中国盐穴大规模储存二氧化碳——运行、安全与潜力评估

工程（英文） ›› 2024, Vol. 40 ›› Issue (9) : 243 -264. DOI: 10.1016/j.eng.2024.06.013

研究论文

刘伟 ^a ,
张雄 ^a ,
万继方 ^b^,^* ,
杨春和 ^c ,
姜亮亮 ^d^,^* ,
陈掌星 ^d^,^e ,
Maria Jose Jurado ^f ,
施锡林 ^c ,
姜德义 ^a ,
纪文栋 ^b ,
李启航 ^a

作者信息 +

Engineering

Wei Liu ^a^,^# ,
Xiong Zhang ^a^,^# ,
Jifang Wan ^b^,^* ,
Chunhe Yang ^c ,
Liangliang Jiang ^d^,^* ,
Zhangxin Chen ^d^,^e ,
Maria Jose Jurado ^f ,
Xilin Shi ^c ,
Deyi Jiang ^a ,
Wendong Ji ^b ,
Qihang Li ^a

Author information +

^aState Key Laboratory of Coal Mine Disaster Dynamics and Control, Chongqing University, Chongqing 400044, China

^bChina Energy Digital Technology Group Co. Ltd., Beijing 100044, China

^cInstitute of Rock and Soil Mechanics, Chinese Academy of Sciences, Wuhan 430064, China

^dDepartment of Chemical and Petroleum Engineering, University of Calgary, Calgary, AB T2N 1N4, Canada

^eEastern Institute of Technology, Ningbo 315200, China

^fGeosciences Barcelona CSIC, Spanish National Research Council, Barcelona 08028, Spain

^aState Key Laboratory of Coal Mine Disaster Dynamics and Control, Chongqing University, Chongqing 400044, China

^bChina Energy Digital Technology Group Co. Ltd., Beijing 100044, China

^cInstitute of Rock and Soil Mechanics, Chinese Academy of Sciences, Wuhan 430064, China

^dDepartment of Chemical and Petroleum Engineering, University of Calgary, Calgary, AB T2N 1N4, Canada

^eEastern Institute of Technology, Ningbo 315200, China

^fGeosciences Barcelona CSIC, Spanish National Research Council, Barcelona 08028, Spain

E⁃mail addresses:wanjifang@126.com (J. Wan), jial@ucalgary.ca (L. Jiang).

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Received	Accepted	Published
2023-11-29	2024-06-17
Issue Date
2024-11-11

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摘要

地下盐穴二氧化碳（CO₂）储存（SCCS）既能大量储存CO₂和促进CO₂资源利用，又能有助于碳市场监管。与传统的碳捕集、利用与封存（CCUS）项目相比，SCCS的经济和运行优势使其成为更具成本效益与灵活性的选择。尽管盐穴广泛用于储存各种物质，但SCCS和传统盐穴储能在气密性、碳注入、采卤控制、长期储碳稳定性和选址标准方面存在差异。这些区别源于CO₂独特的相变特性和SCCS的应用场景。因此，对SCCS进行有针对性和前瞻性的科学研究势在必行。本文介绍了SCCS的实施原则和应用场景，并强调了其与碳排放、碳利用和可再生能源调峰的关系，深入研究了SCCS与其他CCUS方法相比的操作特点和经济优势，并解决了相关的科学挑战。本文建立了考虑CO₂相变特性的注碳和采卤压力方程，分析了注碳过程中的压力演化。通过比较CO₂和其他气体的黏度，展示了SCCS优异的密封性。在此基础上，提出了SCCS长期稳定性评估模型和相关指标，分析了注碳速度和最低运行压力等对长期稳定性的影响，并提出了确保稳定性的现场对策。建立了SCCS的选址标准，初步确定了中国适合SCCS的盐矿选址，初步估计，仅利用20%~30%的废弃盐穴，中国可实现的盐穴储碳规模超过5180万~7770万吨。本文阐述了SCCS面临的主要科学和工程挑战，确定了关键技术参数，如运行压力、埋深和储存规模，可以为在中国实施SCCS项目提供必要的指导。

Abstract

Underground salt cavern CO₂ storage (SCCS) offers the dual benefits of enabling extensive CO₂ storage and facilitating the utilization of CO₂ resources while contributing the regulation of the carbon market. Its economic and operational advantages over traditional carbon capture, utilization, and storage (CCUS) projects make SCCS a more cost-effective and flexible option. Despite the widespread use of salt caverns for storing various substances, differences exist between SCCS and traditional salt cavern energy storage in terms of gas-tightness, carbon injection, brine extraction control, long-term carbon storage stability, and site selection criteria. These distinctions stem from the unique phase change characteristics of CO₂ and the application scenarios of SCCS. Therefore, targeted and forward-looking scientific research on SCCS is imperative. This paper introduces the implementation principles and application scenarios of SCCS, emphasizing its connections with carbon emissions, carbon utilization, and renewable energy peak shaving. It delves into the operational characteristics and economic advantages of SCCS compared with other CCUS methods, and addresses associated scientific challenges. In this paper, we establish a pressure equation for carbon injection and brine extraction, that considers the phase change characteristics of CO₂, and we analyze the pressure during carbon injection. By comparing the viscosities of CO₂ and other gases, SCCS’s excellent sealing performance is demonstrated. Building on this, we develop a long-term stability evaluation model and associated indices, which analyze the impact of the injection speed and minimum operating pressure on stability. Field countermeasures to ensure stability are proposed. Site selection criteria for SCCS are established, preliminary salt mine sites suitable for SCCS are identified in China, and an initial estimate of achievable carbon storage scale in China is made at over 51.8-77.7 million tons, utilizing only 20%-30% volume of abandoned salt caverns. This paper addresses key scientific and engineering challenges facing SCCS and determines crucial technical parameters, such as the operating pressure, burial depth, and storage scale, and it offers essential guidance for implementing SCCS projects in China.

关键词

碳中和 / 盐穴 / 大规模二氧化碳储存 / 注采循环 / 稳定性分析

Key words

Carbon-neutrality / Salt cavern / Large-scale CO₂ storage / Injection and withdrawal / Stability analysis

引用本文

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刘伟,张雄,万继方,杨春和,姜亮亮,陈掌星,Maria Jose Jurado,施锡林,姜德义,纪文栋,李启航. 中国盐穴大规模储存二氧化碳——运行、安全与潜力评估[J]. 工程（英文）, 2024, 40(9): 243-264 DOI:10.1016/j.eng.2024.06.013

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1 引言

《巴黎协定》将长期的全球气候变化控制目标设置在2 ℃以内[1‒2]。气候变化被认为是未来几年对人类和全球生态系统的最大威胁，气候变化主要由温室气体[包括二氧化碳（CO₂）、甲烷（CH₄）和氮氧化物（N _x O）[3‒4]等]导致。为了应对这一挑战，我国政府提出碳达峰和的碳中和的目标。作为世界上最大的碳排放国[5‒7]，我国在向净零排放社会转型的过程中遇到了各种挑战。鉴于2019年中国CO₂排放总量达到10.88 Gt [8]，大规模大幅度碳减排势在必行，且迫在眉睫[9‒10]。

作为减少净碳排放的潜在有效手段，碳捕集、利用与封存（CCUS）技术正受到全球的关注[11‒15]。CCUS包括捕集、运输、利用和储存（或封存）CO₂。这一过程需要从发电厂或钢铁厂等CO₂源头就地收集，然后运输到附近的储存或再利用场所[16‒18]。CCUS将CO₂转化为有价值的原材料，这些原材料可以加工成高价值的产品，如甲烷、甲醇和碳酸盐[19‒20]。碳捕集技术包括燃烧前捕集[21]、燃烧后捕集[22]、氧燃料燃烧捕集[23]和大气CO₂捕集[24]。燃烧后捕集通常用于工业环境，因为其在工业环境中具有较高的CO₂捕集效率[25]。直接空气捕集是一种从环境循环中去除碳的负排放方法，它是最昂贵的CO₂捕集方法[26]。CO₂运输通常使用储罐、船舶和管道，管道运输是自2005年以来成熟的技术[27]。

CCUS的关键技术和经济可行性主要源于CO₂的利用，包括物理、化学、生物和矿物利用[25]。物理利用包括CO₂强化采油（CO₂-EOR），这是一种成熟的油田开发技术，约占美国原油总量的5% [28]。鉴于全球超过90%的油藏适合CO₂-EOR，这种方法可能利用和储存约700亿~1400亿吨CO₂[29]。值得一提的是，CO₂-EOR是中国CCUS的主要模式[30]，以全国最大的CCUS产业链示范基地齐鲁石化-胜利油田CCUS项目为例，这同样是一个CO₂-EOR项目。此外，CO₂的甲烷化，与可再生能源如风能、太阳能和水力发电[31‒32]相结合，代表了一种新兴的碳循环方式[33]。这种方法解决了传统电力转天然气的局限性[34]。我国政府已制定了碳储存的宏伟计划，旨在实现既定碳储存目标。尽管中国已有40个CCUS项目在运行，但目前的碳注入总量仅为每年300万吨。这一缺口凸显了对新的大规模碳存储技术的迫切需求。将CO₂储存在盐穴中是一种具有潜力的解决方案，这提供了一种可再生和可持续的方法来利用CO₂作为宝贵的工业资源，是一种能够在短时间内实现大规模碳储存的新型碳储存技术[35,36]。

