渤海油田将建设北方海上最大CCUS中心
发布日期：2025/6/16
据悉：中海油旗下渤海油田将建成中国北方海上最大CCUS中心，实现二氧化碳产、注、储一体化。
渤海油田始建于1965年，现已建成约60 个在生产油气田，200余座生产设施，是目前中国海上最大油气生产基地。
CCUS即二氧化碳捕集、利用与封存。今年5月22日，中国首个海上CCUS项目在珠江口盆地的中海油恩平15-1平台，已正式投用。
海上CCUS因其巨大的封存潜力和靠近沿海工业区的优势，被广泛认为是实现全球深度脱碳（尤其是对于难以减排的工业部门和化石燃料生产国）不可或缺的关键技术之一，海上CCUS 原理是什么？全球有哪些案例呢？
海上CCUS 原理
海上CCUS的核心原理与陆地CCUS相同，都是将大型工业排放源（如发电厂、化工厂、天然气处理厂等）产生的二氧化碳（CO2）捕获、压缩，然后运输到合适的封存地点，将其长期、安全地封存在地质构造中，使其不进入大气层。“海上” 主要体现在封存地点位于海底深处的地质构造中，有时也包括海上运输（船舶）和海上注入平台。
整个过程可以分为以下几个关键环节：
捕集：
在陆上或近海的工业排放源（如天然气处理平台、岸上的工厂）处进行。
使用各种技术（如化学吸收、物理吸附、膜分离、低温分离等）将CO2从工业废气流中分离、提纯出来。
得到高纯度、高压力的液态或超临界态CO2。
运输：
管道： 通过铺设于海底的专用管道，将捕集到的CO2输送到海上注入平台。这是长距离、大规模运输最经济高效的方式。
船舶： 类似于运输液化石油气（LPG），使用特制的低温加压运输船将液态CO2运送到海上注入平台或浮式储存与注入设施。这种方式更灵活，尤其适合初期项目、小规模或距离较远的封存点。
注入与封存：
物理圈闭： CO2被封存在由不渗透岩层（盖层）形成的构造（如背斜）或地层圈闭中。
毛细管力圈闭： CO2被圈闭在多孔岩石的孔隙中。
溶解： CO2逐渐溶解在地层咸水中。
矿物化（长期）： CO2与储层岩石中的矿物质发生化学反应，形成稳定的碳酸盐矿物（如方解石、白云石），实现永久固化。这个过程非常缓慢（数百年到数千年）。
枯竭或接近枯竭的油气藏： 地质构造已被充分勘探，封闭性经过油气生产历史的验证，且通常具备现成的注入井和部分基础设施。是最成熟、风险相对较低的首选。
深部咸水层： 位于海底深处、充满高盐度咸水的多孔岩石构造（如砂岩）。其封存潜力巨大，但需要更详细的地质勘探来确认封闭性（盖层）和储层特性。分布更广泛。
封存地点： 位于海底以下深部（通常>800米） 的、具有良好封闭性的地质构造中。主要类型包括：
注入过程： CO2通过海上平台（固定式或浮式）上的注入井，被加压注入到选定的目标储层中。
封存机制：
监测、测量与验证：
在注入期间和注入结束后很长一段时间（甚至数十年），需要对注入井、封存区及周围环境（海水、海床、大气）进行持续监测。
目的是确保CO2被安全封存、无泄漏发生，验证实际封存量，并评估对环境的影响。技术包括地震监测（时移地震）、井内监测（压力、温度、流体取样）、海底传感器、海水化学监测、大气监测等。
为什么选择海上封存？
巨大的封存潜力： 全球沿海大陆架下的枯竭油气田和深部咸水层拥有极其巨大的CO2封存容量，远超陆上潜力。
靠近排放源： 许多大型工业排放源（如炼油厂、化工厂、钢铁厂、天然气处理厂）本身就位于沿海地区。海上封存点通常离这些源点更近，缩短运输距离，降低成本。
减少陆上土地利用冲突： 避免了占用宝贵的陆地资源，也减少了陆上封存可能面临的社区接受度问题。
安全性与环境隔离： 封存点位于海底深处，上方有厚厚的水体和沉积层作为屏障，即使发生微量泄漏，也需要经过漫长的路径才能到达海床或海水，降低了即时环境风险。
利用现有基础设施： 海上油气工业拥有丰富的海上工程经验、平台技术、钻井技术、管道铺设能力和地质数据，可以直接借鉴或改造利用（如将油气生产平台转为CO2注入平台，利用废弃的油气井或管道）。
海上CCUS 主要案例
挪威 Sleipner 项目（世界上首个大型商业海上CCS项目）
