海洋 CO₂ 地质封存技术体系与中国海上封存潜力研究

出品方：北京经纬智汇信息咨询有限公司 报告编号：OGG-S-005 报告日期：2026 年 6 月 保密级别：商密 · 对外交付级（S 级旗舰） 版本：V1.0

执行摘要

海洋 CO₂ 地质封存（Offshore Geological CO₂ Storage）正从北欧的单点示范走向全球商业化枢纽，并在中国"双碳"战略与南海、渤海规模化开发的双重牵引下，进入由示范工程向产业集群跃迁的关键窗口期。本报告系统梳理了海洋封存的技术体系、全球旗舰项目经验、中国近海封存潜力、市场格局与商业化路径、政策监管环境及核心风险，并面向决策层、投资方与技术团队给出分阶段行动建议。

核心结论一：海洋封存已是经近三十年验证的工业级技术，但规模化的真正瓶颈在动态储层行为与压力管理，而非捕集端。 挪威 Sleipner 项目自 1996 年起通过一口大位移井向 Utsira 砂岩咸水层注入 CO₂，累计封存规模已逾 2300 万吨，是全球首个商业化封存工程，也是 4D 时移地震监测的经典范本。然而 Snøhvit 因首选 Tubåen 储层隔室化导致注入早期井底压力骤升、被迫改注上覆 Stø 层，澳大利亚 Gorgon 则因采水降压系统缺陷长期未达设计目标——据 IEEFA 披露，Gorgon 在 2024—2025 财年仅封存约 133 万吨、约为设计能力的三分之一。三大旗舰项目的共性教训表明：海上封存的核心风险来自储层的动态连通性与压力演化，静态容量估算屡被工程实践推翻，压力管理（采出地层水降压）与全周期监测是项目成败的决定性变量。

核心结论二：中国已建成自主可控的海上 CCS/CCUS 全链条技术与装备能力，并率先在高含 CO₂ 油气田实现工程突破。 恩平 15-1 油田 CCS 工程（2023 年投运）是中国首个海上 CO₂ 封存示范工程，形成多项国内首创技术与发明专利，关键工艺装备实现国产化；2025 年该项目由纯封存（CCS）升级为以碳驱油（CCUS-EOR），兼顾减排与增产。渤中 26-6 油田（2025 年 2 月投产）则在全球最大变质岩潜山油藏上部署 CCUS-EOR，全生命周期规划埋存约 150 万吨 CO₂，成为渤海 CCUS 产业基地的起点。中海油已建成 4 个 CCS/CCUS 项目，并规划渤海、海南两大封存基地及大亚湾、长三角千万吨级集群。

核心结论三：中国海域封存潜力巨大但数据口径分散，商业化的决定性变量是碳价与政策而非资源约束。 自然资源部中国地质调查局 2023 年首次评估给出中国海域 CO₂ 地质封存预测潜力达 2.58 万亿吨，覆盖 18 个主要沉积盆地，约为全国年排放量的两百余倍，珠江口盆地、琼东南盆地、渤海湾盆地与东海陆架盆地为最优区域。但官方口径未公布 P50/P90 分级，学术界基于不同方法学的分盆地估算差异可达一个数量级，不可简单加总或直接视为可开发量。在经济性层面，中国海上封存成本较陆上高 30%—50%，当前全国碳价（约 90 元/吨）与刚重启的 CCER 机制尚不足以独立支撑纯咸水层封存；短中期内，"以碳驱油"（CCUS-EOR）是唯一具备项目级经济性的现实路径。

核心风险提示：盖层失效与断层激活诱发的泄漏与微震风险、海洋生态与监管合规风险、动态容量误判风险、长期责任归属未明风险，是海上封存规模化必须前置管控的四类挑战。

关键行动建议：近期（2025—2027）以 CCUS-EOR 锚定经济性、复用既有平台快速放量；中期（2027—2030）推动大亚湾集群进入最终投资决策（FID）并争取政策工具（CCER 方法学、差价合约、专项补贴）；同步补齐国家级海上封存地质数据共享平台与专项监管法规；所有项目强制配套压力管理与"4D 地震＋光纤＋ROV"监测体系；把握日本、韩国等东亚跨境封存市场窗口。

