【论文】张烈辉(本刊编委)，等:碳达峰碳中和背景下发展CO2-EGR 的思考

2020 年 9 月，中国正式宣布将采取有力措施实现二氧化碳（ CO ₂ ）年排放量力争于 2030 年前达到峰值，努力争取 2060 年前实现碳中和的目标，展现出了中国绿色低碳发展的决心。 2021 年我国 CO ₂ 排放量达到了 119 × 10 ⁸ t ^[1] ，可见实现碳中和具有很大难度。考虑到欧美等主要发达国家从碳达峰到实现碳中和往往需要 50 ～ 70 年时间，而我国规划仅用 30 年实现，更是面临巨大挑战。化石能源是我国主要的二氧化碳排放源， 2021 年我国能源消费总量达到 52.4 × 10 ⁸ t 标准煤 ^[2] ，与能源相关的二氧化碳排放达到了 105.23 × 10 ⁸ t ^[3] ，占 CO ₂ 排放总量的 88% ，并且排放量还在持续增加，因此降低化石能源碳排放是实现碳达峰碳中和目标（以下简称“双碳”目标）的重中之重。天然气作为碳排放强度最低的化石能源，具有大规模稳定供应的基础，是替代煤炭进而实现化石能源“低碳化”最现实的选择 ^[4] 。天然气作为清洁、绿色的化石能源，在相当长一段时间内将占据重要地位。

我国天然气在能源消费结构中占比较低， 2021 年仅占比 8.9% 。从人均天然气消费来看， 2021 年我国人均天然气消费量为 261 m ³ ，仅为世界平均水平的 51% ，具有较大的上升空间。我国包括有水气藏、致密气藏、页岩气藏等在内的很多气藏具有很大的挖潜潜力。以四川盆地有水气藏为例，作为我国天然气增储上产的主战场，四川盆地共有气田 116 个，已开发气田 112 个，其中产水气田 98 个，年产水量达 607.86 × 10 ⁴ m ³ 。在中国石油西南油气田公司所属 472 个气藏和含气构造中，有水气藏达 240 个，占总气藏数的 50.85% 。有水气藏出水后，致使大量气井水淹、甚至停产，大量天然气滞留地下、气藏采收率不高。因此，大力发展 CO ₂ -EGR 提高气藏采收率，既可以促进天然气产量增加，增强我国天然气自主保障能力，又可以推动枯竭气藏 CO ₂ 封存技术示范，助力我国 “双碳”目标。目前，我国 CO ₂ -EGR 尚处于起步阶段。为此，针对 CO ₂ -EGR 发展的全局性问题，系统分析了“双碳”目标下发展 CO ₂ -EGR 的意义， CO ₂ -EGR 的潜力、发展现状以及面临的挑战，进而针对我国 CO ₂ -EGR 的发展提出了建议，以期为我国 CO ₂ -EGR 技术产业发展提供参考，保障国家能源安全。

1 　碳达峰碳中和背景下发展C O ₂ -EGR的意义

在“双碳”目标对清洁能源的驱动之下，我国天然气需求旺盛， 2021 年我国天然气消费量增长至 3 690 × 10 ⁸ m ³ ，在一次能源消费总量中的占比提升至 8.9% 。但是， 2021 年我国天然气进口量达到 1 680 × 10 ⁸ m ³ ，同比增长 19.9% ^[5] ，我国天然气对外依存度达到了 45.5% ，严重影响我国能源安全。在当前和今后一段时期，天然气仍然是我国能源消费结构中的重要组成部分，并且我国的天然气需求量将进一步增大。由表 1 可知，世界重 要机构预测我国天然气 年消费量在 2030 年将达到 3 700 × 10 ⁸ ～ 5 800 × 10 ⁸ m ³ ， 平均值为 4 990 × 10 ⁸ m ³ ；我国天然气年消费将在 2035 — 2040 年达到峰值， 对应的消费量为 4 000 × 10 ⁸ ～ 6 840 × 10 ⁸ m ³ ，平均值为 5 660 × 10 ⁸ m ³ ；我国天然气年消费量在 2050 年仍保持在较高水平，为 3 140 × 10 ⁸ ～ 6 470 × 10 ⁸ m ³ ，平均值为 4 560 × 10 ⁸ m ³ 。与我国 2021 年天然气产量 2 076 × 10 ⁸ m ³ 相比，我国天然气年消费峰值存在 1 920 × 10 ⁸ ～ 4 720 × 10 ⁸ m ³ 的缺口，将给我国能源安全构成严峻挑战。因此，加大国内天然气勘探开发力度，采用 CO ₂ -EGR 技术增加国内天然气产量是我国天然气资源绿色开发、可持续发展的重要战略领域之一，对于保障我国能源安全及“双碳”目标实现具有重要意义。

