CO2存储：空间巨大但传统存储相关风险尚未明确.docx

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1、C02存储：空间巨大，但传统存储相关风险尚未明确大规模的存储与固定是C02减排的主要途径。目前C02存储主 要以地质存储为主，特别是EOR项目产生额外的原油收益，提高了 C02存储的经济效益，是主流存储方式。据GCCSl统计，全球主要油 气田C02的存储能力约为3108亿吨，远能满足零净碳排放的需求, 但是其地理位置相对有限，C02运输成本较高。据GCCSI统计，全球有98%的C02存储资源是在矿石盐层(Saline formation),另外2%的存储资源在油气田(Oil and gas fields)。一般来说， 2的存储主要包括地质存储、海洋存储和矿石碳化等方式。图表：全球主要油气田的C

2、02储存资源分布(百万吨)资料来源:Global Status of CCS 2020一、地质存储：经济性相对较佳，监控至关重要从原理上看，C02的地质封存原理与石油、天然气和其他碳氢化 合物被困在地球地下几百万年的原理相同。只要存在不可渗透的岩层 阻止C02逸出，任何足够大的深度(大于80Om)且具有足够的孔隙 率和渗透性的地层都是潜在的储藏地点。从地质存储的分类来看，CO2的地质封存主要包括废弃油气田存 储、咸水层存储和强压煤床甲烷回收(ECBM)o终端处理厂的高纯度 82气体，经过脱水、多级压缩、换热后，制成液态CO2,然后通过 船/管道运输至目标封存地，经注入井注入目标地层。地质存储应

3、用 较为广泛，截至2017年，全球已有6个超大型CO2地质存储项目投 入使用，GCCSl共确定了 38个大型CO2存储项目，其中大多数是强 化采油项目。图表：CO2地质存储技术路径米出石油Jt大解气 ttC0,C0?的地质储存技术路径I. MMWMina3. 未使用的那丝木1和11胡宏6 蹲不MiI的flr!资料来源：Opportunities for underground geological storage ofC02 in New Zealand图表：2019年全球二氧化碳地质储量全球二氧化破储（以破元素计算）（单位：10亿吨）低高成水畜水层872727废弃气田136300废弃油田41

4、191煤层20资料来源：CNKI废弃油田井：油气藏地质构造复杂，气密性良好，是储存二氧化 碳的有效场所，此外，通过向油井中注入C02气体可以增加石油回 收率并封存CO2。C02 -EOR （强化石油开采）项目能持续提高石油产 量，甚至可以达到原有石油总产量的5-20%,使得平均总采收率达到 50%,因此具有较好的经济性。自20世纪50年代，首次有CO2的回 注采油的专利权注册以来，人们进行了大量的室内和现场实验来研究 它的驱油机理，并相继提出了许多注入方案，包括连续注C02气体， 注碳酸水法，C02气体或液体段塞后交替注水和C02气体（WAG）, 同时注C02气体和水等方法。油气田C02储存技

5、术成熟，已经有多 套装置投入商业化使用。油气田存储项目的经济性主要取决于油价及捕捉系统。从典型的 油气田C02存储系统投资来看，油气田C02存储系统前期投资主要 包括C02捕捉，运输及封存设备。而在实际运行期，油气田C02存 储系统的单吨成本在50-60美元之间，其中安装于燃煤电厂的C02捕 捉系统运营成本占成本比例最高，占比达到约60%,而运输和封存系 统成本占比均在20%左右。从收益的角度来看，油气田CO2存储收 益主要来源于减排量交易和增产原油收益，结合文献我们推测其中额 外的原油收益占比将达到90%o因此总体来看，油气田CO2存储系 统的推广具有一定局限性，这主要是由于目前符合条件的衰

6、竭油气田 数量相对有限，不能满足目前所有的CO2储存需求，此外碳捕捉系 统成本投资成本降低相对较慢。煤层：无商业开采价值的深层煤层也是储存CO2的有效场所， 这是因为煤层对CO2的吸附能力优于甲烷，通过向煤层中注入CO2 气体可以促使甲烷从煤层中解吸。CO2注入工艺不仅可以大幅度提高 煤层甲烷的生产潜力，而且注入的CO2气体能维持孔隙压力从而有 利于开发深部低渗透性煤层中的煤层气。但目前煤层气储存CO2进 展一直较慢，这主要是因为其对煤层选址要求相对较高，此外还需要 考虑气体运输路线的经济有效性，因此合适进行储存CO2的煤层相 对较少。咸水蓄水层:CO2蓄水层储存是通过钻孔人为地把CO2注入到

