二氧化碳捕集、驱油与封存项目碳减排量核算方法.pdf

石 油 勘 探 与 开 发 862 2023 年 8 月 PETROLEUM EXPLORATION AND DEVELOPMENT Vol.50 No.4 文章编号：1000-0747(2023)04-0862-10 DOI:10.11698/PED.20220771 二氧化碳捕集、驱油与封存项目碳减排量核算方法 汪芳1,2，廖广志3，苏春梅3，王峰4，马建国3，杨永智1,2（1.提高油气采收率全国重点实验室，北京 100083；2.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；3.中国石油油气 和新能源分公司，北京 100007；4.中国石油吉林油田公司二氧化碳开发公司，吉林松原 138000）基金项目：中国石油天然气股份有限公司科技项目“CCUS/CCS 体系技术经济评价与发展规划研究”（2021ZZ01-06）；中国石油天然气股份有限公司科技项目“典型低品位油藏储层定量刻画及不同流动单元表征研究”（2021DJ1101）摘要：针对 CO2捕集、驱油与封存（CCUS-EOR）项目全流程温室气体减排量化和核证的难点，在温室气体自愿减排项目方法学框架下，通过研究项目各工艺环节核算边界、基准线排放和项目排放量核算方法、散逸和泄漏量化与预测模型，建立 CCUS-EOR 项目碳减排量核算方法，为 CCUS-EOR 项目温室气体减排量化提供核证依据。结合吉林油田 CCUS-EOR 工业示范项目全流程能耗、散逸和泄漏排放监测的实际数据进行核算，项目在现有 80%埋存率下的净减排效率约为 91.1%。不同浓度和规模的 CCUS-EOR 项目碳减排量核算和预测表明，在项目核算边界内，燃煤电厂为代表的低浓度气源 CCUS-EOR 项目年核证净减排效率约为 37.1%，天然气制氢为代表的高浓度气源CCUS-EOR 项目年核证净减排效率约为 88.9%。该方法适用于核证计入期内多种基准线情景下 CCUS-EOR 项目的碳减排量核算，可为企业 CCUS-EOR 项目布局与产业规划提供决策依据。关键词：CO2捕集、驱油与封存（CCUS-EOR）；碳减排量核算；核算边界；基准线排放 中图分类号：TE122.1 文献标识码：A Carbon emission reduction accounting method for a CCUS-EOR project WANG Fang1,2,LIAO Guangzhi3,SU Chunmei3,WANG Feng4,MA Jianguo3,YANG Yongzhi1,2(1.State Key Laboratory of Enhanced Oil and Gas Recovery,Beijing 100083,China;2.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration&Development,Beijing 100083,China;3.PetroChina Oil&Gas and New Energy Company,Beijing 100007,China;4.Carbon Dioxide Development Company,PetroChina Jilin Oilfield Company,Songyuan 138000,China)Abstract:It is difficult to quantify and certify the greenhouse gas(GHG)emission reduction in the entire process of a project of carbon capture,utilization and storage(CCUS)-enhanced oil recovery(EOR).Under the methodological framework for GHG voluntary emission reduction project,the carbon emission reduction accounting method for CCUS-EOR project was established after examining the accounting boundaries in process links,the