“二氧化碳捕集、利用与封存”专题
中国能源革命进展报告(2020)指出，我国化石能源占一次能源消费总量的84.7%(煤炭占57.7%，石油占18.9%，天然气占8.1%)[1]。为削减碳排放，遏制气候变化，我国于2016年与国际社会一道签署了《巴黎协定》，旨在将全球平均气温升幅控制在工业化前水平以上低于2 ℃之内，并努力将气温升幅限制在工业化前水平以上1.5 ℃之内。我国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。碳达峰是指我国承诺2030年前，二氧化碳的排放不再增长，达到峰值之后逐步降低。碳中和是指企业、团体或个人测算在一定时间内直接或间接产生的温室气体排放总量，然后通过植树造林、节能减排等形式，抵消自身产生的二氧化碳排放量，实现二氧化碳“零排放”。
二氧化碳占全球温室效应气体的77%[2]，是最主要的温室气体，但目前通过各种方式转化利用的CO2仅约占其排放量10%[3]。二氧化碳捕集、利用及封存技术(Carbon Dioxide Capture,Utilization and Storage，CCUS)是减少碳排放的有效手段，更加经济可行的CCUS技术将有力支撑我国及世界各国实现“双碳”目标。
CCUS包括二氧化碳捕集及利用(CCU)和二氧化碳捕集和封存(CCS)。将CO2转化为生物质燃料被认为是最有前景的CCU技术[2]，但目前通过光、电、热及生物转化等过程实现CO2利用的效率普遍较低。DOWELL等[4]认为CCU技术对于削减CO2的贡献仅大于1%，通过CCU技术达到减轻气候变化的目标几乎不太可能。地质封存则是相对更高效的大规模CO2减排技术。CCS技术包括陆上封存和海洋封存[5]，主要原理为地质构造封存、束缚空间封存、溶解封存和矿化封存[6]。SANNA等[7]认为矿物碳酸化将是电力工业部门的重要脱碳方式，但目前完全利用矿物将CO2转化为碳酸盐的成本仍然较高。DOOLEY等[8]估算得出全球总CO2封存容量大约为11 000 Gt，其中油气采空区储存潜力大约1 000 Gt，深部卤盐水层储存潜力9 000～10 000 Gt CO2[9-10]。国际能源署(IEA)数据表明，为了保持大气中CO2大约浓度450×10-6，即将全球升温控制在2 ℃以内，在2050年之前需通过CCS技术减排CO2 120～160 Gt，类似的趋势预计将持续到本世纪末[11]。
CO2捕集及分离环节对CCS项目成本有主导性作用，约占总费用的 85%[12]。因此探索混合气体替代纯CO2注入将会大幅度降低投入成本[13]，但同时应当考虑混合气体运输、安全、不同用途的适用性等方面的因素。总结了二氧化碳地质封存技术的工程研究进展，对CO2用于油气开采、卤盐水开采、地热开采等地质资源开发并同步实现CO2封存的技术原理进行了介绍。总结了CCS技术应用面临的潜在问题。
CO2常温常压状态下为气体，运输及注入过程中需要提供一定的压力和温度使其维持液态或超临界状态，以提高运输效率及安全性，同时提高CO2封存容量。CO2临界温度和压力分别为30.98 ℃和7.377 3 MPa[14]，通常封存地层的压力可以保持其超临界状态[15](深度大于800 m时CO2可较为稳定处于超临界状态[16])。超临界状态的CO2兼具气液两性，密度远大于气体状态，黏度比水小且比其液体状态小两个数量级，极易流动，更有利于石油、天然气、卤盐水、地热能开发，可以在一定程度上抵消CCS技术成本。
地层岩石良好的孔隙结构可以封存CO2，注入后的CO2在目标地层中可流动，盖层(储存层上部)岩石的渗透性和承压性能直接影响CO2在垂直方向上的扩散，是决定CO2为否安全稳定封存的关键因素。
