现代化工

现代化工 ›› 2026, Vol. 46 ›› Issue (3) : 1-6. DOI: 10.16606/j.cnki.issn0253-4320.2026.03.001

专论与评述

油气行业碳中和技术的研究综述

姜俊如 ¹ ,
鞠小玉 ¹^,²^,^* ,
杨庚翔 ¹ ,
侯明轩 ³

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Review of carbon neutrality technologies in oil and gas industry

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摘要

从能源替代、上中下游4个方面介绍了目前油气行业主要的碳中和技术及其当前应用情况,并对油气行业相关碳减排技术的发展进行了展望,以期为石油天然气行业完成绿色低碳转型发展、寻找新的绩效增长点,助力碳中和目标的实现。

Abstract

This paper reviews the main carbon-neutral technologies in the oil and gas industry and their applications from four aspects:energy substitution,upstream,midstream and downstream.It further examines related carbon reduction technologies to support the industry’s green and low-carbon transition,find new growth points,and contribute to the realization of carbon neutrality.

Graphical abstract

关键词

油气行业 / 碳减排 / 能源替代 / 碳中和

Key words

the oil and gas industry / carbon reduction / energy substitution / carbon neutrality

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姜俊如,鞠小玉,杨庚翔,侯明轩. 油气行业碳中和技术的研究综述[J]. , 2026, 46(3): 1-6 DOI:10.16606/j.cnki.issn0253-4320.2026.03.001

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自18世纪中期第一次工业革命以来,人类活动累计向大气排放的CO₂总量已突破1.5×10¹² t,大气中CO₂浓度较前工业化时期增幅超72%,呈现出与地质历史时期截然不同的增长轨迹。在此背景下,全球通过多次气候会议促进碳减排进程。IPCC 2018年的专题评估报告指出:为实现《巴黎协定》设定的气候目标,全球须于本世纪中叶达成碳中和,我国也宣布“2030年前碳达峰、2060年前碳中和”的目标。对于多数国家,油气行业都是国民经济支柱和能源系统核心,但其全产业链从勘探开发、加工炼化到存储运输,都会产生大量的CO₂排放,这一高碳特征使油气行业转型面临巨大挑战。

2023年中国石油和天然气消费产生的CO₂排放量分别为1.64×10⁹ t和8.15×10⁸ t^[1],仅次于煤炭。按现有排放轨迹预测,到2050年碳排放仅可减少25%,远低于《巴黎协定》的净零目标^[2]。为此,2021年1月,17家石油和化工企业、化工园区及中国石油和化学工业联合会发布《中国石油和化学工业碳达峰与碳中和宣言》,明确行业减排决心和行动方向。

在保障行业持续发展的前提下实现碳中和目标,亟需依托成熟的技术、创新的商业模式以及合理的政策支持。经过多年的努力,CO₂捕集利用技术不断发展迭代,与油气行业契合的降碳减排技术也不断增多,为行业实现碳中和提供了切实有效的支撑,碳中和技术及其成熟度如表1和表2所示。随着技术进步和政策支持,与之配套的商业模式也逐步形成,技术-政策-市场协同发力推动油气行业碳中和迈入正向循环。本文基于相关研究,从产业链和能源替代方面对油气行业碳中和相关技术的研究与发展进行简单的综述。

1 油气行业上游碳中和技术发展及其应用

油气行业上游的碳中和技术最核心的是CO₂压裂和CO₂驱油技术,CO₂水合物置换开采技术起步相对较晚,目前的研究和应用推广进度与前二者还有较大差距。这三项技术不仅可以实现降碳减排,还可以有效提高石油和天然气的产量,都具有极强的潜在经济价值和发展前景。

