什么是二氧化碳地质封存

❶ co2封存利用的主要方法有哪些

当前的封存方式主要有以下几种。
一是将高压的二氧化碳注入到海底深入。在海面下500米内，二氧化碳可能会以气态的形式逸出；在500米到2500米，二氧化碳以液态的形式存在，但密度小于海水，二氧化碳有可能浮到海面最终逸出；在2500米以下，二氧化碳以液态存在，且密度大于海水，可视作较为安全了。一般认为，3000米以下的海洋区域才可作为二氧化碳封存地。海洋封存目前较为成熟，挪威北海1996年建立了世界首个二氧化碳封存装置，迄今装置运行良好，封存的二氧化碳未出现泄漏情况。但人们对海洋封存仍然存在两大担忧，一则是可能会造成海水酸化，破坏生态，二则封存的二氧化碳一旦受到地壳的影响重新进入大气层，则所有的努力付诸东流。二氧化碳的海洋封存费用主要有二氧化碳的运输和封存构成，轮船运输100到500千米封存1吨二氧化碳的费用约为13.8到15.2美元。管道运输短距离来讲（100千米），封存费用低于轮船运输，长距离（大于
500千米），封存费用则高于轮船运输。采用管道运输100到500千米封存1吨二氧化碳到3000米海平面下的费用为6.2美元到31.1美元。
二是将二氧化碳埋到地下，进行地质封存。在地下800到1000米处，超临界状态的二氧化碳具有液体特性。此项技术也较为成熟，在阿尔及利亚建有示范装置。另外，将二氧化碳注到快要枯竭的油井里，可使得采油率提升，此项技术被称EOR，在石油工业上开始广泛应用。这些都为二氧化碳地质封存提供了技术保障。把二氧化碳埋藏到煤床里，可以提高甲烷的采出量，但这种技术有待进一步研究。将二氧化碳直接埋藏到废弃的天然气井或油井里，则可视作非常成熟的技术，此类机理研究较为全面，如果天然气能够安全的封存在地下，人们找不出其他理由为什么二氧化碳不能老老实实的待在地下。二氧化碳地下封存的费用取决于封存地的选择，大约封存每吨二氧化碳花费0.6到8.3美元不等，如果应用到EOR里，二氧化碳的封存则可以盈利每吨10~16美元。
此外还可以将二氧化碳注到盐碱湖。二氧化碳可与盐碱湖里的一些碱性物质反应生成矿物质盐，从而达到固碳的功能。另外二氧化碳可以与一些硅酸盐物质反应生成二氧化硅和碳酸盐物质，从而达到固碳的功能。

❷ 深部咸水层二氧化碳地质封存选址研究现状

大概从2004年开始，随着气候谈判的压力增大，中国学术界开始密切关注CO₂地质封存问题，并开始讨论CO₂地质封存以及后来提出的CCS和CCUS的相关科学问题。如曾荣树等（2004）、周蒂（2005）、孙枢（2006）、李小春等（2007）、许志刚等（2009）、张鸿翔等（2010），等等。

深部咸水层作为我国规模化CO₂地质封存的首选储层，首先需要对全国范围内的封存容量进行评估。据估计我国深部咸水层理论封存容量为3.016×1012t。考虑到安全性和经济性等因素，目前可利用容量可能只占其中的一小部分。即使如此，深部咸水层CO₂地质封存也可发挥长达一个世纪的作用（Li et al.，2009）。

李小春等先后对我国CO₂-EOR、CO₂-ECBM和深部咸水层的CO₂地质封存潜力进行了评价（刘延锋等，2006；李小春等，2007）。借助GIS平台对中国深部咸水层CO₂封存优先区域进行了评估。在收集大量水文地质、石油勘探等资料的基础上，将中国大陆地区24个主要沉积盆地分为70个封存分区，利用溶解度法计算了各封存分区地下1～3 km深度内深部咸水层的CO₂封存容量。根据分区内及其周边CO₂集中排放量，对各分区进行了分级评价。研究结果表明，中国深部咸水层CO₂封存容量达1440×10⁸t，约为2003年中国大陆地区CO₂排放量的40.5倍。华北平原大部、四川盆地北部、东部和南部，以及准噶尔盆地东南部都是将来优先考虑的CO₂含水层封存地区。东南沿海和华南大部，应考虑利用近海沉积盆地内的深部咸水层来封存CO₂（李小春等，2006）。

影响深部咸水层规模化CO₂地质封存的关键因素之一是安全性问题，主要包括CO₂的泄漏问题和力学稳定性问题（Li et al.，2002；Benson and Hepple，2005；Yammaoto et al.，2005）。从技术层面上看，往地下注入气体已有30多年的工业经验，目前全球有超过602座地下天然气储库、44个H₂S与CO₂处置场，108个注CO₂的项目。另外，我国已发现约30个天然CO₂气田，泰兴黄桥气田已探明储量达64×10⁸m³。这些事实说明，只要场地选择恰当，操作规范，监控严密，且应急措施得当，深部咸水层封存的安全性是可以得到保证的（Damen et al.，2006；李小春等，2010；张森琦等，2010）。

另外，郭建强和张森琦等（2011）认为，CO₂地质封存作为环保型工程项目，其合理的工程场址是实现长期、安全封存CO₂的首要前提。CO₂地质封存工程场地选址应遵循目标储层有效封存量大、安全、经济、符合一般建设项目环境保护选址条件、不受外部不良地质因素影响的原则，选址技术宜采用多尺度目标逼近法，选址程序包括规划选址和工程选址两大阶段。规划选址包括国家级、盆地级和目标区级潜力评价3个阶段；工程选址旨在通过目标靶区确定、综合地质调查、钻探及灌注试验和选定场地多因子排序综合评价，最终选出良好的工程场地。深部咸水层CO₂地质封存工程场地多尺度目标逼近选址技术方法对我国有选择性地开展CO₂地质封存工程场地选址具有一定的指导意义。

放眼世界，审视中国，我国深部咸水层CO₂地质封存场地选址的基本原则是 “地下决定地上，地下顾及地上”，以合理的技术和经济方案，以较少的投资和尽量少的能耗，实现深部咸水层CO₂地质封存，是现阶段我国CO₂深部咸水层地质封存选址的基本原则。因此，相对于板块相对稳定的北美内陆地区和澳洲大陆，在多旋回盆地和多期构造非常复杂的中国大陆，谨慎选址尤显至关重要（郭建强和张森琦等，2011；李琦等，2011）。

关于深部咸水层二氧化碳地质封存选址研究的详细介绍参见本书第六章。

❸ 二氧化碳地质储存机理

由上节阐述可以看出，CO₂地质储存的机理就是利用₂具有超临界的物性特点，将CO₂储存在地表800m深度之下，若该深度之下温度高于31.1℃、压力高于7.38MPa时，注入储层的CO₂就进入超临界状态。在超临界状态CO₂的密度是水密度的60%～80%，使得CO₂地质储存空间大大缩小，密度差作用也驱使CO₂向上飘浮;同时具有较好的流动性、扩散性和较大的溶解能力。进而在储层上覆盖层以及圈闭构造的密封下，注入的CO₂最终通过与储层岩石发生缓慢的碳酸盐矿化(mineralcarbonation)和碳酸盐岩溶解(carbonatedissolution)反应，形成碳酸盐矿物(碎屑岩储层)或HCO^－₃离子(碳酸盐岩储层)，从而实现CO₂地质储存。

一、二氧化碳地质储存机理

碳封存领导人论坛(CSLF，2008)对CO₂地质储存机理进行了详细描述。指出CO₂地质储存机理可以分为两大类:物理贮存和化学贮存机理。其中，物理贮存机理包括构造地层贮存、束缚贮存和水动力贮存;化学贮存机理包括溶解贮存和矿化贮存等。

目前，对于英文文献中表述各类CO₂地质储存机理一词的“trapping”，国内用于从微观角度描述CO₂储存机理的用词尚不统一，常见的有:“填埋”、“捕获”、“储存”、“俘获”、“隔离”、“封存”、“埋存”和“捕集”等等。在充分理解了各种CO₂地质储存机理后，本书作者认为采用“贮存”一词概念更为准确。“贮”与“存”在此是动词，同时强调“贮”是过程，“存”是结果。所以，CO₂地质储存过程中发生的各种微观域物理、化学作用可称为贮化作用，CO₂的贮化作用在各贮存量之间是相互转换的。由此可以引入“贮存量”概念，以便同“储存量”进行区分。并界定“贮存”是从微观角度描述机理，“贮存量”是各类微观机理“存储”CO₂的数量;而“储存”和“储存量”是从宏观、大尺度角度表达CO₂在地质空间的赋存、分布状况，以及在储层中存储CO₂的数量。“贮存量”和“储存量”计算的理论基础和精度等也大相径庭。

1.物理贮存机理

物理贮存是针对可迁移的CO₂气体或超临界CO₂流体而言的，主要有以下几种类型。

(1)构造地层贮存机理(Structural trapping)

利用储层上部的圈闭构造阻止CO₂在浮力作用下的向上运移，从而达到储存CO₂的目的(张炜等，2008)。

当注入的CO₂遇到上覆不渗透的盖层而无法继续向上运移而滞留在盖层下部时，就形成了构造地层圈闭，与此同时构造地层贮存机理开始作用。CO₂注入此类圈闭构造之前一般都含有油气或地下水，尽管注入的CO₂浮力较大，然而不渗透盖层的隔挡作用致使其无法进行垂向运移。此类构造地层圈闭包括背斜(地表下的大型褶皱)、断块(地表下被断层隔挡的倾斜和褶皱地层)、构造和地层尖灭(倾斜油层或多孔地层被水平不渗透层超覆)(沈平平等，2009)。适宜CO₂地质储存的典型圈闭构造见图1－19。

