“双碳”目标之下，除了转变能源获取方式，减少对石油、煤炭、天然气等化石能源的依赖，以及植树造林、提高固碳能力等常规手段之外，还有一项被称为“碳中和的最后一公里解决方案”的技术——碳封存。
 

2022年年底，位于沧州河间的京津冀最大规模碳封存项目——中国石油华北油田“八里西潜山CCUS先导试验项目”正式启动注气。今年6月，我国首个海上碳封存示范工程项目在南海恩平15-1平台正式投用。
 

碳封存技术，已经成为实现“双碳”目标的一项重要手段。
 

实现“双碳”目标的托底技术保障
 

7月6日，沧州河间，中国石油华北油田“八里西潜山CCUS（二氧化碳捕集、利用与封存技术）先导试验项目”注气现场。
 

两台满载液态二氧化碳的槽罐车缓缓驶入场地，并按规定位置停放。很快，压注设备陆续启动，将槽罐车内的液态二氧化碳打入白色的巨大储存罐中。随后，被注入储存罐的液态二氧化碳会通过管线注入油井，进行封存。
 

经过上述一系列操作，液态二氧化碳会以相对稳定的形式长期埋藏于地下油田。这个过程，被称为碳封存。
 

碳封存究竟是什么？为什么要进行碳封存？这，还要从我国实现“双碳”目标的两种路径讲起。
 

“我国提出，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。”省地矿局所属省地质调查院（以下简称“省地调院”）碳中和地学研究室主任徐永利介绍，实现“双碳”目标的具体措施和方案有很多，但从本质上讲，就两种路径，其一是减少碳排放，其二是尽可能增加碳吸收。
 

数据表明，目前我国能源活动碳排放占碳排放总量的75%以上。想要减少碳排放必须将注意力主要放在减少化石能源的使用上，需要对经济体的能源结构、产业结构作出大规模调整。因此，单纯依靠减少碳排放实现“双碳”目标的难度很大。
 

增加碳吸收，指的是利用森林、草原等绿碳资源以及海洋生物、滩涂等蓝碳资源，对二氧化碳进行吸收、固定。这一方案生态效益显著，但时效较慢，难以在短时间内遏制二氧化碳的快速增加趋势。
 

研究表明，即便充分利用替代能源和生态系统吸收，我国碳达峰后每年仍有数亿吨的二氧化碳负排放缺口。在这种情况下，利用技术手段进行碳封存成为必然选择。
 

“碳封存，指的是二氧化碳捕集、利用与封存（CCUS）技术。通俗地讲，就是把工业生产环节中产生的二氧化碳收集起来并进行液态化处理，然后将它们运输到储存地点长期封存，不让它逃回大气层。”徐永利说。
 

在有关专家看来，中国的能源资源禀赋，以及长期依赖煤、石油等化石能源的能源结构，决定了实现碳中和的难度，而CCUS技术的大范围推广是我国实现“双碳”目标的重要途径之一。
 

科技部等部门编写的《中国碳捕集利用与封存技术评估报告》也提到，除了提高能源利用效率外，可再生能源和CCUS技术是减少排放的最有效手段，特别是对于电力行业，两者在一定程度上成为互相竞争的减排技术。
 

生态环境部环境规划院、中国科学院武汉岩土力学研究所等机构更是将CCUS技术概括为：目前实现大规模化石能源零排放利用的唯一技术选择、碳中和目标下保持电力系统灵活性的主要技术手段、钢铁水泥等难以减排行业深度脱碳的可行技术方案、实现碳中和目标的托底技术保障。
 

“受技术、成本、地质条件等因素影响，目前CCUS项目在我省乃至全国落地的项目并不多，且主要集中在石油开采行业。”徐永利介绍，位于沧州河间的华北油田“八里西潜山CCUS先导试验项目”，是河北最早、京津冀地区规模最大的CCUS项目。
 

为什么CCUS项目目前多集中在石油开采行业呢？主要是其不但能实现碳封存，还有助于强化石油开采。
 

“在很多人的想象中，石油在地下就像一条河流或者一片湖泊，但其实大部分石油都藏在岩石的孔隙和缝隙中。想要把石油开采出来，一般需要靠水来驱动。而一些低渗、特低渗的油藏，岩石像铁板一块，水根本没有办法进入。”石油专家介绍。
 

