CO2地质利用技术

二氧化碳地质利用技术

二氧化碳地质利用（C02GeologicalUtilization,CGU）是指将二氧化碳注入

地下，利用地下矿物或地质条件生产或强化有利用价值的产品，且相对于传统工

艺可减少二氧化碳排放的过程。目前，二氧化碳地质利用主要包括二氧化碳强化

石油开采、二氧化碳驱替煤层气、二氧化碳强化天然气开采、二氧化碳增强页岩

气开采、二氧化碳增强型地热系统、二氧化碳铀矿浸出增采、二氧化碳封存采水。

本章对上述各种二氧化碳地质利用技术从技术原理、减排和利用容量、技术成熟

度及难点、经济可行性、安全性稳定性、环境社会影响、规模化潜力七个方面进

行尽可能客观的评估，以为政策制定者、投资决策者及科研工作者提供参考。

3.1二氧化碳强化石油开采技术

1.1.1技术简介

二氧化碳强化石油开采技术（简称强化采油，CO2EnhancedOilRecovery,

CO2EOR）是指将二氧化碳注入油藏，利用其与石油的物理化学作用，以实现增

产石油并封存二氧化碳的工业工程。

强化采油技术包括二氧化碳吞吐工艺（见图3.1）和二氧化碳驱工艺（见图

3.2）0后者从注入方式上分类有：连续注入二氧化碳、二氧化碳水气交替注入等。

二氧化碳吞吐是在油井注入一定量的二氧化碳，将油井关闭一段时间后再开启进

行原油开采，虽然可增加原油的产量，但不能对二氧化碳进行地质封存。二氧化

碳驱是在一部分注入井注入二氧化碳，而在另外一部分油井开采原油，二氧化碳

作为驱替剂在油藏中经历较长距离和较长时间的运移。二氧化碳在油藏运移过程

中，部分二氧化碳会溶解、分散在地层水和原油中，或以自由相占据没有与井相

联通的孔隙空间。这一方面增加油藏的能量，另一方面通过二氧化碳和原油混合

降低原油的粘度和密度，可大幅度增加原油的产量和采收率。同时，部分二氧化

碳溶解在油藏的原油、地层水中或与岩石反应形成新的物质沉积在油藏中，实现

二氧化碳的地质封存。

注入几小时到几天浸透（闭井阶段）几天到几星期石油开采（几星期到几个月）

开采液体

ri'rri

枯

喝

油

的

储

层

储层

层

储内

层

内

的

九02使石油膨胀并内的

的油

石

石

油

、减小石油的黏度石油

图3.1二氧化碳吞吐技术示意图

注生产的液体（油、CO2、水）

入

注分离和储存设备Tjj.

井

入

泵

M

本图表示CO2、

水交替驱采收

石油法（WAG）

（全部流程包括：C02捕集输送一C02/水交替注入（或者C02连续注入）一原油/C02采

出一C02自原油分离一CO2回注）

图3.2二氧化碳驱油技术示意图

根据二氧化碳与石油的混合情况，强化采油可分为混相驱油技术和非混相驱

油技术。在二氧化碳混相驱条件下，二氧化碳驱提高原油采收率幅度较大，一般

在7%以上。在二氧化碳非混相驱条件下，二氧化碳驱提高原油采收率幅度较小,

一般在5%以下。

混相驱油和非混相驱油之间的差别在于地层压力是否达到最小混相压力

（MMP）,当注入到地层压力高于最小混相压力时，实现混相驱油。当压力达不

到最小混相压力时，实现非混相驱油。适于二氧化碳驱地层的筛选原则见表3.1。

从表3.1中可以看出，稀油油藏主要采用二氧化碳混相驱，而稠油油藏主要采用

二氧化碳非混相驱（Yang,etal.2012a-2012d;Yang,etal.2013;Kuuskraa,etal.

