地下构造中碳捕获、利用和封存对减缓气候变化的潜力

《Journal of Geochemical Exploration》：Carbon capture, utilization and storage potential in subsurface formations for climate change mitigation

　　

**本文主要内容概要：**

- 全面综述了印度地质CO2储存资源及CCUS机遇
- 提出了一种综合地质储存潜力框架（IGSPF），用于筛选印度沉积盆地
- 整合了地质学、地球化学和储层表征方法，用于地质CO2储存评估
- 呈现了地质CO2储存领域的文献计量趋势和全球代表性案例研究
- 突出了印度大规模地质CO2储存面临的关键不确定性和优先事项

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**1. 引言**

二氧化碳（CO2）是导致全球变暖和气候变化的主要温室气体之一。大气中CO2水平升高的主要原因是化石燃料的燃烧。过去和未来的人为CO2排放将持续加剧全球变暖和海平面上升，对全球产生重大的环境、经济和社会后果（Gupta和Paul, 2019；Mendhe等, 2017；Smith等, 2005）。发展中国家尤为脆弱，因为其基础设施更易受到极端气候事件的影响（Nunes, 2023；Mazumder等, 2006a；Mazumder等, 2006b）。此外，全球气候变化预计将加剧粮食安全、水资源可用性、公共健康和生物多样性丧失等方面的挑战。印度作为一个发展中国家，体现了在经济增长与缓解全球气候变化风险之间取得平衡的挑战（Gupta和Paul, 2019；Vishal等, 2018；Metz等, 2005）。

大气中温室气体浓度的持续增加主要由工业活动驱动，其中二氧化碳占人为排放量的最大份额（全球CCS研究所, 2024）。目前全球人为碳排放量估计约为每年70亿吨碳（GtC/年）。由于其丰度高于其他温室气体，二氧化碳（CO2）是最重要的温室气体，约占温室效应的64%（Bryant, 1997；Vishal等, 2021；Le Quéré等, 2018；Loria和Bright, 2021）。目前，大气中温室气体浓度比工业化前水平高出约30%，并且仍以每年1-2 ppm的速率持续增加（全球CCS研究所, 2024）。能源部门是人为温室气体排放的主要贡献者，约占总排放量的45%（IPCC, 2023）。全球超过85%的能源生产来自化石燃料，包括煤炭、石油和天然气。未来二十年内，煤炭、石油和天然气的消费量预计将增加约40%（Herzog和Golomb, 2004）。在确保继续使用经济可靠化石能源的同时，必须减少向大气排放CO2，这仍然是一个重大挑战（Vishal等, 2021）。

最初，必须估算各种储存系统的容量，以开发实施CCUS所需的设施。储存容量可根据所施加限制的严格程度被分类为"可持续"、"有效"或"假设性"。这些信息可用于编制国家资源储量目录，使投资者能够评估国家层面储存倡议的可行性。随后，在场地可行性评估中，必须考虑源汇匹配等附加约束条件，以确定适合的储存地点。

Bachu等（2007）、Chadwick等（2004）、Chadwick和Noy（2015）、Michael等（2010）、Verdon等（2013）以及Ringrose（2020）的国际研究，通过储层表征、储存容量估算、监测技术、岩石力学行为和长期储存安全性等方面的全面调查，建立了地质CO2封存科学的科学基础。这些研究提供了有价值的方法学见解，可指导印度沉积盆地地质CO2储存潜力的评估。近期的地球化学研究表明，通过地下水地球化学、多元统计分析、矿物学调查和环境基线评估对沉积盆地进行综合表征，提供了一种稳健的框架，用于理解地下非均质性和流体-岩石相互作用（Choi等, 2014；Mishra等, 2019；Schr?der等, 2025）。这些方法补充了传统储层表征，并强化了评估地质CO2储存潜力所采用的方法。

本综述旨在对印度主要地下层位的地质CO2储存潜力已发表估算进行更新评估，包括深层盐水层、玄武岩层、枯竭油气藏和含煤地层。综述根据最新科学文献，对现有储存容量估算、储层特征、储存机制、相关不确定性和实施挑战进行了批判性评估。与以往主要关注单个储存层位或CCS全球宏观视角的综述不同，本综述通过评估近期文献、文献计量趋势、储存容量评估方法、储层筛选标准、风险评估和新兴政策发展，对印度地质CO2储存资源进行了综合评估。此外，综述确定了关键科学和技术知识空白，并概述了未来研究优先事项，以支持CCUS技术在印度安全、有效、大规模部署。

尽管通过这些单项调查取得了进展，但关于印度地质CO2储存的现有文献仍分散在不同的地质构造、沉积盆地、评估方法和研究目标中。研究报道了单个构造和盆地的可观储存潜力；然而，报告的估算通常基于不同的地质数据集、储存效率假设、储层表征方法和容量估算方法。因此，已发表估算之间存在相当大的差异，使得不同地质环境下储存潜力的直接比较变得困难。此外，地质储存潜力不能仅基于体积容量来评估，因为储层质量、注入性、压力约束、盖层完整性、地质成熟度、源汇邻近性以及地下数据的可用性也会影响储存场地的实际适用性和长期安全性。这些差异和局限性表明，需要进行综合综述，汇集现有证据并批判性评估控制印度地质CO2储存潜力的因素。

在此背景下，本综述汇集了印度主要地质CO2储存选项的现有文献，并批判性考察了不同地质环境中报告的储存容量估算、储层特征、储存机制、不确定性、监测需求和实施挑战。综述不是独立地看待各项研究，而是比较现有证据，以识别一致之处、报告估算和评估方法的差异以及仍未解决的重要局限性。综述还整合了近期文献计量趋势和新兴政策发展，为印度地质CO2储存研究的演变和未来方向提供更广阔的视角。此外，基于已发表证据的综合，综述提出了一种综合地质储存潜力框架（IGSPF），用于利用储存容量结合储层质量、注入性、盖层完整性、地质成熟度和数据可用性对印度沉积盆地进行比较筛选和优先排序。通过这一综合评估，综述旨在提供对当前知识状态的更清晰理解，识别关键科学和技术空白，并突出未来地质CO2储存表征、建模、监测和现场规模验证的优先事项。

**2. 方法论**

本文通过对已发表的科学文献进行综合评估来编写，特别关注印度的地质储存潜力。相关信息从同行评审期刊文章、会议论文集、书籍、政府报告以及国际公认组织的出版物中收集，包括政府间气候变化专门委员会（IPCC）、国际能源署（IEA）、全球CCS研究所和印度政府石油总局（DGH）。主要考虑2000年至2025年间发表的文献，以确保充分代表地质CO2储存的最新进展。

通过Scopus、Web of Science和Google Scholar等科学数据库检索文献，使用包括碳捕获与封存（CCS）、碳捕获利用与封存（CCUS）、地质CO2储存、盐水层、玄武岩层、枯竭油气藏、煤层、煤层气强化采收（ECBM）、储存容量、印度储层表征等关键词的组合。对选定的研究进行评估，以确定当前关于储存机制、储层特征、储存容量估算方法、地质适用性、监测策略、不确定性评估和实施挑战的知识状况。对报告的储存容量估算进行比较分析，考虑各研究中提出的估算方法、地质假设、储层性质、储存效率系数和可用的地下数据。当同一地质构造有多个估算时，检验其一致性和变异性，以形成对当前知识状况的综合分析。地质信息和储存容量估算进一步通过多种同行评审出版物和权威技术报告进行交叉验证，以增强评估的可靠性和一致性。此外，还基于Scopus数据库进行了文献计量分析，以识别发表趋势、主要研究主题和地质CO2储存研究的最新进展。

为提高文献评估的透明度，所确定的研究根据其关于地质CO2储存的相关性以及对理解地下储存潜力的贡献进行了筛选。当研究涉及地质CO2储存、地质碳封存或与相关地质构造（包括深层盐水层、玄武岩层、枯竭油气藏和含煤地层）的储存相关表征时，即被考虑纳入。报道储存容量、储层特征、储存机制、注入性、盖层完整性、监测、不确定性、风险评估或实施方面的研究也被考虑纳入。同行评审期刊文章、会议论文集、书籍、政府报告以及公认国际组织的出版物，在提供相关技术或方法学信息时被纳入。

对选定的研究，从其地质环境、储存类型、储层和盖层特征、储存容量估算方法、储存效率假设、封存机制、注入性相关考虑、监测方法、不确定性和相关风险等方面进行评估。根据所用地质数据和表征方法、容量估算背后的假设、采用的储存效率系数以及支持的地下信息可用性，对报告的结果进行评估。已发表容量估算之间的差异，根据地质数据集、方法、储层特征和基本假设的变化来解释，而非将报告值视为可直接比较。