正如摇晃碳酸饮料瓶后再打开瓶盖，会有大量液体喷出，二氧化碳也是优良的驱油介质。相比于水，它有更强的扩散性和溶解膨胀石油的作用，更容易进入到低渗岩芯的孔隙中。将液态二氧化碳注入油层后，不但可以增加原油流动性，还能让原本躲藏在岩层缝隙中的原油“现身”，从而提高石油采收率。
 

据介绍，潜山油藏曾是华北油田主力油藏，目前已进入特高含水开发后期，依据传统水驱等现有技术，巨量的剩余油难以有效动用。
 

于2022年年底正式注气的“八里西潜山CCUS先导试验项目”，在项目设计周期40年内，预计将累计增油超300万吨，油藏采收率提高27%，还将埋存二氧化碳800多万吨，减排效果相当于植树7000万棵或500万辆经济型轿车停开一年。
 

“河北省内钢铁和化工企业较多，二氧化碳排放和捕集量较大，且潜山油藏地质储量基数大，这一试验的成功经验，可在冀中地区中小潜山群和低渗透砂岩油藏中进行工业化推广，覆盖地质储量4300万吨，减排潜力大，工业利用前景广阔。”华北油田副总地质师、开发部经理孟庆春介绍。
 

河北省平原碳封存地质条件“摸家底”
 

7月10日，石家庄市，省地调院碳中和地学研究室一间办公室内，一块块直径十几厘米、长度约1米的圆柱形岩石呈现在笔者面前。
 

这个看起来平平无奇的岩石样品背后，却蕴藏着十分丰富的内容和“秘密”。
 

“它的学名叫地层岩芯，是技术人员根据地质工作或工程需要，使用取芯钻机从地下取出的圆柱状岩石样品。别看这岩芯不起眼，它是从数千万年前乃至上亿年前形成的地层中取出来的，通过对岩芯的分析，我们可以了解地质变迁、地下环境等。”徐永利告诉笔者。
 

不过，此次的岩芯研究并不是为了找矿，而是为了对我省平原碳封存地质条件“摸家底”。
 

“虽然目前落地的碳封存项目多以二氧化碳强化石油开采为主，但实际上适宜进行碳封存的地质结构还包括气田、不可开采的煤层、咸水层等。”徐永利说，其中地下深部咸水层因具有分布广泛、储存量大等特点而被视为二氧化碳长期封存的最优陆地场所。
 

中国地质调查局水文地质环境地质调查中心此前开展的我国二氧化碳地质储存调查研究表明，在我国盆地级二氧化碳地质储存潜力构成中，按储存介质类型划分，深部咸水层的储存潜力占95.6%，油气藏及深部不可采煤层的潜力占4.4%。
 

显然，在我国深部咸水层二氧化碳地质储存潜力远远超过了油田、天然气田和煤层气田，是实现未来我国规模化二氧化碳地质储存的主力。
 

更详细调查还发现，我国陆域主要大型盆地大都发育有大厚度沉积地层，深部咸水含水层较发育，咸水含水层之间的相对隔水层或弱透水层构成较好的封闭条件，适合进行二氧化碳封存。其中，华北盆地（平原）为较适宜二氧化碳地质储存的陆域盆地，储存潜力大，储盖层条件相对较好，应作为下一阶段工作的重点区域。
 

为此，2022年，省自然资源厅组织相关单位在太行山前晋县凹陷和丘县凹陷进行了二氧化碳地下封存潜力试点调查。此次调查范围约为5800平方公里，以深部咸水层和煤层为目标层，初步预测两凹陷区二氧化碳封存潜力约26亿吨。
 

“此前进行的试点调查毕竟范围有限。为尽快摸清河北省平原地区碳封存潜力‘家底’，今年以来，受省地矿局地质环境处委托，省地调院承担了《河北平原碳封存地质条件初步调查评价》项目。”徐永利表示。
 

