文章快速检索    
  地质通报  2017, Vol. 36 Issue (6): 1088-1095  
0

引用本文 [复制中英文]

刁玉杰, 朱国维, 金晓琳, 张超, 李旭峰. 四川盆地理论CO2地质利用与封存潜力评估[J]. 地质通报, 2017, 36(6): 1088-1095.
[复制中文]
DIAO Yujie, ZHU Guowei, JIN Xiaolin, ZHANG Chao, LI Xufeng. Theoretical potential assessment of CO2 geological utilization and storage in the Sichuan Basin[J]. Geological Bulletin of China, 2017, 36(6): 1088-1095.
[复制英文]

基金项目

中国地质调查局项目《准噶尔等盆地二氧化碳地质储存综合地质调查》(编号:121201012000150010)、国家自然科学基金项目《基于咸水层封存高信度建模的CO2分布饱和度差异性机理研究》(批准号:41602270)、国家发改委中国清洁发展机制基金赠款项目《碳封存项目地下空间国土资源管理指南研究》(编号:2014088)和英-中战略繁荣基金项目《重庆地区枯竭气田二氧化碳地质封存早期示范机会研究》(编号:FY16-17)

作者简介

刁玉杰(1983-), 男, 在读博士生, 高级工程师, 从事CO2地质储存的研究。E-mail:diaoyujie1983@163.com

文章历史

收稿日期: 2016-08-04
修订日期: 2017-04-14
四川盆地理论CO2地质利用与封存潜力评估
刁玉杰1,2, 朱国维1, 金晓琳2, 张超2, 李旭峰2    
1. 煤炭资源与安全开采国家重点实验室/中国矿业大学 (北京), 北京 100083;
2. 中国地质调查局水文地质环境地质调查中心, 河北 保定 071051
摘要: 结合CO2地质利用与封存技术机理,在国际权威潜力评估公式的基础上,系统地提出了适合中国地质背景的次盆地尺度CO2封存潜力评估方法及关键参数取值。同时,以四川盆地为例,依次开展了枯竭油田地质封存与CO2强化石油开采、枯竭气田与CO2强化采气、不可采煤层地质封存与CO2驱替煤层气,以及咸水层地质封存技术的CO2地质封存潜力。结果表明,四川盆地利用深部咸水层与枯竭天然气田CO2地质封存潜力最大,期望值分别达154.20×108t和53.73×108t。其中,枯竭天然气田因成藏条件好、勘探程度高、基础建设完善,为四川盆地及其周边利用枯竭气田CO2地质封存技术实现低碳减排提供了早期示范机会。CO2地质利用与封存潜力评估方法,对进一步开展全国次盆地尺度理论封存潜力评估与工程规划具有重要意义。
关键词: CO2地质利用    CO2地质封存    次盆地尺度    潜力评估    关键参数    
Theoretical potential assessment of CO2 geological utilization and storage in the Sichuan Basin
DIAO Yujie1,2, ZHU Guowei1, JIN Xiaolin2, ZHANG Chao2, LI Xufeng2    
1. State Key Laboratory of Coal Resource and Mine Safety/China University of Mining & Technology, Beijing 100083, China;
2. Center for Hydrogeology and Environmental Geology Survey, China Geological Survey, Baoding 071051, Hebei, China
Abstract: Based on the mechanism of CO2 geological utilization and storage technologies and the international authoritative evalua-tion formulae, the methodology of theoretical potential assessment at the sub-basin scale is proposed in this paper, and the solutions of key parameters are provided.Meanwhile, with the Sichuan Basin as a case study, the theoretical potential of depleted oil CO2 storage and CO2-EOR, depleted gas CO2 storage and CO2-EGR, unmineable coal bed seams CO2 storage and CO2-ECBM, and deep saline aquifer CO2 storage are evaluated respectively.The results show that the total CO2 storage potential of deep saline aquifers and depleted gas fields CO2 storage could reach 154.20×108t and 53.73×108t on the average.Because of good traps, high degree of exploration and good infrastructures, depleted gas fields provide a great chance for carrying out demonstration or industrial CO2 geological storage proj-ects first for the CO2 resources located in the Sichuan Basin.The methodology of potential assessment of CO2 geological utilization and storage technologies has great exploring significance for sub-basin scale national potential evaluation and project planning in China.
Key words: CO2 geological utilization    CO2 geological storage    sub-basin scale    potential assessment    key parameters    

