2.1.3储层流体性质流体性质，如成分及矿化度、黏度、密度、压力、温度等都是重要参数，它们直接影响了CO2物相、溶解度和分解，这些都影响捕获的效率。比如，咸水层中含盐量高，将导致较低的CO2溶解度。地下咸水矿化度：我国规定矿化度超过1g/L即为咸水;美国地质勘查局按矿化度将咸水分为三类，微咸水：1～3g/L，中度咸水：3～10g/L，高度咸水：10～35g/L。研究[7]建议适于封存CO2的深部咸水的矿化度应大于100g/L，避免破坏地下饮用水源。水动力条件：深部咸水封存达数万年至数十万年，运移极其缓慢，使得更多的CO2在其流到盆地边缘之前与其围岩中矿物反应形成碳酸盐而固定下来，因此极其有利于CO2储存[13]。地层水压力：地层水压力过高，导致注入技术要求提高的同时也增加了安全的风险性。一般的地层水压力相对较低的盆地多发育于大陆内部、靠近稳定大陆板块边缘或位于板块碰撞带的山后地带，这些盆地比较适合CO2存储。推荐地层压力小于静液压。

2.2油气藏油藏可以提供安全的地质圈闭，是CO2封存的首选场地。能够实施CO2封存的油田分为两种：一种则是废弃的油田，利用废弃的原始储油层封存CO2，无附加收益;另一种是正在开采中的油田，即有条件实施CO2-EOR的油田，可以应用注入CO2强化采油相关技术提高石油的采收率，获得额外收益，降低CCS项目成本。

2.2.1废弃油气藏废弃的油气藏一般是指经过三采以后，丧失进行经济开采效益的油气藏。由于废弃的油气藏是既有储层，原有的油气储层已经得到认证，相关参数齐全，油气田开发用的部分气井和地面设施可重复用于地下储气库，因此是进行CO2处置的重点地带。油气田枯竭后注入CO2，亏空体积被CO2替换;无边水或底水侵入，当地层压力恢复到原始压力时停注。在废弃油气藏中埋存CO2，需要在原有围绕油气勘探和开发的研究工作基础上，重新对储层的沉积类型(碎屑岩或碳酸盐岩)、储层的埋深、厚度和三维几何形态和完整性以及储层的物性和非均质性进行评价，从而对CO2存储能力做出客观、翔实的评估。针对废弃的油气藏，除应具备与深部盐水层相似的标准外，需要注意以下几个问题：(1)是否存在强大的蓄水层。在生产油气过程中，由于压力作用下，蓄水层中的水可以进入储层，从而恢复压力，减少储层空间。同理，若经过二次采油或三次采油，空隙已充满水或气体、溶剂，压力很接近原始储层压力，不应考虑用于CO2封存。(2)废弃油气藏的封堵层位及井眼需要重新标示并评估。在湿环境下，CO2会对水泥石产生侵蚀，增加泄漏风险。(3)相应的辅助条件，如开采特征及现状、目前油气层油气水分布情况、油气藏驱动方式等。针对废弃油气藏一个重要的指标就是时间的可行性，也就是废弃的时间。若储层区还在生产，在一个特定的时期内，将不予考虑用于CO2封存。

2.2.2开采中的油气藏在增采过程中使得CO2保存在油气藏中是CO2封存的特殊情况，不是所有的油藏都适合CO2-EOR。除了项目的经济性外，还需要其他额外指标来筛选适宜注入CO2提高采收率的油藏。基于前面的分析以及北美在2007年底100多个CO2-EOR项目的特征，表2可以用来确定油藏是否适用于混相CO2-EOR项目。与CO2-EOR混相驱油项目相比，目前非混相驱油项目很少，研究[18]推荐的适合CO2-EOR非混相驱油的条件如下：(1)储层纵向上渗透率高。(2)储层中大量的原油形成油柱。(3)储层具有可以形成气顶的圈闭构造，储层连通性好。(4)储层中没有导致驱油效率降低的断层和断裂。表3列出了影响非混相驱的主要指标及推荐的最佳取值范围。