CO2通常需要通过管道运输至封存地点，因此相较远距离海上封存，陆上封存尤其在重要排放源(如火电厂)附近选择CO2地质储存地点的CCS项目或将更加经济。表1为CCS示范工程项目和商业化项目陆上管道运输、海上管道运输和船运的成本估算(两种估算均假设排放源集中)[17]。
示范工程和大型项目的费用与运输距离成正相关，同时相比示范工程，商业项目的吨CO2管网运输成本较低。Smith等估算认为陆上CO2管道运输及储存成本根据运输距离、CO2运输及储存规模、监测方案、出库地理条件、管道成本等，成本为26～291元/t，采用65元/t进行成本估算在部分区域较为合理[18](原始价格为美元，折算成人民币时，采用了2021-06-21的汇率)。国家能源集团鄂尔多斯煤制油公司的CO2捕集与封存示范项目(全国首个CO2捕集与深部咸水层封存相结合的全流程一体化示范项目)累计完成CO2封存30.26万t，成本约240元/t，放大至百万吨规模，成本可降至150元/t以内。
根据Global CCS Institute统计数据分析得出，目前全球共28个国家完成/在运行/拟建CCS项目(包括示范工程项目和商业化项目)164个，正在运行项目56个。其中52个项目的CO2用途涉及采油或原油加工；61个项目CO2来源为发电厂，其余包括水泥厂、化肥厂、钢铁厂等[19](图1)。
三列数字从左至右分别为CCS项目总数量、商业化CCS项目数量、正在运行的CCS项目数量
图1 全球CCS项目分布概况
Fig.1 Global distribution of CCS projects
下面对CO2用于地质资源开采，并同时实现自身封存的主要技术原理进行介绍。
断裂地层中(页岩或致密砂岩等)原油的典型一次采收率小于10%[20]，随着开采进行，压力下降，开采效率降低，此时可以通过注入CO2提升采油率(Enhanced Oil Recovery，EOR)[21]。CO2可溶解于原油中，使其体积膨胀、提升压力，并同时降低黏度和界面张力，从而提高采油率。CO2也可以使石油中的可挥发性组分(包括甲烷等各种轻质烷烃类物质)蒸发，提高石油气资源采收效率[22-23]，同时部分CO2将吸附或者溶解于岩石空隙中实现地质封存。石油开采完成后形成采空区地质条件密封性较好，可长期稳定封存CO2，可继续注入CO2提升封存量。美国每年通过该途径利用CO2约3 200万t[24]。
用于石油开采的CO2一部分通过溶解混合的方式被抽提至地面，另一部分则被保留在采空区内，通过溶解、吸附、沉淀等作用稳定储存(如通过与岩层中含Ca-Mg-Fe等组分的物质反应)[25]。作为最早采用 CO2 驱油技术的油田，美国SACROC 油田自1972年以来，已经将约 2×109 t CO2注入地下557～650 m的深油层中[26]。为了提高采油率，可以用CO2-水结合的方式驱油，如CO2 水溶液注入、CO2与水交替注入、以及 CO2与水同时注入[19,27-28](注入的水采自油田所在区域地下水)，此时，CO2与周围岩石的作用将更加复杂，同Ca,Mg,Fe等反应生成矿物沉淀的动力学将会依注入方式不同而发生改变，CO2在封存地层的碳酸化周期将受到影响，是亟需研究的关键问题。目前我国还没有建立大规模成套的超临界CO2输送管道、CO2分离及循环配套设施，因此采用CO2驱油产量仅2 118桶/d，仅占世界EOR技术生产石油量的 0.29%，达世界平均水平24.7%(2016年)[29]。目前中国可以从目标储层选择、CO2监测技术及设备、运行标准、全流程投资策略(包括运输管道、现代分离及循环设备)几个方面推动该技术发展[30]。研究表明，CO2驱油比传统原油生产方法平均碳强度更低[31]，且实现CO2封存的潜力大，但Dowell等认为CO2用于EOR目的，仅能贡献4%～8%的减排[4]。我国已经开始积极探索CO2-EOR技术，国家能源集团锦界电厂于2021年建成了15万t/a燃煤电厂燃烧后CO2捕集示范项目，CO2捕集效率>90%，CO2浓度>99%，捕集的CO2采用罐车运输至油田驱油，捕集区和驱油区相距110 km，整个项目的在成本和能耗方面将达到国际领先水平。