Zhang等[33]提出了一种基于地下盐穴CO₂储存（SCCS）的新型碳循环，旨在吸收非高峰时段的过剩可再生能源，并在高峰需求期间提供大量电力输出。该方法验证了SCCS的短期可行性和稳定性。此外，基于此，CCUS可以采用各种方法利用CO₂，这彰显了SCCS在CCUS的潜在关键作用。现场来源的持续CO₂（如化石燃料发电厂）的浓度与下游市场的间歇性形成鲜明对比。因此，CCUS项目的可行性依赖于大规模的地下储存地层，如枯竭气藏、咸水层和采空区。其中，地下盐穴具有良好的密封性能和储存能力，是一个非常有前景的选择。

通过地下岩盐层水溶采矿形成的盐穴[37‒38]，被广泛认为是大规模能源储存和废物处置的安全且经济的地下场所[39‒42]。盐穴已被广泛用于储存石油[43‒44]、天然气[45]、压缩空气[压气储能（CAES）]，值得注意的是，盐穴是唯一成功储存氢气的地下空间[41,46‒48]（图1 [49‒51]）。尽管SCCS已经在各种应用中得到广泛认可，但对其的研究却很有限，现有的研究通常借鉴地下储气库（UGS）的经验[52‒54]。Zhang等[33]强调了地下储气库和SCCS之间的差异，指出这些差异可以通过CO₂的注采循环来缓解。Wei等[55]深入研究了潜在的经济和工程挑战，模拟了注入速率和最小操作压力对可行性和可用性的影响。Liu等[36]建立了盐穴超临界（SC）CO₂封存数值模型，发现该模型的适宜工况为11.0~18.4 MPa，在100年内注采频率为4个循环∙年^-1。Mwakipunda等[56]证明，当其他CO₂地质封存方案不可用时，盐穴是CO₂封存的一个可行方案。Pajonpai等[52]评估了泰国东北部SCCS的5种腔体形状（球形、球状、泪滴形、梨形和圆柱形）。da Costa等[57]进行了超深水下盐穴储存高含量CO₂气体的可行性研究。

然而，通过上述文献的回顾，揭示了目前对SCCS的研究仍显不足，远不能为工程实践提供可靠的指导。需要注意的关键问题包括：①使SCCS与碳储存/利用相一致的运行场景；②注入CO₂排出卤水（注碳排卤）的控制理论；③SCCS过程的稳定性和运行；④确定不同SCCS储存规模的经济可行性；⑤建立碳市场管理的国家和国际法规。

为了全面解决这些问题，并为SCCS项目提供科学依据，本研究围绕中国碳达峰和碳中和目标开展基础性研究。本文的结构概述如下（图2）：第2节介绍了SCCS的基本概念，结合碳储存和利用探讨了其各种情景，并提出了SCCS面临的科学挑战；第3节比较了CO₂与其他气体的气体性质，并对SCCS的气密性进行了评估；第4节介绍了一种计算CO₂-卤水界面压力的方法，并建立了计算模型；第5节详细分析了注碳排卤的结果；第6节通过数值模拟详细分析了注入速率和最小操作压力对SCCS稳定性的影响；最后，在第7节中，深入研究了单个碳储存盐穴的储存能力，预测了碳储存规模，并评估了SCCS在中国的潜在全国性影响。本文解决了SCCS面临的主要科学和工程挑战，并确定了关键的技术参数，如操作压力、埋深和储存规模，可以为在国内外实施SCCS项目提供重要指导。

2 SCCS的概念与科学问题

2.1 SCCS的基本概念与用途

目前，主要的地质碳封存包括深部咸水层、油气储层和非开采煤层等[58‒62]。然而，现有的地质CO₂封存（EOR-CCUS除外）大多将CO₂作为废物处置，经济效益甚微，从而因缺乏利润而大大降低了参与各方的积极性。同时，并非每个地方的地质条件都能满足CO₂封存或EOR-CCUS项目的要求，长距离运输CO₂进行处置会大大增加运输成本。

如果可以从工业或燃烧过程中捕捉CO₂并用于不同的领域，将废物中的CO₂转化为有用的产品，这可以有效地减少CO₂的排放，从而提高CCUS项目的实施积极性。事实上，CO₂已经作为一种重要的工业资源，广泛应用于工业生产、可再生能源和非常规天然气开发等领域[63,64]。最常见的包括：

（1）常规工业领域。CO₂可用于制备灭火器、化学线圈、清洁剂和制碱原料。

（2）可再生能源领域。多余的可再生能源可用于电解水，制造大量的氢气。一旦氢转化为其他形式的能量，如合成天然气、甲醇、柴油、飞机燃料等，其使用范围可以扩大，对化石能源的依赖也可以减少。常见的化学途径有：CO₂ + H₂ CH₄ + H₂O，或CO₂ + H₂ CH₃OH + H₂O。

（3）非常规天然气开发。许多研究[65,66]指出，超临界CO₂已被用作非常规气藏开发的辅助压裂液。通过利用CO₂对储层基质（煤层、页岩等）更强的吸附性能（竞争吸附），可以实现比甲烷更有效的储层压裂。同时，CO₂可以被就地封存。

我们认为碳捕集是一个上游过程，碳利用是一个下游过程。这样，两者之间存在巨大的时空差异，这使得无法充分利用捕捉的碳，也无法及时封存。比如冬季用电高峰期，煤电行业（上游）碳排放量比较大，而气藏压裂（下游），CO₂间歇注入，冬季通常作业较少。碳价格也有市场波动，对碳利用有一定影响。为了解决碳捕集和利用在时间、空间和市场上的差异和期望，仍然需要找到一个非含水层的地下空间进行储存。这种类型的地下空间被称为开源模式（open-source mode），它不仅可以经济地大规模储存CO₂，还可以在必要时提供灵活的碳注入与采出。SCCS在一定程度上满足了这些要求，以SCCS为节点（中游）服务于未来碳减排和碳利用的实施路线图如图3所示。

与其他碳储存模式相比，SCCS可以让所有参与者受益。对于盐穴所有者来说，他们可以租出盐穴来储存CO₂或者他们自行储存碳。当注入碳时，卤水从溶腔中采出并可用于销售，同样采出的碳也可以获利。对于碳排放者，SCCS增加了碳处理的选择。通过采用SCCS，他们可以支付更少的碳税或完全避免碳税，同时降低长距离管道建设和CO₂运输的成本。对于用碳企业来说，可以近距离从碳排放者/盐穴所有者那里以较低的价格购买碳，也可以用碳需求替代自己的碳排放，从而减少不必要的运输储存或购买费用。

假设单个盐穴的体积为5 × 10⁵ m³，埋深为800~2000 m，根据我们之前的研究，最大CO₂储存量可以超过35万吨，单循环可采碳量高达30万吨[33]。此外，SCCS不同于传统的CCUS项目，因为CO₂可以在盐穴中注入与采出，而且每年可以进行多次注采循环。其碳利用总量（可被视为碳中和量）将十分可观。因此，一组盐穴完全有可能储存（并且后续供应）数百万吨的碳。基于此，在一个相对封闭的区域（如大型工业园区或城市），如果有上游碳排放、中游盐穴、下游碳需求（也可能是碳排放者），就可以构建一个以SCCS为“调节器”的碳链。

2.2 SCCS的场景与优势

盐穴具有优于其他地下空间的稳定性和密闭性，相关的油气储存理论、技术和设备相对成熟，为实施碳储存提供了坚实的基础。因此，SCCS有望成为大规模临时或长期储存CO₂的一个越来越重要的选择。如图4所示，在CO₂注入和卤水采出完成后，SCCS的预期应用场景主要包括：

场景1：盐穴用于长期储存CO₂（非永久性情况，在之前的研究[33]中，岩盐会蠕变，从而导致盐穴收缩，进一步导致CO₂压力上升超过极限）。也就是将CO₂注入盐穴，以超临界状态储存。CO₂的储存密度超过700 kg·m^-3，一个体积为5 × 10⁵ m³的盐穴可以储存超过35万吨的CO₂。我们已经证实，在800~2000 m的深度，SCCS可以安全运行数百到数千年[33]。

场景2：大量储存CO₂，少量利用CO₂。目前，CO₂利用技术还不成熟，碳利用成本仍然很高，因此CO₂利用规模仍然很小。大量的CO₂被储存在盐穴中，伴随着少量的碳采出利用和CO₂的重新注入。CO₂仍以超临界状态储存，盐穴中碳经历低频注采循环。这种工况有望在不久的将来成为SCCS最可行的模式。

