早在2017年4月17日，中国能源报第20版（科技/装备）版面刊登了题为“CCS-EOR技术为何叫好不叫座”的文稿，文中提到该技术目前尚处试验推广阶段，高成本制约其工业化发展，亟需企业积极行动和政府支持相配合推动其发展。

        全文摘抄如下：本报记者 魏玮

        二氧化碳捕集驱油与埋存及提高采收率技术（CCS-EOR）由于其既能减排，又能为油田提高采收率的优点，备受石油行业关注。但该技术却没有大规模推广应用，出现叫好不叫座的现象，原因何在？记者带着疑问采访了多位业内专家。

　　能实现埋存二氧化碳减排和提高原油采收率增效双重目标的二氧化碳捕集驱油与埋存及提高采收率技术（CCS-EOR）受到石油企业的广泛关注。近日，由延长石油集团承担的中澳全球碳捕集与封存一体化国际示范合作项目结题，中石油吉林油田也在技术开展的十年之期突破二氧化碳埋存的百万大关，增油效果显著。但这一收获诸多好评的技术为何没有大规模发展？接受本报记者采访的多位业内人士认为该技术目前尚处试验推广阶段，高成本制约其工业化发展，亟需企业积极行动和政府支持相配合推动其发展。

　　技术处于试验推广阶段

　　CCS-EOR技术是指将二氧化碳从工业或能源生产气源中捕集出来，通过管线、罐车等方式运到适宜的油田，作为驱油介质注入到地下储层来提高采收率，同时将二氧化碳封存在地下。

　　业内人士表示，目前我国CCS-EOR技术正处于试验推广阶段。据记者统计，技术研究已有十年之余，目前在中石油吉林油田、大庆油田，中石化胜利油田、中原油田，延长石油靖边和吴起试验区均开展了研究，并建设运营了示范项目。

　　经过近十年的攻关，我国在二氧化碳驱油与埋存关键技术方面已取得重要进展，掌握了二氧化碳地层油体系混相机理、 二氧化碳驱油藏工程技术、二氧化碳分层注气、井筒防腐和高效举升工艺技术、二氧化碳长距离输送和注入技术、二氧化碳驱产出气循环注入技术、二氧化碳驱油藏监测和动态分析技术、二氧化碳驱油与埋存潜力评价技术等。

　　在技术成熟的基础上，实际埋存和驱油效果显著。据中石油网站数据显示，截至3月15日，吉林油田成功埋存二氧化碳110万吨，埋存率超过96%，累计增油10万吨。中石化胜利油田勘探开发研究院气驱专家吕广忠告诉记者：“2008年至今，胜利油田通过先导实验已注入二氧化碳27万吨，一次注入的埋存率约为90%，累计增油6万吨。”

　　用于驱油与埋存的二氧化碳气源主要来自煤电、水泥、钢铁及煤化工企业，通过燃烧前和燃烧后捕集技术将二氧化碳收集起来。延长石油利用煤化工进行燃烧前捕集，燃烧后捕集是从电厂燃烧后的烟气中通过吸收剂、吸附剂或者膜材料捕集纯化二氧化碳，胜利油田属于此类。还有部分为二氧化碳伴生气源，如吉林油田的二氧化碳来源。

　　据业内人士介绍，目前从事二氧化碳捕集的企业已达到每年10万吨的水平。而国外同行已达到百万吨级。根据全球碳捕集与封存研究院早前发布的《2016全球碳捕集与封存现状报告》，加拿大萨斯科彻温省的边界大坝第三机组发电厂二氧化碳捕集能力约100万吨/年，即将运行的美国肯珀郡能源设施二氧化碳捕集能力约为300万吨/年。对比国外同行，我们差距明显。

　　高成本制约技术工业化发展

　　捕集能力直接影响二氧化碳的封存水平，然而高捕集成本让正在运行项目的油田企业倍感压力，部分项目迟滞不前。多位业内人士均表示，高成本已成为阻碍该技术工业化发展的拦路石。