除将CO2直接注入油藏层进行驱油之外，Ehtesabi等[32]将二氧化钛纳米流体-CO2混合体系用于提升重质油开采，获得了良好的效果，同时Xu和Clark等[33-34]发现具有捕集CO2性能的纳米颗粒与CO2同步注入后，可达到提升CO2封存容量的效果。这是发展EOR技术可以考虑的研究方向之一。但应当深入研究混合体系中纳米颗粒和表面活性剂扩散或迁移可能造成的环境风险。
理论上深部卤盐水层地质封存潜力完全满足全球CO2减排需求。深部卤盐水层受人为干扰少，水质良好，且其中含高价值元素，具有较高利用价值，利用CO2驱替卤盐水，可以同时实现资源开采和CO2封存目的。很多CCS项目将CO2注入至地下沉积岩，但沉积岩中主要组分硅酸盐矿物与CO2反应活性很弱，Ca,Mg,Fe等含量很低，因此转化为矿物沉淀的速率慢，而玄武岩层的Ca,Mg,Fe氧化物含量约25%，将CO2转化为碳酸盐矿物潜力更大[25]。研究认为CO2在地层中转化为碳酸盐需要数百年的时间，地质层中的总孔容决定了CO2的储存容量，但是Matter等发现，在冰岛CarbFix CCS项目中(将CO2注入至玄武质岩层)，95%的CO2在2 a内即可转化为碳酸盐，使注入的CO2永久封存[25]。因此，利用卤盐水中Ca,Mg,Fe等组分与CO2生成沉淀相比在岩孔中吸附更加稳定。
由于CO2溶于水形成碳酸，导致岩石中的部分矿物溶解，有溶出重金属离子的风险[35]，但溶解出的金属离子也可再次沉淀生成新矿物[36]。因此，采用CO2驱替开采卤盐水，应当关注水质变化情况。除了直接得到水资源外，卤盐水中含有的金属元素也可产生间接经济效益。CO2驱替可产生与注入量体积相当的卤盐水，而CO2注入也可为地面脱盐系统提供部分压力，降低脱盐成本。AINES等[37]研究发现当封存卤盐水层压力大于8.27 MPa时，卤盐水的脱盐成本只有常规海水淡化的50%。脱盐所得浓水可以直接注入开采水层处置，降低整体工程的成本。应当注意，李义连等[38]研究发现当直接将CO2单独注入高盐度卤水层时(盐度平均值高达283.25 g/L)，容易导致注入口附近产生大量沉淀，造成堵塞，从而使附近地层压力累积，降低工程安全性。因此，当注入处理后的浓水时可采用低盐度卤水和CO2交替注入或其他联合注入的方式，避免或减少井口沉淀物累积。
与混合体系驱油类似，GUO等将无定型二氧化硅纳米颗粒-表面活性剂-CO2混合体系注入深部卤咸水层(深度大于1 110 m)，该混合体系可以达到限制CO2流动，从而提升CO2在深部咸水层的封存容量，比单纯注入CO2提高了20%～40%[39]。该工程案例中，GUO等将CO2直接封存至咸水层，并未将水资源开发利用，因此注入的纳米颗粒和表面活性剂等不会带来后续水处理问题，如膜污染、混凝沉淀效率降低等。此外，在缺水地区，应当考虑到深部卤咸水未来作为水源的可能性，所以引入CO2以外的组分时，需进行充分的全流程技术经济性和风险评估。
