0 引言
据国际能源署统计，自1750年工业革命以来，大气中CO2浓度快速上升，2021年全球CO2排放量创历史新高，达到363×108 t[1]，大气中CO2平均体积分数增加到414.72×10-6，导致地表平均温度升高超过1.1 ℃，海洋表面水pH值从8.21降至8.10，温室气体效应日益加剧，温室气体减排迫在眉睫[2]。目前全球约有140个政府组织承诺净零碳排放目标，碳中和愿景成为全球共识[3]。政府间气候变化专门委员会（IPCC）认为，与工业化前水平相比，将全球温度升高控制在1.5 ℃以内，防止地球进一步变暖，CO2捕集与封存技术（CCS）是目前最好的工程化路径[4]。国际能源署对碳捕获、利用与封存（CCUS）在全球范围内的潜力进行了评估，预计2060年前全球CCUS部署将达到1 150×108 t，2070年CCUS技术累计减排贡献度达15%，其中93%的捕集CO2需要永久埋存在地下[5]，CO2地质封存以每年4 000×104 t的幅度增长才能满足减排需求，CCUS对未来碳中和目标的实现具有至关重要的作用。
据全球碳捕集与封存研究院统计[6]，截至2022年9月底，全球在运行或规划建设阶段的CCS/CCUS项目超过196个，与2021年同期相比，项目数增长61个，增长率45.2%;年捕集能力达到2.44×108 t，较2021年增长44.0%。CCS/CCUS产业集群化发展趋势也逐步显现，基于输送设施、封存场地等环节的共享，带动区域CCS/CCUS网络快速发展，成为未来发展主流。美国墨西哥湾亿吨级CCUS产业集群、加拿大阿尔伯塔省千万吨级CCUS枢纽、荷兰鹿特丹千万吨级CCS项目纷纷启动;中国石油化工集团有限公司启动华东地区开放式千万吨级CCUS集群项目;中国海油集团有限公司开展千万吨级CCS离岸封存研究;中国石油天然气集团有限公司开展“四大六小”CCUS-EOR项目建设，中国CCS/CCUS产业已步入千万吨级工程示范快速发展阶段[7-8]。
在此背景下，CO2地质封存潜力评价是CCS/CCUS规模化应用的关键。然而，目前的评价方法存在巨大差异。根据需求不同，评价尺度可分为国家级、盆地级、区域级、局部级、场地级5个尺度，评价精度随着尺度的缩小而增加。根据资料获得程度的不同，封存潜力评价可分为理论容量、有效容量、可行容量、匹配容量4个级别，评价方法逐步从概算转为精算，评价精度逐步提升。目前的封存潜力评价方法主要包括体积法、封存机理表征法、压缩系数法、无因次参数分析法、动态模拟法等[9⇓⇓-12]。最为普遍的方法是体积法，碳领导人论坛（CSLF）、美国能源部（DOE）、国际能源署温室气体研究与开发计划机构（IEAGHG）、美国地调局（USGS）等均采用该方法进行评价[13⇓⇓-16]。这类评价方法是借鉴油气行业资源及储量评价方法，主要考虑地质因素进行静态封存量评价，其封存量大小主要取决于有效封存系数，但其取值相差几十甚至数百倍[17⇓⇓-20]，封存潜力评价结果在早期的封存资源评估及规划阶段较为适用，在目前规模化实施阶段存在较大的局限性。
随着中国CCS/CCUS进入规模化工程实施阶段，封存潜力评价的对象不再以盆地尺度为目标，而需要优先以资料详实的含油气盆地内坳陷、区带和层系等有利区为目标，从而确定工程示范目标区;同时要评价安全性、压力约束条件、注入能力、时间依赖性等工程因素，以及经济、政策等经济性因素对封存量的影响。因此，亟待构建含油气盆地地质封存潜力评价方法及可实施的封存潜力评价模型，以满足规模化工程应用的需求。为此，本文提出了适合于含油气盆地特点的碳封存潜力评价方法，为中国双碳战略目标的落地与实践提供理论支撑。
1 含油气盆地CO2封存潜力评价方法
含油气盆地是指地壳上具有统一的地质发展史并已发现油气田的沉积盆地，是油气生成、运移和聚集的基本地质单元。含油气盆地地质资料丰富，地质参数相对详实，封存潜力评价可信度相对较高，同时工程设施完备、经济可行性高，是开展规模化封存实践的首选场所。本文以含油气盆地咸水层为对象，针对规模化工程实施需求，综合考虑地质因素、工程因素、经济因素等3方面限制条件，提出了适合于含油气盆地特点的四尺度、三层级碳封存潜力评价方法。
