综述：二氧化碳与地热能的结合：技术、挑战与机遇

《Fuel》：Integration of carbon dioxide with geothermal energy: Technology, challenges, and opportunities

　　黄忠伟|鲍佳
中国石油大学（北京）石油资源与工程国家重点实验室，北京102249，中国

**摘要**
将二氧化碳封存与地热能提取相结合，为同时实现脱碳和可再生能源生产提供了一条有前景的途径。然而，理论预测与实际现场表现之间的持续差距阻碍了二氧化碳-地热系统的商业化应用。本文综述了过去二十年的研究，涵盖了二氧化碳羽流地热（CPG）、二氧化碳增强型地热系统（CO2-EGS）以及混合储能配置，特别强调了将模型预测与现场观测结果相协调的问题。通过对关键示范项目的分析，包括东南区域碳封存伙伴关系（SECARB）的克兰菲尔德热虹吸试验和K?z?ldere二氧化碳注入项目，发现多相流动力学限制了热虹吸系统的可持续性，而这些条件本应能支持稳定的循环。相反，二氧化碳诱导的云状裂缝网络在较低的压力下就能实现破裂，同时产生了复杂的裂缝分布，这可能降低了地震风险。最近在耐腐蚀材料方面的进展——包括使用寿命超过10年的玻璃增强环氧树脂衬里、提供约5年保护时间的Ni-W涂层，以及运行寿命超过20年的耐腐蚀合金——解决了之前的一些关键问题，而聚合物涂层则需要每2-3年更换一次。为了实现商业化转型，有四个重点需要关注：能够承受较高水质量的涡轮机设计、实时多相流监测系统、能够捕捉多重收入流的综合技术经济模型，以及经过现场验证的化学刺激方案。这一综述为将二氧化碳-地热技术从示范阶段推进到实际应用阶段提供了框架。

**1. 引言**
同时应对气候变化和能源安全的迫切需求促进了跨传统行业界限的综合技术的发展。其中，将二氧化碳（CO2）的利用与地热能提取相结合，是一种将二氧化碳排放的气候负担转化为可再生能源生成中有价值工作流体的变革性方法[1][2]。尽管经过了数十年的研究，但在从理论概念到实际操作系统的转化过程中仍存在差距。以往的综述主要关注孤立方面，如热力学性质、水库工程考虑或特定系统配置。然而，最近的现场示范揭示了一些意外现象，这些现象挑战了现有的理论框架，因此需要对现场情况进行全面重新评估[3][4][5]。

SECARB克兰菲尔德示范项目就是一个例子。虽然数值模型预测在合适的水库深度下热虹吸系统可以持续运行，但现场测试显示由于生产井中意外积水，流体流动会随时间逐渐衰减。另一个例子是土耳其的K?z?ldere项目，研究表明，在高不可凝气体（NCG）环境中注入二氧化碳可以通过碳酸盐溶解来提高渗透率，并实现显著的二氧化碳滞留，这些发现是之前的理论研究所未预见的[6][7]。

关于二氧化碳诱导的云状裂缝网络（CFN）形成的研究进展表明，这种机制有可能降低诱发地震的风险。根据孔隙弹性理论，二氧化碳渗透到预先存在的微裂缝中可能会改变岩石在失效时对突然应力变化的响应，从而可能减轻类似浦项水力压裂项目所引发的重大地震的风险[8]。

材料科学的突破解决了之前难以克服的腐蚀问题：玻璃增强环氧树脂（GRE）衬里的使用寿命可达数十年，而Ni-W镀层技术在与兼容的抑制剂配合使用时可以提供长期保护[9]。支持二氧化碳-地热系统的经济框架通过碳交易显示出良好的发展前景。最近的研究表明，二氧化碳羽流地热（CPG）系统可以通过出售来自地质二氧化碳封存的碳信用额来获得额外的收入。生命周期评估（LCA）显示，当使用生物能源与碳捕获和储存（BECCS）来源的二氧化碳时，CPG系统可以实现显著的净负排放，从而改变了这些技术的环境价值[10]。

本文探讨了几个由于理论预测与现场观测结果之间的脱节而出现的知识空白：（1）协调热虹吸系统稳定性理论与现场观察到的多相流复杂性；（2）优化CFN形成以提高热提取效率同时最小化地震风险；（3）开发结合碳信用额和多重收入流的综合经济模型；（4）基于现场经验而非仅实验室测试来确定材料选择标准。

此前已有几篇综述文章探讨了二氧化碳-地热整合的各个方面。Cong等人[3]回顾了二氧化碳作为EGS工作流体的最新研究进展，重点关注热交换效率、二氧化碳封存效果和经济分析。Fentaw等人[11]对二氧化碳-EGS进行了全面综述，涵盖了热物理性质、捕获机制和关键挑战。Wu和Li[5]研究了二氧化碳-EGS中耦合碳封存和地热提取的潜力，探讨了碳捕获与储存（CCS）挑战、不同条件下的二氧化碳溶解度以及二氧化碳-流体-岩石相互作用。然而，之前的研究并未系统地解决理论预测与现场表现之间的差距。与这些研究不同，本文提供了跨学科的综合分析，将模型预测与现场观测结果相协调，整合了材料科学和断裂力学的最新进展，并评估了从CPG和CO2-EGS到混合储能系统的各种二氧化碳-地热配置，特别强调了从克兰菲尔德、K?z?ldere及全球其他现场获得的经验教训。

我们的综合分析整合了来自不同地质环境的最新研究成果——从密西西比州克兰菲尔德沉积层中二氧化碳-地热系统的建模，到土耳其K?z?ldere地热场NCG注入的预调试环境评估，以及全球范围内的理论容量评估[12][13][14]。

这种全面重新评估的紧迫性体现在加速部署的时间表上。近年来启动的波兰-挪威EnerGizerS项目推动了二氧化碳-地热技术向工业应用的迈进。同时，中国设定了到本世纪中叶扩大地热能利用的雄心勃勃的目标。这些目标要求立即解决通过现场经验识别出的技术挑战，而不仅仅是理论优化[15][16]。

本文的结构如下：第2节介绍了热物理和流体动力学的基本原理。第3节探讨了二氧化碳羽流地热系统，包括水库要求、设计配置和性能优化。第4节讨论了二氧化碳-EGS，包括裂缝形成机制和地球化学相互作用。第5节探讨了集成储能的混合概念。第6节讨论了技术挑战，包括多相流、材料、监测和井设计。第7节讨论了环境和社会考虑因素。第8节进行了经济分析；第9节回顾了案例研究和示范项目。第10节总结了研究重点和部署路径。

**2. 二氧化碳-地热系统的基本原理**
图1展示了二氧化碳-地热能提取的四个相互关联的阶段。在深处，二氧化碳在水库压力和温度下转变为超临界状态，获得独特的热物理性质（第2.1节）。超临界流体随后通过对流和传导过程从周围岩层吸收热能（第2.2节）。冷注入的二氧化碳与热产生的二氧化碳之间的密度差异产生了热虹吸效应，使得无需机械泵送即可实现自然循环（第2.3节多孔介质中的流体流动动力学，第2.4节二氧化碳中的热虹吸效应）。最后，提取的热能被转化为电能或直接用于地表热应用。

**2.1. 地热应用中二氧化碳的热物理性质**
二氧化碳的临界点为31.1°C和7.38 MPa，这些条件在大多数深度超过1500米的地热水库中很容易达到。在超临界状态下，二氧化碳具有类似气体的粘度，同时具有类似液体的密度，为流体通过多孔介质流动创造了有利条件。在水库条件下，超临界二氧化碳的粘度通常在20至100 μPa·s之间，而相同温度下水的粘度为100至600 μPa·s。这种较低的粘度直接降低了流动阻力，提高了通过水库层的相对渗透率[17][18][19]。

二氧化碳在不同温度和压力条件下的密度行为对系统性能至关重要。在表面温度下注入的冷二氧化碳的密度接近800–900 kg/m3，而从水库中产生的热二氧化碳的密度可能低至100–400 kg/m3。这种密度差异远大于水基系统中的差异，产生了强大的浮力，从而无需外部泵送即可实现自然循环——这是许多二氧化碳-地热系统设计的核心[20][21]。

尽管二氧化碳的热容量低于水，但其有利的传输特性——包括较低的粘度与密度比——使其在通过水库时的质量流量更大。这种更高的流动性在低渗透率的水库中特别有利，因为二氧化碳在流经地热水库系统时的压力降比水小得多。与水相比，二氧化碳的较低压力降使其在注入效率上更具优势，这种优势在较高注入压力下更为显著[4][22][23]（表1）。