以上为面向决策层的核心摘要。下文按"技术现状—市场格局—技术深度—案例实践—风险挑战—趋势建议"逐层展开，技术深度区（第 04、05 章）供技术团队重点研读。

01 · 调研背景与目标

1.1 调研缘起与问题意识

全球气候治理已从目标设定阶段进入工程落地阶段。在国际能源署（IEA）、政府间气候变化专门委员会（IPCC）的几乎所有 1.5℃ 与净零情景中，碳捕集、利用与封存（CCUS）都被列为难以替代的"兜底技术"——它承担着钢铁、水泥、化工等难减排行业的深度脱碳，以及通过生物质能碳捕集（BECCS）、直接空气捕集（DAC）实现负排放的双重使命。而封存（Storage）环节是整个 CCUS 链条价值实现的最终落点：没有安全、廉价、规模充足的封存空间，捕集与运输都将失去意义。

封存空间的选择上，陆上与海上呈现出截然不同的禀赋与约束。陆上封存起步早、成本相对低、基础设施可达性好，但面临人口密集区临近性、地下水保护、土地权属复杂、公众"邻避效应"（NIMBY）强烈等制约。海上封存则远离人口聚集区、社会接受度更高、单体封存规模更大、源汇匹配的回旋余地更宽，且在油气工业发达的海域可大量复用既有平台、管道与地质资料——但其工程难度、监测复杂度与单位成本显著高于陆上。

对中国而言，海上封存具有特殊的战略意义。一方面，中国东部沿海集中了珠三角、长三角、环渤海三大城市群与最密集的高排放工业带，这些排放源距离内陆优质陆上封存盆地（如鄂尔多斯、准噶尔）动辄上千公里，长距离输送经济性差；而东部近海沉积盆地恰好提供了"近水楼台"的封存空间，"岸碳入海"在源汇匹配上具有天然优势。另一方面，中国海上油气开发近年快速放量，南海、渤海一批高含 CO₂ 油气田的开发，本身就产生了大量需要就地处置的伴生 CO₂，催生了"开发即减排"的内生需求。

正是在这一背景下，海洋 CO₂ 地质封存成为兼具国家战略价值、产业落地前景与经纬智汇专业纵深的高景气赛道。然而，当前市场上关于该主题的公开研究存在三类突出缺口：其一，技术体系碎片化，缺乏将"地质评价—注入工程—监测核查"贯通的系统性梳理；其二，潜力数据口径混乱，官方宏观估算与学术分盆地估算之间缺乏可比性框架，决策者难以据此判断"中国到底能封存多少、封在哪里、什么时候封";其三，商业化路径模糊，技术可行性论证多、经济可行性与政策路径论证少，难以支撑投资与立项决策。本报告即针对这三类缺口展开。

1.2 核心调研问题

本报告聚焦回答以下五个核心问题：

第一，海洋 CO₂ 地质封存的完整技术体系是什么？包括封存类型与机制、选址与容量评价方法、注入与输送工程、监测核查技术，以及海上相对陆上的本质差异与技术壁垒。

第二，全球已运营、在建、规划中的旗舰项目积累了哪些可复制的经验与不可忽视的教训？特别是 Sleipner、Snøhvit、Northern Lights、Gorgon 等标杆项目在地质条件、工程方案、商业模式、监测技术上的关键启示。