场景3：盐穴中CO₂的高频注采循环。未来CO₂利用技术会成熟，成本会大大降低，规模会大大扩大。类似于储气库的调峰功能，SCCS将扮演调节器的角色，解决碳捕集、利用和封存的时空差异。只有一定量的CO₂储存，SCCS可以通过频繁的碳注入和提取成为服务碳循环市场不可或缺的一环。

以上3种场景的区别在于：场景1指的是碳封存，这样，CO₂就可以安全地封存在地下几百到几千年；场景2和场景3都是CCUS的方法，储存的CO₂将被采出利用。由于CO₂利用技术不成熟，场景2是暂时的，而场景3是频繁注入和采出CO₂的碳储存。

同时，上述三种场景可以相互转换。相应地，随着市场和技术需求，碳储存注采循环模式也可以灵活切换。SCCS具有短期临时封存帮助减排、中期大规模封存、长期规范碳市场的多重价值，显著促进碳作为废弃物向工业资源的重要转化，同时成为碳减排和中和的重要辅助手段。

2.3 SCCS的科学挑战

如前文所述，虽然盐穴已成功用于储存石油、天然气、压缩空气甚至氢气，但CO₂本身的性质与其他储存气体略有不同，盐穴储碳的工作场景也不同[35,56]。

（1）SCCS的气密性。层状盐岩对超临界CO₂的气密性决定了SCCS的可行性。众所周知，超临界CO₂具有很强的扩散性和渗透性[67]。它和盐穴围岩中其他气体的渗透率有什么区别，是否存在泄漏风险？这是盐穴储碳首先要回答的问题。

（2）注碳和采卤的压力控制理论。CO₂具有典型的相变特征，其密度随压力呈现非线性变化，导致从地面到地下盐穴呈现非线性压力分布[36]。此外，传统储气基于恒定的卤水排放量，进而设计注气速度和井口压力，而盐穴注碳和采卤基于恒定的注碳量和可变的卤水排放量。这些都使得注碳和采卤的控制比常规注气和采卤复杂得多，建立相应的压力和驱替控制方程更加困难。

（3）SCCS的长期稳定性。SCCS不仅对碳市场有调节作用（促进碳利用和提高碳循环效率），而且在碳封存方面也有重大作用。因此，盐穴储碳库的稳定性评估应考虑比常规储气库更长的使用寿命，以及一定量的碳注入和采出[33,36]。为保证盐穴储碳的长期稳定性，如何科学地设定储碳压力、注采频率、压力升降也是应该重点关注和明确回答的科学问题[36]。

（4）SCCS的选址标准和储存能力。在超临界状态之前，CO₂的密度随压力迅速增加，然后随压力缓慢增加。这表明地下碳储存有明确的压力和温度要求，相应地，为了保证碳储存的密度和经济性，需要选择合适深度范围的盐穴进行碳储存。同时，SCCS与上游碳排放和下游碳利用密切相关，对选址、腔体体积等有要求。最后，中国目前适合建设SCCS工厂的盐矿有哪些，它们的碳储存潜力有多大？这些都是需要回答的科学问题。

（5）其他值得注意的问题。CO₂具有很强的水溶性和腐蚀性[68]，这些性质对注碳、采卤、专用设备和管柱的影响也是SCCS需要考虑的问题。

总之，SCCS仍有许多未解决的科学问题，特别是前四个方面，这是人们关注SCCS技术的安全性和经济可行性的关键焦点。本文主要围绕这四个方面，以拟建的平顶山SCCS工厂为案例，为中国SCCS工厂提供理论和技术支持。中国SCCS的主要关键科学问题如图5所示。

3 SCCS的气密性分析

在国外，大部分盐穴储能项目建造在盐丘或厚盐层中，盐穴围岩的密封性通常很好。我国盐岩层以层状盐岩为主，含有非盐夹层，盐穴围岩的气密性通常低于盐丘或厚盐层。然而，时至今日，仍有10多个正在运行、正在建设和计划中的储气库或压缩空气储能设施。这些工程充分表明，我国层状盐岩也具备满足高压储气库气密性的条件。中国近20年的盐穴储能研究和建设，积累了丰富的层状盐岩相关理论、技术、资料收集和经验，为中国实施SCCS提供了必要的准备。

可以预见，由于中国大多数层状盐岩满足天然气、空气和氢气储存的气密性，因此满足储存CO₂的密封要求的可能性很大。因此，本节首先将CO₂与其他盐穴储气介质进行了对比，并根据气体性质初步确定了层状盐岩储气的气密性。然后，考虑到黏度是影响气体在多孔介质中渗透率的关键因素，重点分析了CO₂的黏度。在此基础上，对SCCS围岩的封闭能力给出了明确的答案。

3.1 气体特性比较

表征气体性质的常见指标包括分子直径、气体黏度、压缩性和其他指标。选择CH₄、空气、H₂、He和CO₂进行比较，列于表1中。同时，对不同介质在盐穴中的储存条件进行了比较。从表1中可以看出：①这些气体的分子直径没有显著差异，CH₄最大，其次是CO₂，然后是H₂和He；②在温度为313.15 K、压力为15 MPa的条件下，气体的黏度变化很大，CO₂的黏度最高，其次是空气、He和CH₄，H₂的黏度最低，通常，气体的黏度是影响其在多孔介质中渗透率的一个重要因素，因此从理论上讲，CO₂在多孔介质中的渗透率最弱；③CO₂的压缩系数最小，说明CO₂更容易压缩，可以通过进一步压缩达到更高的储存密度，而H₂的压缩系数最高；④天然气、压缩空气、H₂和He的储存期一般为30年，但相应的注采频率差异很大。建议SCCS考虑使用寿命超过50~100年甚至更长，主要考虑高压储存。通过该表很难表明储碳围岩的气密性，但储碳在盐穴中具有较好气密性的可能性很大。

3.2 SCCS的气密性评价

在非常规油气开发领域，超临界CO₂被认为是一种优良的压裂液，具有强扩散性、高渗透性和低黏度。然而，这些性质是相对于水基压裂液而言的，如黏度接近清水的活性水[70]。事实上，与其他气体相比，CO₂在达到超临界状态后的黏度要高得多。

渗透系数通常被认为是多孔介质的固有属性，不受多孔介质类型的影响。但是渗透率是与流体的黏度和密度密切相关的参数。通常，黏度是影响流体在多孔介质中渗透率的一个重要因素。一般来说，气体的黏度越高，其在同一岩石介质中的渗透率越低。水和油的黏度比气体的黏度高得多，因此气体测量的渗透率比液体测量的渗透率高得多。达西定律可以清楚地反映流体黏度的影响[71‒73]：

v = - K μ d p d l

（1）

式中，

v

是多孔介质中流体的渗流速度，m·s^-1；

μ

是流体的黏度，mPa·s；

K

是渗透率，m²，只与固体骨架的性质有关；

d p d l

是压力梯度，Pa·m^-1。

因为国内很多盐矿在储存天然气（CH₄）和压缩空气方面已经得到了充分的论证，所以通过比较相同条件下CO₂与CH₄、H₂、He和空气的黏度，可以从侧面反映出CO₂在层状岩盐中的渗透率。

利用Refprop软件[74]计算出CO₂、CH₄、H₂、He和空气在相同温度和不同压力下的动力黏度，并绘制成图，如图6（a）[69]所示。可以看出，随着压力的增加（压力使分子间的相互作用变强），所有气体的黏度都增加，但达到临界状态后，CO₂的黏度迅速上升。这种对比可以分为两段：①在低压和CO₂超临界压力之前，CO₂的黏度介于CH₄和空气之间，因此可以预测这三种气体在同一岩石介质中的渗透率也是接近的；②当达到CO₂的临界压力时，CO₂的黏度迅速上升，超过CO₂的临界压力后，CO₂的黏度变得比CH₄、H₂、He和空气的黏度高得多，并且这种差距随着压力的增加而进一步扩大。因此可以推断，在超过CO₂的临界压力后，由于CO₂的高黏度，其在岩石中的渗透率将远低于CH₄、H₂、He和空气。这一条件将对SCCS的密封极为有利，有助于进一步降低SCCS的选址要求。类似地，使用Refprop软件计算不同温度下CO₂的黏度，如图6（b）所示。当压力超过超临界压力时，CO₂的黏度随着温度的升高而降低，这对深部SCCS的密封性提出了更高的要求，因此合适的埋深是满足SCCS密封性要求的重要指标。此外，比较了CH₄、空气、H₂、He和CO₂的性质（表1）。H₂的黏度最低，仅为CH₄、空气和He的一半；CO₂的黏度最高，几乎是CH₄、空气和He的3倍。因此，一旦盐矿适合天然气或压缩空气储能，在压力超过CO₂的超临界值时，也能满足CO₂储存的气密性。

