本书聚焦CO2封存利用关键科学问题，系统总结了作者团队近年来在CO2高效安全封存利用领域取得的理论与技术研究成果。全书共10章，围绕封存储层特性、流体物性、多相多组分传质与渗流规律、封存利用技术四个方面，主要阐释了储层孔渗及润湿特性分析新方法，封存过程储层与原生流体、CO2之间的相互作用，地质封存利用流体物性与传质理论，CO2强化采油采气及盐水层封存等封存利用方式所涉及的关键理论和技术，并结合封存案例进行了模拟研究，旨在为我国CO2安全高效封存利用提供系统、实用、扎实的理论和技术基础。 本书主要面向CO2封存利用领域专业人士及CO2减排从业人员，也可以作为地质封存利用相关专业本科生、研究生和科技人员的参考书。

第1章 绪论
　　温室效应导致的全球极端气候和自然灾害严重威胁着人类的生存与发展，减少CO2的大量排放、遏制气候变暖已成为世界各国的共同目标，被Science列为世界亟待解决的125个前沿科学问题之一。我国CO2排放量世界第一，我国的减排行动对全球温室气体排放影响至关重要，为此我国已将实现“双碳”目标作为重大战略决策。CO2封存利用技术是化石能源低碳利用的托底技术，更是实现“双碳”目标的重要途径，推广应用具有极其重要的意义。
　　1.1 碳达峰碳中和战略目标
　　随着全球经济的快速发展和化石能源的大量消耗，CO2排放量逐年增加，导致全球变暖并引发一系列生态环境问题，如气候异常、海平面上升和土地沙漠化等，气候变化已成为人类面临的共同挑战，引起了世界各国的关注[1，2]。2015年，全球主要国家和地区在巴黎气候变化大会上通过了《巴黎协定》，长期目标是将全球平均气温较前工业化时期上升幅度控制在2℃以内，并努力将气温上升幅度限制在1.5℃以内[3，4]。
　　2020年9月22日，习近平主席代表我国在第七十五届联合国大会上宣布：“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。”这是我国履行《巴黎协定》的具体举措，体现了我国推动绿色低碳发展、积极应对全球气候变化的决心和努力[5]。
　　碳达峰是指CO2等温室气体的排放达到*高峰值不再增长；碳中和则是一段时间内，特定组织或整个社会活动产生的CO2通过植树造林、海洋吸收、地质封存等自然、人为手段被吸收和抵消掉，实现人类活动二氧化碳相对“零排放”。2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和，是党中央经过深思熟虑做出的重大战略部署，也是有世界意义的应对气候变化的庄严承诺，事关中华民族永续发展和人类命运共同体的构建。碳中和是一个“三端共同发力”的体系，即“能源供应端”尽可能用非碳能源替代化石能源发电、制氢，构建“新型电力系统或能源供应系统”；“能源消费端”力争在居民生活、交通、工业、农业、建筑等绝大多数领域中，实现电力、氢能、地热、太阳能等非碳能源对化石能源消费的替代；“人为固碳端”通过生态建设、土壤固碳、碳捕集封存等组合工程去除不得不排放的二氧化碳[6]，形成合力实现碳中和目标。
　　1.2 CO2封存利用的重要意义
　　2021年我国化石能源占总能源供给的83.4%，燃烧排放CO2占人类活动排放总量的80%以上。虽然近年来新能源、零碳能源占比有所提高，但能源绿色转型是一个长期过程，目前化石能源仍是保障我国能源安全的“压舱石”，短期内很难摆脱对化石能源的依赖。作为能够实现化石能源大规模减排和低碳利用的技术，CO2捕集、利用与封存技术(carbon dioxide capture utilization and storage，CCUS)不但是我国实现碳中和目标、保障能源安全的战略选择，而且是构建生态文明和实现可持续发展的重要手段[7，8]。CCUS技术是将CO2从大型排放源(发电站、水泥厂和钢铁厂等)通过物理或者化学方式进行捕获，然后利用管道、船舶等方式运输到封存利用地点，并储存到适合的地质结构中，以达到减少CO2排放的目的。CO2封存利用是CCUS技术的主要环节，其中常见的封存地点包括：①废弃的油气田；②CO2开采煤层气、页岩气；③CO2置换天然气、原油；④陆地或海底咸水层封存等[9-11]。