1.1 CO₂压裂

随着对环境保护和资源可持续利用的日益重视,传统水力压裂面临高成本、高耗水及潜在环境风险等挑战,而CO₂压裂技术作为更环保且具有潜力的替代技术受到广泛关注。该技术以液态或超临界CO₂为压裂介质,不仅可减少CO₂排放,还能显著提升低渗透油藏、低压油藏、水敏性稠油油藏和中深浓稠油藏的开采效率。CO₂压裂技术自上世纪50年代在北美兴起以来,已形成超临界压裂、泡沫压裂、干法压裂、混合压裂等技术体系,主流工艺由CO₂泡沫压裂逐步发展到混合压裂,应用理念也由构建复杂缝网、助排增产转变为强化开采和降碳减排协同并重^[5]。在破岩造缝方面,CO₂表面张力低和易扩散,使破裂压力比水压裂降低35%以上,且其低黏度特性有利于多点起裂。CO₂在岩石中的吸附能力和效率均高于CH₄,也可与原油相溶形成混相,提高原油流动性并膨胀体积,最终有效提升油气采收率。在封存方面,延长石油通过现场试验首次量化验证了CO₂压裂地质封存效果,并通过监测发现压裂CO₂最终留存率超过65%,在地下以游离、吸附、溶解、矿化等形式存在,其中吸附和溶解过程较快,而矿化作用则需要较长时间完成,其中的复杂机制有待进一步研究。

1.2 CO₂驱油

CO₂驱油是油气行业实现增产与减排协同的重要技术,通过向油藏注入CO₂,可使原油酸化并膨胀、改善流动性,从而提高采收率,同时将相当比例的CO₂留存于地下,实现地质封存,既保障油气行业平稳发展和能源安全,又实现了绿色可持续发展。该技术最早于20世纪50年代末兴起于美国,70年代实现商业化应用,随后其他国家陆续开始推进相关研究。进入21世纪后,由于全球气候问题加剧,CO₂驱油作为重要碳减排技术加速发展。但到目前美国仍然占全球CO₂驱油项目的九成以上。我国自上世纪60年代末开展相关研究,但受核心技术的限制,长期处于实验阶段,近些年才逐渐实现向商业化应用的转变,截至目前已经建成多项年CO₂注入量超1×10⁵ t的示范项目,如表3所示,其中大庆油田是我国当前CO₂驱油技术商业化应用的先锋,在全国CO₂驱油年产量中占比最高。尽管CO₂驱油技术兼具增产和碳埋存的优势,但其仍有诸多痛点亟待解决。首先是高昂的成本问题,CO₂捕集、压缩、运输等环节的成本巨大,严重阻碍进一步大规模推广^[8];其次是安全问题,全球范围内曾发生过多次CO₂泄露造成大范围伤亡的公共事件,而目前CO₂驱油封存后的监测体系仍不完善,常用的DAS、VSP、INSAR等监测技术难以对封存的CO₂进行全方位实时监控,增加了封存风险;最后受油藏类型和地层条件差异影响,CO₂驱油技术适用性有限,难以在不同油藏中通用。再者我国起步较晚,在前端精密仪器和相关软硬件方面存在短板,制约了其快速推广应用。

1.3 CO₂置换开采水合物

天然气水合物即可燃冰,是一种能量密度极高的特殊能源,1 m³可燃冰可释放约164 m³甲烷,其碳储量更是相当于已探明煤、石油和天然气总量的2倍,可采储量高达3×10¹³ m³。传统开采方法主要有降压法、热激发法和注化学抑制剂法等,但是这些方法除自身存在重大痛点外,还会造成海底水合物储层软化,长期开采可能造成地层不稳定而导致塌陷、滑坡、海啸等地质灾害。与之相比,CO₂置换法通过CO₂置换天然气水合物中的CH₄形成新的CO₂水合物,不仅有助于维持地层稳定,同时将大量的CO₂封存到地层中实现降碳减排。该技术最早由美国科学家Ebinuma于1993年提出,在之后的数年间各国的众多学者从平衡压力对比、热力学、Gibbs自由能等方面论证了其可行性,并得出在 3.6 MPa、273.2 K条件下CO₂-CH₄的置换关系,具体见图1,最终于2012年5月在阿拉斯加完成现场实验,使该技术从理论走进现实。但该研究目前仍处于进一步实验阶段,存在后期置换效率低、CO₂长期封存安全性和封存周期不明、投资决策评价体系也尚未完善等问题^[9],短期内难以实现大规模商业化推广。CO₂水合物置换开采过程中,不同相态的CO₂均存在明显不足,诸如气态CO₂置换效率过低、液态CO₂会在形成水合物后抑制置换反应的继续、乳化CO₂置换效率不稳定且成本较高、超临界CO₂成本更高尚未走出理论阶段,这些痛点进一步阻碍了CO₂水合物置换开采技术的商业化推广。

