text: 潘继平：『CCUS-EOR』管输二氧化碳驱油与提高采收率问题研究| 国际石油经济
  中国海油集团能源经济研究院本文原载期刊（2023-3），原题为二氧化碳捕集利用和封存（CCUS）日益成为推进化石能源低碳利用、实现碳中和的兜底技术。其中，二氧化碳驱油提高采收率（CCUS-EOR）是中国推进油气增储上产、进行碳封存的战略选择，具有重要的经济、社会和环境效益。国外经验表明，管道输送是大规模开展CCUS-EOR不可或缺的二氧化碳运输方式。面对能源安全、碳中和的双重战略目标需求，中国迫切需要加快发展基于二氧化碳管道运输的CCUS-EOR，推进油气增储上产，增强能源安全，实现碳减排，助力碳中和。目前，全球在运行碳捕集和封存（CCS/CCUS）项目共有60个，二氧化碳捕集规模合计约4640万吨/年，其中用于提高石油采收率（EOR）的项目占比为50%，二氧化碳捕集规模占比为66%（约3062万吨），主要分布于北美与亚太地区。美国CCUS起步于上世纪70年代，已具备相当规模，技术工艺相对成熟，在全球居主导地位，项目规模较大。据全球碳捕集与封存研究院（GCCSI）2021年的研究报告，美国在运行中的用于CCUS-EOR的大规模工业碳捕集项目有11个，二氧化碳年捕集能力为1628万～1864万吨，其中4个为天然气处理项目，年捕集能力为1275万～1285万吨，7个为其他工业碳源项目，年捕集能力为353万～579万吨。其中，超过90%的二氧化碳用于驱油提高采收率等油田开发项目。近10年，随着国际油价高涨，美国实施的CCUS-EOR项目不断增加，2014年一度超过130个，随后基本稳定在100个以上，2018年美国二氧化碳驱油年产量在1550万～1600万吨。据统计，北美地区CCUS-EOR项目提高采收率的幅度为7～18个百分点，平均为12个百分点，个别项目可到26个百分点以上。比较典型的是美国二叠纪盆地Kelly-Snyder油田SACROC区块CCUS-EOR项目。该项目2002年实施二氧化碳混相驱作业，至2020年已持续稳产16年，累计增油2456万吨，累计注入二氧化碳约3.9亿吨，提高采收率26个百分点以上。据美国《油气杂志》统计，截至2018年底，美国通过二氧化碳驱油采出原油超过20亿桶（约2.73亿吨）。加拿大、巴西、土耳其、特立尼达等国家和地区也有一定规模的CCUS-EOR项目。其中巴西有4个CCUS-EOR项目，包括一个深海盐下油藏提高采收率项目；加拿大有4个碳捕集项目，捕集规模为350万～400万吨/年，主要用于驱油以提高油田采收率；中东和非洲地区也在积极开展CCUS-EOR探索，预计大规模商业化应用将于2025年前后获得突破。随着各国节能减排、碳中和力度加大，全球CCUS产业化步伐加快，在未来相当长一段时间内，CCUS-EOR发展潜力大，前景可期。据统计，2030年前全球将有28个左右CCUS-EOR项目建成投产运行，用于驱油的二氧化碳捕集规模超过7000万吨/年，比目前规模增加两倍以上。2020年美国地质调查局（USGS）评价认为，美国主要含油气盆地通过二氧化碳驱油，技术上可增产石油288.4亿桶（约39.3亿吨），埋存二氧化碳84.1亿吨，表明美国CCUS-EOR拥有巨大的发展潜力。截至目前，全球二氧化碳运输管道主要分布在美国、加拿大等少数国家。上世纪70年代以来，美国在二氧化碳驱油技术上取得突破，基于产自本土油气田丰富的二氧化碳资源，利用成熟的油气管输技术工艺，积极建设二氧化碳运输管道，开展二氧化碳驱油提高采收率项目。