CO2地质封存机理——从实验研究角度综述*

谢 健，赵可英，曾小雪（. 贺州学院建筑工程学院，广西 贺州54899；. 山西能源学院基础部，山西 晋中 030600）



CO2地质封存机理
——从实验研究角度综述*

谢 健1†，赵可英2，曾小雪1
（1. 贺州学院建筑工程学院，广西 贺州542899；2. 山西能源学院基础部，山西 晋中 030600）

摘 要：CO2地质封存是减少碳排放和减缓气候变暖的一种有效措施。本文综述了 CO2地质封存研究的内容、方法、手段及其相关理论和研究成果。阐述 CO2地质封存的四种碳封存机制背后的物理、地球化学过程，CO2注入试验饱和度分布和渗透率的关系等；简要介绍了岩心驱替试验装置和岩石物理分析和化学分析方法及有关参数的计算。指出现有研究存在岩心-次岩心尺度的微观实验研究和反应性迁移模拟研究不足等问题。

关键词：CO2地质封存；碳捕集与封存（CCS）；室内实验；多相流；渗透率；驱替试验

0 引 言

众多研究显示二氧化碳（CO2）是造成全球气候变暖的主要温室气体［1］，减缓气候变暖的一种策略是将人类活动产生的CO2捕集并长期封存于深部地层中［2-3］。该技术已被认可［4］并已有若干示范工程开展［5-7］。相对油气储层或深部无法开采煤层而言，盐水含水层通常具有封存容量大、分布广泛和接近释放源等优点［8］。然而，CO2地质封存及其在地层中的迁移是一个极其复杂的水文、地球化学和岩石力学的耦合过程［8］，例如多相流的粘性指进（viscous fingering）和重力分离（gravity segregation）效应用二维模拟无法刻画［9］。需要回答的问题有：CO2占储层空隙的比例有多大？注入CO2所形成羽体的空间展布如何？CO2在盐水中的溶解速率和溶解量是多少？当水吸渗回到CO2羽体中毛细压力吸存的CO2又是多少？正是由于碳捕集与封存（CCS）工程的复杂性，目前CO2地质封存的研究尚处于发展阶段［9］。

然而，关于CO2注入在地层中的多相流动和迁移及地球化学反应，现有研究多集中于数值模拟［10-13］、化学模拟［14-17］，或半解析和解析法研究［18-19］，室内实验测试研究仍然相对有限［20］。SHI等［21］和PERRIN等［22］研究了次岩芯尺度非均质性对CO2封存规律的影响。武爱兵等［23］通过测定不同成分盐水驱CO2的残余CO2饱和度，研究咸水含水层的束缚气封存潜力。发现Cl-Ca型水束缚气封存潜力最大，其次是Cl-Na型水，Cl-Na·Ca型水最差。ZUO等［24］利用CT研究孔隙压力减小引起的 CO2析出对渗透率的影响。SHI等［25］利用CT技术研究不同注入体积和不同注入速率下岩心中CO2饱和度分布。李兰兰等［26］对比分析气-固、气-固-溶液和酸化溶解三种矿物碳酸盐化反应体系的优缺点以及影响矿物封存CO2的因素，指出硅灰石是最具潜力的矿物封存原料。马谨等［27］利用核磁共振设备研究了在地质封存过程中CO2水溶液通过天然岩心时发生矿化反应的过程。发现岩心的渗透率和孔隙率在矿化反应过程中不断增加，且入口及原大孔隙部分孔隙率增加尤为明显。因此，在实际CO2地质封存模拟时，需要考虑矿化反应对渗透率的影响。

CO2地质封存工程重大而复杂，如不进行充分详尽的前期实验研究，难以避免CCS工程带来的环境影响，如CO2泄漏地表导致植被树木死亡［28］、N2和SO2等泄漏等。本文拟对CO2地质封存涉及的实验研究和相关理论进行综述。首先介绍注入CO2在地层中可能发生的物理化学过程及碳封存机制，其次介绍 CCS多相流实验有关的理论成果或公式发展，紧接着介绍实验装置和测试方法手段，最后简要分析了现有研究的不足或发展方向。