1.1 地质封存潜力评价尺度划分
根据含油气盆地内部构造单元的划分依据，将CO2地质封存潜力划分为盆地、坳陷、区带、圈闭4个评价尺度（见图1 ）。盆地级别主要是指含油气沉积盆地，中国的主要典型含油气盆地包括松辽、渤海、苏北-南黄海、四川、鄂尔多斯、准噶尔、塔里木、柴达木、东海、珠江口盆地等，孕育着大量的油气及地下咸水资源，是碳捕集、利用与封存项目集群化发展的重点区域。坳陷级别是盆地内一级构造单元，是盆地内沉积最深、沉积岩发育较厚且保持齐全的区域，例如济阳坳陷、东濮坳陷、辽河坳陷、黄骅坳陷等，是CO2规模化地质封存的聚集区域。区带级别为盆地内二级构造单元，指位于同样区域构造部位，具有相似生储盖组合条件，由若干个成因相同的局部构造所组成的构造单元，如长垣、背斜带、单斜带、断裂构造带等，是大型CO2地质封存项目的有利场所。圈闭级别是盆地内三级构造单元，常指盆地中的背斜、向斜、鼻状构造等，是形成油气田的基本构造单元，是CO2地质封存单体项目的实施目标区。多个构造圈闭单元可组成有利封存区带，若干个区带可形成坳陷封存潜力区，数个坳陷可构成盆地封存潜力区。
1.2 地质封存潜力评价分级
含油气盆地咸水层封存潜力可分为理论封存量、工程封存量和经济封存量3个层级（见图2 ），工程的规模化实施对封存场地的安全性和经济性更加注重。
理论封存量评价主要是考虑目标区的沉积环境、构造特征、储集层物性等地质静态参数，计算最大有效封存资源量。由于地质条件存在较大不确定性，可采用蒙特卡洛概率分析或类比加权选取代表性参数值，利用概算法进行评价。该种方法的关键在于通过地震、测井及储集层精细描述等手段降低地质参数的不确定性，进而获得相对落实的封存资源潜力。这一层级的封存量类似于油气田开发过程中的地质储量，是封存潜力评价的理论参考值。
工程封存量评价主要考虑安全性、布井数量等工程实施参数，计算可能的工程封存能力。安全性主要是考虑注入能力及安全封存压力界限等因素，与储/盖层物性及断层封闭性相关。该封存潜力一般属于动态封存潜力，具有时间依赖性。随着时间的延长，动态封存潜力无限趋近于工程最大封存量。其评价方法的核心在于引入单井控制封存量和单井封存控制面积概念，在考虑实际注入能力和封存安全性界限条件下，获得单井控制封存量和部署井数，从而获得目标区实际工程封存能力。该方法需要的地质参数较为详细，主要采用精算法进行评价，适用于具体工程实施前快速评价，为工程方案设计提供参考依据。这一层级的封存量类似于技术可采储量，是理论封存潜力的技术可行性容量，在一定条件下具备工程实施可行性。
经济封存量评价是在工程封存量评价基础上，综合考虑碳价收益、投资及操作成本等因素，计算目标区经济可行的封存能力。其中，碳价收益包括碳交易价格、碳税、碳补贴等潜在碳收益;投资成本包括钻完井成本、管道设施建设等固定投资;操作成本包括压缩注入、产出气回注等成本。经济封存量涉及地质、工程和经济各方面的成本与收益，需要建立技术经济评价模型，结合盈亏平衡原理，对经济界限进行有效评估，为工程实际应用提供经济性分析，以实现封存成本最小化。这一层级的封存量类似于经济可采储量，是在经济可行条件下的部分工程封存潜力，属于优先部署的封存量。
在实际封存潜力评价过程中，对于盆地级、坳陷级两个大尺度级别，一般仅进行理论封存容量评估，可用于区域封存潜力的规划;对于区带级、圈闭级两个中小尺度级别，在地质资料、工程参数、经济条件较为明确条件下，根据需要进行工程封存容量及经济封存容量评价，可用于目标区封存实施的部署安排。上述“四尺度、三层级”潜力评价方法可作为含油气盆地CO2封存容量评估的指导性原则。
2 含油气盆地CO2封存潜力评价模型
含油气盆地三级封存潜力评价方法针对的目标不同，需要考虑各层级封存潜力评价过程中的影响因素进行有效约束，形成含油气盆地CO2分级封存潜力评价方法。
2.1 理论封存量评价模型
含油气盆地地质参数和油气田开发资料相对丰富，咸水层理论封存潜力可采用封存机理方法进行评价，主要包括构造封存、束缚封存、溶解封存、矿化封存4种作用，主要受构造参数、储集层物性、流体性质等因素影响，具体评价方法为：
