不可开采煤层二氧化碳地质储存 区域级预测潜力（E级）评价
由于煤介质具有特殊的双重孔隙结构、吸附性强等物性特征，对CO2具有很强的吸附能力，可将CO2注入深部不可开采煤层储存，同时亦可促进深部煤层气的开采。对于含煤盆地而言，要求不可采的煤层薄、埋藏超过终采线的深部煤层和构造破坏严重的煤层，不仅可提高煤层气采收率，还可以达到减排CO2的目的。
一、不可开采煤层二氧化碳地质储存机理
据周来等(2007)研究，在煤系地层中，普遍存在着因技术原因或经济原因而弃采的煤层，是储存CO2的一个潜在地质场所。当CO2注入这样的煤层后，在煤层的孔隙、裂隙中渗流扩散、吸附，最终以吸附态、游离态赋存于煤层中。煤层对CO2的吸附能力是CH4的2倍以上，根据这一特性，注入煤层的CO2能优先被吸附，使CH4从吸附态置换并转化为游离态，同时，由于CO2的注入，孔隙压力增加，可大大增强煤层气的产出率，提高煤层气采收率，这种方法称之为CO2－ECBM法。
戴尔夫特理工大学的实验表明，在优化的温度与压力条件下，每个吸附的CH4分子可以被至少两个CO2分子所置换。因此，在保持煤层压力的同时，通过注入CO2，可以把煤层中的CH4驱出来(图2－32)。CO2－ECBM的CH4生产流量和总产量比常规方法大(图2－33)。
图2－32CO2－ECBM过程示意图
图2－33CO2－ECBM煤层气生产过程曲线示意图(据Gale.2001)
传统煤层气开采过程中，常采用井中抽水法来减小井内压力，使CH4从原生－次生孔隙界面解吸，形成浓度梯度，再通过次生孔隙系统释放到开采井中。与传统方法相比，CO2注采法与抽水法原理基本相似，但可起到一举两得的效果。此外，对于埋藏过深(地表1500m以下)的煤层气资源，利用常规的煤层气生产技术尚不能达到经济采收，若应用以储存CO2为目的CO2－ECBM法，不仅可以回收这部分煤层气，还可以达到减排CO2的目的。
目前，利用深部不可开采煤层处置CO2技术在国外已经进行了部分试验研究，例如美国在其西南部San Juan盆地建立了全球第一个CO2强化煤层甲烷回收(CO2－ECBM)试验工程(林刚等，1999)。加拿大在Alberta沉积盆地煤层中储存的CO2达到了100×108t(Gentizs，2000)。Hamelinck等(2002)在荷兰Zuid Lim－burg进行了ECBM技术及CO2地质储存现场试验工作，并对Achterhoek等4个煤层气产区的CO2地质储存能力进行了评价，评价结果表明每年有0.54×108t～90×108tCO2可以储存到煤层中去。近年来，Yamazaki等(2006)基于CH4和CO2吸附动力学模型评价了日本煤层处置CO2的潜力，发现北海道岛的煤层处置能力最大，占煤层可处置CO2量的50%，九州岛和Miike－Ariake海的煤层处置能力次之，分别占可处置量的14%和13%。
中国煤层分布广泛，特别是山西、陕西和内蒙古等主要煤层分布区具有封闭条件的深部不可开采煤层占有相当比例，是进行CO2煤层地质储存的良好地带，潜力巨大。然而，深部不可开采煤层CO2地质储存技术在中国才刚刚起步，深部煤层对CO2地质储存潜力评价、规划及管理方面的研究还有待进一步深入。
煤层作为CO2地质储层，具有两方面显著特征:一是在一定温度和压力作用下具有吸附和容纳气体的能力;二是由于煤层是一种典型的双重孔隙结构介质，包含原生孔隙(微孔隙和间孔隙)和次生孔隙(大孔隙和天然裂隙)两大系统，而煤层中大孔隙和裂隙的存在就具有允许气体流动的能力(琚宜文，2003;谢克昌，2002)。因此，孔隙是煤层中CO2的主要储集场所，而裂隙则是沟通孔隙与孔隙以及孔隙与裂隙的纽带，是煤层中CO2运移的通道。