截至2020年底，美国累计建成二氧化碳管道50余条，总里程约7200千米，大部分建设于上世纪八九十年代，近80%的管道采用超临界输送工艺，其中1983年开始运行的Cortez管道是目前全球最长的二氧化碳管道，总长度为803千米，设计输送能力为1930万吨/年。挪威Snøhvit管道是目前全球唯一实现工业化运输的海底二氧化碳管道，主要用于将天然气开发伴生二氧化碳分离后回注封存于海底地层。目前，美国有12家二氧化碳管道运营商，干线管道多由埃克森美孚、金德尔摩根（Kinder Morgan）、西方石油（Oxy）、丹博里（Denbury）等大型能源公司建设和运营管理，支线管道由二氧化碳资源商或用气方建设和运营管理。同一地区不同企业建设管网可以实现连通代输，二氧化碳资源商通过周边管网平台将二氧化碳产品销售给管道公司，管道公司再将二氧化碳产品沿线分销给各用气企业。部分二氧化碳管道运行采用周调度模式，即下游用气企业提前将用气需求提交管道公司，管道公司统筹调度上游资源、中游管输、下游分输、终端用户的系统匹配，调度周期适中，方式灵活。美国二氧化碳运输管道技术是基于油气管道输送技术发展而来的，主要由各大能源企业和美国石油协会（API）、美国机械工程师协会（ASME）等协会共同研发完成，经历40余年管道运行实践检验，在管道设计、建设、投产和运行、经营管理等诸多方面积累了丰富的经验，形成了较为成熟的技术体系。美国长距离、大规模二氧化碳管道大多采用超临界输送技术，利用二氧化碳超临界相态密度高、黏度小、流态稳定、不易发生密度突变、管输压降低等特点，实现大规模输送，大幅降低投资和运行成本，而且二氧化碳用于驱油多以超临界状态注入，需要满足一定的压力条件（通常为10～20兆帕），大部分油气藏具备这样的压力环境。欧美地区二氧化碳管道输送的法律法规及标准规范主要参考油气管道，建设、运行、监管等相对成熟和完善。在美国，二氧化碳液体管道被列为危险液体管道，其运行管理遵从美国联邦法规49-CFR 195、美国机械工程师协会ASME B31.4《液态烃和其他液体管道输送系统》（侧重于二氧化碳管道运行管理）。美国二氧化碳管道由联邦和州政府共同监管，监管权具体属于美国运输部地面运输委员会，同时安全方面归口美国运输部管道和危险物品材料安全管理局（PHMSA），州际管道由PHMSA直接监管，州内管道由州政府监管，州政府还负责监管二氧化碳管道的开发和运营。随着全球CCS/CCUS技术创新、产业化发展进程加快，作为配套产业，全球二氧化碳管道运输有望获得快速发展，实现二氧化碳排放源与利用封存场景的良好匹配和连接，促进CCS/CCUS商业化发展。未来10～15年，借助技术进步、成本下降及碳减排政策，二氧化碳驱油埋存及管道运输有望在全球符合条件的成熟油田（区）获得普遍发展，成为多国增加石油产量、实现碳封存不可或缺的战略选择。石油危机造就了美国发展CCUS-EOR的大环境。美国、加拿大石油企业通过管道运输，将绝大部分二氧化碳资源运输到适合二氧化碳气驱的成熟油气田（区），用于强化采油，提高采收率，增加石油产量，获得足够收益，较好地解决了CCUS发展的经济性问题。一定程度上，国外二氧化碳管输及CCUS技术是伴随着二氧化碳驱油增产而发展的。实践表明，在美国低渗透油藏、高渗透油藏、过渡带油气藏都有商业二氧化碳驱油项目，证实了美国适合二氧化碳气驱的油藏资源丰富。据美国能源部的报告，美国适合二氧化碳气驱的石油地质储量超过120亿吨。统计显示，美国用于CCUS-EOR的二氧化碳资源主要来源于天然二氧化碳气藏、含二氧化碳的天然气藏，这两种气藏分别占二氧化碳气源的80%和15%，只有约5%资源来自人工捕集的工业二氧化碳排放，极大地降低了CCUS-EOR成本，井口二氧化碳成本仅为20～25美元/吨，甚至更低。