中国南方分布着大量的CO2工业排放源,仅四川省和重庆市每年就有约104.58×106t的CO2排放到大气中[1],面临着温室气体减排的巨大压力。而四川盆地作为中国南方最大的沉积盆地,针对性地开展CO2封存潜力评估,对该区利用CO2地质利用与封存技术实现低碳减排具有重要的探索意义。

CO2地质利用与封存技术可分为CO2地质利用和CO2地质封存两大类。其中,CO2地质利用方式主要包括CO2强化石油开采(Carbon Dioxide Enhanced Oil Recovery, CO2-EOR)、CO2驱替煤层气(Carbon Dioxide Enhanced Coal Methane, CO2-ECBM)、CO2强化天然气开采(Carbon Dioxide Enhanced Gas Recovery, CO2-EGR)、CO2增强页岩气开采(Carbon Dioxide Enhanced Shale Gas Recovery, CO2-ESGR)、CO2增强地热系统(Carbon Dioxide Enhanced Geothemal Systems, CO2-EGS)、CO2铀矿浸出增采技术(Carbon Dioxide Enhanced Uranium Leaching, CO2-EUL)及CO2强化深部咸水开采(Carbon Dioxide Enhanced Water Recovery, CO2-EWR)[2]。而CO2地质封存的定义实际包括枯竭油气田、不可采煤层和咸水层CO2地质封存技术。

许多中国学者先后开展了四川盆地的CO2地质利用与封存技术的理论潜力评估[3-8],为适合中国沉积盆地地质背景的CO2理论封存潜力评估方法研究奠定了基础。但以上成果主要集中在全国区域级别,随着评估方法的不断科学化、评估参数的不断更新,探索次盆地尺度的理论CO2地质利用与封存潜力评估方法具有重要意义。

1 四川盆地区域地质背景

四川盆地是中国四大沉积盆地之一,总面积约26×104km2图 1)。盆地基底为前震旦系,其上沉积盖层发育较全,主要为浅海地台及内陆湖盆相沉积,总厚度达6000~12000m。其中震旦系—中三叠统属海相沉积,以碳酸盐岩为主,厚度为4000~7000m,上三叠统—第四系为陆相沉积,厚度达2000~6000m。盆地现今的构造具有“两坳一隆”的特点,按区域构造结构可划分为川东南高褶区、川中低缓隆起区和川西北坳陷3个一级构造单元,又可进一步划分为6个二级构造单元。

图 1 四川盆地构造单元区划 Fig.1 Division of geological structural units in Sichuan Basin
2 枯竭油田地质封存与CO2-EOR潜力评估 2.1 评估方法 2.1.1 枯竭油田地质封存

枯竭油田地质封存潜力可利用石油资源储量的权威数据开展计算,即:

$ {{G}_{\text{C}{{\text{O}}_{\text{2}}}}}\text{=}OOIP\text{/}{{\rho }_{\text{oil}}}\text{ }\!\!\cdot\!\!\text{ }B\text{ }\!\!\cdot\!\!\text{ }{{\rho }_{\text{C}{{\text{O}}_{\text{2}}}}}\text{ }\!\!\cdot\!\!\text{ }{{E}_{\text{oil}}} $ (1)

式中:GCO2为CO2地质封存潜力;OOIP为石油原地地质储量,在次盆地尺度上,对应中国油气田阶段的探明地质储量数据;ρoil为原油密度;B为原油体积系数;ρCO2为地层条件下CO2密度;Eoil为封存效率(有效系数),建议75%[9]