　　CO2地质封存潜力巨大，适合封存的地层结构较多且分布广泛。在实现碳中和目标情景下，依照现在的技术发展预测，到2050年和2060年，需要通过地质封存利用技术实现的减排量分别为6亿～14亿tCO2和10亿～18亿tCO2。从我国源汇匹配的情况看，CCUS技术可提供的减排潜力可以满足实现碳中和目标的需求(6亿～21亿tCO2)[12]。同时CO2利用技术可创造可观的额外经济效益，通过驱替原油、天然气等既可减少CO2排放，又可提高石油、天然气采收率，同步实现油气开采与CO2封存。研究表明，利用CO2进行二次驱替或者三次驱替，*终原油采收率可达61%[13]，利用天然气藏封存CO2可以使天然气产量提高5%～15%[14]。目前世界范围内CO2地质封存示范项目大多数也是采用CO2驱替原油，从而将CO2存储在油田的方式。发展地质封存利用技术不但是我国减少CO2排放、保障能源安全的战略选择，而且是构建生态文明和实现可持续发展的重要手段。
　　1.3 CO2封存储层特性
　　储层特性直接影响CO2封存利用的效果及安全性，实施封存利用需要对储层条件进行分析，从而优选*佳封存场所。在封存利用中，高孔渗储层与结构完好、不渗透盖层形成的储盖组合能够容纳更多的CO2，并且可以阻止CO2持续上移。大量注入储层的CO2汇聚在盖层下方，称为构造封存。在CO2运移过程中，受局部毛细管力的作用，部分CO2会被束缚在储层孔隙内，称为毛细管封存。孔隙度、渗透率和润湿性等储层特性显著影响构造封存与毛细管封存，因此探明储层特性是CO2封存利用的必要条件。
　　1.3.1 储层孔渗特性
　　储层孔隙结构是指岩石所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通关系，具有不连续、非均质和复杂多变的特征。孔隙度是表征储层孔隙特性的重要参数，直接影响封存过程中CO2的封存效率和封存量。储层岩石的渗透性是重要的储层特征参数，表征岩石在一定的压差条件下允许流体(油、气、水)通过的能力，直接影响封存利用过程中CO2流动特性与储层安全。
　　本书介绍了储层的孔隙度和渗透率特性，以及利用核磁共振成像(magnetic resonance image，MRI)技术和X射线电子计算机断层扫描(computed tomography，CT)技术测量孔隙度和渗透率的新方法；详细阐述了基于MRI图像信号强度的平均亮度和阈值分割两种孔隙度计算方法，并在Kozeny-Carman渗透率模型的基础上，将MRI测量得到的孔隙度和比表面积加入模型中进行修正，获得改进的渗透率模型；阐释了储层岩石孔渗特性的分形维数表征方法，提出了基于MRI图像的改进计盒分形维数计算方法，建立岩心孔隙度、渗透率与分形维数的关系式。
　　1.3.2 储层润湿特性与界面张力
　　储层润湿特性是封存利用过程中反映岩石和流体间相互作用的重要参数，决定了CO2在储层内克服毛细管力进入孔隙的能力，对能否高效驱替油或咸水具有重要影响。储层中流体的界面张力直接影响其在岩石孔隙中毛细管力的大小和方向，从而影响流体的渗流特性。因此，储层润湿特性和流体界面张力研究对提高油气采收率及CO2地质封存至关重要。
