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二氧化碳地质利用技术二氧化碳地质利用（CO2 Geo lo gic a l Utiliza tio n,CGU）是指将二氧化碳注入 地下，利用地下矿物或地质条件生产或强化有利用价值的产品，且相对于传统工 艺可减少二氧化碳排放的过程。目前，二氧化碳地质利用主要包括二氧化碳强化 石油开采、二氧化碳驱替煤层气、二氧化碳强化天然气开采、二氧化碳增强页岩 气开采、二氧化碳增强型地热系统、二氧化碳铀矿浸出增采、二氧化碳封存采水。本章对上述各种二氧化碳地质利用技术从技术原理、减排和利用容量、技术成熟 度及难点、经济可行性、安全性稳定性、环境社会影响、规模化潜力七个方面进 行尽可能客观的评估，以为政策制定者、投资决策者及科研工作者提供参考。3.1二氧化碳强化石油开采技术1.1.1技术简介二氧化碳强化石油开采技术（简称强化采油，CO2Enh a nc ed Oil Rec o ver y,CO2EOR）是指将二氧化碳注入油藏，利用其与石油的物理化学作用，以实现增 产石油并封存二氧化碳的工业工程。强化采油技术包括二氧化碳吞吐工艺（见图3.1）和二氧化碳驱工艺（见图 3.2）。后者从注入方式上分类有：连续注入二氧化碳、二氧化碳水气交替注入等。二氧化碳吞吐是在油井注入一定量的二氧化碳，将油井关闭一段时间后再开启进 行原油开采，虽然可增加原油的产量，但不能对二氧化碳进行地质封存。二氧化 碳驱是在一部分注入井注入二氧化碳，而在另外一部分油井开采原油，二氧化碳 作为驱替剂在油藏中经历较长距离和较长时间的运移。二氧化碳在油藏运移过程 中，部分二氧化碳会溶解、分散在地层水和原油中，或以自由相占据没有与井相 联通的孔隙空间。这一方面增加油藏的能量，另一方面通过二氧化碳和原油混合 降低原油的粘度和密度，可大幅度增加原油的产量和采收率。同时，部分二氧化碳溶解在油藏的原油、地层水中或与岩石反应形成新的物质沉积在油藏中，实现 二氧化碳的地质封存。注入几小时到几天 浸透（闭井阶段）几天到几星期 石油开采（几星期到几个月）内油 层石 储的图3.1二氧化碳吞吐技术示意图采油井CO2槽车运输水驱啬馥生产的液体（油、CO2、分离和储存设备（本图表示CO2、水交替驱采收 石油法（WAG）（全部流程包括：C02捕集输送一C02/水交替注入（或者CO2连续注入）一原油/C02采出一C02自原油分离一C02回注）图3.2二氧化碳驱油技术示意图根据二氧化碳与石油的混合情况，强化采油可分为混相驱油技术和非混相驱 油技术。在二氧化碳混相驱条件下，二氧化碳驱提高原油采收率幅度较大，一般 在7%以上。在二氧化碳非混相驱条件下，二氧化碳驱提高原油采收率幅度较小,一般在5%以下。混相驱油和非混相驱油之间的差别在于地层压力是否达到最小混相压力(MMP),当注入到地层压力高于最小混相压力时，实现混相驱油。当压力达不 到最小混相压力时，实现非混相驱油。适于二氧化碳驱地层的筛选原则见表3.1。从表3.1中可以看出，稀油油藏主要采用二氧化碳混相驱，而稠油油藏主要采用 二氧化碳非混相驱(Ya ng,et a l.2012a-2012d;Ya ng,et a l.2013;Kuuskr a a,et a l.2008;骆仲泱，2012；Enic k,et a l.2012)o表3.1二氧化碳驱筛选标准类型原油相对粘度油藏深度(m)原油粘度(mPa.s)7628531006121910CO2非混相驱0.92-0.98549 10)X图3.7全国煤层盆地及CO2封存潜力分布图2.2.3 技术成熟度及难点总体上来讲，驱替煤层气技术在国际上已经处于工业应用的初期水平(见表 3.7)。国外驱替煤层气技术的研究始于20世纪90年代初。美国是世界上最早进 行相关研究，也是研究投入最多的国家。美国的Co a l-Seq项i(Reeves&Outdino t,2004)是世界上第一个也是迄今为止规模最大的一个ECBM现场试验项目。该 项目包括两个现场试验。试验地点位于美国西南部的圣胡安(Sun Jua n)盆地，分别为位于Alliso n Unit的CO2-ECBM试验和位于Tiffa ny Unit的N2-ECBM试验。其中Alliso n Unit试验现场自1989年开始煤层气生产，在进行了 6年的单纯抽采 后，煤层气产量大幅度减少。1995年开始注入二氧化碳，二氧化碳注入作业一 直延续到2001年。