利用CO2比CH4相对分子质量大，与岩层吸附能力强等特性[40]，可通过CO2驱替天然气(油田气、煤层气、页岩气)[41-42]、可燃冰[43-44]等提升气藏开发效率(即增强采气效率，Enhanced Gas Recovery,EGR)，并同时实现CO2地质封存。驱替过程中涉及CO2和CH4等气体在岩层中渗透、扩散、吸附、解吸等过程。CO2在地质层中的渗透、迁移与注入压力和温度关系紧密，是CO2 在地层中储存安全性和迁移特性研究的关键问题[44-45]，决定了CO2在岩石层的渗透速率和吸附容量，此外煤岩类型、地层结构、裂隙特征也是影响CO2封存稳定性的因素[46]。天然气在地层中可长期稳定封存，因此，用于CO2封存时其密闭性或更可靠。
单纯采用CO2驱替可燃冰时，开采效率受水合物层体积、可燃冰颗粒尺寸、CO2温度、压力和状态影响[47]。因此，开采天然气、煤层气等时，受到干扰因素更少。LEE等研究发现当可燃冰最大尺寸从90 μm增加至150 μm时，甲烷回收率从41%降低至17%[48]。由于CO2捕集、分离纯化的成本高昂，因此采用电厂烟气直接用于可燃冰开发将极大降低开采成本。烟气中的主要气体为CO2和氮气，两者驱替烷烃的机理不同，因此组成比例对采收效率影响明显[49]。将电厂烟气直接用于天然气等气藏资源开发，可以极大节省CO2封存工程投资，但混合气体的封存安全性，以及不同气藏条件、注入方式将会影响技术的经济性和可行性。CO2在各类资源开发过程中可实现封存的主要原理为：利用其与岩石中的Ca,Mg,Fe及其他元素之间的沉淀作用将CO2碳酸化，因此，研究CO2在不同环境条件下，与周围岩石之间的作用机理是CO2地质封存的关键科学问题，并应当以此为基础，开发CO2碳酸化强化技术，提高目标地层的封存潜力。
碳酸化过程是CO2实现稳定地质封存的重要过程，岩石及卤盐水中的Ca,Mg等阳离子浓度是决定CO2碳酸化主要关键因素。高盐度水(如盐卤水、矿井水、反渗透膜浓水)中的盐度可达数十克每升甚至更高浓度，同时具有较高的钙、镁等离子，因此均具有一定的CO2碳酸化潜力[35,50-51]。1.2节中提及的卤盐水膜浓液重新注入地层不仅可以降低技术成本，而且有望增强 CO2地质封存容量。类似的，大型煤炭基地附近一般建有坑口电厂，这种情况下，将同时面临矿井水和冷却水处理利用及CO2减排的问题。2021年1月，国家能源集团所属锦界电厂(坑口电厂)建成了国内最大规模CCS全流程示范工程(15万t/a)，该项目捕集的CO2纯度大于99%，除商业用途外，也可以将矿井水和冷却水处理过程中产生的反渗透膜浓液同时与CO2注入地层中封存，实现浓盐水减量化并强化CO2在地层中的碳酸化过程，从而稳定封存。郭强等[50]提出在矿井下建立“直滤系统+反渗透系统”深度处理和浓盐水井下采空区封存技术，这可以和CO2封存与高盐度水协同处置技术互为补充。煤矿采空区可以作为高浓盐水缓冲储存地，也可以作为CO2碳酸化后稳定产物的储存地。如果坑口电厂捕集的CO2用于高盐度水共封存，则其中存在的氮氧化物、硫氧化物等在一定程度上可接受度更强，或可节约CO2捕集及解吸成本，但应当注意电厂尾气中的氮气将会占用相当一部分地层储存容量，因此，如果采用混合气体注入，应当对其最佳比例进行研究。在膜浓液中添加氨水、有机胺等碱性试剂可以显著提升对CO2的吸收和溶解效率[52-53]，碳酸酐酶也可作为催化剂加快CO2碳酸化过程[54]，但同样存在成本过高问题。此外，研究利用粉煤灰、铝土矿渣、磷石膏等固废强化矿井水浓水CO2碳酸化技术，利用其中的碱性氧化物提高碳酸化产物稳定性具有一定前景。CO2封存协同浓盐水封存技术原理如图2所示。
图2 CO2地质封存与矿井水膜浓水协同处置技术示意
Fig.2 Schematic diagram of CO2 geological storage with synergistic coal mining water membrane concentrate treatment