图1－19适宜CO₂地质储存的典型圈闭构造(据CO2CRC，2008)

适宜CO₂地质储存的岩石，需要有高孔隙度为CO₂提供存储空间(图1－20)，高渗透率使CO₂流入到这些孔隙之中，由低渗透率的岩石形成盖层，阻止其向上流动。

图1－20显微镜下砂岩的孔隙结构(据CO2CRC，2008)

沉积盆地中有些封闭性较好的地层和构造如果被咸水或油气所占据，可形成非常好的深部咸水含水层或油气藏，适宜CO₂地质储存。如果褶皱和断裂以封堵作用为主，那么此类构造是CO₂地质储存的良好场所。地层贮存则取决于地层的岩石－矿物学特点、上下岩层物性以及沉积环境的变化等(许志刚等，2009)。

(2)束缚贮存机理(Resial CO₂ trapping)

由于毛细管力、表面张力的作用使少量CO₂气体或超临界流体存在于岩石介质的孔隙中(Suekane，etal.，2008)。CO₂在储层运移过程中，一部分CO₂因为气液相界面张力的作用被长久地滞留在岩石颗粒的孔隙中，这就是束缚贮存机理。

当大量的CO₂通过多孔介质体时，CO₂多以球滴状被隔离在岩石孔隙中间，因此通过岩石的CO₂量越多，束缚在岩石孔隙中的CO₂也就越多。但此种机理仅仅有CO₂通过多孔介质岩石是不够的，只有当CO₂通过岩石，并且地下水又重新渗入被CO₂占据的孔隙空间时，CO₂才可以被大量地束缚下来(图1－21a)，束缚贮存机理才真正发挥作用。通常束缚贮存机理与溶解贮存机理相结合时，束缚在岩石孔隙中的CO₂最终将会溶解在储层流体中。

束缚贮存机理的作用时间从注入CO₂开始将持续几十年(沈平平等，2009)。

图1－21CO₂地质贮存机理(据IEA，2007)(a)束缚贮存;(b)矿物贮存

(3)水动力贮存机理(Hydrodynamic trapping)

如果深部咸水含水层的储层没有完全封闭，而且层内流体流速较低，则比较有利于CO2的水动力贮存。注入深部咸水含水层的CO2因密度小于咸水的密度，在浮力的作用下上升至咸水含水层顶部，在盖层底部随地下水缓慢移动。在此过程中，部分CO₂将被溶解，它们通过分子扩散、弥散和对流进行运移，极低的地下水运移速率可以确保CO2在储层中长期(地质时间尺度)储存(许志刚等，2009)。水动力贮存条件与构造、地层和岩性圈闭不同，是依靠水动力圈闭而实现的。

对于无大规模地质圈闭的单斜构造而言，注入的CO2进入储层自然流动状态时，在浮力和水动力作用下随储层地下水运动，部分上升至咸水含水层顶部，受隔水层/盖层阻挡，在含水层顶部汇集，并在压力作用下沿水平方向流动。在此过程中，一部分CO2将滞留在岩石孔隙中(束缚贮存)，若存在小规模的地质圈闭，则部分CO2将在此汇集(构造地层贮存)，随着CO2气体和储层地下水的接触，将使其逐渐溶解(溶解贮存)，并通过扩散、弥散和转变等过程以溶解相的形式运移，最终通过和矿物的化学反应使其以固体的形式贮存起来(矿物贮存)。该种情况下的贮存机理被称为水力学贮存(张炜等，2008)。

另一种情况是，当深层地下咸水在渗流过程中，流动压力与CO₂运移的浮力方向相反、大小大致相等时，可阻挡和聚集CO₂，形成水动力圈闭。水动力圈闭储存CO₂的作用条件与构造、地层和岩性圈闭不同，是依水力圈闭实现的。当CO₂注入封闭盖层下的深部咸水含水层时，就会发生水动力圈闭。深部咸水含水层地下水在一个区域或盆地级别的流动系统中，多以较长的时间尺度流动，在此类系统中，流体的流动速度是以厘米每年来衡量的，而运移的距离则是以数十和数百千米为单位计算的。如果CO₂注入此类含水系统中，尽管没有像构造地层圈闭那样有具体的隔挡层存在来阻挡CO₂的侧向运移，CO₂仍然可以在浮力的作用下以非常缓慢的速度沿着地层的倾向逆重力方向运移。这些CO₂要经过几万年甚至到几百万年才能运移到排泄区的浅层。在此过程当中，其他储存机理同时作用，最终致使无自由相的CO₂到达浅表地层或进入大气环境。除此之外，在CO₂的运移过程中也有可能遇到构造地层圈闭而被圈闭下来。此类储存机理和构造地层圈闭一样在注入CO₂后立即开始作用，不同点在于CO₂在水动力圈闭中侧向运移没有受到阻挡(沈平平等，2009)。

2.化学贮存机理

(1)溶解贮存机理(Solubility trapping)

是指CO₂气体或超临界流体在地下流体中的溶解。CO₂在水中的溶解随环境温度、压力和盐度的不同而变化。盐度在3%时，储层的溶解能力在47～51kg/m³间，相应孔隙体积的6.7%～7.3%是CO₂。因此，如果能使大部分地下水中的CO₂达到饱和，这将是深部咸水含水层一个非常重要的储存机理(张晓宇等，2006)。

当CO₂在岩石孔隙中运移并与深部咸水含水层或原油相接触时就会溶解在其中，即发生溶解贮存。决定CO₂完全溶解或者部分溶解的因素是时间以及地下水和原油中CO₂的饱和度。CO₂溶解量与溶解速度主要取决于地下水的化学成分、原油的组成和CO₂与未饱和地下水和原油的接触率。CO₂与流体接触率越高，CO₂的溶解速度也就越快。此时，形成的混合物因密度大于咸水而开始下沉。所以，随着溶解了CO₂的咸水下沉而纯粹的咸水上浮，会形成对流(Ennis－KingandPaterson，2005)。这一过程进一步增加了CO₂的溶解量，也扩大了与CO₂接触的咸水区域。因此，与在构造地层贮存中由于浮力作用实现贮存CO₂的机理相比，此种贮存机理能实现更加有效的和更大量的CO₂存储。溶解作用发生的程度主要取决于是否存在具有高渗透性的巨厚储层，特别是具有高垂向渗透率的储层。

一般而言，溶解贮存作用的时间尺度在100～1000年之间(沈平平等，2009)。

(2)矿物贮存机理(Mineral trapping)

溶解的CO₂通过和储层中矿物的反应以矿物沉淀的形式被固定下来，类似地表矿物碳酸化(张炜等，2008)。因此，矿物贮存主要指CO₂与岩石和地下水中的某些组分发生化学反应从而产生碳酸类矿物沉淀。

CO₂以微观残余形式存在于油或水中，或者存在于圈闭构造中，与储层矿物发生化学反应生成新矿物(江怀友等，2008)(图1－21b)。

CO₂与储层矿物发生化学反应生成新矿物的反应过程如下。

1)CO₂储存的地球化学反应:

中国二氧化碳地质储存地质基础及场地地质评价

2)CO₂储存生成的矿物:

中国二氧化碳地质储存地质基础及场地地质评价

即蛇纹石与CO₂反应生成菱镁矿和石英，可实现CO₂的永久储存。

注入至稳定深部咸水含水层中的CO₂，在化学反应发生的早期阶段，主要以溶解为主。通常情况下，CO₂在深部咸水含水层中的溶解度会随着压力的增大、温度的降低以及盐度的增加而增大，同时与地下水接触有关。

据推测，矿物贮存作用的时间尺度为100～10000年。主要影响因素为地层岩石的矿物成分、流体类型和化学反应过程。储层岩石的矿物成分不同，注入CO₂后的沉淀比例变化也非常大。如果储层为碳酸盐类，化学反应的速度很快;如果是砂岩地层并且岩性主要为稳定的石英颗粒，则几乎不会发生化学反应或者反应的时间非常长。在某种程度上，此类贮存可以说是CO₂地质储存的最佳途径。但在大多数情况下与其他贮存机理相比，其作用的时间尺度也是非常漫长的(沈平平等，2009)。

通常条件下，碎屑岩储层对CO₂的储存一般要比碳酸盐岩储层优越，但由于碳酸盐岩储层并不由纯的碳酸盐矿物组成，上述两种化学反应都可能发生。另外，深部咸水含水层溶解的CO₂随地下水缓慢运移时，储层孔隙中将有部分CO₂剩余，形成“束缚CO₂贮存”(resialCO₂trap-ping)，据M.H.Holtz证实，这部分CO₂的存储量可占其他地质存储量的15%～25%(许志刚等，2009)。

(3)吸附贮存机理(Adsorption trapping)

是指CO₂在矿物表面的吸附，该机制只针对煤层中的CO₂储存(Gentzis，2000)。煤层因其表面孔隙具有不饱和能，易与非极性分子之间产生范德华力，从而具有吸附气体的能力(许志刚等，2009)。由于煤层对CO₂和CH₄吸附能力存在较大的差异，当CO₂开始置换CH₄气体时，只要压力和温度保持稳定，那么CO₂将长期保持被吸附贮存状态(钟玲文，2004)。