通过实施二氧化碳驱替，煤层气产量提高了 150%,采收率达 到了 95%,共注入27.7万t二氧化碳。加拿大自1998年开始在Alber ta省的F enn Big Va lley试验区进行了单井注入 试验。主要研究注入气体，包括纯二氧化碳、烟道气(87%氮气，13%二氧化碳)、纯氮气和富含二氧化碳的烟道气(53%氮气,47%二氧化碳)，对煤层渗透性的影 响(Gunter,2004)。加拿大另一个ECBM现场试验项目CSEMP的目的是研究注 入二氧化碳提高煤层气采收率同时封存二氧化碳的技术和经济可行性。初期试验 地点被证实为不适合二氧化碳注入。后在一个现成的煤层气生产井注气，2005 年开始注气，到2008年共注入约1万t二氧化碳。欧盟自2001年开始的Rec o po l项目(Ber gen,et a l.2002)是欧洲第一个驱替 煤层气先导试验项目。目的是研究驱替煤层气的技术经济可行性。地点位于波兰 的Upper Silesia n盆地。该试验于2003年9月开始注二氧化碳。注入深度为1 050 m1 090 m,注气作业持续到2004年底结束，共注入760 t。日本于2004年2005年在北海道的Ish ika r i盆地开展了驱替煤层气现场试验 研究(Ko ma ki,2004),目的是开发具有成本效益的二氧化碳驱替煤层气技术，并证实其技术经济可行性。表3.7国内外CO2-ECBM技术现场试验项目情况项目名称项目开始 开始/停止 CO2总 煤层深度 时间 注气时间 注入量(m)Alliso n Unit美国New Mex ic o199519952001277 kt950Ta nqua r y WellPr o jec t美国So uth ea ster n Illino is2007200891 t273Lignite CCS Pr o jec t美国Wester n No r th Da ko ta2005200980 t500Centr a lSo uth w ester n Vir giniaAppa la c h ia n Ba sin美国a nd so uth er n West2009907 t490670Co a l TestVir ginia.Bla c k Wa r r io rPr o jec t美国Ala ba ma20062010252 t460-470Pump Ca nyo n CO2-ECBM/Seques tr a tio n Demo nstr a tio n美国New Mex ic o一200816.7 kt910F enn-Big Va lley加拿大Alber ta19971998200 t一CSEMP加拿大Alber ta20022005-200810 kt一RECOPOL波兰Ka nio w20032004-2005760 t1 050-1 090Qinsh ui Ba sin中加Qinsh ui Ba sin200120042004192 t478Yuba r i Pr o jec t日本Ish ika r i Co a l Ba sin200220040.884 kt890Qinsh ui Ba sin中澳Liulin20102013计划600 t560Zh a ngzi中国山西长子2013计划4 kt970中国在这一方面的研究主要集中在基础理论方面，目前正在进行中试，示范 工程也在准备中。相关项目的支持以国家自然科学基金委居多，其次是国家科学 技术部（见表3.8）0表3.8目前我国支持的二氧化碳驱替煤层气研究项目情况项目名称资金来源研究 类型执行时间主持与参与机构注二氧化碳提高煤层气采收率/二氧化碳埋藏科技部基础 研究20022007中联煤层气公司多元气体吸附解析模式及二氧国家自然科学基基础2003-2005中国矿业大学（北京）化碳驱替煤层甲烷机理研究金项目研究中国CCh-ECBM潜力评价与基中国科学院百人基础20052009中国科学院武汉岩土础科学问题研究计划项目研究力学研究所煤层甲烷回采和二氧化碳注入国家自然科学基基础2007-2008中国矿业大学的改进模型金项目研究CO2-ECBM过程中煤基质性质 对煤的膨胀性和CO2/CH4在煤 中渗透性变化的影响国家自然科学基 金项目基础 研究20072009中国科学院山西煤炭 化学研究所注气驱替煤层甲烷过程中煤基国家自然科学基基础20082010中国矿业大学（北京）质差异膨胀效应实验研究金项目研究固流热耦合作用下深部低渗透 