煤层中现有的游离和吸附的煤层气是在煤化作用、构造活动、埋藏演化史中经过多次吸附－解吸、扩散、渗透和运移后，在目前围限条件下动态平衡的产物。煤层气的开发，实质上就是煤层气的解吸动力学过程，就整个煤层气的地面开发而言，可以概括为解吸、扩散和渗透三个连续过程。实际上，CO2在煤层中地质储存过程可以简化为煤层气开采的逆过程，其核心机制是CO2吸附及驱替CH4动力学的过程。因此，不可开采煤层CO2地质储存机理实质上主要是关于CO2在煤层孔隙结构中吸附－解吸的作用机理。
1.煤层的孔隙性及其作用机理
CO2吸附－解吸作用主要发生在煤体的孔隙中。苏联学者И.В.维索茨基(1986)认为，在半径小于1.5nm，即与气体分子具有同一大小级别(气体分子直径从氦0.218nm变化到丙烷的0.49nm)的孔隙中，气体不形成吸附层，仅充满孔隙;吸附最有效的孔隙半径在1.5～100nm之间。压汞试验表明，煤中半径为1.8～50nm的孔隙体积占总孔隙的60%～80%;若加上半径为50～100nm的那部分孔隙，则这个比例就更大，从而使煤具有很大的内表面积。也就是说，煤的绝大部分孔隙都在维索茨基所指的对吸附最有效的孔径范围之内。微孔、比表面积是反映煤层气吸附能力的指标。煤基块与其他多孔固体吸附剂类似，具有较大的比表面积，内表面积可达到100～400m2/g，由此可知，煤对CO2具有巨大的吸附能力。
2.煤层的吸附性及其对二氧化碳的吸附作用
1)煤层的吸附性:煤层的吸附性是煤层一项重要的物性指标，实际上是煤层固体表面与气体表面的一种表面作用，即当气体与煤层接触时，由于煤基质的裂隙和孔隙表面分子与内部分子受力上的差异，存在剩余表面力场，形成表面势能，使得气体分子在煤孔隙壁面上的浓度增大，形成了吸附现象并释放出吸附热。通常情况下，煤中的气体主要以吸附形式存在于煤层中。根据煤层气吸附作用研究结果，吸附的煤层气占煤层气总量的80%～95%(周世宁等，1999)。并且煤层中被吸附的气体分子，只有当其重新获得动能，并足以克服煤体表面引力场的位垒时，才能重新回到气相中变成游离状态。
2)煤层对气体的物理吸附作用:由表面物理化学的理论可知，煤基块表面分子与CH4、CO2和N2分子间的作用力为范德华力，属于物理吸附。目前，红外光谱法在分子水平上研究煤基质表面吸附的微观机理研究已经得到充分利用和长足发展，并进一步证明了煤层对CH4等气体分子的物理吸附作用(陈昌国，1995)。降文萍等(2006)从量子化学的角度计算了煤表面与CH4、CO2分子间的作用能，发现两者在煤表面的吸附都属于物理吸附，且煤表面对CO2分子的吸附势阱远大于对CH4分子吸附势阱，说明CO2在煤表面的吸附更稳定。国外有关研究测得煤对CH4的吸附热是汽化热的1/2～1/3，从而认为煤层中CH4应以物理吸附方式存在，煤对CO2的吸附也与CH4一样，属于物理吸附，说明煤对气体的吸附是无专属性的(Yangetal.，1985)。总之，煤对CH4、CO2和N2等气体属于物理吸附或以物理吸附为主的观点得到了大多数研究者的认同。
3)煤层中多元气体的竞争吸附机制:事实上，煤层中的气相是包括多组分气体的混合物(李小彦等，2002)，诸如CH4、CO2、C2H6、C3H8、N2、H2和H2S等。目前，以CH4、CO2、N2为主的煤层多元气体的吸附机制便成为人们关注的焦点。国内许多学者以模拟实验为基础，探讨了煤分别吸附不同比例的CH4+N2、CH4+CO2以及CH4+CO2+N2多组分气体的吸附特征，得到了混合气体的等温吸附方程和吸附参数，发现了吸附—解吸过程中吸附相和游离相的变化规律。实验结果表明在CH4+N2气体的吸附—解吸过程，吸附相中CH4组分的相对浓度逐渐增加，N2组分的相对浓度逐渐减少。在CO2+CH4二元气体的吸附—解吸过程中，吸附相中CO2组分的相对浓度逐渐增加，CH4组分的相对浓度逐渐减少。实验结果还证实了CO2在与CH4的竞争吸附中占据优势，而N2在与CH4的竞争吸附中处于劣势。注入CO2比注入N2可以更有效地置换或驱替煤层中的CH4，提高煤层CH4的采收率(Juanesetal.，2006;Xuetal.，2006)。这些成果为CO2在深部煤层中的处置及CO2－ECBM技术的应用提供了重要的科学依据。