4 SCCS的理论与模型

4.1 SCCS的运行过程

如图7所示，在SCCS有四个阶段。在注入期：第一阶段，在充满卤水的盐穴中，通过井筒注入CO₂，并从另一个管道排出卤水。这个过程通常持续几个月或更长时间，直到卤水完全排出。接下来，第二阶段开始，连续注入CO₂以增加运行压力。这一阶段将持续到运行压力达到设定的最大工作压力（

P m a x

），一般设定为0.8~0.85倍腔体顶部的原位垂直应力。第三阶段，没有CO₂注入，由于围岩的蠕变行为，腔体不断缩小[46,75‒76]，这一现象已由Zhang等[33]证明。第四阶段，CO₂以特定的速度采出，运行压力相应下降，直到运行压力达到设定的最小运行压力（

P m i n

）。在下一个循环中，没有采卤阶段，该过程仅包括第二、第三和第四阶段。

4.2 计算模型

假设：①由于注入和采出循环过程相对较慢，忽略了所有阶段的热交换；②CO₂在卤水中的溶解也被忽略，因为其溶解度相对较低、达到完全溶解平衡的时间较长[34]。

计算过程：

（1）第一阶段：注碳排卤。在此阶段，气液界面的气体压力必须与卤水压力平衡，以确保卤水被驱替（图8）。对于天然气储气库来说，注气和采卤过程中气液界面的压力变化一般是根据卤水置换量来计算的。随后，地面井口压力由气柱高度、沿途摩阻损失、采卤管井口卤水压力决定（同时获得井口CO₂注入排量）。当注入天然气去除卤水时，天然气的密度可以假设为从井口到盐穴中气液界面的线性增加，因此计算井口压力相对简单。然而，在盐穴中储存二氧化碳有一些不同。首先，根据注入的CO₂量确定卤水的排放量。其次，CO₂存在相变，这导致其密度和压力之间的非线性关系。从地面井口到气液（CO₂-卤水）界面，CO₂的密度呈非线性增加，使得地面CO₂注入井口的压力变化更加复杂。因此，有必要建立适合CO₂的井口压力与CO₂-卤水界面之间的关系，为CO₂注入和卤水提取的参数设计提供依据。

当卤水采出量达到设定值时，达到结束条件，即

V b r i n e o u t = V c a v e r n

，

V b r i n e o u t

是卤水置换量，

V c a v e r n

是盐穴体积。

关键是计算CO₂-卤水界面的压力。压力平衡方程表示为：

P i n t e r f a c e = P b r i n e + P f, b r i n e + P b w = P w e l l h e a d + P C O 2 - P f, C O 2

（2）

式中，P _interface是CO₂-卤水界面处的压力；

P b w

是采卤管井口的卤水压力，0.3 MPa；

P b r i n e

是CO₂-卤水界面位置的卤水压力，MPa，由式（3）计算；

P f, b r i n e

是采卤管处的卤水压头损失，MPa，由式（4）计算；

P C O 2

是CO₂-卤水界面位置的CO₂压力，MPa，由式（5）计算；

P f, C O 2

是CO₂注入管中的CO₂压头损失，MPa，由式（6）计算；

P w e l l h e a d

是地面井口的压力，MPa，由式（7）计算[77]。

P b r i n e = ρ b r i n e g H i n t e r f a c e

（3）

P f, b r i n e = ρ b r i n e g h f, b r i n e

（4）

P C O 2 = ρ C O 2 g H i n t e r f a c e

（5）

P f, C O 2 = ρ C O 2 g h f, C O 2

（6）

P w e l l h e a d = P b r i n e + P f, b r i n e + P b w - P C O 2 + P f, C O 2

（7）

式中，

H i n t e r f a c e

是CO₂-卤水界面深度，m；

g

是重力加速度，m·s^-2；

ρ b r i n e

是卤水密度，kg·m^-3；

ρ C O 2

是CO₂密度，kg·m^-3；

h f, b r i n e

是卤水摩擦水头损失，m；

h f, C O 2

是CO₂摩擦水头损失，m。

根据Darcy-Weisbach方程[78]：

h f = λ H i n t e r f a c e d e v 2 2 g

（8）

式中，

h f

是摩擦水头损失；

d e

是管道的有效直径（对于一个圆，它是直径；对于环，它是外径和内径的差值），采卤管的直径是0.1143 m，而CO₂注入管的直径是0.1778 m；

λ

为摩擦系数，可通过Blasius公式[79]计算得出：

λ = 0.316 R e 0.25

（9）

式中，

R e

为无量纲雷诺数，可通过以下公式计算：

R e = ρ v d μ

（10）

式中，

d

为排放管道的直径，m；

ρ

是卤水或CO₂的密度，kg·m^-3。

其中，最重要的是界面高度

H i n t e r f a c e

和卤水流速

v b r i n e

的确定。对于给定的CO₂注入速率，质量流率

Q m

是恒定的：

‍‍‍‍

d m d t = Q m =

constant（11）

卤水速度

v b r i n e

的求解：

在CO₂-卤水界面，如果界面压力

P i n t e r f a c e

已知，Peng-Robinson状态方程（P-R EOS）可以建立CO₂压力、温度和密度之间的关系[33,80]:

P = R T V m o l - b - a T V m o l V m o l + b + b V m o l - b a T = 0.45723553 R 2 T C 2 P C α (T) b = 0.077796074 R T C P C α (T) = 1 + 0.37464 + 1.54226 w - 0.26992 w 2 1 - T r 0.5 2

（12）

式中，

V m o l

是气体摩尔体积，L·mol^-1；

R

是通用气体常数，J·(mol·K)^-1；

T r = T / T C

是对比温度，定义为温度

T

与临界温度

T C

之比。

T C

、

P C

和

w

分别是CO₂的临界温度、临界压力和偏心因子，值为

T C = 304.19 K

、

P C = 7.3815 × 106 P a

和

w = 0.2276

[81]。

上述方程可以用迭代法求解。在给定的温度

T

和压力

P C O 2

下，可以得到密度

ρ C O 2

。同样，体积流率可以通过式（13）获得。

d m ρ C O 2 d t = d V C O 2 (i n) d t = Q V

（13）

连接式（11）~（13），通过建立

Q m

和

Q V

之间的关系，可将CO₂的质量转化为CO₂的体积。

注入CO₂的体积

V C O 2 (i n)

等于排出卤水

V b r i n e o u t

的体积，因此

V C O 2 (i n)

可通过式（14）获得：

V C O 2 (i n) = ∫ Q V d t

（14）

并且卤水在采卤管道中的速度

v

_brine可以计算为：

v b r i n e = 4 Q V π d 2

（15）

根据CO₂-卤水界面高度

H i n t e r f a c e

的求解，从分析中很容易知道，注入的CO₂的体积

V C O 2 (i n)

相当于CO₂-卤水界面上方腔体

V c a v e r n, H i n t e r f a c e

的体积，即

V c a v e r n, H i n t e r f a c e = V C O 2 (i n)

。

V c a v e r n, H i n t e r f a c e

可以通过以下公式计算：

V c a v e r n, H i n t e r f a c e = ∫ H 0 H i n t e r f a c e A H d H

（16）

式中，

A H

是腔体在高度

H

处的横截面积，m²。

因此，CO₂-卤水界面的高度

H i n t e r f a c e

可通过连接式（14）~（16）获得。

（2）第二阶段：CO₂注入和增压。在这一阶段的初始状态，CO₂压力为

P 1

，CO₂密度为

ρ 1

，盐穴体积为

V 1

。通过持续注入CO₂，将达到设定的压力值

P 2

。此时密度为

ρ 2

，腔体体积为

V 2

，CO₂注入速率不变。在

t

时，有：

d m d t ⋅ t + ρ 1 ⋅ V 1 = ρ 2 ⋅ V 2

（17）

（3）第三阶段：高压运行。在此阶段，初始CO₂压力状态为

P 2

，其CO₂密度为

ρ 2

。由于腔体的体积变化，压力也随之变化：①岩盐蠕变导致腔体收缩，导致压力增加；②运行压力由低压变为高压，腔体收缩部分回弹，腔体体积增大，导致压力降低。

它的初始状态为

P 2

、

ρ 2

、

V 2

；中间状态为

P (t)

、

ρ (t)

、

V (t)

。不考虑气液分离和CO₂与围岩之间的相互作用，根据质量守恒，有：

ρ 2 ⋅ V 2 = ρ (t) ⋅ V (t) = ρ 3 ⋅ V 3

（18）

式中，

V (t)

可通过使用软件FLAC^3D [82]进行数值模拟获得，这将在下一节介绍。因此，可以得到

ρ (t)

，并且可以根据P-R EOS计算得到

P (t)

，并将

P (t)