1 CO2地质封存物理化学过程

1.1 物理过程

CO2注入地层后以四种方式得以封存［4，29］：（1）构造封存（structural trapping），即依靠地层自身结构或构造的封闭性封存 CO2［29］；（2）毛细封存（ capillary trapping）， 也 称为 残 余 相 封存（residual-phase trapping）［29］或CO2晕的水动力封存（hydrodynamic trapping）［30-31］，这种封存对于缺乏封闭构造的倾斜含水层极其重要［29］；（3）溶解封存（solubility trapping），即通过溶解于地层水中得以封存［2，14，31］；（4）矿物封存（mineral trapping），即通过溶解性CO2与岩石矿物发生地球化学反应而得以封存［14，32-34］。这四种机制使得 CO2在地层中以孔隙空间的自由相气体、地层水中溶解相和转化成岩石基质的固体相三种形态存在。CO2注入多孔介质中的另一个物理现象是粒子移动（mobilization）对岩石渗透率的影响。当流体速度达到粒子移动速度，粒子发生移动导致堵塞，由此降低岩石渗透率［20］。

CO2注入含水层涉及的物理化学过程有：多相流运移，溶解-解吸动力过程，溶质迁移，因 CO2置换盐水导致的水动力不稳定（粘性指进），由于重力超覆引起的向上迁移［31］，等等。这些彼此耦合的反应可能导致地层孔隙度和渗透率的变化，进而影响地层的封存容量。

1.2 化学过程

CO2在地层中的储存运移涉及多相流和储层流体与岩石之间的化学反应［35］。典型的化学反应是岩石基质和组分的溶解和沉淀［36］。CO2注入深部盐水含水层，岩石的某些属性可能因化学反应而发生变化。岩石矿物的溶解、迁移和沉淀会导致岩石孔隙度和渗透率的改变。地层水 pH降低，岩石基质可能被溶解，由此导致渗透率增加，流体流动性增加。相反，随着岩石饱和及随后的压强减小又导致盐水的溶解性降低，沉淀出现，渗透率减小，CO2流动性减小［9］。反应性矿物的持续溶解会改变含水层流体组分的浓度，继而加速生成相沉淀。因此，一方面岩石矿物的溶解使储层孔隙度和渗透率增加，另一方面这些矿物的沉淀又导致孔隙度和渗透率减小。溶解前缘反应速率的扰动改变局部渗透率，由此反过来影响溶质迁移和溶解速率。前缘变得不稳定，并且形成显著的优先流通道，岩层渗透率因此可能发生显著变化而孔隙度却变化甚微［35，37-38］。

2 主要理论和公式

数值模拟研究表明，注入CO2在地层中的迁移主要受两大主导因素控制：注入速率和绝对渗透率［9］。此外，注入深度也是控制迁移的显著参数。而相对储层厚度而言，注入压力和绝对渗透率是影响 CO2封存潜力的更重要因子［9，39］。岩心多相流实验表明，CO2在地层中会沿着优先通道迁移，一旦形成逃逸出口，压差降低，CO2便不再侵入低渗区。IZGEC等［20］指出，CO2的注入方向对岩石属性的改变趋势有重要影响，而盐度对岩石属性（如渗透率）的改变影响不大。

在平均孔隙度和渗透率都相同的情况下，CO2在非均质岩心中的饱和度一般低于在均质岩心中的饱和度［8］，这意味着多孔介质的非均质性不利于注入CO2的地质封存。总体而言，位置越深、压力越大、孔隙特性越均一的地层CO2的封存潜力越大［40］。

BENNION等［40］指出，CO2-盐水界面的表面张力与晶间孔隙介质的孔隙大小分布和 CO2-盐水相对渗透率存在相关关系。压强是影响CO2-盐水界面间表面张力的最主要因素，其次是温度，盐度对表面张力的影响最微弱。压强增加，表面张力减小，而温度和盐度与表面张力成正比例关系。储层压力增加，CO2-盐水界面的表面张力减小。实验结果［40］还表明，表面张力减小，CO2最大饱和度有某种程度的增加趋势（即意味着储层封存能力提高）。