baseline emission and project emission accounting methods,and the emission and leakage quantification and prediction models,in order to provide a certification basis for the quantification of GHG emission reduction in the CCUS-EOR project.Based on the data of energy consumption,emission and leakage monitoring of the CCUS-EOR industrial demonstration project in Jilin Oilfield,the net emission reduction efficiency is determined to be about 91.1%at the current storage efficiency of 80%.The accounting and prediction of carbon emission reduction for CCUS-EOR projects with different concentrations and scales indicate that within the project accounting boundary,the certified net emission reduction efficiency of the low-concentration gas source CCUS-EOR projects represented by coal-fired power plants is about 37.1%,and the certified net emission reduction efficiency of the high-concentration gas source CCUS-EOR projects represented by natural gas hydrogen production is about 88.9%.The proposed method is applicable to the carbon emission reduction accounting for CCUS-EOR projects under multiple baseline scenarios during the certification period,which can provide decision-making basis for the planning and deployment of CCUS-EOR projects.Key words:CCUS-EOR;carbon emission accounting;accounting boundary;baseline emission 引用：汪芳,廖广志,苏春梅,等.二氧化碳捕集、驱油与封存项目碳减排量核算方法J.石油勘探与开发,2023,50(4):862-871.WANG Fang,LIAO Guangzhi,SU Chunmei,et al.Carbon emission reduction accounting method for a CCUS-EOR projectJ.Petroleum Exploration and Development,2023,50(4):862-871.0 引言 CO2捕集、驱油与封存（CCUS-EOR）是指将工业排放源中的 CO2捕集后，输送并注入到油藏驱替原油，同时将 CO2永久封存在油藏地质体中，实现 CO2减排。在中国碳达峰和碳中和背景下，CCUS（CO2捕集、利2023 年 8 月 汪芳 等：二氧化碳捕集、驱油与封存项目碳减排量核算方法 863 用与封存）/CCS（CO2捕集、运输与封存）技术是实现双碳目标的主要的负碳技术之一，预计碳中和时期每年具备（1016）108 t CO2封存规模的市场潜力。同时 CCUS/CCS 技术也是火电、水泥和钢铁行业等难以深度脱碳的煤基工业部门的托底碳中和路径1-2。CCUS-EOR 的规模减排能力使其成为最主要的 CCUS技术之一。