　　本书介绍了高压、可控温条件下岩石表面接触角和气-液界面张力测量试验系统，通过悬滴法测量在CO2气体氛围下咸水与岩心的接触角及CO2-咸水间的界面张力。接触角测量结果表明，岩心润湿性的改变不仅与温度、压力有关，还与岩心物性参数、绝对渗透率和黏土成分相关，阐释了岩心表面在亚临界到超临界CO2相变区域润湿性改变的原因。获得了封存条件下CO2咸水溶液的界面张力，以及随温度、压力和咸水离子种类、浓度的变化关系，并建立了CO2-咸水界面张力的预测模型。
　　1.3.3 储层内流固微观相互作用
　　封存过程中，除温度、压力外，封存气体组分、地层流体组分、储层固体结构等因素也制约着储层内CO2的动态迁移过程。在多重因素作用下，封存储层内润湿性与流体界面张力等演变规律复杂，储层内CO2-地层流体-固体相互作用机理有待深入探讨。掌握封存储层内气-液-固三相微观相互作用机制，探究润湿性和界面张力关键影响因素及其微观机理，是实现润湿性与界面张力调控、控制储层内CO2动态迁移过程的基础。
　　本书介绍了封存储层内CO2-地层流体-固体微观相互作用，利用分子模拟方法构建不同封存条件下的界面张力模型及不同固体表面官能团结构下的润湿性模型，分析温度、压力、气体组成、储层固体表面结构等对界面张力及润湿性的影响规律，阐明了CO2-咸水-固体体系固-液氢键、固-气吸附等微观作用变化特性，揭示了CO2-地层流体-固体微观相互作用对界面张力及润湿性的影响机制。
　　1.4 CO2混合流体基础物性
　　CO2注入到封存储层后，部分CO2会逐渐溶解于地层流体中，并以溶解态的方式通过扩散或者对流在储层中进行运移，CO2混合流体的密度、相态等基础物性对扩散、对流和运移有着重要影响。封存储层结构各异、气液传质复杂导致CO2-地层水相间传质效率低、相间界面不稳定，从而影响CO2空间展布及安全性，因此探明混合流体密度变化、气液相间传质规律，揭示传质控制机理，是CO2安全高效封存的重要保障。
　　1.4.1 CO2混合流体密度
　　沉积盆地深部咸水层、油藏封存潜力巨大，将CO2注入其中可以实现深度减排。掌握地下CO2-咸水密度的变化规律，是CO2运移特性和封存安全性研究的基础。同样，在CO2驱油过程中，原油溶解CO2后密度发生变化，CO2-油溶液密度对封存利用效果同样十分重要[15]。因此，CO2混合流体密度特性是开展封存利用数值模拟和工程应用的重要参数。
　　本书针对咸水层封存及驱油利用过程中涉及的CO2-咸水、CO2烷烃混合流体的密度特性变化展开论述。CO2-H2O-NaCl溶液的物理性质接近于CO2-地下咸水，通过测量CO2-H2O-NaCl溶液的密度，并分析温度、压力、CO2浓度、NaCl浓度等因素对溶液密度的影响，掌握CO2注入咸水层后密度的变化规律，可以为封存量评价、安全性分析和选址提供理论依据。针对驱油利用过程中的CO2-油溶液密度特性，本书在实验测量基础上，建立了油藏条件下CO2烷烃体系高精度密度模型，系统分析了温度、压力、CO2浓度、烷烃碳数等对CO2混合烷烃溶液密度的影响，并进一步探讨了其对流动特性及封存利用效果的影响规律。
　　1.4.2 CO2流体传质特性
　　封存过程中，注入的CO2与地层流体发生相间传质并形成混溶，主要以扩散、溶解和对流混合传质为主。扩散系数是确定气体溶解能力、溶解速度及*佳驱替速度的关键参数，CO2与地层流体溶解产生的密度差会产生对流混合效应，并进一步促进CO2传质。CO2传质与渗流相互耦合，并受储层结构非均质性、温度、压力等多因素影响，气-液相间传质呈现各向异性特征。传质过程中CO2随着地层流体缓慢迁移，且迁移速率小于气相CO2，降低了CO2泄漏的风险。为了有效评价CO2封存的安全性，需要掌握多孔介质内CO2传质规律及影响因素。