第三，中国近海到底有多大封存潜力、潜力分布在哪些盆地、不同数据口径之间应如何理解？中国海上 CCS/CCUS 已有哪些实质性工程进展？

第四，海上封存的全球与中国市场格局、商业模式、成本结构与竞争态势如何？什么样的政策与碳价条件能够支撑其商业化？

第五，面向中国油气企业与投资方，海上封存的现实风险有哪些、未来趋势如何、应采取怎样的分阶段行动路径？

1.3 调研范围界定

地域范围：以全球视野为基准，重点对标北欧（挪威、丹麦、荷兰、英国）、亚太（日本、马来西亚、澳大利亚、韩国）的代表性项目，落脚于中国渤海、南海、东海、黄海四大海域的封存潜力与工程实践。

技术范围：覆盖海底深部咸水层封存、枯竭海上油气藏封存、海底玄武岩矿化封存三类技术路线，以及与之配套的捕集对接、海管/船运输送、注入工程与监测核查（MRV）技术；不展开捕集技术本身的原理细节（另见 OGG-S-004 专题）。

时间范围：采用全时间轴视角，回溯 1996 年 Sleipner 投运以来近三十年的技术演进，剖析 2023—2025 年的最新进展（恩平 15-1、渤中 26-6、Northern Lights 投运），并展望 2030、2035、2050 年的发展趋势。

深度范围：兼顾决策层与技术团队的双重阅读需求，宏观（行业趋势、政策环境）、中观（盆地评价、产业链、竞争格局）、微观（具体项目工程参数、储层动态）三个层次结合。

1.4 调研方法说明

本报告采用多源信息交叉验证的研究方法，信息来源包括：国际权威机构报告（IEA、IEAGHG、Global CCS Institute 的年度状态报告与技术评估）、政府部门发布（自然资源部中国地质调查局的近海地质评估、国家能源局公开报道）、企业公开信息（中海油、Equinor、Shell、TotalEnergies、Petronas 的项目公告与年报）、学术文献（《International Journal of Greenhouse Gas Control》《Fuel》《Energy》《Journal of Marine Science and Engineering》等期刊的同行评议论文）、行业智库分析（IEEFA、亚化咨询等）。

在数据处理上，本报告坚持三项原则：其一，所有关键数值标注来源机构与年份；其二，对封存容量等存在显著方法学差异的数据，明确区分"理论潜力""有效潜力""预测潜力"等不同口径，避免误导性加总；其三，对来自批评性来源或存在口径争议的数据（如 Gorgon 表现数据、Sleipner 累计封存量），予以明确标注并提示审慎引用。

需特别说明，受公开资料可得性限制，本报告在部分细分议题上（如东海/黄海具体场址评价、专利计量分析、浮式封存装置工程参数）信息仍不充分，相关结论的不确定性已在正文及附录"数据说明"中予以提示，建议作为后续专项调研的方向。

02 · 技术现状全景

2.1 技术定义与核心原理（白话版）

海洋 CO₂ 地质封存，是指将捕集、提纯后的 CO₂ 加压输送至海底之下数百米至数千米深的地质构造中，利用上覆致密岩层的物理圈闭与地质体的多重封存机制，使 CO₂ 与大气长期隔离的工程技术。其本质可以用一个朴素的类比来理解：在海床之下，存在着一层层像"海绵"一样多孔的砂岩（储层），海绵之上盖着一层像"锅盖"一样致密不透气的泥岩（盖层）；工程师通过一口注入井，把高压状态下密度接近液体的 CO₂"挤"进海绵的孔隙里，让"锅盖"把它牢牢封在下面，几百年乃至上千年不让它跑出来。

这里有几个关键的物理前提。首先是深度与相态。CO₂ 在常温常压下是气体，但当深度超过约 800 米时，地下的高压（8 兆帕以上）和适宜地温会使 CO₂ 进入"超临界态"——这是一种既像气体般易于流动、又像液体般密度较大的特殊状态。超临界 CO₂ 的密度通常在每立方米数百千克量级，意味着同样的孔隙空间可以装下多得多的 CO₂，封存效率大大提高。因此，"足够深"是海洋封存选址的硬约束，过浅则 CO₂ 仍为气态、密度低、易逃逸。