2.1 CO2饱和度分布

BENSON等［8］指出，CO2在储层中的饱和度与注入流量有关，注入流量大，饱和度高。CO2低饱和区并不对应低孔隙度或低渗透率区，而在进气面附近二者存在对应关系，即CO2高饱和区对应高孔隙度区。可见，控制CO2在岩层中分布的因素不仅是孔隙度（或渗透率），还取决于从注入面到高孔隙区的孔隙连通性。数值模拟实验也表明，孔隙度和渗透率非均质的情况下CO2在岩心中的饱和度仍然呈均匀分布［8］。此外，毛细压力对CO2饱和度分布也存在显著影响。CO2饱和度或相对渗透率与注入流量的上述关系不能从 Buckley-Leverett方程得到解释［8］。定性的解释是：注入流量小的情况下，压降并未超过低渗区的毛细进入压力，因此CO2饱和度低；而当注入流量大时，CO2能够侵入毛细区，因此饱和度高。

计算稳态条件下两相流饱和度的一个重要公式是Buckley-Leverett方程［41］，其一维形式为：

式中：u（S）为对应饱和度下的流体前缘速率；f为分数流量；q为单位面积的流量。

利用X-射线CAT扫描仪获取CO2饱和度分布需对盐水饱和、CO2饱和和稳态条件下的岩心进行扫描成像，以式（2）计算每个体元（voxel element）的CO2和盐水饱和度。

2.2 渗透率和相对渗透率

CO2和盐水在储层和盖层中的渗透率对CO2地质封存至关重要［42］。计算绝对渗透率的方法传统上依然是达西定律，即：

式中，K为绝对渗透率；q、μ和ΔP分别为流量、粘滞系数和压力差；L和A分别为实验样品的长度和截面积。

BENSON等［8］在 Carman-Kozeny方程的基础上，考虑更多的岩心信息提出了计算孔隙尺度绝对渗透率的经验公式：

式中，0C为与岩心有关的常数；iK和iΦ分别为孔隙尺度的渗透率和孔隙度。

相对渗透率与 CO2注入流量也存在正相关关系，注入流量愈大，相对渗透率愈高，这是因为相对渗透率与流体饱和度有关。计算相对渗透率的公式为：

式中，下标br和CO2分别表示盐水和CO2，符合含义同前。

斯坦福大学［8］根据多相流实验结果提出了计算相对渗透率的公式为：

式中，Sbr为盐水平均饱和度；Sbr，r为盐水残余饱和度；该实验中Sbr，r= 0.36，nCO2= 3.7，nbr= 3.5。

CO2和盐水的各种相对渗透率曲线及相关文献信息被收集在斯坦福大学BENSON LAB网站中［43］，所有数据都可以 Excel格式下载。除此之外，BACHU［44］基于加拿大阿尔伯塔盆地的实际地层进行了一系列的相对渗透率曲线研究，为该地区的 CO2地质封存运移规律研究提供了重要依据。KRAUSE等［45］提出一种基于毛细压力推测次岩心尺度渗透率分布的方法。该方法弥补了传统上采用孔隙度来推算渗透率分布不够准确的弊端。KRAUSE等［45］将该方法成功应用于澳大利亚奥特维盆地先导项目的砂岩岩心驱替试验的数值模拟，得出的预测结果与前人基于均质岩心的结果一致。

2.3 毛细压力曲线

毛细压力是多孔介质中的一个重要参数，它等于两相流界面间的压力差。毛细压力曲线是指毛细压力随相饱和度变化的曲线。不同的岩性、孔隙构造以及流体，毛细压力曲线不尽相同。图1给出了BENSON等［8］得出的毛细压力曲线。可见毛细压力总体上随相饱和度增加而减小。

图1 毛细压力曲线Fig. 1 Laboratory capillary pressure data with curve fit used in simulations

数值模拟结果表明，毛细压力曲线的变化可能导致CO2平均饱和度减少5% ～ 15%［8］。尤其在非均质性岩层中，毛细压力的空间变化可能是控制 CO2饱和度分布的主导因素。

毛细压力曲线的计算常常要用到Leverett比例系数（Leverett scaling）。该比例系数的应用是假设低渗区毛细进入压力大，而高渗区毛细进入压力小。

3 现有实验方法及成果

CCS室内实验包含岩石物性分析、岩石化学实验和岩心驱替试验，当然也包括必要的传统水文地质或水力学实验（如进行稳态条件下的相对渗透率测试）。

岩石物性分析中计算孔隙度或渗透率的一种方法是切取岩心样品薄块，注入染色树脂胶，硬化后磨成厚度约30 μm的薄片，制成图像后利用图像分析软件将彩色图像转成二进制图像，由此可估算孔隙尺度的孔隙度、总孔隙周长和总岩石颗粒面积［8］。岩石化学实验一般是采集可能作为储层及其上覆盖层的岩石样品，对比分析多相流试验前后的化学组分变化，计算和推断CO2注入后岩石样品中的反应动力学特征。 另一项内容往往要进行纯矿物样品实验。常用的实验分析手段有X-射线光电子能谱仪、X射线衍射和扫描电子显微镜（SEM）、能量色散谱仪（EDS），等。