欧美国家出台财税支持政策，以降低CCUS项目风险，提高企业参与CCUS产业的积极性，并向CCUS关键技术（例如二氧化碳捕集、分离等技术）提供巨额的财政资金支持。2008年美国出台的《国内税收法》第45Q条（45Q法案）对CCS/CCUS大规模商业运营提供经济支持，每埋存1吨二氧化碳可抵免税额10～20美元，随后美国政府不断完善该政策，抵免税额提升至20～35美元/吨，2021年将税额抵免幅度提高至50美元/吨，极大地调动了企业投资CCUS-EOR项目的积极性。国外二氧化碳管道技术主要基于油气管道输送技术，在设计、建设、管理、运营和监管等方面都充分借鉴了油气管道技术标准和经验。截至目前，国外现有二氧化碳管道均为新建，尚无从油气管道改造而成的二氧化碳管道。在美国等国家，在政府监管下，经过多年探索，形成了以市场导向为主的多类型、相对成熟的CCUS-EOR及二氧化碳管道运输商业模式和运营模式。大型石油公司和管道公司投资建设二氧化碳管道干线，通过支线管道联通多家资源商和用气方，实现二氧化碳的多进多出，管道公司可购买二氧化碳资源，沿线分销给下游油田等企业，为CCUS产业链各方提供二氧化碳交易平台。进入新世纪以来，随着中国老油田稳产压力不断增大，低渗透储量比例不断增加，油气稳产增产压力加大。为提高油气采收率推进增储上产，探索二氧化碳封存，石油企业积极开展CCUS-EOR技术探索，在技术研发、试验示范和产业化探索方面取得积极进展。在二氧化碳气源环节，形成了相对成熟的炼化、煤化工等高浓度二氧化碳排放捕获技术，以及油气田伴生二氧化碳加工处理技术等，总体上成本相对较低，前者一般低于200元/吨，后者低于120元/吨。在运输环节，形成了以陆上罐车运输为主、气相管道运输为辅的运输方式，其中罐车运输成本每千米约为0.9～1.4元/吨，管输成本约为0.35～0.40元/吨。在驱油埋存环节，主要针对低渗透油藏，初步形成了二氧化碳驱油藏工程、注采工艺、地面工程设计、生产动态监测等技术体系。截至2022年底，中国石油企业先后开展了约18个CCUS-EOR试验示范项目，二氧化碳注入设计能力约为200万吨/年，二氧化碳主要来自油田附近石化厂、煤化工厂及煤电厂排放，少量来自油田自产天然二氧化碳，主要用于提高石油采收率、煤层气开发等，实际注入规模超过100万吨/年，分布在胜利、中原、大庆、吉林、新疆、长庆等油田，换油率（二氧化碳注入量/采出原油量）为0.21～0.53，二氧化碳埋存率为60%～70%，30%～40%随生产液体返回地面。截至2022年底，中国石油先后开展了11个CCUS-EOR示范项目，主要分布在大庆、吉林、长庆、新疆等油田，气源主要来自附近石化工厂和油田伴生气，二氧化碳注入设计能力超过100万吨/年，2022年注入量突破100万吨，增产石油30万吨，平均换油率约为0.30，采收率普遍提高10个百分点以上，部分项目达25个百分点。中国石化先后在胜利、江苏、中原、华东等油田开展了多个CCUS-EOR示范项目，覆盖石油地质储量2512万吨，累计增加石油产量约26万吨。其中胜利油田高89-1井区二氧化碳驱油项目截至2022年底累计注入二氧化碳35.2万吨，增油量合计约10万吨，换油率为0.28，提高采收率超过10个百分点。2022年8月投产运行的“齐鲁石化－胜利油田百万吨级CCUS项目”覆盖特低渗透石油储量2500多万吨，计划部署73口注入井，预计15年累计注入二氧化碳1000余万吨，增油近300万吨，采收率提高12个百分点以上。