煤层对CO₂的吸附能力要比存在于煤层中的CH₄和其他烃类气体高两倍以上，因此煤层具有一定的CO₂地质储存潜力。煤层中储存CO₂过程的吸附机理从CO₂注入开始就发挥作用。煤层中的CO₂储存能力不能用与传统的多孔介质相类似的以孔隙体积和气体压缩性来计算，因为此时煤层中CO₂气体是以游离态吸附于煤层表面的微孔中而储存于煤基质中，或溶解于煤孔隙的水中。计算煤层中CO₂储存能力需要用到煤层表面Langmuir等温吸附关系式，且该关系式因煤阶不同而不同。

二、二氧化碳地质储存的时间尺度与安全性

不同贮存机理在CO₂地质储存过程中具有不同的作用时间尺度(IPCC，2005)(表1－6;图1－22)。束缚贮存、溶解贮存，尤其是矿物贮存都是一个缓慢的过程，因此在注入阶段它们对储存能力的贡献几乎可以忽略不计。但是以上3种贮存机制在CO₂注入停止后将起到至关重要的作用，通过溶解、矿物沉淀等作用使可移动的自由相CO₂气体逐渐减少，从而增加了CO₂地质储存的安全性(Bachuetal.，2007)。

表1－6CO₂贮存形式与储存时间

从图1－22可以看出，一些贮存机理在CO₂注入开始就产生作用，如构造地层贮存、水动力贮存和在煤层中的吸附贮存。溶解贮存和矿物贮存这两种机理产生的作用比较缓慢，需要相当长的时间，特别是矿物贮存，需要几个世纪到1000年才能发生作用。CO₂注入过程中一般就是几十年，因此，在此期间溶解贮存和矿物贮存这两种机理所储存的CO₂几乎可以忽略，这种情况对于束缚贮存机理也是一样的(沈平平等，2009)。上述各种CO₂地质储存机理随时间变化的贡献率和安全性明显不同(图1－23)。

图1－22各种CO₂地质贮存机理的作用时间尺度示意图(据CLSF，2007)

图1－23各种贮存机理随时间变化的贡献比例和安全性示意图(据CLSF，2007)

随着时间尺度的延长，CO₂地质储存的安全性就越来越高。各种贮存机理的贡献也不同，刚开始时是构造地层贮存机理和水动力贮存机理起着主要作用。随着时间的推移，到上百年以上，束缚贮存机理、溶解贮存机理和矿物贮存机理的作用就显示出来，并逐步占主导地位，贡献也逐步变为主导地位(沈平平等，2009)。

❹ 基于压力积累的二氧化碳封存场地筛选

Mathias等（2009），介绍了一种用于评估深部咸水层中超临界CO₂灌注引起的压力积累，以及在岩层开始破裂时极限压力的简易估算方法（Mathias et al.，2009；赵玉军译，2011）。该方法主要用于评估可压缩多孔介质中的两相Forchheimer流（超临界CO₂和咸水），也可用于评估岩层和这两种液相的可压缩性。假定灌注压力受岩层破裂所需的压力限制；假定在孔隙压力超过最小主应力时岩层发生破裂，这些将依次与岩层的泊松比有关。同时也提供了用于评估咸水和CO₂黏滞性、密度和可压缩性的详细指南。这种方法将有效地用于筛选分析潜在的CO₂灌注场地，评价是否值得开展进一步的调查工作。

1.最大可持续压力评估

通常考虑岩石的3种破坏模式为完整岩石剪切破坏、非黏结性断裂再剪切作用以及张性破裂引起的新裂缝开裂。通过单独考虑库伦破坏准则，如果保守假定现存断裂可存在于所有方向，那么，这些现存断裂的再剪切作用将在完整岩石出现剪切破坏之前发生（图1-3）。

图1-3 断裂稳定性的莫尔圆分析图

这是因为：(1)完整岩石具有有限的内聚力（莫尔圆的y轴截距）和(2)完整岩石可能具有更大的摩擦角。此外，Sibson（2003）根据脆性破坏曲线图进一步推断，再剪切作用也应在张性破裂开始之前发生。然而，如下给出的简单分析证实，本结论完全取决于原位主应力比。

根据Schmitt和Zoback（1989）、Jaeger等（2007）可计算临界井孔的张性破裂压力P_t［ML^-1T^-2］（例如水力压裂）（Schmitt and Zoback，1989；Jaeger et al.，2007）：

中国二氧化碳地质封存选址指南研究

式中：σ_h［ML^-1T^-2］、σ_H［ML^-1T^-2］、T₀［ML^-1T^-2］和P_P［ML^-1T^-2］分别为最小水平应力、最大水平应力、抗拉强度和孔隙压力；α1［-］为经验参数，其范围通常为0.2至0.6，及式（1-8）：

中国二氧化碳地质封存选址指南研究

式中：η［-］和v［-］分别为毕奥系数和泊松比。

式（1-7）中，假定σ_h＜σ_v（σ_v［ML^-1T^-2］为垂直应力），这通常是指在所关注深度范围内的情况下。

由于沿井孔壁形成了“泥饼”，因此，假定孔隙压力不同于水井压力。假定P_P＝P_t（忽略泥饼的影响）、T₀＝0，｜σ_h-σ_H｜＜＜σ_h及α₁＝1（更差的情况下），把破裂压力保守估计为：

中国二氧化碳地质封存选址指南研究

根据引起非黏结性断裂（尤其是定向断层）摩擦滑动（Streit and Hillis，2004）的主应力比，计算可能引起现存断裂滑动的临界孔隙压力，P_s［ML^-1T^-2］。通过考虑图1-3中的莫尔圆曲线图，可得出：

中国二氧化碳地质封存选址指南研究

式中：σ₁［ML^-1T^-2］和σ₃［ML^-1T^-2］分别为最大主应力和最小主应力；μ＝tanφ；φ为内摩擦角（Jaeger et al.，2007）。

理论上，最小应力σ₃应通过一些原位水力压裂实验测定（Lucier et al.，2006）。或者可使用在其他类似场地测定的数据，这些数据可在如下数据库中查询，如全球应力图（Lucier and Zoback，2008）。然而，这种数据在初始筛选研究中可能是无效的。在这种情况下，可以利用一些与水平应力和垂直应力有关的简单关系式。需要注意的是，根据如下方程式可容易地获得垂直应力σ_v［ML^-1T^-2］的评估值（Jaeger et al.，2007）：

中国二氧化碳地质封存选址指南研究

式中：D［L］为考虑的灌注深度；ρ_s［ML^-3］为饱和岩石密度；g［LT^-2］为重力加速度；z［L］为深度。

用于评估水平应力 （可以为σ_h和σ_H）的最简易方法是假定一种简单线性法则，例如：

中国二氧化碳地质封存选址指南研究

式中：k［-］为经验参数。

把方程式（1-12）代入方程式（1-10），随后得出临界压力方程式：

中国二氧化碳地质封存选址指南研究

Rutqvist等（2008）考虑了两种梯度：k＝0.7（张应力体系）和k＝1.5（压应力体系）。Brown和Hoek（1978）对收集的大量地下应力测定值进行了编辑。Brown和Hoek（1978）根据简易图形拟合实践，得出了如下经验范围（Jaeger et al.，2007）：

中国二氧化碳地质封存选址指南研究

式中：z为深度，m。遗憾的是，采用方程式（1-13）和（1-14）得出的P_s值一般低于静水压力，这就导致这些数值不适用于本筛选分析。这可能是由于Brown和Hoek（1978）采用许多观测值具有实质的黏结强度且在邻近区域不存在断裂的缘故。

另一种备选方法是，假定在最大主应力方向存在单轴向应变，得出（Zimmerman，2000；Jaegeret al.，2007）：

中国二氧化碳地质封存选址指南研究

式中：σ₁＝σ_v和σ₃＝σ_h。

从方程式（1-10）和（1-15）中除去σ₃，并设σ₁＝σ_v，得出如下P_s与σ_v关系式：

中国二氧化碳地质封存选址指南研究

假定η≤1，得出在η＝1时方程式（1-16）的最小值，这意味着根据如下方程式可获得滑动压力［假定方程式（1-15）］的保守评估值：

中国二氧化碳地质封存选址指南研究

根据定义，该保守评估值大于方程式（1-9）中张性破裂的预测值。需要注意的是，方程式（1-16）仅当σ_v为最大主应力时才有效。在压缩（逆断层）和扭压性（走滑断层）背景下应采用备选方程式，例如方程式（1-13）。

鉴于筛选分析的目的，若要鉴别潜在的CO₂灌注场地是否值得进一步开发，将需要开展更详细的调查。完成该项工作的简易方法是核查评估的压力积累值是否小于过载压力σ_v。随后，在灌注方案中开展的性能评价分析也将需要验证压力积累不应超过滑动压力Ps和水力压裂P_t的90％。已知水平-垂直应力比（即k），可从方程式（1-13）得出P_s的评估值。在这种情况下，有关原位应力状态的信息是无效的，且不能测定P_s的敏感值。然而，通过利用方程式（1-9）及从方程式（1-15）得出的σ_h来评估水力压裂压力，仍然可根据过载压力值大大缩减可能的压力范围。在这种方法中，可以根据灌注岩层深度（D）、岩石密度（ρ_s）、泊松比（v）和毕奥系数（η）的评估值计算极限压力。这种方法与Daines（1982）推荐的方法类似。

