CO₂ 封存井完整性与封隔/密封材料技术体系研究

报告编号：OGG-S-002（S 级旗舰 · 首发镇店之宝批次） 出品方：北京经纬智汇信息咨询有限公司 报告日期：2026 年 6 月 保密级别：商密 · 仅供交付客户内部使用 版本：V1.0 所属赛道：OG-G CCUS 与双碳 · 封存井完整性与封隔材料

执行摘要

二氧化碳地质封存（CO₂ Geological Storage）是中国实现"双碳"目标、油气企业完成低碳转型不可回避的战略技术路径。在 CCUS（碳捕集、利用与封存）的"捕、运、用、封"全链条中，封存环节的核心安全屏障是注入井与封存井的井筒完整性（Well Integrity）。一旦井屏障失效，被注入地下、本应被永久封存数十年乃至上千年的 CO₂ 将沿井筒这一"人造高速通道"返回地表或污染含水层，不仅使全部减排努力归零，更可能引发安全与环境责任事故。因此，井筒完整性被国际产业界与监管机构一致确认为 CO₂ 封存全生命周期中风险最集中、技术要求最严苛、且最具不可逆性的关键节点。

本报告围绕"井筒完整性"这一核心命题，系统拆解了支撑封存井长期密封的四大技术子体系——抗 CO₂ 腐蚀固井水泥、耐蚀油套管选材、井下密封橡塑/金属材料、封隔器与井口装置，并叠加贯穿全生命周期的完整性监测与评价技术，形成"四位一体 + 全程监测"的完整技术图谱。研究采用全球视野，覆盖中国、北美、欧洲、中东等主要地区，时间视角贯通技术演进的过去、现在与未来，研究颗粒度兼顾宏观格局、中观产业链与微观工程参数。

第一，技术体系的底层矛盾已被充分揭示。 传统油气井所用的普通波特兰水泥与碳钢套管，在含游离水的超临界 CO₂ 环境中均不稳定：水泥发生碳酸化劣化（孔隙率与渗透率上升、强度下降、层间封隔破坏），钢材发生电化学腐蚀（FeCO₃ 垢层形成与破坏循环）。一个被反复验证的关键工程判据是——腐蚀威胁的成立以"存在游离水"为前提，干燥的超临界 CO₂ 对碳钢几乎无腐蚀性。这一判据直接决定了选材策略：当 CO₂ 流脱水规格与杂质（O₂、SOₓ、NOₓ、H₂S）水平确定后，才能在"碳钢+缓蚀剂→13Cr→Super13Cr→22/25Cr 双相不锈钢→镍基合金"的递进序列中做出经济与可靠性平衡的选材决策。

第二，全球 CCS 项目正快速放量，井完整性技术需求同步爆发。 据 Global CCS Institute《全球 CCS 现状 2024》，截至 2024 年中，全球 CCS 项目管线已达 628 个，同比新增 236 个、增幅约 60%；累计捕集能力达 416 Mtpa，七年复合增长率约 32%；其中运行项目 50 个（捕集能力 51 Mtpa），在建项目 44 个（建成后运行产能将翻番至超过 100 Mtpa）。中国据《中国二氧化碳捕集利用与封存年度报告（2023）》，截至 2023 年底已投运及建设中示范项目约 107 个，CO₂ 捕集能力约 730 万吨/年，齐鲁石化—胜利油田百万吨级 CCUS 项目成为国内标杆。CCUS 整体市场规模预测因机构口径不同呈区间分布：2030 年从约 80 亿美元（ABI Research）到约 178 亿美元（MarketsandMarkets）不等，复合增长率介于 8.7% 至 25% 之间。每一口符合监管要求的封存井，都意味着一套耐蚀完井材料、一套监测系统与一套长期完整性管理方案的刚性需求。

第三，国产替代已在关键环节实现突破，但短板清晰、机遇明确。 在管材环节，宝钢超级 13Cr 特殊扣套管已独家供货海南福山、应用于长庆油田百万吨 CCUS 示范工程，并于 2025 年在塔里木油田实现全面国产化，标志着高端耐蚀油套管的国产化攻坚取得实质成果。在缓蚀剂与注入工艺环节，大庆、长庆、吉林、胜利等油田已形成各具特色的"材质+药剂+监测"配套技术。然而，抗 CO₂ 专用固井水泥的成熟商业化品牌、高端全氟橡胶（FFKM）密封件、长效井下监测仪器以及井完整性评价软件，仍由国际油服三巨头（SLB、Halliburton、Baker Hughes）与材料巨头（Trelleborg、Parker、Freudenberg）主导。这四个环节既是当前国产化的薄弱点，也是经纬智汇判断未来 5 年最具投资价值与技术攻关回报的方向。