文献通过定性比较评估进行综合，并辅以单项研究中报告的定量信息。研究按地质储存类型和地质环境组织，报告的储存容量估算与储层质量、注入性、盖层完整性、压力约束、地质成熟度和地下数据可用性进行比较。这种方法使得能够区分理论或估算储存容量与影响地层CO2储存实际适用性的更广泛地质因素。综合结果随后被用于识别主要知识空白，并支持本综述中提出的综合地质储存潜力框架（IGSPF）的开发。

**3. 地质CO2储存研究的文献计量概述**

为突出地质CO2储存的当前相关性和演变的研究趋势，利用Scopus数据库进行了文献计量概述。分析了2002年至2025年间发表的与地质碳封存、地质CO2储存、储层表征、储存容量、沉积盆地表征和地球化学相关的出版物。共检索到1138篇出版物，用于评估发表趋势、主要贡献国家、主要研究主题和常用的方法。文献计量分析表明，过去二十年来地质CO2储存研究显著增加（图1）。2000年代初，科学出版物相对有限，但在2010年后稳步增长，2020年后出现显著上升。近年来发表量最高，表明在全球气候变化缓解战略、净零排放目标和CCUS技术日益部署的推动下，国际社会对地质碳封存的兴趣日益增长。出版物持续增加也反映了储层表征、储存容量估算、地球化学建模、监测技术和长期储存评估方面的进步。

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图1. 基于Scopus数据库的地质CO2储存研究年度发表趋势（n = 1138）。

中国、美国、澳大利亚、英国、加拿大、德国、挪威、沙特阿拉伯、马来西亚和印度是地质CO2储存研究的主要贡献者。拥有成熟的CCS示范项目和完善政策框架的国家发表了大部分文献。近年来，印度的研究活动也日益增加，特别是在沉积盆地地质储存容量评估、冈瓦纳煤田、玄武岩层、源汇匹配和储层表征方面。文献计量特征摘要，包括主要贡献国家、主导研究主题和常用方法，见表1。检索到的出版物表明，地质CO2储存已演变为一个整合了地质学、地球化学、储层工程、水文地质学和环境科学的跨学科研究领域。

如表1所总结，主要研究主题包括储存容量评估、储层表征、CO2–水–岩相互作用、矿物封存、煤层封存、地球化学建模、储层模拟、监测技术和泄漏风险评估。最常采用的方法包括地质与构造测绘、岩石物理表征、X射线衍射（XRD）、X射线荧光（XRF）、扫描电子显微镜联用能谱分析（SEM–EDS）、傅里叶变换红外光谱（FTIR）、吸附实验、地球化学建模、数值储层模拟以及基于GIS的源–汇匹配。这些趋势表明，研究正从初步的储存容量评估逐步转向结合地质、地球化学和工程方法的跨学科综合研究，以评估CO2长期储存的安全性。

表1. 地质CO2封存研究的文献计量趋势总结。

| 参数 | 摘要 |
| --- | --- |
| 数据库 | Scopus |
| 研究时段 | 2002–2025 |
| 分析论文总数 | 1138 |
| 主要贡献国家 | 中国、美国、澳大利亚、英国、加拿大、德国、挪威、沙特阿拉伯、马来西亚和印度 |
| 主要研究主题 | 地质储存容量、储层表征、CO2–水–岩相互作用、矿物封存、地球化学建模、煤层封存、监测与风险评估 |
| 常用方法 | 地质测绘、岩石物理分析、XRD、XRF、SEM–EDS、FTIR、吸附研究、地球化学建模、储层模拟以及基于GIS的源–汇匹配 |

**4. CO2捕集及其封存潜力**

要实现封存，必须首先从人为排放源中捕获CO2，包括燃煤电厂、铁及有色金属冶炼厂、氨生产设施、水泥厂、天然气处理厂、工业锅炉和炼油厂。电厂占全球CO2排放的三分之一以上，是最大的人为CO2排放源（Fu等，2022；Herzog和Golomb，2004）。电厂排放的CO2量因所用燃料类型而异。一座1000 MW的煤粉发电厂的CO2排放量约为每年6–8 Mt，而燃油单循环电厂的排放量约为该值的66%，天然气联合循环电厂的排放量约为该值的50%（Nunes，2023；Rubin等，2015）。由于空气中约含79%的氮气，空气燃烧产生的烟气中CO2浓度较为稀薄（体积分数3–15%）。然而，封存所需的CO2浓度需高于90%。要获得如此高纯度的CO2气流，必须将其从烟气中的其他组分（主要是N2）中分离出来（Rackley，2017）。目前在电厂中采用的三种主要CO2捕集技术为：(1)烟气分离，(2)富氧燃烧，(3)燃烧前脱碳（Metz等，2005；Rubin等，2015；Kanniche等，2010）。

**4.1. 烟气分离**

目前全球约有十座设施正在实施烟气分离和CO2捕集。化学吸收是该捕集技术的核心。化学吸收是指气体通过与液体溶剂形成化学键合物而被吸收的过程。在此过程中，烟气通过填料吸收塔，溶剂优先从烟气中吸收CO2。富CO2溶剂随后被输送至运行温度为100–120 °C的再生装置，通过逆流水蒸气将CO2从溶剂中释放出来（Global CCS Institute，2024；Metz等，2005；Rackley，2017）。经冷凝后，可获得纯度约99%的CO2气流，随后可压缩用于储存或商业化利用。再生（贫）溶剂冷却至40–65 °C后，循环回吸收塔。单乙醇胺是CO2捕集中最常用的吸收剂（Metz等，2005；Kanniche等，2010；IEAGHG，2012）。

该过程的基本反应为：

CO2 + H2O + C2H4OHNH2 ? HCO3? + C2H4OHNH3+

在吸收过程中，反应从左向右进行；在再生过程中，反应从右向左进行。溶剂冷却、溶剂再生、泵送和CO2压缩所需的能量显著增加了CO2捕集的总成本（Rubin等，2015；Herzog和Golomb，2004；Rackley，2017）。因此，大量努力正集中于开发既能降低资本成本又能降低能耗的新CO2捕集技术。新兴技术包括可再生吸附剂、先进膜系统和基于CO2水合物的捕集工艺。

**4.2. 富氧燃烧**

从烟气中分离CO2的化学和物理方法需要大量的资本投资和能源消耗。一种替代方案是使用富氧或纯氧代替空气燃烧化石燃料。该方法提高了烟气中的CO2浓度，同时将总烟气量减少高达80%（Kanniche等，2010；IEAGHG，2012；Buhre等，2005）。因此，炉膛及下游气体处理设备的相关资本成本显著降低。然而，氧燃烧会产生极高的温度。为将炉膛温度维持在可接受的操作范围内并保护锅炉表面，部分富CO2烟气被回流至燃烧室（Wall，2007；Buhre等，2005）。因此，富氧燃烧也被称为CO2循环燃烧。水蒸气可轻易从烟气中冷凝分离，剩余的CO2高纯度气流可经压缩后通过管道输送至储存地点。

**4.3. 燃烧前脱碳**

燃烧后CO2捕集面临的主要挑战之一是需要处理大量气体才能回收单位量的CO2。这一局限性在天然气燃烧涡轮机中尤为突出，其中烟气中的CO2浓度可能低至3%。因此，燃烧前脱碳（燃烧前捕集CO2）因具有有利的热力学和工艺条件而具备多项优势（IPCC，2023；Boot-Handford等，2014；Kanniche等，2010；Spallina等，2016）。首先，燃烧空气不会稀释过程中产生的CO2。其次，含CO2的气流通常处于高压状态，允许采用更高效的分离技术，如使用聚乙二醇或甲醇等物理溶剂的变压吸收（IPCC，2023；Kanniche等，2010；Rubin等，2015）。燃烧前捕集最常用于整体煤气化联合循环（IGCC）燃煤电厂。在此过程中，煤被气化以产生合成气（syngas），主要成分为一氧化碳和氢气。一氧化碳随后与水反应生成CO2和氢气。CO2被捕获并压缩，而氢气则作为燃料在燃气轮机中用于发电。与富氧燃烧相比，煤气化的一个优势是所需的大部分氧气可通过蒸汽提供（IPCC，2023；Kanniche等，2010）。这降低了运营成本，并通过减少单位发电量的CO2排放提高了电厂的整体效率（Herzog和Golomb，2004；Fu等，2022）。然而，该技术的主要局限性在于，传统煤粉（PC）电厂的发电成本仍然低于IGCC电厂（Goel，2008；Rubin等，2015）。

**5. CO2的超临界相及其注入标准**

二氧化碳（CO2）在地下条件下的行为对地质封存系统的性能至关重要。在其临界点以上（温度31.1 °C，压力7.38 MPa），CO2进入超临界相，表现出介于气体和液体之间的特性。在此状态下，超临界CO2兼具较高的密度和较低的黏度，增强了地下流动性并提高了多孔地层中的储存效率（Benson和Cole，2008）。

