作为全球应对气候变化
和实现碳中和目标的关键技术
CCUS已进入技术发展的黄金时期
加快推进CCUS技术应用和产业化发展
已成为国内能源行业
实现“双碳”目标的现实需要和重要路径
CCUS的功能角色和产业前景被重新定义
随着热度不断攀升
CCUS有哪些前沿动态和进展？
如何推进全链条技术落地？
中国石油CCUS发展进程如何？
让我们一探究竟→
南方石油勘探开发有限责任公司CCUS二氧化碳分离、液化装置所在地福山油田花场处理站。文诗璟 摄
目前，CCUS领域
有哪些值得关注的前沿动态和进展？
二氧化碳捕集输送成本高、驱油效率有待提高等，需要持续加大技术创新力度。
CCUS是国际公认的三大减碳途径之一。我国CCUS全产业链技术应用已经趋于成熟，正处于工业化示范和规模化产业应用阶段，但仍然存在一些问题，如二氧化碳捕集输送成本高、驱油效率有待提高等，需要持续加大技术创新力度。特别是要加快发展形成量大面广的低浓度二氧化碳排放源，研发低成本捕集和大规模长距离管输技术、不同类型油气藏更大幅度提高采收率技术以及碳库建设和储能技术等，支撑和引领CCUS大规模有效应用。现阶段需要政府和市场更好地配合，加快构建有效的激励约束机制，切实发挥市场在资源配置中的决定性作用，有效推动相关行业以CCUS为主线的产业结构和生产方式变革。未来需深化推进“CCUS+”模式，融合集约化低成本开发、智慧化管控、新能源替代及产学研一体化，紧跟国家政策导向，驱动绿色转型，强化“双碳”目标兜底技术效能，坚决保障国家能源安全。
——吉林油田二氧化碳开发公司（一体化中心）主任 张德平
二氧化碳驱技术主要应用于低渗、特低渗油藏，提高原油采收率效果显著。
在碳驱油利用技术方面，应用的油藏类型已得到进一步拓展。二氧化碳驱技术主要应用于低渗、特低渗油藏，已在吉林油田得到了全生命周期的技术验证，提高原油采收率效果显著。近年来，一些油田企业开始探索二氧化碳驱提高采收率技术在深层中高渗透砂岩油藏的应用。在室内机理研究和配套工艺技术攻关的基础上，在高含水开发后期的油藏开展CCUS提高采收率现场先导试验，力求形成富集油柱，验证试验成效。同时积极探索深层开发初期在高凝油砂岩油藏实施二氧化碳驱提高采收率技术的可行性，为增储上产奠定基础。
在碳封存技术方面，结合二氧化碳咸水层封存选址基本标准，探索废弃油气藏/咸水层（盐水层）等地质封存场所。研究人员正在不断改进选址方法，提高封存的安全性和有效性，开展二氧化碳咸水层封存目标筛选，该技术具有较好的应用前景。
——华北油田开发事业部副经理 陈洪
CCUS产业链条长
如何协调各环节，推动技术落地应用？
统筹考虑地上地下特征，提前开展地质工程一体化评估，确保油气井有足够的封存容量和安全性。
实践证明，二氧化碳驱油技术可延长油田寿命10年以上，驱油提采与碳埋存协同开发是提高采收率和绿色发展的不二选择。
在具体实施中，首先要统筹考虑地上地下特征，提前开展地质工程一体化评估，从油气藏地质特征、地下流体性质、井完整性、经济可行性等方面综合考量，确保油气井有足够的封存容量和安全性，并具备长期封存二氧化碳和驱替油气的能力。其次，要精细谋划运输和封存基础设施布局，从区域角度进行整体规划，优先考虑二氧化碳捕集端和封存利用油井利用端的地理位置分布，尽可能地以最短路径、最低成本连接捕集源及封存和利用点。推动科研机构和相关企业之间的合作，联合攻关CCUS关键技术难题，进一步深化从单井到井组的动态研究，强化碳驱油与碳埋存受效分析，为油藏稳产、绿色低碳转型提供支撑。
——塔里木油田轮南采油气管理区执行董事、党委书记 崔小虎
通过油田内部源汇、上下游源汇等一体化协同，降低项目运行成本，提升产业链附加值。