二、煤层中二氧化碳储存量评价
对煤层CO2储存量进行评价前，首先应基于技术、经济和政策措施(资源保护)来确定适于储存CO2的煤层，在此基础上采用煤层气资源量评价的类似方法评价煤层中的CO2储存量(Whiteetal.，2005)。
煤层中的初始气体量(IGIP)可用下式计算:
中国二氧化碳地质储存地质基础及场地地质评价
式中:A和h分别为煤层的面积和厚度;nc为全煤密度(一般情况下nc≈1.4t/m3);Gc为煤层气含量;fa和fm分别是煤层中煤灰和水分的质量分数。煤层气的吸附容量取决于压力、温度和煤质，可通过Langnuir等温吸附曲线计算得到:
中国二氧化碳地质储存地质基础及场地地质评价
式中:Gcs为饱和情况下的气体含量;P为压力;Vl和Pl分别为Langmuir体积和压力。Vl表示指定温度下煤层的最大气体吸附容量，m3/t。气体吸附容量随着温度的减小和压力的增加而增大。此外煤层的组分、等级、煤灰和水分的含量也会对煤的吸附能力产生复杂的影响，但目前仍无定量研究。
由于煤层对CO2的吸附能力高于CH4等烃类气体，所以在所有煤层气体都被CO2置换的前提下可以使用方程(2－26)和(2－27)来评价煤层的理论CO2储存量。为了将储存量的单位由体积转化为质量，最终的评价结果需要乘以标准状态下CO2的密度1.873kg/m3，有效储存量的评价则类似于煤层气生产中通过初始气体量评价得到可生产气体量(PGIP)的方法:
中国二氧化碳地质储存地质基础及场地地质评价
式中:Rf为采收率，是指可从煤层中生产得到的气体分数;C为完成率，是指开采区内有助于气体生产和CO2储存的煤层厚度总和占总煤层厚度的比例。在CO2储存中，储存率Rs相当于前面提到的Rf，但目前还无野外试验给予定量研究。在前面的研究中假设CH4等烃类气体完全被CO2所置换，但在实际情况下由于它们之间的竞争作用，煤层对CO2吸附容量的减少不可避免。
三、中国深部煤层二氧化碳地质储存可行性及前景
深部煤层CO2地质储存及CO2－ECBM技术的应用，可以带来良性的能源循环机制，把因能源消耗而产生的CO2注入深部不可开采煤层，一是减少了温室气体向大气环境的排放;二是促进了深部煤层气的解吸，增加了CH4的产量。并且，得到CH4燃烧释放出的CO2最少，是一种清洁能源。
深部煤层CO2地质储存有4项基本条件，包括相对均质的煤储层、饱和气煤层埋藏于适当的深度(500～2000m)、位于简单的构造带，且在此处有非常高的渗透性。为了防止储存后CO2的逃逸，CO2－ECBM首先考虑难以开采的深部煤层，这部分煤层的埋深往往超过1500m(于洪观，2005)。
1.中国深部煤层二氧化碳地质储存的主要分布区及储存潜力
1)中国深部煤层CO2地质储存的主要分布区:中国是煤炭资源大国，煤层气资源也非常丰富。据中国煤田地质总局(1998)估算结果，煤层气含量大于4m3/t以上，埋藏深度2000m以浅的中国煤层气总资源量约为14.34×1012m3。其中，煤层气远景储量为13.37×1012m3，占资源总量的93.25%;预测储量为0.9675×1012m3，占资源总量的6.75%。在资源总量中，埋深1500～2000m的资源量约5.08×1012m3，占资源总量的35.44%，这也是深部不可开采煤层储存CO2的主要煤层。中国煤层气资源主要集中于华北聚气区，拥有鄂尔多斯、沁水等大型含煤盆地。其中，陕西、山西和河北等省的煤层气具有资源量大、质量高等特征(张建博等，2000)，据统计，华北聚气区资源量为9.55×1012m3，占全国总资源量的66.63%。因此，华北聚气区深部煤层储存CO2的潜力非常巨大，是进行CO2－ECBM技术开发应用的主要地区。