2008;骆仲泱，2012；Enick,etal.2012）o

表3.1二氧化碳驱筛选标准

类型原油相对粘度油藏深度（m）原油粘度（mPa.s）

<0.825>762<10

0.865〜0.825>853<10

CO2混相驱

0.887〜0.865>1006<10

0.922〜0.887>1219<10

CO2非混相驱0.92-0.98549<600

1.1.2减排和利用容量

我国强化采油的二氧化碳封存容量可达20亿t以上，原油增产容量可达7

亿t以上。根据陆域及海域探明石油地质储量数据，初步测算的封存容量为48.3

亿t,原油增产容量为14.67亿t,其中陆域容量占95%以上（Li,etal.2009）。稍

后的评价结果与此出入不大，我国陆域主要油田的二氧化碳封存容量为19.96亿

t,原油增产容量为8.88亿t（沈平平，2009b；沈平平，2010；中国21世纪议程

管理中心，2010）（见表3.2）。根据远景资源量调查结果对陆上近30个盆地的评

估，强化采油的封存容量为191.79亿t,渤海湾、松辽、塔里木、鄂尔多斯、准

喝尔等9个盆地的封存容量占全国总量的83.89%（见图3.3）。

表3.2中国陆域主要油田二氧化碳强化采油增产油量和二氧化碳封存量(基于技

术可采储量)

评价储量增产油量CO2理论封存量CO2有效封存量

xl08txl08txl08txl08t

大庆58.843.5914.085.18

长庆11.111.096.022.53

新疆16.131.788.953.89

吉林11.900.953.611.50

塔里木2.080.191.890.75

吐哈3.430.282.311.02

青海2.600.210.650.25

玉门1.370.090.290.11

胜利11.690.70-4.63

合计119.158.8837.819.86

图3.3全国油气藏二氧化碳储存潜力评价图

1.1.3技术成熟度及难点

1.国外强化采油技术已达到商业应用水平

二氧化碳强化采油技术的研究始于20世纪50年代。1952年Whorton等人

获得了第一项用二氧化碳采油的专利权(Whorton,etal.1952)。1964年在美国

MeadStrawn油田(JonesCounty,TX,USA)进行了小规模的二氧化碳强化采油

试验(Meyer,2007)。1972年在美国得克萨斯州CraneandUptonCounties(North

Crossettflood)成功实施了第一个二氧化碳强化采油商业化项目(Melzer,2011),

取得了明显的经济效益。随着更多的二氧化碳气源(二氧化碳气藏或天然气中的

二氧化碳伴生气)的发现和原油价格的攀升，80年代以来二氧化碳采油在美国

得到了快速的发展(Melzer,2011)。在1986年~2006年期间，美国实施的82个

二氧化碳强化采油项目中，成功项目占68.3%,前景良好项目占19.5%,合计

87.8%；油藏温度低于65.6℃的项目占81.9%,渗透率低于50mD的低渗油藏

为79.2%,原油黏度低于5叩的项目占86.1%,近69.5%的油藏在实施二氧化碳

驱之前为水驱开采，23.2%的油藏为天然能量开采，2.4%油藏为直接二氧化碳驱

开采(骆仲泱，2012)。

除美国之外，加拿大在二氧化碳采油方面也进行了大量的研究和应用。1990

年~2005年期间，共实施了43个二氧化碳强化采油项目。其中Weybum油田项

目规模较大。2000年9月15日，加拿大EnCana公司在Weybum油田开始实施

二氧化碳驱采油试验。试验区有210口油井，每天约注入3x1060?二氧化碳(约

5000t/d),增产9000b原油。预计15年后可提高原油采收率9.89%。在增产原

油1.3x109b的同时，实现地质封存二氧化碳约22x106存骆仲泱,2012；Xie,et

al.2013)o

到2012年，全球共实施了119个二氧化碳混相驱项目，16个非混相驱项目，

其中绝大多数在美国，包括混相驱项目112个，非混相驱项目8个(Koottungal,

etal.2012),并已建成5000km以上二氧化碳输送干线管网；加拿大有3个商业

化项目，3个工业试验项目；特立尼达有5个混相驱项目；土耳其有1个混相驱

项目(Oil&GasJournal,2012)。目前美国每年用于采油的二氧化碳约为50x106

t-60xl06t,其中部分来源于煤气厂和化肥厂的废气。2011年美国二氧化碳强化

采油量约为20x106t(352200b/d)。1972年~2005年期间,在采油过程中约有

55x106t二氧化碳封存于美国SACROC油田(Koottungal,etal.2012)。根据2009

年美国能源部国家能源技术研究室(NETL)研究报告，在美国2012个主要油藏

中1111个油藏适于二氧化碳强化采油，占油藏总量的55%(Kuuskraa,etal.