**表1. 地热水库条件下二氧化碳与水的热物理性质比较**
| 性质 | 超临界二氧化碳 | 水/盐水 | 比较 | 优势 |
|---------------|----------------|----------------|----------------|---------------------------|
| 临界点 | 31.1°C | 374°C | ～12倍较低 | |
| 压力 | 7.38 MPa | 22.1 MPa | ～3倍较低 | |
| 动态粘度 | 10 MPa, 50°C | ～20 μPa·s | ～600 μPa·s | ～30倍较低 |
| 浅层水库 | 20 MPa, 150°C | ～30 μPa·s | ～200 μPa·s | ～7倍较低 |
| 深层水库 | 冷注入（30°C, 10 MPa） | 800–900 kg/m3 | ～1000 kg/m3 | |
| 注入井 | 热产生（150-200°C, 10 MPa） | 100–150 kg/m3 | ～900 kg/m3 | 6–9倍较轻 |
| 生产井 | 注入（30°C, 10 MPa） | ～3.3 kJ/(kg·K) | ～4.2 kJ/(kg·K) | ～1.3倍较低 |
| 生产井 | 生产（150°C, 10 MPa） | ～1.3 kJ/(kg·K) | ～4.3 kJ/(kg·K) | ～3.4倍较低 |
| 生产井 | 生产（200°C, 10 MPa） | ～1.2 kJ/(kg·K) | ～4.4 kJ/(kg·K) | ～3.8倍较低 |
| 质量流量潜力 | 可压缩性 | 高 | 低 | 有利于膨胀 |
| 发电优势 | 膨胀性 | 高 | 低 | 强烈的热虹吸效应 |
| 自然循环 | | | | |

**2.2. 地热应用中二氧化碳的热传递机制**
二氧化碳-地热系统中的热传递涉及对流传输、与水库岩石的导热交换以及相变效应之间的复杂相互作用。控制这些系统的热传递方程必须考虑二氧化碳的独特性质以及多孔介质中流体流动和热传递的耦合特性。由于二氧化碳的流动性较高，其在10 MPa和45°C下的质量流量远高于盐水，因此对流热传递更为有效。然而，由于其较低的比热容量，二氧化碳需要大约两倍于水基系统的质量流量才能实现等量的热提取。根据Hot Dry Rock（HDR）系统的研究，二氧化碳需要大约两倍于水基系统的质量流量才能实现等量的热提取。

二氧化碳与水库岩石基质之间的导热传递取决于温度梯度和两相的热性质。值得注意的是，二氧化碳的较低比热容量对地热能提取有两个影响：一方面，对于相同的质量流量，二氧化碳每单位质量携带的热量较少，这是一个固有的劣势；另一方面，较低的比热容量使二氧化碳在水库内更快升温，从而减少了达到与周围岩石热平衡所需的停留时间。

从另一个角度来看，二氧化碳的较低粘度允许在相似的压力梯度下实现更高的流量，部分抵消了其单位质量的较低能量。由冷注入和热产生的二氧化碳之间的较大密度差产生的强烈热虹吸效应进一步减少了寄生泵送能量，从而提高了净能量回收率。注入的冷流体到达生产井并降低提取流体温度的概念在地热水库管理中是一个关键考虑因素。与水基系统相比，二氧化碳系统表现出不同的热突破特性：二氧化碳的较低比热容量和较高可压缩性导致生产井处的初始温度变化更快，而二氧化碳在水库中的快速加热也有助于在修改注入模式时更快地实现热回收[25][26]。

除了热突破考虑之外，二氧化碳-地热系统还需要分析系统设计和耦合过程。Zhang等人使用不纯二氧化碳作为地热流体进行了EGS的热力学分析，强调二氧化碳-EGS系统中强烈的浮力效应使得系统能够自维持热虹吸运行，生产井压力超过注入压力。然而，他们指出不纯的二氧化碳不能直接通过涡轮机，必须与有机朗肯循环（ORC）结合用于发电。Lei等人开发了TOUGH2Biot模拟器，该模拟器将基于扩展的Biotconsolidation模型的机械模块集成到热-水动力模拟器TOUGH2中，用于模拟耦合的热-水-力学（THM）过程。该模拟器被应用于Ordos碳捕获与储存（CCS）示范项目和Geysers地热场的地热开发。结果显示，经过20年的二氧化碳注入后，系统表现出机械响应，包括地表抬升高达0.78米，其中剪切滑动破坏的潜在风险在注入点附近最高。这种机械过程提供了反馈，使得流体能够通过应力依赖的孔隙度和渗透性[27]、[28]。

2.3 多孔介质中的流体流动动力学
二氧化碳通过地热储层的流动受到多相流动动力学的控制，这与单相流动有根本性的不同。理解这些动力学对于预测系统性能、优化井位布置以及管理储层压力和饱和度分布至关重要。达西定律经过修改后适用于多相流动，描述了二氧化碳在多孔介质中的体积流量。对于地热储层中的二氧化碳-水系统，已经进行了广泛的研究，结果表明，即使在中等二氧化碳饱和度下，由于其非润湿性，二氧化碳的相对渗透率也可以达到较高值。二氧化碳与水之间的迁移率在置换效率和流动模式中起着关键作用。在储层条件下，二氧化碳的迁移率可能比水高很多倍。虽然这种高迁移率提高了流速并减少了压力损失，但如果不通过控制注入速率和优化井位布置来妥善管理，也可能导致粘性指进和绕过储层区域。

2.4 二氧化碳系统中的热虹吸效应
热虹吸效应是二氧化碳基地热系统的一个关键优势，它有可能在维持循环的同时消除对机械泵送的需求。热虹吸效应产生的压力差是由于井深方向上的密度差异造成的，由于浮力作用，生产井的压力高于注入井的压力。对于典型的储层深度（约3公里），模拟研究表明，每口井的可持续循环速率约为30公斤/秒。热虹吸效应的强度随储层深度和温度的增加而增强，敏感性分析表明，储层温度是影响碳捕获地热发电（CPG）系统发电潜力的最重要参数。通过数值建模进一步证明了CPG系统的增强发电潜力，二氧化碳在生产过程中的放热作用导致流体温度升高，从而增加了发电量[29]、[30]。此外，CPG生产井中水饱和（湿润）的二氧化碳也会影响发电性能。当二氧化碳进入含有水的储层时，水在上升过程中发生放热作用，使得井口温度相对于干二氧化碳的情况有所升高。这种热效应平均使涡轮机输出功率增加了15-25%，最高可达41%。此外，即使在碳酸盐储层中，二氧化碳的矿物溶解度也很低，这限制了矿物的浸出和运输，从而减少了管道和涡轮机械中的结垢问题，与基于盐水的地热系统相比[31]。

3. 二氧化碳羽流地热能提取
图2展示了CPG系统，图3概述了从概念到实施的发展路径。选址过程首先是对储层进行表征，包括评估储层深度、渗透性和地质异质性（3.1 概念开发和原理，3.2 储层要求和选址）。然后系统设计确定循环机制，比较了热虹吸驱动和泵送配置（第3.3节）。与地源热泵和碳捕获基础设施的集成提高了运营灵活性，并引入了生命周期排放的考虑因素。在整个过程中，设计约束（包括瞬态热行为和矿物沉淀）带来了需要优化策略的限制（第3.4节）。

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图2. 描述了在深盐水储层中或与增强型石油回收（EOR）活动结合的潜在二氧化碳羽流地热（CPG）部署场景。某些技术元素在此概念性视图中被简化或省略了。CPG装置的热能提取可以支持电力生产和热能供应，类似于传统的地热应用。有多种设计变体，包括直接利用方案、二元热力循环、废热回收循环以及各种二次流体选项。该图展示了一个提取井；然而，商业规模的项目需要多个提取井和多个注入点。经许可复制自[22]。版权所有2011年，Elsevier。

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图3. CPG系统的发展和集成考虑因素

3.1 概念开发和原理
与传统的基于水的系统相比，CPG可以在沉积盆地中降低平准化成本（LCOE），并能够在那些太薄、太冷、渗透性太低或深度不足以进行基于水的地热开发的地层中实现发电[32]、[33]。CPG操作的规模使其与其他二氧化碳地热概念区分开来。虽然EGS（Enhanced Geothermal Systems）创建了人工储层，但CPG系统利用的是天然渗透性的沉积盆地。这些天然储层的规模通常比水力压裂储层大得多，因此提供了比EGS更大的二氧化碳封存潜力。Randolph和Saar的早期建模工作表明，CPG系统的热提取速率可以达到传统基于水的地热系统的三倍。他们的数值模拟显示，在不同的储层条件下，热提取速率范围为47.0兆瓦至64.1兆瓦，每吨封存的二氧化碳的净收入为4.40至7.90美元[4]、[22]、[23]。