不可采煤层储存CO2驱替回收 煤层CH4的应用基础研究国家自然科学基 金项目基础 研究20092011辽宁工程技术大学深部煤层封存CO2的固-气作用国家自然科学基基础2010-2012中国科学院过程工程关系及封存实验模拟金项目研究研究所全国煤E二氧化碳地质储存潜中国地质调查局 水文地质环境地 质调查中心基础2011中国科学院武汉岩土力与适宜性评价研究力学研究所深部煤层处置CO2中的二元气 固耦合作用与双重孔隙效应研 究国家自然科学基 金项目基础 研究20112013中国矿业大学超临界CO2注入低渗透煤层运国家自然科学基基础2011-2013辽宁工程技术大学移规律及增透机理研究金项目研究深煤层注入/埋藏二氧化碳开采 煤层气技术研究科技部基础 研究2011-2015中联煤层气公司煤层中注二氧化碳驱替甲烷的国家自然科学基基础20122014中国矿业大学热流固耦合作用机理研究金项目研究地层约束条件下N2/CO2混合气 体驱替煤层气的机理及最佳气 体组分比研究国家自然科学基 金项目基础 研究20122014中国科学院武汉岩土 力学研究所基于深部煤层CO2封存的超临 界CO2与煤相互作用及其对碳 封存影响研究国家自然科学基 金项目基础 研究20122015山东科技大学中国驱替煤层气的现场研究主要由中联煤层气公司主导。2002年2007年与 加拿大合作，在煤质条件较好的沁水盆地南部无烟煤煤层开展了单井现场试验。目的是研究在中国实施该技术的可行性，共注入了 192 t二氧化碳。试验结果表 明，该技术可适用沁水盆地的煤层（叶建平、冯三利、范志强，2007）o在此基 础上，该公司与澳大利亚合作正在进行扩大试验。2010年4月以来已注入600 t 二氧化碳。此外，该公司已经在山西长子开始了更大规模的试验，计划注入4000 t二氧化碳。中国华能集团与中联煤层气公司正计划合作在云南和山西开展更大 规模的全流程工程示范。二氧化碳可以降低煤层渗透性，因此不适用于低渗透性煤层。但是，我国深 部主要是低渗透性煤层。为此，混合气体驱替煤层气技术开始得到关注。平顶山 煤业集团及潞安煤业集团进行了空气驱替煤层气试验，证实了氮气的增渗及增产 效果，显示了混合气体驱替煤层气可能具有更好的适应性及经济性（方志明、李 小春、李洪等，2010；F a ng,et a l.2010）o通过10年左右的研究开发，我国驱替煤层气相关的理论与测试技术（崔永 君，2003；张庆玲、崔永军、张群等，2005；于洪观、范维唐、孙茂远等，2005；唐书恒、杨起、汤达祯等，2002；马志宏、郭勇义、吴世跃等，2001；吴建光、叶建平、唐书恒，2004；方志明、李小春、李洪等，2010；傅雪海、李大华、秦 勇等，2002；方志明、李小春、白冰，2009）、模拟方法（吴嗣跃、郑爱玲，2007；孙可明，2004；郑爱玲、王新海、刘德华，2006；冯启言、周来、陈中伟等，2009 评价方法（中国21世纪议程管理中心，2012）、工程技术（叶建平、冯三利、范 志强，2007）都取得明显的发展，即将进入全流程中间试验水平。二氧化碳驱替 煤层气所需的大部分设备在石油及煤层气产业中都已有应用，并且大多已经实现 国产化，因此在设备要求上没有明显的障碍。总体上我国驱替煤层气技术处于技术示范的初期水平，还存在一些技术难 题。预计还需要10年以上的研发示范才能达到商业应用水平。首先，低渗透煤 层的注入性是制约该技术可行性的关键因素。低渗透煤层增渗技术的突破是中国 驱替煤层气技术推广应用的前提。其次，对气体在煤层中的运移进行监测的难度 很大，现有监测技术还不能完全满足驱替过程优化调控及安全性监测的需要。第 三，全球范围内的大规模试验不多，现场试验结果差异较大，超过1 000m的深 部试验少。对该技术适用条件、系统优化、过程控制等方面的认识和经验尚不充 分。2.2.4 经济可行性驱替煤层气技术的经济性主要由二氧化碳的市场价格、气源与场地的距离、甲烷的市场价格、项目运行与实施成本等决定。驱替煤层气技术的实施有两种工况：一种是在已有煤层气抽采现场进行，钻 孔等一些基础设施已经存在；另一种是新建的驱替煤层气现场。计算表明(Reeve,2004),新建场地的经济性要好于已有场地。主要是由于新建场地能够增采更多 的煤层气资源，获得更大的经济回报。我国目前的煤层气抽采井主要抽采的是可 采煤层中的煤层气，很少有钻井打到1 000 m2 000 m的不开采煤层，因此在我 国实施二氧化碳驱替煤层气技术只可能在新建场地。