2009

美国经验表明，二氧化碳强化采油技术适用于可实现混相驱、中低渗透率、

较低原油黏度的油藏，且前期开采工艺对此技术的应用没有限制，应用范围广泛。

二氧化碳强化采油在北美已发展成为一个较成熟、具有明显经济效益、大规模商

业化的采油技术，并在强化采油过程中实现了二氧化碳地质封存。

2.我国强化采油技术处于工业应用的初期水平

自20世纪60年代以来，我国在大庆、胜利、任丘、吉林、江苏、辽河、中

原等油田开展了小规模的二氧化碳吞吐、驱油试验。二氧化碳主要来自于化工厂、

炼油厂等（沈平平，2010）。近年来随着对二氧化碳强化采油及封存的认识与关

注度提高，以及小型二氧化碳气藏和二氧化碳与天然气伴生气藏的发现，二氧化

碳强化采油的项目逐渐增多，但大部分项目仅限于少数井的二氧化碳吞吐采油试

验（见表3.3）。2006年科技部启动了“973”项目“温室气体提高石油采收率的

资源化利用及地下封存”（沈平平，2010）,对二氧化碳强化采油及封存开展系统

的科学、技术研究。同时，中石油投资2亿元人民币在吉林油田实施了二氧化碳

驱工业试验重点项目。该项目以天然气分离出的二氧化碳为气源，有10口二氧

化碳注入井，28口油井，每年约注入二氧化碳10万t,开采原油3万b4万t。

2012年，科技部启动了“国家科技支撑计划”项目，“大规模燃煤电厂烟气二氧

化碳捕集、驱油及封存技术开发及应用示范”（张煜，2012）o此项目在中石化胜

利油田实施，正在建设工业规模的示范项目。该项目的规模为50万t/a~100万t/a

燃煤电厂烟气及工业过程二氧化碳捕集、输送与强化采油示范工程。项目建成后，

可在胜利油区（适合二氧化碳混相驱的油藏地质储量为3.0亿t）形成燃煤电厂

烟气二氧化碳捕集、输送和二氧化碳强化采油成套技术。

表3.3二氧化碳采油及封存重要项目

序号名称来源时间备注

温室气体提高石油采收率的

1科技部2006-2011

资源化利用及地下封存973计划

2CO2减排、储存与资源化利用科技部2011-2015

3CO2驱油提高石油采收率与科技部2009-2011863计划

封存关键技术研究

973计划、中石油重大科技专

吉林油田黑79区块二氧化碳

4中石油2006〜项、国家重大科技专项示范

驱油与埋存

工程

大规模燃煤电厂烟气CO2捕

5集、驱油及封存技术开发及应科技部2012~国家科技支撑计划

用示范

陕北煤化工二氧化碳捕获、封

6科技部2012-2014国家科技支撑计划（煤化工）

存与提高采收率示范

7燃煤烟气CCUS关键技术科技部2012~2014国家863计划（煤化工）

CooperationActionwithin

8中国、欧盟2007〜2009

CCSChina-EU(COACH)

NearZeroEmissionsCoal

9中国、英国2007-2009

Initiative(NZEC)(第一阶段)国际合作

ChinaAustraliaGeological

中国、澳大

10StorageofCarbonDioxide2010-2011

利亚

(CAGS)

