CO2地质封存技术与封存潜力评价方法研究进展

曹 龙，边利恒

(1.西北大学地质学系，陕西 西安 710069;2.中石油煤层气有限责任公司，陕西 韩城 715400)

二氧化碳捕获和封存(CCS)是指把二氧化碳从工业或相关能源的源分离出来，输送到一个封存地点，并且长期与大气隔绝的一个过程。目前国际上主要研究CO2封存包括三种储存形式，海洋中的存储、CO2在深层地质体中的封存以及在地表利用矿物碳酸化来固定CO2。CO2地质封存是最具潜力的储存技术，目前国际上(1兆吨 CO2/年或以上量级的CO2封存项目包括:北海的斯莱普内(Sleipner)、加拿大的韦本(Weyburn)和阿尔及利亚萨拉赫(Salah)项目。它们每年捕获约3～4兆吨 CO2并封存在地质构造中，否则将会释放到大气中(表1)。由此看来，CO2的地质封存在未来几十年在世界范围内有着较大容量的储存潜力。

1 地质封存技术

CO2地质封存技术主要是指将捕集到的高纯度CO2注入到选定的、安全的地质构造中，通过各种圈闭机制将CO2永久性地封存在地下。如上面所述，所涉及的埋存的场所主要应选择在枯竭的油气藏(Depleted and gas reservoirs)以及提高原油采收率、深部的盐水储层(Deepsaline reservoirs)、不能开采的煤层(Unnable eoalseams)和深海(oeean storage)等(PICC，2005)。

1.1 煤层中的 CO2封存技术

不可采的薄煤层、埋藏超过终采线的深部煤层和构造破坏严重的煤层，都可成为CO2封存的潜在的地质构造。当CO2注入到煤层后，会在煤层孔隙中扩散，由于煤体表面对CO2的吸附能力大约是对甲烷吸附能力的两倍，注入的 CO2可有效地替换甲烷，使吸附状态的甲烷转变成游离状态，从而提高煤层气的产量，这种技术被称为注CO2提高煤层甲烷采收率(enhanced coalbed methane，ECBM)技术。因此，煤层埋存地点的选择应考虑将来煤矿资源的充分利用。

1.2 EOR提高原油采收率封存技术

利用CO2提高原油采收率(enhanced oil recovery，EOR)是石油行业一项成熟的技术。注入的CO2溶于原油后，使原油的体积膨胀、黏度降低，更易于向生产井方向流动，部分CO2会随地层流体产出，但可以通过分离后循环注入到油藏中，而大部分CO2则会占据采出流体原来所占据的孔隙体积，溶解于残余油和地层水中。油田经验表明，大约40%原始注入的CO2会在生产井中产出，如果不考虑CO2在生产井中突破后的分离和回注，CO2的存储效率大约有60%。随着CO2地质埋存技术的兴起，CO2—EOR也成为当前的研究热点之一。

表1 目前国际上已经开展的一些CO2地质封存项目(据IPCC报告，2005)

1.3 深部盐水层的 CO2封存技术

深部盐水层作为CO2的封存场可避免浅层淡水被CO2所污染。所用于CO2埋存的深部盐水层(saline aquifer for CO2storage)一般由碳酸盐岩或砂岩构成，孔隙中充满盐水，孔隙度要足够大，且具有较高渗透率，以便 CO2的注入和渗流。注入的CO2可通过构造圈闭、残余饱和度圈闭、溶解圈闭及矿物圈闭等形式封存在盐水层中。盐水层埋深应在800 m以上，注入的CO2可在地层条件下达到超临界状态，密度约为水的50%～80%，可有效地利用孔隙体积。用于埋存的盐水层要具有良好的盖层和隔层，与淡水层隔离，且不能存在明显导致CO2泄露的断层和裂缝，从而保证埋存的安全(NOH M，LAKE LW，2009)。

2 CO2封存潜力及风险评估

2.1 封存量的分级

CO2在地下构造体中的埋存主要通过构造空间储存、束缚空间储存、溶解储存和矿化储存等机理来实现，其中最主要的储存方式是构造空间和束缚空间储存，因此，计算油藏中二氧化碳理论埋存量的关键是确定油藏中可供给二氧化碳储存的几何空间在构造空间流体中所溶解的量(图1)。

图1 CO2在地下储存机理(江怀友，2006)

图2 CO2封存量分级图(Bond L P，2003)

国外学者将地质储层中CO2封存量分为理论封存量、有效封存量和实际封存量(Bond L P，2003)。理论封存量表示圈闭系统中所提供给CO2的物理空间极限量;有效封存量表示从实际地质情况以及技术层面上考虑了储集层性质、储集层封闭性、埋存深度、储集层压力系统及孔隙体积等因素影响的埋存量;实际封存量表示考虑到当前技术条件、法律及政策、基础设施和经济条件等因素影响的埋存量。含油气储层中封存CO2是目前国际上最为成熟的技术，在选择油藏作为二氧化碳埋存场所时的封存量平价主要是确定理论封存量和有效封存量(图2)。