从这方面讲，有可能获得高 的经济效益，从而降低二氧化碳利用和减排的成本。在美国的技术经济条件下，当煤层气价格在0 US$/m3-0.516 US$/n?之间时，二氧化碳减排成本最高可能达 到16US$/t。当煤层气价格超过0.516US$/m3时，二氧化碳驱替煤层气技术会产 生盈利(Reeves&Oudino t,2004)。但是在中国，由于煤层渗透系数较低，其减 排成本可能高于美国。未来，驱替煤层气技术的减排成本还有较大的下降空间。输送、建设、运行 成本的变化可能不明显。甲烷价格的变化趋势不确定性较大，但总体应该是上升 趋势。随着二氧化碳捕集技术的发展，二氧化碳捕集成本会随之下降。并且，由 于驱替煤层气对二氧化碳浓度的要求不高，通过开发相应的捕集技术或者直接采 用高浓度尾气作为驱替气体，气源成本具有很大的下降空间。驱替煤层气技术的推广需要政策激励。考虑我国煤层的低渗透特性，驱替煤 层气技术只有在非常理想的技术经济条件下才有可能获得盈利，一般情况下需要 有碳收益以及财政补贴才能获得收益。在研发期间财政补贴可能是较好的激励方 式，从长远来看碳收益可能是主要的激励方式。2.2.5 安全性与稳定性驱替煤层气技术比单纯抽采法在稳定性、安全性方面的风险较大。驱替煤层 气过程中需要施加较高的注气压力，大范围实施时存在诱发地面变形和地层开裂 的风险。此外，也存在二氧化碳和甲烷的泄露风险，需要注意维持盖层的完整性 和密封性。最后，如果封存二氧化碳的煤层上方存在采空区或者要开采矿床，需 要考虑它们之间的相互影响。驱替煤层气技术的稳定性和安全性比强化采油的风险小。驱替煤层气中，二 氧化碳主要以吸附态封存于煤层中，比自由态、溶解态二氧化碳更加稳定，更加不易逃逸出储层。2.2.6 环境社会影响与单纯抽采相比，驱替煤层气技术的环境协同效益不明显，但可提高深部清 洁能源采收率，从而具有一定社会效益。采用驱替煤层气技术可以获得更多的清 洁能源，降低对煤炭的需求，有利于优化区域能源结构、缓解国家能源供需矛盾。2.2.7 规模化潜力驱替煤层气的规模化潜力主要取决于资源量、技术经济性、产品的市场容纳 量。驱替煤层气涉及的主要资源煤层气及二氧化碳不是制约该技术规模化的主要 因素。我国埋深1000 m2000 m间的煤层气地质储量为22.30万亿m3,还没有 开始动用。另一方面，我国煤层气盆地容易就近获得二氧化碳排供给（见图3.8）o 作为产品的煤层气的消费也不是主要制约因素。我国2012年消耗天然气约1 500 亿n?,国产天然气缺口较大，进口依存度达到29%。经济性和技术发展水平可 能是制约其规模化的主要因素。前者需要取决于碳收益达和煤层气价格，不确定 性较大。以下仅从技术发展水平的角度对其规模化潜力做出初步判断。2020年驱替煤层气技术可能发展到工业应用的中期水平。目前该技术处于 技术示范的初期水平。考虑到技术的难度及中联煤、华能的研发动向，2020年 发展达到工业应用的中期水平是很有可能的。预测2020年可能出现3-5个万吨级技术示范项目,直接减排潜力为35万 to正在进行的中联煤长子项目有2个井组，每年二氧化碳注入量约为1 000 t。2020年很可能发展为多个井组总封存量达到1万t/a规模的项目。并且华能、潞 安等企业也正在筹备技术示范项目。根据322得到的直接减排率（1.06 t二氧化 碳/t煤层气）及产品替代减排率（1.67 t二氧化碳/t煤层气），这些项目的煤层气 增产量为1.43万t/a2.86万t/a（CSLF,2007；F a ng&Li,2013）,综合减排潜力 达到6.93万t/a-13.66万t/a。按1.6元/立方米的煤层气入网价格估算，驱替煤层 气的工业产值可达0.65亿元。2030年驱替煤层气技术可能发展到接近商业应用水平，出现5-10个10万吨 级项目。直接减排潜力可能达到50万t/a100万t/a,生产煤层气的间接减排潜 力为75万t/a150万t/a,基于以上的直接减排率及产品替代减排率，综合减排 潜力为125万t/a250万t/a,工业产值约为20亿元。I I I I900,0,E IOOO,OHE UOOOE I2OO,O,ENP0。NP0O0G 一NP0O0Z.N.O0O0S图3.8中国大规模排放源的类型和煤层盆地匹配图根据初步评价结果，我国鄂尔多斯盆地、准格尔盆地、吐哈盆地、海拉尔盆 地是开展驱替煤层气技术潜力最大的盆地。