3.2 储层要求和选址
储层深度是一个主要控制因素，因为它决定了可用的温度资源以及保持二氧化碳处于超临界状态的可行性。Buscheck等人基于37.5°C/公里的地质温度梯度和14.5°C的平均地表温度对储层进行了建模。在这个深度，二氧化碳以25°C注入并在储层条件下变为超临界状态。低温地热资源（<150°C）在热效率和资本成本方面面临挑战，使得标准的二元循环发电厂在经济上仅具有边际吸引力[34]、[35]、[36]、[37]、[38]。
CPG系统的渗透率要求与传统二氧化碳储存项目不同。虽然储存操作可以在相对较低的渗透率下进行，但CPG系统需要足够的渗透率以确保足够的流速来进行热提取和发电。Buscheck等人对储存储层、上层储层和覆盖层的渗透率进行了建模，设定为100毫达西（mD）。相比之下，密封层（盖层和基岩）的渗透率被设定为0.001毫达西，还有一个额外的“泄漏”情况使用0.002毫达西。研究假设每个地层单元内部是均匀的，尽管认识到在未来的详细研究中应考虑异质性[37]、[38]。
孔隙率是另一个关键的储层参数，尽管其对二氧化碳地质储存性能的影响比最初预期的要复杂。Gao等人研究二氧化碳地质储存中的储层空间异质性时发现，与渗透率异质性相比，孔隙率的变化对二氧化碳的可注入性和温度分布的影响相对较小。他们的数值模拟表明，无论是否存在夹层，孔隙率对储层温度分布和井口二氧化碳的可注入性影响很小。研究考察了孔隙率从0.1（10%）到0.2（20%）的变化范围，发现孔隙率虽然影响了二氧化碳的垂直分布均匀性，但对可注入性的影响很小。然而，研究还揭示，在没有夹层的情况下，上层储层的较高孔隙率会导致二氧化碳的侧向分布不均匀。在夹层储层中，低孔隙率的储层沿优先路径的二氧化碳扩散距离更长，导致侧向羽流推进不均匀。这些发现表明，在选择二氧化碳地质储存的储层时，孔隙率异质性可能不如渗透率作为关键筛选标准那么重要。然而，在选址时仍应考虑其对二氧化碳分布均匀性的影响[39]（图4）。

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图4. 不同（a）渗透率和（b）孔隙率的储层在不同时间的井口压力（WHP）。经许可复制自[39]。版权所有2023年，美国化学学会。

除了这些内在的储层属性外，温度分布的空间异质性也影响CPG系统的设计和性能。Ledésert（2024年）研究的Noble Hills花岗岩类似体展示了与绢云母化改变相关的NW-SE温度梯度。在传导热液的断裂带附近，观察到了粘土化改变，孔隙率、方解石含量和温度（由Kübler指数表示）同时增加，突显了断裂对流体循环和相关改变的结构控制[40]。
在上莱茵地堑（URG）中也观察到了类似的温度异质性，Soultz-sous-Forêts地点在三叠纪沉积层底部（1400米深度）的温度为120°C，而在花岗岩基底大约5000米深度的温度为200°C。温度梯度明显是非线性的，在1400米深度以下的沉积层中约为90°C/公里，然后从1400米到5000米深度减少到约12°C/公里[41]。
除了温度异质性外，目标地层中夹层的存在也会显著影响二氧化碳的迁移行为。假设的储层模拟研究表明，煤层夹层可以影响二氧化碳的垂直和水平迁移[42]。当煤层作为目标含水层中的夹层存在时，由于二氧化碳在煤中的吸附和煤膨胀导致的渗透率降低，两年注入后二氧化碳的水平迁移距离从大约460米（有页岩夹层）减少到420米（有煤夹层）[42]。
盖层的完整性是CPG系统的基本要求，它具有防止二氧化碳泄漏和维持储层压力的双重作用。瓜德罗普的Bouillante地热场展示了通过粘土矿物改变形成的有效盖层。电阻率剖面显示，在0到700米深度之间有一个不连续的导电带，被解释为以蒙脱石为主的“较冷”粘土带，覆盖了热液系统。由于不透水的蒙脱石盖层，地热储层的泄漏率非常低（1-10立方米/小时）。热液改变产生了明显的矿物分区，在700米深度以下主要是绿泥石带（温度稳定在250-260°C），向上逐渐过渡到伊利石-蒙脱石混合层带（180-250°C）和贝德石型蒙脱石带（110-163°C），再到较浅深度的蒙脱石型蒙脱石带（<100°C）。这些自然密封机制为评估潜在CPG地点的盖层有效性提供了模板[43]。
现有地热运营的现场证据为CPG部署的适宜地质环境提供了宝贵的见解。URG拥有多个传统的地热设施，包括Soultz（1.7兆瓦）、Rittershoffen（24兆瓦热）和Landau（3.8兆瓦热），展示了在2750-5260米深度的裂缝结晶基底和砂岩储层的地热潜力，这些地质环境适合CPG部署[44]。
URG中发现的结晶基底上的沉积地层为地热利用提供了有利条件。温度测绘显示，在2000米深度处温度范围从75°C到接近150°C。这些高温区域与岩石类型变化、断裂孔隙率和沿断层的热液对流有关。对于HDR（Hot Dry Rock）地层的EGS开发，自然断裂的连通性决定了刺激效率和热量回收，渗透参数在确定刺激断裂模式和热量产生性能中起主导作用[45]、[46]、[47]、[48]。
死亡谷地区提供了另一个例子，Noble Hills花岗岩显示出古热液活动的迹象，表明与粘土化改变相关的温度为130-200°C，与绢云母化改变相关的温度为160-350°C。储层通过沿南死亡谷断层带发生的拉伸变形形成了有效的裂缝网络，从而提高了渗透性。这些地点表明，当存在适当的结构和热条件时，沉积岩和结晶基底岩石都可以作为CPG储层[45]。
最后，不能忽视注入参数与储层特性的兼容性。Gao等人证明，较低的注入温度通过增加二氧化碳密度和井底储层渗透率来提高二氧化碳的可注入性。然而，虽然较低的注入质量流量提高了侧向分布的均匀性，但过高的注入质量流量反而降低了二氧化碳的可注入性。水力压裂在提高侧向二氧化碳分布均匀性方面最为有效，其性能优于单独优化注入参数。使用低热导率材料的井筒绝缘对于维持注入温度至关重要，而高热导率材料则导致井口压力（WHP）和井底温度（BHT）分别增加了0.51兆帕和17.54°C[39]。