　　一位不愿具名的业内专家告诉记者，通过电厂捕集出来的二氧化碳浓度只有10%左右，要将浓度提升至99%，成本普遍超过300元/吨，十分昂贵。而以天然气伴生二氧化碳为气源的吉林油田基本无需成本，从煤化工捕集二氧化碳的延长油田由于二氧化碳浓度已超过90%，只需花费100元/吨的费用就能将纯度提升至99%。

　　吕广忠表示，如此大的成本差距是由于电厂捕集装置运行成本高。电厂捕集过程要经历低温时吸收二氧化碳，温度升高再释放的过程，降温再升温的过程中增加的能耗导致装置运行成本上升。胜利油田仅在电厂捕集装置一项上的投入就达到3000万。同时，在后续环境监测、封堵等方面都需要投入不菲的资金。

　　此外，还要考虑到运输费用。延长石油与西北大学共同承担的国家863计划课题负责人马劲风教授表示，虽然延长石油的煤化工捕集阶段费用较低，但加上从陕西榆林的煤化工厂运输至靖边油田距离140公里的运输费用，捕集投入成本高达2300万。上述不愿具名的专家说，中石油长庆油田曾计划与神华集团合作开发其位于鄂尔多斯的10万吨二氧化碳捕集和封存示范项目，但两地之间300公里的运输费用也引起争议。

　　据了解，CCS-EOR技术可以提高10-15%的油田采收率，增加的收入可用来弥补成本。那么该技术在实际生产中赢利情况如何呢？多位业内人士表示，大部分开展该项目的油田都处于亏本状态。中国石油大学（华东）石油工程学院教授任韶然表示，我们预测的技术成本为30-40美元/桶，目前油价处于40-50美元/桶，只有在油价上升至50-60美元/桶才可能赢利。

　　成本是困扰企业推广应用该技术的关键因素。据了解，国家在这方面的资金支持多是以国家重大专项的科研经费形式，项目实施过程中的投入以企业为主，同时，政府也尚未出台相应的激励政策。导致企业发展CCS-EOR技术并不积极。

　　企业积极和政府支持必不可少

　　上述不愿具名的专家表示，结合我国的勘探现状，近几年发现的地质储量70%以上均为低渗透油藏，其全国平均采收率为20%，长庆油田等地区的低渗透油藏由于压力较低还呈现逐年递减的趋势，亟需注入二氧化碳维持能量开发，这样也替代了原来的注水环节，节约水资源。同时，全国范围内的油田可埋藏的二氧化碳量能达到100亿吨，可提高油田采收率10%，从保护环境和增产角度来看都有好处，企业决策者应该看到该技术的发展前景，积极推动CCS-EOR项目进展。

　　降低捕集成本是迫切需要开展的工作。吕广忠认为，政府可以成立类似孵化器的机构，将单纯捕集二氧化碳的电厂和捕集成本高昂的石油企业联合起来，推动降成本技术的研发。马劲风还指出，目前日本东芝集团，三菱集团等早已达到制造年捕集100万吨二氧化碳装置的水平，而我国装备水平还差距较远，研究机构和企业也应尽快开展技术装备的研发，为降低成本和大规模捕集奠定基础。

　　针对当下捕集成本高的情况，上述不愿具名的专家建议，将气源由发电厂转移至煤化工，这对“十三五”期间即将开展国家重大专项的新疆和长庆地区尤为重要，前者是国内最大煤储量区，后者在建和发改委已经批准的煤化工厂有5-10家，每年排放1000万吨二氧化碳，均有利于通过煤化工开展二氧化碳捕集工作。同时，吕广忠表示，装置运行过程中可以通过提升药剂吸收能力降低用量和利用热泵降低能耗的方式降低运行成本，该方法在胜利油田已成功运用，带来捕集成本下降35%的效果。

　　此外，接受采访的多位业内人士均表示，政府应给予适当的资金支持，用于铺建运输管道。同时，应该对开展CCS-EOR项目的企业出台减免税费或者给予碳减排指标等激励政策，对二氧化碳排放也要有数量限制，促使拥有气源的企业主动降低二氧化碳捕集价格。

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