双碳驱动，能源转型。中国页岩气发展大会始终关注我国能源发展趋势，尤其是CCUS技术的现状及发展。为此，本届大会邀请中国工程院李阳院士与大会现场连线，全面介绍中石化开展碳捕集、利用和埋存研发、实践过程，及未来产业化发展趋势。

李阳 中国工程院院士，长期从事油气田开发地质、开发工程理论与技术研究，主要研究方向是陆相高含水油田提高采收率、海相碳酸盐岩缝洞型油藏高效开发、CCUS技术及产业化等领域。

以下为李阳院士分享内容

《CCUS技术与产业化发展》

演讲内容

中国工程院院士 李阳：

大家好，下面我就CCUS技术的发展情况跟大家做一个交流。主要介绍三个方面的内容：

一、CCUS技术发展状况

第一是谈一下目前我们工作的情况。

中石化开展碳捕集、利用和埋存可以分成三个阶段：

一是早期阶段，主要是小规模的化工分离提纯利用，以及二氧化碳提高采收率室内研究及单井的吞吐试验。

二是随着2007年国家科技部制定《中国应对气候变化科技专项行动计划》，中石化开始部署二氧化碳的捕集、油田驱油利用技术研究和试验工作。

三是从去年（2020年）开始，在全产业链研发和全流程示范应用方面进入新的阶段。

2021年7月5日，中石化启动了齐鲁石化-胜利油田CCUS项目建设工作，将齐鲁石化排放的工业尾气进行捕集、运输到胜利油田进行驱油埋存。这是我国首个百万吨碳捕集、利用与封存项目，也是我国石化企业全流程的CCUS项目。

从CCUS技术发展总体情况来看，已经具备了大规模应用到各行业中的技术可行性。从具体技术环节上来看：

对于捕集来说，已经形成了针对不同浓度排放源的捕集技术。技术是成熟的，捕集成本也有不同程度下降；在煤电、石化、水泥、钢铁等行业都开展了示范应用。

在驱油利用方面，这是目前最为经济可行的大规模利用与埋存方式，技术是成熟的，特别是在北美地区，美国二氧化碳区，年产量已经超过了1500万吨，过去驱油的气源主要是天然的二氧化碳气藏，但是现在来自工业的气源已经占到总量的30%以上。

从封存上来看，在全球开展了百万吨级的咸水层埋存示范，比较成功的实例就是挪威的Sleipner项目，已经累计埋存2000万吨。v

在利用方面，化工利用和生物利用的新技术不断涌现，最近我们看到的报道也比较多。

同时这些技术的工程化、规模化都在快速增长。

1、形成以醇胺吸收法为主的三种主要排放源捕集技术

在CCUS技术当中，最关键的一项技术就是捕集技术。从捕集技术上来看，已经形成了三种主要排放源的捕集技术。这里我以中石化的三个项目为例来说明这个情况：

胜利燃煤电厂烟气低浓度的捕集技术

燃煤电厂是我国主要的排放源，占到我们国家碳排放总量的43%，并且它的排放浓度比较低，只有14%，所以捕集的难度比较大。这套装置是2010年建成，捕集规模4万吨/年。

中原炼化厂尾气二氧化碳捕集技术

炼化厂占我国碳排放总量的4.8%，排放量也是比较大的，它的排放浓度也是比较低，这套装置是2015年建成，捕集规模10万吨/年。

松南气田高碳天然气捕集技术

这个主要是指松南气田长岭气田，大概年捕集规模是50万吨/年。

从捕集技术的先进性上来看，胜利燃煤电厂捕集技术水平跟世界先进技术水平基本上是相同的。主要标志是开发了复合吸收剂，传统的醇胺吸收方法存在吸收再生能耗比较高，抗氧化程度比较低，吸收材料容易蒸发，对设备的腐蚀性比较强等问题。针对这个情况以MEA法为主，添加活性胺、缓蚀剂、抗氧化剂等辅助成分复合MSA溶剂，吸收能力提高了30%，再生能耗下降20%，氧化的降解率由3.08%下降到0.52%。

第二个就是创新了烟气预处理技术，研发了多梯级的热能利用节能工艺，有效降低了再生能耗和循环水利用量。

2、形成了低渗、高含水油藏二氧化碳驱油封存技术

低渗透油藏是近年来我们新增储量的主力。从今年来增加储量的比例来看，它的新增储量占总探明储量的65%以上。低渗透油藏应该说是注不进、采不出，存在这样的一个开发难题。通过实施二氧化碳驱有效推进了增储上产。

对于我国来说，高含水油田是我们总产量的主力，大概产量占到总产量的70%。对于高含水油藏，注二氧化碳是不是能够见到效果？通过这几年的研究和现场实验，也证明二氧化碳驱具有“透水替油”的作用，可以有效驱替高含水油藏中的剩余油。

通过实验，形成了这两类油藏全流程的驱油技术、全生命周期减排评价和安全监测方法。

这里举一个中石化草舍油田二氧化碳驱油的实例，大家看红色的部分增油的幅度还是非常得大、非常得明显。

另外一个我们对二氧化碳广泛应用的是低渗-致密、页岩油气的压裂，压裂的同时也实现了埋存。二氧化碳压裂在致裂增渗、置换、驱替、增能、降低储层伤害等方面都有它的优势。特别是页岩油的压裂开发，包括胜利油田、大庆的页岩油，都采用了二氧化碳的压裂，整个效果还是非常好的。