2.1.2 CO2-EOR

根据Dahowski等[10]的计算公式开展CO2强化石油开采理论封存潜力评估:

$ \begin{align} &{{G}_{\text{C}{{\text{O}}_{\text{2}}}\text{-EOR}}}=OOIP/{{\rho }_{\text{oil}}}\text{ }\!\!\cdot\!\!\text{ }B\text{ }\!\!\cdot\!\!\text{ }{{E}_{\text{oil}}}\text{ }\!\!\cdot\!\!\text{ }EXTRA\text{ }\!\!\cdot\!\!\text{ } \\ &({{P}_{\text{LC}{{\text{O}}_{\text{2}}}}}\text{ }\!\!\cdot\!\!\text{ }{{R}_{\text{LC}{{\text{O}}_{\text{2}}}}}+{{P}_{\text{HC}{{\text{O}}_{\text{2}}}}}\text{ }\!\!\cdot\!\!\text{ }{{R}_{\text{HC}{{\text{O}}_{\text{2}}}}}) \\ \end{align} $ (2)
$ API=(141.5/{{S}_{g}})-131.5 $ (3)

式中:GCO2-EOR为CO2强化石油开采地质封存潜力;EXTRA为强化开采效率,其取值见表 1PLCO2为强化开采最低概率;PHCO2为强化开采最高效率;API为原油重度;RLCO2=2.113t/m3RHCO2=3.522 t/m3,见表 2Sg为原油比重;其他参数含义同公式(1)。

表 1 EXTRA值在不同API条件下的计算取值 Table 1 The value of EXTRA with API different gravity
表 2 不同深度和API条件下PLCO2PHCO2取值 Table 2 Four EOR cases with different depths/pressures and API gravities
2.2 评估结果

利用国土资源部[11]全国石油资源探明储量数据,对四川盆地开展CO2-EOR和枯竭油田地质封存潜力评估。结果表明(表 3表 4),利用枯竭油田地质封存技术,可实现CO2地质封存潜力0.74×108t;如果利用CO2-EOR技术,仅能封存CO2 0.21×108t。

表 3 枯竭油田CO2地质封存潜力 Table 3 Storage potential of CO2 geological storage in depleted oil fields
表 4 CO2强化石油开采封存潜力 Table 4 CO2-EOR geological storage potential
3 枯竭气田地质封存与CO2-EGR封存潜力评估 3.1 评估方法 3.1.1 枯竭气田地质封存

USDOE[12]和CSLF[13]对于枯竭天然气田的CO2地质封存潜力的评估假设条件与枯竭油田技术一致,因此计算公式基本相同:

$ {{G}_{\text{C}{{\text{O}}_{\text{2}}}}}=OGIP/{{\rho }_{\text{gasstd}}}\text{ }\!\!\cdot\!\!\text{ }B\text{ }\!\!\cdot\!\!\text{ }{{\rho }_{\text{C}{{\text{O}}_{\text{2}}}}}\text{ }\!\!\cdot\!\!\text{ }{{E}_{\text{gas}}} $ (4)

式中:OGIP为天然气原地资源量,对应中国油气田阶段的探明地质储量数据;ρgasstd为标准大气压条件天然气密度;B为天然气体积系数;Egas为封存效率(有效系数),建议75%[9];其他参数代表含义同公式(1)。

3.1.2 CO2-EGR

单纯从USDOE关于枯竭天然气田CO2地质封存潜力评估方法的定义,CO2-EGR技术的理论封存潜力计算公式如下:

$ {{G}_{\text{C}{{\text{O}}_{\text{2}}}\text{-EGR}}}=OGIP/{{\rho }_{\text{gasstd}}}\text{ }\!\!\cdot\!\!\text{ }B\text{ }\!\!\cdot\!\!\text{ }{{\rho }_{\text{C}{{\text{O}}_{\text{2}}}}}\text{ }\!\!\cdot\!\!\text{ }{{E}_{\text{gas}}}\text{ }\!\!\cdot\!\!\text{ }C $ (5)