**5.1. 超临界CO2的物理性质与储层条件**

超临界CO2展现出对地质封存十分有利的特征，包括高密度（通常为500–800 kg·m?3）、低黏度（约0.02–0.1 mPa·s）以及介于气相与液相之间的扩散系数。高密度增加了单位孔隙体积可封存的CO2质量，而低黏度提高了注入性并降低了注入过程中压力累积的风险。其适中的扩散系数增强了与地层流体的相互作用并促进了多种封存机制。这些特性共同使超临界CO2成为大规模地质封存项目的优先选择相态。成功注入深层地质地层要求储层温度和压力在整个注入区域均保持在CO2临界点以上。通常，这一条件在储层深度大于约800 m时得以实现，此时地热梯度和岩静压力可自然维持超临界条件（Benson和Cole，2008）。在选址时还须考虑地下温度梯度的区域差异，因为较高的地热梯度可能允许较浅的储存条件，而较低的梯度则需要更深的储层以确保长期储存效率和封存稳定性。

**5.2. 注入压力与裂缝安全**

在地质封存作业中，必须严格控制注入压力以防止盖层破裂和CO2的非预期迁移。储层孔隙压力与最小主应力之间的差值决定了裂缝压力阈值，超过该阈值可能损害盖层的完整性，导致储存CO2产生潜在泄漏通道。因此，建立安全的注入压力范围需要对储层及上覆地层进行全面的地力学校征，包括评估原位应力条件、岩石强度、断层稳定性和裂缝扩展行为（Gale等，2023）。持续CO2注入过程中压力过度累积还可能诱发微震并重新激活储存地层中已存在的断层或裂缝。此类压力诱导的地力学变化会改变储层渗透率并影响长期储存安全性。此外，注入井附近压力的快速上升可能降低注入效率并造成局部地层损害。为降低这些风险，持续的储层压力监测、受控注入策略以及地力学–流体流动的耦合建模是安全有效的CCUS作业不可或缺的组成部分。合理的压力管理不仅能提高储存性能，还能增强长期封存稳定性和环境安全性。

**5.3. 润湿性与封存机制**

对于有效的地质封存，注入的CO2最终必须通过在不同时间尺度上起作用的物理和地球化学封存机制组合实现固结。在水润湿多孔介质中，毛细力使部分注入的CO2以不连续的液滴形式残留在孔隙空间中，从而降低其流动性并提高储存持久性。在不渗透盖层下方的构造和地层封存通过在初始储存阶段阻止浮力CO2向上迁移而发挥重要作用。在更长时间尺度上，溶解封存的重要性逐渐增强，因为CO2溶解入地层卤水中，形成碳酸并增强储层流体中的溶解度。该溶解态CO2随后可与周围岩石矿物发生反应，通过稳定碳酸盐矿物沉淀实现矿物封存。此类地球化学反应提供了最安全的长期碳储存形式之一，因为注入的CO2被永久转化为固体矿物相。因此，构造、残余、溶解和矿物封存机制的协同作用增强了储存安全性，支持了地下CO2封存系统的长期稳定性。

**5.4. 碳储存地层的标准**

目前研究建立了一套在确定适合超临界CO2注入的地质储层时须评估的标准：(1) 深度与压力条件：储层必须维持高于临界阈值的压力和温度（Benson和Cole，2008；IPCC，2023）。(2) 孔隙度与渗透率：需具备足够的孔隙体积和连通性以实现注入并最大化储存容量（Bachu等，2007）。(3) 盖层完整性：必须有横向连续、低渗透性的封盖地层（如页岩）以防止CO2向上迁移（Gale等，2023）。(4) 地力学稳定性：储层和盖层必须能够承受注入压力而不产生裂缝或断层重新激活。(5) 地球化学相容性：CO2、地层水和岩石矿物之间的相互作用不应显著损害注入性或不导致次生孔隙损失（Liu和Bachu，2024）。

**5.5. 与印度地盆的关联**

在印度沉积地盆的背景下，多个潜在储存地层（包括深部咸水层、枯竭油气储层和无经济开采价值的煤层）存在于有利于使注入CO2保持超临界状态的深度和压力–温度条件下。在此条件下，CO2具有更高的密度和更好的储存效率，使这些地质地层成为印度长期碳封存的有前景的候选对象。印度境内沉积地盆的广泛分布进一步增强了与工业排放源相关的大规模CO2储存潜力。然而，印度地盆的地质变异性——以岩性、孔隙度、渗透率、盖层完整性、构造配置、断层系统、地热梯度和原位应力条件的非均质性为特征——显著影响CO2迁移、封存效率、注入性和长期储存安全性。因此，在进行大规模CO2注入作业之前，必须进行全面的地层现场特性和储层评估。特别是，含煤地层为增产煤层气（ECBM）回收和CO2封存带来了额外的技术和操作复杂性。与甲烷相比，CO2对煤具有更强的吸附亲和力，导致其在煤基质中优先吸附。

该吸附过程会诱导煤基质膨胀，导致裂隙孔隙度减小和渗透率下降，从而对气流和注入性能产生不利影响。同时，注入和生产作业过程中有效应力的变化会影响裂缝变形、渗透率演变和储层稳定性。气体吸附–解吸行为、煤基质变形、流体运移、地质力学响应和地球化学反应之间的耦合作用创造了高度动态的储层条件，使用传统建模方法难以进行预测。因此，可靠评估印度煤田中CO?封存和ECBM（致密煤层气）潜力需要结合实验室实验、现场尺度的表征和数值储层模拟研究，采用综合的水力学–力学、热力学–水力学和地球化学建模方法。此类多学科研究对于优化注入策略、提高甲烷采收率、保持注入能力、降低泄漏风险、维持盖层完整性和确保CO?在长时间尺度上的安全永久地质封存至关重要（Singh等人，2024年）。

为提供更广泛的国际地质CO?封存视角，表2总结了全球不同地质条件下的代表性研究及其对储层表征、储存能力估算、监测和长期储存安全性的主要贡献。

表2. 地质CO?封存国际代表性研究及其主要贡献。

| 作者 | 国家/研究区域 | 地质构造/储存类型 | 主要贡献 |
|------|-------------|----------------|---------|
| Bachu等人（2007） | 加拿大（全球评估框架） | 咸水层、废弃油气藏、煤层 | 提出了一种标准化的估算地质CO?储存容量和分类储存资源的方法。 |
| Michael等人（2010） | 全球综述 | 咸水层 | 综述了全球地质CO?封存经验，强调了场地表征、储层模拟、风险评估和监测的重要性。 |
| Chadwick等人（2004），Chadwick和Noy（2015） | 北海，挪威 | Utsira砂层（深层咸水层） | 在Sleipner储存场地成功演示了长期CO?注入、储层表征和4D地震监测。 |
| Verdon等人（2013） | 挪威、加拿大、阿尔及利亚 | 咸水层和碳氢化合物储层 | 对比了Sleipner、Weyburn和In Salah的大规模CO?注入诱导的地质力学变形，强调了储存完整性和监测。 |
| Lions等人（2014） | 法国/全球 | 深层咸水层（CO?–水–岩石系统） | 综述了控制流体–岩石相互作用、矿物溶解/沉淀和地下水质量的地球化学反应在地质CO?封存中的作用。 |
| Ringrose等人（2021） | 全球 | 咸水层 | 综述了咸水层中CO?储存的理化过程、地质约束和规模放大潜力，强调了地质、地球化学、水文地质和地质力学的综合表征。 |
| de Jonge-Anderson等人（2025） | 马来西亚盆地，马来西亚 | 深层咸水层 | 演示了盆地尺度的咸水层筛选和表征，用于地质CO?储存评估。 |

6. 地质储存潜力评估

印度拥有约340万平方公里的沉积盆地面积，包括其专属经济区内的陆上、近海和深水区域，使其成为大规模CO?封存的地质重要候选者（DGH，2020年；Shukla等人，2010年；Garg等人，2023年）。印度相当一部分二氧化碳排放来自集中点源，如燃煤热电厂、炼油厂、水泥和钢铁工业，这些工业在技术上与碳捕集集成兼容（IEA，2024年；IPCC，2023年）。鉴于为满足不断增长的能源需求而继续扩大燃煤发电，系统地评估地下储存潜力已成为长期脱碳规划的战略优先事项（全球CCS研究所，2024年）。地质储存容量的评估通常遵循分层方法，从理论容量到有效容量和实际容量估算（Bachu等人，2007年；Bradshaw等人，2023年）。理论容量基于总孔隙体积计算，有效容量考虑了储存效率、储层非均质性和注入能力限制（Goodarzi等人，2022年；IPCC，2023年）。实际容量进一步整合了技术经济可行性和监管考虑（IEA，2024年）。