2.CO₂灌注引起的压力积累评估

为了计算压力积累，需要模拟深部咸水层中超临界CO₂的灌注。这通常可利用多相储层数值模拟器完成（Pruess and Garcia，2002；Pruess and Spycher，2007；Kumar et al.，2005；Rutqvist et al.，2007，2008；Birkholzer et al.，2009）。然而，这些模型成本较高，且需要利用计算机进行强化计算才能完成。为此，同样需要开发简易半解析法。开发这些简易半解析法，首先应采用贝克莱-莱弗里特驱替方程式（Saripalli and McGrail，2002；Nordbotten et al.，2005a，b；Nordbotten and Celia，2006）。该方程式描述了一维两相非混相流（Buckley and Leverett，1942）。通过计算不同流体的流动性（相对渗透性与黏滞性之比）来描述其两相流的特性。两种主要简易假定为：在两相流（例如可忽略的毛细管压力）之间的压差可以忽略不计；流体和地质岩层中的可压缩性可忽略不计。若忽略流体和地质岩层中的可压缩性意味着，计算压力分布将需要详细阐明任意的影响半径。

Zhou等（2008）开发了一种备选方法，用于计算地层的封存容量和流体可压缩性。然而，他们在分析中采用的主要极限假定压力积累在空间上均匀分布，且不依赖于岩层的渗透性。最近，Mathias等（2009）通过利用拟合的渐进展开法，以开发最终弥散方程的近似解法，并结合岩层和流体的可压缩性对Buckley-Leverett方法进行了修正。此外，Mathias等在先前开发方法的基础上，利用Forchheimer方程式获得用于计算惯性效应的大时间段近似解。由于灌注井（或回采井）周围流线的会聚引起流速增大，因此，惯性效应对于CO₂灌注（或回采）方案而言尤其重要（Thiru-vengadam and Pradip Kumar，1997；Venkataraman and Rama Mohan Rao，2000；Kelkar，2000；Reddy and Rama Mohan Rao，2006）。

利用Mathias等（2009）的大时间段近似解评估由CO₂灌注引起的最大压力积累，考虑了一种作用于垂直范围H［L］内承压多孔地层整体厚度的流体压力P［ML^-1T^-2］，包括假定可忽略毛细管压力。假定CO₂与咸水由明显的分界面隔离，该分界面位于岩层基底上部高程h［L］处（图1-4）。

图1-4 CO₂灌注模型示意图

CO₂区完全与CO₂密度ρ_o［ML^-3］和黏滞性μ_o［ML^-1T^-1］饱和，而咸水区完全与咸水密度ρ_w［ML^-3］和黏滞性μ_w［ML^-1T^-1］饱和。假定每个区域内的相对渗透性、密度和黏滞性为恒量。也假定CO₂、咸水和多孔地层的可压缩性c_o［M^-1LT²］、c_w［M^-1LT²］和c_r［M^-1LT²］为恒量。假定该两种流体的流量q_o［LT^-1］和q_w［LT^-1］（每单位面积）取决于Forchheimer方程式：

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式中：k［L²］为渗透率；b［L^-1］，有时称之为Forchheimer参数；r［L］为至水井的径向距离。因次分析结果表明，上述问题受多个参数组控制（Mathias et al.，2009）：

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式中：r_w［L］为水井半径；参数α、β、γ、ε和σ均为无因次参数。参数P_o［ML^-1T^-2］和t_o［T］分别代表典型压力和时间。

参数α需尤其关注。如果CO₂以类似活塞的方式侵入储层，那么，在时间t内渗透半径处于 对于Darcian单相流而言，压力波（对于圆柱形弥散而言）对应的弥散前缘处于 其中D＝k/［φμ₀（c_w＋c_r）］为水力扩散系数。随后对α的检验结果表明，α＝（r_p/r_d）²。在地下水水文学文献中，从D＝T/S（其中，T＝ρ_wgkH/μ_w［L²T^-1］）计算的扩散率一般为导水系数，S＝S_sH为储水系数。

参数β基本上是无因次惯性损失。其主要组成部分为Forchheimer参数b。在b、k和φ之间存在许多经验关系式（Ward，1964；Geertsma，1974；Venkataraman and Rama Mohan Rao，1998；Sid-iropoulou et al.，2007）。此处采用Geertsma（1974）的关系式，该关系式尤其在石油行业得到了极好的验证：

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假定α＜10^-3和｜ε｜＜10（这意指，流体可压缩性差异不会过度大于咸水饱和岩层的总体压缩性），得出：

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这意味着灌注井周围的惯性边界层经过足够的时间可完全包含于CO₂羽流范围之内。Mathias等学者（2009）认为，在灌注井（此处为最大值）的压力积累可近似表示为：

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β项类似于Wu（2002）双孔隙度模型中的惯性能量损失项。

3.流体特性评估

开展上述分析需要对咸水和CO₂的黏滞性、密度和可压缩性进行评估。这些参数可通过压力与温度之间的经验关系式获得。

Adams和Bachu（2002）通过回顾咸水的经验关系式推断，Batzle和Wang（1992）的密度方程式及Kestin等（1981）的黏滞性方程式，最适于开展沉积盆地CO₂灌注研究。Batzle and Wang（1992）给出了以下有关咸水密度ρ_w（kg/m³）的函数关系式：

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通过如下方程式得出咸水密度ρ_w（kg/m³）：

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式中：T_C为温度，℃；P为压力，MPa；C为氯化钠溶质浓度，kg/L。

咸水黏滞性随温度增加快速下降，而随盐度增加而增大（虽然取决于温度），但对压力相对不敏感。在温度低于250℃的条件下，Kestin等（1981）的黏滞性关系式可近似表示为（Batzle和Wang，1992）：

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式中：咸水黏滞性μ_w用mPa·s表示。

通过如下方程式（Bear，1979）可获得咸水可压缩性C_w的表达式，用MPa^-1表示：

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利用P对方程式（1-26）和（1-27）求导得出：

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图1-5（a）～（c）所示为在C＝0.1kg/L时的相关咸水特性综合曲线图。

对于CO₂密度计算而言，公认并广泛使用的关系式为Span和Wagner（1996）的关系式。由于广泛使用了TOUGH2的ECO₂N流体特性模块，因此，也经常采用Altunin（1975）的关系式。由于需要进行严格的计算操作，因此，在TOUGH2（Pruess and Spycher，2007）范围内采用了Altunin（1975）的关系式，并用作一种检查表。Span和Wagner（1996）方程式在评估方面也面临着挑战，虽然McPherson等学者（2008）对此提出了一种有效的MATLAB MFile软件。Spycher等学者（2003）提出了一种简化近似法，他们拟合了Redlich-Kwong状态方程与Span和Wagner（1996）方程式的修正形式，其温度范围超过283K～380K。Redlich-Kwong方程式采用的形式如下：

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式中：b₁和b₂分别为分子间引力和斥力的测量值；V为在压力P（用bar表示）和温度T（用开氏温度表示）下压缩气相的克分子体积；R＝83.144 7 bar cm³ mol^-1K^-1，为气体常数；T_k为温度（用开氏温度表示）。在Redlich-Kwong方程式的修正形式中，Spycher等（2003）设定b₁＝（0.754×10⁸～4.13×10⁴）T_k，b₂＝27.80。通过迭代解法或Nickalls（1993）的更复杂直接法可获得其容量体积。随后，根据ρ_o＝1000M/V获得密度（用kg/m³表示），式中M＝44.01μg/mol为CO₂的摩尔量。

应用最广泛的CO₂黏滞性关系式是Vesovic等（1990）和Fenghour等（1998）提出的关系式，这种关系式在200K≤T_k≤1500K范围内有效。Fenghour等（1998）的关系式表明，CO₂黏滞性仅取决于密度和温度。虽然他们直接对其方程式进行了评估，但该方程式仍包含12种经验系数。Spycher等学者（2003）的密度函数仅在283≤T_k≤380范围内有效。从图1-5可明显看出，CO₂黏滞性随温度的变化完全处于该范围之内。因此，该关系式可适当近似为Fenghour等（1998）的关系式。通过研究函数特性和应用线性回归，获得一种超出283≤T_k≤380范围的良好近似值（图1-6）。

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式中：μ_o单位为μPa；ρ_o单位为kg/m³。

可压缩性通过如下方程式获得（Bear，1979）：

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对方程式（1-33）求导得出：

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图1-5（a）～（c）利用C＝0.1kg/L从方程式（1-27）～（1-29）计算的咸水流体特性；（d）～（f）从方程式（1-32）～（1-34）计算的CO₂流体特性图

图1-6 Fenghour等（1998）的CO₂黏滞性方程式与新近似函数方程式（1-33）对比图

4.应用实例

按照推荐的示范方法，考虑到平原CO₂减排合作计划（PCOR）区域范围内的3个场地。PCOR合作计划由北美中央内陆及邻近地区的60多家公共和私营部门的利益相关团体联合开展。PCOR合作计划在该区域内确定了1106个固定CO₂源，这些CO₂源的年总排放量约为5.05×10⁸t。PCOR合作计划区域地下存在两个大规模深部咸水层（ “地质封存单元”）：下白垩统Newcastle和Inyan Kara岩层（砂岩）及Madison岩组（石灰岩，处于密西西比纪层序范围之内）（图1-7）。据PCOR估计，上述两个岩层分别能够潜在封存650×10⁸ t和370×10⁸ t CO₂。