3.3 系统设计配置
二氧化碳与地热能系统的集成已经发展出多种设计配置，每种配置都针对特定的技术挑战和运营目标。本节探讨了主要的系统架构、它们的设计参数以及性能特性，并参考了该领域的最新发展。3.3.1 CPG系统配置Schifflechner等人分析了CPG表面设备需求和系统配置，讨论了热虹吸和泵送操作（图5）[49]。下载：下载高分辨率图像（104KB）下载：下载全尺寸图像图5. CPG系统的一般工作原理。经许可复制自[49]。版权所有2024年，Elsevier。泵送型CPG通过增加压缩来提高质量流量，尽管辅助功耗增加，但有可能实现更高的净功率输出。对于一个典型的5公里深的安装，单级径向涡轮机的运行速度为23,000–42,000转/分钟，叶轮直径范围从96到155毫米，处理入口条件为100–230巴和45–130摄氏度的二氧化碳。这些参数与其他应用（如废热回收）研究的超临界二氧化碳动力循环不同，需要开发特定于CPG的设备。来自地质储层的水和其他杂质带来了额外的设计挑战；然而，在生产井中二氧化碳上升过程中的放热水解在某些条件下可以提供高达41%的额外功率，这表明开发能够耐受液态水含量的涡轮机可能会带来性能优势[49]、[50]、[51]、[52]、[53]、[54]。3.3.2 浅层地热热泵配置地源热泵（GSHP）系统是浅层地热应用中广泛采用的配置，在2005年占全球地热直接使用能源容量的54%。Saner等人分析了一个典型的住宅GSHP配置，该配置具有10千瓦的加热能力和6千瓦的冷却能力，使用两个85米深的钻孔和双U型管热交换器。该系统的性能系数（COP）为4.0。然而，在20年的生命周期内，二氧化碳排放量因电力来源而异（图6）。下载：下载高分辨率图像（120KB）下载：下载全尺寸图像图6. 地源热泵（GSHP）系统的不同生命周期阶段以及影响生命周期的主要单元过程流，基于[55]。除了能源考虑之外，热载体流体的环境兼容性也值得关注。标准配置大约使用了25%的质量比例的乙二醇防冻剂，其中包含防腐蚀剂如苯并三唑和甲苯三唑，以及杀菌剂。尽管乙二醇在有氧和无氧条件下都易于生物降解，但这些添加剂对地下水污染的潜在风险在当前的设计标准中尚未得到充分解决[55]、[56]。3.3.3 集成电力生产和碳捕获配置已经开发了多种先进的配置，将可再生能源与碳捕获和发电系统结合起来，地热能在其中发挥了重要作用。Ghorbani等人提出了一种创新设计，结合了气体和蒸汽动力循环以及地热辅助的二氧化碳捕获。该集成系统处理6.7千克/秒的天然气，总功率输出为351.7兆瓦，其中180.3兆瓦用于二氧化碳捕获，171.4兆瓦作为净输出。地热组件向剥离器再沸器提供71.47兆瓦的热能，相当于每千克二氧化碳3.689兆焦的热负荷，这明显低于基于单乙醇胺（MEA）的系统的3.78至4.78兆焦/千克二氧化碳。系统示意图如图7所示[57]、[58]。下载：下载高分辨率图像（277KB）下载：下载全尺寸图像图7. 一种用于电力生产和二氧化碳捕获的地热辅助工厂的详细布局描述。经许可复制自[58]。版权所有2022年，Elsevier。除了基于地表的地热应用外，地下二氧化碳的利用还为结合碳管理和能源提取提供了额外的机会。Ezekiel等人研究了一个位于3公里深处的深天然气储层中的联合二氧化碳-EGR-CPG系统，初始温度为150摄氏度。他们的数值模拟表明，用于天然气回收的二氧化碳注入可以与地热能提取的二氧化碳羽流的建立有效结合[29]。在CPG阶段，110千克/秒的二氧化碳循环质量流量为该小型模型系统产生了2兆瓦的最大净功率输出，具有很高的可扩展性。然而，关键的运营挑战包括由于地层水蒸发而在注入井周围发生的盐沉积，这会通过降低孔隙度和渗透性来损坏储层。经过35年的CPG运行后，当生产井发生热突破时，净功率会下降，储层温度大约下降50摄氏度。尽管存在这些挑战，该联合系统仍能够实现所有注入二氧化碳的永久地质储存，同时延长气田的使用寿命[58]、[59]、[60]、[61]、[62]、[63]、[64]、[65]、[66]、[67]、[68]、[69]、[70]、[71]、[72]、[73]、[74]、[75]、[76]、[77]、[78]、[79]。3.4 性能特性和优化3.4.1 性能指标和指标在超临界动力循环（TPCs）中，热效率和净功率输出作为性能指标。工作流体的选择会影响这些指标，特别是当使用基于二氧化碳的二元共沸混合物时。Wu等人研究了在100–150摄氏度的地热水温和10–30摄氏度的冷却水温度下六种基于二氧化碳的混合物，发现R161/CO2实现了最高的热性能。具体来说，在XR161 = 0.7的摩尔分数和10–20摄氏度的冷却水温度下，使用R161/CO2的TPCs比纯二氧化碳系统提高了14.43–50.46%的净功率输出。这些发现突显了系统性能对热源和热沉条件的敏感性[81]。3.4.2 优化方法已经开发了多种优化方法来应对地热系统在不确定性下的多目标优化挑战。对于地热热虹吸应用，响应面方法（RSM）结合了期望性方法，在优化热性能方面被证明是有效的。RSM框架建立了输入参数（包括填充比、传热流体温度和流量）与响应变量（如传热率和效率）之间的定量关系，使用二阶多项式模型。开发的模型在预测传热率和效率方面的相关系数（R2）分别为98.9%和99.2%[82]。对于CPG系统，计算密集的多相模拟需要基于替代模型的优化。采用了一种混合蒙特卡洛-遗传算法（MC-GA）与人工神经网络（ANN）的元模型来优化井位和操作参数。ANN元模型作为NUFT数值模拟的有效替代品，节省了超过0.99的时间，同时保持了可接受的预测精度。这种概率模拟-优化框架通过最小化地质不确定性下的负净现值概率来实现风险意识设计。在电网层面，线性和混合整数线性规划已被应用于将工厂规模的CPG发电模型与电力系统优化相结合，从而能够评估风能、太阳能和CPG技术在以可再生能源为主的电力系统中的最佳容量部署[82]、[83]。3.4.3 参数敏感性分析温度对各种配置的系统性能有显著影响。将冷却温度从-9摄氏度提高到-1摄氏度导致效率下降了34%，传热率降低了0.8千瓦[82]。这一趋势与Wang等人的研究结果一致，他们报告称当入口水温度从7.5摄氏度升高到11.5摄氏度时，传热能力下降了42–44%。流量优化揭示了传热率和效率之间的复杂权衡。较高的冷却流量由于在较高速度下的增强对流传热而提高了传热效果；然而，加速的冷凝过程降低了冷凝器两侧的温差，从而降低了系统效率。响应表现出非线性行为，最大传热率出现在0.2升/秒，最小效率出现在0.18升/秒[82]。3.4.4 系统特定性能特性低焓地热双联系统表现出依赖于储层异质性和井配置的不同性能模式。基于2,600次模拟，异质系统的一致操作寿命比均匀系统短，空间相关的异质性进一步降低了性能[85]。相关长度特性影响了热突破行为：各向同性相关（cx = cy = 100米）产生了最长的寿命，而各向异性相关（cx = 100米，cy = 500米）在小的双联间距时导致负面效应，或在大的间距时导致正面效应，使冷水羽流发生偏移。对于250立方米/小时的排放率，要实现至少20年的寿命，井间距至少需要900米，而30年的寿命则需要950–1000米的间距，具体取决于异质性方差。当双联间距等于井间距（dx/L = 1）时，找到了最佳配置，这一致地最大化了性能系数和能量扫掠效率，同时最小化了寿命预测的不确定性[85]。对于地热ORCs的工作流体选择，研究表明，像异丁烷/异戊烷和R227ea/R245fa这样的共沸混合物可以在热源温度低于120摄氏度时将第二定律效率提高多达15%，并且冷凝时的温度滑移与5开尔文的冷却水温差相匹配，提供了最佳性能[86]。3.4.5 经济和集成优化RSM结合了期望性方法，为同时优化二氧化碳相关系统中的多个竞争目标提供了一个框架。这种方法已应用于不同的规模——从地热热虹吸的组件级优化到二氧化碳存储的区域级基础设施规划。在组件级别，基于RSM的二氧化碳地热热虹吸的优化确定了最佳操作参数为20%的填充比、-6.3摄氏度的入口温度和0.05升/秒的流量，实现了1.18千瓦的传热率和47.22%的系统效率，全局期望性为0.98[82]（图8）。下载：下载高分辨率图像（157KB）下载：下载全尺寸图像图8. 入口温度（Tc）和流量（mc）的估计期望性。经许可复制自[82]。版权所有2023年，Elsevier。在基础设施层面，二氧化碳地质存储的经济分析显示了成本根据场地特征的不同而变化。存储成本从最有利陆上地点的1.2欧元/吨二氧化碳到不太合适的地点的超过100欧元/吨二氧化碳不等，超过50%的潜在地点的成本低于10欧元/吨二氧化碳。每年注入容量的投资成本从有利陆上设施的9.3欧元/吨二氧化碳/年到经济上不可行的地点的超过500欧元/吨二氧化碳/年不等，而海上设施的最小成本为61.1欧元/吨二氧化碳/年[87]。集成优化必须平衡注入容量与经济可行性和技术约束。对西地中海地区的区域评估确定了163个潜在地点的总注入容量为558百万吨二氧化碳/年；然而，由于压力积累限制，33%的地点无法维持超过0.5百万吨二氧化碳/年的注入率。考虑到存储容量（约30吉吨二氧化碳）和特定地点的注入率，只有11-15个成本效益高的存储集群从43个候选地点中被选中，这表明整合技术和经济因素的多目标筛选对于CCS基础设施的实际部署至关重要[87]。总之，CPG系统为在沉积盆地中同时储存二氧化碳和提取地热能提供了一种有前景的方法。关键的场地选择标准包括储层深度（超临界条件下的>1500米）、渗透率（>100毫达西以获得足够的流量）和盖层完整性。系统配置从热虹吸驱动到泵送型不等，集成电力和捕获的设计显示出更高的效率。优化研究表明，结合RSM、ANN元模型和蒙特卡洛方法的多目标框架可以有效应对热性能、经济可行性和地质不确定性之间的复杂权衡。我们建议未来的CPG开发优先在异质储层中验证优化模型，并加速开发能够处理不纯二氧化碳流的CPG专用涡轮设备。4. 使用二氧化碳的EGS图9描绘了EGS系统，图10展示了控制二氧化碳-EGS的四个相互关联的研究领域。这项技术源于Fenton Hill、Soultz-sous-Forêts和Ogachi的开创性HDR项目，建立了基础性的压裂技术（第4.1节）。超临界二氧化碳实现了与基于水的方法根本不同的断裂创建机制和化学刺激策略（第4.2节）。流体流动、断裂几何形状和热交换之间的复杂相互作用决定了热提取的效率（第4.3节）。同时，包括矿物溶解和二次沉淀在内的地球化学反应在整个系统运行过程中不断改变储层属性（第4.4节）。下载：下载高分辨率图像（234KB）下载：下载全尺寸图像图9. EGS系统示意图。经许可复制自[19]。版权所有2019年，Elsevier。下载：下载高分辨率图像（253KB）下载：下载全尺寸图像图10. CO2-EGS研究领域及其相互连接。4.1 从HDR到CO2-EGS的发展HDR概念出现在20世纪70年代，美国Fenton Hill项目的开创性工作中，世界上第一个HDR储层在那里创建并进行了测试。随后的国际努力，特别是法国Soultz-sous-Forêts的欧洲HDR项目（始于1987年），通过水力刺激和多井循环系统进一步推进了储层创建技术。虽然技术成就已经得到展示——包括在超过180°C的温度下持续循环，以及在Fenton Hill产生10兆瓦的热能，还有在Soultz超过3500米的深度成功实现井间水力连通——但由于相对于系统成本的产量不足以及对长期水库可持续性的担忧，经济可行性仍然具有挑战性[87]、[88]、[89]。实验室实验使用17立方厘米的花岗岩块进行基于CO2的水力压裂测试，证明CO2的流动性比水更强。在水库条件下，超临界CO2（SC-CO2）的粘度（25微帕秒）大约是水（1毫帕秒）的1/40。SC-CO2和液态CO2（L-CO2）的注入会产生声发射（AE）源，这些源分布的范围比水注入更广，SC-CO2更倾向于形成三维扩展的裂缝网络，而不是平面裂缝。此外，在相同的现场应力和流速条件下，SC-CO2和L-CO2的破裂压力明显低于水[90]、[91]、[92]、[93]、[94]。在犹他州地热能源研究前沿观测站（FORGE）项目中，地热能存储（EGS）的现场规模开发也取得了显著进展，该站点专门用于评估深部低渗透性结晶岩中的EGS技术。FORGE水库位于第三纪花岗岩体（包括闪长岩、花岗闪长岩、石英正长岩和花岗岩）中，覆盖层下，目标深度约为2300米，BHT接近225°C[90]、[91]。现场应力状态反映了正在进行的东-西盆地和山脉扩展，最大水平应力（σHmax）的方向为NNE-SSW，这一点通过Formation MicroScanner图像日志得到了证实，该日志识别出了超过2000条自然裂缝和356条由钻探引起的裂缝[92]。通过多种诊断方法（包括G函数分析、时间平方根图、步进率测试和泵入/回流测试）确定了最小水平应力梯度，开孔区的闭合应力梯度为15.2-18.3兆帕/公里，而穿孔套管区的闭合应力梯度为17.2-21.5兆帕/公里，后者的较高值归因于井筒附近的迂曲和自然裂缝扩张引起的孔隙弹性反应力[92]。值得注意的是，闭合应力随着注入体积的增加而增加，这表明对自然裂缝网络的逐步加压提高了局部总应力——这一发现对设计自然裂缝EGS水库的注入策略具有重要意义[92]。2022年，一口偏斜注入井通过三个水力压裂阶段完成，采用了从非常规石油和天然气开发中改编的多阶段刺激技术。Zeinabady和Clarkson[91]应用了一种分析性的压裂后压力衰减（PFPD）方法来逐阶段估计裂缝和水库属性。第一阶段在开孔段使用无支撑剂的清水进行，表现出较低的压裂流体效率（15%）和较高的水库渗透率（约1.1毫达西），导致形成的水力裂缝相对较小（假设为径向几何形状，估计裂缝半径约为48米）。这归因于大量自然裂缝与开孔井筒相交，这些裂缝成为优先的泄漏路径。相比之下，第二和第三阶段在穿孔套管段进行，流体效率显著提高（32-34%），即使注入量较小，也形成了更大的裂缝（裂缝半径为55-62米），因为套管将井筒与自然裂缝的直接接触隔开[91]。微地震监测证实了这些发现：第一阶段的事件集中在套管鞋附近，而在更深的开孔段未检测到地震活动。相比之下，第二和第三阶段产生了更广泛和更高质量的微地震信号，与更大的裂缝发育一致[91]。这些结果突显了完成策略——特别是开孔和套管配置之间的选择——在控制自然裂缝EGS水库中的裂缝几何形状和刺激效果方面的关键重要性。尽管FORGE项目中使用的是清水而不是CO2作为压裂液，但该项目提供了关于在炎热结晶基底岩石中创建和表征水力裂缝的挑战的广泛适用见解。裂缝闭合应力对注入历史和自然裂缝相互作用的敏感性，以及完成设计对刺激结果的强烈影响，这些考虑同样适用于基于CO2的EGS系统的设计。