　　本书主要介绍多孔介质内CO2扩散、溶解和对流混合等传质特性；研究了饱和流体岩心内CO2扩散过程，建立储层条件下基于温度-压力的CO2扩散系数模型，探讨了温度、压力、渗透率、咸水浓度等对CO2在咸水中扩散系数的影响规律；进一步研究多孔介质内CO2-咸水相间界面动态演变特性，发展经典传质模型，探讨CO2非平衡传质系数时空分布与演化规律；研究了储层条件下多孔介质内对流混合形成与发展特性，探讨其对CO2溶解传质的影响规律。
　　1.5 CO2封存利用技术
　　CO2封存利用是指通过工程技术手段将从碳排放工业源捕集的CO2直接注入地下800～3500m深度范围内的地质构造中，通过一系列的岩石物理束缚、溶解和矿化作用将CO2封存在地质体中，可用于封存CO2的地质体有咸水层、枯竭油气田、页岩气藏等。当前，全球CO2封存利用技术以CO2驱油和深部咸水层封存*为成熟，驱油工程已安全投入商业运营近50年。截至2020年底，全球目前共有26个正在运行的商业化封存利用项目，合计捕集CO2规模约4000万t/a。深部咸水层封存项目正在逐步从小规模示范向大规模集成过渡[12]。
　　1.5.1 CO2提高石油采收率
　　将CO2注入地下油藏既可以提高原油采收率(CO2 enhanced oil recovery，CO2-EOR)，又可以实

目录
序
前言
第1章　绪论　1
1.1　碳达峰碳中和战略目标　1
1.2　CO2封存利用的重要意义　1
1.3　CO2封存储层特性　2
1.3.1　储层孔渗特性　2
1.3.2　储层润湿特性与界面张力　3
1.3.3　储层内流固微观相互作用　3
1.4　CO2混合流体基础物性　3
1.4.1　CO2混合流体密度　4
1.4.2　CO2流体传质特性　4
1.5　CO2封存利用技术　4
1.5.1　CO2提高石油采收率　5
1.5.2　CO2提高天然气采收率　5
1.5.3　CO2提高页岩气采收率　5
1.5.4　CO2咸水层封存　6
1.6　CO2封存利用发展前沿　6
参考文献　7
第2章　封存利用储层孔渗特性　9
2.1　储层孔渗特性测量方法　9
2.1.1　常规方法　9
2.1.2　MRI方法　10
2.1.3　CT方法　11
2.2　储层孔隙度和渗透率　12
2.2.1　孔隙度分析　12
2.2.2　渗透率模型　19
2.3　孔渗特性分形表征　20
2.3.1　分形维数算法　21
2.3.2　盒维数改进算法　23
2.3.3　岩心孔渗分形分析　26
参考文献　33
第3章　储层润湿性与流体界面张力　35
3.1　润湿性与界面张力分析　35
3.1.1　接触角测量方法　35
3.1.2　界面张力测量方法　36
3.1.3　实验系统介绍　40
3.2　储层润湿性及影响因素　41
3.2.1　润湿性分析　42
3.2.2　润湿性影响因素　42
3.3　界面张力及影响因素　44
3.3.1　界面张力分析　44
3.3.2　界面张力影响因素　46
3.3.3　界面张力模型　51
参考文献　55
第4章　储层内流固微观相互作用　57
4.1　CO2-地层流体-固体作用分析方法　57
4.1.1　界面特性分子动力学模拟方法　57
4.1.2　界面微观参数　58
4.2　储层条件影响机制　60
4.2.1　储层固体表面结构的影响　60
4.2.2　压力与温度的影响　63
4.2.3　盐度与组分的影响　66
4.3　混合气体影响分析　70
4.3.1　模型参数　71