2)中国深部煤层CO2地质储存潜力:国内许多煤层气学者在充分考虑煤层埋藏地质条件、渗透率、煤层气采收率、CO2/CH4驱替比等控制因素前提下，对中国5大聚气区带，38个含煤盆地，68个聚煤单元CO2地质储存潜力进行了初步评价。评价结果表明，中国埋深小于1500m的CBM煤层可以储存868×108t的CO2;埋深1500～2000m的含CBM煤层可以储存549×108t的CO2，共计可储存1417×108t的CO2，远远超过美国900×108t的CO2储存潜力。其中，华北聚气区的沁水、鄂尔多斯东缘等聚气盆地在埋深小于1500m的煤层所能储存的CO2可达535×108t，而埋深在1500～2000m的煤层储存的CO2可达451×108t，共计可储存986×108t的CO2。在储存大量CO2的同时又可获得丰富的CBM资源，仅华北聚气区就可采出1.51×1012m3，约占ECBM回采量的60%，经济效益非常可观。
若按2000年内中国CO2排放量估算，中国深部煤层应用CO2－ECBM技术，可处置近46年的CO2排放量。因此，利用深部不可开采煤层进行CO2地质储存是一种减少CO2排放量的高效、经济的技术，在中国值得推行。
2.中国深部煤层CO2地质储存应用前景
基于上述，中国深部煤层CO2地质储存潜力巨大，地区分布也十分广泛，尤其是华北地区条件最佳。一方面，华北地区煤炭资源丰富，同时也是富煤层气聚气带，埋深1500～2000m的煤层气资源量占有相当的比例;另一方面，华北东部地区碳源相对集中，利用这些地区的深部煤层处置CO2，可有效解决经济发展与环境保护之间的矛盾，并可提高煤层气产量(刘洪林等，2006)。
区域级预测潜力（E级）评价~
区域级预测潜力（E级）评价以单个沉积盆地为潜力计算单元，数据需求和精度相对最低，该级别潜力评价结果是整个国家内各沉积盆地的总和。
（一）评价单元概化与计算原则
1）该级别以单个沉积盆地为潜力计算单元，仅计算理论储存量，因计算面积相对最大，精度要求相对较低，储、盖层地质结构模型仅为粗略概化。
2）对单个盆地内的不同的储层类型，如深部咸水层、油气田、煤田等分别进行计算。
3）圈绘盆地内深部咸水层时，赋予恰当的比例；储层的孔隙度、盐度、地层压力、温度均取各有效储层的平均值；评价深度范围为800～3500m。
4）将盆地内主要油气田作为单独的评价单元；参数取相应油气田范围内的平均值；评价深度范围为800～3500m。
5）盆地内主要煤田作为单独的评价单元。参数取煤田范围所得的平均值。评价深度范围为800～3500m。
（二）计算方法
1.深部咸水层
如第一章所述，不同储存机理在CO2地质储存过程中具有不同的作用时间尺度（IPCC,2005；江怀友等，2008）。注入深部咸水层中的CO2，在化学反应发生的早期阶段，主要以溶解为主。通常条件下，CO2在咸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（许志刚等，2009）。CO2与地下水中成分发生化学反应并最终以矿物的形式被固定下来，这个过程通常是非常漫长的。同时，考虑可获取参数的难易程度，采用溶解储存机理方法计算深部咸水层CO2地质理论储存潜力。
将溶解储存机理作为深部咸水层E级预测潜力评价的主要内容。溶解储存主要是指CO2溶解到深部咸水层中的地层水中，其储存量可视为原始地层水达到CO2饱和时所能溶解的CO2量，可用式（2-1）计算。
二氧化碳地质储存技术方法概论
式中 为CO2在深部咸水层中溶解储存的理论计算量，106t;A为深部咸水层的面积，km2;H为深部咸水层的平均厚度，m；Φ为深部咸水层岩石的平均孔隙度，％；ρs为地层水被CO：饱和时的平均密度，kg/m3；ρi为初始的地层水的平均密度，kg/m3； 为地层水被CO2饱和时的CO2占地层水中的平均质量分数，％ 为原始CO2占地层水中的平均质量分数，％； 为CO2在地层水溶解度，mol/kg; 为C()2的摩尔质量，取0.044kg/mol。
据Bachu(2003）对加拿大艾伯塔（Alberta）盆地咸水层溶解储存量计算结果，不考虑现状地层水含碳量的情况时，计算值偏大，但误差仅为1.3％。由于收集到的咸水层的水化学资料绝大多数仅限于主要离子，难以确定其含碳量，此处忽略地层水含碳量，可直接利用溶解度计算。