胜利樊页平1井的实例，使用二氧化碳5708吨，峰值产量达到171吨。现在产量还有20多吨，累计产油12000多吨。

对二氧化碳利用来说，化学转化利用技术发展也是快速发展。在催化剂的作用下，二氧化碳可以得到甲醇、甲烷等一系列的有机产品。目前在催化剂方面获得了较大的进展，中石化也建成了1000吨级的甲醇示范工程。

二氧化碳转化利用的另一个领域就是矿化利用。大家都清楚，我们在矿物利用的同时，也产生了很多的矿渣，包括钢铁厂，钢铁厂产生很多的废弃钢渣，可以通过碳酸化反应，生成化学性质十分稳定的碳酸盐。中石化在普光开展了磷石膏矿化实验。磷石膏是生产磷肥产生的固废，通过普光产生的二氧化碳直接进行矿化，转化为碳酸钙和硫基复合肥，实现磷石膏中钙、硫资源的高值化回收利用。

二、CCUS发展机遇

1、CCUS是实现“双碳”目标必不可少的手段

当前，CCUS发展面临着很好的机遇和广阔的前景。通过近年来的研究，表明CCUS是实现“双碳”目标必不可少的手段。特别是对我们国家来说，碳减排的时间紧、强度大，必须采用组合的技术来保障目标的实现。CCUS与新能源，从它们的关系上来说，普遍认为是一种竞合关系，未来化石能源+CCUS，与新能源互补，将为经济社会发展、能源安全和“双碳”目标的实现提供支撑。

同时实现碳中和，不是说所有的产业都能够零碳排放。既然有排放，就要有负碳技术。CCUS就是负碳技术，与钢铁、水泥化工这些难以完全脱碳的行业进行结合，可以实现减零的排放。

根据国际机构，包括我们国家不同部门的研究来看，CCUS加入碳减排产业行列，可以有效降低碳的减排成本，也就是说CCUS是一个减排综合社会成本比较低的一项技术。

联合国政府间气候变化专门委会员（IPCC）评估，如果不采用CCUS技术，全球碳减排的成本将成倍增加。比如对中国来说，中国有世界上最年轻的煤电机组存量，去年已经装机12.5亿千瓦，但服役年限仅11年。大家知道，一套煤电机组的基本寿命是30年-40年。这些机组在国际上来说还是比较先进的，先进机组的占比超过了55%。如果退出现役，就会导致这些设备、装置价值归零，另外可能后续还有一些其他的成本会发生。就目前大家评价来看，CCUS可以延迟煤电退役，减排成本比较低。

对我们油气行业来说，CCUS也可以实现增油和封存的双赢。这样，既可以保障国家油气供给安全，也可以实现大规模减排。 v

2、CCUS对碳减排的贡献

在全球来看，联合国政府间气候变化专门委员会有一个评估，大概到2050年靠CCUS封存量将达到每年36亿吨；国际能源署数据更高一点，它认为2070年CCUS的贡献率将达到15%，也就是在50亿吨-60亿吨。

在承担中国工程院咨询项目的过程当中，我们项目组基于能源生产消费，以及与CCUS之间的交互关系，建立了一个预测模型。根据模型预测，大概到2060年我们国家CCUS技术的减排贡献达到10亿吨；如果不采用CCUS技术，实现2060年碳中和目标，系统整体减排成本是增加的。根据技术的发展情况来看，2030年以后这项技术将会大规模地应用。

三、技术及产业发展路径

（一）油气行业应把CCUS发展作为转型发展的重要方向

企业，特别是化石能源企业的绿色转型发展是一个大的趋势。对我们油气行业来说，具有发展CCUS技术的优势。含油气盆地通过驱油可以提高采收率，含油气盆地的咸水层封存也具有非常大的潜力。在具体的实施过程当中，应该采用近中期以驱油封存为主，中长期规模进行咸水层封存的策略。

对于驱油来说，还可以大有作为。去年到今年（我们）承担了中国工程院关于碳汇研究方面的战略咨询课题，分析认为，在可用的情景下，大概到2060年，通驱油可以消纳1亿吨的二氧化碳，在可及的情景下可能会更高。

（二）必须大力发展CCUS技术

为了降低驱油和埋存的成本，现在还要大力发展CCUS技术。CCUS目前整个技术还处在一种高能耗、高成本的状况下，所以必须要发展新的技术。我们建立了捕集技术发展图谱，这个图谱大概从现在成本350-400人民币，到了2030年左右，可能降到250块钱，到2050年左右或者2045年左右可以降到100块钱左右，这样整个的成本就降下来了。在驱油埋存的整个捕集、输送和注入过程当中，捕集大概成本占了70%。

在这个过程当中，我们还进一步发展驱油和埋存的优化技术，实现了增加原油产量与埋存的最大化。

(三）加快产业发展

同时也加强产业的发展，产业的发展可能未来有这么三种模式：基于源汇匹配的含油盆地碳利用埋存的产业集群、基于工艺流程再造的碳转化利用模式的产业集群、基于高端技术组合的碳循环利用的产业集群。

在产业发展过程当中，我们也要创新商业模式。例如：未来以含油气盆地为中心，成立多行业、多产业联合的二氧化碳捕集、运输和注入 的运营企业。

我就介绍到这里，再次感谢与会的各位代表！