中国海油完成国内海上首个百万吨级恩平15-1 CCS示范工程关键设备国产化与安装调试，启动全球首个海上千万吨级大亚湾区CCS/CCUS集群示范项目研究。延长石油集团公司在靖边－吴起矿区实施15万吨/年CCUS-EOR项目，已累计注入二氧化碳6.6万吨，增油效果较好，提高采收率超过8个百分点。总体上，目前中国CCUS-EOR取得了积极进展，有效推进了油气增储上产，取得了较好的经济效益，对增强能源安全做出了贡献，同时积极推进减碳降碳，取得了良好的社会效益和环境效益，产业化进程处于工业化试验示范后期和大规模商业化前期。长期以来，中国二氧化碳运输以低温储罐公路运输为主，受技术、成本、资源及政策条件等多因素制约，二氧化碳管道运输起步较晚。随着苏北黄桥、松辽徐深、长岭等气田的开发和临近油田CCUS-EOR示范项目建设运行，石油企业开始探索二氧化碳管道运输，建成了一定规模的二氧化碳管道。据不完全统计，截至2021年底，全国在役二氧化碳管道项目有8个，里程合计约152千米，年运输能力约106万吨，主要服务于大庆、吉林、胜利、中原、苏北等油田驱油提高采收率项目，但规模小，距离短，以气态输送为主，尚无大输量、长距离、超临界密相输送管道。总体上，目前中国二氧化碳管道输送尚处于起步探索阶段。近年来，在碳达峰碳中和目标推动下，企业加大CCUS-EOR项目示范力度，捕集工业排放的高浓度二氧化碳，通过新建二氧化碳管道运输到油气产区，构建全过程CCUS-EOR/EGR（二氧化碳强化天然气开采）产业链。目前，中国石化、延长石油等企业正在开展多个二氧化碳管道项目的前期工作，计划建设管道合计超过1500千米，分布在胜利、江苏、新疆等油田和陕北地区。2022年，中国石化为配合“齐鲁石化－胜利油田百万吨级CCUS项目”启动了全国首个100千米二氧化碳输送工程。油气安全是中国能源安全的核心问题，不断推进国内油气增储上产，增强国产资源供应保障能力，始终是基本的国家战略，是一项需要长期坚持的基本国策。国内外实践表明，CCUS-EOR是强化油气开发，不断提高油气采收率，提高资源开发利用效率，不断推进增储上产、提高国内油气生产供应能力不可或缺的技术选择和路径，是老油气区稳产增产、实现可持续发展的关键措施。随着勘探程度提高，新增油气储量品质不断下降，低渗透和超低渗透油气储量占比不断增加。“十三五”（2016－2020年）以来，全国年均新增探明油气地质储量中，低渗透和超低渗透油气储量占比高达70%～80%。据测算，中国适合CCUS-EOR的探明石油地质储量高达130亿吨，同时可埋存二氧化碳50亿～60亿吨，增油量将超过3000万吨/年，碳减排量有望超过3000万吨/年。据中国石油勘探开发研究院2020年的评价结果，在中国石油已动用石油储量中，适合CCUS-EOR的低渗透地质储量高达67.3亿吨，预计平均提高采收率16.5个百分点，可新增可采储量11.1亿吨，在驱油阶段可有效埋存二氧化碳29.5亿吨。综合分析认为，截至2021年底，全国适合二氧化碳气驱提高采收率的探明石油地质储量超过100亿吨，如果采收率平均提高10个百分点，可增加技术可采储量10亿吨以上，增储上产潜力巨大。经过近20年的快速发展，中国拥有超过17万千米油气管道，形成了各种条件下油气管道设计、建设与运维技术体系，积累了丰富的运营和管理经验，培养了人才。国家油气管网集团的成立，进一步整合提升了油气储运技术和人才。石油企业在CCUS-EOR示范中，探索并掌握了一定的二氧化碳管道运输技术，同时国外有关技术、成功经验和运营模式为中国企业提供了有效借鉴和参考。这些为大规模发展二氧化碳管道输送奠定了技术基础，未来中国大规模发展二氧化碳管道运输是可行的。