式中:GCO2-EGR为CO2强化天然气开采地质封存潜力;C为驱替系数,见表 5;其他参数代表含义同公式(4)。

表 5 中国不同地区沉积盆地CO2-EGR驱替效率取值建议[9] Table 5 value of CO2-EGR for different sedimentary basins in China
3.2 评估结果

四川盆地内部蕴藏有丰富的天然气资源,根据《中国油气田开发志·卷十三:西南油气区》 [14]各天然气田探明地质储量数据,分别对四川盆地主要天然气田枯竭气田和CO2-EGR技术理论封存潜力进行了评估。结果表明,四川盆地利用枯竭天然气田可实现CO2地质封存53.73×108t,其中,27个大中型气田利用枯竭气田地质封存技术可实现CO2地质封存42.39×108t。如果利用CO2-EGR技术,可实现CO2地质封存33.85×108t,其中27个大中型气田可实现CO2地质封存26.70×108t。

4 不可采煤层地质封存与CO2-ECBM封存潜力评估 4.1 评估方法 4.1.1 不可采煤层地质封存

利用USDOE计算公式,假设煤层中煤层气的体积空间可以全部用来封存CO2。其封存潜力计算公式如下:

$ {{G}_{\text{C}{{\text{O}}_{\text{2}}}}}={{G}_{\text{CBM}}}\text{ }\!\!\cdot\!\!\text{ }{{R}_{\text{C}{{\text{O}}_{\text{2}}}\text{/C}{{\text{H}}_{\text{4}}}}}\text{ }\!\!\cdot\!\!\text{ }{{\rho }_{\text{C}{{\text{O}}_{\text{2}}}\text{std}}}\text{ }\!\!\cdot\!\!\text{ }{{E}_{\text{coal}}} $ (6)

式中:GCBM为煤层气资源潜力,由于煤层气勘探开发程度相对石油天然气资源较低,国土资源部[15]仅公布了煤层气地质储量;RCO2/CH4为煤层CO2/CH4吸附能力的比值;Ecoal为封存效率(有效系数);ρCO2std为标准大气压条件下CO2密度;其他参数含义同公式(1)。

Reeves[16]开展了美国煤层CO2-ECBM封存潜力评估,并提出了不同煤质相应的RCO2/CH4取值建议(表 6),但本文Ecoal的取值采用2011年应用蒙特·卡罗方法(Monte Carlo method)提出的P10P50P90三种概率下的取值建议(表 7)。

表 6 不同煤质RCO2/CH4的取值 Table 6 The values of RCO2/CH4 of different types of coal
表 7 CO2-ECBM技术封存效率取值建议[12] Table 7 Storage efficiency of unmineable coal seams
4.1.2 CO2-ECBM

CO2-ECBM的CO2地质封存潜力评估公式利用公式(7)计算:

$ {{G}_{\text{C}{{\text{O}}_{\text{2}}}\text{-ECBM}}}={{G}_{\text{CBM}}}\text{ }\!\!\cdot\!\!\text{ }{{R}_{\text{C}{{\text{O}}_{\text{2}}}\text{/C}{{\text{H}}_{\text{4}}}}}\text{ }\!\!\cdot\!\!\text{ }{{\rho }_{\text{C}{{\text{O}}_{\text{2}}}\text{std}}}\text{ }\!\!\cdot\!\!\text{ }{{E}_{\text{coal}}}\text{ }\!\!\cdot\!\!\text{ }C $ (7)

式中:GCO2-ECBM为CO2驱替煤层气封存潜力;C为驱替效率;其他参数代表含义同公式(6)。

4.2 评估结果

根据国土资源部[15]全国煤层气资源评价数据,对四川盆地开展不开采煤层地质封存与CO2-ECBM封存潜力评估。结果表明(表 8),利用不可采煤层地质封存技术,可封存CO2 3.55×108~8.12×108t,期望值6.26×108t。利用CO2-ECBM技术,可封存CO2 1.78×108~4.06×108t,期望值3.13×108t。