2 油气行业中游碳中和技术发展及其应用

相较于上游开采环节,油气行业中游加工环节具备更丰富的降碳减排技术,但其研发进展相对较慢。与上游开采环节重点利用CO₂并封存实现减排不同,中游加工环节的碳中和技术主要集中在直接减少石油和天然气加工过程中的CO₂排放。

2.1 分子炼油

分子炼油是在分子层面,通过高效分离技术将原油直接转化为所需产物,最大程度减少污染物的产生,实现炼化过程的节能环保^[6]。该理念提出时间相对较短,主要由国际大型石油公司为深度挖掘原油价值、提升经济效益而推动发展。埃克森美孚公司早在2002年就大力开展相关研究,目前已使用该技术显著提升边际收益并识别增值机会,据称其每年可获得超7.5×10⁸美元的超额收益。在国内,中国石化自2008年引进分子炼油理念并由其子公司镇海炼化牵头推进,茂名石化和石家庄炼化等通过炼油干气提取C₂组分实现增效减排。近些年学者们根据重油分子特点研发专用催化材料^[10],进一步推动了技术的发展。但是目前该技术主要仍由部分大型国际石油企业进行研发与应用,其普及性仍有待提高。

2.2 原油直接生产化学品

原油直接生产化学品技术是利用原油直接制备轻烯烃和芳烃等高价值化学品,其优势在于工艺流程短、能耗低、排放小。该技术大致经历四代发展,最早以埃克森美孚公司为代表,其工艺完全绕过炼油过程直接生产烯烃,具备低成本和低排放的优点;第二代为典型炼化技术,通过优化传统炼油工艺提高化工产品产出率,其技术成熟但碳排放较高;第三代回归原油直接生产化学品,其主要代表沙特阿美公司利用加氢裂化和深度催化裂化实现近50%的直接转化率;第四代是上一代技术的升级,沙特阿美于2018年联合其他公司研发热原油制化学品技术,将原料—产品转化率提高到80%以上。尽管埃克森美孚于2014年完成全球首套原油直接制烯烃装置,并在2023年建成1.2×10⁶ t/a乙烯生产装置。但该技术目前仍主要由少数大型国际石油企业主导研发,尽管近几年有所突破,但距离大规模商业化推广仍有差距。

2.3 生物质碳捕集与封存技术(BECCS)

生物质碳捕集与封存技术(BECCS)是将生物质能与CO₂捕集、利用和封存相结合的负碳排放技术^[11]。根据IPCC预测,BECCS技术到2050年最大可减排8×10⁹ t CO₂、到2100年可达1.6×10¹⁰ t,尽管该技术温控效果和技术可行性方面已得到验证,但规模化推广还面临着碳移除效率、成本和收益等不确定性,而且技术链条长、方案多样、关键节点较多,增加了技术实施的复杂性和推广难度。微藻BECCS被认为是目前最优技术,其通过捕集油气加工过程中的CO₂供微藻生长,并进一步转化为生物油气和生物煤等能源产品,实现CO₂闭环利用,但是微藻种植、收获和后期处理能耗较高,如何降低成本提高收益仍是巨大问题。目前微藻生物质利用技术已有部分示范应用,如何将其融入CCS将是未来的重点研究方向。

