地下二氧化碳储存的概念

目前提出的二氧化碳地下储存地点的主要概念分为四类:天然和人造洞穴，未使用的多孔和可渗透储层岩石枯竭的油气田，以及煤层．

实际上，储存在洞穴和矿井中并不能对温室效应产生重大影响。大多数矿井都不能防漏，特别是在比大气压大得多的压力下。大多数废弃的矿井会逐渐充满水，矿井内的气体最终会被排出。防漏地雷还有其他用途，例如，储存文件，天然气还有化学废料。溶蚀盐洞也不适合，因为岩盐是一种延展性物质，在地球地下的地应力作用下会蠕变和破裂，因此它们长期不稳定。

4.8.1在多孔、渗透性储层中的储存

二氧化碳可以储存在地质结构用二氧化碳填充岩石的晶间孔隙空间。这就是石油、天然气和二氧化碳在自然界地下发生的方式。多孔性和渗透性沉积岩(称为储层岩)通常出现在被称为沉积盆地的主要堆积中，其厚度可达几公里，覆盖面积可达数千平方公里。然而，虽然沉积盆地非常普遍，但并不是世界上每个国家都有。并不是所有的沉积盆地都适合储存二氧化碳。

地下压力-温度条件

许多沉积盆地的平均温度在地表或海床以下1公里处升高了约25-30°C热流从从地球的内部到外部。然而，这种地热条件有相当大的变化，无论是在盆地内部还是在世界范围内的盆地之间。

在地下，压力也会向下增加。沉积岩孔隙空间中的压力通常接近静水压力，即由高度与孔隙空间深度相等的水柱(通常是盐水)所产生的压力。这是因为孔隙空间主要充满了水，尽管曲折，但与地面或海水相连。然而，在孔隙空间不与表面连接或不与表面平衡的条件下，压力可能大于流体静力。压力不足也可能存在，要么是自然的，要么是从储层岩石中抽取流体(如石油和天然气)的结果。

地下CO2的物理性质

二氧化碳的物理性质决定了它可以储存在地下的密度[5,6]。它们也是相关的，因为大体积变化与二氧化碳相变有关。

当二氧化碳注入地下时，根据精确的地热条件和压力[30](图1)，在大约500米到1000米的深度，其密度急剧增加，体积相应减少。这与从气体到超临界流体的相变有关。因此，二氧化碳在地下所占的空间要比在地表少得多。在700公斤/立方米的密度下，一吨二氧化碳占用1.43立方米，如果孔隙空间中80%的水可以被排开，则占用30%孔隙率的岩石不到6立方米。在0°C和1个大气压下，一吨二氧化碳占509立方米。

在浅层储层岩石中储存大量的二氧化碳是不现实的，因为那里的物理条件浅深地下意味着相对小质量的二氧化碳将占据相对大体积的孔隙空间。此外，浅层储层岩石通常还有一个更重要的用途——地下水供应。

900 800 700 600 500 400 300 200 100 0

900 800 700 600 500 400 300 200 100 0

密度@ 20C/km密度@ 25C/km密度@ 30C/km密度@ 35C/km

500 1000 1500 2000 2500 3000 3500深度(米)

密度@ 20C/km密度@ 25C/km密度@ 30C/km密度@ 35C/km

500 1000 1500 2000 2500 3000 3500深度(米)

图1所示。假设流体静力梯度和表面温度为10°C，在地温梯度和CO2存储深度范围内的CO2密度

4.8.2地下储层岩石的储存原理

CO2可以通过一口或几口井注入储层岩石孔隙中。二氧化碳渗透到岩石中，取代了原本在孔隙空间中的一些流体(通常是盐水)。为了实现原生孔隙流体的注入和驱替，注入压力必须大于孔隙流体压力。如果岩石的渗透率较低或岩石内部存在流体流动障碍(例如将储层分隔开来的断层)，注注可能会导致孔隙空间压力显著增加，特别是在注注井周围[92]。这可能会限制二氧化碳注入岩石的数量和注入速度。例如，在阿尔伯塔，最大允许注入压力为油藏顶部[58]裂缝压力的90%。这一因素可能导致严重分区的储层不适合注入二氧化碳。

一旦注入储层岩石，运移和圈闭过程就开始了。注入的二氧化碳具有浮力，并向储层顶部迁移，直到到达盖层。部分CO2可能滞留在储层内部渗透率屏障形成的圈闭中，这也使得CO2在储层中的运移路径更加曲折。储层顶部的盖层保留了二氧化碳。盖层可以分为两类:本质上不透水的地层，如厚岩盐层(称为水层)和低渗透性的地层，如页岩和泥岩，称为水层，流体可以在其中流动，尽管非常缓慢。均质盖层(或密封圈)的有效性主要取决于它们的毛细管进入压力，这本质上是连接岩石内部孔隙和试图进入岩石的流体的孔喉大小的函数。然而，在实际情况下，它们也可能包含可能导致泄漏的故障或裂缝。文献[90]给出了评估油气系统中盖层不完全密封风险的方法。