吐哈盆地、三塘湖盆地、阴山盆地和 依兰-伊通盆地单位面积上二氧化碳减排潜力最大，可能是开展驱替煤层气技术 经济性最好的盆地（F a ng&Li,2013）。考虑到二氧化碳源与煤层盆地的匹配，我国二氧化碳集中排放源与煤层盆地的匹配良好。其中，西北、华北实施二氧化 碳驱替煤层气技术的前景最好（见图3.8）。2.2.8 结论我国煤层气资源丰富，而目前煤层气开采的采收率较低，成本较高，开采周 期长。驱替煤层气技术是一项有望大幅提高煤层气采收率、缩短开采周期、降低 开采成本的下一代技术。根据初步评价，在我国煤层进行驱替煤层气可以直接减 排容量为100亿t,可生产煤层气13.47万亿n?,产品替代减排容量为157.5亿 to驱替煤层气技术在国际上已经处于工业应用的初期水平，在我国处于技术示 范的初期水平。2020年，我国驱替煤层气技术可能发展到工业应用的中期水平。预测可能 出现多个万吨级技术示范项目。直接减排潜力为3万t/a 5万t/a,综合减排潜力 达到6.93万t/a 13.66万t/a,工业产值可达0.65万t/a。2030年，驱替煤层气技术可能发展到接近商业应用水平，出现多个10万吨 级项目。直接减排潜力可能达到50万t/a-100万t/a,综合减排潜力可能为125 万t/a250万t/a,工业产值达到20亿元。鄂尔多斯盆地、准格尔盆地、吐哈盆地、海拉尔盆地是开展二氧化碳驱替煤 层气技术潜力最大的盆地。吐哈盆地、三塘湖盆地、阴山盆地和依兰-伊通盆地 单位面积上二氧化碳减排潜力最大，是开展二氧化碳驱替煤层气技术经济性最好 的盆地。目前，我国大规模驱替煤层气的实施，除了技术本身的不成熟之外，过低的 煤层气价格及缺乏碳收益激励是主要障碍。3.3二氧化碳强化天然气开采技术我国天然气需求量正快速增加，近三年来均保持在15%左右的增速。2012 年需求量达1 500亿n?,对外依存度上升至29%。预计到2020国内天然气消费 量将为3 500亿n?3 800亿nA至U 2030年，天然气消费量将为5 500亿m36 000 亿nP,天然气对外依存度将达到33%。二氧化碳强化天然气开采技术是一种以 提高常规天然气采收率并同时封存二氧化碳为目的的新兴二氧化碳地质利用与 封存技术，对缓解我国天然气供需矛盾、减少二氧化碳排放具有重要意义。1.3.1 技术简介二氧化碳强化天然气开采技术（简称强化采气，CO2-enh a nc ed na tur a l ga sr ec o ver y,CO2-EGR）,指注入二氧化碳到即将枯竭的天然气气藏底部，将因 自然衰竭而无法开采的残存天然气驱替出来从而提高采收率，同时将二氧化碳封 存于气藏地质结构中实现二氧化碳减排的过程，也称为CSEGR（Ca r bo n Sequestr a tio n w ith Enh a nc ed Ga s Rec o ver y）（Al-Ha sh a mi,et a l.2005）（见图 3.9）。石化厂 C02捕集天然气田压缩机冶金厂圉 电厂等圜C02注入井图3.9天然气田CO2-EGR技术示意图强化采气技术能够提高地层压力驱类型天然气藏的采收率。天然气藏的类型 主要有两种：（1）周围水系为驱动力的气藏类型。在采气过程中，周围水系渗透 到气藏中，弥补气藏压力，维系开采直至枯竭，此时可以开采出50%75%的天 然气(La h er r er e,1997)。对于水驱类型，在水系的弹性能量驱使其沿高渗透带窜 入气藏，封闭气藏缝隙和空隙中未排出的天然气，形成死气区时，该技术无法起 到提高采收率的效果；(2)地层压力为驱动力的气藏类型。地层压力下降到了枯 竭压力，不足以支撑气井自喷而枯竭，此情况下的采收率可以达到75%90%,这种类型气藏的储量约占14%。地层压力驱类型的气藏是该技术应用的理想气藏 类型。当气藏地层压力下降至枯竭压力，不能再进行自然衰竭开采时，通过注入 二氧化碳来恢复地层压力并驱替天然气，可以获得最高的天然气采收率和最大的 二氧化碳地下封存量(Clemens&Wit,2001)。如果气藏具有较大的深度，可以 有效的避免甲烷和二氧化碳的混合，该技术提高采收率及二氧化碳封存的效果会 更好。此外，在体积相对小和渗透率高的天然气藏实施强化采气技术有利于在较 短时间内恢复地层压力并较快的开采出天然气(Pr uess&Benso n,2001)o强化采气技术的原理主要涉及超临界二氧化碳和天然气的重力分异过程。在 一般地层条件下，超临界二氧化碳密度很大与液体接近，而天然气的密度和粘度 比超临界二氧化碳小很多。