据介绍，该项目的主要任务是筛选平原地区适宜二氧化碳封存的目标储层，对平原区进行盆地/区域级别封存潜力评价，筛选适宜开展规模化地质封存的靶区，在排放源核查与地面调查的基础上，进行源汇匹配，为优选靶区进行封存场地注入与封存性能评价提供依据。
 

在深部咸水层中储存二氧化碳，需要满足什么样的地质条件呢？
 

徐永利介绍，首先需要满足的是咸水层的深度。超临界状态下的二氧化碳具有密度大、粘度低、扩散系数大的特点，传质性能极强，这种状态的二氧化碳在构造封存、束缚封存、溶解封存和矿化封存等机理的共同作用下更有利于实现长久封存,也更有利于保持其稳定性和安全性。要保持这种状态的地层深度至少应为地下800米，理想深度应在地下800米至3500米之间。
 

此外，咸水层必须与饮用水源隔离，并覆盖有泥岩或其他形态的低渗透性岩石盖层，以避免二氧化碳泄漏。储存二氧化碳的岩层还应具有较好的稳定性，不能有明显会导致流体流动泄漏的古断层或活动断层。
 

“以上条件都满足，才符合我们对碳封存的要求。”徐永利表示。
 

不过，即便条件符合碳封存要求的地下储层，也存在由于储层应力场改变以及天然裂缝、断层等地质结构导致二氧化碳后期发生泄漏的风险。故此，学界正在积极寻找对二氧化碳运移过程进行实时监测的好办法。经过考察计算后选择的地质封存点在严格管理下，注入地层中的二氧化碳可封存一千年以上。
 

“目前，我们已经完成对收集资料的全面整理，筛选出工作区内需要的钻孔资料，并将收集到的钻孔柱状图进行了矢量化，分析了设计中所涉及的评价单元目标储层和盖层的厚度和分布面积。预计到今年年底，可以完成该项目。”徐永利说。
 

潜力巨大的海洋碳封存
 

6月1日9时30分，广东深圳西南约200公里的南海恩平15—1原油钻采平台上，随着高碳原油生产井、生产处理系统、二氧化碳压缩机等设备依次启动，油田开发伴生的二氧化碳被捕获、分离，加压至气液混合的超临界状态后，通过二氧化碳回注井，回注至距平台3公里、海床之下800多米的咸水层中，实现长期稳定封存。
 

恩平15-1油田碳封存示范工程是我国首个海上二氧化碳封存示范工程项目，它的投用标志着我国成功掌握海上二氧化碳捕集、处理、注入、封存和监测的全套技术和装备体系，实现了我国海上二氧化碳封存领域从无到有的重要突破。
 

“从技术角度来看，海洋碳封存和陆地碳封存都属于地质碳封存。与陆地碳封存相比，海底碳封存具有远离人类居住地、远离人类赖以生存的地表水体和地下水层等特点，安全性更高，环境风险更小。”专家介绍。
 

早在2010年，中国地质调查局就对我国海域二氧化碳地质封存潜力进行了初步评估。2021年至2022年，在中国地质调查局的统一部署下，由青岛海洋地质研究所牵头，广州海洋地质调查局和中国地质调查局发展研究中心参加，充分利用20余年的海洋地质调查实测地质和地球物理数据以及公开发表的商业性油气勘探开发等资料，系统开展了我国海域二氧化碳地质封存潜力评价，证实我国海域二氧化碳地质封存潜力巨大，预测盆地级封存潜力达2.58万亿吨。
 

资料显示，我国东部沿海省份是二氧化碳排放大户，未来减排任务艰巨。专家认为，河北作为沿海省份，拥有487公里海岸线，海底碳封存潜力巨大以及安全性等优势，为河北沿海城市未来减排提供了一个解决思路。
 

“海域盆地稳定性好，即便发生泄漏，也是初步泄漏到海水里面，通过海水稀释淡化并及时维护，不会产生大的风险灾害。”中国地质调查局青岛海洋地质研究所副所长印萍此前接受采访时表示。
 

