成多种缓蚀剂加注和腐蚀监测工艺。

8、二氧化碳长期埋存安全性评价技术

形成了“土壤碳通量+碳同位素+U型管取样装置”一体化埋存监测技术，实现了二氧化碳埋存长期监测。装置在吉林油田得到应用，取得了比较好的效果。

（三）研发系列核心装备，基本实现国产化替代

除了以上的理论、关键技术的研发外，还研发了覆盖全流程的系列的集成装备，实现了工厂化的预置、模块化的建设、智能化的运行。

（四）二氧化碳驱油现场试验效果显著

在实践方面，中石油已在10家油气田开展10余项CCUS（二氧化碳捕集、利用与埋存）项目。

1、在吉林油田建成二氧化碳驱油与埋存国家科技示范工程

吉林油田自2007年以来，在大情字井油田陆续建成黑59先导、黑79南扩大、黑79北小井距、黑46工业试验、伊59水敏储层等五类二氧化碳驱油与埋存示范区。上述研发的技术成果在示范区得到成功应用，取得了较好的经济与社会效益。

2、长庆超低渗油藏二氧化碳驱油与埋存试验效果初显

在长庆油田黄3区块开展了9注37采规模的试验，在埋存二氧化碳的同时，油田原油产量增加，含水有下降，见到了好的苗头。

三、CCS-EOR前景展望

CCS-EOR具有驱油和减排二氧化碳双重效益，目前制约它的主要是捕集这块，成本高，规模小。另外，国外的油田海相沉积比较多，国内油田大多是陆相沉积，储层非均质性比较严重，易气窜，影响开发效果；国外的配套技术和商业化模式比较高，二氧化碳运输都是商业化管道，国内只有几十公里管道，主要靠罐车拉，这样成本下不来。

针对目前存在的主要问题，“十四五”阶段建议重点聚焦CCUS发展战略规划、低廉稳定气源供给保障、二氧化碳驱油扩大波及体积技术、低成本高效工程配套技术四个方面，持续开展技术研究和试验，积极推动CCS-EOR的规模化应用，为实现国家双碳目标做出贡献。

我就讲这些，谢谢大家！