${{M}_{\text{ps}}}=F\left( {{\omega }_{\text{st}}},{{\omega }_{\text{rs}}},{{\omega }_{\text{ds}}},{{\omega }_{\text{m}}} \right)={{M}_{\text{st}}}+{{M}_{\text{rs}}}+{{M}_{\text{ds}}}+{{M}_{\text{m}}}$
具体而言，对于咸水层CO2构造封存机理，若是开放式水体，构造封存量可由下式计算[9]：
${{M}_{\text{st}}}={{\rho }_{\text{C}{{\text{O}}_{\text{2}}}}}AH\phi \left( 1-{{S}_{\text{irr}}} \right)E$
$E={{E}_{\text{A}}}{{E}_{\text{H}}}{{E}_{\phi }}{{E}_{\text{v}}}{{E}_{\text{d}}}$
对于开放式水体，若封存系数未知，可借鉴美国能源部对北美地区含油气盆地的数值模拟结果[21]（见表1 ）。
表1 不同岩性条件下的封存系数预测[21] |
| 岩性 | 区域尺度/% | 咸水层尺度/% | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| P10 | P50 | P90 | P10 | P50 | P90 | |
| 碎屑岩 | 3.1 | 6.1 | 10.0 | 1.2 | 2.4 | 4.1 |
| 白云岩 | 5.1 | 6.9 | 9.2 | 2.0 | 2.7 | 3.6 |
| 灰岩 | 3.5 | 5.2 | 7.3 | 1.3 | 2.0 | 2.8 |
注：P10，P50，P90为蒙特卡洛方法置信区间 |
对于封闭式水体，CO2构造埋存能力主要取决于地层水、岩石的综合压缩系数，以及地层初始压力和最终压力，则封存系数定义为[10]：
${{E}_{\text{c}}}=\Delta p{{C}_{\text{t}}}$
对应的埋存量表达式为：
${{M}_{\text{st0}}}=AH\phi {{E}_{\text{c}}}{{\rho }_{\text{C}{{\text{O}}_{\text{2}}}}}$
束缚封存主要随着水侵过程进行，原来构造封存自由气被侵入的水圈闭，形成非连续气相而滞留在地层中。这类封存量主要通过排驱/相渗曲线滞后系数计算得到[9]：
${{M}_{\text{rs}}}={{\rho }_{\text{C}{{\text{O}}_{\text{2}}}}}AH\phi \left( 1-{{S}_{\text{irr}}} \right)EC$
$C=\frac{\Delta {{S}_{\text{rg}}}}{{{S}_{\text{gmax}}}}$
溶解封存主要是CO2注入后波及区域地层水中的溶解气量，可由下式计算[9]：
${{M}_{\text{ds}}}=AH\phi \left( 1-{{S}_{\text{g}}} \right){{R}_{\text{w}}}{{\rho }_{\text{C}{{\text{O}}_{\text{2}}}}}$
矿化封存主要是考虑CO2波及范围内的碳酸盐矿物溶蚀，其封存量可由下式计算：
${{M}_{\text{m}}}=\int_{0}^{t}{\left( {{M}_{\text{ca}}}S\ {{r}_{\text{ca}}}{{E}_{\text{v}}}{{M}_{\text{C}{{\text{O}}_{\text{2}}}}} \right)}\text{d}t\approx {{M}_{\text{ca}}}S\ {{r}_{\text{ca}}}{{E}_{\text{v}}}{{M}_{\text{C}{{\text{O}}_{\text{2}}}}}t$
其中：
${{M}_{\text{ca}}}=\sum\limits_{i=1}^{w}{\left[ {{A}_{i}}{{H}_{i}}\left( 1-{{\phi }_{i}} \right){{\rho }_{i}}{{m}_{\text{c,}i}} \right]}$