国外经验表明，丰富的二氧化碳资源——包括来自天然油气田或者人工捕集等的资源，是CCUS-EOR及二氧化碳管道快速发展的基本条件和关键因素。勘探实践表明，中国天然二氧化碳气田、油气田伴生资源并不丰富，截至2021年，全国累计探明天然二氧化碳可采储量不足2000亿立方米，年产量约为10亿立方米，远不及美国的产量。美国仅McElmo Dome气田年产二氧化碳就超过100亿立方米。目前看，未来中国大力发展CCUS-EOR及相应管道运输，主要依赖来自人工捕集的二氧化碳。受技术和成本等多因素制约，目前中国二氧化碳捕集能力有限，已有的捕集项目规模较小，供应能力严重不足。缺乏丰富而廉价的二氧化碳资源，在供给体系上从根本上制约了中国CCUS-EOR及二氧化碳管道运输的大规模快速发展。在二氧化碳供应环节，尽管中国已掌握了高浓度二氧化碳捕集技术，但在中低浓度二氧化碳捕集方面尚面临诸多挑战，涉及关键的吸附/解析设备、溶剂性能、配套技术等。在二氧化碳管道运输环节，尽管已掌握气态管输技术，但对于大规模、长距离、高压力超临界密相输送技术，包括技术工艺、管材与设备、安全与监测等几乎为空白。在驱油埋存方面，尽管掌握了部分低渗透油藏二氧化碳驱油技术，但尚缺乏适合复杂地质条件、多类型油气藏的二氧化碳驱油埋存关键技术体系，针对剩余储量和未开发储量，缺乏二氧化碳驱油增产的适应性评价与分布特征研究。鉴于油藏类型多、油层薄、非均质性强、储层规模小、埋深大等因素，中国企业面临高效驱油、埋存与监测等诸多技术挑战，导致换油率低、采收率提高幅度低、封存率低，大规模用于煤层气、页岩气开发面临技术和成本挑战。目前，CCUS-EOR项目投资大，成本较高，前期投资主要靠企业自有资金，风险较大。在二氧化碳获取方面，天然二氧化碳气田、油气田伴生气开发成本相对较低（一般低于120元/吨），但仍高于美国同类型气源成本；煤化工、炼化等领域高浓度二氧化碳捕集成本一般在200～300元/吨，普遍高于欧美同等类型气源成本；煤电厂、钢铁厂、水泥厂等中低浓度二氧化碳捕集成本更高，普遍在300～700元/吨。二氧化碳气源供应成本约占整个CCUS项目总成本的30%～40%。在二氧化碳运输环节，陆上车运、水上船舶运输成本均较高，气态管道运输距离短、输量小，成本也偏高。在二氧化碳驱油埋存环节，目前国内各示范项目的桶油成本总体较高，普遍在50～60美元/桶，个别高达90美元/桶。而且，由于国内碳排放权交易及其定价、碳排放认证等机制不健全，碳排放企业缺乏碳捕集的积极性和约束性；绿色金融体制机制不健全，未能为CCUS项目提供有效的金融支持——政府层面缺乏CCUS投融资支持政策，缺乏有效的投融资机制与模式，导致CCUS项目融投资成本高、风险大，制约产业化发展。目前中国CCUS-EOR项目主要以油气田企业为主，商业模式和运营模式单一，且二氧化碳管道运输依附于CCUS-EOR项目，项目效益和风险在各相关方之间尚未按照市场规律合理高效配置和分担，制约产业规模化发展。在二氧化碳捕集环节，涉及来自能源、钢铁、炼化、电力、建材等行业的碳排放企业、第三方碳捕集企业以及二氧化碳贸易商；在二氧化碳管道运输环节，涉及传统油气田企业、油气管道企业以及新进入的专业性储运企业和贸易商；在二氧化碳驱油环节，涉及油气田企业和技术服务企业；在二氧化碳埋存环节，涉及油气田企业、技术服务企业以及专业化碳埋存企业等。加上相关工程服务、装备制造等企业，构成围绕油气增储上产、减碳降碳的新兴产业链甚至生态圈，亟需探索贯穿全产业链、促进相关产业协同发展的商业模式和运营模式，亟需构建跨部门的中央－地方－企业统筹协调机制。