2.4 CO₂制燃料化学品

CO₂加氢制备甲醇、甲醚、碳氢化合物等燃料和化学品,是重要的碳移除技术。在CO₂制甲醇方面,甲醇作为替代能源和化工原料,需求量巨大,通过CO₂加氢和反向水气转换副反应合成甲醇^[12],目前全球CO₂加绿氢制甲醇项目正不断壮大。在CO₂制碳氢化合物方面,受汽油和柴油需求驱动,CO₂制碳氢化合物成为最有前途的可行路径,主要通过清洁能源电解水和CO₂生成合成气,然后通过费托合成法合成燃料。在CO₂制二甲醚方面,可采用CO₂制甲醇再加工生成二甲醚,也可以直接生成二甲醚。二甲醚可以用作燃料也可以生产烯烃化合物,商业价值不菲,韩国天然气最先研发出CO₂一步制二甲醚工艺但迟迟难以规模化推广。后虽有过程稳定且成本相对较低的更具发展潜力的技术诞生,但总体来看,CO₂制燃料化学品技术多处于研发阶段,短期内大规模商业化受技术和成本的限制。

3 油气行业下游碳中和技术发展及其应用

相较于油气行业上游的勘探开采和中游的炼化加工环节,针对下游石化燃料储存运输和使用过程中的碳中和技术较少,尤其是终端消费产生的排放尚缺乏有效的处理技术。但是对于规模化的石油储运过程中产生的大量高浓度挥发性有机化合物废气,VOCs回收技术可以实现有效回收利用。这类废气含有硫化物、苯系物、轻烃类以及碳氢、碳氧化合物等,多为温室气体和有毒物质,通过VOCs技术将其回收、分离和提纯即可实现再利用,既减少了资源浪费又避免了传统处理技术产生的CO₂排放^[13]。

VOCs回收技术主要有膜技术、冷凝技术、吸附技术和吸收技术等。膜技术利用不同透过性的膜材料分离VOCs,具有能耗低、操作简单、无二次污染风险、定向回收高价值成分等优点,但是膜材料成本较高且稳定性有待提升^[13]。吸附技术主要利用多孔吸附材料分离VOCs,适用范围广,目前商用活性炭已经比较成熟且种类多样,但面临活性炭选择复杂、再生耗能较高、可能产生二次污染的风险且受外界环境条件影响较大,难以始终保持最优吸附效率。吸收技术通过液态吸收剂溶解VOCs,吸收剂成本较低且来源广,常用柴油作为吸收剂,吸收效率受温度和压力条件影响较为明显,但是在常温常压下回收效率可接近90%,是当下使用率较高的技术。冷凝技术利用不同气体液化温度不同的特性实现分离回收,常与吸附技术和膜技术搭配使用,与吸附技术搭配可有效降低能耗并避免吸附材料高温风险,与膜技术搭配可减轻膜材料的压力、提升膜的使用寿命而变相降低成本^[7],但冷凝设备效率和低温冻结问题仍需进一步解决。

总体来说,各类石化废气降碳减排协同技术各有优劣,但在实际应用中普遍存在处理能力小、设备故障率高、占地面积较大、运行维护成本高等问题,导致使用相关技术设施的企业主动性较低,制约着石化废气降碳减排协同技术的进一步推广。

4 能源替代

油气行业是全球温室气体的重要排放源头,使用零碳排的能源替代传统化石能源是实现碳中和的可行路径,能源系统转型已经逐步成为全球能源利用的发展方向,目前风能、太阳能等可再生能源以及核能、绿氢等都发展迅猛,在未来实现能源替代将从源头上解决碳排放问题。