类似于煤矿采空区用作CO2与矿井水膜浓液的封存场地，油气田、深部卤咸水等采空区同样可加以利用。目前该领域的研究较为缺乏。不同地层压力、温度、盐度、注入方式等因素对CO2溶解度和碳酸化速率影响，CO2/浓盐水/岩石等介质间的界面作用[55-61]，超临界CO2对岩石力学稳定性影响[62]，高压下产生特殊物质，如盐酸在不同介质间的迁移行为[63]等相关问题受到关注。CO2封存与高盐度水协同处置过程中涉及的管道腐蚀、堵塞及减缓技术及原理、CO2在地层中的碳酸化速率、潜在泄漏、强化CO2碳酸化技术及原理等关键问题亟待深入研究。
煤炭地下气化(underground coal gasification，UCG)是通过气化剂与煤的气化反应将煤在地层中原位转化为CO,CH4,H2等可燃气体的过程[64-66]，产生的混合气体直接输送至地面利用，可节省开采、运输等力物力。气化剂通常为空气、氧气、水及其混合物，气化过程较难控制[67]。采用CO2与氧气按照一定比例混合作为气化剂，可以降低气化强度，同时避免水作为气化剂在煤层表面分布不均的问题，提升了煤炭地下气化的可控性。煤气中的CO2分离后可重复使用，直接参与煤炭气化产生的合成气原位重整过程(Boudouard反应，C+CO2 → 2CO)，可在一定程度上减少CO2排放，并提高合成气热值[64,68]。UCG过程中不同阶段涉及的反应过程[65]如图3所示。JIANG等[69]通过模拟计算认为UCG采空区(包括产生的各种烧焦物质和碎石)可以作为CO2储存场地，煤层岩石盖层和CO2吸附导致的残留煤膨胀可以有效限制CO2在竖直方向上的扩散和迁移。研究认为UCG联合CCS为未来煤炭发电最有前景的技术，同时实现温室气体减排、煤灰减排、降低煤炭开采运输等工程投资，且相较地面煤制天然气成本更低[70-71]。除了产生合成气资源外，UCG过程中将产生重金属[72]、多环芳烃[73]等污染物，应当予以关注，避免对地下水的污染。
图3 CO2用于煤炭地下气化涉及的主要反应过程
Fig.3 Major reactions involved in UCG by utilizing CO2
CO2在UCG过程中很难直接通过添加试剂或吸附剂的方式增强封存容量，但在UCG工程完成以后，可以利用煤炭气化后产生的空间实现CO2封存，此时CO2强化吸收技术便有了充分发挥作用的空间，JIANG等[69]建立了一个3D的UCG空间模型，以10 000 d为模拟周期，同时考虑了残煤、焦煤等物质的吸附、溶胀作用，证明了利用UCG产生的空间实现CO2长期稳定封存的可能性。UCG技术在开采难度大、埋深大的储层优势更加明显，也可产生额外的CCS封存空间，同时已有钻孔也可节省CO2封存的成本，具有一定优势。在技术实际应用的过程中，也可以考虑与高浓盐水协同处置、固废协同处置等同步进行。
目前国内外的UCG项目大部分均为产业化试验[74]，我国从1958年开展相关研究以来，共建设UCG工程20余项[75]，但国内外只有很少UCG工程实现了大规模产业化[76]。2007年南非建成了世界上最大的煤炭地下气化联合循环发电站(UCG+IPCC)，容量可达2 100 MW[77]。美国在UCG技术方面有明显的领先优势，劳伦斯·利弗莫尔国家实验室提出的受控注入点后退气化工艺(CRIP)是现代煤炭地下气化的基础，对深部煤层的气化具有显著优势[78-79]。深部煤层采空区对于封存CO2的安全性和可靠性更好。总体上看，当前对煤炭地下气化封存二氧化碳的机理及控制技术、潜力评估、效益分析、安全防控技术及环境风险评估等方面缺乏深入研究[76-77,80-81]。