图1-7 大平原北部含水层体系的综合水文地质剖面图

Madison岩层单元包括Williston盆地（例如Madison组）内的3个碳酸盐岩组和Powder河流盆地内的1个单独岩层，称之为Madison石灰岩（PCOR，2005b）。Madison岩层单元为横向延伸的，几乎存在于Willson盆地和Powder河流盆地的所有地下区域。该岩层单元的厚度范围为，从南达科他州和北达科他州东部地下露头的0 m至北达科他州西部的大于900 m（Lobmeyer，1985）。Madison含水层的导水率范围为，从南达科他州西南部的20 m²/d至蒙大拿州东部的超过1 200m²/d（Downey，1984）。

PCOR在大平原北部确定的由地质封存单元组成的下白垩统岩组，包含下部含水层单元（Inyan Kara岩层）和上部含水层单元（Newcastle岩层），这两个岩层单元为由完整页岩（Skull Creek岩层）弱透水层隔离的砂岩层。下白垩统地质封存单元横向延伸穿过Williston和Powder河流盆地，虽然在红河东部附近存在一些地下露头。下白垩统地层单元的导水率是变化的，其范围为3 300～5000 m²/d（PCOR，2005a）。

本次评估采用的地质和水力特性数据，来自于20世纪80年代美国地调局开展的大规模区域填图，因此，该数据代表了非常粗略的特性等级（Downey，1984；Lobmeyer，1985），而且，其中一些关键数据并不适用，尤其是下白垩统地层单元的高程、深度和孔隙率数据。因此，深部咸水层处置方案评估的准确度受限于这些数据的质量。表1-11总结了每个场地内上述岩层的相应特性。为方便起见，将上述3个场地称作A、B、C。

表1-11 利用Madison组和下白垩统对3个场地进行的评估实例

续表

表1-11（b）提供了相关流体特性的评估值。需要注意，在未对咸水密度进行评估之前是不可能计算背景压力的。因此，可以通过迭代方式对咸水密度进行评估，以确保上述两个岩层的评估值一致。下一步是重复评估CO₂的密度ρ₀。采用了相对较大的密度起始值ρ₀＝1 000 kg/m³。随后对该值进行人工缩减，直至利用方程式（1-32）预测的压力与先前计算的背景压力一致为止。

表1-11（c）提供了假定的力学性质以及垂直和水平应力评估值。泊松比、毕奥系数和岩石密度值由Rutqvist等（2007）提供。

表1-11（d）提供了其他假定的灌注压力特性评估。灌注速率以示范场地内假定的CO₂捕获速率为基础。对于这两个地质封存单元而言，孔隙率数据并不适用。因此，假定上述两个地质封存单元的孔隙率值为背景值的10％。岩层可压缩性由Zhou等（2008）提供。可能的设计标准选定为50年，并把典型水井半径考虑为0.1 m。

需要注意的是，假定上述两个地质封存单元具有相同的毕奥系数和泊松比，为此，岩石密度不随深度的改变而发生变化。由于这些计算仅用作示范目的，因此这种假定是适当的。然而，在开展实际方案时仍应谨慎地选择更适当的参数值。利用方程式（1-11）中的积分方程可容易地结合非恒定岩石密度。

表1-11（e）提供了灌注压力及其相关备用参数的评估值。其中，据k＝μ_wT/ρ_wgH计算渗透率。从公式可明显地看出，这些可压缩性参数α均低于30×10^-4，该值远低于Mathias等（2009）近似解所需的有效性极限。然而，下白垩统浅岩层的可压缩性比ε可能变得非常高。因此，相应灌注压力可能被稍微过高评估（Mathias et al.，2009）。在大时间段近似值变得有效的情况下，所有临界时间t_c均低于17天。

表1-11中的最底行参数为总压力与破裂压力比，即（P_b＋P₁）/σ_h。很明显，所有方案均处于推荐的EPA准则（＜90％）范围之内，但Madison组内的场地B除外。在场地B的Madison组岩层单元不合格的原因如下：灌注速率高；该地区内岩层温度低导致CO₂黏滞性增大；岩层厚度较小导致惯性（β值）效应增大。下白垩统灌注压力的评估值远低于Madison组，这主要由较低背景压力引起更低CO₂黏滞性引起。

❺ 资源化二氧化碳地质储存的理念

CO2并不只是一种温室气体，同时还是非常重要的工业原料和基本碳资源。在自然界中，通过绿色植物的光合作用固定CO2是合成有机物质的起始点，也是迄今为止净化CO2的主要途径。当前矛盾的基本点是人类对化石燃料的过度依赖而导致CO2的排放速度超过了其自然净化能力(黄黎明等，2006)。

气态、液态和固态等各种形式的CO2在工业和国民经济各部门中具有广泛的用途。CO2气体在工农业生产中被广泛用作气体肥料、杀菌气、果蔬保鲜剂、发泡剂和惰性气体介质等。超临界CO₂作为一种清洁溶剂可在食品、医药、环保等行业上用于分离、提纯、监测分析等，还可用于提高原油采收率法(EOR)助采石油。固体CO₂，即干冰，在人工降雨、混凝土生产、环境保护等方面应用很广。同时，CO₂逐渐成为在化工合成中的重要原料，随着“原子经济”的概念逐渐深入人心和相关研究的不断深入，CO₂越来越多地被作为有机合成的碳源，例如，由CO₂可以直接合成碳酸二甲酯，而碳酸二甲酯是国际公认的绿色有机溶剂和重要的有机合成中间体。

CO₂的物理应用是指利用它的物理性能，如在啤酒、碳酸饮料中的应用;作为惰性气体用于气体保护焊;作为汽车空调制冷剂、空调保鲜剂;作为干冰及研磨清洗;作为灭火器、喷枪等的压力剂;作为固化硬化剂;利用液体、固体CO₂的冷量用于食品蔬果的冷藏、贮运;果蔬的自然降氧、气调保鲜剂，以及超临界CO₂萃取等行业中。

CO₂的化学应用主要是利用CO₂分子的化学特性，通过化学、光学、电学、生化等转化途径，生产含碳化学品，主要表现在无机和有机精细化学品、高分子材料等的研究应用上，在实现CO₂固定的同时实现了资源化利用。

由于CO₂是碳的最高氧化态，分子结构十分稳定，其标准吉布斯自由能很低。因此，要使其分子活化，需要输入大量能量。目前，CO₂的化学利用主要有三种途径:

1)利用CO₂与碱性或碱土氧化物反应生成碳酸钙、碳酸镁等稳定的化合物，实现CO₂的大规模固定，即所谓的CO₂的矿物固化;

2)生产碳酸钠、碳酸钙、碳酸钾、碳酸氢钾等无机碳酸盐化工品;

3)以CO₂作为碳氧资源，通过重整、加氢、酯化等反应途径，生成合成气、低碳醇、碳酸酯、有机胺等有机化学品，实现CO₂的化学转化与高附加值利用。从目前的技术水平看，CO₂的化学利用可以从一定程度上对地质储存、海洋储存等方法形成有效的补充。

据2009年报道，美国是世界上CO₂最大的生产国和消费国，共有90余套生产装置，其生产能力为745×10⁴t/a，主要来源于合成氨厂、制氢厂、石化厂、乙醇厂、天然气加工厂副产品CO₂的回收。美国最近几年的CO₂消费量约450×10⁴t/a，其中近一半用于食品的冷却、冷藏、研磨和惰化，其次是用于饮料碳酸化，油井、气井操作，碳酸盐、重碳酸盐、青霉素的生产及冷却，灭火剂、气雾剂，焊接、冷收缩装配等方面(肖钢等，2009)。

发达国家的CO₂广泛应用于各个领域，而发展中国家的CO₂大多用在碳酸饮料行业。但即使是CO₂消费量最高的美国，其CO₂年消费量与其大于50×10⁸t的排放量相比，仅占1%左右。目前，CO₂消费市场呈现快速得增长趋势，而原料相对紧缺，回收由人类活动产生的CO₂并进一步拓展其利用领域，不仅可以达到减排CO₂的目的，还能通过副产CO₂降低减排成本。有理由相信，在不远的将来，削减CO₂排放不仅有利于环境保护，还会带来显著的经济效益。

对CO₂回收和利用技术的研究与开发大致经历了3个阶段(黄黎明等，2006)。

1)20世纪80年代前，可视为CO₂的一般性应用技术研发阶段。其特点是主要集中在物理应用方面，化学转化及应用的量很少，且仅局限于尿素、纯碱和碳酸盐等少数工业领域。

2)20世纪80年代以后，可视为以解决全球温室效应为核心的技术开发阶段。随着温室效应对全球环境的影响日益严重，CO₂的捕获与储存技术和提高能源利用效率技术的开发受到了普遍重视。虽然在利用方面仍以物理应用为主，但在应用途径上则大力开拓如超临界态CO₂、提高油气回收率(三次采油)等全新的应用技术。尤其是CO₂应用于驱油的新技术业已受到油气生产企业的充分重视，由于每增产1t原油，CO₂的消耗量高达2.2～6.7t，而成为目前能大规模利用CO₂的主力。

本阶段的另一个特点是将CO₂作为原料利用的碳化工技术开发取得了令人瞩目的进展，如CO₂加氢制甲醇的工艺现已具备了工业化条件。

3)尽管目前CO₂的回收和利用取得了一定的成就，但相对其排放总量而言，是微不足道的。因此，21世纪的战略目标是将CO₂作为新碳源来对待，即通过化学、光学、电学、生物化学等全新的技术将CO₂转化为种种有用物质，或者固定在其他物质上形成新的有用物质或材料。当前各发达国家均已为实现此战略目标制定了长期规划，并加强开发力度。