1.2 　加速清洁能源体系建设推动能源转型

由图 1 可以看出，我国能源消费仍然以煤炭为主， 2021 年煤炭消费量占能源消费总量的 56% ，因此我国能源结构存在高碳能源消费占比高、碳排放强等挑战，推进能源绿色低碳转型是实现“双碳”目标的迫切需要和重要抓手 ^[13] 。在可再生能源成为主力能源之前，天然气将是我国及全球实现能源结构从高碳向低碳转型升级的最现实能源。天然气产业还可以通过天然气制氢等技术手段拉动氢能 ^[14] 、 CCUS （碳捕集、利用与封存）等产业发展 ^[15] ，不断推进我国能源转型和清洁能源体系建设。甲烷作为天然气的主要成分，在所有碳氢化合物中具有最高的氢碳比， 因而利用天然气制氢具有高效率、低碳排放、并适用于规模化制氢等优点 ^[14] ，因此天然气与氢气协同发展，将加速低碳时代的到来。此外，由于天然气发电具有启动停止快、应急能力强的优点，可以有效解决风能、太阳能等可再生资源发电波动强度大等短板，因而天然气与可再生资源融合发展可以助推新能源稳定供应和规模应用 ^[16] ，进一步加速清洁能源 体系建设。因此，大力发展 CO ₂ -EGR 并提高天然气在能源消费结构中的占比，可以加快能源转型步伐， 助推我国清洁能源体系建设。

1.3 　推动尽早实现“双碳目标”

由图 2 可知，我国与能源相关的 CO ₂ 排放经历了缓慢上升期（ 1980 — 2001 年）、高速上升期（ 2002 — 2013 年），目前处于低速上升期（ 2014 — 2021 年）。由于未来 10 年是我国基本实现现代化建设的重要时期，工业化、城镇化、信息化多重发展将进一步增加碳排放 ^[12] ，因此要实现“双碳”目标面临巨大挑战。在应对气候问题方面，增加高氢碳比的天然气在我国能源消费结构中的占比，是减少 CO ₂ 排放的重要措施， 再与 CCUS 技术集成耦合使用，则可以进一步降低碳排放。 CCUS 是减少碳排放的重要技术途径 ^[17-18] ， 根据国际能源署预测，到 2050 年 CCS 技术可以承担全球 19% 的 CO ₂ 减排量 ^[19] 。化石能源在我国能源消费结构中占据重要作用，而 CCUS 是目前实现大规模化石能源零排放利用的唯一技术选择 ^[20] 。

相较于其他 CCUS 技术 ， CO ₂ -EGR 具有显著的技术优势，主要体现在以下 5 个方面：①气藏由于长期赋存天然气，其构造封闭性和完整性可以得到保障，降低了 CO ₂ 泄漏的风险；②气田开采井以及相关井下和地面基础设施齐全，稍加改造就可以应用于注 CO ₂ ，大大降低了 CO ₂ 封存成本；③对原始地层压力的扰动更小，因为长期的天然气开采造成地层压力下降，因此向枯竭气藏中注 CO ₂ 会恢复地层压力；④提高采收率可以额外增加天然气产量， 也可以进一步抵消部分封存成本；⑤与枯竭油藏相比，由于天然气的压缩性更高，因而单位体积孔隙中 CO ₂ 封存容量更大 ^[21] ，在盐水层中 CO ₂ 封存大规模运用之前，枯竭气藏封存 CO ₂ 是很好的技术选择。因此，开展 CO ₂ -EGR 既可以促进天然气产量增加，又可以推进碳捕集利用与封存技术应用示范，推进天然气生产过程绿色化，从而助力我国实现“双碳”目标。

