枯竭气藏 CO₂ 封存技术适配研究

报告编号：OGG-A-012 出品方：北京经纬智汇信息咨询有限公司 报告日期：2026 年 7 月 保密级别：内部参考（限公司及授权对象使用） 版本：V1.0 报告等级：A 级专题（CO₂ 驱油与封存板块）

执行摘要

在全球"双碳"目标与碳捕集、利用与封存（CCUS）产业加速商业化的背景下，地质封存场地的选择正成为决定项目成败的核心变量。枯竭气藏（depleted gas reservoir）作为一类"已被自然界验证过密封性"的封存载体，正在从理论备选跃升为全球 CCUS 集群化布局的首选储集类型之一。本报告围绕枯竭气藏 CO₂ 封存的技术适配性，从封存机理、储盖层评价、注入工程与相态管理、井筒完整性、监测体系、全球项目案例、市场经济性、产业格局与政策标准等维度展开系统调研，主要发现如下：

第一，枯竭气藏具备四项结构性优势，使其在场地适配性上普遍优于深部咸水层。 一是盖层密封性已被数百万至数千万年的天然气聚集自然验证，地质风险显著低于未经验证的咸水层；二是储层孔渗、构造、非均质性等地质参数在长期油气勘探开发中已被充分刻画，封存容量核算不确定性小；三是气藏衰竭形成的巨大孔隙空间与低地层压力，为 CO₂ 注入提供了充足的"压力窗口"，可容纳大规模注入而不易突破盖层破裂压力；四是既有的井筒、集输与地面设施可部分复用，降低资本开支（CAPEX）。

第二，低压注入引发的相态与温度问题，是枯竭气藏封存区别于咸水层封存的核心技术瓶颈。 气藏衰竭后地层压力远低于 CO₂ 临界压力（7.38 MPa），注入初期 CO₂ 处于气相，且高压 CO₂ 经井筒与近井地带节流膨胀时产生显著的焦耳-汤姆逊（Joule-Thomson）冷却效应，可能诱发井筒结冰、干冰、水合物堵塞及套管低温脆化。国际领先项目已形成"自由流→气相控制→密相/超临界"的分阶段注入策略（以荷兰 Porthos 项目为标杆），通过控制注入速率、井口加热、干燥脱水等手段管控相态风险。

第三，全球枯竭气藏封存已进入规模化示范与商业化启动的临界点。 阿尔及利亚 In Salah 项目积累了枯竭气藏封存与盖层形变监测的宝贵经验教训；荷兰 Porthos 与 Aramis 项目正推动北海枯竭气田成为欧洲工业脱碳枢纽；澳大利亚 Moomba、马来西亚 Kasawari 等项目验证了枯竭气藏封存的经济可行性；中国吉林油田、齐鲁石化-胜利油田、中海油恩平 15-1 等项目群则在 CO₂-EOR 协同封存与海上封存领域快速推进。

第四，经济性与政策激励是决定项目落地节奏的关键杠杆。 陆上枯竭气藏封存成本已可低至 €1–7/吨 CO₂ 区间，澳大利亚 Moomba 项目封存成本低于 24 美元/吨，显著优于多数咸水层项目。美国 45Q 税收抵免、欧盟 ETS 与 CCS 指令、中国双碳政策与 ISO 27914 封存标准的完善，正在共同重塑项目投资回报模型。

核心行动建议：企业应将枯竭气藏优先纳入封存场地筛选序列，建立"地质适配性—注入相态可控性—井筒完整性—监测闭环—经济性"五维决策阈值；近期（0–12 个月）聚焦既有气田的封存潜力普查与老井完整性评估，中期（12–36 个月）推进 CO₂-EOR 协同封存示范与枢纽化（hub）布局，远期结合蓝氢产业链与跨境 CO₂ 运输网络，锁定枢纽型封存资产的先发优势。

风险提示（简要）：枯竭气藏封存需重点关注储层再增压引发的盖层/断层活化与诱发地震风险、老井与废弃井的泄漏通道风险、缓冲气（垫气）与残余天然气混合导致的 CO₂ 纯度与相态波动风险、以及长期封存责任归属与监管的政策不确定性。

01 · 调研背景与目标

1.1 调研缘起与问题意识

全球气候治理进入深水区，国际能源署（IEA）等权威机构一致认为，CCUS 是实现工业深度脱碳、尤其是钢铁、水泥、化工、油气等"难减排"行业净零排放不可或缺的技术路径。而在 CCUS 全链条（捕集—运输—利用—封存）中，封存环节的场地资源禀赋与技术可靠性，直接决定了整个产业链能否规模化、可持续地运行。

地质封存的三大主流载体——深部咸水层、枯竭油气藏、不可采煤层——各有优劣。长期以来，学术界与产业界对深部咸水层寄予厚望，因其理论封存容量最大、分布最广。然而，随着挪威 Sleipner、Snøhvit 等咸水层项目暴露出储层压力管理困难、注入能力不及预期、地质不确定性高等问题，产业界的关注重心正加速向地质数据充分、密封性已验证的枯竭油气藏转移。其中，枯竭气藏因其孔隙空间大、盖层可靠、压力窗口充裕等特点，被认为是"性价比"最高的封存载体之一。