自2006年以来，在科技部的组织下，实施了中国-欧盟“CooperationAction

withinCCSChina-EU（COACH）”、中国-英国"NearZeroEmissionsCoalInitiative

（NZEC）“、中国-澳大利亚“ChinaAustraliaGeologicalStorageofCarbonDioxide

（CAGS）”等项目（见表3.3）。在二氧化碳捕集、强化采油及地质封存研究领域

开展了广泛的国际合作研究（科技部社会发展科技司，2011）o

3.二氧化碳强化采油及封存发展趋势

随着国际市场对原油需求量的增加和原油价格的攀升，在市场机制的推动

下，自1986年以来，美国以二氧化碳强化采油技术开采的原油大幅度增加（见

表34）（骆仲泱，2012；Koottungal,2012）,二氧化碳强化采油在美国已成为主

要的提高原油采收率技术。

表3.4美国二氧化碳强化采油技术开采原油量

时间19861990200020082011

年产原油（百万t）1.655.011.014.020.0

2008年和2009年美国国家能源技术实验室（NETL）研究报告提出了实施

新一代二氧化碳强化采油技术。新一代二氧化碳采油技术将在技术上做出重大改

进，包括：（1）增加二氧化碳注入量。将注入量由0.4油气孔隙体积（HCPV）

增加到1.5油气孔隙体积（HCPV）；（2）增加新井，缩短井距，优化井网；（3）

封堵“二氧化碳窜流”，增加水的黏度，改善二氧化碳/水与原油的流度比；（4）

在注入二氧化碳同时，注入轻燃或硫化氢，促进二氧化碳与原油的混相，扩大混

相驱规模，提高原油采收率。

如果在美国实施新一代二氧化碳强化采油技术，“经济可采资源量”为6440

亿桶原油（见表3.5）。随着二氧化碳强化采油技术的大规模应用，在美国应用现

有强化采油技术，未来对二氧化碳的需求量约为1180亿t。如果采用新一代二

氧化碳强化采油技术，对二氧化碳的需求量约为1380亿t,增加16.9%（见表

3.5）（Kuuskraa,etal.2009）o

表3.5美国二氧化碳强化采油及对二氧化碳的需求量（基于经济可行储量）

现有二氧化碳强化采新一代二氧化碳强化采增加幅度

油技术油技术%

技术可采原油资源量

871121038.9

xl09b

经济可采原油资源量

644

xl09b

未来二氧化碳强化采油对二

氧化碳需求量（经济可行）11813816.9

xl09t

我国已探明的低渗透油藏石油地质储量约63.2x108t,占全国原油探明储量

的28.1%（沈平平，2010）o近年来，新的勘探发现主要为低渗透油藏，其储量

规模不断扩大。由于低渗透油藏一次采油的采收率低于5%,石油资源开采程度

很低，而二氧化碳强化采油是用于此类油藏最佳的采油技术。如将燃煤发电厂、

炼油厂、化工厂、钢铁厂、水泥厂等排放的二氧化碳经分离、捕集，用于低渗透

油藏原油开采，对保障国家石油供给，提高我国能源安全和减缓全球变暖做出重

要贡献。

与美国、加拿大等国家相比，我国在二氧化碳强化采油技术方面仍存在较大

差距，主要包括：（1）对陆相沉积油藏、较高密度、较高黏度原油的强化采油科

学认识尚不充分，原油增产效果并未得到广泛的证实；（2）高压、大排量二氧化

碳注入、输送、分离回注、存储、二氧化碳检测、监测、防腐等设备尚未成熟成

套；（3）相关的融资、商业模式、区域基础设施、配套政策等尚未建立（李小春，

2009）o

1.1.4经济可行性

强化采油技术具有显著的经济效益。二氧化碳强化采油的成本包括二氧化碳

的购入价格、运输（管线或车船）设备投资及运费、井口注入设备投资及费用、

采出二氧化碳再次分离设备投资及费用、税费等。这些费用随二氧化碳的来源、

运输距离及用量、技术条件、经济环境的变化可产生较大波动。

据美国国家能源技术实验室（NETL）研究报告测算，若原油价格为50