稳健的盆地尺度筛选需要对储层深度（优选超过800米以确保超临界CO?条件）、孔隙度、渗透率、盖层完整性、压力消散潜力和地质力学稳定性进行评估，以确保长期封存安全（Benson和Cole，2008年；Gale等人，2023年）。此外，还必须评估断层稳定性、盆地连通性和诱发地震风险，以最大限度地减少泄漏路径（Vilarrasa和Carrera，2015年）。虽然印度沉积盆地传统上按勘探类别进行分类（A–C类），但这种分类并不明确反映CO?储存适用性或注入能力限制（Shukla等人，2010年；Garg等人，2023年；DGH，2020年）。因此，本研究采用了一个综合的"储存潜力"框架，如图2所示，该框架结合了估算的储存容量、地质成熟度、储层质量指标和可行性参数。

地质CO?储存潜力的评估需要考虑多个地质和工程参数，而不仅仅是储存容量。虽然已有几项研究报告了印度单个沉积盆地的储存容量估算，但尚未建立用于比较和优先排序这些盆地的标准化定量框架。最近对Cambay盆地Gandhar油田的评估利用地震和测井数据对咸水层进行了详细评估，储层表征和孔隙度分布被用于确定潜在储存区域（Vishal等人，2025年）。为解决这一局限性，本综述提出了一个初步的综合地质储存潜力框架（IGSPF），用于对印度沉积盆地进行比较评估（图2和表4）。该框架将估算的地质CO?储存容量作为主要定量准则，同时将储层质量（孔隙度和渗透率）、地质成熟度、注入能力、盖层完整性和地下地质数据的可获得性作为辅助评估准则。

基于文献汇编的已发表储存容量估算，提出了四个定量储存潜力类别：非常高（>1000 Mt CO?）、高（100–1000 Mt CO?）、中等（10–100 Mt CO?）和低（<10 Mt CO?）。这些容量阈值随后利用地质和储层特征进行细化，以提供更现实的储存适用性评估。据此，成熟的烃类省如Cambay盆地和Barmer-Sanchor盆地被归类为"非常高"，因为它们具有极大的储存容量、有利的储层连续性、经过证实的地质表征和可靠的封盖层。西孟加拉邦恒河平原和Birbhum煤田等盆地归为"高"类，因为它们的储存资源丰富且地质条件有利。Talcher、East Bokaro、Jharia、Raniganj、Sohagpur、South Karanpura、Domra Panagarh、Kamptee延伸和Wardha Valley延伸等煤田被归类为"中等"，其储存潜力受吸附诱导渗透率降低、注入能力限制和地质非均质性的影响。Mand-Raigarh和Singrauli等盆地被归类为"低"，因为它们的储存容量相对有限和/或地质表征不充分。

所提出的IGSPF旨在作为一级定量盆地筛选方法，用于对潜在的CO?储存场地进行比较评估和优先排序。它旨在提供一个透明、可重复且科学一致的框架，以支持未来盆地筛选、源–汇匹配和印度大规模CCUS部署的战略规划，而不旨在取代详细的特定储层调查。

图2. 印度沉积盆地的定量分类，基于已发表的储存容量估算，结合地质成熟度、储层质量、注入能力、盖层完整性和数据可获得性（IEA，2024年；Benson和Cole，2008年；Bradshaw等人，2023年）。

为提高所提出的IGSPF的透明度，利用Bachu等人（2007年）、Benson和Cole（2008年）、IPCC（2023年）、Gale等人（2023年）、Bradshaw等人（2023年）和IEA（2024年）报告的常用地质CO?储存筛选准则开发了基于文献的评分矩阵。该矩阵定义了控制储存适用性的主要地质和工程参数的指示阈值。由于并非所有印度沉积盆地都能统一获得全面的定量数据集，评分矩阵旨在指导比较盆地筛选，而非详细储层排序（表3）。

表3. 所提出的IGSPF中使用的透明评分矩阵。

| 参数 | 低（评分=1） | 中等（评分=2） | 高（评分=3） | 非常高（评分=4） |
|------|-------------|---------------|-------------|----------------|
| 储存容量（Mt CO?） | <10 | 10–100 | 100–1000 | >1000 |
| 储层深度（m） | <800 | 800–1000 | 1000–1500 | >1500 |
| 孔隙度（%） | <10 | 10–15 | 15–20 | >20 |
| 渗透率（mD） | <10 | 10–100 | 100–500 | >500 |
| 盖层完整性 | 差 | 中等 | 好 | 极好 |
| 地质成熟度 | 数据稀少 | 中等 | 勘探充分 | 成熟盆地 |
| 注入能力 | 低 | 中等 | 高 | 极好 |
| 压力约束 | 高 | 中等 | 低 | 极低 |
| 与排放源距离 | >500 km | 200–500 km | 50–200 km | <50 km |
| 基础设施可行性 | 无 | 有限 | 中等 | 已有 |

表4. 利用所提出的IGSPF对印度沉积盆地的分类。

| 类别 | 储存潜力 | 估算储存容量（Mt CO?） | 地质准则 | 盆地/煤田 |
|------|---------|----------------------|---------|----------|
| A类 | 非常高 | >1000 | 成熟盆地，储层连续性极好，注入能力有利，盖层可靠，地质数据丰富 | Cambay盆地、Barmer-Sanchor盆地 |
| B类 | 高 | 100–1000 | 储层质量良好，地质条件有利，数据可获得性中等至高 | 西孟加拉邦恒河平原、Birbhum煤田 |
| C类 | 中等 | 10–100 | 储存容量中等，存在注入能力约束和/或渗透率降低，地质表征中等 | Talcher、East Bokaro、Jharia、Raniganj、Sohagpur、South Karanpura、Domra Panagarh、Kamptee延伸、Wardha Valley延伸 |
| D类 | 低 | <10 | 储存容量有限和/或地质表征不充分 | Mand-Raigarh、Singrauli |

表5. 不可采煤层与CO?储存容量。

| 煤田 | 估算CO?吸附容量（m3/t） | 煤炭储量（Mt） | CO?储存容量（Bm3） | CO?储存容量（Mt） | CO?储存容量（90%）（Mt） |
|------|----------------------|--------------|-------------------|-----------------|------------------------|
| Godavari | 范围14.8–21.2 | 176 | 6.037 | 0.575.256 | 7.73 |
| Talcher | 范围15.2–23.8 | 101 | 9.020 | 9.040.163 | 6.14 |
| Mand Raigarh | 范围15.0–22.0 | 80.0 | 1.602 | 2.952 | 6.66 |
| Singrauli | 范围18.0–22.0 | 36.0 | 0.651 | 1.441 | 3.00 |

注：原文表格中部分数值可能存在格式问题，此处忠实于原文进行翻译。

表6. 灰色区煤层与CO?储存容量。

| 煤田 | 估算CO?吸附容量（m3/t） | 煤层累计厚度（m） | 区块面积（km2） | 煤炭储量（Bt） | CO?储存容量（Bm3） | CO?储存容量（Mt） | CO?储存容量（90%）（Mt） |
|------|----------------------|-----------------|----------------|---------------|-------------------|-----------------|------------------------|
| Talcher | 范围16.2–23.8 | 120.0 | 145.0 | 2.37 | 49.24 | 96.39 | 86.75 |
| East Bokaro | 范围20.3–32.5 | 100.0 | 112.0 | 1.51 | 42.80 | 84.92 | 76.43 |
| Jharia | 范围21.0–54.0 | 38.0 | 191.0 | 1.03 | 35.89 | 70.20 | 63.18 |
| Raniganj | 范围19.8–28.0 | 28.0 | 238.0 | 0.95 | 23.32 | 46.17 | 41.55 |
| Sohagpur | 范围16.9–25.4 | 13.0 | 434.0 | 0.88 | 20.49 | 40.66 | 36.59 |
| South Karanpura | 范围18.5–27.0 | 71.0 | 75.0 | 0.73 | 18.36 | 35.32 | 31.79 |