代入蠕变计算。

（4）第四阶段：CO₂采出。在这个阶段，CO₂不断采出，压力

P 3

在一定时间

t 2

内降低到设定值

P 1

。有：

ρ 3 ⋅ V 3 = ρ 1 ⋅ V + d m 2 d t ⋅ t 2

（19）

4.3 几何稳定性模型

以河南平顶山盐矿闲置的盐穴为案例进行研究。该盐矿具有盐层多、间距小、泥岩夹层薄的特点。盐穴不规则，边界复杂，基本上是下大上小。选择了一个典型的腔体进行评估，其顶板深度为1250 m，最大半径为30 m，高度约为200 m，顶部宽度为40 m，底部宽度为60 m。因此，通过ANSYS软件（版本19.2）[83]确定了一个包含半个腔体的简化几何模型，其高度为900 m，宽度为600 m。几何模型包含厚度为300 m的盐层和8个平均厚度为5 m的泥岩夹层。腔体底部的沉渣厚度为36 m。生成的模型有191 932个节点和1 094 994个单元。腔体的有效容积（不计算腔体底部沉渣）为296 814 m³。模型网格由ANSYS构建（图9），然后导入FLAD^3D（版本6.0）[82]进行力学蠕变计算。与之前的研究[84‒86]一样，地质模型采用固定的边界和应力。基本力学参数见表2。

Power-Moor稳态蠕变模型用于稳态蠕变计算，已广泛用于盐穴储气库的安全评价[87‒89]。它表示为：

ε t ⋅ = A 3 J 2 n e x p - Q / R B T

（20）

式中，

ε ˙ t

为稳态蠕变应变率，s^-1；

A

为蠕变参数，MPa^- ⁿ ∙s^-1；

n

是另一个蠕变参数；

Q

为蠕变激活能，J；

R B

是Boltzmann气体常数，J·mol；

J 2

是偏应力张量的第二不变量，MPa²。

考虑到在不同的碳储存和碳利用情景下，盐穴可能面临不同的CO₂注入和采出条件，我们研究了不同CO₂注入速率和盐穴内部不同运行压力范围变化的影响。盐穴CO₂注采频率设定为每年一个循环。在一个注采循环中，注入时间取决于CO₂注入速率，采气时间设定为30天，其余时间处于高压状态。有两个参数可能会发生变化，即最小运行压力

P m i n

和CO₂注入速率，这两个参数都可能会影响储气库的稳定性。第一阶段太短，因此我们主要关注在循环运行期内第二、第三和第四阶段的腔体稳定性。

为了分析CO₂注入速率和SCCS最低运行压力的影响，设置了两个模拟条件：①模拟的CO₂注入速率设置为每天1000 t、1500 t、2000 t、2500 t和3000 t，分别表示场景1和场景2中不同的CO₂储存和利用条件；②最小运行压力

P m i n

（通常大于腔体顶部原位垂直应力的0.3倍[38,90‒91]）设定为腔体顶部原岩垂直应力

σ v 0

的0.30、0.35、0.40、0.45和0.50倍，而最大运行压力

P m a x

为腔体顶部原岩垂直应力

σ v 0

的0.8倍。

5 注碳排卤分析

5.1 压力随注入碳体积变化

对于CO₂注入和卤水采出期间，需要监测和求解

P f, b r i n e

、

P f, C O 2

和

P w e l l h e a d

。基于第4节中的计算模型，求解了

P f, b r i n e

、

P f, C O 2

和

P w e l l h e a d

随CO₂注入量（注入速率为1000 t∙d^-1）变化，结果如图10所示。

P f, b r i n e

、

P f, C O 2

和

P w e l l h e a d

都随着CO₂的持续注入而增加，然而，当以一定的注入速率注入CO₂时，其变化非常小。对于1000 t·d^-1的注入速率，随着CO₂的增加，

P f, C O 2

从0.07 MPa增加到0.10 MPa，

P f, b r i n e

几乎保持在0.26 MPa，

P w e l l h e a d

从7.18 MPa增加到7.53 MPa。这表明对于一定的注入速率，

P w e l l h e a d

的变化很小。进一步的分析表明，卤水和CO₂之间的界面从1250 m增加到1413.7 m（沉渣的埋深），CO₂的密度从688 kg∙m^-3增加到729 kg∙m^-3，CO₂流体的速度从1.17 m∙s^-1减少到1.09 m∙s^-1（由于CO₂密度的增加），相应地，卤水流体的速度也减少。总体而言，在整个注碳排卤过程中，井口注入压力变化不大。需要注意的是，CO₂和卤水在界面处的详细相互作用可参考Wang等[92]，其提供了对孔隙尺度的CO₂-液相相互作用机制的见解，强调了CO₂孔隙占有率和捕集效率之间的相关性，并为评估CO₂地质储存提供了全面的数据。

5.2 压力随注入碳速率变化

压力随注入速率的变化如图11所示。

P f, b r i n e

、

P f, C O 2

和

P w e l l h e a d

都随着CO₂注入速率的增加而增加。当注入速率从1000 t∙d^-1增加到3000 t∙d^-1时，

P f, C O 2

从0.10 MPa增加到0.67 MPa，这是相对较小的。

P f, b r i n e

从0.26 MPa增加到1.70 MPa，其中增加的幅度相当大，

P w e l l h e a d

从7.53 MPa增加到10.36 MPa。可以发现，注入压力

P w e l l h e a d

比较大，随着注入速率的增加而迅速增加。高注入速率导致的大幅度增加，大大提高了井口的注入压力。较高的CO₂注入速率将大大增加摩擦压头损失压力，因为注入速率的增加会影响流体速度（卤水和CO₂都会被影响）。根据第4节的计算模型，流体速度的增加大大增加了摩擦压头损失压力，从而改变了井口注入压力。较高的注入速率会带来较高的井口注入压力，这是不利的。

此外，根据式（8）~（10），卤水-CO₂界面埋深、流体流速和管道直径是影响沿程摩擦水头损失的主要因素，沿程摩擦水头损失与流体流速和卤水-CO₂界面埋深呈正相关，与管道直径呈负相关，但流体流速的影响较大，其次是卤水-CO₂界面的埋深，管道直径的影响最小。目前，我国注采管的直径是相对固定的（如第4节所述，卤水排放管的直径为0.1143 m，而CO₂注入管的直径为0.1778 m），因此这一因素可以暂时忽略。然而，卤水-CO₂界面的埋深由盐层的埋深控制，因此选择合适的盐层埋深以安全储存CO₂是非常重要的。如果盐穴太深，可能会导致沿途过多和不必要的水头损失。最后，流体速度是影响这种压头损失的最重要因素，但这是一个不常见的因素，可以人为控制。

5.3 碳注入时间与注入碳速率

计算注碳排卤和CO₂注入盐穴增压这两个阶段所需的时间非常重要。根据第4节的定义，计算了注碳排卤以及CO₂注入和加压两个阶段所需的时间，如图12所示。随着碳注入速率从1000 t∙d^-1增加到3000 t∙d^-1，第一阶段（CO₂注入和卤水采出）所需的时间分别为212 d、142 d、108 d、87 d和73 d，第二阶段（CO₂注入和加压）所需的时间分别为26 d、17 d、11 d、8 d和6 d。显然，增加碳注入速率大大缩短了第一阶段和第二阶段所需的时间，但是当速率增加到2000 t∙d^-1时，缩短的时间变得更少。此外，阶段一所需的时间减少，而对于不同的注入速率，注入时间和注入速率的乘积不相同。例如，在1000 t∙d^-1的注入速率下，注入时间为212 d，产量为212 000 t，而在3000 t∙d^-1的注入速率下，注入时间为73 d，产量为219 000 t。更高的注入速率意味着更高的CO₂质量注入。这是因为较高的质量流量将导致CO₂-卤水界面处的较高压力，并导致较高的CO₂密度。

6 SCCS的长期稳定性评价

6.1 稳定性评价指标

本文选择了腔体体积收缩率（VLR）、围岩位移和围岩安全系数体积比（SFVR）3个指标作为SCCS稳定性分析指标。

6.1.1 腔体体积收缩率

作为盐穴储气库稳定性分析中广泛使用的指标[41,43,56]，腔体体积收缩率是一个与SCCS可用性和稳定性密切相关的参数。一般来说，盐穴储气库的需求是运行期体积收缩率应小于30%，明确定义为[93]：

V L R = V l o s s V 0 × 100 %

（21）

式中，

V l o s s

是由于围岩蠕变导致的腔体体积减小；

V 0

为盐穴初始体积。

6.1.2 围岩位移

围岩位移是一个广泛应用于地下工程的易于获取的直观指标[94‒95]。一般来说，最大位移不应超过盐穴半径的10%。

6.1.3 围岩安全系数（SF）

安全系数是另一个广泛用于盐穴储能稳定性分析的指标[96]。使用van Sambeek准则[97]进行计算:

S F = b m I 1 J 2

（22）

式中，

b m

是材料参数，为0.27 [95]；

I 1

是应力张量的第一不变量。

根据之前的研究[94,96]，1.0 < SF < 1.5表示局部损坏，0.6 < SF < 1.0表示失效，SF < 0.6表示坍塌。

基于安全系数提出了安全系数体积比，用于给出一个更为直观的认识，安全系数体积比定义如下：

S F V R = V S F V 0 × 100 %

（23）

式中，

V S F

是围岩安全系数为SF的体积。

在之前的研究中，安全系数等值线是在岩盐围岩周围绘制的，可以直观地了解岩盐穴的稳定性。然而，中国的盐穴主要建造在层状岩盐中，有许多夹层[98‒100]，这些夹层比岩盐硬得多，夹层中可能出现较低的安全系数[43,89,101]。由于van Sambeek准则是基于岩盐提出的，因此FLAC^3D模型中的夹层和沉渣没有被选择用于安全系数体积比计算，也就是说，只选择了岩盐层。

6.2 CO₂注入速率对腔体稳定性的影响

本节将通过对腔体体积收缩率、位移和安全系数的分析，描述注气速率对CO₂注采循环的影响。

6.2.1 SCCS的体积收缩率

图13显示了在CO₂气体不同注入速率下，体积收缩率随运行时间的变化曲线。在CO₂注采循环中，体积收缩率呈现出上升下降的波动循环趋势。这是因为在注采循环中，SCCS的内部压力随着CO₂的注采而变化，SCCS围岩的蠕变在较低压力下加速[89]。在更高的压力下，部分围岩会被重新压实，使得腔体的体积再次膨胀。但一般来说，每次注采循环，盐穴的体积会不断减小，体积收缩率也会随着注采循环的增加而增加。

在50年内经过50个注采循环后，在1000 t·d^-1、1500 t·d^-1、2000 t·d^-1、2500 t·d^-1和3000 t·d^-1的不同注气速率下计算出的最终体积收缩率分别为12.85%、10.69%、9.42%、8.54%和7.88%。通过增加CO₂注入速率，可以有效降低腔体的体积收缩率，50年后从12.85%降至7.88%，降幅为38.68%。50次注采循环后，最大体积收缩率远小于30%，满足盐穴的体积收缩率要求[96]。由于CO₂的连续注入，盐穴承受的内部压力波动较小，这使得盐穴在其大部分运行时间内压力较高，从而大大降低了其体积收缩率。与盐穴储气库[99]相比，SCCS没有低压运行阶段，因此SCCS体积收缩率的增长趋势要慢得多，使用寿命也长得多。

6.2.2 围岩位移

第二个指标是围岩位移。图14为不同位置与不同注入速率下的位移曲线。

在图14（a）中，工作条件为注气速率为1000 t∙d^-1，最小内压为0.3

σ v 0

，选择腔体围岩中的5个点（图9中的点1至点5）作为研究对象。其中点1位于腔体顶部，并监测其Z轴位移；点2位于腔体底部；点3、点4和点5均为腔体围岩中的点，其X轴可以清楚地看到。随着时间的增加，所有选定目标点的位移也在增加，最大位移发生在腔体围岩中部的点5，其次是腔体中下部的点4，而腔体中上部的点3最小。比较点1和点2的位移，我们发现位于腔体底部的点2的位移明显大于位于顶部的点1的位移。总体来看，腔体中下部位移较大，中上部位移较小。但在以往的研究[89,91]中，腔体中上部的位移较大，而中下部的位移较小。根据我们的分析，腔体中下部位移较小的原因是由于积聚在腔体底部的层状岩盐中的不溶物，为腔体中下部提供了部分支撑力，同时阻碍了腔体中下部向沉渣的收缩[89]。然而，为了解释本研究中中部和下部的大位移，我们假设这是因为腔体的形状是细长的（腔体的高度为200 m），并且腔体顶部和底部的原始岩石应力之差可能达到约4.6 MPa。腔体底部原始岩石应力与腔体运行压力之差较大，使得腔体底部位移相应较大。在本次研究中，腔体的最大位移发生在腔体的中盐层和下盐层，这是以上两种因素共同影响的结果。

图14（b）显示出了在不同CO₂注入速率下，点5（最大位移点）处的位移随运行时间的变化曲线，并且其最小内压都是0.3

σ v 0

。与体积收缩率类似，位移随着运行时间的增加而增加，并最终在50年后达到峰值。在1000 t·d^-1、1500 t·d^-1、2000 t·d^-1、2500 t·d^-1和3000 t·d^-1的注入速率下，最终的腔体位移分别为1.516 m、1.246 m、1.087 m、0.980 m和0.901 m。通过将注入速率从1000 t∙d^-1增加到3000 t∙d^-1，可以有效地降低40.57%的位移。考虑到10%的腔体半径为2.5 m，因此每个腔体的位移值满足这些位移要求[96]。

6.2.3 安全系数体积比分布

图15显示出了不同注入速率下的安全系数体积比分布。考虑到所有工况的最小安全系数均大于1.5 [94]，SCCS在运行50年后可以满足安全系数指标。值得一提的是，本文中计算的安全系数是FLAC^3D模型中每个区域的数值，而前期研究[94‒96]中得到的安全系数是体积平均处理后的数值。如果没有体积平均，安全系数的值要小得多。通过进一步分析，用安全系数体积比分析了不同注入速率下的差异。图15（a）展示出考虑夹层时安全系数体积比和安全系数之间的关系，SF小于0.6在不同注入速率下可以忽略，并且安全系数体积比随着安全系增加数而增加。与图15（a）和图15（b）相比，夹层和沉渣占据了低安全系数区的大部分安全系数体积比，并且安全系数越低，夹层和沉渣的百分比越高。因此，在安全系数和安全系数体积比计算的数值模拟模型中，消除夹层和沉渣是一个重要步骤。如图15（b）所示，不同注入速率之间SF小于0.6和SF在0.6~1之间的差异可以忽略不计，当SF = 1~1.5时，低注入速率的安全系数体积比远高于高注入速率的安全系数体积比。例如，当注入速率= 1000 t∙d^-1时，安全系数体积比为0.2；当注入速率=3000 t∙d^-1时，安全系数体积比为0.1。一般来说，注入速率对安全系数体积比的影响很小且有限。

总的来说，通过腔体体积收缩率、位移、安全系数和安全系数体积比分析，我们看到高注入速率将提高SCCS的稳定性。然而，注入速率对SCCS注采循环的影响很小且有限。一般来说，通过对腔体体积收缩率、位移和安全系数体积比的分析，较高的注入速率可以提高SCCS的稳定性，但注入速率对安全系数体积比的影响很小，而对腔体体积收缩率和围岩位移的影响很大。虽然增加注入速率可以有效地降低腔体体积收缩率、位移等，提高了盐穴的安全性，但盐穴腔群的整体注入速率是恒定的。如果单个盐穴的注入量增加，其他盐穴的注入量就会相应减少。因此，在盐穴中选择一个合适的注入速率是非常重要的，是一个值得进一步分析和讨论的课题。

6.3 最小运行压力对腔体稳定性的影响

与上一节一样，本节将通过分析腔体体积收缩率、位移、安全系数来分析最小运行压力对SCCS注采循环的影响，并比较最小运行压力和注入速率对SCCS注采循环的影响。

6.3.1 SCCS的体积收缩率

图16（a）显示了在不同最小运行压力比下VLR与工作时间的关系曲线。最小运行压力比是指最小运行压力与套管鞋处原始岩石应力的比值，无量纲。对于盐穴储能，合适的运行压力是套管鞋处原始岩石应力的0.3~0.85倍，因此，本文将最小运行压力比设定为0.3~0.5，注气速率为1000 t∙d^-1。经过50年50个注采循环后，不同最小运行压力（0.30、0.35、0.40、0.45和0.50）下的最终体积收缩率分别为12.85%、11.14%、9.24%、7.58%和6.12%。通过提高最小运行压力，可以有效降低腔体的体积收缩率：50年后从12.85%降至6.12%，降幅为52.37%。图16（b）显示了不同注入速率和最小运行压力比下的SCCS的体积收缩率曲线。我们发现，随着最小运行压力的增加，体积收缩率不断减小，同样，随着注入速率的增加体积收缩率也不断减小。比较1000 t∙d^-1和0.3

σ v 0

的基本工作条件，我们看到将最小运行压力增加到0.5

σ v 0

降低了52.37%，而将注入速率增加到3000 t∙d^-1降低了38.68%。

6.3.2 围岩位移

图17显示出了点5（最大位移点）处的位移随运行时间的变化曲线，其中图17（a）为在不同最小运行压力比下的位移随运行时间的变化曲线，CO₂注入速率为1000 t∙d^-1。在不同的最小运行压力比（0.30、0.35、0.40、0.45和0.50）下，腔体的最终位移分别为1.516 m、1.341 m、1.132 m、0.940 m和0.770 m。通过将注入速率从0.3P ₀提高到0.5P ₀，可以有效地将腔体的最大位移降低49.21%，接近体积收缩率的52.37%。同样，每个腔体的位移值满足位移不超过腔体半径10%的要求[96]。图17（b）为运行50年后最小运行压力比和注入速率对点5的位移的影响曲线。同样，随着注入速率的增加，围岩位移不断减小。通过与1000 t∙d^-1和0.3P ₀的基本工作条件进行比较，我们发现，通过将最小运行压力增加到0.5P ₀，降低了49.21%，高于通过将注入速率增加到3000 t∙d^-1，降低了40.57%。