4.3.2　混合气体条件下的界面特性　72
4.3.3　毛细管压力与CO2毛细封存能力　74
参考文献　75
第5章　CO2混合流体密度特性　79
5.1　流体密度测量方法　79
5.1.1　常规方法　79
5.1.2　磁悬浮天平法　79
5.2　CO2-咸水溶液密度　80
5.2.1　CO2-H2O-NaCl溶液密度测量　81
5.2.2　CO2-咸水溶液密度测量　85
5.2.3　CO2-咸水溶液密度模型　87
5.3　CO2-混合烷烃溶液密度　91
5.3.1　CO2-烷烃二元体系　91
5.3.2　CO2-混合烷烃三元体系　95
5.3.3　CO2-烷烃多元体系密度模型　99
参考文献　107
第6章　CO2-咸水多相传质特性　110
6.1　CO2-咸水扩散特性　110
6.1.1　扩散系数测量原理　110
6.1.2　典型工况扩散系数　113
6.1.3　扩散系数影响因素　116
6.2　CO2-咸水溶解特性　118
6.2.1　测量原理与方法　118
6.2.2　气液溶解界面特性　119
6.2.3　非平衡传质特性　123
6.3　CO2-咸水对流混合特性　126
6.3.1　大体积流体对流混合特性　126
6.3.2　储层内对流混合特性　129
6.3.3　对流混合传质特性　132
参考文献　136
第7章　CO2提高石油采收率　138
7.1　CO2-油*小混相压力　138
7.1.1　传统测量方法　138
7.1.2　MRI测量方法　142
7.1.3　CO2与单组分烷烃的*小混相压力　144
7.1.4　CO2与其他组分油的*小混相压力　150
7.2　CO2驱油MRI物理模拟　156
7.2.1　CO2非混相驱　156
7.2.2　CO2混相驱　159
7.3　CO2驱油弥散特性　169
7.3.1　弥散系数分析方法　169
7.3.2　弥散系数影响因素　173
参考文献　177
第8章　CO2提高天然气采收率　180
8.1　CO2-CH4原位驱替特性　180
8.1.1　孔隙结构与孔隙度分布　180
8.1.2　CO2-CH4驱替可视化　183
8.1.3　CO2-CH4原位弥散特性　187
8.2　CO2-CH4表观弥散特性　190
8.2.1　重力效应的影响　191
8.2.2　温度、压力的影响　195
8.2.3　多孔介质粒径的影响　197
8.2.4　杂质气体的影响　198
8.3　CO2驱替CH4模拟　200
8.3.1　气藏储层模型　200
8.3.2　均质气藏驱替　203
8.3.3　非均质气藏驱替　207
参考文献　209
第9章　CO2提高页岩气采收率　211
9.1　气体吸附特性模拟方法　211
9.1.1　吸附特性模型　211
9.1.2　吸附特性关键参数　212
9.2　页岩孔内气体吸附特性　213
9.2.1　纯气体吸附特性　213
9.2.2　混合气体吸附特性　219
9.2.3　吸附选择性　228
9.3　气体吸附模型　229
9.3.1　微观特征参数　229
9.3.2　吸附预测模型　232
9.3.3　典型孔隙内吸附特性　235
参考文献　239
第10章　CO2咸水层封存　243
10.1　封存储层物性及渗流参数　243
10.1.1　渗流可视化分析　244
10.1.2　典型储层物性参数　244
10.2　CO2-咸水多相渗流特性　250
10.2.1　储层特征的影响　250
10.2.2　注入压力与注入流速的影响　254
10.2.3　注入方向的影响　255
10.3　CO2咸水层封存模拟实例　258
10.3.1　控制方程　260
10.3.2　实例分析　261
参考文献　264