针对CCUS全产业链环节多、链条长的特点，应从5个方面推进产业在实践中实现技术落地。一是全产业链协同攻关，实现技术配套。聚焦全周期碳库地质体密封性评价、不同类型油藏开发机理、低浓度低成本二氧化碳捕集等关键技术研究，打通全产业链难点堵点。二是产学研深度融合，提升技术能力。依托一体化试验项目，验证配套技术现场实践适应性，持续提升油藏、工艺、工程等关键技术能力。三是碳源碳汇一体化协同，确保项目见到效益。通过油田内部源汇、上下游源汇等一体化协同，降低项目运行成本，提升产业链附加值，实现减排增效。四是组建专业队伍，提升管理效率。加强专业化、高效化、一体化队伍建设，统筹推进全产业链业务，在技术、生产、管理等专业领域形成长效合力。五是建立人才培养体系，实现人才接替。通过引进、培训、交流等手段，提升从业人员专业技能，实现全链条高素质人才接替。
——辽河油田开发事业部常务副主任 马宏斌
多年来
中国石油高度重视CCUS产业发展
推进二氧化碳提高原油采收率
（CCUS-EOR）技术攻关
创新形成了CCUS全产业链技术体系
二氧化碳注入埋存规模
保持国内领先水平
CCUS技术整体达到国际先进水平
截至2023年底
中国石油在11家油气田
针对不同油气藏类型
部署近20项开发先导试验
实现二氧化碳年捕集能力近80万吨
注入能力超过200万吨/年
累计埋存二氧化碳723万吨
其规模持续保持国内领先
来看看中国石油CCUS发展历程
探索阶段
（1965年至2006年）
▲1965年，大庆油田碳酸水注入试验拉开我国探索二氧化碳驱油的序幕。
▲1999年，吉林油田开展二氧化碳驱油先导试验。
▲2006年，中国石油在香山科学会议首次提出CCUS概念。
攻关阶段
（2007年至2012年）
▲2007年，启动国家973计划项目“温室气体提高石油采收率的资源化利用及地下埋存”。
▲2008年，承担国家科技重大专项“含二氧化碳天然气藏安全开发与二氧化碳利用技术”。
▲2009年，承担国家863计划项目“二氧化碳驱油提高石油采收率与封存关键技术研究”。
设立中国石油重大专项“吉林油田二氧化碳驱油与埋存关键技术研究”。
示范阶段
（2013年至2020年）
▲2013年，宁夏石化15万吨/年低浓度烟气二氧化碳捕集装置投产。
大庆油田建成13.5公里二氧化碳输送管道。
▲2014年，吉林油田建成10万吨级CCUS-EOR全流程示范工程。
▲2018年，中国石油巴西里贝拉项目10万吨级CCUS项目投产。
▲2019年，新疆准噶尔OGCI-CCUS产业促进中心成为OGCI全球首批5个产业促进中心之一。
产业化阶段
（2021年至今）
▲2021年，设立中国石油重大科技专项“二氧化碳规模化捕集、驱油与埋存全产业链关键技术研究及示范”。
成立中国石油二氧化碳捕集、利用与封存重点实验室和碳中和技术研发中心。
▲2022年，全国碳排放标准化技术委员会牵头发起成立CCUS标准工作组，中国石油担任组长单位。
成立CCUS工作专班，部署“四大六小”CCUS产业化工程。
提高油气采收率全国重点实验室获批建设。
召开CCUS工作推进会，启动建设松辽盆地300万吨CCUS规模化应用工程。
发布《中国石油绿色低碳发展行动计划3.0》，确立CCUS发展战略。
▲2023年，发布《中国石油天然气集团有限公司碳达峰行动方案》，明确集团公司碳达峰路径及CCUS产业发展需求。
大庆石化40万吨/年碳捕集项目投产运行。
乌鲁木齐石化15万吨/年碳捕集项目投产运行。
▲2024年，发布《中国石油天然气集团有限公司CCUS/CCS产业链中长期发展规划纲要》，明确CCUS产业发展目标。
新疆油田“新能源+煤电+CCUS”一体化项目启动建设，开创CCUS发展新模式。
《吉林石化—吉林油田二氧化碳管道（一期）》方案获得集团公司批复，获得吉林省备案，为当前我国距离最长、规模最大的密相/超临界二氧化碳管道。
策划：冯楚涵
素材：中国石油规划总院、王珊珊、李明卓、刘天一、王成凯、牛作杰、隋泠泉、张雪涛
编辑：杨子仪
责编：姚婕娜
审核：向爱静