CCUS-EOR 技术碳减排量化及核证研究是评估净减排量、重新定位减排贡献和产业规划的基础，也是推动 CCUS-EOR 项目纳入碳交易市场、实现碳汇效益的必要前提。目前 CO2地质封存项目多以 CCS 项目温室气体排放核算方法为主，包括指南、标准规范和框架性方法，不涉及 CO2驱油环节。联合国政府间气候变化专门委员会（IPCC）国家温室气体清单指南提出的 CCS 项目CO2质量控制方法学适用于各种工业排放源碳捕集、运输及油藏/盐水层封存的 CCS 项目活动，但受泄漏监测技术限制，方法学中未提供相关相应减排量的计算方法3。2012 年德班世界气候大会将 CCS 纳入符合清洁发展机制的活动清单，但除联合国气候变化框架公约（UNFCCC）公布的 CCS 项目核证减排量（CER）核算方法学模板外，并无实际运行 CCS 项目应用该方法学。CO2捕集、运输和封存技术委员会（ISO/TC 265）在 ISO 标准框架下建立了 CCS 技术全流程量化与核查标准，目前该标准暂未通过4。美国国家环境保护局（EPA）的 CO2地质封存地下注入控制井场表征指南是在封存地质体油藏精细描述、油藏适应性分析和潜力评价等基础上建立的涵盖预测、计算和监测等多角度的 CO2地质封存量计算和核证体系5。CO2驱油与封存环节用能装置多且分散，工艺泄放和泄漏路径较多，因此现有 CCS 项目温室气体减排量核算方法无法用于 CCUS-EOR 项目全流程碳减排量核算。国内外现有的 CCUS-EOR 技术碳排放量核算方法的研究均处于初期阶段，主要技术问题是 CO2减排量化核证和泄漏监测。CO2捕集、运输和驱油过程中各工艺环节核算边界不明晰，装置泄漏和应急泄漏潜在路径梳理和量化难度较大，CO2在地层中的运移和封存状态及井筒、地层泄漏的监测技术仍需要发展和完善，全生命周期封存量和安全性的预测和核证在较长时间内依然是 CCUS-EOR 项目核证减排量签发的限制因素。随着中国碳市场的建立和逐步扩大，国家发展和改革委员会根据国内节能减排项目特点，备案了 189个温室气体自愿减排方法学。对温室气体减排效果进行量化核证，中国核证减排量（CCER）进入碳市场交易，在全国碳排放权交易市场中发挥了重要的抵消机制作用。目前国内正在研究将 CCUS-EOR 项目开发为温室气体减排项目，论证纳入全国碳市场的可行性。本文针对 CCUS-EOR 项目各环节 CO2排放量化核证、散逸和泄漏路径梳理以及泄漏量化等难点，在国内已备案的温室气体自愿减排项目方法学框架下，提出适用条件和项目核算边界的确定方法，探索不同基准线情景及基准线排放量，梳理 CCUS-EOR 项目排放、散逸和泄漏途径，构建 CCUS-EOR 和 CCS 项目碳减排量核算方法和监测方法，为准确核算多种情景 CCUS-EOR项目全流程净减排量提供方法依据。1 核算方法理论依据 1.1 项目边界确定 CCUS-EOR 项目边界包括项目所有耗能工艺设备所在的地域和项目所有潜在泄漏路径的预测扩散范围，分为地面工艺地理核算边界、地下 CO2运移边界以及泄漏核算边界 3 部分（见图 1）。CCUS-EOR 项目地面工艺地理核算边界涵盖了CO2捕集、运输和驱油封存 3 个独立环节，应分别确定各自的核算边界，便于项目基准线情景的确定和排放量的核算。其中 CO2捕集环节核算边界起点为捕集装置，终点为压缩机组出口计量装置，包含边界内其他耗能装置；CO2运输环节核算边界起点为管道或罐车（船舶）入口计量装置，终点为油田接收计量站计量装置，包含 CO2管道、车船、增压和监测设备等所有耗能装置；CO2驱油与封存环节核算边界起点为 CO2注入系统计量站，终点为动态分布的地面和大气泄漏监测装置，包含注采、集输、回收处理和循环注入的地面密闭工艺装置系统。地下 CO2运移边界是指 CO2自注入井进入地层后在油藏中波及的范围。在此过程中部分 CO2通过溶于地层水、与岩石反应成矿固化和地层吸附等方式永久滞留并封存地下，部分 CO2溶于原油或作为伴生气采出。地下运移边界由 CO2驱流体运移监测方法与技术确定，可以直观反映 CO2驱替前缘运移情况6。地下CO2运移边界的确定是 CO2封存泄漏监测布点经济性和有效性的基础，决定了 CCUS-EOR 项目泄漏量核算的准确度。