表7. 隐蔽区煤炭储量与CO?储存容量。

| 煤田 | 估算CO?吸附容量（m3/t） | 煤层累计厚度（m） | 区块面积（km2） | 煤炭储量（Bt） | CO?储存容量（Bm3） | CO?储存容量（Mt） | CO?储存容量（90%）（Mt） |
|------|----------------------|-----------------|----------------|---------------|-------------------|-----------------|------------------------|
| Cambay盆地 | 范围12.6–19.8 | 101.0 | 68006 | 3.010 | 55.712 | 094.451 | 885.02 |
| Barmer-Sanchor盆地 | 范围12.8–18.2 | 100.0 | 66005 | 8.093 | 4.001 | 843.281 | 658.95 |
| 西孟加拉邦恒河平原 | 范围15.4–22.2 | — | — | 5.212 | 7.752 | 56.882 | 31.19 |
| Birbhum煤田 | 范围14.2–20.8 | 80.0 | 310.0 | 3.28 | 6.051 | 63.561 | 47.20 |
| Domra Panagarh | 范围18.5–24.8 | 48.0 | 118.0 | 0.74 | 16.29 | 32.44 | 29.20 |
| Kamptee延伸 | 范围6.3–9.0 | 13.0 | 301.0 | 0.54 | 9.611 | 9.421 | 7.48 |
| Wardha Valley延伸 | 范围15.3–22.6 | 12.0 | 210.0 | 0.37 | 5.621 | 2.131 | 0.92 |

注：原文表格数值存在明显的格式问题，可能包含拼接错误或格式错位。此处尽量忠实于原文呈现。

表8. 印度地质CO?储存潜力比较总结。

| 地质储存选项/盆地 | 估算储存容量 | 典型储层特征 | 注入能力考虑因素 | 主要不确定性 |
|-----------------|-------------|------------|----------------|-------------|
| 深层咸水层 | 300–400 Gt CO? | 深层（>800m），多孔且渗透性好的砂岩储层，具有区域盖层 | 通常较高；受渗透率、压力消散和井设计控制 | 储层非均质性、盖层完整性、压力积聚、储存效率 |
| 玄武岩构造（德干暗色岩） | 200–400 Gt CO? | 裂隙玄武岩，具有矿物碳酸化潜力 | 取决于裂隙连通性和渗透率 | 反应动力学、裂隙分布、长期注入能力 |
| 废弃油气藏 | 5–10 Gt CO? | 表征完善的储层，具有现有基础设施 | 通常有利，因为注入能力已证实 | 井完整性、压力管理、遗留井 |
| 不可采煤层（ECBM） | ~5 Gt CO? | 具有高CO?吸附能力的煤层 | 受吸附诱导膨胀和渗透率降低限制 | 煤层非均质性、注入能力丧失、水力学–力学耦合行为 |
| Cambay盆地（隐蔽煤田） | 1055.71 Bm3（2094.45 Mt） | 厚煤层、高吸附能力、广泛的盆地连续性 | 有利 | 特定场地的储层表征 |
| Barmer-Sanchor盆地（隐蔽煤田） | 934.00 Bm3（1843.28 Mt） | 厚含煤地层和有利地质 | 有利 | 缺乏详细表征 |
| Talcher煤田（灰色煤田） | 49.24 Bm3（96.39 Mt） | 厚煤层和高吸附能力 | 中等 | CO?注入过程中的渗透率演变 |
| East Bokaro煤田 | 42.80 Bm3（84.92 Mt） | 良好的吸附特性 | 中等 | 因煤膨胀导致的注入能力下降 |
| Jharia煤田 | 35.89 Bm3（70.20 Mt） | 成熟煤田，具有显著储存潜力 | 中等 | 储层非均质性 |

7. 地质储存选项评估

印度的地质CO?储存容量已在多项研究中进行了评估，使用了不同的地质数据集、容量估算方法和储存效率假设，导致已发表估算值范围广泛。国家级评估表明，总体地质CO?储存潜力约为400–500 Gt CO?（Shukla等人，2010年；Garg等人，2023年；IPCC，2023年）。相比之下，特定构造研究报告的储存容量为：深层咸水层300–400 Gt、玄武岩构造200–400 Gt、废弃油气藏5–10 Gt、不可采煤层约5 Gt。由于这些估算值来自独立研究，采用了不同的地质数据集、储层表征方法和容量估算方法，它们之间不具有直接可比性，不应被理解为印度全国地质CO?储存潜力的组成部分。虽然这些体积估算为印度地质CO?储存资源提供了有价值的一级评估，但实际储存容量受储层注入能力、压力管理、盖层完整性和储存效率的控制。因此，在场地筛选和项目开发期间应考虑地质非均质性、渗透率变化、断层分布和储层表征所带来的不确定性。相比之下，不可采煤层和废弃油气藏分别占较小的容量，约为5 Gt和5–10 Gt（Bachu，2015年；Bradshaw等人，2023年；IEA，2024年）。然而，单个场地的实际储存容量很少超过100 Mt，因为注入能力限制和储层压力约束（Benson和Cole，2008年）。

深层咸水构造被认为是最具可行性的长期储存选项，因为它们分布在超过800米的深度，使CO?能够以超临界相存在，从而最大化储存效率（IPCC，2023年；Gale等人，2023年）。玄武岩构造，特别是德干暗色岩中的玄武岩，通过矿物碳酸化过程提供了额外的潜力，通过稳定的碳酸盐形成增强了长期永久性（Matter等人，2016年；全球CCS研究所，2024年）。最近对德干玄武岩的地球物理调查利用地震、钻孔和岩芯数据提供了更受约束的CO?储存潜力估算，强调了在区域储存评估中整合地球物理和岩石物理信息的重要性（Gorain等人，2025年）。

7.1. 不可采煤层的评估

印度的煤炭沉积主要形成于石炭–二叠纪时期，位于下冈瓦纳达穆达群的Barakar和Raniganj组内。这些煤田覆盖面积约为14,000平方公里，经常覆盖在厚层冲积物、层间熔岩岩或玄武岩流之上，使储层划分复杂化（Garg等人，2023年）。不可采煤层是根据深度、经济品位和开采可行性来定义的。对于CO?封存而言，煤层必须分布在超过约800米的深度以维持超临界条件，而超过约2000米深度的煤层可能因应力压实和吸附诱导膨胀而经历渗透率降低（Goodarzi等人，2022年；IPCC，2023年）。

隐伏煤层的追踪深度可达3500米，但只有那些处于最优可注性窗口范围内的煤层才被认为适合用于强化煤层气开采（ECBM）（IEA, 2024）。煤的地球化学性质和矿物学组成在评价储层质量和吸附行为方面发挥着重要作用。对下冈瓦纳煤的详细地球化学表征研究表明，稀土元素分布、矿物学特征和沉积环境的差异显著影响煤的性质和盆地非均质性（Mishra等, 2019）。这些信息补充了对潜在含煤地层进行CO?封存地质评价的内容。表5总结了主要不可采煤矿的封存容量，其对比贡献在图3中进行了说明。如表5所示，戈达瓦里河谷（37.05 Bm3）和塔尔切尔盆地（20.90 Bm3）分别约占不可采煤层总CO?封存潜力的61%和35%。图3清晰地反映了这种主导性，其中这两个盆地的封存量明显高于曼德—赖加尔和辛格劳利。曼德—赖加尔（1.60 Bm3）和辛格劳利（0.65 Bm3）合计贡献不足5%，表明其基于吸附的封存容量有限。煤阶参数，包括镜质体反射率（0.55–0.60%）、中等镜质体含量（50–60%）和平均灰分约32%，表明其属于次烟煤至高挥发分烟煤煤阶，这会影响注入过程中吸附性能和渗透率演化（Singh等, 2024）。这些储层特征必须在现场规模部署之前纳入动态储层模拟中。

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图3. 不可采煤层中的CO?封存容量

7.2. 灰色区域煤层评估

灰色区域煤层是指位于当前可开采极限之外但处于部分表征深度区间内的煤层。主要灰色煤矿包括塔尔切尔、东博卡罗、贾里亚、拉尼甘杰、索哈格普尔和南卡兰普拉。表6总结了估算的封存容量及相关的地质参数，其对比分布在图4中进行了说明。如表6所示，塔尔切尔（49.24 Bm3）、东博卡罗（42.80 Bm3）和贾里亚（35.89 Bm3）合计约占灰色区域CO?总封存潜力的68%。图4中这一比例上的主导地位显而易见，其中塔尔切尔在灰色区域煤层中展现出最高的封存量。拉尼甘杰、索哈格普尔和南卡兰普拉贡献的封存量相对较小（分别为12%、11%和9%），如图4所示。这些盆地之间封存潜力的差异主要由累计煤层厚度（13–120米）、吸附容量（16–54 m3/t）和区块面积分布所控制（Mukherjee & Misra, 2023；Singh等, 2024）。尽管灰色区域煤层展现出可观的理论封存潜力，但可注性约束和CO?吸附过程中的渗透率降低仍然是关键技术挑战（White等, 2005；Goodarzi等, 2022）。因此，如表6所示，在估算实际封存量时必须考虑90%的封存效率修正。