2 　C O ₂ -EGR潜力与发展现状

2.1 　提高采收率潜力

CO ₂ -EGR示意图如图3所示，注入储层的CO ₂ 通过驱替作用和重力分异作用等机制实现提高气藏的采收率。具体地，CO ₂ 驱提高气藏采收率的作用机理主要有以下4个方面：①提高储层压力，增大压力梯度，从而提高天然气渗流速度；②CO ₂ 与天然气之间显著的密度差异会导致重力分异，因此储层底部的CO ₂ 对天然气具有抬升作用；③在储层温度压力条件下，CO ₂ 往往呈超临界状态，其黏度远高于天然气，会产生有利于驱替的流度比；④CO ₂ 通过竞争吸附作用置换出储层中的CH ₄ ，对于存在边底水的气藏，注入CO ₂ 还可以抑制和减缓水侵，延长无水和低水开采期。有水气藏初始采收率低，通常仅30%～50%，因此提高采收率潜力大，此外，凝析气藏、煤层气藏、致密气藏、页岩气藏也可依靠CO ₂ -EGR提高采收率。CO ₂ -EGR提高采收率的潜力为10%～35% ^[22] 。如图4所示，储层岩石性质和流体性质及其耦合作用会影响提高采收率效果，包括岩石孔隙结构、矿物组分、非均质性、表面性质、敏感性、天然气组分、注入气组分、地层水含量及化学成分等。此外，地质构造、温度压力分布、井网部署、注采层位、注气时机、注入速率、注气总量等工程参数也会显著影响驱替效率和提高采收率效果，因此对于特定的气藏，CO ₂ 的提高采收率潜力应予具体分析。

2.2 　C O ₂ 封存潜力

枯竭气藏（ DGR ）是封存 CO ₂ 的重要场所，具有较大的封存潜力。此外在 CO ₂ -EGR 过程中，由于 CO ₂ 滞留储层，也可以封存一定量的 CO ₂ ^[23] 。我国气藏总的 CO ₂ 封存容量约为 304.8 × 10 ⁸ t ，主要分布于鄂尔多斯盆地、四川盆地、莺歌海盆地、塔里木盆地、准格尔盆地和渤海湾盆地，其对应的 CO ₂ 封存量分别为 85.88 × 10 ⁸ t 、 58.87 × 10 ⁸ t 、 37.47 × 10 ⁸ t 、 26.78 × 10 ⁸ t 、 15.95 × 10 ⁸ t 、 14.46 × 10 ⁸ t ^[24] 。为降低注入成本，考虑深度为 800 ～ 3 000 m 的浅层气藏，适合实施 CO ₂ 封存的天然气藏共有 754 个，主要分布于鄂尔多斯盆地、四川盆地、渤海湾盆地和塔里木盆地 ^[25] 。考虑城市层面的源汇匹配，气藏总的封存容量达到 243.39 × 10 ⁸ t ，其中通过 EGR 可封存 90.18 × 10 ⁸ t CO ₂ ，通过枯竭气藏可以封存 153.21 × 10 ⁸ t CO ₂ 。 EGR 过程中 CO ₂ 封存潜力超过 100 × 10 ⁴ t 的气田共 348 个，对应的 EGR 封存量为 89.16 × 10 ⁸ t ，占所有气田 EGR 封存量的 99% ^[25] 。 EGR 过程中 CO ₂ 封存量最大的是苏里格气田，对应封存量为 19.59 × 10 ⁸ t ，其次是神木气田、大牛地气田、合川气田以及安岳气田，它们分别可以封存 5.57 × 10 ⁸ t 、 4.83 × 10 ⁸ t 、 4.58 × 10 ⁸ t 、 3.39 × 10 ⁸ t 。停止驱气提采转为封存阶段之后，对应的封存量有所上升。上述 5 个气藏也是 DGR 封存潜力最大的气藏，对应的 CO ₂ 封存量分别为 31.09 × 10 ⁸ t 、 8.85 × 10 ⁸ t 、 7.66 × 10 ⁸ t 、 7.27 × 10 ⁸ t 、 5.38 × 10 ⁸ t 。因此，在盐水层 CO ₂ 封存规模化推广之前，可以重点围绕上述盆地及气藏开展 CO ₂ -EGR 。