“十三五”以来，中国加大了对CCUS科技攻关的支持力度，从技术层面明确了未来CCUS发展定位、目标和总体路线图，积极实施CCUS重大项目示范，但未能出台有关法律法规，缺乏中长期产业化发展的顶层设计，也缺乏相应的财税、补贴等经济支持政策，不利于CCUS产业大规模快速发展。中长期产业发展规划的缺失，导致未来CCUS发展定位不明确，目标和方向不清晰；必要的经济支持政策的缺乏，不利于增强CCUS产业的发展信心以降低投资风险并吸引更多市场主体。由于CCUS产业涉及面广、行业交叉、管理跨界，缺乏必要的法律依据，行业管理、审批权限及程序不明确，容易出现多部门重叠管理或者管理缺失。在保障能源安全、碳达峰碳中和目标的双重推动下，借助于政策支持和技术进步，未来中国基于二氧化碳管输的CCUS-EOR发展前景良好，将对推进油气增储上产保障供应安全和实现碳中和目标、促进管输业可持续发展起到日益重要的作用。据预测，2030年全国CCUS-EOR产业的二氧化碳注入量将达到3000万吨/年，增油量有望达1000万吨/年，2050年二氧化碳注入量将达到1亿吨/年，增油量超过3000万吨/年。其中，中国石油CCUS-EOR项目力争2025年二氧化碳注入量达到500吨，年增油量达到150万吨，2030年注入量将达到2000万吨，年增油量超过600万吨。据有关研究成果，在鄂尔多斯地区建设百万吨级二氧化碳驱油项目，可建成100万吨/年原油生产能力，需要建设年输送能力400万吨、300千米长距离超临界二氧化碳管道。综合有关研究成果，结合中国油气资源特点，考虑技术进步和政策支持，预计未来10～15年，中国CCUS-EOR及配套二氧化碳管道将实现大规模产业化发展，形成区域性二氧化碳捕集、管输、驱油、埋存完整产业链，在松辽、渤海湾、鄂尔多斯、准噶尔盆地建成四大区域性CCUS-EOR产业集群和四大区域性二氧化碳管网；全国油气开发注入二氧化碳超过3000万吨/年，增油量约为1000万吨/年，二氧化碳管道总里程有望超过5000千米。未来3～5年全国CCUS-EOR项目二氧化碳注入量将达到1000吨/年左右，增油量在300万吨/年左右，在大庆、胜利、苏北、延长、新疆等油田建成数条中短距离超临界二氧化碳运输管道，总里程可达2000千米左右。随着碳中和进程加快，2050年左右中国CCUS-EOR及二氧化碳管道产业化发展进入成熟期，技术工艺趋于成熟，二氧化碳驱油、埋存效率显著提高，覆盖全国适合二氧化碳气驱的油气田（区），增油量将超过3000万吨/年，二氧化碳注入量达到1.2亿～1.5亿吨/年，其中埋存量为0.8亿～1.0亿吨/年，形成连接各油气主产区的全国性的二氧化碳管网，将对推进油气增储上产和实现碳中和目标起到至关重要的作用。修改完善现有节能减排及环保、资源等相关法律法规，废除不利于CCUS产业发展的有关规定，增加相应条款，或者新立相应法规，确立CCUS产业发展的法律依据。明晰有关交叉产业边界，明确CCUS产业发展主管部门、审批职责、流程等，明确监管范围、机构与职责等。建立完善市场机制，允许各类市场主体投资参与CCUS全产业链，特别是碳捕集和封存业务，打造开放竞争的产业发展市场环境。目前国内含油气盆地中适合二氧化碳驱油的储量规模、特点、分布等基础性工作比较薄弱，为加快二氧化碳驱油埋存产业快速发展，迫切需要借鉴国外经验，积极开展公益性和基础性的全国二氧化碳驱油（气）与埋存资源评价工作。建议由政府部门组织石油企业对全国各主要油气田的各种类型的油气藏进行适应性、技术可行性评价，掌握相应油气资源储量规模，并搞清楚其分布规律，编制相关基础图件，支撑中长期产业发展战略规划编制，为二氧化碳驱油（气）埋存和运输管道快速产业化发展奠定基础。