基于上述，本书使用的“二氧化碳地质储存”一词，意在不将CO₂作为“废物”加以“封存”或“埋存”，而是视为一种资源“储存”于地下，以利于资源化CO₂地质储存研究。

❻ 枯竭油气藏二氧化碳地质封存

一般情况下，油气藏都经过了一定时间的开发，受当时的技术、经济条件限内制，有部分原油不容能被采出，从而丢失了部分开采价值，这些油气藏往往被称之为“枯竭的油气藏”。实现枯竭油气藏CO₂地质封存时，可充分利用已有的油气藏勘探开发资料、井场和油井设备，以节省投资和工程时间。因此，利用枯竭的油气藏封存CO₂可一举两得。

图4-2 CO₂温度-压力相态图

图4-3 CO₂在原油中的溶解度(1)scm为标准立方米

毋庸置疑，“枯竭的油气藏” 是一个相对的概念。在一定开采技术经济条件下，油气藏可能已“枯竭”，不能采出的余留部分，随着技术进步，以及经济和政治因素的变化，如新的提高采收率技术出现、石油价格的上涨和战争等因素，可能使得“枯竭的油气藏” 重新具有开采价值。

CO₂在枯竭油气藏中的地质封存能够增加枯竭油气藏的能量，有利于“枯竭的油气藏” 重新获得开发。同时，CO₂在“枯竭的油气藏” 封存的过程中，必须明确枯竭油气藏的地质模型和CO₂在储层中的运移规律，从而为“枯竭的油气藏” 的重新开发奠定基础。

❼ CO2的扑集和封存(CCS)技术有哪些

碳捕捉和储存技术CCS
12月7日，联合国气候变化大会如期在哥本哈根拉开帷幕，来自192个国家和地区的代表出席了这次峰会。几日下来，大会火药味十足，俨然成吵架大会。

虽然各国的“减排目标”还处于拉锯战中，如何达到这些减排目标将是接下来各国关注的问题，于是，“碳捕捉技术”再次成为媒体关注焦点。

相对于人造火山或是太空反光镜这类不靠谱的科技狂想，二氧化碳捕集封存技术（CCS技术）被认为更能拯救地球。众所周知，人类为防止气候变暖需要节能减排，特别是减少二氧化碳的排放。减排路径有许多，但对于以燃煤为主要能源的国家，减少燃煤使用代价高昂，因此CCS成为重要替代选择，因此对那些不愿改变能源消费结构的国家来说，这有极大吸引力。

国人也许对碳捕获技术稍感陌生，殊不知它“正是当今世界上国际最热门的气候变化领域最前沿、最重大的话题之一，国际政治领袖们无不投以巨大关注”。早在去年年底，央行行长周小川就曾畅谈过“碳捕获”的深意，并认为金融业在这方面大有可为。而根据浙大相关专家的看法，国外许多科研机构早已经从中嗅到了巨大的利益诱惑，并悄悄把目标瞄准了国内碳排技术市场。
原始大气中二氧化碳的浓度非常高，并不适宜人类生存，地球是通过把二氧化碳固化后埋在地下（即成煤成油的过程），从而降低了大气中二氧化碳的浓度，变得适宜人类生存了。现在的情况，正好相反，人类通过开采煤、油，把埋在地下的二氧化碳挖了出来，再排放到大气中，大气的二氧化碳浓度就增加了，随之而来的就是温室效应带来的一系列影响。
这实际是对工业革命，化石能源疯狂利用的一种嘲讽和报复。后工业时代注定要解决工业革命的麻烦。
1850年全球CO2排放量仅为2亿吨，到2005年则增加到259亿吨。这其中，全球化石燃料的消费主要集中在工业、电力和交通运输部门，其CO2排放量约占全球CO2排放总量的63.09%～72.96%。
现在，全球各国首脑希望人类在2050年时，把气温控制在不超过1850年时多2摄氏度。
如何减少大气中的二氧化碳排放量，科学家们已经想了各种办法。
第一步是“碳捕获”。据方梦祥教授介绍，目前国际上比较成熟的是化学吸收法，简单来说就是利用CO2和某种吸收剂之间的化学反应，将CO2气体从烟道气中分离出来，目前科学家已经找到了多种性能优良而环保的吸收剂。还有一种方法叫“膜”分离法，化石燃料燃烧后的烟气在通过膜时被分类处理了，有的会溶解并通过，有的却通不过被“拦截”了。为了提高二氧化碳的减排效率，科学家还发明了一种富氧燃烧法，用纯氧燃烧使得排放的CO2纯度更高。据悉，目前国际上像美、英、挪威包括中国都有一些碳捕捉试验项目，其中碳的捕捉效率可以高达90%。

“捕碳”还不是最难的，而且，“就算是把捕捉到的CO2再利用，拿去生产碳酸饮料，最后CO2还是排到了大气中”，科学家需要把CO2安全而永久地“封存”起来，这种碳捕捉与储存技术被称为CCS（即Carbon
Capture and Storage的缩写）技术。

科学家目前主要的思路是“封到地下”，包括深海存储和地质储存。先说“深海存储”，要知道，海洋是全球最大的CO2贮库，其总贮量是大气的50多倍，在全球碳循环中扮演了重要角色。将CO2进行海洋储存的方式，主要是通过管道或船舶将CO2运送到海洋储存地点，然后将CO2注入海底，在海底的CO2水最后会碳化并保存下来。这个方法也有一定隐患：“CO2是通过船舶用高压打入海底的，万一CO2发生泄漏后果不堪设想，特别是海震时常发生。”

目前科学家认为相对可行的是地质储存，把CO2打入地下1～2千米的盐水层，在这样的深度，压力会将二氧化碳转换成所谓的“超临界流体”，并缓慢固化，就像地下的煤炭石油一样。在这样的状态下，二氧化碳才不容易泄漏。“另外，这片岩体的结构要好，有足够多的空间来容纳二氧化碳，而且具有连续性，面积够大。据预测全球盐水层的储量达到10万亿吨，可以储存1000年。
到现在为止，全球共有三个成功的CCS项目在进行中。美国Weyburn-Midale项目填埋的是北达科他萨斯喀彻温省一座废弃油田的煤炭气化厂产生的二氧化碳。英国石油公司经营的阿尔及利亚萨拉油田项目把从当地生产的天然气中提取的二氧化碳输入地下。挪威大型石油天然气公司国家石油公司也在北海有两处类似的项目。另外，全球有上百个CCS项目正在建设中。

在国内，继北京的华能高碑店项目后，华能石洞口第二电厂碳捕获项目7月份在上海开工，该项目总投资1.5亿元，今年年底将建成，预计年捕获二氧化碳10万吨，并号称是全球最大的燃煤电厂碳捕获项目。

虽然目前CCS技术仍在实验阶段，其技术能否收到预期效果还有待证实，但成本之高已经叫人咋舌。根据麻省理工大学去年发表的一份报告，捕捉每吨二氧化碳并将其加压处理为超临界流体要花费30-50美元，将一吨二氧化碳运送至填埋点埋藏需要花费10-20美元。这也就是说，发电厂每向大气中排放一吨二氧化碳就要支付40-70美元，欧盟现行的碳价格则为8－10欧/吨，这一数字也接近联合国政府间气候变化专门委员会建议的碳价格的中间值。

方梦祥教授也给记者简单算了一笔账：比如，燃烧1吨煤要排放出2吨的CO2，现在的煤价按600元/吨计，加上碳排放增加的600多元，成本增加了一倍，而燃烧1吨煤可以发电300度，摊到每度电上，就是电价增加70%-90%，而如果把生产、运输、销售中增加的碳价格核算到每件商品上，最后就能算出该商品的碳排放价。“如果征收起碳税来，这个数字将是很可观的。”无怪乎，有专家称石油交易之后碳排放交易最具潜力，全球碳排放市场将成为未来最大的市场。

与此同时，各国资本已经开始觊觎这个产业，欧盟委员会已明确表示，欧盟计划直接投资80亿欧元用于CCS领域的技术研发。“这对我们来说，既是挑战也是机遇，现在，国外许多机构早已经瞄准了国内碳排技术市场，像我们浙江大学已经跟欧盟、美国能源部、英国等建立起技术合作关系，其实，我们国内的碳捕捉技术成本相比国外要低廉很多，如果可以抢占一些市场份额还是大有可为的，可惜，目前国内企业很少能有这样的眼光。”方梦祥教授说。（青年时报）
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碳捕获技术简介
目前,主要有四种不同类型的CO2收集与捕获系统:
燃烧后分离(烟气分离)、燃料前分离(富氢燃气路线)、富氧燃烧和工业分离(化学循环燃烧),每种捕获技术的技术特点及其成熟度见下表。
在选择捕获系统时,燃气流中CO2浓度、燃气流压力以及燃料类型(固体还是气体)都是需要考虑的重要因素。

对于大量分散型的CO2排放源是难于实现碳的收集,因此碳捕获的主要目标是像化石燃料电厂、钢铁厂、水泥厂、炼油厂、合成氨厂等CO2的集中排放源。
针对排放的CO2的捕获分离系统主要有3类:燃烧后系统、富氧燃烧系统以及燃烧前系统。
燃烧后系统介绍

燃烧后捕获与分离主要是烟气中CO2与N2的分离。化学溶剂吸收法是当前最好的燃烧后CO2收集法,具有较高的捕集效率和选择性,而能源消耗和收集成本较低。除了化学溶剂吸收法,还有吸附法、膜分离等方法。