泄漏核算边界的确定需要甄别地面工艺和地下封存的泄漏路径，包括捕集、运输和驱油过程中因装置泄漏、管线泄漏、应急泄放的地面工艺 CO2散逸和泄 864 石油勘探与开发碳中和新能源新领域 Vol.50 No.4 图 1 CCUS-EOR 项目核算边界图 漏路径，以及封存于地质体中的 CO2通过盖层泄露、井筒泄漏和侧向泄漏的封存泄漏路径，通过建立全过程散逸和泄漏模型预测 CO2在地层、浅表和大气中扩散的空间范围。CCUS-EOR 项目碳减排量核算也需分为核证周期内碳减排量和全周期碳减排量核算。由于 CO2在地层内的运移空间和潜在散逸、泄漏路径的预测空间范围存在差异，核证周期内和全周期的碳减排量边界有所不同，泄漏监测范围也应随之变化，全周期碳减排量核算边界应按照国家对 CCUS-EOR 项目封场后地质封存安全期时限进行预测。1.2 CCUS-EOR 项目基准线情景确定和基准线排放量计算 CCUS-EOR 项目需要甄别在没有该项目活动时，捕集、运输和驱油封存 3 个独立核算边界内的可代替情景，确定各自的基准线情景并加以组合。分析各种情景下全流程工艺用能结构和泄漏路径，以此作为项目碳减排量核算的基础。在没有本次 CCUS-EOR 项目活动时，CO2捕集环节的基准线情景，即碳源利用方式的可替代情景如图 2所示，包括且不限于：C1，项目活动不作为温室气体自愿减排项目实施；C2，仍保持现状，即碳源直接排空；C3，制造者将 CO2捕集后当作化工原料自用；C4，制造者将 CO2捕集后外售。CO2运输环节的基准线情景应包括且不限于：T1，项目活动不作为温室气体自愿减排项目实施；T2，保持现状，无 CO2运输活动；T3，采用罐车或船舶等运输；T4，采用管道运输。CO2驱 油 和 封 存 阶 段 的 基 准 线 情 景 是 指 没 有 本 次CCUS-EOR 或 CCS 项目活动时，油田开发方式和油气藏及盐水层利用方式的可替代情景，包括：O1，项目活动不作为温室气体自愿减排项目实施；O2，油藏仍保持现状，采用注水等其他开发方式生产；O3，油藏采用 CO2驱油开发方式，未达到最大动用能力；O4，未动用油藏、废弃油气藏、盐水层等地质碳汇保持现状，不用于封存 CO2；O5，废弃油气藏、盐水层等地质碳汇已封存 CO2，未达最大动用能力。基准线排放量应根据基准线情景下各环节温室气体实际排放量进行计算，包括 CO2捕集量、捕集压缩和运输的能耗排放量、油田注水开发的能耗排放量和散逸排放量，排放量计算公式如下：B,C,cc,tr,EOR,s,C,yyyyyyyEEEEEEP（1）捕集压缩环节基准线排放量对应两种不同的情况：基准线情景 C2 条件下该工艺设施需新建 CO2捕集和压缩设备，此情境下基准线排放量计算方法见（2）式；基准线情景 C3 和 C4 条件下已存在 CO2捕集和压缩设备，减排量需选取捕集压缩装置剩余折 2023 年 8 月 汪芳 等：二氧化碳捕集、驱油与封存项目碳减排量核算方法 865 图 2 CCUS-EOR 项目基准线情景边界图 旧期时长和计入期时长两者间的较短期限进行计算，基准线排放量计算方法见（3）式。C,P,apeP,ap,1jnyyyjjjjEP E EFPEF FNCV（2）cc,C,aceC,ac,1jnyyyjjjjEP E EF P EF FNCV（3）CO2输送环节的基准线排放包括两种情况：基准线情景 T2 下需新建 CO2输送管道或采用罐车（船 舶）输送，其基准线排放量为零；基准线情景 T3 和T4 条件下已存在 CO2输送管道或罐车（船舶），基准线排放量需评估项目计入期时长和输送量，以及现有管道剩余折旧期时长和容量，并选取较小值进行计算，计算方法见（4）式。tr,C,ateC,at,1jn yyyjjjjEP E EFP F EF NCV（4）开展 CO2驱油封存或仅封存活动时的基准线排放情况有：基准线情景 O2 下需新建 CO2驱油封存地面工艺设备，基准线排放量计算见（5）式；基准线情景 O3 条件下已有 CO2注采、集输和循环回收等工艺设备，需评估设备容量和剩余折旧期时长，按（6）式计算基准线排放量；基准线情景 O4 条件下的基准线排放为零；基准线情景 O5 条件下已存在 CO2封存工艺设备，在评估既有设备容量和折旧剩余时长的基础上采用（7）式计算基准线排放量。EOR,w,awew,aw,G,1jnyyyjjjyjEQE EFQFEF NCVE（5）EOR,C,aEeC,aE,G,1jnyyyjjjyjEQE EFQFEF NCVE（6）s,Cs,aseCs,as,1jnyyyjjjjEQE EFQFEF NCV（7）1.3 额外性论证 现阶段利用 CCUS-EOR 项目减排温室气体是作为利益相关方主动承担社会责任和环境责任，在没有碳减排收益支持的条件下，项目投资内部收益率低于国家和行业适用的贴现率，项目不具有财务吸引力。