第四，国际典型项目的成功经验与失败教训，为中国规模化提供了清晰镜鉴。 挪威 Sleipner 项目（1996 年至今）证明了海上咸水层封存的长期可行性，但其 2017–2021 年因流量计缺陷导致封存量被高估约 28% 的事件，警示了计量校验对 CCS 资产（尤其在绩效激励机制下）的极端重要性；阿尔及利亚 In Salah 项目因注入压力管理不当引发盖层裂缝张开与地表抬升，成为井完整性与压力管理的标志性教训；加拿大 Weyburn-Midale 项目区内超过 4500 口老井，凸显了遗留井（Legacy Well）泄漏风险排查的必要性；加拿大 Quest 项目则示范了光纤永久监测+分级 MMV（监测—核查—验证）体系如何在保障安全的同时优化监测成本。

核心结论与行动建议（详见第八章）：井筒完整性技术体系的本质，是用"前期高规格选材"换取"后期数十年免于高昂修复"的长期经济性。对于面向规模化 CCUS 的中国油气企业与投资机构而言，应分阶段布局——近期锁定已突破的国产耐蚀管材与缓蚀注入工艺，中期攻坚抗 CO₂ 专用水泥与高端密封件的国产化中试与认证，长期填补数字孪生完整性评价软件与长效井下监测仪器的空白；同时在全生命周期风险管理框架下，对标 ISO 27914、ISO 16530、NORSOK D-010、美国 EPA Class VI 与欧盟 2009/31/EC，将遗留井排查与注入压力管理纳入核心管控。

*图 0-1 CO₂ 封存井完整性技术体系全景架构图*

01 · 调研背景与目标

1.1 调研缘起：封存安全的"最后一公里"瓶颈

碳捕集、利用与封存（CCUS）是全球公认的、能够在不彻底替换现有能源基础设施的前提下实现深度脱碳的关键技术之一。国际能源署（IEA）在其碳中和情景下，将 CCS 视为难以电气化的工业部门（钢铁、水泥、化工）减排与负排放（BECCS、DAC）的不可或缺手段。在中国，CCUS 被科技部《中国 CCUS 技术发展路线图》明确定位为实现碳中和目标的兜底技术与战略选择，规划路径为"2030 年前完成研发与示范、2030 年后进入规模化推广、2050 年实现成本根本性改善"。

然而，CCUS 全链条"捕、运、用、封"四个环节中，社会与产业的关注焦点长期集中于成本占比最高的"捕集"环节，而对"封存"环节——尤其是封存安全的物理保障——的系统性认识相对薄弱。事实上，封存的永久性（Permanence）才是 CCUS 减排价值能否被国际认可、能否进入碳市场进行碳资产变现的根本前提。如果封存的 CO₂ 存在泄漏风险，那么基于该项目签发的碳信用（CCER、自愿减排量）将面临可信度质疑，整个商业闭环将无法成立。

在所有潜在的 CO₂ 泄漏路径中（包括盖层渗漏、断层活化、扩散逸散等），井筒（Wellbore）是风险等级最高、也最受监管重视的人造泄漏通道。原因有三：其一，井筒贯穿盖层，直接连通注入层与地表/浅层含水层，是地质封闭体系上唯一的"人为开口"；其二，封存区域内除注入井外，往往还存在大量历史遗留的油气井（尤其在油气田改造的 CCUS-EOR 项目中），这些老井的封堵质量参差不齐；其三，井筒材料（水泥、钢材、橡胶密封件）在含水 CO₂ 环境中会持续劣化，而封存要求其在数十年（注后监护期）乃至更长尺度内维持密封——这远超普通油气井的设计寿命。

正是这一"封存安全最后一公里"的瓶颈，使得井筒完整性及其背后的封隔/密封材料技术，成为决定 CCUS 项目能否安全、合规、可持续运行的核心技术命题。

1.2 核心调研问题

本报告聚焦解答以下五个层层递进的核心问题：

第一，机理层：CO₂（尤其是含水超临界 CO₂）究竟如何破坏井筒的水泥、钢材与密封材料？失效模式如何分类？腐蚀的关键控制因素是什么？

第二，材料层：抵抗 CO₂ 侵蚀的固井水泥、耐蚀油套管、密封橡塑/金属材料、封隔器与井口装置，各自有哪些技术路线？国际主流产品的性能边界与适用工况如何？国产化处于什么水平？