其次是封存的多重"保险"。CO₂ 注入地下后，并非依靠单一机制被封住，而是随时间推移由四种机制接力锁定，安全性逐级提高：

构造与地层封存（Structural/Stratigraphic Trapping）：这是最直接、最快速起作用的机制。注入的超临界 CO₂ 因密度低于地层水而上浮，被上覆致密盖层（如厚层泥岩、盐岩）和背斜、断块等地质圈闭"物理扣住"，如同倒扣的碗罩住气泡。这一机制在注入早期占主导，但也对盖层完整性提出了最高要求。

毛细管（残余气）封存（Residual Trapping）：当 CO₂ 在孔隙中运移时，一部分会被孔隙喉道的毛细管力"卡住"，以不连续的微小气泡形式滞留在孔隙中，无法继续流动。这部分 CO₂ 被永久固定在储层内部，是注入停止后重要的二次保险。

溶解封存（Solubility Trapping）：CO₂ 会缓慢溶解于地层咸水中，形成略重于原始地层水的含碳酸盐溶液并向下沉降，进一步降低逃逸风险。这一过程以数十年到数百年的时间尺度进行，溶解度受温度、压力、地层水矿化度影响。

矿物封存（Mineral Trapping）：溶解的 CO₂ 与地层岩石中的钙、镁、铁等矿物缓慢反应，生成稳定的碳酸盐矿物（如方解石、菱镁矿），将 CO₂ 以固态形式永久固化。这是最持久、最安全的机制，但反应速率最慢，通常需要数百年到上千年；在玄武岩等富含活性矿物的岩层中，矿化速率可显著加快（冰岛 CarbFix 项目证明玄武岩中可在两年内实现大部分矿化）。

这四种机制如同四道逐渐收紧的保险闸门：注入初期主要靠盖层物理封闭，时间越长，溶解与矿化的占比越高，CO₂ 被"焊死"的程度越深，泄漏风险越低。这一"时间换安全"的特性，是地质封存区别于其他储能/封存方式的根本优势。

2.2 海洋封存的三类技术路线

按储集体类型，海洋 CO₂ 地质封存可分为三类，其成熟度、经济性与适用条件各异（详见图 2-1）。

*图 2-1　海洋 CO₂ 地质封存三类技术路线对比图* 第一类：海底深部咸水层封存。 深部咸水层是埋藏于海床之下、含高矿化度地层水的多孔渗透性岩层，分布范围最广、封存容量最大，是海洋封存的主力方向。全球标杆项目 Sleipner（Utsira 砂岩）、Northern Lights（Aurora 储层）均属此类。其优势是容量巨大、分布广泛、不受油气藏分布限制；挑战是缺乏现成的地质勘探资料与基础设施，需要从零开展地震勘探、钻探评价，前期投入高、地质不确定性大。

第二类：枯竭海上油气藏封存。 利用已开采枯竭的海上油气田作为封存场所。这类储层经过数十年油气开采，地质构造、储层物性、盖层密封性已被充分认识，且保留了完整的井筒、平台、管道等基础设施，可大幅降低前期勘探成本与工程投入，经济性最优，已实现初步商业化。荷兰 Porthos（P18 枯竭气田）、丹麦 Greensand（Nini West 枯竭油田）、挪威 Snøhvit 均属此类。其挑战在于：老井的井筒完整性（数十年前的固井可能已劣化）、储层经开采后的压力与应力状态变化、以及单个油气藏容量相对有限。

第三类：海底玄武岩矿化封存。 玄武岩富含钙、镁、铁等活性矿物，CO₂ 注入后可在较短时间内（数年量级）矿化为稳定碳酸盐，实现永久固化，安全性最高。中国南海中央海盆分布有大面积玄武岩，具备地质条件。但该路线工程难度大、注入方式特殊（多需将 CO₂ 预先溶于海水再注入）、成本高，目前仍处实验室与小规模试验阶段，距商业化尚远。