表 8 四川盆地主要煤田CO2-ECBM地质封存潜力 Table 8 Storage potential of CO2 in unmineable coal seams and CO2-ECBM in Sichuan Basin
5 咸水层地质封存与CO2-EWR潜力评估 5.1 评估方法

USDOE提出纯粹的咸水层CO2地质封存计算方法,对咸水层的边界条件进行了界定[12]。对于开放和闭合的2类咸水层系统,开放咸水层系统在CO2注入后,会将该系统中的地下水驱替到其他的含水层系统中,从而实现CO2地质封存[17-20]

但是,如果单纯考虑CO2-EWR技术,开放和封闭咸水层系统的CO2地质封存潜力大体相同,可利用公式(8)开展潜力评估:

$ {{G}_{\text{C}{{\text{O}}_{\text{2}}}}}=A\text{ }\!\!\cdot\!\!\text{ }h\text{ }\!\!\cdot\!\!\text{ }{{\varphi }_{\text{e}}}\text{ }\!\!\cdot\!\!\text{ }{{\rho }_{\text{C}{{\text{O}}_{\text{2}}}}}\text{ }\!\!\cdot\!\!\text{ }{{E}_{\text{saline}}} $ (8)

式中:A为咸水层有效分布面积;h为咸水层有效厚度;φe为咸水层平均有效孔隙度;Esaline为封存效率(有效系数),见表 9;其他参数含义同上。

表 9 咸水层CO2地质封存系数取值建议[21] Table 9 CO2 storage efficiency coefficients Esaline at regional scales of USDOE
5.2 储盖层地质分析

次盆地尺度上,开展深部咸水层CO2地质封存潜力评估,即在储盖层地质分析的基础上,将地下所有潜在的CO2储层投影到地面,并综合考虑水文地质条件及地质安全性筛选后,圈定出有利储盖层分布远景区。CO2地质封存远景区的一般圈定标准见表 10

表 10 咸水层CO2地质封存远景区圈定一票否决指标 Table 10 Veto over key factors of deep saline saquifer CO2 geological storage prospective areas delineation
5.2.1 垂向地层储盖组合

图 2所示,四川盆地内部存在9套储层,以须家河组为主力储层,其他储层一般厚度较薄,且分布范围较小。总体看,四川盆地所有的储层物性均较差,属超低孔、超低渗类储层。

图 2 四川盆地CO2地质封存垂向储盖组合 Fig.2 CO2 geological storage vertical reservoir cap combination in Sichuan Basin

(1)二叠系:栖霞组、茅口组顶部的白云岩古岩溶储层,长兴组溶孔-裂隙型白云岩储集层。

(2)三叠系:飞仙关组溶孔-裂隙型碳酸盐岩储集层;嘉陵江组一段和五段溶孔-裂隙型碳酸盐岩储集层;须家河组二段、四段和六段孔隙-裂隙型碎屑岩储集层;川西蓬莱镇组孔隙型碎屑岩储集层。

另外,对比四川盆地天然气藏,四川盆地盖层封闭条件较好,在盆地内部地下水系统较封闭且远离盆地深大断裂地区,能够成为CO2地质封存的有效盖层。如龙潭组发育的总厚度大于50m的黑色页岩层,雷口坡期广泛沉积的膏盐岩,以及下侏罗统广泛发育的暗色泥岩,都能为咸水层CO2地质封存提供良好的封盖条件。

5.2.2 远景区平面分布及其储层

平面上,远景区主要分布在川中地区和川西南地区;而川东地区由于地层深度、地质安全性与水文地质条件的影响,仅川东南地区分布远景区;其他地区分布零星。各远景区面积及构造位置见图 3