US$/b-100US$/b,二氧化碳成本为35US$/t~60US$/t（Kuuskraa,etaL2008）,按

注3t二氧化碳增采1t原油计算，注入二氧化碳强化采油经济效益为278.5US$/t

原油~467.0US$/t原油（见表3.6）。

表3.6二氧化碳强化采油经济效益

注二氧化碳总成本采油成本二氧化碳强化采

原油价格（US$/b）备注

（US$/mt）（US$/t）油效益（US$/t）

3550105278.51.按注3公吨

（mt）二氧化碳

4570210326.9采1吨（t）原

油计算。

5590270420.3

2.1吨原油按

60100300467.07.67桶计算。

380元/百万吨90（564.3元/桶）1140（元/吨）3188（元/吨）胜利油田项目

按胜利油田项目估算（张煜，2012）,二氧化碳从燃煤电厂烟道气捕集成本

为300元/吨、运输和注入成本为80元/吨，假设3t二氧化碳增采It原油，则

采油成本为1140元/吨。如果原油价格按90美元/桶（564.3元/桶）计算（1

美元=6.27元），注入二氧化碳强化采油经济效益为3188元/吨原油。在二氧化

碳总成本中，二氧化碳捕集成本约占75%。随着二氧化碳捕集技术的发展，其成

本将继续降低，可形成更大的经济效益。

1.1.5安全性及稳定性

原始油藏是经过自然证明的封闭、稳定的体系。在注入二氧化碳过程中，虽

然油藏压力有所上升，但低于油藏原始压力，诱发地面变形和盖层开裂风险较小，

并且通过监测及压力调整等方式可以控制。油田存在的为数众多的废弃井是二氧

化碳泄露的潜在通道，现有的检测、监测、修复及补救技术可以应用于此，但国

内还没有工程实践的证实。

1.1.6环境社会影响

二氧化碳强化采油对减少二氧化碳排放，促进“低碳能源”的发展和环境的

改善具有十分重要意义。It原油充分燃烧，可释放3.12t二氧化碳。若在强化采

油过程中，每采出1t原油能封存3.12t或更多的二氧化碳(Kuuskraa,etal.2008)o

用二氧化碳强化采油替代水驱采油，可减少水资源消耗，对于我国干旱缺水地区

具有特殊的意义。正常情况下，在二氧化碳强化采油及封存过程中，二氧化碳向

地面大量泄漏的可能性很小，不会对油田及周边环境产生负面影响。2000年7

月国际能源署对加拿大Weyburn油田的二氧化碳封存可行性研究结果表明，利

用二氧化碳驱提高原油采收率项目结束后,5000年内只有少于3%的二氧化碳从

该油藏向上逸出。大部分逸出的二氧化碳进入盖层，而不会到达接近地面的饮用

水层(骆仲泱，2012)o一旦由于事故导致二氧化碳向地面的大量泄漏，只要快

速采取封堵措施，不会对环境产生大范围的负面影响。因此，二氧化碳强化采油

及封存技术在环境安全、社会影响方面可得到较高的社会和民众的认可。

1.1.7规模化潜力

我国强化采油应用潜力较大的油田与二氧化碳气源地理匹配性较好。大庆、

吉林、长庆、新疆、吐哈、塔里木、青海、胜利等主要油气田分布在东北、西北

和华北地区。东北、华北目前排放源较多，西北的新疆随着煤炭资源的开发与就

地利用，排放源数量增长很快。

根据《中国碳捕集、利用与封存（CCUS）技术发展路线图研究》报告（科

技部社会发展科技司，2011）,到2015年，我国强化采油的二氧化碳封存规模达

到100万t/a以上，实现采油增产30万t/a；2020年，强化采油的二氧化碳封存

规模200万t/a以上，采油增产60万t/a。从当前企业行动来看，实际进展比路

线图的预测要超前。目前，仅胜利油田、吉林油田及延长油田拟实施的强化采油

项目，二氧化碳利用量合计就达200万吨/年。大庆油田、塔里木油田、华东油

田、辽河油田、华北油田等也计划或正在进行现场试验。

预计2020年，强化采油技术将实现商业应用，有3-5个百万吨级规模的工

业规模项目投入运行。二氧化碳注入量将达到400万吨/年左右，考虑40%注入