干热岩在地球上的蕴藏量十分丰富，是地层中深3～10 km、温度为150～650 ℃的高温岩体。保守估计，地壳中干热岩所蕴含的能量相当于全球所有石油、天然气和煤炭所蕴藏能量的 30 倍[82-83]，而且干热岩型高温地热资源是水热型系统中可供利用能量的 100～1 000 倍[84]。以 CO2 为载热流体的增强地热能系统(Enhanced Geothermal System，EGS)，是一种利用CO2开发地热资源的有效方式。
中国地处喜马拉雅和环太平洋地热带，地热能占世界总量的 7.9%[85]，中国储存在3～10 km处的地热能为2.52×1022 kJ，美国为1.4×1022 kJ [86-88]。LUND等[89]统计结果显示，截止2015年，直接利用地热(热泵)装机容量(MWt)前五的国家为：中国、美国、瑞典、土耳其及德国，占世界总装机容量的65.8%，全球利用地热能共节约相当于5 280万t石油，可减排1.49亿tCO2。
干热岩作为一种清洁能源，具有良好的应用前景。在干热岩资源临近区域，可以直接用于供热，但距离较远地区成本过高，热量损失大，将热能转化为电能则具有更强可行性。相比光伏发电、风力发电、及干热岩直接供热等。以超临界CO2为工质利用干热岩能量进行循环发电更加稳定、受天气和环境状况影响小，其发电利用率居可再生能源首位[90]。CO2-EGS技术原理如图4所示。
图4 CO2用于干热岩发电原理示意
Fig.4 Schematic diagram of hot-dry-rock driven power generation by utilizing CO2
CO2作为CO2-EGS工质流体，多项性质均优于水，且可节约水资源。同时，能够提高采热效率，对干热岩资源开发具有重要意义[90]。CO2作为热交换介质在岩层中运移过程中，部分会与岩石(Ca,Mg,Fe等氧化物)反应生成新矿物，从而实现CO2封存[91-92]。CO2作为采热介质比H2O采集效率更高，也可减少管道及其他设备的结垢、腐蚀等问题[93-94]。虽然CO2在渗漏过程中可以与周围岩石裂隙中的矿物质发生沉淀反应，降低围岩孔隙率和渗透率[95]，但在实际工程中CO2损失率可达到1 t/s(当CO2-EGS发电装机容量为1 000 MW)，即1 000 MW的CO2-EGS发电系统需要3 000 MW的燃煤电厂作为CO2气源[96]。因此，研究CO2在干热岩发电过程中耗散机理及迁移转化行为，对CO2封存的稳定性及可行性尤为重要。我国地热资源大部分位于北方地区(如青藏地区、华北地区)[97]，属于我国缺水地区，因此利用CO2作为工作介质开采地热可避免进一步增加地区用水压力。上述地热资源富集地区距离我国煤炭主产区(晋陕蒙甘宁地区，煤炭产量占全国70%以上，同时也是水资源匮乏地区)[98]较近，可以充分利用坑口电厂作为CO2来源的优势，以更低成本开采邻近地区地热资源。燃煤电厂废气中CO2 体积分数为 10%～15%，而CO2捕集分离成本高(占CCS技术成本的85%)[12]，如果可实现CO2,N2等混合气体作为地热采集的工作介质，技术成本将有望大幅度降低。此外，直接采用特殊行业(如制氨、制氢等)产生的尾气(含有高浓度的CO2)直接用于EGS，可大幅度降低工程投资[99]。
相比CO2用于煤炭地下气化等技术，其在干热岩开发方面的工程探索较为缺乏，处于起步阶段。自1973年美国首先进行干热岩开发研究以来，世界多个国家共建立了40余个干热岩项目[100]。但目前CO2-EGS示范工程项目较少，美国于2019年在加州启动的ECO2 GTM项目，是正在运行的少数几个工业化试验项目，旨在为20～1 000 MW 的干热岩发电厂做前期技术储备[101]。干热岩层勘察程度低、热源机制不清、CO2换热效率及控制原理不明