但枯竭气藏封存并非"拿来即用"。气藏衰竭后的低压环境、CO₂ 注入的复杂相态行为、老井密集带来的泄漏通道、残余天然气与缓冲气的混合效应等，都对技术适配性提出了独特要求。本报告旨在系统回答：枯竭气藏封存 CO₂ 的技术适配性究竟如何？其相对其他封存类型的核心优劣势是什么？在工程实现、监测保障、经济性与政策环境上，企业应如何决策？

1.2 核心调研问题

本报告聚焦以下六个核心问题：

• 机理适配：枯竭气藏封存 CO₂ 的封存机理与容量构成如何？相对咸水层、枯竭油藏的技术适配性优劣如何量化对比？
• 场地适配：储层与盖层适配性的评价指标与方法体系是什么？封存容量如何核算？
• 工程适配：低压注入的相态与温度挑战如何解决？井筒完整性与老井管控有何特殊要求？
• 监测适配：MMV/MRV（监测—测量—验证）技术体系在枯竭气藏场景如何配置？
• 市场与经济：全球市场规模、容量潜力、经济性与产业格局如何？主要玩家竞争态势如何？
• 政策与趋势：全球政策标准环境如何演变？技术演进与商业化趋势的判断？

1.3 调研范围界定

• 地域范围：全球视野，重点覆盖北海（荷兰、英国、挪威）、北美（美国、加拿大）、亚太（中国、澳大利亚、马来西亚、印尼）、中东与北非（阿尔及利亚）。
• 时间视角：全时间轴，梳理从 In Salah（2004 年投产）至今的发展脉络，并前瞻 12–36 个月及更长期趋势。
• 内容偏向：以技术导向与市场导向为主，兼顾政策与商业导向。
• 研究颗粒度：宏观（行业趋势、政策）、中观（产业链、竞争格局）、微观（具体项目、技术参数）多层次结合。

1.4 调研方法说明

本报告采用多源信息交叉验证方法，信息来源涵盖：国际权威机构报告（IEA、IEAGHG、Global CCS Institute、NETL、DNV 等）、行业数据库（Rystad Energy、Wood Mackenzie 等）、学术期刊（如 *International Journal of Greenhouse Gas Control*）、SPE 等专业学会论文、各国地质调查机构公开数据、企业官方公告与项目披露信息。所有关键数据均标注来源机构与年份，并在配套《参考文献汇总》中依 GB/T 7714–2015 标准著录、辅以五级可信度评级。定性分析与定量数据结合，以数据支撑观点、以案例佐证结论。

02 · 技术原理与封存机理

2.1 枯竭气藏封存的基本原理

枯竭气藏是指经过长期开采、地层压力大幅衰竭、天然气采出程度较高的天然气储集体。其之所以能作为 CO₂ 封存场地，本质在于：曾经聚集并长期封存天然气的地质圈闭系统，理论上同样能够可靠封存 CO₂。天然气（以甲烷为主）能在地质历史尺度（通常数百万至数千万年）内被稳定封存，本身即是对圈闭构造完整性、盖层密封性、断层封闭性的最强自然验证。

从物理化学角度，CO₂ 在地下的封存依托多重机理协同作用，随时间推移，封存的安全性逐步增强（"封存永久性递增"）：

*图 2-1 枯竭气藏 CO₂ 封存四机理时间演化示意图*

2.2 枯竭气藏封存的独特机理特征

相较于咸水层，枯竭气藏封存存在几项独特的机理特征，直接影响适配性判断：

（1）"再增压"封存模式（Re-pressurization）：气藏衰竭后地层压力远低于原始压力，CO₂ 注入本质上是将储层压力从衰竭状态逐步"恢复"至接近或部分超过原始地层压力的过程。这一模式提供了巨大的压力操作窗口——理论上，只要将储层压力控制在原始地层压力（该压力已被证实不会突破盖层）附近或以下，盖层完整性即有充分保障。这是枯竭气藏区别于咸水层（无天然压力基准可参照）的根本优势。

（2）残余天然气与缓冲气效应：枯竭气藏中仍残留一定量未采出的天然气（残余气）。CO₂ 注入后会与残余甲烷发生混合、驱替与部分溶解，可能形成 CO₂-CH₄ 混合气带。一方面，残余气可作为"缓冲气"（cushion gas）帮助维持储层压力、改善注入相态；另一方面，混合也可能导致采出气/监测气的组分复杂化，并对相态平衡计算提出更高要求。

（3）干气藏 vs 凝析气藏的差异：干气藏储层相对"干净"，CO₂ 注入相态行为较易预测；凝析气藏则残留凝析油/重烃，CO₂ 与其相互作用可能带来额外的相态复杂性与近井污染风险，适配性评价需区别对待。

2.3 封存永久性与安全性逻辑

枯竭气藏封存的安全性建立在"多重屏障"（multiple barriers）理念之上：第一屏障为盖层（caprock），第二屏障为上覆地层序列，第三屏障为井筒完整性系统，第四屏障为监测预警与应急响应体系。其中，盖层的天然验证性是枯竭气藏相对其他封存类型最核心的安全性优势——这一点无法通过任何人工评价手段在咸水层中完全复现。