化学吸收法是利用碱性溶液与酸性气体之间的可逆化学反应。由于燃煤烟气中不仅含有CO2、N2、O2和H2O,还含有SOx、NOx、尘埃、HCl、HF等污染物。杂质的存在会增加捕获与分离的成本,因此烟气进入吸收塔之前,需要进行预处理,包括水洗冷却、除水、静电除尘、脱硫与脱硝等。

烟气在预处理后,进入吸收塔,吸收塔温度保持在40~60℃,CO2被吸收剂吸收,通常用的溶剂是胺吸收剂(如一乙醇胺MEA)。然后烟气进入一个水洗容器以平衡系统中的水分并除去气体中的溶剂液滴与溶剂蒸汽,之后离开吸收塔。吸收了CO2的富溶剂经由热交换器被抽到再生塔的顶端。吸收剂在温度100~140℃和比大气压略高的压力下得到再生。水蒸汽经过凝结器返回再生塔,而CO2离开再生塔。再生碱溶剂通过热交换器和冷却器后被抽运回吸收塔。
富氧燃烧系统介绍

富氧燃烧系统是用纯氧或富氧代替空气作为化石燃料燃烧的介质。燃烧产物主要是CO2和水蒸气,另外还有多余的氧气以保证燃烧完全,以及燃料中所有组成成分的氧化产物、燃料或泄漏进入系统的空气中的惰性成分等。经过冷却水蒸汽冷凝后,烟气中CO2含量在80%
~98%之间。这样高浓度的CO2经过压缩、干燥和进一步的净化可进入管道进行存储。CO2在高密度超临界下通过管道运输,其中的惰性气体含量需要降低至较低值以避免增加CO2的临界压力而可能造成管道中的两相流,其中的酸性气体成分也需要去除。此外CO2需要经过干燥以防止在管道中出现水凝结和腐蚀,并允许使用常规的炭钢材料。

在富氧燃烧系统中,由于CO2浓度较高,因此捕获分离的成本较低,但是供给的富氧成本较高。目前氧气的生产主要通过空气分离方法,包括使用聚合膜、变压吸附和低温蒸馏。
燃烧前捕获系统介绍
燃烧前捕获系统主要有2个阶段的反应。

首先，化石燃料先同氧气或者蒸汽反应,产生以CO和H2为主的混合气体(称为合成气),其中与蒸汽的反应称为“蒸汽重整”,需在高温下进行;对于液体或气体燃料与O2的反应称为“部分氧化”,而对于固体燃料与氧的反应称为“气化”。待合成气冷却后,再经过蒸汽转化反应,使合成气中的CO转化为CO2,并产生更多的H2。最后,将H2从CO2与H2的混合气中分离,干燥的混合气中CO2的含量可达15%~60%,总压力2~7MPa。CO2从混合气体中分离并捕获和存储,H2被用作燃气联合循环的燃料送入燃气轮机,进行燃气轮机与蒸汽轮机联合循环发电。

这一过程也即考虑碳的捕获和存储的煤气化联合循环发电(IGCC)。从CO2和H2的混合气中分离CO2的方法包括:变压吸附、化学吸收(通过化学反应从混合气中去除CO2,并在减压与加热情况下发生可逆反应,同从燃烧后烟道气中分离CO2类似)、物理吸收(常用于具有高的CO2分压或高的总压的混合气的分离)、膜分离(聚合物膜、陶瓷膜)等。
碳捕捉与封存技术
碳捕获和封存(以下简称CCS)是一种将工业和能源排放源产生的CO2进行收集、运输并安全存储到某处使其长期与大气隔离的过程。CCS主要由捕获、运输、封存三个环节组成。
碳捕获
CO2的捕获，指将CO2从化石燃料燃烧产生的烟气中分离出来,并将其压缩的过程。

对于大量分散型的CO2排放源是难于实现碳的收集,碳捕获的主要目标是化石燃料电厂、钢铁厂、水泥厂、炼油厂、合成氨厂等CO2的集中排放源。目前针对化石燃料电厂的捕获分离系统主要有三种，即燃烧后捕获系统、燃烧前捕获系统和氧化燃料捕获系统。

CO2捕获已经在一些工业应用中采用,马来西亚一家工厂采用化学吸附工艺,每年从燃气电厂的烟道气流中分离出0·2×106t的CO2,用于尿素生产。美国北达科他州煤气化工厂采用物理溶剂工艺,每年从气流中分离出3·3×106t的CO2,用于生产合成天然气,捕获的一部分CO2用于加拿大的强化采油项目。
碳运输

CO2的运输,指将分离并压缩后的CO2通过管道或运输工具运至存储地。第一条长距离的CO2输送管道于20世纪70年代初投入运行。在美国,有超过2,
500公里的CO2输送管道,通过这些管道,每年有大约40×106t的CO2被运输到德克萨斯州用于强化采油。
碳封存
CO2的存储,指将运抵存储地的CO2注入到如地下盐水层、废弃油气田、煤矿等地质结构层或者深海海底或海床以下的地质结构中。
这个过程涉及许多在石油和天然气开采和制造业中研发和普遍应用的技术,如用泵向井下注入CO2,并通过在井底部的凿孔或筛子使CO2进入岩层。

此外CO2回注油田可以提高采油率,在煤层中注入CO2,可以回收煤层气,这个过程也就是通常所说的强化采油(EOR)和强化采煤层气(ECBM)。目前有三个工业规模(大于1×108tCO2/a)的项目在采用这种技术:北海的斯莱普内尔(Sleipner)项目、加拿大的韦本(Weyburn)项目和阿尔及利亚的萨拉赫(Salah)项目。
碳运输技术简介
在CO2运输方面,目前最可行的办法是利用管道输送。

管道是一种已成熟的市场技术,将气态的CO2进行压缩可以提高密度,从而可降低运输成本。也可以利用绝缘罐将液态CO2装在罐车中进行运输。在某些情况下,使用船舶运输CO2从经济角度讲更具有吸引力,尤其是需要长途运输或需将CO2运至海外时,但由于这种情况需求有限,故而目前运输规模较小。在技术上,公路和铁路罐车也是切实可行的方案。然而,除小规模运输之外,这类运输系统与管道和船舶相比则不经济,不大可能用于大规模运输。
目前,美国等国家在管道运输技术方面已很成熟,需要解决的问题是如何降低运输成本。

运输成本主要取决于管道长度和管道直径,而由于捕获(包括压缩)成本非常高,使得运输成本在整个成本中所占比例较低。因此只要捕获和封存成本较低,或为了获得其他一些收益(如提高油田采收率),许多国家不惜长距离运输的高成本远距离输送CO2。
例如美国为提高原油采收率,采用远距离输送高压液态CO2,最长的输送管是绵羊山脉(Sheep
Mountain)运输管道,它将南科罗拉多州的CO2运至得克萨斯的二叠纪盆地,距离为656km。
碳封存技术简介
碳封存是指将捕获、压缩后的CO2运输到指定地点进行长期封存的过程。
目前,主要的封存方式有地质封存、海洋封存和碳酸盐矿石固存等等。另外,一些工业流程也可在生产过程中利用和存储少量被捕获的CO2。

但是,从普通电厂排放、未经处理的烟道气仅含有大约3%~16%的CO2,可压缩性比纯的CO2小得多,而从燃煤电厂出来经过压缩的烟道气中CO2含量也仅为15%,在这样的条件下储存1t
CO2大约需要68m3储存空间。因此,只有把CO2从烟气里分离出来,才能充分有效地对它进行地下处理。

在将CO2封存到地下之后,为了防止CO2泄漏和或迁移,需要密封整个存储空间。因此,选择一个合适的具有良好封闭性能的封存盖层也十分重要,它可以起到一个“盖子”的作用,以确保能把CO2长期地封存在地下。

比较有效的办法是利用常规的地质圈闭构造,它包括气田、油田和含水层,对于前两种,由于他们是人类能源系统基础的一部分,人们已熟悉他们的构造和地质条件,所以利用它们来储存CO2就比较便利和合算;
而含水层由于其非常普遍,因此在储存CO2方面具有非常大的潜力。

根据碳封存地点和方式的不同,可将碳封存方式分为地质封存,海洋封存、碳酸盐矿石固存以及工业利用固存等。其中,每种封存方式又包括不同的具体技术,他们的发展现状见下表。

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碳捕捉与封存技术的发展现状
现在,
CCS技术已受到国际科技和产业界的密切关注。由于其与现有能源系统基础构造的一致性,受能源资源条件限制较小,该技术尤其受到工业化国家的广泛关注与密切重视,美国、欧盟和加拿大等都制定了相应的技术研究规划,开展CCS技术的理论、试验、示范及应用研究。根据国际能源署的统计,截至到目前,全世界共有碳捕获商业项目131个,捕获研发项目42个,地质埋存示范项目20个,地质埋存研发项目61个。其中,比较知名的有挪威Sleipner项目、加拿大Weyburn项目和阿尔及利亚In
Salah项目等。