4.2. 裂缝形成和刺激
CO2诱导的裂缝形成机制和特性与传统的水基刺激方法不同。通过注入低粘度流体来创建CFN（裂缝网络）的能力已成为先进地热水库刺激的一个定义性特征。

4.2.1. CO2诱导的裂缝形成机制
CO2注入通过刺激现有的微裂缝来引发裂缝，这一过程不同于传统的破坏完整井壁的水力压裂。CO2的低粘度——SC-CO2约为25微帕秒，L-CO2约为88微帕秒——使其能够比水（约1000微帕秒）更深入地渗透到岩石基质中。这种粘度优势使CO2能够渗透并刺激那些在高粘度水注入下不会受影响的微裂缝[92]、[93]、[94]。这种裂缝形成机制被描述为“流动诱导的微裂缝”，其中低粘度流体渗透到现有的微裂缝中，降低有效应力，并促进拉伸失效。这一过程是自我维持的：随着裂缝的扩展，它们增强了流体流动，进一步降低有效应力并诱导更多的裂缝，直到达到渗透。Griffith失效准则已被验证可用于预测这种模式下的破裂压力。根据这一准则，裂缝的起始取决于应力状态和岩石的抗拉强度，破裂压力低于传统水力压裂所需的压力[93]。

4.2.2. 实验证据和性能特征
使用CO2作为压裂液的实验室实验证明了其在创建复杂裂缝网络方面的有效性。Ishida等人使用SC-CO2和L-CO2在静水围压下对Kurokami-jima花岗岩进行了水力压裂实验。SC-CO2在约40°C下的注入产生了8.44-9.74兆帕的破裂压力，而L-CO2在约16°C下的注入产生了10.56-11.56兆帕的更高破裂压力。SC-CO2的较低破裂压力归因于其较低的粘度，使其能够更深入地渗透到井筒周围的现有缺陷中[92]、[93]、[94]。AE监测显示，CO2注入产生的裂缝几何结构比高粘度流体更复杂。SC-CO2注入产生的裂缝网络的分形维数在2.20到2.64之间，而L-CO2注入产生的裂缝分形维数在1.62到1.64之间。较高的分形维数表明裂缝在三维方向上扩展，而不仅仅是沿着一个平面。从AE源到估计裂缝平面的平均距离，SC-CO2为8.82-24.2毫米，而L-CO2为5.30-7.80毫米，这证实了低粘度流体产生的裂缝分布更为广泛[95]。

对于超高温地热条件（400-450°C），直接实验证据表明CO2诱导的CFN（裂缝网络）的形成仍然有限。然而，使用接近超临界温度的水进行的实验提供了适用于CO2的机制洞察。Goto等人在400-450°C的Inada花岗岩中展示了CFN的形成，其中超临界水的低粘度使得流动诱导的微裂缝类似于在较低温度下观察到的CO2效应。在真正的三轴应力条件下，破裂压力与Griffith失效准则的预测相符：当σ1/σ2/σ3 = 40/15/5 MPa时约为6-9 MPa，当σ1/σ2/σ3 = 90/50/25 MPa时约为12 MPa。事后分析显示所有方向上的P波速度减少了34-47%，光学显微镜确认了颗粒间和颗粒内的密集裂缝分布——这是CFN形成的标志。鉴于超临界条件下CO2的粘度较低，预计在超高温水库中注入CO2也会产生类似或增强的CFN形成[92]、[93]、[94]。