6.3.3 安全系数体积比分布

图18显示了不同最小运行压力比下安全系数体积比的分布规律。对于这些情况，当SF小于5时，安全系数体积比随SF增大，说明其高SF值有较宽的范围。但在不同的最小运行压力比下，其安全系数体积比变化较大。随着最小运行压力比的增加，SF值小于5的安全系数体积比减小，表明最小运行压力能有效减小SF值较低的围岩范围，从而增加了盐穴的稳定性，有利于盐穴的长期安全运行。对比图15，我们发现不同的最小运行压力对安全系数体积比的分布有很大的影响，在SF小于5时大大减少了其岩盐体积，大大提高了其安全性，而注入速率对安全系数体积比的影响很小。

运行压力的影响远高于注入速率。虽然提高最小运行压力可以有效降低体积收缩率、位移等，增加了腔体的安全性，但增加最小运行压力会减少单循环CO₂注入-采出量，从而降低其可用性。因此，选择合适的最小运行压力值得结合可用性进行进一步的分析和讨论。

7 讨论和未来展望

7.1 单腔累积工作质量（AWM）

本节结合可用性分析，讨论注入速率和运行压力对SCCS的影响。使用寿命作为直观的指标，可以显示盐穴可用于CO₂储存的时间[33]。它由盐穴未能满足第6节中提到的3个指标中的任何一个的运行时间来定义。CO₂的累积工作质量用于分析SCCS在其寿命期间的可用性。一般来说，盐穴的工作压力越高，体积损失率越小。但是相应地，储存在盐穴中的较低的工作气体体积影响单个注采循环中的工作气体体积。AWM与储气库的初始体积、运行多年后储气库的体积损失率、高压和低压之间的密度差、使用寿命等因素有关。AWM可以计算如下：

A W M = ∫ 0 t V 0 ⋅ 1 - V L R (t) ⋅ Δ ρ d t

（24）

SCCS的寿命与注入速率密切相关（图19）。通过将注入速率从1000 t∙d^-1增加到3000 t∙d^-1，其寿命可以从178年增加到341年（1.92倍），这表明高注入速率在这方面也是值得优先考虑的。对于盐穴的AWM值，改变注入速率只会影响其使用寿命和体积收缩率，而不会改变密度差。因此，增加注入速率可以有效提高其AWM，但对年工作气体质量影响不大。

为了分析最小运行压力的影响，我们计算了不同最小运行压力下的密度差（最大和最小运行压力下的密度差，表示单次注采循环的工作质量）和寿命（图20）。通过将最小操作压力从0.3

σ v 0

增加到0.5

σ v 0

，SCCS的寿命可以从178年增加到557年（3.13倍），这与增加注入速率达到的1.92倍相比有显著差异。而密度差从544.50 kg·m^-3（0.3

σ v 0

）下降到183.25 kg·m^-3（0.5

σ v 0

），下降了66.34%，说明提高最小运行压力大大降低了单个注采周期的工作气量，从而影响了一定时期的AWM值。

为了分析在各种最小运行压力下AWM对SCCS整个寿命的影响，我们选择30%体积收缩率作为终止标准，相应的结果如图21（a）所示。在各种最小运行压力比下，AWM值分别为2.35 × 10⁷ t、2.38 × 10⁷ t、2.33 × 10⁷ t、2.32 × 10⁷ t、2.46 × 10⁷ t。我们清楚地看到，AWM值相当大，而每个案例之间的差异非常小。这是因为最终的腔体收缩量是一定的，工作质量和体积收缩量几乎是正相关的。在一个特定的循环中，当最小运行压力降低时，工作质量增加，同时腔体收缩也增加。这导致在各种最小运行压力比下，AWM差别不大。此外，这也说明SCCS的注采方式相当灵活。

值得一提的是，这些只是容积为296 814 m³的单个盐穴的AWM值。因此，如果许多盐穴一起工作，由于CO₂的连续注采循环，它们具有储存CO₂的巨大潜力。

在0.3

σ v 0

的最小运行压力下，增加的速率[图21（a）中的黑线]比其他的高得多，并且在50和100次循环后，AWM值分别达到0.75 × 10⁷ t和1.53 × 10⁷ t，这是相当可观的。此外，体积为296 814 m³的单个盐穴的年均CO₂储存量高达153 000 t，远远高于中国CCUS示范项目的规模[33]，这证明了单个盐穴使用SCCS的价值。对于一个盐矿中的几十个盐穴[45,98,102]，总的年CO₂储存量可以达到几百万到几千万吨。此外，从上述稳定性分析中，我们发现SCCS可以安全运行很长一段时间。因此，SCCS可以满足不同时间需求的碳储存和碳供应功能。

7.2 中国SCCS选址

7.2.1 SCCS选址要求

基于上述研究，可以得出以下中国SCCS的建议选址要求：

（1）适当可存储的深度范围。从超临界CO₂密度的角度来看，储存深度的范围为800~2000 m之间，CO₂的密度在750~870 kg·m^-3之间，之后增加深度并不能显著增加密度，且钻井和建造腔体的成本大大增加。从注采密度差来看，深度越大，相同压差下CO₂的密度差越小，超过2000 m时注采密度差消失。综合考虑密封性、储能规模、调峰能力和经济性，优选800~2000 m作为油藏选址的深度范围。

（2）可选区域和老盐穴的确定。高压下CO₂在岩体中的渗透性不如CH₄、H₂、He和空气。只要将CO₂以高黏度的超临界状态注入盐穴，其对围岩密闭性的要求就低于其他气体，这就可以进一步扩大场地和盐穴选择的范围。

（3）可储存规模的要求。考虑到目前盐穴储碳的经济性还没有得到充分体现，建议老盐穴仍应封闭，建议净空间不应小于200 000 m³（超过150 000 t碳储量），以衡量其经济性。

（4）安全运行要求。SCCS工作压力高，压力波动较小，适合长期储存。在建有储气库或压缩空气库的传统场所，理论上可以满足SCCS的要求。

（5）与碳上下游的关系。建议选址不要离上游碳排放和下游碳利用/封存太远，建议100 km左右，这样既能保证SCCS的经济性，又能控制成本。建议进一步发展SCCS和盐穴储能与CCUS结合，如基于SCCS的压缩CO₂储能。

7.2.2 初步选定的SCCS地点

表3列出了国内一些盐矿的基本信息和中国各省的碳排放情况[8,45,84,103]。这6个省份的碳排放总量为550.96 × 10⁶ t CO₂，占2019年全国碳排放量的32.64%。这些高碳排放省份主要位于我国东部和沿海地区，这些地区也盛产盐矿。根据上述中国SCCS的建议选址要求和表3，初步获得几个潜在的盐矿，如下：

（1）江苏省淮安、楚州、金坛、赵集和丰县盐矿是潜在的SCCS场地，江苏省是中国的碳排放大省，因此，SCCS可以在实现碳排放峰值和碳中和的目标中发挥重要作用；

（2）河南、山东、湖北都有适合SCCS的盐矿，值得进一步研究；

（3）安徽定远盐矿、广东龙归盐矿、湖北云应盐矿由于埋藏较浅，不能作为潜在的SCCS地点。

7.3 SCCS储存规模评估

在此，我们研究了SCCS的工作原理、潜在应用场景、CO₂注入和腔体稳定性。然而，仍然有必要从CCUS的角度和国家层面的碳市场需求来分析SCCS的潜在规模。这样可以为以后大规模建设盐穴储碳提供指导。

《中国碳捕集利用与封存年度报告（2023）》[104]预测，2025年中国CCUS需求约2400万吨∙年^-1、2030年近1亿吨∙年^-1、2040年约10亿吨∙年^-1、2050年超过20亿吨∙年^-1、2060年约23.5亿吨∙年^-1。目前，中国在建和运营的CCUS项目约有40个，主要是电力、石油和煤炭行业的小规模示范项目，年总CO₂捕集能力为300万吨∙年^-1 [105]，与未来减排需求相差甚远。碳封存的目标非常宏大，不过目前进展比较缓慢。除了技术进步的需要，CCUS的项目很难盈利，而这使得CCUS大多停留在论证阶段[105]。企业是碳减排的真正执行者，但以盈利为生存基础的企业很难将重心转移到以高额固碳投资上。因此，随着中国未来碳税政策的实施，虽然企业将不得不封存碳，但传统的CCUS模式仍将使企业面临巨大的经济压力。