的二氧化碳将随原油产出并送到注气井进行回注，则直接减排潜力为240万吨/

年。止匕外，按每注入3吨二氧化碳增产1吨原油估算，强化采油可增产原油133

万吨/年，替代减排潜力约为76万吨/年（考虑1吨标准油相当于1.4286吨标准

煤，标准煤的排放系数为2.6,标准油的排放系数为3.153）,综合减排潜力为316

万吨/年。按原油价格按4300/吨考虑，年经济产值可达到57.2亿元。

到2030年，强化采油技术很可能得到广泛推广应用。假定当时的原油产量

维持在2012年2亿吨的水平，强化采用的贡献达到美国目前的份额，即5%,则

强化采油的增产量为1000万吨/年。则二氧化碳综合减排潜力为2360万吨/年（考

虑直接减排率为1.8吨CCh/吨原油，替代减排率为0.56吨CO2/吨原油）。经济产

值达到430亿元。

1.1.8小结

强化采油技术是一项有望提高原油采收率，同时封存二氧化碳的三次采油技

术。根据初步评价，我国强化采油的二氧化碳封存容量在20亿t以上，可增采

原油7亿t以上。渤海湾、松辽、塔里木、鄂尔多斯、准喝尔等9个盆地是开展

强化采油技术潜力最大的盆地。强化采油技术在国际上已经处于商业应用水平，

在我国处于工业应用的初期到中期水平。2020年，我国强化采油技术可能发展

到商业应用水平，可能出现多个100万吨级工业规模项目，二氧化碳综合减排潜

力达到316万t/a,工业产值可达57.2亿元。2030年，强化采油技术很可能得到

广泛应用，数10个大规模项目已投入运行，综合减排潜力可能为2360万t/a,

年工业产值达到430亿元。

3.2二氧化碳驱替煤层气技术

我国煤层气资源极为丰富，埋深2000m以浅煤层气资源为36.81万亿nP

（国土资源部油气资源战略研究中心，2009）,相当于520亿t标准煤，大力开

发煤层气资源并加以规模化利用，对缓解国家能源供需矛盾具有重要意义。另一

方面，以甲烷（CH4）为主成分的煤层气又是《京都议定书》规定的六种主要温

室气体之一，而且其温室效应系数为21,煤层气的规模化开采与利用有利于环

境保护及能源保障。但是，目前我国煤层气开采整体水平还比较低，处于“气多

采不出”的状态，其主要原因是我国煤层的渗透率普遍较低（中国煤田地质总局，

1998）,常规开采方法的煤层气流量小、采收率低。为此，以提高煤层气采收率

同时封存二氧化碳为目的的驱替煤层气技术受到越来越多的关注。

2.2.1技术简介

二氧化碳驱替煤层气技术（简称驱替煤层气，CCh-EnhancedCoalbedMethane

Recovery,CO2-ECBM）是指将二氧化碳或者含二氧化碳的混合气体注入深部不

可开采煤层中，以实现二氧化碳长期封存同时强化煤层气开采的过程（见图3.4）。

图3.4二氧化碳驱替煤层气（C02-ECBM）技术概念图

二氧化碳驱替煤层气技术比煤层气的单纯抽采方法有较高的煤层气产量，可

以起到强化煤层气生产的作用。其主要机理有三：

首先，煤对二氧化碳比甲烷具有更强的吸附性。在相同的温度和压力条件下，

煤体表面吸附二氧化碳的能力大约是吸附甲烷的2倍（见图3.5）。因此，二氧化

碳注入煤层后更容易被煤吸附，从而将原来吸附的甲烷置换出来。

304

25--CO2-

20-

15-

CH4

10-

5-

(kPa)

0¥

0100020003000400050006000

（同一煤样相同温度下的测试结果）

图3.5典型煤岩对甲烷和二氧化碳的吸附曲线

其次，降低甲烷分压，促进脱附。二氧化碳的注入直接导致了煤层割理自由

气体中甲烷浓度的降低及二氧化碳浓度的增加，打破了原来吸附甲烷与自由甲烷

之间的平衡。为了达到新的平衡，二氧化碳将加快吸附，甲烷则会加快脱附。脱

附的甲烷变成自由气体，从而容易被开采(见图3.6)。

000。煤层割理OoO—>CH4

0

0|0OO0°―►H20

CH4

图3.6COo-ECBM机理示意图(Gunter,2004)