4.2.3. 与化学刺激的结合
将CO2压裂与化学刺激相结合是开发EGS的一种有前景的方法。已经证明，CO2注入可以在常规（200-300°C）和超高温（450°C）地热条件下在花岗岩中诱导CFN的形成。然而，在较低温度下，形成的裂缝开口往往较窄。这一限制可以通过后续的化学刺激来解决[96]。在200°C、15兆帕围压下对裂缝花岗岩进行的螯合剂淹没实验表明，pH值为4的20重量%环保螯合剂水溶液可以在2小时内显著提高渗透率。渗透率的提高主要归因于黑云母的选择性溶解，这在围压下形成了空隙。在粗粒Inada花岗岩中观察到了约1.5-2.1倍的增强效果，而在细粒Aji花岗岩中由于黑云母的空间分布更密集，增强效果达到了6倍。这些发现表明，化学刺激可以有效扩大CO2诱导的微裂缝，特别是在仅靠热效应可能不足以维持足够裂缝开口的常规地热条件下[97]。

4.2.4. 挑战和优化策略
尽管CFN的形成很有前景，但通过SC-CO2压裂获取超高温地热资源仍面临若干挑战。从非常规石油和天然气开发中SC-CO2应用的见解为解决这些挑战提供了宝贵的参考。研究表明，SC-CO2压裂实现的破裂压力低于传统水力压裂，且裂缝扩展倾向于沿着薄弱的结构平面或现有的自然裂缝进行。虽然这种行为有助于创建复杂的裂缝网络，但也使得在刺激过程中预测和控制裂缝几何形状变得更加复杂[98]。为了解决这些限制，提出了利用不同压裂方法互补优势的混合方法。SC-CO2可以用作预流体来创建初始裂缝网络，因为它具有低粘度和高扩散性，随后进行CO2泡沫压裂以改善支撑剂的传输和放置。此外，需要关注的关键技术挑战包括CO2-水相互作用引起的设备腐蚀、开发适用于高温环境的更稳定的泡沫系统，以及改进多场耦合过程的数值模拟能力[98]。

4.3. 裂缝系统中的热传递
在第4.2节讨论的裂缝形成和刺激过程之后，理解裂缝地热系统中的热传递机制对于优化能量提取至关重要。流体流动、裂缝几何形状和热交换之间的复杂相互作用决定了基于CO2的EGS的整体性能。本节重点研究了以CO2作为工作流体的裂缝水库中的热传递特性。

4.3.1. 裂缝网络中的对流热传递
裂缝地热系统中的基本热传递机制是循环流体与裂缝壁之间的对流。Liu等人使用耦合的THM（热-流体-多孔介质）数值模型研究了地热水库中复杂裂缝网络中的CO2注入和提取的热传递特性。他们的研究表明，在低温CO2注入后，水库裂缝的热交换效率高于岩石基质，温度主要沿裂缝路径传播[99]。结果表明，增加CO2注入速率可以在初始阶段扩大低温区域并提高热提取速率，尽管这种增长率在长时间提取期间会趋于稳定。此外，裂缝网络的几何特性，特别是水平裂缝和高角度裂缝之间的宽度比，显著影响热交换的方向和整体提取性能。流体在裂缝网络中的空间分布对于确定热传递效率起着关键作用。Jiang等人开发了一个三维瞬态模型，考虑了岩石基质和通过多孔热储层的流体之间的局部热非平衡。他们的模拟显示，在储层内形成了优先流动路径，导致温度分布的空间异质性和区域间的不均匀热提取[25]。研究展示了一个特征性的时间演化模式：靠近注入井的区域最初经历高热交换率，而最大岩石-流体温差区域随着时间的推移逐渐向生产井移动。这种迁移最终影响热提取操作的长期可持续性。比较局部热平衡和非平衡建模方法发现，尽管平衡模型倾向于高估生产温度，但两种方法对整体系统性能的预测相当。