近年来,欧美国家又开始把火力发电厂排放的CO2作为主要储存对象,开始进行地下储存的实验。2002年11月开始,美国能源部在西维吉尼亚新港口美国电力能源公司(AEP)的山顶电厂开展利用地质学方法存储CO2的研究项目;
2003年2月,欧盟委员会资助的“二氧化碳储存”研究项目在丹麦、德国、挪威与英国开展储存发电厂排放的CO2储层性质的研究;目前,在示范项目方面,全球范围内已有几个250MW规模的IGCC燃煤电厂建成。在CCS实验项目方面,
2004年9月14日在澳大利亚墨尔本召开的世界碳固存领导人论坛上,国际合作推动的10个实验改进技术项目得到确认,与会的国家对碳固存的国际合作均表示出浓厚的兴趣。
以上述已经进行的项目和实验说明,
CCS技术是一项极具潜力的减少CO2排放的前沿技术,该技术有可能在经济发展与环境保护两个方面实现双赢局面。因此,我国也应密切关注CCS技术的研究现状和最新进展,及早开展相关技术研究规划和理论与试验的示范与应用。
案例：

以美国为例，美国于2000年开始由美国能源部主持正式开展CO2封存研究和发展项目,其中将地质封存和海洋封存列为主要研究领域,同时研究陆地生态系统(森林、土壤、植被等)对二氧化碳的隔离作用,并制订了详细的技术路线图,详情见下表

2005年美国已开展了25个CO2地下构造注入、储存与监测的外场试验,并已进入验证阶段。
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我国碳捕集与封存技术发展前景及行动
中国的国情、发展阶段和能源结构决定了碳捕集与封存技术（CCS）是中国应对气候变化的一项重要战略选择，也是全球碳捕集与封存最具潜力的市场；虽然该技术仍处于研发和示范阶段，但国内高校、科研机构和企业已积极行动，取得进展，中国CCS中心筹建的可行性研究也在进行之中；全面认识CCS技术本身及发展中存在的问题，对于中国提高技术研发能力、应对气候变化能力和综合竞争力具有重要意义。
中国应对气候变化的重要选择：碳捕集与封存
《京都议定书》的生效为人类共同应对气候变化提供增添了希望，但通过提高能效、使用可再生能源等来减少二氧化碳排放的技术手段仍比较单一，而以能源驱动的现代社会，化石燃料仍将继续是主要的能源供给，二氧化碳等温室气体的减排面临巨大压力。要实现温室气体浓度稳定在一定水平，还需要采用综合的减排措施，在这样的背景下，IPCC特别推荐碳捕集与封存技术，以期来共同灵活应对温室气体到减排。
所谓二氧化碳的收集与储存，及时收集化石燃料燃烧产生的二氧化碳，并在天然地下储层中长期储存，以减少二氧化碳向大气排放。这项技术手段不但是全球温室气体减排的重要选择，而且是减少大气中二氧化碳浓度的根本措施，能够真正实现能源利用的近零排放。
近年来，中国快速的经济增长对能源的需求日益增加，温室气体排放量已位居世界前列，而中国又是一个深受气候变化影响的发展中国家，极端天气事件频发。目前以煤炭为主的一次能源和以火力发电为主的二次能源结构，使碳捕集与封存在中国应用前景极其广阔，也必将成为中国碳减排和应对气候变化的重要技术选择。
中国CCS：仍处于研发阶段
从20世纪70年代起，我国开始注意二氧化碳提高石油采收率的研究工作。但与国际先进的做法相比，中国的CCS研究与开发还处于前期。二氧化碳捕集只适用于一些二氧化碳纯度高、比较容易捕集的炼油、合成氨、制氢、天然气净化等工业过程。整体看，目前我国的二氧化碳捕集与封存仍处于实验室阶段，而且大都采用燃烧后捕集的方式，工业上的应用也主要是提高采油率。
但是近年来中国在CCS的研究上作了很多工作，从2003年开始中国政府就参加了碳捕集领导人论坛。“973计划”、“863计划”在内的国家重大课题都对CCS进行了研究。此外，华能和神华等大型公司也对CCS进行规划、研究和示范。2008年7月16日，我国首个燃煤电厂二氧化碳捕集示范工程——华能北京热电厂二氧化碳捕集示范工程正式建成投产，标志着二氧化碳气体减排技术首次在我国燃煤发电领域得到应用。
作为发展中国家第一个CCS中心，煤炭信息研究院将与国际能源署合作开展筹建“中国CCS中心”的工作。它将积极推动中国CCS技术的研发与示范、技术转移和信息共享。
CCS面临的现实挑战
虽然CCS作为一种消除温室气体的根本技术途径，具有很大的发展潜力，但它的应用将极大地改变传统的能源生产方式，影响经济成本；对地质结构、海洋生态、人体健康和地球循环系统具有极大不确定性，影响人类生存环境；它的应用还将改变人们现有认知、现存法律法规及政策，影响社会承受度。所以，CCS面临一下问题：
成本太高。目前估计CCS的应用将使发电成本增加大约0.01-0.05美元/千瓦时，并消耗20%以上的能源，这将阻碍CCS的发展。
健康、安全和环境风险。在CCS的应用中，将存在管道运输相关联的风险、地质封存渗漏引发的风险、二氧化碳注入海洋的风险等，这些风险将不可预见地影响人体健康、安全和生态环境。CCS所具有的潜在风险一直是社会难以接受的主要顾虑，也阻碍着CCS的发展。
相关法律与法规的欠缺，没有一个合适的法律框架以推进地质封存的实施，也没有考虑到相关的长期责任。
认识不足、源汇匹配、风险评价与监测等其他问题。目前对CCS的认识存在不足；对捕获、运输和封存技术本身还要深入研究；还要更好地了解和封存地点的主要二氧化碳源的距离并建立捕获、运输和封存的成本曲线；并需要在全球、地区和局部层面上改进对封存能力估算，要更好地了解长期封存、流动和渗漏过程等等。
因此在CCS的发展上，我们要加强与国际合作，积极利用国外的资金和技术，适应中国的经济社会发展现状，进行谨慎部署、推广应用。
国家对CCS技术的发展给予了高度重视，CCS技术作为前沿技术已被列入国家中长期科技发展规划；在国家科技部2007年的《中国应对气候变化科技专项行动》中，CCS技术作为控制温室气体排放和减缓气候变化的技术重点被列入专项行动的四个主要活动领域之一。“十一五”期间，国家“863”计划也对发展CCS技术给予很大支持。2007年6月国家发改委公布的《中国应对气候变化国家方案》中强调重点开发CO2的捕获和封存技术，并加强国际间气候变化技术的研发、应用与转让。

我国与国际社会一起积极开展了CCS技术研究与项目合作。2007年启动了“中欧碳捕获与封存合作行动fCOACH)”，12个欧方机构和8个中方机构参与了COACH行动。2007年11月20日，启动了“燃煤发电二氧化碳低排放英中合作项目”。2008年1月25日，中联煤层气有限责任公司以下简称“中联煤”与加拿大百达门公司、香港环能国际控股公司签署了“深煤层注入/埋藏二氧化碳开采煤层气技术研究”项目合作协议。自2002年以来，中联煤和加拿大阿尔伯达研究院已在山西省沁水盆地南部合作，成功实施了浅部煤层的CO2单井注入试验。中国石油作为肩负经济、政治和社会责任的大型国企．为展现保护环境的良好社会形象，率先在国内开展了利用CCS技术提高油田采收率的研究与应用工作，于2007年4月启动了重大科技专项及资源综合利用研究”。
来自：国际能源网
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我感觉这个东西有点象讹诈。
中国根本没有这方面的原创技术，完全只能靠购买技术和设备来运行，等于帮欧美养了一个大产业，以此维系碳排放企业（尤其是火电企业）苟延残喘。回收利用二氧化碳目前唯一能得到直接经济效益的就是石油企业，能加气驱油。
搞CCS不是长远可行之路，成本太高，而且浪费资源，还不如彻底一点，挥泪斩马谡，老老实实搞新能源！而不是让不可持续的化石能源产业（煤炭石油火电）借尸还魂，挤占可再生能源研发的宝贵资源。

❽ 二氧化碳封存与资源开发相统一的原则

油气藏CO₂地质封存与CO₂提高采收率都需要将CO₂注入油气藏的储层内，两者具有一致性。但因两者的目的不同，特别是油气藏开发本身具有自身的规律与特点，因此，油气藏CO₂地质封存与CO₂提高采收率又具有一定的差异性。

油气藏CO₂地质封存的目的是将大量的CO₂注入油气藏，以减少CO₂向大气环境的排放。CO₂提高采收率的目的是对合适的油气藏，通过注入CO₂将更多的原油或天然气从油气藏中开采出来。前者重点关注CO₂的注入和封存量，希望注入速率快，封存量高；后者重点关注的是提高油气采收率程度，CO₂注入量、注入方式以及注入速率等均要服从提高油气采收率的总体目标。

油气藏是理想的CO₂地质封存地，但不是所有的油气藏均适宜CO₂地质封存。以浅层油气藏为例，虽然具有良好的地质圈闭和储盖层组合，但由于油气藏深度不够，不能保证封存的CO₂为超临界状态，泄漏风险大，故不适宜作为CO₂封存地。另一方面，某些深部油气藏的地质圈闭和储盖层组合以及油气藏深度均适合CO₂地质封存，但不一定适合CO₂驱油（如在原油较重，最小混相压较高，CO₂与油不能混相的情况下）；或CO₂驱油不是最佳的开发选择（如在油气藏渗透率相对较高，水驱或化学驱也能有效采油的情况下等）。

综上所述，在油气藏CO₂地质封存选址的过程中，为保证油气藏CO₂地质封存与油气资源开发利用相统一，必须综合考虑油气藏CO₂地质封存与提高采收率的影响因素，目标油气藏是CO₂提高采收率潜力大，同时适合CO₂封存的油气藏。