7、地 下蓄水层中，利用地质结构的气密性来储存二氧化碳。地层深处的压 力和温度条件使得CO2处于超临界状态,此时其密度小于地下咸水， 因此具有良好的封闭性，采用地震波层析技术监测结果显示，CO2在 储存地层中状态稳定，无泄漏情况出现。此外，由于CO2注入地下 较深，且目标储层远离饮用水区域，对环境产生的影响也比较小。地 下咸水中含有的无机金属及非金属离子也可以和CO2反应形成碳酸 盐，实现CO2永久封存，封存成本较低。1996年，挪威的Statoil石 油公司在北海的Sleipner West天然气田建立了世界上第一个商业规 模的咸水蓄水层储存工程，每年向位于海底下IOOOm的Utsira砂岩 层

8、注入100万吨的二氧化碳。相比于油气田和煤层封存，咸水层封存拥有最大规模的封存储量 和广泛的资源分部，且由于注入量大，规模效应更加明显，因此单吨 封存成本低于油气田和煤层封存,是未来CO2封存系统的首选方案。 但是咸水层封存的问题也非常明显，即其收入来源相对单薄，商业化 前景不甚明朗。目前咸水层封存仅能依赖碳交易获得一定收益，难以 实现成本覆盖。当下已建成的咸水层封存商业运营项目相对较少，只 有澳大利亚，挪威等少数几个项目正在进行商业运营，因此对其分析 和研究相对较少，也需要更多的理论及实验进展以推动其商业化进程。总而言之，CO2地质存储具有存储量大、存储时间长、成熟技术 可迁移、可与CO2利

9、用相结合的优点，但监控泄露是难题。CO2的地 质存储量大、可存储时间长、技术成熟可控，但是也面临着长时间存 储下传统地质储存泄露的风险，甚至会破坏贮藏带的矿物质、改变地 层结构，因此，监控至关重要。CSLF提出，要使用全新的、更准确的 监控技术，并对现有监控技术成本优化，以实现对CO2地质储存的 风险管理。要对降低陆地和海洋监控设备成本的项目投入资金，提高 监控设备异常检测、事故溯源、泄露量化的能力。二、海水碳固定（海洋储存）：海洋酸化风险难辨海洋存储：海洋是全球最大的C02贮库，工业革命以来释放到 大气中的C02有一半左右被海洋吸收，目前大气中C02的输入已显 著改变世界范围内表层海水化学性

10、质，因此海洋在全球碳循环中扮演 了重要角色，C02海洋封存也成为近年来的研究热点之一。目前C02 海洋封存主要有两种技术路径，1）与可燃冰开采相结合，2）将C02 注入深海。D与可燃冰开采相结合，将C02溶解在海水中：其基本原理是 C02可与水分子形成C02水合物，由于C02水合物结构和天然气水 合物结构类似，但C02分子亲水性高于甲烷分子，结构更加稳定， 因此可以置换出甲烷分子。目前可燃冰开采所使用的置换法即是利用 C02分子置换可燃冰中被水分子包裹的甲烷分子，在开采甲烷的同时 即在海洋中封存了 CO2。2）深海注入:将C02直接注入到深海区域（一般为海平面3km以 下），从而达到C02与大

11、气的长时间隔绝也是一种在海洋中封存C02 的方法。在深层海洋储存C02的过程中，C02注入后也将会形成C02 水合物，由于海水的密度低于C02的密度，因此CO2水合物最终将 沉积于海洋底部，达到储存的目的。海洋系统在过去吸收了人类排放 的许多C02,目前仍然以一定的速度不断吸收82,这也是温室效应 造成海水酸化的主要原因。为改善深海注入带来的海水酸化问题，有科研人员提出通过外加 碱源的方法对PH进行调节，即使用富含Mg2+Ca2+的水溶液对酸化 的海水进行矿化，这种方法它不仅可以实现C02的永久固定，还可 以产生大量的碳酸盐副产物。1立方米的天然海水可以固定标况下约 1.34 立方米（约 2.