因此项目额外性论证建议采用投资分析对项目进行简化论证，证明 CCUS-EOR 项目在没有 CCER 支持情况下，存在财务效益指标偏低和技术风险等方面的障碍因素，通常理解为项目内部收益率小于 8%。1.4 项目排放量核算 CCUS-EOR 项目排放包含项目活动电力和化石燃料消耗产生的碳排放和散逸排放。对 CCUS-EOR 项目实际排放量进行核算和量化需要明确项目边界内所有用能装置的用能类型、能源消耗量、散逸路径和散逸量。核算步骤为：排查核算边界内所有排放源和排放类型；确定不同类型用能的碳排放因子；梳理CO2地面注采和集输工艺环节的排放、泄放和散逸点；计量和监测能源消耗量及排放、泄放和散逸量，包含电表计数、化石能源购买合同、计量和监测仪表数据等；根据排放类型、数据的可监测计量性和行业核算标准选择合适的核算方法。CCUS-EOR 项目核算边界内碳排放来源于各环节866 石油勘探与开发碳中和新能源新领域 Vol.50 No.4 工艺装置消耗化石能源产生的直接排放和电力消耗产生的间接排放、工艺放空排放和地面工艺散逸排放。排放的温室气体主要是 CO2，在油气生产环节会产生少量 CH4排放（见表 1）。其中 CO2捕集环节仅需考虑装置能耗的 CO2排放量核算，运输环节和驱油封存环节在 CO2用能排放核算的基础上，还需核算泄放和散逸 CO2和 CH4的排放量，包括管道检修通过截断阀室泄放的 CO2气体、为保障油气安全生产通过装置泄放口或安全阀门泄放的 CH4或 CO2气体（如装置泄压排放、接转站和联合站放空排放等）、油气生产地面注采和集输工艺各环节散逸排放的 CO2和 CH4气体（包括注入压缩机组、阀门、法兰、套管、储罐等压力设备）。以上排放量需按泄放口和散逸点分开进行核算。表 1 CCUS-EOR 项目核算边界内排放来源和温室气体类型 温室气体类型 核算 边界 排放类型 排放来源 用能 类型 主要 排放源假定可忽略不计捕集 环节 能耗 装置电力消耗；解吸蒸汽消耗；压缩机电耗；计量、监测、仪表等其他设备能耗 电、煤等 CO2 N2O、CH4能耗 管道用能和槽车化石能源消耗；压缩机/泵电耗（长距离管道增压）；计量、监测、仪表等其他设备能耗电、汽油 等 CO2 N2O、CH4运输 环节 散逸 工艺泄放 CO2 N2O、CH4能耗 循环注入站能耗（包括外输泵、掺输泵、加热炉、压缩机、注入泵等设备能耗）；集输系统能耗（包括支干线、三相分离等设备能耗）；CO2回收处理装置能耗（包括过滤分离设备、压缩机、变压吸附（PSA）装置等能耗）；计量、监测、仪表等其他设备能耗 电、天然 气等 CO2 N2O、CH4驱 油 封 存 环 节 散逸 工艺泄放；地面工艺散逸排放 CO2、CH4 N2O 项目碳排放量核算方法有 3 种：排放因子法，主要应用于 CO2捕集、压缩、运输和驱油等工艺能耗装置排放量核算，其中电力消耗 CO2排放因子采用生态环境部发布的关于做好 20232025 年发电行业企业温室气体排放报告管理有关工作的通知7中参数（电网 CO2排放因子为 0.570 3 t/（MWh），化石能源排放因子详见文献3；实测法，CO2输送和油气生产过程中工艺泄放和散逸排放采用企业实测值进行核算；缺省值法，油气生产地面工艺 CH4散逸排放量的核算因子依据中国石油和天然气生产企业温室气体排放核算方法与报告指南（试行）8中相关缺省值。CCUS-EOR 项目排放量是项目电力和化石燃料消耗产生的 CO2排放量、工艺泄放和散逸排放产生的 CO2和 CH4排放量的总和，核算公式如下：P,PC,PT,PE,Pv,Pe,C,y yyyyyyEEEEEEP（8）CO2捕集压缩、运输和驱油消耗的化石能源和电力所产生的碳排放，采用排放因子法计算：PC,C,eC,s,C,11jnny i yi yyj yjjijEEEFS EFFNCV EF （9）PT,eTr,Tr,11jnny i yj yjjijEEFEFNCV EF（10）PE,eE,E,11jnnyi yj yjjijEEFEFNCV EF（11）CO2输送、注入和集输管道在检修前，需通过截断阀室进行泄压，以排除管道维护和检修期间的安全隐患。CO2注入过程中，如注入泵、增压泵和安全阀等出现故障，或地面其他装置出现泄漏等异常情况，需立即按操作要求进行停泵减压泄压等安全操作至注入系统恢复安全运行要求。