第三，监测层：如何在井的全生命周期内持续监测与评价完整性？有哪些井下与地面手段、测井方法与评价软件？

第四，实践层：国际与中国的典型封存项目在井完整性管理上有哪些成功经验与失败教训？

第五，决策层：全球与中国的市场规模、竞争格局、政策标准如何？面向投资方、技术人员与管理层，应采取什么样的行动路径？

1.3 调研范围界定

技术范围：本报告以"地质封存井（含咸水层封存井与 CCUS-EOR 注入井）的井筒完整性"为核心，涵盖固井水泥、套管/油管、密封件、封隔器、井口装置五大物理屏障，以及监测评价技术。CO₂ 捕集、运输、地面工程、油藏工程等环节仅在与井完整性直接相关时涉及，不做展开。

地域范围：全球视野。重点覆盖中国（齐鲁石化—胜利、长庆、吉林、大庆、延长等项目）、北美（美国 EPA Class VI 监管下的项目、加拿大 Quest 与 Weyburn-Midale）、欧洲（挪威 Sleipner、Snøhvit、Northern Lights，德国 Ketzin）、中东（阿尔及利亚 In Salah、阿联酋 ADNOC）、亚太（澳大利亚 Otway、日本 Nagaoka/苫小牧）。

时间范围：全时间轴。技术演进上溯至 1996 年 Sleipner 项目启动以来的近三十年实践，立足 2020 年以来的最新研究与产品，并展望未来 5–10 年的技术趋势与国产化路径。

1.4 调研方法说明

本报告采用多源信息交叉验证的方法论，信息来源包括：①公开学术文献（同行评审期刊、SPE/OnePetro 会议论文、SINTEF/NETL 等研究机构报告）；②国际油服与材料厂商的技术资料与产品白皮书（SLB、Halliburton、Baker Hughes、Trelleborg、Vallourec 等）；③国际标准与监管文件（ISO、NORSOK、美国 EPA、欧盟指令）；④行业市场研究机构数据（Global CCS Institute、MarketsandMarkets、ABI Research、前瞻产业研究院等）；⑤中国官方与行业报告（《中国 CCUS 年度报告》、企业公开披露、行业标准）。

在数据处理上，本报告坚持"定性 + 定量结合"原则：以量化数据（腐蚀速率、市场规模、项目参数、温压条件）支撑技术与市场判断，以工程案例佐证结论；对存在口径差异或可靠性存疑的数据（如市场预测、厂商自报参数、计量修正事件），明确标注差异并以情景区间方式呈现，避免给出虚假精确的单一定值。报告结论采用"后置"结构，先充分铺陈分析与数据，最后凝练为决策建议。

*图 1-1 CCUS 全链条与井完整性风险定位图*

02 · 技术现状全景

2.1 井筒完整性的定义、内涵与标准框架

井筒完整性（Well Integrity）是一个源自常规油气工业、在 CO₂ 封存语境下被赋予更严苛内涵的核心概念。其经典定义为：在井的全生命周期内，通过技术、操作与组织措施（Technical, Operational and Organizational solutions）的综合应用，控制井内流体非受控泄漏风险的能力。换言之，井完整性管理的目标，是确保井在任何时刻都至少具备符合要求的、可靠的流体隔离屏障。

在 CO₂ 封存语境下，这一概念的核心是维持"两道独立井屏障包络"。NORSOK D-010 标准确立的基本原则是：针对任何存在超压（Overpressure）与流动潜能（Flow Potential）的情形，井内必须设置两道相互独立的屏障——主屏障（Primary Barrier）与次屏障（Secondary Barrier）——任何一道失效时，另一道仍能阻止流体非受控外泄。对封存井而言，主屏障通常由油管、封隔器、井下安全阀等构成，次屏障由生产套管、固井水泥环、套管头/采气树等构成；固井水泥环作为关键的层间封隔要素，往往同时参与两道屏障的构建。

国际标准化组织（ISO）在 ISO 27914:2017《二氧化碳捕集、运输与地质封存——地质封存》中，将机械完整性（Mechanical Integrity）列为封存场地管理的关键要素，并明确要求：井的材料选择必须依据实际接触的 CO₂ 流组分（包括游离水含量及 NOₓ、SOₓ、H₂S、O₂ 等腐蚀性杂质）确定。这一"组分驱动选材"的原则，是整个井完整性材料体系的逻辑起点。