12、65kg） C02oCO2的海洋封存风险难辨，仍处于实验阶段。C02大规模注入海 洋之后会对海体性质产生不同程度的影响，尤其是会导致海水的酸性 增大，从而对海洋生物等海洋生态系统造成不同程度的伤害。此外海 水碳固定方法在制备碱源的步骤需要大量耗能，合适的碱源决定了能 否真正实现经济固碳。因而即便利用海洋来储存C02具有很大的潜 力，但由于海洋生态系统较为复杂且测试方法受到限制，目前科研人 员还无法对C02大量注入对海洋造成的影响进行深入研究和准确评 估。因此目前C02海洋储存技术的研究还处在试验阶段，并没有付 诸实践。三、C02矿石碳化（矿物碳酸化固定）：储用结合C02矿石碳化：指利用存在于天

13、然硅酸盐矿石中的碱性氧化物 （如碳酸镁和碳酸钙等）将C02转化为稳定的无机碳酸盐，该方法 模仿自然界中钙/镁硅酸盐矿物的风化过程，既实现了 C02固定，也 开发了有价值的副产品。但是由于现有技术存在C02矿化反应速率 低、反应条件苛刻、产物附加值低等问题，目前来说此技术难以工业 化实施。存储能力大，附加值较高。据Carbon dioxide storage through mineral carbonation指出：矿物碳化潜在空间大，洋中脊的理论封存 能力约为100-250万亿吨C02,远超过所有化石燃料燃烧所产生的 2o提高产品附加值是该技术可行的方法之一，另外也可以将人类 所需天然矿物或

14、工业废料与C02反应，将C02封存为碳酸钙或碳酸 镁等固体碳酸盐，将减排工业废料与联产高附加值的化工产品耦合, 未来商业化进程值得期待。图表：C02矿石碳化技术路径四、C02储存展望封存场地选择多样，全球CCS存储资源丰富：选择封存场地是实 施封存技术的第一步，合适的封存场地对于封存项目的安全性，经济 性起着重要的作用。以地质储存为例，理想的封存场地需要不仅需要 储层上具备不透水的盖岩（也称为封层或盖层），也需要距离碳排放源 （如电厂，化工厂）距离适中，保证项目的经济性。总体来看，全球 82存储能力足够丰富，其中美国，加拿大，挪威等的储存潜力处于 较高水平，中国，澳大利亚等国次之。短期来看，油

15、气井/煤层封存有望成为主流技术路线：我们预计 具有资源（石油，煤层气，天然气）采集优势的地质存储仍将是主流 路线，这是因为其具有较好的经济效益相对较好，且经过人类多年开 采，目前有较多油气田处于衰退期，C02存储能力充裕。以中国为例， 我国拥有较多低渗、特低渗透油气田，例如吐哈、长庆、吉林、玉门 等油田，这些巨型低渗透油田以及衰竭油气田为我国CCS项目工程的 实施提供了契机，联合开展C02地质封存和提高油气采收率的研究 对我国的节能减排和石油开采均具有重要的意义。因此，具有封存资 源禀赋的传统油气油服公司具有一定优势，看好中国石化与中石化油 服等公司。中长期来看，预计盐水层/海水封存将成为主流

16、：由于二氧化碳 驱油技术的经济效益，短期看油田封存是最好的选择，据全球碳捕集 与封存研究院估计中国油气田容量约为80亿吨二氧化碳，考虑合适 封存容量下不能完全满足长期需求，中长期看还是盐水层具有更大的 封存潜力，虽然学界目前对中国地质封存潜力具体数值尚有争议，但 均远超当前预测至2060年碳排放数值。此外，深部盐水层的分布与 的分布相比更为广泛，更易与燃煤电厂等碳排放源匹配，根据环境保 护部环境规划院和中国科学院武汉岩土力学研究所发表的论文看，中 国较为适合封存二氧化碳的地点约62.08万平方公里，集中在西部及 北部地区。而海洋存储也具有较大容量，并且可与可燃冰开采相结合 提升存储经济性。因此中期来看，我们认为盐水层/海洋存储无疑将 是重要的地质封存方案。远期看，C02矿石碳化具有较好的商业化前景：无论是何种C02 的地质封存方式，其仍只