2.3 　C O ₂ - EGR 主要工程项目

全球 CO ₂ -EGR 总体处于机理探索及小规模先导试验阶段，主要包括澳大利亚 CO ₂ CRC Otway 项目、加拿大 Alberta 项目、荷兰 K12-B 项目等。此外还开展了一些研究项目，包括德国 Altmark 气田（ CLEAN 项目）、澳大利亚 CO ₂ CRC Otway 项目、澳大利亚 CASTOR 项目。目前全球已经规划、在建和运行中的商业化 CCUS 项目仍然以地质封存和 EOR 为主， 极少见 CO ₂ -EGR 项目。中国针对凝析气藏开发末期注 CO ₂ 提高采收率的研究和实施相对较多，并在沁水盆地开展了 CO ₂ 驱煤层气的小规模先导试验，但迄今尚未开展规模化 CO ₂ -EGR 的现场实施应用。

加拿大 Alberta 项目 ^[26] 由于油气枯竭，将 2 口采气井转换成了酸气回注井，从 2002 年开始向 F 气藏实施酸气（ 98%CO ₂ + 2%H ₂ S ）回注，注入后 1 ～ 3 年内采气井有 CO ₂ 突破， 2005 年由于酸气的突破而停止注气。实验发现 CO ₂ 突破早于 H ₂ S ，在某些井中突破的时间差高达 1 年。其原因在于 CO ₂ 的溶解度远低于 H ₂ S ，导致 H ₂ S 会优先溶于注入井附近的地层水，饱和 H ₂ S 的地层水进一步降低了 CO ₂ 的溶解能力， CO ₂ 只能以气相形式向远端运移，因此 CO ₂ 突破早于 H ₂ S 。这种色谱分离现象可以应用于对 CO ₂ 的监测，将溶解度远低于 CO ₂ 的 N ₂ 与其共同注入地层，则 N ₂ 会先于 CO ₂ 到达监测井，因此 N ₂ 的突破可以作为 CO ₂ 发生突破的监测信号 ^[27] 。

澳大利亚 Otway 项目 ^[28] 是在 CO ₂ CRC 框架下开展的首个澳大利亚 CO ₂ 安全生产、运输、灌注和地下封存的示范项目。 Otway 项目将产自临近 Buttress 气藏的气体（ 80%CO ₂ + 20%CH ₄ ），注入 Otway 盆地 Naylor 气藏，储层为埋深 2 000 m ，厚 25 ～ 30 m 砂岩地层，储层孔隙度为 20% ，渗透率介于 1 ～ 5 mD ， 封存容量达 15 × 10 ⁴ t 。从 2008 年 3 月至 2009 年 8 月累计注入量为 6.5 × 10 ⁴ t 。由于断层作用下储层三面均为厚度为 300 m 的泥岩，将 CO ₂ 运移范围限制在 0.5 km ² 范围之内。这可以为我国开展早期非均质储层 CO ₂ -EGR 先导试验提供参考，我国可以选择类似的封闭储层开展 CO ₂ -EGR 先导试验，尽可能地降低 CO ₂ -EGR 工程上的不确定性。 Otway 项目地震图像和流体采样分析证实了地质力学模型和地球化学模型分析的正确性。监测结果显示，大气、土壤、浅层地下水中均无示踪剂，证实了枯竭气藏 CO ₂ 封存的安全性和有效性。