系统基础投资高、高温钻井成本高、潜在地震风险较大[101-102]是目前面临的关键问题。此外，CO2在压裂不同性质的干热岩过程中，其岩石力学演变规律、裂隙发育规律以及与开采工艺间的依赖关系等问题也少见报道，需要加快开展相关研究。目前更多研究围绕CO2换热性能数值模拟方面展开[103-104]，ESTEVES等认为在建立模型的过程中应当把CO2消耗损失的多方面因素考虑在内[101]。当没有H2O等反应介质存在时，CO2与干热岩层很难直接发生溶解沉淀等反应[90，103]，所以潜在CO2地质封存更可能发生在CO2在干热岩缝隙中吸附，及耗散后与邻近岩层相互作用的结果，如何深入研究这些过程，并强化碳酸化过程同样重要。
未来我国能源结构将更加多元化，地热能、太阳能、风能及化石能源将会同步发展。利用CO2开采可燃冰、石油、天然气、深层卤盐水等资源并同时实现封存具有良好应用前景。全球的CO2地质储存潜力(尤其卤盐水层)，以及多元化的CO2地质利用技术可以满足世界各国实现“碳达峰”和“碳中和”目标的需求。CCS大规模应用目前仍具有很大挑战，需要不断技术迭代，以实现工业化应用，当前在CO2捕集、分离、运输、CCS工程管理方面仍面临一些关键的科学问题亟需解决，总结如下：
1)技术缺乏且成本高：目前CCS技术成本较高且尚不成熟限制了其大范围应用，涉及环节主要包括CO2捕集及分离技术、CO2液化及运输技术、CO2混合气体运输及注入技术、CO2迁移及监测技术、卤盐水和地热能等开采成套技术等。CO2捕集、分离、储运、注入等过程本身消耗能量，并需要投入大量化学试剂，这同样意味着碳排放，因此只有在捕集分离等关键环节的成本、能耗均降低到合理范围，大规模开展CCS工程才更加可行。
2)法律、标准缺乏：通过对现行的国际法律、标准及政策分析可知，CCS技术应用的相关技术及管理制度体系建设仍欠缺,亟需新建和完善。涉及封存地层选择、封存容量评估、CO2碳酸化程度评价、封存安全性评价、环境影响评价、生命周期评价、项目全流程管理等。碳排放相关的政策法规、技术标准、核算方法等应作为侧重考虑的研究方向。如欧盟正在推进的碳边界调整机制(Carbon Border Adjustment Mechanism)，或将对各缔约国经济发展带来不同程度影响。联合国际组织和各国专家，建立科学公正的法律、政策、技术等层面的规范，将有利于国际社会早日实现“双碳” 目标。
长远来看，应当将区域乃至全国的重要固定排放源碳排放量(火电厂、钢铁厂、水泥厂、玻璃厂、化工厂等)，及深部咸水层、采油区、煤炭开采区(尤其不可开采煤层)、采气区(可燃冰、天然气等)、干热岩的CO2利用/储存潜力等建立清单，并对不同来源的CO2依据使用地点、使用量、使用周期等做好统一调配和运输规划。为全国CCS相关配套工程的建设布局提供基础数据支撑，为技术大规模工程应用打好基础。
此外，CCUS工程各环节研究成本高，所以大多研究均针对某个工艺或特定技术开展。建议设立国际合作项目以调动全国乃至世界各国在各个环节的优势研究团队，持续创新攻关，在全球率先建立全方位、全流程、全生命周期的示范工程，利用“双碳” 目标的契机，建立国际科研合作交流的新高地和新模式，带动上下游产业，创造新的经济增长点，并最终为政府间协调机制、政策规范、最佳可行技术研发与应用、风险评估、净碳排放核算等各方面研究提供直接的科学依据。
总体来讲，CO2理论地质封存容量完全可以满足全球减排需求。随着CCS关键技术成本降低和管理制度不断完善，有望为《巴黎协定》最终目标的实现发挥更加重要的作用。
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