CO2地质封存研究的多相流试验装置一般包括流体注入系统、X-射线 CT扫描仪、岩心夹持器和数据记录系统。典型的多相流实验装置是将岩心样品放置于铝制容器内的特氟龙套管中，用水泵往容器中注水模拟储层压力，用电热器加热容器中的水以模拟储层温度。利用双泵系统将盐水和CO2送入热交换装置混合后同时连续注入岩心样品中（典型的注入速率：2.6 mL/min， 1.2 mL/min和0.5 mL/min）。具体可参见BENSON等［8］和IZGEC等［20］。部分学者对岩心驱替试验装置进行了改进。例如，DE SILVA等［46］开发了一套可对长度达1 000 mm的岩心进行驱替试验的装置。利用该装置，DE SILVA等［46］研究了CO2注入煤样中的封存动态、储存效率、孔隙压力，及渗透率变化等问题。结果表明，渗透率随注入压力增加而减小。随着CO2的注入和有效应力的增加，渗透率呈指数方式递减。PINI等［47］采用一种革新的实验方法对美国伯里亚砂岩进行饱水条件下的岩心CO2驱替试验。该方法采用与测量稳态相对渗透率十分相似的试验装置，其特点是既可测得毛细压力曲线又可测得稳态相对渗透率。与传统方法相比，该方法可以较快地测得毛细压力曲线。另外，如果该技术与X射线CT扫描成像结合，可实现对岩心内部毫米尺度的毛细压力和饱和度关系曲线的观测，因此具有极大的应用价值。CO2物理封存机理的研究主要利用CT、核磁共振等在线成像和测量设备实现岩心驱替实验，进行相渗曲线测量和饱和度分布等运移规律研究［24-25，27］。CO2矿物封存实验所需的高压反应容器有高压釜、钛反应容器、高压灭菌反应器、石英质高压腔等。CO2矿物封存的储层岩石碳酸盐化过程可采用超临界CO2核磁共振技术进行研究［48］。

岩心驱替试验与 CT扫描技术相结合是研究CO2-盐水驱替过程的有效方法［45］。该方法可测量岩心的平均绝对渗透率和相对渗透率、次岩心尺度的饱和度和孔隙度分布，研究储层疏干过程的CO2驱替效率、毫米甚至毫米以下尺度的流体饱和度和残余封存等。BENSON等［8］进行了典型储层温压条件下岩心尺度的多相流试验，将CO2和盐水以不同比例和流速同时注入储层岩心样品中。采用X射线CT扫描对CO2和盐水的空间分布进行逐层成像，经岩性分析得到孔隙度、渗透率和毛细压力的三维空间分布图。设计此类试验应注意的关键是应避免岩芯样品干化，为此可采用BENSON等［8］的双泵循环系统，同时也应保证 CO2在注入口附近的均匀［20］。WANG等［49］利用X射线CT成像技术研究了致密含油砂岩的CO2非混相驱油过程和储层渗透率降低的原因。结果表明CO2非混相驱替会导致原油中沥青烯沉淀并附着于砂岩颗粒表面，从而导致储层的渗透率降低。