荷兰 K12-B 项目 ^[29] 位于北海，在海上平台将采出气中的 CO ₂ （浓度达 13% ）分离出来注入地层，这是世界首次将采出 CO ₂ 回注入原气藏。储层在海平面下约 3 800 m ，地层压力从原始地层压力 40 MPa 降低至 4 MPa （采收率 90% ），地层温度为 128 ℃，储层由渗透率为 300 ～ 500 mD 的高渗透地层与渗透率为 5 ～ 30 mD 的中低渗透率地层组成，盖层为厚达 500 m 的盐岩。注气时间为 2003 — 2017 年，注入气成分为 95%CO ₂ + 5%CH ₄ ，累计注入量超过 10 × 10 ⁴ t 。项目分为以下 3 个研究阶段。第一阶段：研究利用现有管柱和设备实施注 CO ₂ 的适应性研究，具体包括厘清 CO ₂ 对设备、地层和采气的影响、对地面及井下设备的要求、考察合适的注入井废弃流程、考察法律法规及社会方面的可行性、 HSE 评价分析、经济性评价。第二阶段：研究 CO ₂ 注入和封存相关的技术、操作、安全、环境、经济等相关问题，并通过项目获得相关经验，这个过程持续了 15 年。第三阶段：研究将 CO ₂ 注入及封存规模从示范规模扩展到商业规模的适应性。第一阶段和第二阶段已经通过项目完成了， 第三阶段任务仍在评估中。采用温度压力梯度测试、采出气水分析、测井、示踪剂、电磁成像工具等分析方法监测 CO ₂ 的影响，项目运行期间未发生明显的事故，证实了 CO ₂ 在荷兰大陆架枯竭气藏封存的适应性和安全性可以得到保障。

德国 CLEAN 项目 ^[30] 由德国联邦教育和研究部资助（ 2008 — 2011 年），针对将 CO ₂ 注入 Altmark 气藏驱气提高采收率及其地质封存，在 CO ₂ 注入地质风险评价、井筒完整性、环境效应监测等方面开展了系统的研究。室内实验、数值模拟和矿场试验证实了 Altensalzwedel 储层封存 10 × 10 ⁴ t CO ₂ 的安全性。尽管由于未获批准，没能大规模实施注气，但仍为全球 CO ₂ -EGR 提供了系统丰富的技术和管理经验。

3 　C O ₂ -EGR 发展面临的挑战

3.1 　碳减排难以量化核算

全国碳排放权交易市场已于 2021 年 7 月 16 日正式上线交易，截至 2022 年 9 月 13 日，全国碳市场碳排放配额（ CEA ）累计成交量 1.95 × 10 ⁸ t ，累计成交额 85.59 × 10 ⁸ 元，成交均价 43.89 元 /t 。然而关于 CO ₂ -EGR 过程中产生的量化碳减排效果，国内外尚缺乏统一、科学的核算方法，致使通过 CO ₂ -EGR 技术的减排贡献无法被准确核算，因此 CO ₂ -EGR 的封存减碳配额难以纳入碳交易市场，无法实现碳汇效益。

3.2 　技术挑战

CO ₂ -EGR 是一个复杂的系统工程，涉及多相多组分流动、 CO ₂ — 地层流体—岩石化学反应等物理化学过程。尽管国内外学者开展了大量研究工作，但仍存在一些技术瓶颈，主要体现在 CO ₂ 多元混合体系相行为预测、非均质气藏 CO ₂ 提高采收率潜力评价、 CO ₂ — 地层流体—岩石耦合作用评价、 CO ₂ — 天然气混合控制、气藏地质体稳定性评价等几个方面。