图 3 四川盆地各远景区平面分布图 Fig.3 Prospective areas for deep saline aquifers CO2 storage in Sichuan Basin
5.3 评估结果

咸水层CO2地质封存潜力评估结果表明(表 11),四川盆地总的咸水层CO2地质封存潜力为77.81×108~262.09×108t,期望值达154.20×108t。主力CO2地质储层为须家河组二段、四段和六段,总封存量为71.99×108~245.96×108t,期望值达143.98×108t,占总封存潜力的93.37%。

表 11 咸水层地质封存各储层CO2封存潜力 Table 11 Storage potential of different reservoirs for deep saline aquifer CO2 storage

表 12所示,按构造位置统计,川中地区总封存潜力最大,期望值达89.26×108t,川西和川东地区总封存潜力期望值分别为45.68×108t和19.27×108t。

表 12 咸水层地质封存各远景区CO2封存潜力 Table 12 Storage potential of different prospective areas for deep saline aquifer CO2 storage
6 结论

本文首次系统提出了在次盆地尺度上,CO2的地质利用与封存潜力评估方法及其关键参数取值。对于枯竭油田地质封存与CO2-EOR、枯竭气田地质封存与CO2-ECBM、不可采煤层地质封存与CO2-ECBM,能够充分利用已有权威地质储量数据开展潜力评估,评估精度进一步提高。对于咸水层CO2地质封存,应注重地下储盖层地质剖析,充分结合储集条件、水文地质条件和地质安全性条件,圈定出远景区并开展封存潜力评估,更符合地质研究思路。

理论封存潜力评估结果表明,四川盆地利用咸水层CO2地质封存技术潜力最大,期望值达154.20×108t。盆地内部天然气资源丰富,利用CO2枯竭气田封存技术,可实现CO2封存53.73×108t,如果利用CO2强化天然气开采技术,可实现CO2封存33.85×108t。

尽管四川盆地深部咸水层CO2地质封存潜力最大,但由于其附带经济效益,且缺乏基础设施及地质资料,前期投入成本高,实施咸水层封存的技术经济障碍尚多,可能是中长期CO2深度减排的主要方式。而枯竭天然气田因其良好的圈闭条件、气层低压状态、地质资料丰富、基础设施完善等优势,为该区利用枯竭气田CO2地质封存技术实现低碳减排提供了早期示范机会。