2.油田
区域级预测潜力（E级）主要评价整个国境内，各个沉积盆地中的油气田在未来较长时间内可容纳CO2容量的潜力。因此，首先对评价方法作如下基本假设：即所有油气田在充分开发后成为衰竭的油气田再用于储存CO2，而不考虑现阶段油气田的开发程度。因此对于该级别的储存量计算应用已枯竭油气藏储存量计算方法。计算时假设条件为CO2注入枯竭油藏中直到储层压力恢复到原始储层压力，即油气的采出所让出的空间都用于CO2的储存，计算公式见式（2-2）和（2-3）。
二氧化碳地质储存技术方法概论
或：
二氧化碳地质储存技术方法概论
式中； 为CO2在油藏中理论储存量，106t； 为CO2在油藏条件下的密度，kg/m3;ER为原油的采收率，％;N为原油的储存量，105m3;B。为原油的体积系数，m3/m3;A为油藏面积，km2;h为油藏的厚度，m；Φ为油藏孔隙度，％;Sw为油藏束缚水饱和度，％。
式（2-2）和（2-3）分别适用于不同的数据获取情况。前者适用于已经获得油藏原油储存量数据情况；后者适用于未知油藏原油储存量，但可以通过油藏面积、厚度、孔隙度和束缚水饱和度等参数计算油藏原油储存量。
3.气田
气田的计算原理与油田相似，但由于地表与地层条件下气体状态的不同，存在较大的差异，需考虑地表与地层条件下的压力、温度和气体偏差因子等计算要素。计算公式见式（2-4）。
二氧化碳地质储存技术方法概论
式中； 为CO2在气藏中理论储存量，106t； 为CO2地层条件下的密度，kg/m3;G为原始天然气地质储量，109m3;ERs为天然气的采收率，％;EIG为注入气体分数，量纲为1，理想情况下认为注入为纯CO2，故该值取0;p5为地面条件下的压力，MPa，取标准大气压105Pa;Zs为地面条件下的天然气气体偏差因子，量纲为1;Ts为地面条件下的温度，K，取常温288K(15℃);pr为油藏条件下的压力，MPa;Zr为油藏条件下的天然气气体偏差因子，量纲为1;Tr为油藏条件下的温度，K。
4.煤层
煤层气的存在证明煤可以储存气体达到数百万年。对于未开采的煤层，利用CO2-ECBM 技术开采煤层气，在开发煤层气之后，CO2在煤层中的储存时间可以达到地质时代尺度（Stevens,1999）。一般情况下，煤层气最佳开采深度为300～1500m(ARI,1998）。
利用CO2提高煤层气采收率技术，煤层气田CO2地质储存潜力，即CO2气体已被煤层吸附的情况下，煤层中的理论储存量，可用式（25）计算。
二氧化碳地质储存技术方法概论
式中； 为CO2在不能开采的煤层中的理论储存量，106t； 为CO2在标准条件的密度，t/m3，通常取1.977kg/m3;IGIP为煤层中原始气体（甲烷气体）地质储量，106m3。
5.区域级预测潜力（E级）汇总
（1）各沉积盆地区域级预测潜力（E级）汇总
全国区域级预测潜力（E级）汇总计算公式见式（2-6）。
二氧化碳地质储存技术方法概论
式中 为第i号盆地的地质储量总和； 分别为第i号盆地内深部咸水层、油田、气田和煤田地质储量。
（2）各储层类型E级预测潜力汇总
各储层类型E级预测潜力汇总计算公式见式（2-7）～式（2-10）。
二氧化碳地质储存技术方法概论
式中； 分别为国家范围内深部咸水层、油层、气层、煤层储存介质E级预测潜力总和； 分别为各沉积盆地深部咸水层、油层、气层、煤层储存介质E级预测潜力；i为沉积盆地编号；n为沉积盆地总数。
（3）全国区域级预测潜力（E级）汇总
全国区域级预测潜力（E级）汇总即所计算的主要盆地E级预测潜力之和。由于区域级别的评价精度要求比较低，而且各个盆地之间的联系复杂，不考虑重复计算问题。计算公式见式（2-11）
二氧化碳地质储存技术方法概论