由于 CO ₂ 捕集及提纯成本占整个 CCUS 流程的 70% 左右 ^[31] ，因此将含杂质的 CO ₂ 用于驱气提高采收率及封存具有非常重要的意义。尾气、烟气是 CO ₂ 的重要来源，其中的杂质气体如 N ₂ 、 O ₂ 、 H ₂ O 、 H ₂ S 、 SO ₂ 等，以及气藏中的 CH ₄ 会对 CO ₂ 的相态特征造成显著影响，并且注入的 CO ₂ 多元混合气体在驱气及封存过程中经历温度压力的大幅变化，造成 CO ₂ 多元混合气体在多孔介质中的相行为难以准确预测。

非均质气藏，如孔隙—裂缝—洞穴多重介质储层储集空间形态复杂，会对 CO ₂ 的扩散系数造成影响，导致 CO ₂ 在储层中赋存运移状态难以准确定量描述。在裂缝发育的储层中， CO ₂ 容易通过裂缝发生气窜，致使难以精确描述 CO ₂ 驱气前缘。此外， CO ₂ 多元体系在非均质储层中的复杂相变行为会对混合气体的密度、黏度、扩散系数等物性参数造成影响，进而影响驱气提高采收率效果，致使 CO ₂ 提高采收率潜力难以准确评价。需要指出的是，由于非均质气藏具有的复杂储层孔隙结构， CO ₂ 在其中的封存潜力同样难以准确评价。

CO ₂ — 地层流体—岩石作用室内实验往往受制于时间和空间的限制，不能有效反映 CO ₂ -EGR 过程中跨时间尺度和空间尺度下 CO ₂ — 地层流体—岩石耦合作用。数值模拟可以解决时间和空间尺度的问题，但是存在多尺度三维地质结构精细化模型以及精细化水文地质结构模型难以构建的问题，而用于模拟的化学反应动力学参数由于应用尺度的扩展往往难以准确描述矿场尺度下的水岩反应，此外地层的非均质性和矿物分布的非均质性难以精确表征，并且 CO ₂ — 地层流体—岩石耦合作用的长期不确定性难以量化表征，导致 CO ₂ — 地层流体—岩石长时耦合作用并不明确，致使难以精确预测 CO ₂ 羽流、地层孔隙结构、岩石力学性质的演变规律。

气藏中注入的 CO ₂ 与天然气的混合会影响驱替效率，并导致 CO ₂ 在生产井中快速突破，致使驱气提高采收率的效果较差，而采出气中的 CO ₂ 又进一步增加了地面处理工艺难度和成本，降低了 CO ₂ -EGR 的综合经济效益，因此控制 CO ₂ — 天然气混合具有重要意义。然而 CO ₂ -EGR 过程中在压力梯度驱替作用以及分子扩散作用下， CO ₂ — 天然气没有明显的分隔界面， CO ₂ — 天然气存在混合区域，并且难以有效控制。

在开展 CO ₂ -EGR 的整个过程中，包括选址、注入参数设计、监测方案设计等均应考虑气藏地质体的稳定性。气藏往往具有较为稳定的储盖层组合及构造圈闭，然而断层和裂缝系统的存在增大了 CO ₂ 泄漏的风险性，因为 CO ₂ 注入后物理化学共同作用下可能诱发断层活化及裂缝延伸，形成 CO ₂ 泄漏通道。此外，注入的 CO ₂ 可能腐蚀固井水泥环进而破坏井筒完整性，也可能突破盖层的毛细管压力或者压裂盖层从而形成泄漏通道，如图 5 所示。注入 CO ₂ 后气藏地质体的稳定性评价需要考虑热—水—力—化多场耦合作用，目前 CO ₂ 注入后物理化学共同作用下诱发断层活化及裂缝延伸机制并未明确，致使 CO ₂ 沿着断层和裂缝泄漏的风险性不能定量有效评估， CO ₂ 注后地质体的长期稳定性难以准确评价。