下表梳理了与 CO₂ 封存井完整性直接相关的国际国内标准框架：

需要特别澄清一个行业内常见的误解：API RP 100-1 与 RP 100-2 并不适用于 CO₂ 封存井。RP 100-1 实为水力压裂作业中的井完整性与裂缝控制推荐作法，RP 100-2（2015）为勘探开发（含压裂）环境管理实践，二者均针对油气生产场景，不适用于 CO₂ 的连续注入与永久封存。与 CO₂ 相关的 API 标准主要是 RP 1192（CO₂ 管道运输）。美国境内的 CO₂ 封存井，其井完整性要求主要由 EPA 在《安全饮用水法》框架下设立的 UIC Class VI 规则管辖。本报告在后续分析中严格遵循这一更正后的标准适用关系。

*图 2-1 CO₂ 封存井"两道屏障包络"示意图*

2.2 CO₂ 的地下存在状态与腐蚀的物理化学基础

理解井筒完整性失效机理，必须从 CO₂ 在井筒与地层中的相态与化学行为入手。

相态行为。CO₂ 的临界点为温度 31.1°C、压力 7.38 MPa。在典型封存深度（通常 800 米以深）的温压条件下，CO₂ 呈超临界态（Supercritical CO₂）——兼具气体的低黏度、高扩散性与液体的高密度，这正是地质封存选择 800 米以深的原因：超临界态 CO₂ 密度大、占用孔隙体积小，封存效率高。在注入过程中，地面注入的 CO₂ 常为低温液态，沿井筒下行过程中逐渐升温转变为超临界态。一个易被忽视的工况是井口区域：当发生刺漏或显著压降时，CO₂ 因 Joule-Thomson 效应（节流膨胀致冷）可能产生极低温，对井口装置材料的低温韧性提出额外要求。

腐蚀的水相判据。这是整个材料选择体系中最具决定性的工程认识：CO₂ 本身（干燥状态）对碳钢几乎没有腐蚀性，腐蚀威胁的成立以"存在游离水（Free Water）"为充要前提。其化学逻辑是：CO₂ 必须先溶于水形成碳酸（H₂CO₃），碳酸电离产生的氢离子才驱动钢铁的电化学腐蚀。实验证据清晰：N80 碳钢在 60°C、含水高压 CO₂ 环境中腐蚀速率可达 1.6 mm/a，而在 0% 水含量的干燥超临界 CO₂ 中则无明显腐蚀迹象。这一判据的工程意义重大——它意味着，如果能够将注入的 CO₂ 流严格脱水至游离水析出点以下，碳钢甚至可以在特定工况下作为可接受的选材；反之，一旦 CO₂ 流含游离水或杂质（O₂、SOₓ 等）形成更强酸性环境，则必须升级至耐蚀合金。

钢铁 CO₂ 腐蚀的电化学本质。钢铁在含 CO₂ 水相中的腐蚀是典型的电化学过程，需同时具备阳极反应（铁溶解）、阴极反应（氢离子还原/碳酸还原）、金属内电子传导与溶液中离子传输四个要素。腐蚀产物碳酸亚铁（FeCO₃，即菱铁矿）膜的形成与否，决定了腐蚀是持续加速还是趋于钝化：当溶液 pH 超过临界值（主要取决于温度、Fe²⁺ 浓度与离子强度）时，FeCO₃ 过饱和析出形成保护性膜，腐蚀速率下降。实验表明，低温（如 20°C）下保护膜形成缓慢，需 pH>6 与长时间暴露；而流速增加会冲刷延缓 FeCO₃ 沉积并促进局部点蚀发展，因此高流速注入井段的点蚀风险需重点防控。

温度对腐蚀速率的非单调影响。一个重要的工程细节是：温度对 CO₂ 腐蚀速率的影响在富水相与富 CO₂ 相中规律不同。在富水相中，腐蚀速率随温度先升后降——低温区温度升高加速腐蚀反应，但高温区（约 60–90°C 以上）产物膜更致密、保护性增强，腐蚀速率反而下降。在富 CO₂ 相中，存在一个约 40°C 的临界温度，此时腐蚀速率最高。这意味着井筒沿深度方向温度梯度变化时，不同井段的腐蚀风险并非简单随温度单调递增，需逐段评估。