泄压时采用泄压放空计量评价撬装装置对泄放 CO2量和浓度进行计量和监测。泄压收集气通过撬装装置回收至注入系统则认为此部分泄放量计为零。若直接排空则核算公式如下：Pv,CC,GG,11kknnykkkkkkEQGWPQ（12）CO2在原油中溶解度较高，且随压力升高而升高，因此相比于注水开发，CO2驱采出液更易乳化，除伴生 CO2游离气外，油、水中溶解的 CO2将在接转站、联合站、沉降罐等工艺装置解吸后散逸至大气中。此部分 CO2散逸量难以直接计量，应采用实测法，通过测量不同温度压力条件下采出油、采出水、外输原油和净化处理水中的 CO2溶解度进行计算。油气生产地面工艺 CH4逸散排放优先采用实测值，若无则统一采用相关缺省值法核算。Pe,pl,pl,ow,G,11tmnnytttm ymtmEQSSGWPNEF（13）1.5 泄漏量计算 CCUS-EOR 项目活动的潜在泄漏路径包括 CO2运输导致的泄漏、油田地面注采和地层封存泄漏，计算如下。L,TL,WL,FL,yyyyEEEE（14）CO2陆地运输方式有槽车运输和管道运输两种主要方式，CO2捕集装置与终端 CO2驱油与封存项目活动地点间由于槽车装卸损耗和管道密封性受损产生的CO2泄漏量计算如下：TL,in,out,yyyEQQ（15）2023 年 8 月 汪芳 等：二氧化碳捕集、驱油与封存项目碳减排量核算方法 867 CO2驱油与封存环节泄漏路径包括井筒泄漏和地层泄漏。当井筒完整性受到破坏时，注入井普遍存在较高的环空持续带压，井筒易发生泄漏。套管环空温度变化导致流体膨胀、井下作业对环空施加压力、井筒屏障系统功能下降或失效形成环空气体窜流均会导致井筒环空带压9。温度和压力变化引起的环空带压可以通过井口泄压消除，不会形成持续带压，通过泄压放空计量装置计量和监测泄漏的 CO2量和浓度。对于评价参数异常且经过多次泄压后仍环空带压的“隐患井”采取重新完井，以保障注气井安全，避免出现突发性井筒泄漏，该部分多次泄压且排空的 CO2排放量以泄压监测计量数据进行核算，泄压收集气被回收则认定井筒泄漏量为零。井口突发泄漏量通常采用泄漏预测模型核算。CO2驱出现井筒突发性泄漏时，泄漏量通常选择合适的泄漏预测模型和监测数据进行综合核算，保障结果的准确性，并通过井筒 CO2泄漏安全风险评估的核证。目前 CO2驱油井筒泄漏量预测模型有参考有毒气体的扩散模型、Drift Flux 模型等10-11。井筒 CO2泄漏量计算如下：33WL,WL,C,ls,C,111010wwnnyw yww ywwwEVTQ（16）地层泄漏路径包括 CO2沿封存地质体裂缝等运移的侧向泄漏和大时间尺度范围内的盖层渗透。注入储集层的 CO2流体波及至断层或裂缝后向上部渗透层运移，CO2进入该渗透层并有部分被滞留，若初始泄漏的 CO2总量小于沿途各渗透层能够吸收的 CO2总量，则泄漏的 CO2不会运移到地表，否则即产生地表泄漏风险。地层泄漏量无法直接核算，需在核算边界内裂缝系统渗透率和各渗透层参数的基础上建立泄漏量预测模型计算，并结合地层、浅表和大气泄漏边界内的安全性监测进行定性与定量评估。通常 CO2驱油与封存储集层上部存在多套渗透层和盖层，地层压力随泄漏呈递减趋势，在 CCUS-EOR 项目核证周期内 CO2运移到地表的可能性较低。项目核证计入期内地层泄漏量计算需收集现场大气、浅表和地层 CO2浓度监测计量数据，计算方法如下：FL,Clg,m,b,1snys ys ys ysEV（17）对CO2封存体盖层完整性评价表明，盖层泄漏CO2涉及大时间尺度范围，短期内对地表影响较小，因此仅需在 CCUS-EOR 项目全周期碳减排量核算时考虑。地层泄漏预测量计算如下，当结果不为正值时，CCUS-EOR 项目地层泄漏量预测为零：FL,ffl,pll,11fpnnyf yp yfpEQQ（18）1.6 CCUS-EOR 项目减排量核算方法 CCUS-EOR 项目减排量的核算是在确定核算边界的基础上，选择合理的基准线情景，项目基准线排放量扣除项目排放量和泄漏量的净减排量，计算公式为：R,B,P,L,=yyyyEEEE（19）2 需要监测的数据和参数 依据上述核算方法中减排量和泄漏量核算及预测所需数据参数，制定 CCUS-EOR 项目监测计划，建立项目全流程监测和计量系统，准确核算项目排放量和泄漏量，降低 CO2驱油封存泄漏风险，保障长期安全有效 CO2封存。