2.3 海上封存 vs 陆上封存：本质差异

理解海上与陆上封存的差异，是判断技术路线、成本结构与风险特征的基础。两者在多个维度上呈现系统性区别（详见表 2-1）。

表 2-1　海上封存与陆上封存核心维度对比

整体而言，海上封存以"高安全、大容量、好匹配"换取"高难度、高成本、强监管"，其经济账能否算平，高度依赖于是否能复用既有油气基础设施、是否具备碳价/政策支撑、以及能否通过集群化摊薄固定成本。中国近海具备地壳稳定性好、沉积盆地分布广、地层厚度大、构造圈闭多的有利地质条件，为海上封存提供了良好的资源基础。

2.4 发展脉络与成熟度评估

海洋 CO₂ 地质封存的技术演进可划分为三个阶段（详见图 2-2）。

*图 2-2　全球海洋 CCS 技术发展时间轴* 第一阶段：示范探索期（1996—2015）。 以 Sleipner、Snøhvit 为代表，由挪威在高碳税驱动下率先开展，验证了海底咸水层与枯竭气藏封存的技术可行性，并积累了 4D 时移地震监测的经典数据。这一阶段项目数量少、以国家石油公司主导、商业模式高度依赖碳税。

第二阶段：技术验证期（2016—2022）。 以日本苫小牧、澳大利亚 Gorgon 为代表，在更复杂的地质条件、更大的注入规模上验证技术，同时也暴露了压力管理、动态容量等关键工程挑战。Gorgon 的长期未达标，给全球敲响了"技术验证不等于工程成功"的警钟。

第三阶段：商业化加速期（2023— ）。 以 Northern Lights 跨境船运枢纽、Porthos/Greensand 集群、中国恩平 15-1/渤中 26-6 为代表，海上封存进入商业模式创新与规模化放量阶段。第三方封存服务、跨境船运、产业集群成为新范式，参与主体从国家石油公司扩展至国际油气巨头、专业封存服务商与终端排放企业。

就技术成熟度（TRL）而言，海底咸水层封存与枯竭油气藏封存的核心环节已达 TRL 8—9（实际系统在运行环境中验证/商业化运行），属成熟技术；海上船运＋离岸注入的集成（Northern Lights 模式）达 TRL 8；而玄武岩海底矿化封存仍处 TRL 4—5（实验室到中试），距商业化尚有距离。

2.5 国内外整体发展现状

国际现状：北欧引领、亚太追赶、巨头入场。 据 Global CCS Institute《Global Status of CCS 2024》，全球 CCS 项目管线已达 628 个，较上年净增约 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，运输与封存（不含捕集）项目达 222 个、一年内翻倍，反映出独立碳管理商业模式的兴起。海上专用封存虽仍是少数，但增长迅猛：欧洲在运捕集产能预计将从当前不足 3 Mtpa 增至 2030 年超 90 Mtpa，而欧盟《净零工业法案》要求 2030 年实现 50 Mtpa 的封存能力，海上封存（北海、北大西洋）是其主力。

国内现状：从单点示范到集群规划。 中国 CCUS 起步以陆上为主（如齐鲁石化—胜利油田百万吨级 CCUS-EOR），海上封存自 2023 年恩平 15-1 投运实现破冰，2025 年渤中 26-6 投产进一步扩展至变质岩潜山油藏。中海油已建成 4 个 CCS/CCUS 项目，并规划渤海、海南两大基地，推进大亚湾（300 万—1000 万吨级）、长三角千万吨级集群。整体上，中国海上封存在技术装备国产化上已取得关键突破，但在大规模深水作业、纯咸水层封存、监测基础设施、专项监管法规等方面仍处追赶阶段。

总体判断：海洋 CO₂ 地质封存技术体系已基本成熟，全球进入商业化加速期；中国凭借海上油气工程能力与"双碳"政策牵引，已跻身第一梯队的工程实践者，但商业模式与规模化能力仍待突破。