4.3.2. 非达西流对热传递的影响
在裂缝地热储层中，通常假设达西流动是不成立的，特别是在高流速下的超临界CO2循环时。Gao等人分析了使用超临界CO2作为工作流体的EGS中的达西和非达西流动状态。他们的发现表明，当雷诺数在1-10的范围内时，非达西效应变得显著，标志着从线性达西流向非线性Forchheimer流的转变。在相同的操作条件下，CO2系统的雷诺数通常比水基系统高5-10倍，这是由于动态粘度较低，使得非达西效应对于超临界CO2循环尤为重要[92]、[99]。流动状态之间的区别对热传递预测和系统建模的准确性有着深远的影响。在非达西条件下，根据Forchheimer方程，压降随流速非线性增加，该方程考虑了惯性力。Gao等人发现，在非达西模拟中，Richardson数高于达西模拟，表明浮力效应在非达西流动中更为明显。这表明基于达西（Darcy）的模型可能低估了地热储层中由浮力驱动的对流作用。此外，在非达西条件下，有效的普朗特数（Prandtl number）较低，表明热扩散超过了动量扩散。这些发现表明，要准确预测基于二氧化碳（CO2）的地热能开采系统（EGS）的热提取性能，需要考虑非达西流动行为[93]。4.3.3. 热传递优化策略优化断裂地热系统中的热传递需要综合方法，既要考虑系统级配置，也要考虑储层规模的刺激措施。在系统层面，结合地热和太阳能热源的混合配置具有优势。张等人证明，将基于二氧化碳的EGS与聚光太阳能发电结合使用，可以实现21-22.5%的热效率，同时消除了对再压缩压缩机的需求，从而降低了运营复杂性和设备成本。在这种混合系统中，地热部分提供基础负荷电力，而太阳能系统则补充高峰需求，通过降低热提取率来延长储层寿命[93]、[94]、[100]。4.4. 地球化学相互作用基于第4.3节讨论的断裂系统中的热传递机制，二氧化碳-EGS的长期性能和可持续性从根本上受到二氧化碳（CO2）、地层水和储层岩石之间复杂地球化学相互作用的影响。这些相互作用与热提取过程同时发生，可以改变储层性质，包括孔隙度、渗透率和机械完整性，从而影响热传递效率和二氧化碳储存能力。4.4.1. 基本反应机制将二氧化碳注入地热储层会触发一系列地球化学反应，首先是在地层水中溶解。实验研究表明，这一过程会产生碳酸（H2CO3），碳酸会分解产生H+离子，从而形成酸性环境，促进矿物溶解。主要反应序列包括[101]、[102]：CO2 + H2O = H+ + HCO3-；HCO3- = H+ + CO32-。这种酸化作用促进了铝硅酸盐矿物（尤其是长石）的溶解。在100°C、140°C和180°C下对漳州花岗岩进行的实验研究表明，长石矿物会发生不一致溶解。具体来说，钠长石（NaAlSi3O8）和钾长石（KAlSi3O8）在H+和水的存在下溶解，释放出阳离子（Na+、K+），并形成次生矿物如高岭石（Al2Si2O5(OH)4）[103]：2NaAlSi3O8 + 2H+ + 9H2O → Al2Si2O5(OH)4 + 2Na+ + 4H4SiO4；2KAlSi3O8 + 2H+ + 9H2O → 2K+ + Al2Si2O5(OH)4 + 4H4SiO4。钙长石（CaAl2Si2O8）的溶解还会产生方解石作为次生矿物[103]：CaAl2Si2O8 + H+ + HCO3- + H2O → Al2Si2O5(OH)4 + CaCO3。这些地球化学反应改变了花岗岩储层的孔隙结构。实验结果表明，由于矿物溶解，花岗岩的比表面积（主要归因于微孔）通常会增加。如图11所示，中孔和微孔的比表面积分别增加了多达108.7%和62.0%，较高的反应温度通常会增强这种效应[103]。下载：下载高分辨率图像（298KB）下载：下载全尺寸图像图11. 地球化学实验后花岗岩样品的比表面积变化：(a) 通过汞侵入孔隙度测量（MIP）获得的S1；(b) 通过氮吸附测试获得的S2；(c) 通过二氧化碳吸附测试获得的S3。经许可复制[103]。版权所有1997年，Elsevier。矿物的溶解速率表现出复杂的温度依赖性。虽然溶解速率通常在25°C到100°C之间随温度升高而增加，但对碳酸盐矿物（方解石、白云石、菱镁矿）的研究表明，在150°C时，溶解速率可能等于或低于100°C甚至60°C时的速率，特别是在酸性到接近中性的pH值下。这种行为反映了在100°C以上表观活化能的降低，这归因于表面质子化反应的变化[104]。4.4.2. 矿物溶解和沉淀模式印度尼西亚的Ungaran地热场提供了一个关于二氧化碳注入后中间火山岩中矿物溶解和沉淀过程的引人注目的案例研究。Utomo和Güle?进行了PHREEQC建模，展示了不同蚀变矿物的不同溶解模式。他们的动力学建模显示，明矾石（KAl3(SO4)2(OH)6）在注入后大约36天内完全溶解，而铝硅酸盐（Al2Si2O5(OH)4）在36天后开始溶解，并需要约10年才能完全溶解。同时，方解石沉淀达到了1.43摩尔，表明通过将硅酸盐矿物（主要是钙长石）中的Ca2+转化为碳酸盐矿物实现了矿物捕获。建模结果显示，从溶解到矿物捕获的转变在注入后大约30天内变得特别明显，二氧化碳、盐水和岩石之间的完全平衡在10年内实现[105]。4.4.3. 对储层性质的影响二氧化碳-水-岩石相互作用引起的地球化学变化对热提取和二氧化碳储存至关重要的储层性质有深远影响。如4.4.1节所述，中孔和微孔的比表面积分别增加了多达108.7%和62.0%[103]。这种增强通过增加可用于热交换的流体-岩石界面来改善热传递[103]。孔隙度演变表现出复杂的依赖溶解和沉淀平衡的行为。汞侵入孔隙度测量和氮吸附测试显示，虽然大孔的趋势各不相同，但在大多数实验条件下，有效连接的孔隙体积增加了10.1-51.3%。然而，矿物反应可能导致储层渗透率的复杂变化。在Soultz-sous-Forêts EGS项目中，在热液蚀变断裂带观察到了矿物溶解和沉淀现象，次生矿物包括方解石、粘土矿物和次生石英沿着裂缝形成，从而影响了流体在储层中的流动路径[106]。4.4.4. 温度和时间依赖性温度和反应持续时间成为控制二氧化碳-水-岩石系统中地球化学反应速率和路径的关键因素。Isaka等人在澳大利亚Harcourt花岗岩上进行的长期实验室实验表明，在模拟的地热储层条件（100°C和10 MPa二氧化碳压力）下，长时间的二氧化碳-水-岩石相互作用会以时间依赖的方式削弱机械性能。单轴抗压强度分别在第2、4、6和8个月后降低了4.56%、11.47%、20.47%和22.95%。同样，杨氏模量在8个月后的暴露下降低了多达25.17%。这些机械退化归因于硅酸盐矿物和斜长石相长石的溶解增强，以及次生粘土矿物（包括高岭石、蒙脱石和伊利石）在岩石孔隙结构中的沉淀[67]。冰岛CarbFix项目的现场观测提供了在有利温度条件下碳快速矿化的有力证据。将二氧化碳溶解在水中并注入玄武岩地层中，在20-50°C的温度和400-800米的深度下，几分钟内就实现了溶解捕获，而通过碳酸盐沉淀的矿物捕获在两年内基本完成。这种显著的快速矿化时间尺度与传统沉积盆地储存形成了鲜明对比，在传统沉积盆地储存中，二氧化碳转化为碳酸盐矿物可能需要数万年的时间。快速玄武岩碳化的成功归因于玄武岩玻璃和初级矿物在中等升高温度下的高反应性，以及可用于碳酸盐矿物形成的二价阳离子（Ca2+、Mg2+、Fe2+）的丰富性[107]。4.4.5. 对系统性能的影响二氧化碳-EGS储层的地球化学演变为系统优化带来了机会和挑战。矿物溶解导致的孔隙度和比表面积的增强可以提高热提取效率，实验室研究表明，在与Sc-CO2相互作用时，无水、含水和饱和水的花岗岩条件下，孔隙体积分别增加了43%、65%和45%。这些发现表明，二氧化碳-EGS系统不太容易受到矿物沉淀和渗透率降低的阻碍，这是传统水基EGS中的常见问题[108]。根据水的可用性，不同储层区域的地球化学行为有所不同。在只有Sc-CO2而没有水的核心区域，几乎没有化学反应，只有Sc-CO2与花岗岩之间的物理相互作用，导致孔隙度增强而没有矿物沉淀。在水分有限的周围区域，溶解和沉淀反应较轻，整体储层性质相对稳定。只有在水分充足的外层区域，Sc-CO2才能通过更强烈的化学反应影响岩石性质[108]。Sc-CO2中的碳可能以碳酸盐矿物（如 Dawsonite、方解石、菱铁矿和镁铁矿）的形式储存在岩石中，为储层中的碳储存提供了一种潜在机制。对于传统的基于水的EGS，矿物沉淀带来了更大的挑战，使用螯合剂（如硝基三乙酸（NTA）在高pH值下进行化学刺激技术，可以在提高储层孔隙度和渗透率的同时管理矿物溶解[108]。总之，基于二氧化碳的EGS代表了从传统HDR概念的演变。超临界二氧化碳的低粘度使得在远低于水基刺激的破裂压力下形成复杂的三维云状裂缝网络成为可能。结合使用螯合剂的化学刺激可以进一步增强裂缝渗透率。地球化学相互作用（包括矿物溶解和次生沉淀）不断改变储层性质，必须在系统设计中加以考虑。我们建议研究工作应集中在二氧化碳诱导的CFN形成的现场验证、针对现场数据验证的耦合热-水-力-化学（THMC）模拟工具的开发，以及针对不同岩性的混合二氧化碳-化学刺激协议的优化上。5. 混合和先进的二氧化碳-地热概念图12展示了先进的二氧化碳-地热概念如何将基础负荷地热资源转化为灵活的、可调度能源系统。从主要的地热热源开始，基于二氧化碳的热电联产（CHP）配置——包括直接Sc-CO2循环、再压缩变体和分阶段涡轮设计——最大化了能源利用效率（第5.1节）。在这些基础上，压缩二氧化碳储能技术通过多储层配置整合了时间存储能力，最终实现了增强调度性，解决了以可再生能源为主导的电网中的间歇性问题（第5.2节）。下载：下载高分辨率图像（119KB）下载：下载全尺寸图像图12. 先进的二氧化碳-地热能源转换和存储集成。5.1. 基于二氧化碳的CHP系统结合发电和供暖或制冷的混合二氧化碳系统代表了在最大化地热和废热资源利用方面的进步。这些组合系统与单一发电应用相比，提供了更高的整体效率和经济效益。5.1.1. CPG CHP系统CPG系统代表了一种利用热液资源的同时可能有助于碳封存目标的有前景的概念。与传统的水基系统不同，CPG利用了二氧化碳的独特热物理性质，包括其在储层条件下的有利密度及其强大的浮力效应，这使得在某些配置下无需循环泵即可实现热虹吸操作[110]、[111]。已经评估了三种用于区域供暖网络的CPG系统的配置。直接Sc-CO2循环（变体A）利用二氧化碳的热虹吸效应，其中Sc-CO2通过涡轮机后，在气体冷却器中冷却，然后重新注入，从而消除了对压缩机的需求。带有再压缩的直接Sc-CO2循环（变体B）通过使用Sc-CO2压缩机维持恒定的注入压力，以达到所需的重新注入条件[111]。带有热生产的直接Sc-CO2循环（变体C）将涡轮机分为高压和低压阶段，在它们之间放置一个区域供暖热交换器，以提供所需温度的热量（区域供暖系统的入口温度为60°C，出口温度为110°C）[110]、[111]。对这些配置在波兰中部地质条件（下三叠纪地层，深度为5000-5500米，温度为165-190°C，刺激后的渗透率为约0.1 mD）的比较分析表明，当有基础负荷热需求时，联合发电变体（变体C）提供了更好的经济效益。当二氧化碳质量流量为150 kg/s并且有适当的政府支持计划（40%的资本支出（CAPEX）补贴时，变体C的折现回收期约为10-12年，而仅发电的配置在基准假设下则经济回报为负。分析显示，净电力输出最受二氧化碳质量流量和EGS区域渗透率的影响，对于仅发电的变体，最佳二氧化碳质量流量约为110-120 kg/s，考虑到平准化电力成本（LCOE）。对于联合发电变体，热产量在50 kg/s的二氧化碳流量下约为5 MWth，在150 kg/s的流量下超过16 MWth，相应的净电力输出根据地质参数不同而介于1,000-3,500 kWe之间[111]。分析的CPG变体的加权平均LCOE范围为110至170 EUR/MWh，而传统地热系统的LCOE约为60 EUR/MWh。这种成本溢价主要归因于总安装成本高出1.5倍，其中EGS钻井和刺激占总CAPEX的80%[110]、[111]（图13）。下载：下载高分辨率图像（179KB）下载：下载全尺寸图像图13. (a) 直接Sc-CO2利用及其调查的操作策略；(b) 通过单级ORC间接利用盐水的工厂布局。经许可复制[112]。版权所有2020年，Elsevier。直接Sc-CO2利用和间接盐水-ORC系统的性能特征显示出显著的权衡。对于储层条件为180°C和49 MPa、深度为5公里、质量流量为225 kg/s的情况，带有R245fa的盐水-ORC系统每年产生的净电力比直接Sc-CO2热虹吸系统多约8%。然而，Sc-CO2概念实现了更高的能量效率，平均效率为72.6%，而R245fa的效率为40.9%，R1233zd(E)的效率为40.0%（在盐水-ORC配置中）。这表明，尽管盐水-ORC系统在某些条件下可能提供更高的绝对功率输出，但直接的Sc-CO2概念能够更有效地利用储层中的热能。值得注意的是，Sc-CO2工厂的净功率输出对热需求变化的敏感性明显高于盐水-ORC系统，年变化量为1.5 MW，而盐水-ORC系统为0.9 MW [112]。对于使用ORC技术的基于盐水的地热CHP系统，电路配置和工作流体的选择会影响整体效率。在串联电路配置中，地热水首先驱动ORC，然后为区域供暖系统提供热量，对于具有高临界温度的流体，这种配置比并联电路具有更高的第二定律效率。使用异戊烷作为工作流体时，串联电路的第二定律效率提高了10.6%至31.2%，而并联电路的效率提高了2.3%-26.4%。在CHP配置中，串联电路的总第二定律效率达到52-55%，并联电路为42-51%，而仅发电系统的效率为25-46%。对于并联电路和仅发电，由于R227ea等流体的热利用效率更高，因此更受青睐 [113]。当CO2作为ORC中的二次工作流体而不是传统制冷剂（如R245fa）时，在基础条件（35°C/km热梯度、0.27米生产井直径和0.41米注入井直径、5×10^-14米^2储层渗透率）下，地下盐水系统的发电量增加了约22%，地下CO2系统增加了约20% [3]。这种改进归因于超临界CO2朗肯循环能够更好地匹配地热流体的温度分布，从而避免了亚临界R245fa系统相关的瓶颈限制 [3]。