2.2 工程封存量评价模型
工程封存量是在理论封存量基础上的可工程化实施的有效封存量，其核心是安全性问题，受到注入指数、安全压力界限、注入时间、布井数等影响，其潜力评价方法可由下述函数表示：
${{M}_{\text{pt}}}=F\left( J,{{p}_{\text{f}}},t,n,\cdots \right)$
实际工程实施过程中，需要部署多口井才能对理论封存量进行有效控制。布井的原则是CO2注入过程中储集层压力达到安全封存压力界限时，单井CO2气腔能达到最大扩展范围。在实施多井间部署时，井间CO2气腔最大扩展范围之间不发生相互干扰，且保障CO2气腔扩展面积对目标区全覆盖，实现CO2工程封存量最大化。
为了计算工程封存量，引入单井特征封存量（单井所能获得的封存量）：
${{M}_{\text{u}}}={{A}_{\text{u}}}H\phi {{\rho }_{\text{C}{{\text{O}}_{\text{2}}}}}{{E}_{\text{u}}}$
单井工程封存效率（Eu）表征了CO2注入波及效率、驱替效率等因素的综合影响，可根据数值模拟方法模拟、统计、分析，得出不同类型储集层单井工程封存效率的经验公式，或根据Ravi Ganesh等[22]获得的经验公式进行估算。
${{E}_{\text{u}}}=\beta +\gamma \ln {{N}_{\text{g}}}$
$\beta =1.56\times {{10}^{-1}}-3.90\times {{10}^{-4}}\frac{\text{d}{{f}_{\text{g}}}}{\text{d}{{S}_{\text{g}}}}$
$\gamma =-1.93\times {{10}^{-2}}-8.07\times {{10}^{-6}}\frac{\text{d}{{f}_{\text{g}}}}{\text{d}{{S}_{\text{g}}}}$
β、γ可通过室内实验测定的气水相对渗透率曲线得到：绘制含气率与含气饱和度的关系曲线，确定含气率随含气饱和度的变化率。
允许最大注入速度可通过注入指数及压力增加情况由下式进行计算：
$Q=J\left( {{p}_{\text{f}}}-{{p}_{\text{0}}} \right)$
对于具体项目，注入指数可根据室内实验、数值模拟或工程类比方法进行计算。
$J=0.033{{\text{e}}^{0.2\frac{\text{d}{{f}_{\text{g}}}}{\text{d}{{S}_{\text{g}}}}KH}}$
安全封存界限压力可根据室内实验获得岩石破裂压力、盖层突破压力及断层激活压力中的最小值确定，也可通过储集层允许最大注入压力描述及注入指数经验公式确定[22]：
${{p}_{\max }}=0.9\left\{ {{p}_{\text{s}}}+\int{\left[ \phi {{\rho }_{\text{f}}}+\left( 1-\phi \right){{\rho }_{\text{s}}} \right]{{g}_{z}}\text{d}z} \right\}$
实际单井注入封存量可由下式表示：
${{m}_{\text{u}}}=Qt\left( 1-{{x}_{\text{f}}} \right)$
在单井特征封存量等于实际单井注入封存量条件下，即Mu=mu时，联立（12）、（19）式可获得单井封存控制面积：
${{A}_{\text{u}}}=\frac{Qt\left( 1-{{x}_{\text{f}}} \right)}{H\phi {{\rho }_{\text{C}{{\text{O}}_{\text{2}}}}}{{E}_{\text{u}}}}$
实现目标区域CO2封存全覆盖，部署井数为：
$n=\frac{A}{{{A}_{\text{u}}}}$
实际工程封存过程中的封存量为：
${{M}_{\text{pt}}}={{m}_{\text{u}}}n$
