美国全国范围地质CO2封存潜力与成本筛选

《Gas Science and Engineering》：National-scale screening of geologic CO 2 storage potential and costs across the United States

　　

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  美国各地封存成本相差超过两个数量级
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  纳入CO₂封存窗口后，此前绘制的美国封存范围扩大了一倍
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  $～54\text{\%}$的美国区域具有可行的CO₂封存潜力
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  仅有$～15\text{\%}$的美国区域封存成本低于中值

引言

碳捕集与封存（CCS）被广泛认为是缓解气候变化和实现全球脱碳目标的关键技术（IPCC，2023；IPCC，2014；IPCC，2005）。CCS具有在深层地质构造中永久、安全封存二氧化碳（CO₂）的潜力，并且数十年来一直是研究、试点项目和少数商业应用的主题。它可以应用于广泛的排放源，包括工业设施、发电厂，以及新兴的大气CO₂去除途径，如直接空气捕集。尽管技术开发历史悠久，但大规模商业部署进展缓慢。截至2024年，全球仅有约50个CCS项目在运行，合计封存约5100万吨/年的CO₂，远低于有效应对气候变化所需的十亿吨级部署规模（全球CCS研究所，2024）。

这一轨迹现在正在迅速改变。除了目前正在运行的项目外，全球还有40多个在建项目、240多个处于高级开发阶段的项目，以及近300个处于早期开发阶段的项目（全球CCS研究所，2025）。美国的扩张尤为显著，目前有19个运行中项目，年封存约2500万吨CO₂，另有200多个项目处于规划和开发的不同阶段（CCUS地图，2025；清洁空气工作组，2025；全球CCS研究所，2025）。虽然这种快速增长代表了气候缓解的重大进步，但也为围绕地质封存的长期问题提供了新的视角。

随着CCS从研究问题转变为商业事业，问题的性质正在发生变化。历史上，部署遵循源–汇匹配范式，将大型、集中的排放源与附近封存地点配对，这些地点通常位于与油气生产相关的、特征明确的沉积盆地中（Bachu等，2007；Goodman等，2013；Sanguinito等，2018；美国能源部国家能源技术实验室，2015）。然而，新兴的捕集途径，如直接空气捕集、基于生物能源的系统（即乙醇生产；BECCS）和其他工业应用（即氢气生产），正在重新分布地表CO₂源（Antonini等，2020；Baik等，2018；Edwards和Celia，2018；Hunter-Sellars等，2026；Pett-Ridge等，2023）。与此同时，对封存需求的重新评估正在拓宽潜在碳封存地点的范围，超越了历史上的烃类盆地（Bump和Hovorka，2024；Middleton等，2024；Pett-Ridge等，2023；Rodriguez Calzado，2023）。

关键问题不再是封存资源是否足以对气候变化缓解做出有意义的贡献，而是（i）地质变化如何影响封存成本，以及（ii）在哪里投资项目开发（IEA，2024；国家石油委员会，2019；Pett-Ridge等，2023）。与所有资源一样，地质封存分布不均，气候变化缓解机会因地区而异（Pett-Ridge等，2023）。发展商业封存产业取决于确定地下资源与地表因素相匹配、从而创造财务可行性的地点。由于封存收益相对固定，找到经济高效的封存地点是商业成功的关键之一。这个“在哪里”的问题与设计激励结构的政策制定者、评估脱碳路径的排放者、配置资本的项目开发商、协商孔隙空间租赁的土地所有者，以及评估当地封存开发可能性的社区直接相关。

地质特征和物理过程从根本上控制着CO₂封存的成本和收入潜力。储层性质，如注入能力、压力限制和深度，影响着可实现CO₂注入速率、井需求和运营成本。这些因素之间的相互作用，以及井距、压力干扰、总封存容量和项目面积，带来了权衡取舍，驱动成本变化和整体经济表现。

本研究的目的是评估美国各地封存项目成本如何随地质变化而变化。虽然以往的国家封存评估主要侧重于估算封存容量，但对商业可行性的重视不足。本研究通过考察地质差异如何影响大规模封存开发成本来弥补这一空白。为实现这一目标，我们重新评估了一系列国家数据集（包括沉积盖层厚度、美国地质调查局封存评估单元），开发了一个国家尺度框架，将储层属性数据、压力约束注入建模和标准化成本估算整合为一个统一工作流程。我们分三步进行：