4 　CO ₂ -EGR发展对策

4.1 　明确C O ₂ -EGR发展路径

①探索可再生能源+ CO ₂ -EGR的技术集成，由于开展CO ₂ -EGR需要使用能源，因此将风能、光伏、地热能等可再生能源为CO ₂ -EGR 工艺过程提供电能， 则可以进一步拓展可再生能源使用空间，延展清洁固碳产业链。②探索储能技术+ CO ₂ -EGR 的技术集成， 对采收率较低的有水气藏，采用CO ₂ 驱提高气藏采收率，然后由驱气开发转换为储气库建设，并持续注入一定量的CO ₂ 充当储气库的垫层气，以期提高储气库有效工作气量。③扩展CO ₂ -EGR 技术在新兴能源与工业系统中的应用，例如将CO ₂ -EGR 与煤制氢技术集成耦合使用，可以同时满足清洁化和经济性的双重要求，助推传统难减排的煤炭行业深度脱碳。

结合“双碳”目标下重点行业的减排需求及路径， 建立全国统一大市场，加强 CO ₂ 运输管网和集群设施建设，让小规模碳捕集项目也可应用于 CO ₂ -EGR ， 从而受益于规模经济。根据封存地质场所开展大规模筛选，考虑 CO ₂ 源汇匹配问题，构建 CO ₂ -EGR 空间布局，进而明确 CO ₂ -EGR 发展路线。

新一轮科技革命和产业变革带动了数字技术的快速发展，也为天然气勘探开发提质增效和高质量发展带来了新的机遇。当前我国天然气产业正处于数字化转型和智能化发展的重要阶段，我国 CO ₂ -EGR 应高起点布局，在产业布局初期就重视与数字的深度融合，高水平构建智能 CO ₂ -EGR 产业链，高效推进我国智慧能源体系建设，支撑我国实现“双碳”目标。

考虑到我国天然气高度依赖进口，因此应充分发挥跨国资源优势互补，进一步推进国际合作，在技术研发、产业应用等方面开创 CO ₂ -EGR 对外合作新局面。天然气勘探开发主体可以考虑与科研院校合作建立科技创新联合体，加强产学研用协同攻关， 积极推进 CO ₂ -EGR 产教融合，在 CO ₂ -EGR 科研项目攻关、科技成果转化、专业人才培养等方面深度合作，支撑 CO ₂ -EGR 科技和产业高质量发展。

4.2 　加速建立 C O ₂ -EGR 政策支持体系

面对“双碳”目标对天然气产业发展的需求， 我国应进一步完善法律法规体系，将 CO ₂ -EGR 纳入重点鼓励发展的产业和技术目录、为 CO ₂ -EGR 项目提供融资支持。此外，应充分借鉴美国 45Q 税收法案、加拿大 CCS 税收抵免政策等国外政策，建立符合我国国情的税收优惠和补贴激励政策，加速推动 CO ₂ -EGR 商业化步伐。借鉴欧洲创新基金政策，创立 CO ₂ -EGR 发展基金，支持创新技术研发及其工业应用，以期为加速 CO ₂ -EGR 产业高质量发展提供支撑。

4.3 　加快构建C O ₂ -EGR 方法学与标准体系

2022 年 3 月，《中共中央、国务院关于加快建设全国统一大市场的意见》 ^[33] 指出，要建设全国统一的碳排放权交易市场，实行统一规范的行业标准、交易监管机制。但是目前我国 CO ₂ -EGR 标准体系建立进度较为缓慢，应借鉴 ISO/TC265 CCUS 标准 ^[34-37] 、加拿大 CSA-Z741 CCS 标准 ^[38] 等国际标准以及我国天然气行业相关标准 ^[39-42] ，建立 CO ₂ 捕集、运输、驱气提高采收率全产业链标准体系，规范 CO ₂ -EGR 项目的建设、运营、和监管。