2.3 经济封存量评价
经济封存量是在工程封存量的基础上，考虑碳价收益、投资及操作成本等约束性因素后得到的封存量，可表示为：
${{M}_{\text{em}}}=F\left( {{\omega }_{\text{pr}}},{{\omega }_{\text{iv}}},{{\omega }_{\text{op}}},{{\omega }_{\text{in}}},\cdots \right)$
上述影响因素可简化为碳价收益、固定投资、操作成本3类，引入经济效益目标优化函数[23]：
$f={{M}_{\text{em}}}{{R}_{\text{pr}}}-\left( {{C}_{\text{uw}}}+{{R}_{\text{op}}}{{M}_{\text{iu}}} \right)n$
经济封存量计算公式可表示为：
${{M}_{\text{em}}}=\left( {{M}_{\text{iu}}}-{{M}_{\text{l}}} \right)n$
若不考虑CO2泄漏量，即Ml=0，联立（24）、（25）式，可得：
$f={{M}_{\text{em}}}{{R}_{\text{pr}}}-n{{C}_{\text{uw}}}-{{R}_{\text{op}}}{{M}_{\text{em}}}$
当碳封存效益目标函数f=0时，可获得CO2封存过程中投入与产出达到盈亏平衡时的临界封存量，即CO2临界经济封存量，在该值以下的封存量不具备经济可行性。
${{M}_{\text{emc}}}=\frac{n{{C}_{\text{uw}}}}{{{R}_{\text{pr}}}-{{R}_{\text{op}}}}$
结合（22）式可得到临界经济封存系数，表示临界经济封存量占实际工程封存量的比例：
$\alpha =\frac{{{M}_{\text{emc}}}}{{{M}_{\text{pt}}}}$
经济封存量可表示为：
${{M}_{\text{em}}}={{M}_{\text{pt}}}\left( 1-\alpha \right)$
3 含油气盆地碳封存潜力评价案例
3.1 目标区咸水层物性参数
中国苏北盆地高邮凹陷某咸水储集层埋深2 200 m，面积4.43 km2，厚度480 m，孔隙度24.6%，渗透率356.5×10-3 μm2，储集层温度80 ℃，储集层压力22.3 MPa，地层水矿化度30 g/L，碳酸盐含量10%。具有高孔、高渗、有效厚度大、埋深适中、碳酸盐含量相对较高的特点，经初步筛选，可作为潜力评价目标。
3.2 目标区咸水层分级分类封存潜力
采用上述封存潜力评价方法，计算得咸水储集层不同层级封存量。结果显示：储集层理论封存量为25.93×106 t。其中构造封存量为13.04×106 t，占理论封存量的50.3%;溶解封存量为8.52×106 t，占理论封存量的32.9%;束缚封存量为4.24×106 t，占理论封存量的16.4%;矿化封存量为0.13×106 t，占理论封存量的0.5%。咸水储集层工程封存量为5.44×106 t，仅为理论封存量的21.0%。数据表明，构造封存占主导地位，溶解封存次之，束缚封存再次之，矿化封存量最少。考虑安全和工程可实施性后，工程封存量要远低于理论封存量。
计算经济封存量需要确定碳价收益（可为碳交易价格或避免缴纳的碳税）、单井钻井投资、注入CO2单位操作成本等。目前暂不考虑CO2气源价格和后期的监测成本，国内碳市场交易价格为50~120元/t，可取平均值85元/t。中国东部单口水平井钻井投资约（2 000~3 000）×104元/口，随钻井深度和水平段长度变化。注入CO2单位操作成本参考油田CO2注入费用，约80元/ t。
按照投资和收益成本参数，结合咸水储集层参数特点，计算不同碳价收益条件下的临界经济封存量（见图3 ）。由图可知，随着碳价收益的降低，临界经济碳封存量逐步增大，当碳价收益低于100元/t时，临界经济碳封存量急剧增大。拟合上述曲线，可获得咸水储集层临界经济碳封存量与碳价收益的经验关系式，相关系数R2=0.999 15，相关性良好。