2.2 封存量的计算方法

目前二氧化碳在油藏中理论封存量的计算方法主要是以物质平衡方程为基础建立起来的。其假设条件是已采出的油气所让出的空间都可用于二氧化碳的存储。国外学者Bachu S(2004)在大量研究基础上提出了利用CO2驱油的封存量计算公式，该公式包含CO2突破前和突破后两种状态。中国油田大多是采用注水开发且多含水层，国内学者沈平平(2009)在参考国外的研究基础上结合中国油藏开发特点以及二氧化碳在油藏中的埋存机理，提出考虑溶解问题的理论埋存量计算方法。

理论封存量假设是CO2注入使得地层压力恢复到原始压力状态，CO2完全占据了采出原油的空间，并且部分溶解于地层水以及原油之中，美国多年 CO2驱采油经验表明，注入的CO2约40%被采出，因此基于以上情况，建立 CO2突破前后封存量的计算公式。

CO2突破之前:

CO2突破之后:

式中:Mt为二氧化碳在油藏中的理论埋存量，106t;ρr为二氧化碳在油藏条件下的密度，kg/m3;ER为原油的采收率，f;A为油藏面积，m2;h为油藏厚度，m;Φ为油藏孔隙度，f;Swi为油藏束缚水饱和度，f;Viw为注入油藏的水量，m3;Vpw为从油藏产出水量，m3;Cws为二氧化碳在水中溶解系数，f;Cos为二氧化碳在油中溶解系数，f;ERb为二氧化碳突破之前原油的采收率，f;ERh为注入某一体积二氧化碳时原油的采收率，f。以上各式计算中，确定原油采收率是关键，可通过油藏数值模拟或经验公式获得(沈平平，2009)。

2.3 CO2地质封存的风险评估

地质储层中CO2封存渗漏所引发的风险分为两大类:全球风险和局部风险。全球风险一般是指部分CO2泄漏到大气中，释放出的CO2可能引发显著的气候变化。局部风险是指从封存构造中泄漏 CO2，可能对人类、生态系统和地下水造成局部灾害。目前国外经验对造成局部风险主要有以下四种方式:

(1)CO2通过封盖层的渗漏，主要包括盖层的破裂产生裂缝以及CO2突破盖层的毛细管压力发生泄漏。

(2)CO2通过断裂发生渗漏，发生 CO2渗漏的断裂主要包括未封闭的断层或者CO2压力增大驱使封闭的断层转为开放。CO2可以通过这些断层直接渗漏至地表。

(3)通过人工井发生渗漏，在固结不好的油气井中，CO2通过油气井渗漏至地面。

(4)CO2通过侧向运移的渗透，主要是 CO2溶解于含水层中，通过侧向运移，CO2运移至高的构造位置，慢慢迁移至地表以及大气中。

因此，早期的地质评估手段以及可能的渗漏途径做出评估分析是减少风险的重要途径。同时补救措施是CO2发生泄漏以后所立即要采取的行动(图3)。现有的监测方法需要更多的经验来确定检测层面和分辨率。一旦检测到渗漏，就应立即使用补救技术来阻止或控制渗漏。根据渗漏的类型，可采取的补救技术包括标准油气井维修技术或者通过把渗漏阻挡在一个浅的地下水蓄水层内，以从中提取 CO2。也有把CO2从土壤和地下水中提取的技术，但成本有可能高。需要经验来证明其实用性，并确定这些技术的成本，以便用于CO2的封存。

图3 CO2潜在的泄漏途径及补救措施(IPCC，2005)

3 结语

中国含油气盆地众多，几乎每个含油气盆地都含油多套含油层系，这些含油气圈闭形成油气藏并保存至今，已经可以证明为进行CO2地质封存的有利场所。首先，区域构造稳定，无大规模的构造活动以及断裂，从根源上排除了 CO2通过大规模构造活动或者断裂发生泄漏的可能。其次，油气藏的存在证明具有良好的储盖层组合，是CO2封存的有利的封闭场所。再次，开发中的含油气层系，井网完善，在勘探开发过程中积累了相当丰富的经验以及地质资料，对储层地质条件已经有了较深入认识，便于快速展开封存体的地质综合分析，对储存潜力进行评价。此外，在开发中后期的油气田的油气储层实施CO2地质封存既可以减少碳排放也可以利用CO2驱提高原油采收率，增加经济效益。因此，中国作为世界碳排放大国，虽然 CO2封存技术起步较晚，但封存潜力巨大。现阶段需要加强国际合作、借鉴国外成功经验来发展适合国内的地质封存技术，尤其对油气层的CO2封存技术进行关注，并且建立科学体系的泄漏风险评估及补救机制，以便更好地承担相应的国际义务，控制温室效应。

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