如果储层足够大，可能就没有必要将二氧化碳注入一个类似于油田或气田的大型封闭结构中，以确保其长期安全稳定。当二氧化碳被注入相对平坦的地下储层并上升到顶部时，它将被困在盖层下方的任何小圆顶或其他封闭结构中。一旦其中一个建筑满了，二氧化碳就会从它溢出，沿着迁移路径迁移到下一个这样的建筑，并填满它。因此，当二氧化碳在储层内迁移时，它可能会被划分为许多小封闭的许多小池。

随着时间的推移，由于二氧化碳溶解到储层岩石孔隙空间中的接触水中，这些积累很可能会枯竭。此外，CO2会被孔隙中的毛细力捕获，并在储层内的运移过程中吸附在颗粒表面。迁移路径上的“残留”CO2饱和度可能在5-30%[30]左右。二氧化碳在水中的溶解度取决于温度、压力和盐度。对于典型的地下条件，在600 M深度以下的1m盐水中，CO2的溶解度约为41-48 kg/m3。盐度增加到4 M，最大溶解度降低到24-29 kg m3[30]左右。在盐度为3%的典型储层条件下，溶解度在47 ~ 51 kg/m3之间变化，对应的游离CO2体积为孔隙体积的6.7 ~ 7.3%[61]。因此，如果大部分地层水被二氧化碳饱和，这可能是一种非常重要的储存机制——实现这一目标的挑战在于。

溶解速率取决于注入储层后二氧化碳与地层水的混合情况。一旦CO2聚集在储层内达到一个稳定的位置，如果是一个薄而广泛的聚集，具有较高的表面积与体积比，CO2向水中扩散将更快[24,30]。然而，对于许多储集层来说，溶解可能是缓慢的，在典型的注入情景[5]中，溶解时间为几千年，除非储层内流体流动引起某种形式的活跃混合[61]。即便如此，如果向一个非常大的储层注入相对少量的二氧化碳，一系列小型陷阱和二氧化碳溶解到地层水中的组合意味着它不太可能到达储层的边缘，即使没有主要的结构来捕获它[例如62]。这就是来自Sleipner West气田的二氧化碳被储存在Utsira Sand中的情况[101]。

在其他情况下，CO2可能会被水动力捕获[7,8,68]。一旦超出注入井的影响半径，CO2将与储层岩石内的自然流体流动方向相同。如果它是储层内的自由气体，它将比盐水(原生孔隙流体)迁移得更快，因为它的粘性较小。然而，如果它被溶解，它将以油藏岩石中自然流体流动的速率(通常非常低)迁移。如果CO2的迁移非常缓慢，而注入点距离储层边缘的距离非常大，那么CO2可能在数百万年内都无法到达储层边缘。一些CO2也可能通过与地层水或储层岩石发生化学反应而被截留(后者只会在很长一段时间内发生)，其数量取决于孔隙水化学性质、岩石矿物学和运移路径的长度[24,35,36,82]。

因此，从长远来看，五个主要机制的相互作用将决定储层中二氧化碳的命运。这些措施包括:圈闭中的固定作用，CO2运移路径上剩余饱和的固定作用，溶解到周围地层水中，与地层水或组成岩石骨架的矿物发生地球化学反应，如果密封不完美，则从地质储层中运移出去。如果对人类、自然环境或其他资源(如地下水)没有不利影响，且超过规定的储存期限，CO2从储存库逸出可能并不一定重要。

在特定项目或特定储层中注入的二氧化碳量受到可能发生的不良影响的限制。其中一些可能在短期内很重要，另一些可能在更长的时间内发生，这是注入的二氧化碳迁移的结果。它们包括:油藏压力不可接受的上升，地下利用的冲突(例如，与煤矿开采或石油和天然气开采的无意相互作用)，污染饮用水通过盐水/淡水界面的位移，二氧化碳或二氧化碳夹带物质(如碳氢化合物)污染饮用水，二氧化碳逸出到储层岩石的露头，以及通过盖层岩层的未知迁移路径逸出二氧化碳。

4.8.3 Sleipner West气田的CO2储存

Sleipner West气田[19,56]位于北海中心，距离陆地约200公里。Sleipner West天然气储层为断裂型，不同断块内具有不同的压力状态和流体性质。储层中的天然气(主要是甲烷)含有4%至9.5%的二氧化碳。为了使天然气达到销售质量，二氧化碳的含量必须减少到2.5%或更少。为了根据Troll天然气销售协议出口天然气，主要通过Zeepipe出口管道到Zeebrugge，该管道经过Sleipner，该作业在海上进行。天然气通过从井口平台(Sleipner B)钻出的18口生产井生产，然后输送到位于Sleipner a主平台旁边的工艺和处理平台(Sleipner T)，并通过桥连接到主平台(图2和图3)。