通过（30）式可计算咸水储集层不同碳价收益下的单井临界碳封存量，结合（28）、（29）式即可获得咸水储集层经济碳封存量。碳价收益为85元/t时，仅考虑注入成本，并取临界经济封存系数为0.16，计算得咸水储集层CO2经济封存量为4.57×106 t，仅占理论封存量的17.6%。随着碳价收益的增加，临界经济封存量降低，经济封存量增大。
4 结论
含油气盆地封存潜力可分为盆地级、坳陷级、区带级与圈闭级4个评价尺度;封存潜力评价可分为理论封存量、工程封存量与经济封存量3个层级。
含油气盆地咸水储集层封存潜力评价重点关注工程封存量和经济封存量的评价，工程封存量受注入能力、安全封存压力、布井数量、注入时间影响;经济封存量主要考虑碳价收益、钻井投资及操作成本。
咸水储集层理论封存量中构造封存量占比最大，其次为溶解封存量和束缚封存量，矿化封存量最低;考虑注入性、安全性与经济性条件后，CO2工程封存量和经济封存量与理论封存量相比大幅降低，苏北盆地高邮凹陷工程封存量和经济封存量分别仅为理论封存量的21.0%和17.6%。
符号注释：
A——储集层面积，m2;Au——单井封存控制面积，m2;C——排驱/渗吸相渗曲线CO2滞后系数，无因次;Ct——储集层综合压缩系数，MPa-1;Cuw——单井投资成本，元;E——构造封存系数，无因次;EA——有效面积系数，无因次;Ec——有效压缩封存系数，无因次;Ed——驱替效率，无因次;EH——有效厚度系数，无因次;${{E}_{\phi }}$——有效孔隙系数，无因次;Eu——单井工程封存效率，无因次;Ev——波及系数，无因次;f——经济效益目标优化函数，元;fg——含气率，%;F(x)——函数;gz——重力常数，N/kg;H——储集层厚度，m;i——储集层编号;J——CO2注入指数，kg/（MPa·a）;K——储集层渗透率，10-3 μm2;mc,i——目标区第i号储集层碳酸盐质量分数，%;mu——单井注入封存量，kg;Mca——储集层岩石中碳酸盐矿物质量，kg;${{M}_{\text{C}{{\text{O}}_{\text{2}}}}}$——CO2的摩尔质量，kg/mol;Mem——经济封存量，kg;Memc——临界经济封存量，kg;Memc1——苏北盆地某咸水层临界经济封存量，kg;Miu——单井CO2注入量，kg;Ml——单井CO2泄漏量，kg/口;Mps——理论封存量，kg;Mpt——工程封存量，kg;Mst——构造封存量，kg;Mrs——束缚封存量，kg;Mds——溶解封存量，kg;Mm——矿化封存量，kg;Mst0——压缩作用产生的有效埋存量，kg;Mu——单井特征封存量，kg;n——布井数量;Ng——注气过程中的重力数，无因次;p0——原始地层压力，MPa;pf——封存安全界限压力，MPa;pmax——储集层允许最大注入压力，Pa;ps——地面井口压力，Pa;Δp——CO2注入后储集层压力增加值，MPa;Q——CO2注入速度，kg/a;rca——碳酸盐矿物的溶蚀速率，mol/（m2·a）;Rop——投资及操作成本，元/kg;Rpr——碳价收益，元/kg;Rw——CO2在地层水中溶解度，kg/kg;S——储集层岩石的比表面，m2/kg;Sg——CO2饱和度，%;Sgmax——最大渗吸/排驱含气饱和度，%;Sirr——束缚水饱和度，%;∆Srg——渗吸/排驱束缚气饱和度差值，%;t——注入时间，a;w——储集层数量;x——函数变量;xf——CO2在水中的溶解系数，无因次;z——储集层埋深，m;α——临界经济封存系数，无因次;β、γ——与含气率对含气饱和度导数有关的系数，无因次;ϕ——储集层孔隙度，%;${{\rho }_{\text{C}{{\text{O}}_{\text{2}}}}}$——储集层条件下的CO2密度，kg/m3;ρf——流体密度，kg/m3;ρs——上覆盖层的岩石密度，kg/m3;ρi——目标区各储集层的岩石密度，kg/m3;ωst，ωrs，ωds，ωm——构造、束缚、溶解、矿化相关影响因素;ωpr，ωiv，ωop，ωin——与碳价收益、固定投资、操作成本、注入CO2量等有关的影响因素。