7.3.1 SCCS的独特优势

SCCS有一些独特的优势，可以进一步激励企业的碳储存。

（1）区域优势。如表3所示，我国东部和沿海地区是高碳排放省份，盐矿丰富。这些地区有许多盐矿和闲置的盐穴，且经济繁荣，工业发达，对碳的利用也有很大需求。因此，它为碳储存的选址和盐穴提供了必要的条件。特别是河北、河南、陕西、山东、江苏、广东、四川、云南等省份，除盐矿外，还有丰富的风能、太阳能或水能资源。结合大规模SCCS，可以建立包括可再生能源、氢能和CO₂利用的一体化产业，具备可再生能源调峰和氢能转换为其他形式能源的产业条件和消费市场。

（2）使碳中和链更加灵活。碳排放不能立即封存或使用。SCCS的特点是大规模、安全、经济、灵活。基于SCCS的临时储存和空间使用特点，碳中和产业链的市场兼容性和灵活性可以大大增强。

（3）降低了碳注入的成本。目前盐穴注气-采卤成本约为20元∙m^-3，大部分地区其他CCUS注碳成本约为50~60元∙t^-1，对应约1.5 m³卤水，排出的卤水可抵消部分成本。这是因为盐穴是一个巨大的腔体，我国大部分盐穴储气库的深度在500~2000 m之间，盐穴中的气体通过注气井从地面直接注入溶腔，卤水通过排卤井排出。这个过程中的摩擦力其实并不大，排卤水的过程也比较轻松，相应的能耗也比较低。而且排出的卤水还可以出售，对成本有一定的补偿作用。而另一种情况是多孔介质地层（如油层和咸水层），高压CO₂缓慢注入储层孔隙。因此管道摩阻和渗流摩阻远大于盐穴注入CO₂的摩阻。摩擦力越大，注气时间越长，能耗和相应成本越高，且CO₂注入的过程将会非常缓慢。当使用闲置盐穴时，基本上没有额外的洞穴建造成本。因此，考虑到SCCS在地面作业和管道建设成本方面与其他CCUS不相上下，SCCS的注入成本仍然会低得多。

（4）显著增加可用碳的量。单次可采碳量高达30万吨[33]，一年可进行多次注采循环。所使用的碳总量（可被视为碳中和量）将是可观的。因此，一组盐穴完全有可能储存（以及后续供应）数百万吨的碳。

7.3.2 SCCS的储存规模

结合上述SCCS的三种情景，我们现在将讨论SCCS在国家层面的碳储存能力和潜在利益。截至2016年年底[90]，我国闲置盐穴总体积已达2.5 × 10⁸ m³。近年来，中国每年生产4000万吨盐。因此，到2023年年底，中国有超过3.7 × 10⁸ m³的闲置盐穴。大部分盐穴深度超过800 m，基本满足超临界CO₂的储存条件。同理，SCCS的存储规模可以计算为：

m t o t a l = η V c a v e r n ρ S C - C O 2

（25）

其中，

m t o t a l

为总储碳量，t；

η

为盐穴储碳量的使用率，%；

V c a v e r n

为闲置盐穴总体积，m³；

ρ S C - C O 2

为超临界CO₂的密度，kg·m^-3。

初步估计，使用20%~30%的腔体体积进行碳储存是完全可行的，总碳储存量预计将超过5180万~7770万吨（超临界CO₂密度设定为700 kg∙m^-3），约为全国年碳储存量（2022年数据）的17.3~25.95倍[104]。

（1）结合场景1。目前全国碳储量较小，一直没有重大技术突破。然而，采用SCCS可以增加超过5180万吨的碳储存量。这对于在短时间内增加国家碳储存规模具有现实意义。盐穴储碳的位置和运行与储气类似，完整的盐穴储气技术体系可以有效保证SCCS的实施。这种模式主要是为实现短期碳减排目标（如2030年）服务的，除了碳减排这一项，没有其他经济性。在这种情景下，总计5180万吨的碳储量可以为2030年的CCUS提供重要的补充途径。

（2）结合场景2。采用这种模式主要是因为目前技术不成熟，碳利用成本高。在盐穴中，碳被大规模储存，小规模使用。但即使80%的碳不是被动使用的，也会有超过4000万吨的碳被长期储存。这种模式可以满足未来10~20年的碳减排需求，此外，我们认为碳利用可以产生一定的经济效益。再者，二氧化碳储能（CES）技术[包括热电二氧化碳储能（TE-CES）、跨临界二氧化碳储能（TC-CES）、超临界二氧化碳储能系统（SC-CES）和液态二氧化碳储能（LCES）]，是一种新型的清洁物理储能技术，可以长期、稳定和高效地储能，并具有高储能密度和高循环效率的特点[106‒108]。由于CES系统高压侧压力较高（一般为10~25 MPa），对高压侧储存容器提出了严格的要求。普通钢制压力容器往往不能满足安全要求，而为了满足系统稳定的能量释放条件，在设计压力容器时需要有相当大的富余容积，导致材料成本较高，影响了CES系统的整体经济效益。因此，有学者提出结合CO₂封存技术，利用地下（硬岩洞、盐穴、废弃煤矿、咸水层、水下等）存储高压和低压CO₂。与其他方式相比，盐穴与中国高CO₂排放区高度重合。因此，基于盐穴的CES系统将是未来几年的热门话题。

（3）结合场景3。盐穴中储存的碳被频繁注入与采出。我们可以预期，2040年以后，碳利用的技术、成本、规模等相关问题将得到很好的解决。届时，碳的大规模利用将是碳市场的主要模式。SCCS在碳市场中发挥着重要作用——尽管规模可能较小，但由于碳的频繁注入和提取，SCCS可以在调节碳市场方面发挥重要作用。目前，预测SCCS未来的碳调节能力极其复杂。然而，类似于天然气市场10%的储气能力，它可以满足天然气市场的调峰需求。因此，我们可以预计，5180万吨SCCS将在市场上更大的碳利用规模上发挥调节者的作用。这也是SCCS未来的主要模式，在未来的碳市场中主要扮演监管者或杠杆的角色。在这种情况下，SCCS的最大优势就能体现出来。对于CES，单个容积为500 000 m³的腔体可储存超过10 GW·h的能量（对于SC-CES，能量储存密度超过20 kW·h∙m^-3）[109]。对CCUS来说，注采周期将大大增加碳储量。每个注采周期单个盐穴的工作气量可超过30万吨[33]，即33个盐穴可实现1000万吨的储碳量。而且当注采循环次数为10次∙年^-1时，年储碳规模可达1亿吨。中国碳市场年累计成交额达1.94亿吨（2021年7月16日至2022年7月15日）[110]，交易价格（开盘价）也从每吨48元略微上升至60元。在这种情况下，SCCS可以提供超过一半的碳市场存储，一个更大的碳市场可以得到推广和实施。

8 结论与展望

（1）根据碳市场的需求和发展，SCCS可以通过长期大规模封存、少量采出和使用高频注采为碳减排和利用服务。与目前CCUS的其他项目类似，SCCS也可以提供大规模的碳储存。特别是SCCS发挥了临时和半永久性碳储存的作用，加强了CO₂从废物到工业资源的转化，从而为每个参与者带来经济利益。

（2）场景1是碳封存方法，而场景2和场景3是CCUS的方法。由于CO₂利用技术不成熟，场景2是暂时的，而场景3是频繁注采CO₂的碳储存。

（3）H₂的动力黏度最小，仅为CH₄、空气和He的一半，CO₂的动力黏度最高，几乎是CH₄、空气和He的3倍。因此，盐穴储氢的气密性要求最高，而SCCS的气密性要求最低。

（4）在CO₂注入和卤水采出阶段，CO₂以气态注入并以超临界状态储存。该方法确定了井口CO₂压力的变化、沿注入和提取通道的摩擦力以及井口位置和CO₂-卤水界面处CO₂压力之间的关系。CO₂注入速率是影响沿程水头损失的最重要因素。

（5）在长期运行期间，通过对腔体体积收缩率、围岩位移和安全系数体积比的分析，较高的注入速率可以提高SCCS的稳定性，但注入速率对安全系数体积比的影响较小，而对体积收缩率和位移的影响较大。提高最小运行压力可以有效降低腔体体积收缩率、围岩位移等，提高盐穴的安全性。SCCS比盐穴储气库具有更好的稳定性，因而具有更长的使用寿命。

（6）适宜的可储存深度范围在800~2000 m之间，储存CO₂密度为750~870 kg·m^-3。出于经济需求，建议盐穴净空间不小于200 000 m³，上游碳排放和下游碳利用/储存的距离在100 km以内。

（7）在中国，江苏省、河南省、山东省和湖北省都有适合SCCS的盐矿，值得进一步研究。江苏省是中国的碳排放大省。因此，SCCS可以在实现碳排放峰值和碳中和的目标中发挥重要作用。

（8）在中国，盐矿正好与许多主要的碳排放和可再生能源省份地理上相吻合。一个盐穴可以使用超过100年，在其生命周期内可以储存超过数百万吨的碳。在中国，如果利用20%~30%的闲置盐穴空间，SCCS可以提供超过5180万~7770万吨的碳储存，这对于临时和长期碳储存都是有利的。通过持续的碳注采循环，SCCS可以成为未来服务于碳市场的重要调节器。

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