室内实验研究的另一项重要内容是利用数值模型对试验结果进行岩心尺度的驱替试验模拟，以期发展多相流理论或多孔介质特性参数（如相对渗透率）的升尺度（up-scaling）方法。数值模拟也是分析 CO2饱和度在孔隙尺度上变化的有效工具。ANDERSEN等［50］采用地球化学模型对白垩岩岩心驱替试验结果进行解释，该模型考虑了地质封存条件下水溶液化学和水岩相互作用（矿物沉淀/溶解、对流和扩散）。HAO等［51］运用三维连续介质反应溶质迁移模型模拟低渗碳酸盐岩岩心驱替试验。经试验结果校正后的模型可用以研究碳酸盐反应性、流速、有效渗透率和时间对溶解前缘的影响。该研究发现，将CO2注入低渗碳酸盐岩，岩石非均质性和孔隙度是影响溶解前缘发展的控制因素。CHANG等［52］对神华鄂尔多斯 CCS场地的典型低渗砂岩进行CO2饱和岩心水驱试验，研究不同溶解CO2浓度的水驱对 CO2溶解和质量迁移的影响。MICKLER等［53］将墨西哥湾CCS靶区埋深2 806 m的中新统岩心与实验室配制的超临界CO2和盐水混合体系进行地球化学分析和模拟。结果表明碳酸盐和钾长石溶解是主导性的地球化学反应。压力变化对化学反应速率无显著影响。而温度对碳酸盐和硅酸盐的溶解作用截然不同，由于低温条件下CO2溶解度增大，因此温度降低有利于碳酸盐溶解而不利于硅酸盐溶解，后者溶解速率比前者低 2个数量级。此外，AGHAEI等［54］基于一个新的动态孔隙网络模型，提出了从孔隙到岩心的两相流过程的升尺度方法。该动态模型采用孔隙尺度物理学研究岩心尺度的多孔介质渗流过程。通过高分辨率X射线微型CT扫描仪与迷你驱替试验装置整合，试验得出的饱和度、分流量曲线、相对渗透率等结果可用于模型的验证，进而达到模型预测的功能。

4 现有研究存在问题

CO2地质封存涉及多孔介质的微观复杂性和多相流体物理化学热过程的耦合，这对室内实验分析构成一定的挑战。尽管发展了一些新方法和理论，现有研究仍存在一些问题：

（1）现有CO2模拟研究很少考虑注入CO2与地层流体及岩石间的化学反应，反应性迁移模拟器研究很少报道［9］。

（2）为探讨非均质介质中毛细压力变化与 CO2饱和度分布的联系，岩心尺度的数值模拟研究中，有必要开发考虑不同毛细压力曲线的模型，以模拟次岩心尺度的CO2饱和度变化。

（3）利用示踪剂实验也是估算次岩心尺度绝对渗透率分布的一种方法，然而现有文献中相关实验研究报道很少。

（4）目前对CO2在盐水含水层中运移的流体动力学理解可能高估CO2置换盐水的能力［8］。

（5）现有多相流实验对毛细封存和滞后效应的研究仍远远不足。

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A Review of Laboratory Investigation for Mechanisms of CO2Capture and Geologic Storage （CCGS）

XIE Jian1， ZHAO Ke-ying2， ZENG Xiao-xue1
（1. College of Construction Engineering， Hezhou University， Hezhou 542899， Guangxi， China；2. Shanxi University of Energy Sciences， Jinzhong 030600， Shanxi， China）

Abstract：CO2capture and geologic storage （CCGS） is regarded as an effective strategy for reduction of anthropogenic carbon release and mitigation of global warming. Typical methodologies and theories regarding CCGS laboratory investigation are reviewed. The coupled physical-geochemical processes in relation to four mechanisms of CO2geologic sequestration are introduced. Findings from core flood experiments such as relationship between CO2saturation and permeability are included. Multiphase flow apparatus with procedures for laboratory investigation are introduced. A collection of methodologies （equations） for calculation of CCGS-related physical parameters are presented， followed by a brief introduction of petrophysical characterization and geochemical tests. Problems or research opportunities are discussed regarding the current CCGS laboratory work. The paper ends up with suggestion remarks.

Key w ords：CO2geologic sequestration； carbon capture and storage （CCS）； laboratory investigation； multiphase flow；permeability； core flood experiment

中图分类号：TK01；TU 473.1

文献标志码：A

doi：10.3969/j.issn.2095-560X.2016.02.009

文章编号：2095-560X（2016）02-0132-07

* 收稿日期：2015-09-24

修订日期：2015-11-28

基金项目：国家能源应用技术研究及工程示范项目（NY20111102-1）；贺州学院博士科研启动基金（HZXY201504）

通信作者：†谢 健，E-mail：jian0311xie010@yahoo.com

作者简介：

谢 健（1978-），男，博士，副教授，主要从事CO2地质封存和油气开发数值模拟。