第三，维持压力，促进流动。注入二氧化碳可维持注入井周围处于较高的压

力。既可缓解单纯抽采中常见的压密降渗效应，又可保持较高的压力梯度，可提

高煤层气流量，进而提高产量和采收率。

2.2.2减排和利用容量

通过二氧化碳驱替煤层气技术实现二氧化碳减排，既有直接减排也有产品替

代减排。直接减排量是指注入煤层被吸附封存二氧化碳的数量。产品替代减排量

是指开采的煤层气作为一种高效清洁能源替代标准煤，间接减少的二氧化碳排放

数量。

二氧化碳驱替煤层气技术的二氧化碳理论封存容量约为100亿t。据最新一

轮全国煤层气资源调查，全国埋深2000m以浅煤层气地质资源量为36.81万亿

nA其中埋深在1000m~2000m内煤层气地质储量为22.30万亿m3o考虑技术

的适用深度为1000m~2000m,假定驱替煤层气技术适用于这一深度区间10%

的煤层，基于碳封存领导人论坛推荐的评价方法(CSLF,2007),估计中国煤层

的二氧化碳封存容量为98.81亿t(见图3.7)(Fang&Li,2013)。鄂尔多斯盆地、

准格尔盆地、吐哈盆地、海拉尔盆地封存容量较大，占全国总容量的70%。

二氧化碳驱替煤层气技术没有原料替代减排量，但产品替代减排容量约为

157.5亿t二氧化碳。基于第三次煤层气评估报告(国土资源部油气资源战略研

究中心，2009)的数据和碳收集领导人论坛推荐的评价方法，驱替煤层气技术的

采收率理论上可达60.32%,从而生产煤层气13.47万亿m3(CSLF,2007；Fang&

Li,2013)。1000n?煤层气的热值相当于1.21t标准煤，以上生产的煤层气可以

替代163亿t标准煤，相当于减排二氧化碳约423.8亿t(按照每燃烧1t标煤排

放二氧化碳约2.6t计算(IPCC,2006)),而燃烧13.47万亿n?煤层气会产生266.3

亿t二氧化碳，因此，间接减排容量为157.5亿to

根据以上分析，忽略工程中二氧化碳的少量排放及煤层气中少量杂质气体，

驱替煤层气技术的二氧化碳直接减排率约为L06t二氧化碳/t煤层气，产品替代

减排率为1.67t二氧化碳/t煤层气。

驱替煤层气的实际减排潜力受煤质、煤层气与煤层赋存状况及煤田地质条件

等因素的影响，需要在明确技术适用条件的基础上进一步评价。

图3.7全国煤层盆地及CO2封存潜力分布图

2.2.3技术成熟度及难点

总体上来讲，驱替煤层气技术在国际上已经处于工业应用的初期水平(见表

3.7)o国外驱替煤层气技术的研究始于20世纪90年代初。美国是世界上最早进

行相关研究，也是研究投入最多的国家。美国的Coal-Seq项目(Reeves&Outdinot,

2004)是世界上第一个也是迄今为止规模最大的一个ECBM现场试验项目。该

项目包括两个现场试验。试验地点位于美国西南部的圣胡安(SunJuan)盆地，

分别为位于AHisonUnit的CCh-ECBM试验和位于TiffanyUnit的N2-ECBM试验。

其中AllisonUnit试验现场自1989年开始煤层气生产，在进行了6年的单纯抽采

后，煤层气产量大幅度减少。1995年开始注入二氧化碳，二氧化碳注入作业一

直延续到2001年。通过实施二氧化碳驱替，煤层气产量提高了150%,采收率达

到了95%,共注入27.7万t二氧化碳。

加拿大自1998年开始在Alberta省的FennBigValley试验区进行了单井注入

试验。主要研究注入气体，包括纯二氧化碳、烟道气(87%氮气，13%二氧化碳)、

纯氮气和富含二氧化碳的烟道气(53%氮气,47%二氧化碳)，对煤层渗透性的影

响(Gunter,2004)«加拿大另一个ECBM现场试验项目CSEMP的目的是研究注

入二氧化碳提高煤层气采收率同时封存二氧化碳的技术和经济可行性。初期试验

地点被证实为不适合二氧化碳注入。后在一个现成的煤层气生产井注气，2005

年开始注气，到2008年共注入约1万t二氧化碳。

欧盟自2001年开始的Recopol项目(Bergen,etal.2002)是欧洲第一个驱替

煤层气先导试验项目。目的是研究驱替煤层气的技术经济可行性。地点位于波兰

的UpperSilesian盆地。该试验于2003年9月开始注二氧化碳。注入深度为1050

m-l090m,注气作业持续到2004年底结束，共注入760t。

日本于2004年~2005年在北海道的Ishikari盆地开展了驱替煤层气现场试验

研究(Komaki,2004),目的是开发具有成本效益的二氧化碳驱替煤层气技术，

并证实其技术经济可行性。

表3.7国内外CO2-ECBM技术现场试验项目情况

项目开始开始/停止CO2总煤层深度

项目名称国家地点

时间注气时间注入量(m)

AllisonUnit美国NewMexico19951995-2001277kt950

TanquaryWell

美国SoutheasternIllinois2007200891t273

Project

LigniteCCSProject美国WesternNorthDakota2005200980t500

CentralSouthwesternVirginia

AppalachianBasin美国andsouthernWest・•・2009907t490〜670

CoalTestVirginia.