每年从天然气中分离出约1 × 106吨二氧化碳。这相当于挪威二氧化碳排放总量的3%。挪威国家石油公司和合作伙伴决定不将这些二氧化碳排放到大气中

图2所示。北海的Sleipner T二氧化碳处理平台(左)和Sleipner A平台(右)(由Statoil提供)

图3所示。Sleipner CO2注入设施示意图(由Statoil提供)

储存在乌瑟拉的地下沙子。这是一个大约150-200米厚的砂岩储层，深度在800 - 1000米之间。

在注入地点，盖层由两部分组成:首先是由超过100米的页岩组成的较低沉积单元，即直接覆盖在储层上的所谓“页岩褶皱”，其次是页岩褶皱之上的其余地层，这部分岩层似乎也是凹陷的

图4所示。Sleipner West油田Utsira砂中储存的二氧化碳的详细延时地震图像。1996年的图像是二氧化碳注入前的图像。1999年至2002年的图像显示，Utsira沙中储存的二氧化碳量不断增加。二氧化碳成像为明亮的反射，对应于砂岩储层内薄页岩层下积累的高二氧化碳饱和度的沙层(由CO2STORE合作伙伴和Andy Chadwick提供)

图4所示。Sleipner West油田Utsira砂中储存的二氧化碳的详细延时地震图像。1996年的图像是二氧化碳注入前的图像。1999年至2002年的图像显示，Utsira沙中储存的二氧化碳量不断增加。二氧化碳成像为明亮的反射，对应于砂岩储层内薄页岩层下积累的高二氧化碳饱和度的沙层(由CO2STORE合作伙伴和Andy Chadwick提供)

主要由泥岩或粉砂质泥岩组成。这些地层有效地防止了二氧化碳泄漏回海床，从而进入大气。

二氧化碳注入于1996年8月开始，并将持续该油田的生命周期(估计约为20年)。每减少一吨二氧化碳的额外成本约为15美元。

由欧盟、工业界和各国政府联合资助的一个示范项目(简称SACS)及其后续项目(简称CO2STORE)目前正在评估地下处置作业的地质方面[2,3,12,20,64,74]。这包括评估Utsira储层的容量、存储特性和性能，模拟二氧化碳在储层内的迁移，并使用延时地震技术监测二氧化碳的地下扩散。从图4可以清楚地看出，地下情况得到了很好的成像;二氧化碳目前被困在注入点上方和周围的储层中。它已经到达了盖层的底部，并在盖层下水平移动。目前正在进行地震和储层建模，以进一步量化和限制二氧化碳在地下的分布，并预测其未来的行为。

Utsira组似乎是二氧化碳的绝佳储存库。它本质上是一个无限的含水层;流体正在从注入点上方的孔隙空间被排出，而井口的压力没有显著增加。

4.8.4废弃油气田储存

油气田是浮力流体的天然地下圈闭。在许多情况下，有地质证据表明，石油或天然气已被困在其中数十万年或数百万年。在这种情况下，在地质短期内(几百年到几千年)它们不会泄漏，前提是人类对它们的开采没有破坏圈闭，并且盖层没有受到二氧化碳注入的不利影响。

二氧化碳在枯竭油田中被广泛用于提高石油采收率[91]，因此在这些油田中隔离二氧化碳并同时提高石油产量是可能的[例如9,17,48]。生产更多的石油抵消成本的二氧化碳封存．在一个合适的油田中，每注入一吨二氧化碳大约可以生产2.5至3.3桶石油。

EOR项目中使用的一些二氧化碳是人为的;例如，在Enca-na位于萨斯喀彻温省的Weyburn油田，使用了来自北达科他州煤气化厂的人为CO2[96,97]。将从二氧化碳封存的角度来监测这一二氧化碳泛滥的进程。该项目预计将永久封存约1800万吨二氧化碳。科罗拉多州的Rangely EOR项目也进行了监测，以确定二氧化碳是否从油藏泄漏到地面。提高采收率的机会还有很多，特别是如果近期油价持续上涨的话。毫无疑问，世界上许多主要的陆上产油省份(如中东)都有巨大的潜力，北海等近海地区也可能有潜力[16,31]。

这些项目中封存的少量CO2表明，提高采收率必须大规模实施，才能对全球大气CO2排放产生重大影响[88]。

当从气田生产天然气时，只需打开生产井，让压力消耗掉，通常不需要注入任何液体来维持压力。因此，根据水流入组成气藏的孔隙度的速率，可能会有大量压力枯竭的孔隙空间可用来储存二氧化碳。在许多情况下，很少或根本没有水流入气藏。因此，在地下储存与所产生的气体在地下的体积相等的二氧化碳是可能的。此外，在油田生命周期接近尾声时，注入二氧化碳也有可能提高天然气产量。

继续阅读:全球油气田和含盐水储层的二氧化碳地质储量是多少

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