随着经济的快速发展对能源生产和消耗需求的增长，我国的CO2排放总量在21世纪可能达到很高的水平，面临的CO2减排的形势十分严峻。我国是《京都议定书》的签约国。虽然《议定书》中没有规定包括中国在内的发展中国家在2012年前的具体减排量，但无论是从对人类肩负的责任，还是从我国长期可持续和谐发展来考虑，都迫切要求我们超前准备，对温室气体减排和高效利用的基础研究和技术储备予以高度的重视。
CO2捕获与封存（CCS）主要包括3个部分：1.捕获，即收集并浓缩工业和能源所产生的CO2；2.运输，把CO2源处捕获的CO2输运到合适的封存地点；3.封存，把CO2注入地下地质构造中，注入深海，或者通过工业流程使之固化为碳酸盐。目前世界开展CO2地质储存方法，包括注入正在开采的油气田提高油气采收率，以及注入煤层(含注入深部不可采煤层)获得煤田甲烷，主要把经济效益放在首位；而注入已经废弃的油气田，注入地下咸水层，海底储存，注入相关岩体与矿物反应，生成碳酸盐矿物，实现对碳的永久储存等方法，则主要考虑环境效益。
注入CO2以提高原油采收率，是实现温室气体资源化利用与地下封存的有效途径之一。
国内外已有的研究和应用成果表明，油气藏是封闭条件良好的地下储气库，可以实现CO2的长期埋存。实行CO2高效利用与地质埋存相结合的技术思路是缓解环境污染压力、提高石油采收率的有效途径。
目前我国已开发油田的标定采收率为32.2%，仍然有60%以上的地质储量需要采用“三次采油”进行开采，提高采收率有较大的余地。1999年我国提高石油采收率潜力评价结果表明，通过注CO2气体、提高采收率在地质储量中约占13.2%，初步估计有50%适合注CO2气体提高采收率。另外，新发现低渗油藏储量63.2亿吨中，其中50％以目前成熟技术没能有效开发，可通过注CO2气体使得这些新发现低渗油藏得到有效开发。将回收的CO2注入油气藏提高原油采收率，不仅可以长期储存CO2，履行减排义务，而且还可以更好地提高原油和天然气的采收率，取得经济效益。此外，将CO2注入煤层气藏，也会将提高煤层气采收率；将CO2注入盐水层可以长期埋存。CO2高效利用与地质埋存相结合的技术思路已引起我国及世界各国的高度重视，CO2提高石油采收率与地质埋存一体化技术已成为促进CO2排放的发展方向。
相关要点总结：
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汪届答：二氧化碳封存的方法有许多种，一般说来可分为地质封存（Geological Storage）和海洋封存（Ocean Storage）两类。 地质封存一般是将超临界状态（气态及液态的混合体）的CO2注入地质结构中，这些地质结构可以是油田、气田、咸水层、无法开采的煤矿等。IPCC的研究表明，CO2性质稳定，可以在相当长的时间内被封存。...
13829748205：二氧化碳地质封存的意义
汪届答：二氧化碳地质封存是指将产生的二氧化碳气体从大气中捕获，并将其安全地储存在地下岩石层中，以减少其对气候变化的影响。它具有以下重要意义：1. 减少温室气体排放：二氧化碳是主要的温室气体之一，对全球气候变暖起着关键作用。地质封存可以将大量二氧化碳气体永久地隔离在地下，减少其释放到大气中的数量，有助...
13829748205：CO2地质储存机制
汪届答：指出CO2地质储存机制可以分为两大类:物理储存机制和化学储存机制。其中,物理储存机制包括构造地层储存、束缚储存和水动力储存;化学储存机制包括溶解储存和矿化储存等。 1.物理储存机制 物理储存是针对可迁移的CO2气体或超临界CO2流体而言的,主要有以下几种类型。 (1)构造地层储存机制 利用储层上部的圈闭构造阻止CO2在...
13829748205：二氧化碳地质储存环境风险评价
汪届答：综上所述,我国现行相关法律、条例、技术导则及公众调查结果表明,尽管CO2地质储存属环保项目,但CO2泄漏潜在的风险是不可否认的,特别是目前CCS技术在我国还处于研究阶段,CO2地质储存环境风险评价方法尚有待深入研究。 官方服务 官方网站 已赞过 已踩过< 你对这个回答的评价是? 评论 收起 其他...