能耗数据监测的准确度是 CCUS-EOR 项目排放量核算的基础，主要通过项目各工艺环节用能节点的电表计数、化石能源使用台账或购买合同等手段监测计量，并作为项目碳排放量的源数据进行备份及核证。多维度散逸和泄漏监测体系是准确预测和核算CCUS-EOR 项目散逸量和泄漏量的基础，也是项目安全运行的保障。CCUS-EOR 项目散逸和泄漏监测系统的布点较为复杂，一套完整的项目散逸和泄漏监测系统包括 CO2封存体地质裂缝/断层和盖层的数学建模及微地震监测、地表土壤碳通量监测、CO2碳同位素监测、大气中 CO2浓度监测和撬装泄放计量等。微地震监测可评估 CO2注入后诱发裂缝等现象的可能性，监测CO2在储集层中驱替前缘的展布状态和优势方向12-13，结合断层和裂缝分布，预测 CO2沿裂缝运移方位，并以此确定浅表和大气监测边界。在确定 CO2在储集层中波及范围和气窜井位置的基础上，以注气井（组）为监测单位布点监测土壤中 CO2通量的变化，判定是否发生 CO2地层泄漏。根据选井原则确定监测点，安装浅层监测井，利用 CO2浓度检测仪对核算边界内的大气和地下水中的 CO2浓度进行监测，以此建立井筒泄漏监测系统并有效监测井筒完整性。散逸监测包括定期开展 CO2在采出游离气中含量和在油、水中溶解度的测量，以及管道、井筒和作业过程中 CO2泄放量的计量。3 案例分析 3.1 吉林油田 CCUS-EOR 工业示范项目碳减排量核算 吉林油田 CCUS-EOR 项目自 2007 年投产运行，是国内运行时间最长、规模最大的 CCUS-EOR 项目。868 石油勘探与开发碳中和新能源新领域 Vol.50 No.4 项目封存的 CO2源自长岭 1 号气田白垩系营城组天然气伴生气，该气藏 CO2含量约为 20%，为达商品天然气技术指标要求，需经过氨法脱碳（MDEA）装置对CO2进行分离脱除。分离后的高浓度 CO2经增压至 2.5 MPa 后，以气相管道输送至黑 46 注入站，按不同注入井的输送环境、距离、气量等因素，经温度、压力及分离控制，再次增压后通过管道输送到注气井组进行CO2驱油提高石油采收率。油井采出液经小环状掺输流程进入两相分离器，分离后的 CO2气经除油除水后，进入 PSA（变压吸附法）系统后与长岭气田来源气混合后再次注入油藏，形成 CO2循环注入。吉林油田 CCUS-EOR 项目碳减排量核算边界起始于天然气净化厂 CO2压缩机，再经 11.3 km 输送管道运至油田 CO2驱油与封存循环注采和集输系统，终点为 CO2地层和井筒泄漏预测范围。项目基准线排放为天然气净化分离后 CO2排空及油田继续采用注水开发的能耗排放和散逸排放。项目排放来自新增用能装置能耗排放、散逸及泄漏排放。排放分析如下：CO2源为天然气净化后的高浓度气源，无捕集能耗。管道运输新增排放为压缩机电力消耗产生的间接排放。黑 46 注入站内三级注入压缩机压缩电耗产生的排放是注入环节最主要的能耗排放，自注入站分输至各注入井口的 CO2管线无新增能耗。油气水三相自采出井进入混输管线后，集结于接转站两相分离器，此处对产出气体与油水混合物进行物理分离，无新增能耗。伴生气净化工艺新增排放来自多级除油除液装置及PSA 系统电力消耗产生的间接排放。散逸与泄漏排放量计算参数来自大气、地表和井筒等监测设备数据和泄漏预测模型，为有效监测泄漏状况，吉林油田优化形成了“土壤碳通量-碳同位素-浅层监测井”监测方法14-15，包括：采用便携式红外 CO2浓度监测器对近地表气体取样监测、采用 LI-8100 自动土壤碳通量测量系统监测土壤 CO2浓度与通量、采用地下浅层监测技术监测目标层位内的流体组分。土壤碳通量监测是目前国内外主要的泄漏监测技术，适用于 CO2驱油与封存全过程的泄漏监测。通过监测地表土壤中 CO2通量变化，与注入前背景值进行对比，以判断项目封存 CO2泄漏情况，若碳通量增加10%以上，可以判定为产生 CO2地层泄漏。监测方法是以注入井为中心，采用米字布点法，在注气井的 8个方向布设测试点。吉林油田 CCUS-EOR 项目模拟核证阶段土壤中碳通量监测值与项目未实施时的背景值差异在2.38%2.77%，说明该项目无地层泄漏。地下浅层监测技术通过定期监测封存区域监测井内气样组分，与背景值进行对比，以判断 CO2泄漏情况。若 CO2浓度增加 10%以上，可以判断 CO2产生泄漏。目前吉林油田监测井分析数据表明 CO2浓度稳定，变化小于 10%，井筒无泄漏（见表 2）。