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图4. 灰色区域煤层中的CO?封存容量

如图4所示，灰色区域煤层的CO?封存潜力在各主要盆地中的分布极不均匀。塔尔切尔约占估算总封存容量的26%（49.24 Bm3），其次为东博卡罗的23%（42.80 Bm3）和贾里亚的19%（35.89 Bm3）。这三个煤矿合计贡献了约68%的整体灰色区域CO?封存潜力。相比之下，拉尼甘杰（12%；23.32 Bm3）、索哈格普尔（11%；20.49 Bm3）和南卡兰普拉（9%；18.36 Bm3）的封存量相对较低。塔尔切尔、东博卡罗和贾里亚的主导地位主要归因于其更大的累计煤层厚度、更高的吸附容量范围和更大的区块面积（表6）。这种封存潜力的集中分布清楚地确立了这些盆地作为灰色区域煤层CO?封存最有前景的区域。然而，实际部署将取决于可注性表现、CO?吸附过程中的渗透率演化以及在强化煤层气回收场景下的经济可行性。

7.3. 隐伏区域煤层评估

由于茂密冲积层或玄武岩体的阻隔而未纳入资源估算活动的煤层被归类为隐伏煤层。在此类工作中，最底部的含煤巴拉卡尔地层已从那加兰邦到古吉拉特邦坎比盆地被确定在300米至3千米的地层覆盖深度内。在隐伏潜在场所的框架下，2000米以下的煤层不被考虑用于CO?封存或ECBM回收。那些被大致划定但缺乏精确边界和岩性划定的场址暂时被排除在当前研究之外。这些煤层的典型煤阶、气体含量和CO?封存潜力取决于邻近煤线体的可用数据或其他来源的数据。坎比盆地、西孟加拉邦恒河平原、巴尔默—桑乔尔盆地、比尔布姆煤矿、多姆拉帕纳加尔、坎普蒂延伸区、瓦尔达河谷据此被分类为隐伏区域煤炭储备。表7总结了隐伏区域煤炭储备的CO?封存容量。

坎比盆地（1055.71 Bm3）和巴尔默—桑乔尔盆地（934.00 Bm3）合计约占隐伏含煤地层中估算CO?封存容量的89%。剩余容量分布在西孟加拉邦恒河平原（127.75 Bm3）、比尔布姆煤矿（86.05 Bm3）、多姆拉帕纳加尔（16.29 Bm3）、坎普蒂延伸区（9.61 Bm3）和瓦尔达河谷延伸区（5.62 Bm3）中，各自的贡献值相对较小。因此，如如图5所述，坎比盆地和巴尔默—桑乔尔盆地是印度具有最高CO?封存潜力的地区，也是隐伏区域煤层中CO?封存容量的最有前景地区。

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图5. 隐伏区域煤层中的CO?封存容量

7.4. 封存容量不确定性和储层性能

尽管盆地规模的体积估算表明印度具有可观的地质CO?封存潜力，但实际封存容量受多种储层特异性因素控制。封存效率因储层非均质性、孔隙率、渗透率、盖层完整性、压力消散特征和可注性限制而有所不同。有效的CO?注入通常需要储层深度超过约800米以维持超临界条件，孔隙率通常大于10–15%，渗透率在10–1000 mD范围内（取决于储层类型），并且注入压力保持在盖层破裂压力以下以维持封存完整性（Bachu等, 2007；Benson和Cole, 2008；IPCC, 2023；Gale等, 2023）。因此，本综述中呈现的封存容量应被视为一阶区域估算值，而实际现场规模的容量将取决于详细的场地表征、储层模拟、可注性测试和长期监测。因此，地质非均质性、断层分布、压力演化和封存效率相关的不确定性应在未来的盆地规模评估和试点规模CCUS实施中予以纳入。最近对坎比盆地一个潜在CO?封存复合体的表征研究进一步确定了储层连通性、CO?横向运移和历史井作为封存风险评估的重要因素（Williams等, 2025）。

8. 面向强化煤层气回收的CO?封存潜力评估

强化煤层气回收（ECBM）是一项将甲烷生产与地质碳封存相结合的技术，具有广阔前景。其原理基于CO?在煤层中相对于CH?的优先吸附特性，使注入的CO?能够将甲烷从煤基质中置换出来，同时将CO?储存在地层中。在相同热力学条件下，煤对CO?的吸附亲和力显著高于对甲烷——通常为后者的两到三倍。这种优先吸附行为源于CO?更强的四极矩和更高的临界温度。当CO?注入煤层时，它吸附在微孔的内部表面积上，导致甲烷通过一种称为竞争置换脱附的机制释放（Stevens等, 2001）。然而，CO?吸附也会引起煤基质膨胀，这可能会降低渗透率并 adversely 影响可注性。吸附引起的膨胀与有效应力引起的收缩之间的平衡决定了ECBM作业过程中煤层渗透率的动态演化。因此，理解煤的耦合热-水-力学行为对于优化CO?注入策略至关重要。

全球范围内，煤层中的CO?封存容量估计相当可观。根据国际能源署的数据，不可采煤层是二氧化碳的主要地质汇。商业化的CO?-ECBM项目表明，全球封存潜力约为70至100亿吨CO?，同时可回收近60至70万亿立方英尺的甲烷（Stevens等, 2001；Gale和Freund, 2001）。如果纯粹考虑长期封存，理论封存容量可能要高得多。尽管具有这种潜力，但由于渗透率演化的不确定性、矿化动力学、长期储存稳定性和盆地特异性地质非均质性，大规模现场实施仍然有限。印度冈瓦纳和第三纪煤的实验数据集尤其稀缺，凸显了系统实验室研究和建模的必要性。图6展示了用于评估ECBM中煤的CO?吸附容量的拟定实验装置示意图。用于评估面向强化甲烷回收的煤CO?封存潜力的方法将通过分步分析完成，具体如下。

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图6. 用于强化煤层气回收的煤CO?吸附容量评估拟定装置示意图

8.1. 实验调查与数据库建设

将建立先进的ECBM实验室设施，开展高压体积吸附实验以确定Langmuir等温线，评估CO?和CH?暴露下煤基质的膨胀和收缩行为，分析三轴应力条件下的渗透率演化，并使用瞬态吸附方法测定扩散系数。还将对印度煤矿进行全面的盆地导向评估，包括工业分析和元素分析、从褐煤到烟煤等级的煤阶表征、通过BET表面积和孔径分布研究进行的微孔表征，以及杨氏模量和泊松比等力学性质的测定。此外，涉及XRD、XRF、电子探针显微分析（EPMA）、ICP-MS和稀土元素分析的详细地球化学表征可以提供关于矿物学组成、沉积环境和储层非均质性的重要信息，从而改善盆地规模地质CO?封存评估所需的数据库（Mishra等, 2019）。此外，将开发一个包含吸附参数、渗透率演化常数和膨胀系数的印度煤性质数据库，作为预测性储层建模和ECBM性能评估的基础输入。

8.2. 筛选模型与计算工具开发

将开发一个半解析筛选模型，用于在不同储层条件下估算CO?封存容量、甲烷回收增强效果、渗透率演化趋势和可注性表现。拟议模型将整合Langmuir吸附理论、Palmer–Mansoori渗透率模型、有效应力公式和扩散控制的质量传递方程，以模拟ECBM作业过程中的煤层行为。此外，还将开发一个基于Visual Basic的计算工具，用于模拟不同CO?注入场景下的收缩—膨胀行为和整体储层性能。还将进行敏感性分析，以评估注入压力、煤阶、初始渗透率、割理间距和储层深度对CO?封存效率和甲烷回收潜力的影响（图6）。最近的研究还表明，地球化学数据集的多变量统计分析可以改善对沉积盆地内空间非均质性的识别，并补充储层筛选方法（Schr?der等, 2025）。

9. CO?封存中的清洁发展机制（CDM）

清洁发展机制（CDM）是在《联合国气候变化框架公约》框架下根据《京都议定书》第12条建立的，旨在通过国际合作促进具有成本效益的温室气体（GHG）减排（IPCC, 2023）。在该机制下，发达国家可以在发展中国家的减排或碳移除项目中投资，并获得经核证的减排量（CERs），每单位CER相当于1吨CO?当量（Le Quéré等, 2018；IPCC, 2023）。CDM旨在不仅减少全球排放，还支持东道国的可持续发展（IPCC, 2023）。CO?封存，特别是地质碳捕集与封存（CCS），于2011年在经过持久性、泄漏风险和长期责任问题的技术评估后正式纳入CDM（Metz等, 2005；IPCC, 2023；Gale等, 2023）。符合条件的封存选项包括深部盐水层、枯竭油气藏和不可采煤层（CO?-ECBM）（Metz等, 2005；Bachu等, 2007；Garg等, 2023）。项目必须证明具有追加性，建立完善的监测、报告和核查（MRV）系统，并确保注入CO?的长期封存（IPCC, 2023；全球CCS研究所, 2024）。科学评估表明，经过适当表征的地质构造可以在地质时间尺度上安全地保存CO?，支持其在长期气候减缓中的作用（Metz等, 2005；Benson和Cole, 2008；Matter等, 2016；Liu和Bachu, 2024）。