BlackWarrior

美国Alabama20062010252t460~470

Project

PumpCanyon

CCh-ECBM/Seques

美国NewMexico•-一200816.7kt910

tration

Demonstration

Fenn-BigValley加拿大Alberta19971998200t・・・

CSEMP加拿大Alberta20022005-200810kt一

RECOPOL波兰Kaniow20032004〜2005760t1050-1090

QinshuiBasin中~加QinshuiBasin20012004~2004192t478

YubariProject日本IshikariCoalBasin200220040.884kt890

QinshuiBasin中~澳Liulin20102013计划600t560

Zhangzi中国山西长子2013计划4kt970

中国在这一方面的研究主要集中在基础理论方面，目前正在进行中试，示范

工程也在准备中。相关项目的支持以国家自然科学基金委居多，其次是国家科学

技术部（见表3.8）。

表3.8目前我国支持的二氧化碳驱替煤层气研究项目情况

研究

项目名称资金来源执行时间主持与参与机构

类型

注二氧化碳提高煤层气采收率/基础

科技部2002-2007中联煤层气公司

二氧化碳埋藏研究

多元气体吸附解析模式及二氧国家自然科学基基础

2003〜2005中国矿业大学（北京）

化碳驱替煤层甲烷机理研究金项目研究

中国CO2-ECBM潜力评价与基中国科学院百人基础中国科学院武汉岩土

2005-2009

础科学问题研究计划项目研究力学研究所

煤层甲烷回采和二氧化碳注入国家自然科学基基础

2007~2008中国矿业大学

的改进模型金项目研究

CO-ECBM过程中煤基质性质

2国家自然科学基基础中国科学院山西煤炭

对煤的膨胀性和CO2/CH4在煤2007-2009

金项目研究化学研究所

中渗透性变化的影响

注气驱替煤层甲烷过程中煤基国家自然科学基基础

2008-2010中国矿业大学（北京）

质差异膨胀效应实验研究金项目研究

固流热耦合作用下深部低渗透

国家自然科学基基础

不可采煤层储存CO2驱替回收2009-2011辽宁工程技术大学

金项目研究

煤层CH4的应用基础研究

深部煤层封存CO2的固-气作用国家自然科学基基础中国科学院过程工程

2010-2012

关系及封存实验模拟金项目研究研究所

中国地质调查局

全国煤田二氧化碳地质储存潜基础中国科学院武汉岩土

水文地质环境地2011

力与适宜性评价研究力学研究所

质调查中心

深部煤层处置CO2中的二元气

国家自然科学基基础

固耦合作用与双重孔隙效应研2011-2013中国矿业大学

金项目研究

究

超临界CO2注入低渗透煤层运国家自然科学基基础

2011~2013辽宁工程技术大学

移规律及增透机理研究金项目研究

深煤层注入/埋藏二氧化碳开采基础

科技部2011~2015中联煤层气公司

煤层气技术研究研究

煤层中注二氧化碳驱替甲烷的国家自然科学基基础

2012〜2014中国矿业大学

热流固耦合作用机理研究金项目研究

地层约束条件下N2/CO2混合气

国家自然科学基基础中国科学院武汉岩土

体驱替煤层气的机理及最佳气2012-2014

金项目研究力学研究所

体组分比研究

基于深部煤层CO2封存的超临

国家自然科学基基础

界CO2与煤相互作用及其对碳2012-2015山东科技大学

金项目研究

封存影响研究

中国驱替煤层气的现场研究主要由中联煤层气公司主导。2002年~2007年与

加拿大合作，在煤质条件较好的沁水盆地南部无烟煤煤层开展了单井现场试验。

目的是研究在中国实施该技术的可行性，共注入了192t二氧化碳。试验结果表

明，该技术可适用沁水盆地的煤层（叶建平、冯三利、范志强，2007）□在此基

础上，该公司与澳大利亚合作正在进行扩大试验。2010年4月以来已注入600t

二氧化碳。此外，该公司已经在山西长子开始了更大规模的试验，计划注入4000

t二氧化碳。中国华能集团与中联煤层气公司正计划合作在云南和山西开展更大

规模的全流程工程示范。

二氧化碳可以降低煤层渗透性，因此不适用于低渗透性煤层。但是，我国深

部主要是低渗透性煤层。为此，混合气体驱替煤层气技术开始得到关注。平顶山

煤业集团及潞安煤业集团进行了空气驱替煤层气试验，证实了氮气的增渗及增产

效果，显示了混合气体驱替煤层气可能具有更好的适应性及经济性（方志明、李

小春、李洪等，2010；Fang,etal.2010）。

通过10年左右的研究开发，我国驱替煤层气相关的理论与测试技术（崔永

君，2003；张庆玲、崔永军、张群等，2005；于洪观、范维唐、孙茂远等，2005；

唐书恒、杨起、汤达祯等，2002；马志宏、郭勇义、吴世跃等，2001；吴建光、

叶建平、唐书恒，2004；方志明、李小春、李洪等，2010；傅雪海、李大华、秦

勇等，2002；方志明、李小春、白冰，2009）、模拟方法（吴嗣跃、郑爱玲，2007；

孙可明，2004；郑爱玲、王新海、刘德华，2006；冯启言、周来、陈中伟等，2009）、

评价方法（中国21世纪议程管理中心，2012）、工程技术（叶建平、冯三利、范

志强，2007）都取得明显的发展，即将进入全流程中间试验水平。二氧化碳驱替

煤层气所需的大部分设备在石油及煤层气产业中都已有应用，并且大多已经实现

国产化，因此在设备要求上没有明显的障碍。

总体上我国驱替煤