受重力分异的作用，超临界二氧化碳会倾向于向气藏 下部沉降，即沉积在较轻的天然气下方形成“垫气”，体系趋于超临界二氧化碳 与天然气不完全互溶的非平衡态，而不是超临界二氧化碳与天然气完全均匀混合 的平衡态。另外，气藏中超临界二氧化碳和天然气的对流扩散过程很弱，二者之 间在较长时间内保持超临界二氧化碳与天然气之间不完全互溶的两相共存状态。在地层温度下及10 MPa20 MPa的压力范围内，封存前缘与驱替前缘的流体密 度差可达500 kg/m3o超临界二氧化碳带是封存的主力地带，超临界二氧化碳-天然气过渡带是驱气的主要动力带(孙杨，2012)。因此，利用超临界二氧化碳 和天然气物理性质的差别，实现二氧化碳的封存并有效驱替天然气在原理上理论 上是可行的。该技术的主要优势：(1)天然气藏是最适合通过主动注入大量二氧化碳实现 地下封存的场地之一。因为气藏本身是自然形成的最适宜储存气态物质的地质结 构体，而且气藏的储气性以及圈闭封盖的完整性，在长期的天然气赋存阶段和天 然气的开发阶段己经得到充分的地质验证(Pr uess&Benso n,2001)；(2)气田的 采气井及地面集输管道网等基础设施齐全，稍加改进就可以直接用来注入二氧化 碳（许兰兵、李奇，2011）,节省了二氧化碳的注入成本；（3）在气藏前期勘探 和开发过程中，已经获得了有关气藏地下岩石力学特征、储盖层结构以及水文地 质等详细信息，为二氧化碳的地下封存提供了详细的资料和成果（许志刚、陈代 钊、曾荣树，2007）o1.3.2 减排和利用容量我国强化采气的二氧化碳封存容量为10亿t数100亿t。根据我国各含油气 盆地天然气勘探资料和天然气资源评估结果，我国主要气田的二氧化碳封存容量 为304.83亿t,相当于2002年全年二氧化碳排放总量的9.2倍。其中已探明天然 气资源所对应的二氧化碳封存容量为41.03亿3相当于2002年全年二氧化碳排 放总量的L2倍（刘延锋、李小春、方志明，2006）。鄂尔多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地和柴达木盆地的封存容量最大，占陆域总容量的78.6%（刘延锋、李 小春、方志明，2006）o以上容量评估未考虑强化采气。以下考虑探明储量（未 来数十年逐步枯竭）及强化采气的原理进行初步评估。我国常规天然气地质资源 量为52万亿nA 2010年底探明率为17.5%（天然气发展“十二五”规划）。根据无水弹性气驱气藏储量占14%（刘小平、吴欣松，2002）,假设强化采气可 将气藏储量的5%15%驱替出来（Clemens&Wit,2001）,按照0.03 tCH4/tC020.05 tCH4/tCO2的驱替率，得到二氧化碳封存容量为9.13亿t45.67 亿to强化采气技术除了通过封存二氧化碳实现直接减排外，提高了天然气采收率 外，也实现了二氧化碳的间接减排。考虑将该技术应用于已探明无水弹性气驱气 藏中生产的天然气相当于0.85亿t-2.54亿t标准煤（取1 m3 CH4=1.33 kg标准煤）。1.3.3 技术成熟度及难点（1）国外CO2-EGR技术发展现状国外强化采气技术处于技术示范的初期到中期水平。包括荷兰的K12-B项 目、德国的CLEAN项目和美国在Rio Vista气田开展的注气项目（孙晓岭、曾凡 桂、刘贺娟，2012）o目前公布的试验结果较少，但一些实验已初步证明应用该 技术提高天然气采收率的同时可以封存二氧化碳（Ba r ba r a,2012）（见表3.9）。（2）我国COz-EGR技术发展现状表3.9 CO2-EGR现场试验项目项目特性描述目标将CO2从将近枯竭的天然气（13%CO2）气藏中分K12-B近海气田，北海（荷兰）离出来；回注到深度为4 000 m的天然气储层；CO2封存，(Va nder,2005)平均注入速率为30 000 Nm3/d,CO2利用量为2万 t/a；世界上首个CO2回注项目CO2-EGRAltma r k气田，德国将电厂富氧燃烧捕集的CO2注入到将近枯竭的天 然气气藏中CO2-EGRBuda fa Szinfelleti,匈牙利(Kubus,2010)当天然气采收率为67%时，开始注入含80%的CO2 和20%的CH4的混合气，现场实验表明，可以将采 收率提高11.6%CO2-EGR我国CO2-EGR技术处于基础研究水平。目前国家自然科学基金方面仅有一 项有关二氧化碳注入到枯竭气藏中实现地质封存的研究。