尽管在技术上是可行的，但在清洁发展机制（CDM）下的二氧化碳封存实际实施仍然有限，原因在于高昂的资本成本、复杂的监管要求，以及2012年后减排量（CER）价格的急剧下降（Rubin等，2015；Goel，2008；IEA，2024）。随着向《巴黎协定》的过渡，碳市场机制已在第六条项下进行了演变，预计将为支持未来的二氧化碳封存项目提供更加灵活和透明的框架（IPCC，2023；IEA，2024）。因此，虽然CDM为将碳封存纳入国际碳市场奠定了基本结构，但未来大规模的二氧化碳封存工作更有可能由更新后的全球和国内碳定价机制推动，而非传统的CDM框架（IEA，2024；全球CCS研究所，2024）。

**10. 印度的二氧化碳封存与CCUS范围**

在印度，二氧化碳封存及相关碳信用的范围正在逐步演进，其驱动力来自学术研究以及旨在将气候减缓与经济激励相结合的新兴政策框架。近期研究强调了各种封存途径——包括技术途径和基于自然的途径——在实现印度气候目标方面的潜力（Garg等，2023；IEA，2024）。对碳捕集、利用与封存（CCUS）技术的分析表明，工业二氧化碳捕集和地质封存具有重大机遇，但前提是必须加强支持性法规、监测报告与核查（MRV）体系以及财政激励措施，以使这些成本高昂的技术具有商业可行性（Gupta和Paul，2019；Rubin等，2015；全球CCS研究所，2024）。与此同时，印度的农业和土地利用部门展现出相当大的碳封存潜力，可通过碳信用加以货币化；研究表明，改善土地管理和基于生态系统的方法可以增强碳储存并有助于减缓努力（Nunes，2023；IPCC，2023）。此外，印度已成为全球碳减缓工作的积极参与者，特别是在国际碳机制下通过可再生能源和与封存相关的活动作出贡献（Le Quéré等，2018；IEA，2024）。尽管取得了这些进展，挑战依然存在：对CCUS的政策支持仍处于萌芽阶段，碳定价机制尚处于初级阶段，且核查体系需要更加健全以确保环境完整性（IEA，2024；全球CCS研究所，2024）。此外，地质二氧化碳封存项目的成功实施还需要标准化的MRV方案、针对各盆地的监管指南、财政激励措施、长期责任框架，以及将地质封存纳入印度国家碳市场。这些措施将提高投资者信心，促进碳信用生成，并加速CCUS技术的商业化规模部署。随着合规碳市场的规划推进以及碳信用交易机制（CCTS）等不断演变的框架，印度的二氧化碳封存工作有望获得更强的经济动力，使技术封存项目和基于自然的方法均能为碳信用生成和国家净零目标作出贡献（IPCC，2023；IEA，2024）。

**11. 二氧化碳注入的预期问题**

将二氧化碳注入地质构造面临若干必须审慎管理的技术挑战，以确保安全高效的封存。主要挑战之一是注入性降低，特别是在煤层中，吸附引起的膨胀会降低渗透率并限制气体流动（Zheng等，2023）。在咸水层和枯竭油气储层中，井筒附近的矿物沉淀和地层损伤同样可能损害注入性。盖层完整性和泄漏风险也是关键关切，因为如果储层表征不充分，二氧化碳通过断层、裂缝或废弃井的运移可能危及长期封存（Liu和Bachu，2024）。此外，连续注入期间的过度压力积聚可能诱发微地震或裂缝扩展，需要受控的注入策略和压力管理（Hosseini等，2025）。另一个重要方面涉及储层内的地球化学和地质力学相互作用。二氧化碳在地层卤水中的溶解可以改变pH值，可能导致矿物溶解或沉淀，从而随时间推移改变孔隙度和渗透率。富含二氧化碳的流体对井筒套管和地面设施的腐蚀进一步增加了运营风险和维护成本。此外，严格的监测报告与核查（MRV）要求增加了大规模CCUS部署的财务和技术复杂性。综合来看，技术、环境和经济因素凸显了整合储层建模、实时监测系统以及健全监管框架的必要性，以确保长期封存安全和项目可行性。

**12. 地质二氧化碳封存的经济影响**

地质碳捕集、利用与封存（CCUS）的经济可行性是决定其在印度大规模部署的关键因素之一（Rubin等，2015；NITI Aayog，2022）。尽管印度在深部咸水层、枯竭油气储层、不可采煤层和玄武岩构造中拥有丰富的地质封存资源，但地质二氧化碳封存的商业实施取决于多种经济因素，包括二氧化碳捕集、压缩、运输、注入、监测和场址长期管理。其中，二氧化碳捕集占总CCS成本的最大份额，而储存相关成本则受储层特性、注入深度、井筒基础设施和源汇距离的强烈影响。印度是全球最大的二氧化碳排放国之一，主要排放来自燃煤热电厂、水泥、钢铁、化肥、炼油和石化行业。这些产业集聚区中的许多靠近潜在沉积盆地，为通过高效的源汇匹配降低运输成本提供了机遇。排放源与坎贝、克里希纳-戈达瓦里、考韦里、阿萨姆-若开和冈底瓦煤田等盆地中潜在储存场址的邻近性，可能显著提高地质二氧化碳封存的经济可行性（Garg等，2022；NITI Aayog，2022）。

尽管关于印度地质储存场址的详细技术经济评估仍然有限，但现有研究主要聚焦于源汇匹配、CCS基础设施优化以及CCS全链条的整体经济性，而非估算独立的地质储存成本（Garg等，2022；NITI Aayog，2022）。国际研究表明，储存成本因储层特征、运输距离、注入深度和监测要求而异（Rubin等，2015；IEA，2024；全球CCS研究所，2024）。因此，需要进行针对各盆地的详细技术经济调查，以在印度地质条件下建立可靠的地质二氧化碳储存成本估算。通过利用现有油气基础设施、优化源汇匹配、发展二氧化碳运输网络以及实施支持性政府政策和财政激励措施，可进一步提升印度地质二氧化碳封存的经济可行性。印度政府通过政策举措日益认识到CCUS作为重要脱碳战略的地位，包括NITI Aayog的CCUS政策框架，而印度实现2070年净零排放的承诺预计将加速示范级项目并鼓励对地质碳封存的投资（NITI Aayog，2022；全球CCS研究所，2024；Vishal等，2021）。

**13. 代表性案例研究：伊利诺伊盆地-迪卡特项目（美国）**

位于美国伊利诺伊州迪卡特的伊利诺伊盆地-迪卡特项目（IBDP）是世界上研究最为广泛陆上地质二氧化碳封存示范项目之一。该项目由伊利诺伊州地质调查局（ISGS）与中西部地质封存联合体（MGSC）合作实施，并得到美国能源部（DOE）的支持。项目的主要目标是通过全面的地质表征、储层评估、注入监测和环境评估，验证将人为二氧化碳储存在深部咸水层中的技术可行性、长期安全性和环境可持续性（Finley等，2013）。储存储层由寒武纪蒙特西蒙砂岩构成，是伊利诺伊盆地中最厚且横向连续性最强的砂岩地层之一。储层深度约为2100–2200米，具有高孔隙度（通常为15–25%）和有利的渗透率，适合大规模二氧化碳注入。储存层上方覆盖着奥克莱尔页岩，作为有效的区域盖层，为注入的二氧化碳提供长期封存。在注入之前，开展了广泛的地质调查，包括地震解释、测井、岩心分析、地球物理评价、水文地质调查和矿物学表征，以评估储层品质、盖层完整性、注入性和储存能力。

2011年11月至2014年11月期间，从ADM乙醇生产设施捕集的约一百万吨二氧化碳通过专用注入井被注入蒙特西蒙砂岩。项目证明了稳定的注入性能，并确认了在充分表征的地质条件下深部咸水层适用于长期地质二氧化碳封存。连续注入数据显示，储层压力行为良好，注入性充足，且未危及盖层完整性。伊利诺伊盆地-迪卡特项目的一个显著特征是其全面的监测、核查与计量（MVA）方案。储层行为通过使用时间地震调查、微地震监测、压力和温度测量、测井、地下水质量评估、地球化学采样、示踪剂研究和地质力学分析进行连续评估。这些监测技术使得在注入期和注入后期间能够详细评估二氧化碳羽流运移、压力演化、储层响应和封存性能。地球化学研究表明，注入的二氧化碳、地层水和储层矿物之间的相互作用导致了可预测的地球化学演化，而未对地下水资源或储层稳定性造成重大不利影响。监测方案证实，注入的二氧化碳始终保持在指定的储存层内，为地质封存的长期安全性提供了有力证据。伊利诺伊盆地-迪卡特项目大幅推进了对储层表征、储存能力估算、二氧化碳-水-岩石相互作用、矿物捕集机制、注入性能以及长期监测策略的科学理解。该项目还展示了在地质二氧化碳封存的场址选择、运营和注入后阶段中整合地质、地球物理、地球化学和工程调查的重要性。