捕集： 在Sleipner West海上天然气田平台，从开采的天然气中分离出高含CO2（约9%）的气流。分离CO2是为了满足天然气销售规格（CO2含量需<2.5%）。
注入： 分离出的CO2被压缩后，直接通过平台上的注入井注入到平台下方约1000米深处的Utsira深部咸水层中。
地点： 挪威北海
开始时间： 1996年
原理：
规模： 每年封存约100万吨CO2。
意义： 全球首个商业规模的CCS项目，验证了深部咸水层封存的技术可行性和安全性。通过长期时移地震监测，成功追踪了CO2羽流的运移和扩散，未发现泄漏。为后续项目提供了宝贵经验。避免了挪威的碳税。
挪威 Snøhvit 项目
捕集： 在Hammerfest陆上液化天然气厂（Snøhvit气田的天然气在此处理液化），从天然气中分离出CO2。
运输： 将捕集到的液态CO2通过船舶运输回海上Snøhvit气田区域。
注入： 在海上平台，将CO2注入到气田下方约2600米深的枯竭气藏（Tubåen砂岩层）中。
地点： 挪威巴伦支海
开始时间： 2008年
原理：
规模： 每年封存约70万吨CO2。
意义： 全球首个结合了船舶运输CO2的海上封存项目。验证了船舶运输方案的可行性。利用了枯竭气藏进行封存。
挪威 Northern Lights 项目（第一阶段）
捕集： 由挪威不同工业排放源（初始客户包括Norcem Brevik水泥厂和Fortum Oslo Varme垃圾焚烧厂）在各自工厂捕集CO2。
运输： 液态CO2通过船舶运输到位于挪威西海岸Øygarden的陆上接收终端。
中间储存与再注入： 在接收终端，CO2被暂时储存在陆上储罐中。然后通过一条新建的海底管道泵送到离岸约100公里、水深约2600米的海上注入平台。
注入： 在海上平台，CO2被注入到海底以下约2600米深的深部咸水层（Johannesburg组）中。
地点： 挪威北海（封存点位于Øygarden附近海域）
计划启动时间： 2024年
原理：
规模： 第一阶段设计年封存能力150万吨，可扩展至500万吨以上。
意义： 这是世界上第一个开放的、商业化的跨行业CO2运输与封存基础设施项目。旨在为欧洲多国的工业排放源提供“碳处置即服务”。代表了海上CCUS规模化、商业化发展的未来方向。具有里程碑意义。
英国 Acorn 项目（开发中）
捕集： 计划捕集苏格兰St Fergus天然气终端处理天然气时产生的CO2，以及后续连接其他工业排放源（如制氢厂）。
运输： 利用部分现有废弃的北海油气管道进行改造，将CO2输送到海上。
注入： 注入到北海的枯竭油气田中。
地点： 苏格兰东北海岸外（封存点利用枯竭的北海油气田）
目标启动时间： 本世纪20年代中后期
原理：
意义： 强调利用和改造现有油气基础设施（管道、平台、枯竭油田）来降低成本，加速项目部署。是英国实现净零排放战略的关键项目之一。
其他国家项目（规划与开发中）：
荷兰 Porthos 项目： 将鹿特丹港工业区的CO2通过管道运输到北海枯竭气田封存。
丹麦 Greensand 项目： 在北海Nini West油田进行示范注入，目标是在枯竭油田大规模封存。
中国： 多个海上CCUS项目在规划中，如珠江口盆地、渤海湾等区域的示范项目。
日本： 也在积极探索其周边海域（如日本海沟附近）的咸水层封存潜力。
挑战与未来展望
高成本： 捕集、海上运输（尤其是管道铺设）、海上平台建设与运营、监测成本都很高，需要政策支持和碳定价机制。
技术复杂性： 海上环境恶劣，对工程技术和设备可靠性要求极高。深水封存技术仍在发展中。
长期责任与法规： 封存后长期的监测、维护和潜在泄漏责任归属需要清晰的法律框架。
公众接受度与许可： 需要透明的沟通和严格的环评来获得社会许可。
基础设施建设： 大规模发展需要建设庞大的CO2运输网络（管道和港口）和封存集群。
尽管挑战巨大，随着Northern Lights等大型商业化项目的推进、技术的进步、成本的下降以及全球碳减排压力的增大，海上CCUS在未来几十年将迎来显著的发展。
来源：碳达峰中和
