海上CO₂封存（又称为海底封存）指海底深部地层封存，包括海底深部咸水层、枯竭油藏封存、以及深部油藏驱油与封存。相对陆上来说，海上无需进行征地，没有地下水污染问题，除此之外，因为远离海岸，对人类直接活动的环境影响风险很低。相对陆上封存，海上盆地地质条件较好，尤其是我国陆上地质条件多为陆相，海上沉积地层多为海相地层，具有很好的储集层物性和均质性。我国海底咸水层封存容量 0.3-3.25万亿吨，是东部沿海发达地区主要的封存介质。
    离岸封存早已在国外实施。全球首个将CO₂注入专用地质封存地层的CO₂封存设施Sleipner就是离岸封存项目；西欧和北欧各国的CCUS项目都把CO₂封存选址在北海（挪威Snøhvit（斯诺威特）、荷兰北海K-12B项目）。国际上目前共有3个运行中的海底咸水层封存项目：挪威Sleipner（斯雷普尼尔）、挪威Snøhvit（斯诺威特）、荷兰北海K-12B项目、1个运行中的海底CO₂-EOR项目巴西Santos盆地Lula油田。除此之外日本苫小牧项目咸水层封存项目已经停止注入，仍在监测当中。陆上条件封存条件较好的美国，也由能源部立项对墨西哥湾的CO₂驱油封存潜力进行了多年的研究和评估，近年来还扩展到美国东部海域。我国首个海上首个二氧化碳封存示范工程也已在恩平15-1平台上完成设备建造，未来可能出现更多大规模海上二氧化碳地质利用与封存项目。但是，目前大规模海上二氧化碳地质利用与封存项目的实施在技术、环境、监管、商业模式等方面还存在着风险和挑战。
    对于海底咸水层或枯竭油气藏封存，该类项目无任何CO₂的附加利用价值，开展该类项目的风险与挑战在于：(1)大规模CO₂捕集项目缺乏进展，即CO₂的长期与稳定供应；(2)缺乏船舶或管道的二氧化碳运输基础设施投资；(3) CO₂注入对海洋环境潜在影响；(4)近海地区大规模二氧化碳长期储存能力认知不足。
对于海底驱油封存，CO₂封存是作为EOR的一部分，通过利用和存储可以增加附加值，开展该类项目的障碍在于：
(1)   技术方面：①高投资成本和额外运营成本；②设备改建时的生产损失意味着额外的前期成本；③成熟油田的储层特征通常有较深的认知，但在储层性能和增产油量方面仍存在不确定性。
(2)   收益的不确定性：①    油价波动可能会影响项目的实施，除非实施新的商业模式或改变税收制度以降低投资风险；②    CO₂价格与运输的不确定性，影响油田的收益与运行。
(3)   缺乏商业模式与监管法规。
 

海上；二氧化碳地质利用与封存；风险