4.4 　积极开展C O ₂ -EGR 关键技术攻关

针对 CO ₂ -EGR 存在的关键技术瓶颈，应着重在以下 7 个方面开展技术攻关：①建立 CO ₂ 多元体系相平衡模型，研究 CO ₂ 多元体系的相平衡规律，明确 CO ₂ 多元混合体系从地面注入到驱气过程中的相态变化特征；②建立有水气藏、非均质气藏、致密气藏、页岩气藏注 CO ₂ 提高采收率潜力评价方法， 进而构建不同类型气藏的 CO ₂ 提高采收率评价指标体系；③构建 CO ₂ — 地层水—岩石化学反应动力学模型、明确 CO ₂ — 地层水作用下岩石矿物转化规律、岩石孔隙结构和孔渗特性的演化规律，进而明确高温高压条件下 CO ₂ -CH ₄ — 地层水—岩石微观耦合作用机制；④建立 CO ₂ 作用下热—水—力—化多场耦合作用下岩石强度理论与破坏准则，明确岩石损伤机制和盖层封闭性演化规律，进而明确 CO ₂ 对地层岩石的长时耦合作用机制；⑤研究 CO ₂ 作用下结构面剪切滑移规律以及结构面强度力学、化学劣化机制及实效特征，构建 CO ₂ 注入引起的物理、化学作用下断层活化判据和裂缝延伸判据，明确结构面封闭性演化规律；⑥明确 CO ₂ -CH ₄ -H ₂ O 多元体系在地层条件下的相态特征及扩散规律，建立考虑水岩反应影响的多相多组分流体在气藏多重介质中的渗流理论， 明确 CO ₂ -CH ₄ — 水多元体系在孔隙—裂缝—洞穴复杂多重介质中的渗流规律和赋存状态演变机制；⑦明确地质工程条件、气藏开发历程对 CO ₂ -EGR 的影响规律，进而建立 CO ₂ -EGR 及封存一体化设计方法。

4.5 　建立CO ₂ -EGR 规模产业集群

成本是制约包括CO ₂ -EGR 在内的CCUS 产业发展的重要原因，而建立规模产业集群可以显著降低产业综合成本，提升经济效益。因此，应围绕鄂尔多斯盆地、四川盆地、渤海湾盆地和塔里木盆地构建CO ₂ -EGR 产业集群，突出规模效应。考虑到四川盆地有水气藏发育，已开发的98个有水气藏尚存50%～70%的剩余天然气。此外，《四川省“十四五”规划和2035年远景目标纲要》 ^[43] 《中共四川省委关于以实现碳达峰碳中和目标为引领推动绿色低碳优势产业高质量发展的决定》 ^[44] 等文件，指出积极发展清洁能源，推动天然气增储上产，建成“气大庆”，打造国家天然气千亿立方米级产能基地，开展碳捕集利用与封存等关键技术攻关，以及先进绿色低碳技术示范应用，为四川盆地CO ₂ -EGR示范区建设提供了政策保障。因此可以优先在四川盆地建立CO ₂ -EGR示范区，打造国内CO ₂ -EGR示范基地，然后进一步在全国推广应用。

5 　结论

1 ）“双碳目标”的提出给中国 CO ₂ -EGR 产业技术的发展带来了机遇，发展 CO ₂ -EGR 对于保障我国能源安全、加速清洁能源体系建设推动能源转型、从而助推实现“双碳目标”均具有重要推动作用。

2 ）由于 CO ₂ -EGR 存在碳减排难以量化核算、 CO ₂ — 天然气混合难以控制、 CO ₂ 注后地质体的长期稳定性难以准确评价等挑战， CO ₂ -EGR 发展较为缓慢。为此，我国应借鉴美国的税收抵免政策和欧洲的创新基金政策，建立 CO ₂ -EGR 政策支持体系，积极开展 CO ₂ -EGR 关键技术攻关，加快构建 CO ₂ -EGR 方法学与标准体系。

3 ）强化 CO ₂ -EGR 在多能互补能源系统中的减排作用，助推可再生能源规模化运用，并推动传统难减排的煤炭行业深度脱碳；强化 CO ₂ -EGR 数字融合，从而推动行业快速高质量规范发展；构建 CO ₂ -EGR 空间布局，率先在四川盆地建立 CO ₂ -EGR 示范区，然后向全国推广运用，通过规模产业集群提升 CO ₂ -EGR 的综合经济效益。