这是由于我国天然气工 业起步晚，产量较低。据国土资源部统计2012年我国年天然气产量为1 067.6 亿nA判断10年内我国还不会出现大规模气田的枯竭（截至2010年底，我国 天然气累计探明地质储量约9.13万亿n?,剩余可采储量3.78万亿n?,按目前 开采速度，达到50%的开采率约需18年），因此天然气田近期不能用于大规模减 排二氧化碳。但是，为了该技术能够在2030以后发挥减排贡献，部署相关研究 还是必要的。局部地区如四川盆地的一些中小气田面临枯竭，可用于现场试验。（3）CO2-EGR面临的技术问题强化采气技术可行性已获得一定程度的认可。首先，气田的采气井及地面集 输管道网等基础设施齐全，稍加改进就可以用来注入二氧化碳（许兰兵、李奇，2011）；其次，所需的设备相对成熟。要实现该技术的大规模推广，还需解决防 止二氧化碳与天然气过早混合的问题。二氧化碳注入气藏后有可能和天然气之间 发生相互剧烈窜流，导致注入的二氧化碳迅速突破,不仅影响二氧化碳封存效果,还可能污染采出的天然气，增加地面处理工艺的成本和难度（许兰兵、李奇，2011）。这需要恰当地选择注入二氧化碳的时机、速率、纯度。其选择不当会导 致二氧化碳与甲烷过早混合及二氧化碳过早突破，从而降低天然气采收率和二氧 化碳封存量降低（Clemens,2002）。另外一个问题是相变和焦耳-汤姆逊冷却效应。二氧化碳注入过程产生的焦耳-汤姆逊冷却效应会导致二氧化碳和甲烷水合物的 形成、残余水结冰、注入能力下降、热应力变化等，从而影响生产效率及地层完 整性（许兰兵、李奇，2011）o1.3.4经济可行性1.技术成本趋势CO2-EGR项目最关键的是经济因素。首先，二氧化碳注入量和甲烷增产的 比值是影响成本的关键参数；其次，甲烷和二氧化碳的价格是影响CO2-EGR可 行性的外在因素。其他的成本包括额外的钻井和对现有钻井的改造以实现二氧化 碳的注入，以及监测井和其他的监测设施消耗的费用。由于各个具体项目的储层 地质结构和经营策略不同，会导致以上影响因素的差异。因此，需要根据不同项 目，采用详细的气藏模拟和现场试验得出成本。据IEA估算，CO2-EGR的注入成本约为5 US$/tCO2-20 US$/tC02o按照天 然气平均产出率为0.03 tCH4/tC02-0.05 tCH4/tCO2,天然气的出售价格定价为0.5 US$/GJ-US3$/GJ,带来的收益为1 US$/tCO28US$/tCO2（此处的收益仅为生产 井口产出的天然气的市场售价，不包含二氧化碳注入井、开采井、天然气的生产 等成本）（IEA,2004）。按照我国当前实际情况，CO2的捕集、输送和注入的总成 本为185元/吨CO2380元/吨CO2,2012年天然气的入网价格为0.79元/立方 米1.57元/立方米，带来的收益为33元/吨CO2109元/吨CO2o因此在目前情 况下，利用CO2提高的天然气采收率带来的收益不能完全抵消二氧化碳的注入 成本，需提供额外的碳收益来激励CO2-EGR技术的实施，才能够抵消二氧化碳注入成本。2.技术间竞争能力对比与常规抽采技术相比，CO2-EGR技术优势在于能有效提高枯竭气藏的天然 气采收率。La w r enc e Ber keley国家实验室的增产措施表明，注二氧化碳采气要比 常规压力递减方式增产天然气30%(Mo r itis,2003)。在增产的同时实现了 CO2 的地质封存，并且可以避免坍塌、沉淀和水侵等现象的发生。但CO2-EGR技术也具有一定的适用条件。其主要适用于即将衰竭的气藏，需要气藏附近有二氧化碳源。而且产出的天然气中容易混有二氧化碳杂质，因此 分离二氧化碳也是一个主要问题。此外，考虑到经济因素，CO2-EGR技术相比 常规抽采技术成本较高，成为阻碍其大规模应用的主要因素。3.政策需求目前CO2-EGR技术在国内尚处于理论研究阶段，为了在气藏中广泛实施注 二氧化碳提高天然气采收率与封存技术，需要借助政府的政策与资金的支持，建 立完善规范的制度让公众更好的接受和认可，形成一个长效机制。在大规模实施 该项技术尚不成熟的情况下，政府需要鼓励企业开展该技术，包括为可能实施该 项目的气田提供策略，为相关企业提供补贴，增产的天然气收益和二氧化碳注入 成本之间的差额需要政府通过碳收益等来支持，建议借鉴煤层气的价格补贴政策 对CO2-EGR技术进行支持。