伊利诺伊盆地-迪卡特项目的成果为印度未来实施地质二氧化碳封存提供了宝贵指导。坎贝、克里希纳-戈达瓦里、考韦里、阿萨姆-若开、拉贾斯坦和冈底瓦等沉积盆地具有有利的地质特征，适合进行详细的储层表征和储存能力评估。与伊利诺伊盆地类似，在这些盆地中成功部署地质二氧化碳封存需要对储层特性、盖层完整性、水文地质条件、矿物组成、注入性、源汇匹配、环境基线条件以及长期监测进行综合评估。因此，伊利诺伊盆地-迪卡特项目是一个优秀范例，展示了多学科地质和地球化学调查如何促进大规模地质碳封存的更安全有效实施。

**14. 印度地质二氧化碳封存潜力的比较评估**

本次综述中讨论的主要地质储存选项的比较概述见**表8**，其中包括估算的储存能力、储层特性、注入性考虑因素以及与印度地质二氧化碳封存相关的主要不确定性。

**15. 地质二氧化碳封存研究的演变与未来方向**

地质二氧化碳封存研究的发展可大致分为四个渐进阶段：（i）识别合适的地质构造并估算理论储存能力；（ii）储层表征以及注入性和压力行为的数值评估；（iii）整合捕集机制、地球化学和地质力学过程、监测和不确定性评估；以及（iv）向经验证的、受风险约束的、面向部署的储存评估过渡。这一演进反映了从资源量化向评估地质二氧化碳封存的实际可行性和长期安全性的转变。地质二氧化碳封存研究已从区域性地识别合适构造和估算理论储存能力，逐步演变为对注入性、捕集、封存、监测、不确定性和部署可行性的综合评估。对1138篇文献的文献计量分析证实了这一转变，研究活动在2010年后大幅增加，在2020年后进一步加速。早期研究确立了深部咸水层、枯竭油气储层、煤层和玄武岩构造的潜力，而后续研究则越来越多地纳入了多相流、压力行为、地球化学反应、地质力学、盖层完整性和捕集机制。斯勒鹏纳和伊利诺伊盆地-迪卡特等现场级项目进一步展示了整合监测、核查和风险管理的重要性。因此，核心研究焦点已从"理论上能储存多少二氧化碳？"转变为"能安全注入、封存、监测并实际部署多少二氧化碳？"

近期地质二氧化碳封存研究的进展越来越多地强调从理论资源估算向集成化、场址特定的储存安全性和运营可行性评估转变。近期研究通过整合地震、钻孔、岩心、地球物理和地球物理数据，加强了储层表征，特别是对德干玄武岩等复杂构造的储存潜力的约束（Gorain等，2025）。同时，对注入性和压力管理也给予了越来越多的关注，包括渗透率演化、煤层中的吸附诱导膨胀、矿物沉淀、压力积聚以及注入期间可能诱发的地震活动（Zheng等，2023；Hosseini等，2025）。与之并行，地球化学和地质力学研究加深了对二氧化碳-水-岩石相互作用、矿物捕集、孔隙度和渗透率变化以及长期封存性能的理解。

在监测、报告和核查（MRV）、泄漏风险评估、盖层与井筒完整性评估以及储层尺度建模方面的进展，进一步支持了更安全、更可靠的储存部署（Liu and Bachu, 2024）。这些发展共同表明，评估方法正朝着多学科交叉、风险约束和部署导向的方向转变，其中储存容量与注入能力、压力行为、封存效果、监测要求及长期储存安全性一并评估。对于印度而言，研究也遵循了类似的发展路径，从区域储存资源评估逐步转向盆地特异性表征、建模、源—汇分析和监测。然而，由于数据集、地质假设、储存效率系数和评估方法的差异，已发表的估算值难以相互比较。因此，一个主要的研究空白仍然是将理论地质潜力转化为有效的、可实际部署的储存容量，这一转化受到注入能力、压力限制、非均质性、盖层与井筒完整性、监测能力、源—汇连通性、基础设施及经济可行性等方面的制约。未来研究应优先采用标准化的容量评估方法、耦合多物理场与不确定性建模、集成式MRV以及先导规模现场验证，并同步推进源—汇与基础设施整合以及配套的政策与经济指标体系。新兴的物理信息驱动和数据驱动方法可能进一步提升表征与监测能力，但需要现场验证。在此背景下，本综述提出的IGSPF（综合地质储存潜力框架）为从基于容量的筛选转向经验证的、不确定性约束的、可监测的、部署导向的储存评估提供了基础。

**16. 结论**

本研究评估了印度地质构造中碳捕集、利用与封存（CCUS）的潜力，将其视为温室气体减排和长期气候变化管理的重要战略。评估表明，印度多个沉积盆地中的深层咸水层、枯竭油气储层和不可开采煤层均具有重要的长期CO?封存潜力。如表8所示，深层咸水层是印度最大的地质储存资源，估计储存能力为300–400 Gt CO?，其次是玄武岩地层（200–400 Gt CO?）、枯竭油气储层（5–10 Gt CO?）和不可开采煤层（约5 Gt CO?）。在所评估的含煤盆地中，坎贝盆地和巴尔默尔—桑乔尔盆地的估计储存容量最高（分别为2094.45 Mt和1843.28 Mt），而塔尔切尔、东博卡罗和贾里亚则是最具前景的灰色区域煤矿。然而，储存性能仍强烈依赖于储层品质、盖层完整性和地质不确定性。多个冈瓦纳煤矿也显示出增采煤层气（ECBM）及相关CO?封存的潜力。研究进一步强调了超临界CO?行为、封存机制、注入条件及储层表征在确定地质封存系统可行性和长期稳定性方面的重要性。尽管储存潜力巨大，但印度大规模实施CCUS仍面临若干技术、经济和监管挑战。储层非均质性、渗透率演化、断层构造、压力管理、监测要求及长期封存安全性等方面的不确定性仍是需要详细场地特异性调查的关键问题。在含煤地层中，吸附引起的膨胀和注入能力降低进一步复杂化了储层性能，需要进行耦合的水力—力学与地球化学评价。此外，CO?捕集的高资本成本、运输基础设施和储存运营费用仍然限制着商业规模部署。研究还强调了CCUS在国际气候减排框架和新兴碳市场机制中的日益重要性。将地质碳封存与碳信用体系、可持续发展倡议及未来合规性碳市场相结合，可能为加速印度CCUS部署提供经济激励。加强监测、报告和核查（MRV）体系，以及配套的国家政策和投资策略，对于确保安全且经济可行的实施至关重要。未来研究应聚焦于详细的盆地尺度表征、先导规模注入试验、先进储层模拟及长期监测方法，以支持可靠且安全的CCUS项目开发。本研究结果可为未来政策制定、可持续能源转型战略及印度长期净零排放目标做出贡献。

上述估计储存容量的实际利用最终取决于有利的储层特征，包括孔隙率、渗透率、盖层完整性、注入能力和压力管理。通常首选深度大于约800 m的储层以维持CO?的超临界状态，这凸显了在将区域储存估算转化为现场规模项目时进行详细地质表征的重要性。总体而言，本综述表明，印度在深层咸水层、玄武岩地层、枯竭油气储层及含煤地层中具有可观的CO?地质储存潜力，为未来CCUS倡议提供了重要机遇。然而，本综述中提出的储存容量估算、盆地分类和地质适宜性均基于已发表文献，应视为初步的、一次性的区域筛选和比较评估。地质CO?储存的实际部署将依赖于全面的场地特异性表征、详细的储层与地质力学建模、注入能力测试、风险评估及长期监测，以确立储存的可行性、性能及封存安全性。因此，所提出的综合地质储存潜力框架（IGSPF）应被视为指导未来研究、盆地优先级排序和先导规模调查的战略工具，而非替代详细的储层特异性可行性研究的工具。

**CRediT作者贡献声明**

Mollika Bannerjee：原创草稿撰写、方法学、调查研究、概念构思。

Dheeraj Kumar：审阅与编辑、监督指导、资源提供。

Vinod Atmaram Mendhe：审阅与编辑、监督指导、资源提供。

Arti Sahu：审阅与编辑、方法学、概念构思。