实施海底碳封存，在国外已被证实安全有效。其中，海底碳封存运行时间最长、最为成熟的案例在挪威。
 

1996年，挪威启动Sleipner油田CCUS项目，将开采油气过程中产生的二氧化碳进行分离，通过一口斜井将其注回到咸水层，利用海底咸水层地质结构的气密性来封存二氧化碳。这是世界上第一个商业规模的咸水层碳封存工程，运行20余年来，每年封存二氧化碳100万吨，封存的二氧化碳没有异常活动，无泄漏情况出现。
 

据了解，目前中国海油还有两个海底碳封存项目正处于预研究阶段。一个位于东海，工作人员正在研究利用采空的天然气田来封存二氧化碳；一个位于渤海，工作人员正在就二氧化碳封存于油气田进行研究。
 

专家介绍，实施海底碳封存，因为需要增加海上运输、铺设海底管道等环节，成本会比陆地碳封存更高。但海底巨大的封存潜力和未来巨大的封存规模将在很大程度上降低成本。
 

“目前，我国海底碳封存示范研究项目正在加快推进。”专家表示，在2030年碳达峰之前，我国还会有一批海底碳封存示范工程推进实施。估计到2035年左右，我国将形成一批规模化的海底碳封存商业项目。
 

■相 关

碳封存需要政策加力
 

2022年8月，科技部、发改委等九部门印发的《科技支撑碳达峰碳中和实施方案（2022—2030年）》强调，要聚焦CCUS（二氧化碳捕集、利用与封存技术）的全生命周期能效提升和成本降低，力争到2025年实现单位二氧化碳捕集能耗比2020年下降20%，到2030年下降30%。
 

今年上半年，省工业和信息化厅、省发展改革委、省生态环境厅印发《河北省工业领域碳达峰实施方案》，提出到2025年，新建炼化一体化项目成品油产量占原油加工量比例降至40%以下，加快部署大规模碳捕集利用封存产业化示范项目。到2030年，富氢碳循环高炉冶炼、氢基竖炉直接还原铁、碳捕集利用封存等技术取得突破应用。
 

省地质调查院碳中和地学研究室主任徐永利长期从事低碳发展与应对气候变化等领域研究。他认为，二氧化碳地质封存作为缓解碳排放行之有效的方法之一，是实现我省“双碳”目标的重要手段和途径。今后的5至10年是二氧化碳捕集、利用与封存（CCUS）产业发展的关键窗口期，应加大相关领域研究力度，加快布局CCUS示范与产业化集群建设。
 

在采访中记者了解到，较高的成本是目前制约CCUS技术落地、推广的重要因素。其中，碳捕集技术是发展CCUS技术中最为关键的部分，是CCUS整个流程中成本和能耗的最大来源。碳捕集技术主要指从排放源捕获二氧化碳并将其进行收集、压缩的过程，充足且优质的高纯度二氧化碳的收集是保障CCUS技术继续进行下去的关键。
 

“但在目前的技术条件下，对很多民营工业企业来说，持续进行二氧化碳捕集成本太高。虽然后期企业卖碳配额可以有些收入，但基本属于亏本生意，难以达到收支平衡。”徐永利表示。
 

此外，捕集加压后的液态二氧化碳运输成本也是一个需要注意的问题。据了解，目前通过罐车运输，1吨二氧化碳运送1公里需要成本0.8元至1元，若使用管道运输成本可以降低不少。但因为二氧化碳属危化品管理范畴，长距离管道建设也面临一些难题。
 

业内人士认为，国家政策支持、碳市场发展、集群化部署与技术突破，是破解上述难题的关键所在。在加快发展CCUS产业的进程中，产业集群将发挥重要作用——规模扩展将成为未来大型碳封存项目与以前试点及小型独立项目之间的一项关键区别。在此背景下，通过排放源集群和基础设施共享，可明显降低成本，带来规模效益。
 

激发经营主体主动作为，政策引导也很关键。专家建议，应加强相关配套政策支持，搭建系统化政策框架体系，形成积极稳定的政策预期，对捕集和封存的二氧化碳按照单位减排量给予企业相应补贴或税收抵免。