4.1 可再生能源

风能、水能、太阳能是目前应用最广,技术最成熟的可再生能源,其全球占比近年持续稳定提升,其中水能贡献度最高,提供了世界总电力的16%以上和可再生电力的45%以上。截至2020年全球水电装机容量已达1.33×10⁹ kW,并仍以每年数千万千瓦的速度增长,IEA估计未来30年水电装机容量将增长1倍。从区域分布看,水电与经济水平和地理环境高度相关,目前亚太地区装机容量超过5×10⁸ kW居全球首位,其次是欧洲装机容量超2.5×10⁸ kW和北美地区装机容量超2×10⁸ kW,并且亚太地区还是新增装机的主要贡献者。在技术层面,抽水蓄能技术的不断发展有效缓解了水电时序不均衡问题,推动了水电利用的进一步增长。

风能在进入21世纪后发展迅速,其相关专利数量在2010年后呈现爆发式增长。美国是最早利用风能的国家,丹麦、英国、德国等西欧国家受技术创新和补贴刺激也发展迅速,相比之下中国风能利用稍显落后^[14]。但自2015年关键技术突破后,风电成本大幅降低,装机容量到2017年已接近1.9×10⁸ kW。但是风能富集区多位于经济欠发达地区,消纳能力不足,导致部分地区“弃风”现象严重,供需不匹配、日常发电不稳定和远距离输送受限是风能利用的主要限制。近些年在技术加持下海上风能利用快速发展,在一定程度上解决了供需不匹配的消纳问题。

相比水能和风能,太阳能利用起步较晚,但增长最为迅速。太阳能光伏发电基于光生伏特效应将太阳光直接转化为电能。当太阳光照射到太阳能电池表面时,光生电子和空穴被生成,由内建电场调控后形成光生电压,接入负载后,光生电压驱动电子流动,实现电能的输出与利用^[15]。目前,电池技术已经相对成熟并形成多种类型,其效率和性能不断提升。在利用模式方面,除并网发电外,分布式光伏和“光伏+”多元化利用模式都在太阳能利用中占有重要地位并成为太阳能发展的主要增长点。虽然太阳能也受制于光照条件,但其具有安静、可靠、环境适应性较强等优势,常年保持高速增长,而且随着技术的不断突破,投资成本已经从每千瓦4×10⁴元降至数千元。截至2022年全球光伏装机容量已经达到 1 101 GW且仍保持较高增长。

4.2 核能

核能是全球重要的清洁、低碳、安全、高效的能源,发展势态良好。到2019年全球运行的核电机组已超400台,总装机容量高达400 GW。随着二代反应堆逐步退役,第三代核技术反应堆已经成为主流,第四代核反应堆的研发建造也成为焦点。2023年12月,中国石岛湾核电站的球床模块式高温气冷堆(HTR-PM)正式投入商业运行,这是全球首座也是唯一的四代商用核反应堆,标志着中国在该领域的技术领先。该反应堆单堆电功率200 MW,使用氦气冷却提高了固有安全性,能在极端事故下实现自停堆并避免熔堆。美国NuScale公司研发出自然循环且高度一体化的小型反应堆,在保障安全稳定的前提下,提升经济性^[16],如今世界其他国家也纷纷加大对第四代核技术的研究。

国际热核聚变实验反应堆为核聚变利用奠定了基础,其目标便是推动核聚变由等离子体物理研究到大规模电力生产,一旦商业化成功,将为人类提供无限的清洁能源,人类将彻底摆脱化石能源的束缚^[16]。数字反应堆技术近年来也得到了迅速发展,2022年美国完成了模拟微堆的首次数字孪生测试,可用于反应堆状态监测、故障预警及应急决策支持。核废料的处理一直都是人们最关心的问题之一,尤其是高放废物释放热量大、放射性强、毒性大、半衰期长、腐蚀性强、易产生燃爆气体等,安全处理和处置受到高度重视^[17]。目前核直接废料的填埋封存已经相对成熟,我国已建成首个国家级核电废物集中处置场并投入运行,间接产生的核废料也有较为成熟的吸附、改性、固化等处理技术。总体而言,核能是最接近理想能源的形式之一。尽管切尔诺贝利、福岛核泄露等事故以及核废料安全问题,使得各国对于核能的利用与发展都是慎之又慎,但是随着技术突破和管理提升,核能有望成为彻底解决人类能源问题的途径^[3]。