*图 2-2 CO₂ 腐蚀速率随关键因素变化曲线组图*

2.3 井筒完整性的四大失效模式

基于上述机理，CO₂ 封存井的完整性失效可归纳为四大典型路径，构成后续材料技术体系所要针对性解决的核心问题。

失效模式一：固井水泥环碳酸化劣化。当 CO₂ 饱和水扩散进入水泥基体，解离的碳酸（H₂CO₃）与水泥石中的游离氢氧化钙 Ca(OH)₂ 及水化硅酸钙（C-S-H）凝胶反应，生成碳酸钙（CaCO₃）。在 CO₂ 持续作用下，CaCO₃ 进一步转化为可溶的碳酸氢钙 Ca(HCO₃)₂ 并随流体迁出基体，导致水泥石抗压强度下降、孔隙率与渗透率上升，最终破坏其作为层间封隔屏障的功能。值得注意的是，部分研究观察到水泥裂缝在特定条件下的自愈合现象——Huerta 等（2008）发现裂缝在 CO₂ 富集流体与降压条件下可愈合；Lécolier 等（2008）在 80°C、7 MPa CO₂ 饱和盐水中暴露一个月后，测得水泥—套管界面渗透率下降三个数量级。这一现象为"CO₂ 反应型自愈合水泥"的产品设计提供了科学依据。

失效模式二：套管/油管电化学腐蚀。如前所述，含水 CO₂ 环境驱动钢铁电化学腐蚀，FeCO₃ 垢层的形成与破坏循环导致均匀腐蚀与局部点蚀。点蚀尤为危险，因其可能在均匀腐蚀速率看似可接受的情况下，局部快速穿孔，造成套管失封。注气井油套环空、注入层段套管、油管内壁是腐蚀重点关注部位。

失效模式三：封隔器与密封件失效。井下橡塑密封件在 CO₂ 环境中面临三重劣化：溶胀（CO₂ 溶入弹性体导致体积膨胀、机械性能下降）、爆炸减压（Rapid Gas Decompression, RGD，高压溶气在快速降压时于材料内部成核膨胀致起泡开裂）、化学降解。封隔器作为隔离油套环空的关键屏障，其密封元件失效将直接导致环空连通、屏障失效。

失效模式四：盖层/微环隙泄漏通道。除材料自身劣化外，井筒与地层界面、水泥与套管界面的微环隙（Micro-annulus）可能因温度循环、压力波动、固井质量缺陷而形成或扩展，成为 CO₂ 沿井筒纵向迁移的泄漏通道；注入压力过高还可能导致盖层裂缝张开或断层重活化（如 In Salah 案例），破坏地质封闭。

*图 2-3 井筒完整性四大失效模式机理图*

2.4 技术成熟度评估与全生命周期框架

CO₂ 封存井完整性技术整体处于"工程示范向规模化推广过渡"的成熟度阶段。其底层技术多脱胎于常规油气工业的成熟积累（固井、套管、完井、测井），但针对 CO₂ 长期封存的特殊性——CO₂ 作为井筒流体的腐蚀特性、运营期独特的载荷模式、远超油气井的潜在服役寿命——其完整性风险图谱与技术要求存在显著差异。挪威研究机构 SINTEF（2024）明确指出，CCS 井的建造"与油气井相对类似，但因上述三方面差异，其井完整性风险图谱不同"，需要专门的设计、选材与管理。

全生命周期框架是理解 CO₂ 封存井完整性区别于常规油气井的核心。井完整性需贯穿三个阶段：

注气阶段（Injection Phase）：CO₂ 主动注入，井承受注入压力、温度循环（低温 CO₂ 注入致井筒降温）、化学腐蚀的叠加载荷，是材料劣化最快的阶段。

运营/监护阶段（Operational/Post-injection Phase）：注入结束后，井被封堵，但 CO₂ 仍在地层中运移，需持续监测井屏障是否维持密封。

封井后阶段（Post-closure Phase）：这是 CO₂ 封存的本质特征所在。多数常规油气井设计寿命不超过 30 年，而 CCS 井需在封井后维持完整性达 50 年以上——美国 EPA 要求注后监护期（PISC）默认 50 年（可经数值模型论证缩短），欧盟要求财务担保覆盖至少 30 年监测成本、责任移交在封井后最短 20 年。这种超长服役寿命要求，对材料的长期稳定性、监测系统的耐久性提出了远超传统油气工程的挑战，也是本技术体系所有材料选型必须以"数十年尺度"而非"项目周期尺度"为基准的根本原因。

*图 2-4 CO₂ 封存井全生命周期完整性管理时间轴*