结合新形势、新挑战和新要求，基于二氧化碳驱油（气）埋存资源评价结果，加强顶层设计，研究制定国家CCUS中长期产业发展战略规划，明确CCUS-EOR产业在保障能源安全、推进碳达峰碳中和目标的不同阶段的战略定位、目标、重点任务、产业布局及政策，推动并引导产业快速发展。通过顶层设计与规划，构建国家层面跨部门、跨行业、跨地域统筹协调机制，打通CCUS全产业链、全流程各环节，分阶段、分行业推进二氧化碳驱油（气）埋存与管道运输产业化发展。“十四五”期间，建设运营一批全流程重大示范项目，充分利用北方地区油气田附近的炼化、煤化工、煤电等二氧化碳排放源，建设2～3条长度在300～500千米的二氧化碳超临界输送管道，攻克关键技术瓶颈，积累经验。在二氧化碳捕集方面，着重加强低成本高效捕集技术攻关，包括技术工艺、吸附材料、装备设备等，重点攻克中低浓度二氧化碳规模化捕集关键技术瓶颈，大幅提升能效，降低成本；在二氧化碳管道运输方面，开展二氧化碳超临界管道运输重大科技攻关项目，重点解决二氧化碳管输工艺、设备材料、泄漏与止裂、风险预警等技术难点。加快制定CCUS产业链有关国家标准和行业标准，借鉴油气管道技术标准规范，加快研究制定二氧化碳超临界运输管道建设、运行、存储、安全等标准和规范。在二氧化碳驱油埋存方面，针对不同类型油气藏和储层特点，加强技术攻关，形成有效驱油技术和注气工艺，提高油藏管理水平，防止过早气窜，提高体积波及范围，提高采收率，积极探索用于页岩气（压裂）、煤层气（驱替）开发提高采收率的技术。同时，加强埋存和监测技术研发，提高二氧化碳埋存效率，确保井筒安全，实现地下长期安全封存。CCUS-EOR与二氧化碳管道运输涉及产业面宽，需要灵活多样的商业模式和运营模式，以满足各相关方利益诉求。一是在捕集供应环节，探索二氧化碳排放、捕集、贸易等多种商业模式，排放企业可以自行捕集，也可委托第三方，二者均可直接销售二氧化碳资源，也可通过卖给贸易商向中下游提供资源。二是在管输环节，管道企业可借鉴油气管输商业模式，开展单独的二氧化碳运输业务，也可以开展贸易、运输一体化业务，探索灵活多样的二氧化碳管输、贸易业务。三是在驱油封存环节，以油气田企业为主，允许独立第三方埋存企业利用枯竭油气藏专业从事二氧化碳埋存业务。四是探索上中下游全过程一体化等商业模式和运营模式，允许二氧化碳排放和捕集企业参与管道建设运营、参与驱油封存业务，允许管输企业参与资源捕集贸易、驱油封存业务，允许下游企业向中上游延伸，构建全过程全产业链一体化投资合作商业与运营模式。一是着重对二氧化碳捕集业务予以补贴和税费抵扣等，鼓励二氧化碳排放企业加大捕集力度，鼓励第三方专业化碳捕集服务。二是支持超临界二氧化碳运输管道建设运营示范项目，鼓励社会资本参与投资建设运营。三是尽快出台二氧化碳驱油提高采收率的经济支持政策，对二氧化碳驱油气增加的油气产量、封存的二氧化碳减免或抵扣有关税费，或者直接予以补贴。四是完善绿色金融政策，加大对CCUS产业示范项目融投资支持力度，降低融投资成本与风险。五是健全完善碳排放权交易定价机制、碳排放权交易市场体系，通过市场机制充分体现二氧化碳捕集、运输、利用与封存的经济、环保等综合价值。六是加大国家层面对二氧化碳捕集、管输、驱油、封存等上中下游环节关键技术、材料与装备的研发支持力度，设立超临界二氧化碳管输技术研发等国家重大专项，着力攻克卡脖子技术。同时加强国际合作与交流，学习借鉴国外先进技术和经营管理的成功经验。注：本文呈现内容略有调整，具体以正式刊发为准。欢迎赴知网《国际石油经济》下载引用原文。1234567