4.3 绿氢

氢能相较化石能源具有高能量密度、零排放等优点,被认为是21世纪最具发展潜力的清洁能源和高效能源载体,根据制备过程碳排放情况,氢气可分类为灰氢、蓝氢、绿氢。目前全球约96%的商用氢气产自化石燃料,从绿色排放的角度考虑,依赖化石燃料的灰氢生产将不可避免地增加温室气体的排放^[18]。采用“GH”替代灰氢有助于降低CO₂排放,中国氢能联盟预测,到2050年GH占氢气来源70%,可减排7 120 t,绿氢转化率与碳排见表4。我国自2006年制定可再生能源制氢的发展战略以来,绿氢成本虽逐步降低,但按可再生能源弃电价格计算的绿氢成本约为14元/kg,仍高于化石能源制氢^[4],其发展仍然需依赖国家政策支持。截至2023年底,我国建成可再生能源制氢项目59个,总规模达7.8×10⁴ t/a。由于初始投资大、建设和回收周期长且技术难度高,绿氢项目早期主要由大型国企主导,到2023年大量民企开始进入,远景科技绿色氢氨一体化项目产能超过1.5×10⁶ t/a,为产业发展提供了新兴力量。

在政策、市场和技术协同推动下我国绿氢产业取得积极进展,涌现出多项示范项目,为其步入商业化奠定了基础,但是微观支持政策还有待完善,且在核心材料研发、储运技术和高精尖装备制造等关键领域与国外一流梯队仍有差距,导致绿氢成本居高不下,成为制约产业规模化发展的最大瓶颈,相关基础设施建设落后和供需矛盾问题也是制约绿氢产业进一步发展的重要因素。

5 总结与展望

油气行业作为传统化石能源行业,是CO₂排放的重要来源,但也是保障国家能源安全的核心。面对日益重要的环境问题和2060年的碳中和目标,推动行业低碳乃至零碳发展已成为必然方向。如今,在上游领域,兼具增产与碳封存双重效益的CO₂压裂和驱油技术已实现部分商业化应用并不断推广,但CO₂水合物置换开采受限于效率和安全性等问题仍处于研发阶段。中游环节的分子炼油、原油直接生产化学品、BECCS等技术在减排与资源高效利用方面潜力显著,但多数需突破成本与规模化瓶颈。下游环节的VOCs回收技术已有小部分示范应用,但设备效率与维护成本问题制约其推广。能源替代方面,可再生能源和核能技术成熟且应用广泛,但受间歇性、地域性以及安全问题限制,短期内无法完全替代化石能源,绿氢作为新兴清洁能源前景广阔,但仍需解决成本高、储运难等核心问题。

实现碳中和目标需要多维度协同推进,未来油气行业需围绕“降本增效、规模化应用、多技术协同”展开。在技术创新上,加快CO₂水合物置换、绿氢制备等前沿技术研发,推动BECCS、分子炼油等应用;优化CO₂驱油、CO₂压裂等现有技术的成本与安全性。在政策与市场方面,完善碳定价机制与补贴政策,激励企业低碳转型;加强国际合作与经验共享。在产业协同方面,构建“技术-政策-市场”联动机制,推动跨产业链协同和标准体系建设。总之,油气行业的碳中和转型既是挑战也是机遇,通过技术创新、政策支持与全球协作,行业可在保障能源安全的同时实现低碳发展,为碳中和气候目标贡献力量。

参考文献

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基金资助

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Received	Accepted	Published
2025-08-19
Issue Date
2026-03-27

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