表 2 吉林油田浅层监测井主要气体组分变化对比表 组分占比/%年份 N2 O2 CH4 CO2 2019 76.240 20.640 0.002 0.180 2020 76.290 20.570 0.003 0.170 2021 78.400 20.480 0.003 0.170 通过收集吉林油田 CCUS-EOR 项目 2020 年和2021 年各工艺环节用能装置能耗参数和监测设备数据，依据碳减排量核算方法，对项目各环节能耗、散逸泄漏和碳排放量进行核算，结果见表 3。表 3 吉林油田 CCUS-EOR 项目碳排放量核算汇总 基准线排放量/t 项目排放量/t 泄漏量/t 项目减排量 年份 水驱 CO2排放量 净购 CO2量 注入 CO2量 捕集压缩管道注入集输管道井筒、地层 净减排量/t净减排效率/%2020 17 809 198 630 245 852 0 8 8040 8 88817 8090 0 180 938 91.09 2021 17 844 203 378 254 065 0 8 8630 9 29517 8440 0 185 220 91.07 注：其中水驱 CO2排放量据水驱能耗监测数据；净购 CO2量、注入 CO2量和管道泄漏量据流量计计数；压缩、注入排放量据电表计数，集输排放量据电表计数、化石能源使用台账等；井筒、地层泄漏量据“土壤碳通量-碳同位素-浅层监测井”监测数据 如表 3 所示，吉林油田 CCUS-EOR 项目在现有80%的埋存率下，净减排效率约为 91.1%。吉林油田现阶段约 20%注入 CO2气体需经过净化后再循环，随着项目运行阶段推进，CO2注入倍数不断扩大，通常从0.50.6 倍烃类孔隙体积开始，CO2埋存效率逐步降低，因此传统的 CO2驱项目方案设计注入量通常不到0.6 倍烃类孔隙体积即终止注气16。伴生气产量增加导致净化循环和注入气压缩工艺耗能产生的碳排放量随之增加，项目净减排效率会逐步降低。需合理调控，扩大波及体积、减缓气窜，降低注入 CO2无效循环。3.2 不同浓度和规模的 CCUS-EOR 项目碳减排量核算 选择吉林油田短距离内燃煤电厂和长距离的炼化制氢工艺高浓度伴生气为气源供给方，模拟估算百万吨级低浓度气源 CCUS-EOR 项目和 40104 t 级高浓度2023 年 8 月 汪芳 等：二氧化碳捕集、驱油与封存项目碳减排量核算方法 869 气源 CCUS-EOR 项目全流程碳减排量。实际运行百万吨低浓度 CCUS-EOR 项目应以核证周期内各年度实测数据核算项目排放量和泄漏量。低浓度气源 CCUS-EOR 项目的 CO2捕集环节核算边界起始于捕集装置引风机，终点为压缩液化装置，主要用能装置包括吸收塔、解吸塔、压缩机组等。捕集装置进口原料气 CO2体积分数约为 15%，温度 5060，压力 0.1 MPa，捕集压缩后出口 CO2气体积分数大于 99.5%（干基）。在国内已投运的 CCUS-EOR 示范项目中，电力行业 CO2捕集能耗为 1.63.5 GJ/t，煤化工行业由于捕集源和捕集技术的差异性，能耗为0.72.5 GJ/t1。综合多个低浓度燃煤电厂烟气 CO2捕集方案的工艺运行能耗参数，捕集 1 t CO2的二次排放量约为 0.523 t，其中电力消耗产生的排放约为 0.125 t，蒸汽（压力 0.4 MPa）消耗产生的排放约为 0.37 t。电力和蒸汽消耗是低浓度气源 CO2捕集能耗中最重要的部分。高浓度气源 CCUS-EOR 项目中 CO2体积分数超过90%的气源可直接压缩利用。核算边界内主要用能装置包括压缩机组、干燥器和冷凝器等。综合国内多个炼厂制氢工艺实际数据，压缩机进口原料气压力通常为0.100.25 MPa，出口 CO2体积分数视原料气组分有所差异，压力由输送要求确定，包括输送方式、输送距离、管径和地面高差等。短距离管道不考虑沿途加压能耗，长距离管道根据项目投资经济性选择提高 CO2气在管道入口的压力或者选择中途增设增压站。CO2驱油与封存以吉林油田现有核算数据为基础进行扩大，默认地面一体化注采技术工艺密闭性好，储盖层封闭性完整，项目无地层及井口散逸和管道泄漏。对低浓度模拟项目各环节能耗、散逸泄漏和碳排放量粗略核算和预测，项目 CO2基准线排放量为109.1104 t/a，其中低浓度烟气排放量为 100104 t/a，注水驱油基准线排放量为 9.1104 t/a。实施 CCUS-EOR后，项目 CO2排放量为 72104 t/a，其中捕集新增电力和蒸汽的二次排放量约为 52.3104 t