致谢: 衷心感谢中国科学院武汉岩土力学研究所李小春研究员及其团队、重庆大学许江教授及其团队对本文提出的宝贵建议。

参考文献
[1] 白冰, 李小春, 刘延锋, 等. 中国CO2集中排放源调查及其分布特征[J]. 岩石力学与工程学报, 2006, 25(1): 2918–2923.
[2] 中国21世纪议程管理中心. 《第三次气候变化国家评估报告——中国二氧化碳利用技术评估报告》[M]. 北京: 科学出版社, 2014.
[3] 张洪涛, 文冬光, 李义连, 等. 中国CO2地质埋存条件分析及有关建议[J]. 地质通报, 2005, 24(12): 1107–1110. DOI:10.3969/j.issn.1671-2552.2005.12.004.
[4] 刘延锋, 李小春, 白冰. 中国CO2煤层储存容量初步评估[J]. 岩石力学与工程学报, 2005, 24(16): 2947–2952. DOI:10.3321/j.issn:1000-6915.2005.16.023.
[5] 刘延锋, 李小春, 方志明, 等. 中国天然气田CO2储存容量初步评估[J]. 岩土力学, 2006, 27(12): 2277–2281. DOI:10.3969/j.issn.1000-7598.2006.12.037.
[6] 李小春, 刘延锋, 白冰, 等. 中国深部咸水含水层CO2储存优先区域选择[J]. 岩石力学与工程学报, 2006, 25(5): 963–968.
[7] Guo J, Wen D, Zhang S, et al. Potential and Suitability Evaluation of CO2 Geological Storage in Major Sedimentary Basins of China, and the Demonstration Project in Ordos Basin[J]. Acta Geological Si-nica (English Edition), 2015, 89(4): 1319–1332. DOI:10.1111/acgs.2015.89.issue-4.
[8] Wei N, Li X, Fang Z, et al. Regional Resource Distribution of On-shore Carbon Geological Utilization in China[J]. Journal of CO2 Uti-lization, 2015, 11: 20–30. DOI:10.1016/j.jcou.2014.12.005.
[9] Li X, Wei N, Fang Z, et al. CO2 Point Emission and Geological Storage Capacity in China[J]. Energy Procedia, 2009, 1: 2793–2800. DOI:10.1016/j.egypro.2009.02.051.
[10] Dahowski R T, Dooley J J, Davidson C L, et al. Building the Cost Curves for CO2 Storage:North America. Technical Report. IEA Greenhouse Gas R&D Programme, 2015[EB/OL][2016-08-03] http://www.globalccsinstitute.com/publications/building-costcurves-CO2-storage-north-america.2015.
[11] 国土资源部油气资源战略研究中心, 等. 全国石油天然气资源评价[M]. 北京: 中国大地出版社, 2010.
[12] Goodman F, Hakala A, Bromhal A, et al. U. S. DOE Methodology for the Development of Geologic Storage Potential for Carbon Di-oxide at the National and Regional Scale[J]. International Journal of Greenhouse Gas Control, 2011, 5: 952–965. DOI:10.1016/j.ijggc.2011.03.010.
[13] CSLF. Estimation of CO2 Storage Capacity in Geological Media (Phase), Prepared by the Task Force on CO2 Storage Capacity Estima-tion for the Techincal Group of the Carbon Sequestration Leadership Form[EB/OL](2007-06-15)[2016-08-03]. http://citeseerx.ist.psu.edu/viewdoc/download; jsessionid=5F350840888988FDCA7ADA39EB02EF36?doi=10.1.1.352.8121&rep=rep1&type=pdf.2007.
[14] 《中国油气田开发志》总编纂委员会. 《中国油气田开发志·卷十三:西南油气区》[M]. 北京: 石油工业出版社, 2011.
[15] 国土资源部油气资源战略研究中心, 等. 全国煤层气资源评价[M]. 北京: 中国大地出版社, 2009.
[16] Reeves S R. Assessment of CO2 Sequestration and ECBM Poten-tial of U.S. Coalbeds[EB/OL][2016-08-03] https://www.osti.gov/scitech/biblio/923256.2003.
[17] Nicot J P. Evaluation of Large-scale CO2 Storage on Fresh-water Sections of Aquifers:an Example From the Texas Gulf Coast Basin[J]. International Journal of Greenhouse Gas Control, 2008, 2: 582–593. DOI:10.1016/j.ijggc.2008.03.004.
[18] Zhou Q, Birkholzer J T, Tsang C F, et al. A Method for Quick As-sessment of CO2 Storage Capacity in Closed and Semi-Closed Sa-line Formation[J]. International Journal of Greenhouse Gas Con-trol, 2008, 2: 626–639. DOI:10.1016/j.ijggc.2008.02.004.
[19] Birkholzer J T, Zhou Q, Tsang C F. Large-scale Impact of CO2 storage in Deep Saline Aquifers:A Sensitivity Study on Pressure Response in Stratified Systems[J]. International Journal of Green-house Gas Control, 2009, 3: 181–194. DOI:10.1016/j.ijggc.2008.08.002.
[20] IEA GHG (International Energy Agency Greenhouse Gas R&D Programme). Development of Storage Coefficients for CO2 Storage in Deep Saline Formations 2009/13[EB/OL][2016-08-03] http://www.ieaghg.org/.2007.
[21] Bachu S. Review of CO2 Storage Efficiency in Deep Saline Aqui-fers[J]. International Journal of Greenhouse Gas Control, 2015, 40: 188–202. DOI:10.1016/j.ijggc.2015.01.007.