1.3.5安全性与稳定性天然气藏在二氧化碳地质封存方面有诸多优势：具有完整的地质结构和圈 闭，而且前期勘探和开发过程中也获得了关于地下岩石力学特征、储盖层结构以 及水文地质等相关信息，可以阻止气体的泄露，这都为二氧化碳长期稳定封存打 下坚实基础(许兰兵、李奇，2011)o但是也存在二氧化碳泄露的风险。泄露主 要有两种形式：最常见的是沿着注入井或者附近没有封闭好的井的泄露。此时泄 露主要集中在一个相对较小的区域，但是泄露井附近二氧化碳浓度较高；另一种 是沿断层、断裂的泄露，这可能是由于封存选址不当引起。在这种情况下泄露涉 及范围较广，而二氧化碳浓度则可能较低，不会对人或环境造成很大危害(孙晓 岭、曾凡桂、刘贺娟,2012)o因此,在选取二氧化碳地质封存地点时,对其进行安全性评价是极其重要的。封存点地质构造的圈闭条件、渗透率、断层及裂缝等相关情况是气藏封存二氧化 碳安全性评价的重要指标。大量的研究表明，满足二氧化碳封存安全性要求的气 藏需要具备的基本地质条件为(Rebsc h er,et a l.2005)：(1)对气藏地质构造等与封存有关的因素进行广泛调查及客观评价；(2)储层必须具有一定的孔隙度和渗透率，以保证二氧化碳顺利注入；(3)具有低渗透率的盖层，能阻止二氧化碳泄露，且储层与地表之间无断 层，地表必须具有永久密封性物质来密封气井；(4)有足够的容量储存注入的二氧化碳；(5)气藏要接近枯竭，储层中可开采天然气为数不多；(6)气藏必须具有足够的深度，满足二氧化碳注入的超临界条件；(7)二氧化碳源距离气藏封存点较近，已有现成的基础设施、气体管道运 输等设备。1.3.6环境社会影响1.环境影响和常规抽采技术比较，二氧化碳注入过程中会和气藏中的水混合产生酸性作 用，对地下水、土壤ph值和生态系统产生一定的影响(耿海燕、赵东风、王嘉 麟，2012）o而且注入后的二氧化碳存在散逸的危险，向气藏周边地区渗漏，或 者由气井发生泄漏，对人类环境和气候变化造成一定的影响（崔振东、刘大安、曾荣树等，2010）oCO2-EGR技术与常规天然气抽采技术相比，都涉及到具体的钻井、井下作 业、管道设施、脱水脱硫、分离净化等一系列过程，因此对环境污染的程度并没 有明显降低。相比较EOR技术，EGR技术针对的是天然气藏良好的地质构造和 封闭性，因此EGR技术的潜在泄漏风险很小。除了潜在可能的风险，EGR技术可以有效减少大气中的二氧化碳含量，改 善我国地理区域内小气候环境，有利于遏制我国极端气候状况，能够减缓全球变 暖进程。2.社会影响在我国，近期内CO”EGR技术对于促进地区经济发展的贡献不是很明显。但是从长远来看，CO2-EGR技术能够将枯竭气藏的天然气驱替出来，提高了自 然资源利用率，延长了气田使用寿命。同时EGR技术可以获得更多清洁的天然 气，减缓了对煤炭的需求，有利于优化地区能源结构，缓解我国煤炭需求，对国 家能源安全有重要贡献。另外ERG技术通过注入二氧化碳到枯竭的气藏恢复了 气藏的压力，可以有效避免地域坍塌等现象,在缓解地域沉降方面有长远的意义。CO2-EGR技术对促进地区经济发展和产业结构的调整也有一定贡献。随着 天然气的逐渐开采,将会有越来越多气藏接近枯竭，利用常规技术无法进行开采,枯竭的气藏会被废弃而影响当地经济发展。而利用CO2-EGR技术，一方面可以 提高天然气的采收率，另一方面枯竭的气藏可以用来封存二氧化碳获取减排收 益，从而成为一项环保产业促进当地的经济发展和产业结构调整的理想技术。CO2-EGR技术适用于即将枯竭的天然气藏，和常规抽采技术的适用范围有 所不同。因此，在即将枯竭的天然气藏利用C02-EGR技术，可以把自然衰竭方 法无法开采的天然气开采出来，在一定程度上增加我国天然气产量，为我国能源安全做出一定贡献。1.3.7规模化潜力1、源汇匹配状况如图3.10我国天然气田和二氧化碳排放源分布图可以看出，我国天然气资 源主要分布在中西部和东部海域，除了气田的伴生二氧化碳之外，天然气田周边 也分布了许多二氧化碳排放源，可以满足二氧化碳的供应。图3.10我国天然气田以及二氧化碳排放源分布图根据初步评价结果，我国四川盆地、鄂尔多斯、松辽、渤海湾、珠江口及莺 歌海盆地是开展CO2-EGR技术潜力较大的盆地。因此考虑到二氧化碳源与天然 气藏的匹配，我国二氧化碳集中排放源与天然气盆地的匹配良好。二氧化碳的捕集成本是实施EGR过程费用最高的一个环节，因此高纯度的 二氧化碳源，例如天然气伴生二氧化碳，将是实施EGR项目的潜在对象。在我 国沿海及大陆架有大量的二氧化碳伴生气田存在（任韶然、张莉、张亮，2010）,如莺歌海盆地东方1-1天然气田。气体