2.3不可开采的煤层由于煤炭作为一种自然资源，具有当前及未来潜在的经济价值;只有不经济的煤田方可考虑用作封存CO2。然而，什么是不经济的煤田目前还没有清晰和公认的界定。它会随着经济条件、具体地点等发生改变。煤的经济价值由地质特征决定，如厚度、埋深、煤层的数目、现有技术标准以及经济盈利性等。目前含煤地层中因技术或经济原因而弃采的薄煤层、超过终采线的深部煤层和构造破坏严重的煤层可以考虑用来埋存CO2。比如，在弗雷利(Frailey)等人的研究[19]中，针对美国的伊利诺斯盆地的煤层，认为埋深在152～305m，厚度在0.46～1.1m，以及埋深超过305m，厚度大于1.1m的煤层是不可开采的煤层，可以作为CO2的封存场所。针对封存CO2的煤层以及煤层气采收应满足：煤质等级：一般在相同的深度和压力下，褐煤、次烟煤、烟煤、无烟煤含气量依次增加。考虑到无烟煤的经济价值，因此适宜封存CO2的是烟煤或次烟煤[1,4]。煤层渗透率：煤层渗透率是CO2封存地可行性的决定性因素。为保证注入，渗透率至少需要1mD。煤层深度：浅煤层可进行露天开采，同时考虑到保护地下水资源，因此不适宜封存CO2。然而，随着深度的增加，煤的渗透率减少，因此埋藏不能过深。综合以上考虑，在巴楚(Bachu)的研究中，可用于CO2封存的煤层埋深限制在1000～1500m[20]，沈平平等人推荐煤层埋深在300～1500m[16]，CO2CRC推荐的煤层埋深为800～3500m[4]。埋深取决于煤田沉积历史、压力机制及岩石性能。在已有的示范项目中，用于注入CO2的煤层深度差别很大，如伯灵顿资源(BurlingtonResources)在圣胡安(SanJuan)盆地的阿利森(Allison)示范项目埋深950m[21]，加拿大的示范项目埋深1300m[22]，我国在沁水盆地开展的CO2-ECBM微型先导性试验，试验煤层的深度为472～478m[23]。

含水饱和度：CO2封存之前要对煤层进行脱水，因此含水饱和度低的煤层相对更好。含气饱和度：考虑到替换出来的甲烷具有经济价值，因此含气饱和度高的煤层更有优势。其他指标：除前面的指标外，适宜性评价还应考虑技术性、经济可行性以及政策法规等方面。比如，在煤田中封存CO2需要大量基础设施，包括高密度的注入井和管道布局、以及为收集甲烷需要建设同样高密度的生产井及管道，造成煤层甲烷收集系统的投资费用较高。

3中国建立CO2地质封存选址标准所面临的挑战及相关建议分析上述封存场地筛选标准体系及相关法律框架，主要存在以下两方面不足：第一，缺乏一套国际通用的技术标准。现有筛选标准纷杂，关键筛选指标不统一;对于同一筛选指标，取值往往也有不同。第二，目前的选址标准体系中量化程度不高，一些关键特征例如断裂程度、密闭性等还停留于定性描述，有待进一步完善。目前，我国现有的CO2地质封存还处在示范阶段，缺少明确的、量化的场地选择标准和场地勘察技术。另外，我国本身的地质和构造特别复杂，无法简单套用国外已有的选址标准。因此亟待建立一套与国际通用技术标准接轨的CO2封存选址标准，同时又充分考虑在中国实际封存过程中的适用性。中国建立CO2地质封存选址标准，还存在着技术成熟度不高、成本昂贵、行业标准和法律框架尚未健全、公众接受程度不高等诸多问题和障碍。技术问题：在注入及封存过程中CO2和矿物、原位液体之间的相互作用;非均质性的影响，特别是垂直地层分层;超临界CO2长期封存过程的动态行为建模与仿真;监测技术(油田，跨井以及井眼的监测);泄露的应急补救等课题还有待进一步研究。经济挑战：发展基础设施，尽量减少具有不同生命周期的项目的CO2交货成本;进一步深入全局性的源汇匹配研究。

行业标准：场地勘测与选择、风险评估与控制、环境监测等，缺乏统一的标准;法律框架：目前国内与CO2地质封存相关的法律法规还未建立。因此亟待制定一整套与之相适应的、各方责任明确、审核流程严谨、监管机制完善的标准规范，做到有法可依，从而有助于降低CCS项目潜在的对环境和人体健康的威胁。公众接受：当前国内公众对CCS技术知之甚少。而公众对CCS的认可与支持极其重要，本身就是重要的选址标准。因此必须建立执行有效的沟通策略，改善公众对CCS风险的认识，提升公众对CO2地质封存的支持。在这些问题面前，政府可以学习发达国家在CO2地质封存研究项目中积累的先进经验，借鉴国际上目前已颁布的CO2地质封存的指导书及法律法规，加大科研投资力度，对技术发展加以扶持，及早确定应用于CO2地质封存的相关技术、设施和政策法规，有助于推动CO2地质封存技术在中国的开展。主要的工作包括：(1)加大科研投入，解决CO2地质封存中的关键技术性问题。(2)制订与国际通用技术标准接轨的CO2地质封存的标准体系，如CO2封存场址的确定、风险评估、监测准则、长期核查机制等，为我国开展CO2地质储存工程提供技术依据。(3)系统调研、评估我国潜在的CO2地质封存场地，包括深部咸水层、煤层和废弃的油气藏。收集选址需要的信息，包括地质构造、水文地质、工程特性、地球化学、地质力学等。建立关于CO2排放源、潜在储存场地、相关基础设施等在内的地理信息数据库。(4)加大对公众的CCS宣传力度，信息透明，增进公众对CO2封存的了解与认可。(5)参考先进国家的立法模式与经验，逐步建立适用的法律法规，为推行CO2封存项目商业化提供基础架构。(6)加快研究配套政策。研究CO2地质封存项目申请与核准、环境影响评估、场地关闭条件、事故应急处理等专门程序，为CO2地质封存的大规模实施做好铺垫。

精品学习网 化学论文栏目