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  首先，我们定义在保守设计约束下（例如，深度大于2400英尺、无超压、存在合适的沉积地层）深部盐水封存可行的地理范围。
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  其次，我们量化封存成本在高品质储层（厚、高孔隙度、强注入能力的地层）与低品质或特征不明确的设置（薄单元、低孔隙度或数据有限）之间如何变化。我们专注于沉积地层中的盐水封存，因为它是最普遍可用的商业规模封存选项，并模拟了一对参考情景作为比较基础。一种情景限制投资于单口井，尽可能快注入以最大化投资回报。另一种情景假设运营商注入100万吨/年，并愿意根据需要钻探尽可能多的井。两种情景都设想项目寿命为20年。
• 3.
  第三，我们评估改善项目级成本表示如何影响整体封存成本分布。这里的新颖之处在于明确区分项目区域相关成本与钻井成本。成本金额为名义值，基于广泛而简化的假设，以便于框架的开发。

章节片段

封存容量

过去三十年来，大量工作聚焦于量化美国乃至全球CO₂地质封存容量（Bergman和Winter，1995；Bradshaw等，2002；Goodman等，2013；Middleton等，2024；美国能源部国家能源技术实验室，2015；Vangkilde-Pedersen等，2009）。然而，其目的、目标和方法各不相同，引发了争议。初步评估（例如，Bergman和Winter（1995））使用了许多简化假设，并测试了容量是否

储层属性与SAU-TA定义

本文提出的国家层面CO₂封存成本估算依赖于2013年美国地质调查局（USGS）二氧化碳封存评估数据库（USGS，2013）。该数据库旨在实现盆地尺度的完整性。它识别并分析了32个沉积盆地中的192个潜在CO₂封存评估单元（SAU）。每个SAU代表一个有利于CO₂封存的地质构造或构造群，其静态（体积）封存容量估算源自

结果

图4展示了沉积CO₂封存窗口厚度（SSWT）地图。较厚的潜在封存剖面以较深的蓝色色调表示，而没有封存窗口潜力的区域以浅棕色表示。该地图突出显示了一些著名的潜在封存盆地，如墨西哥湾沿岸、伊利诺伊盆地、阿巴拉契亚盆地和其他历史石油生产中心（在图4中以点状区域表示）。该地图还揭示了

讨论

在国家尺度上评估地质CO₂封存的经济可行性本质上具有挑战性。封存成本和地质特性都因时间和地点的不同而有很大差异。这里提出的成本充其量只是有根据的推测，无论如何都是一个移动的目标。水泥、钢材和钻机现货价格每天都在变化。土地价格可能因封存资源竞争和当地土地所有者的成熟度而异，这两者都可能随时间变化。存在

结论

随着CCS从示范项目过渡到大规模基础设施部署，关键挑战不再是是否存在足够的地质封存容量，而是封存能否以商业可行的成本开发。本研究开发了一个国家尺度框架，通过整合储层属性、压力约束注入性能、项目足迹和简化项目级成本，超越了静态体积容量。两个互补的参考

CRediT作者贡献声明

Edna Rodriguez Calzado：写作 – 审阅与编辑、写作 – 初稿、可视化、资源、方法论、正式分析、数据管理。Alexander P. Bump：写作 – 审阅与编辑、写作 – 初稿、验证、监督、调查、正式分析、数据管理、概念化。Susan D. Hovorka：写作 – 审阅与编辑、写作 – 初稿、监督、资源、项目管理、方法论、资金获取、概念化。

利益冲突声明

作者声明，他们不知道可能影响本文报告工作的已知竞争经济利益或个人关系。

致谢

本工作由德克萨斯大学奥斯汀分校经济地质局的德克萨斯州先进资源回收（STARR）项目和墨西哥湾沿岸碳中心（GCCC）资助。初步分析得到了美国能源部根据合同DE-AC52-07NA27344对劳伦斯利弗莫尔国家实验室的资助。额外支持由经济地质局的资助与奖励委员会（GAAC）通过职业发展出版物提供

Edna Rodriguez Calzado|Alexander P. Bump|Susan D. Hovorka