5.1.2 多模式基于CO2的联合冷却和发电系统
对于同时需要冷却和发电的应用，基于CO2的联合冷却和发电（CCP）系统通过整合超临界CO2再压缩布雷顿循环（SCRBC）和超临界CO2制冷循环（TCRC）提供了独特的优势 [114]。在李和王提出的新型CCP配置中，通常会通过压缩机的工作流体的一部分被引导通过制冷部分，并由两级制冷压缩机进行压缩。这种集成方法不同于传统的独立运行的两个循环系统。其关键优势在于，工作流体在蒸发器和内部热交换器中吸收热量后，首先进入第一级制冷压缩机（FRC），然后进入第二级制冷压缩机（SRC）。由于这种加热过程，SRC的入口温度比压缩机的入口温度高30-50°C。尽管SRC所需的压缩功在相同的压力比下略高于压缩机，但较高温度的流体进入回热系统后能够实现更大的热量回收，减少了不可逆性并提高了热力学效率（图14）[114]。

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图14. 李和王提出的CCP系统示意图。经许可复制 [114]。版权所有2019，Elsevier。

热力学分析显示，在设计条件下，当热输入为100 MW时，集成CCP系统可以同时产生41.88 MW的净功率和15 MW的冷却量，热效率为56.88%，能量效率为59.29%。比较分析表明，随着冷却能力的增加和蒸发温度的降低，CCP系统相对于分离系统的优势越大。在冷却与热量比（CHR）为0.25时，联合系统的能量效率比分离系统高2.45%，蒸发温度为273.15 K；在253.15 K时，这一优势增加到5.87% [114]。

5.2 压缩CO2能量存储集成
虽然第5.1节重点讨论了通过CHP配置最大化能量利用，但压缩CO2能量存储的集成代表了进一步的进展，它解决了能量供应和需求之间的时间不匹配问题。这种集成使地热-CO2系统能够在保持可调度发电能力和永久性CO2封存能力的同时，提供电网规模的能量存储。

5.2.1 灵活的CO2-羽流地热系统
灵活的CO2-羽流地热（CPG-F）系统通过利用地质储存的CO2进行可调度发电和能量存储，引入了一种新的能量存储方法。该系统利用位于主要地热储层上方的第二个较浅的含水层，通过策略性地管理CO2循环来实现能量传输的时间转移 [115]（图15）。

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图15. (A) CPG-F操作的示意图，显示了三种模式：可调度电力生成（红色）、带有充放电循环的能量存储（蓝色/绿色）以及集成操作（混合颜色）。CO2气体饱和度分布与计算网格，分别对应(B)浅层和(C)深层地质构造，在从CO2注入阶段到存储阶段的过渡。经许可复制 [115]。版权所有2021，Elsevier。（关于此图例中颜色的解释，请参阅本文的网络版本。）

5.2.2 含水层中的压缩CO2能量存储
含水层中的压缩CO2能量存储（CCESA）系统采用不同深度的两个储层配置来增强能量存储性能。该系统利用深层咸水含水层作为存储库，低压储层位于大约1000-1150米处，高压储层位于大约2850-3000米处。这种配置利用了自然地热梯度和静水压力的深度依赖性变化 [116]。

对双储层系统的热力学分析揭示了超临界和超临界CO2循环之间的性能差异。超临界压缩CO2能量存储（TC-CCES）的往返效率为63.35%，能量效率为53.02%，而超临界压缩CO2能量存储（SC-CCES）的往返效率为62.28%，能量效率为51.56%。CCESA系统的优势在于其能量存储密度高于传统的压缩空气能量存储（CAES）。TC-CCES系统的能量存储密度为497.68 kWh/m3，而SC-CCES系统的能量存储密度为255.20 kWh/m3，两者都超过了CAES系统典型的2-20 kWh/m3范围 [116]。这种更高的能量密度使得在给定能量容量下可以构建更紧凑的存储库，使得该技术特别适用于大规模能量存储应用。

准确预测CCESA系统中的复杂热力学和流体动力学行为需要数值模拟井筒和储层之间的耦合流动。T2Well模拟器与ECO2N流体属性模块集成，为这一目的提供了强大的工具，使用井筒中两相流的漂移-通量模型来解决非等温、多相和多组分流动问题。该模拟器已经通过分析解和来自CO2生产测试的现场数据进行了验证，证明了其在CCESA系统设计和优化中的关键作用 [117]。

5.2.3 地球电池扩展系统
地球电池扩展II（EBE II）配置是一种先进的CO2-羽流地热能量存储（CPGES）实现方式，它使用地面气量计在发电和存储模式之间进行接近大气压的CO2存储。与使用单级涡轮机的基本CPG系统不同，EBE II采用了五级涡轮机，并在各级之间进行大气再加热，从而提高了功率输出。在每天34.6千吨的CO2循环速率下，EBE II系统在放电阶段可以产生大约65-260兆瓦的电力，这取决于工作周期（从4小时峰值到16小时持续发电），而在相同的循环条件下，标准CPG操作仅产生2.5兆瓦的电力。这种显著的功率输出改进展示了地面存储配置克服限制传统CPG系统的储层压力约束的潜力 [118]。

5.2.4 系统集成和优化
将基于CO2的能量存储与地热系统集成需要跨多个操作模式进行优化，以最大化系统的灵活性和效率。多流体地能系统能够同时利用CO2和天然盐水，其中CO2注入引起的超压有助于形成自流条件，减少或消除抽盐需求 [119]。

对于大规模能量存储（BES）应用，通过时间转移寄生负载来提高系统性能。通过在低需求充电期间集中寄生负载，并在高需求放电期间将其最小化，净功率比相对于恒定同步操作可以达到2.0-2.3。这种方法在高峰需求期间有效地使电网的功率翻倍。

热能存储（TES）应用在长期性能改进方面显示出更大的潜力。五年后的往返效率从89.3%增加到十年后的96.4%。这种渐进式的改进与传统的地热系统形成对比，后者通常会经历热性能下降，突显了TES配置在整个运行寿命中维持和提升系统性能的独特优势 [119]。

这些集成系统的经济可行性受到操作参数和区域地质条件的影响。对于地热CHP应用，经济建模考虑了0.03欧元/千瓦时的热销售价格，表明热收入显著改善了项目经济效益。此外，LCOE随着井口温度的升高而呈指数级下降，区域差异反映了地质梯度的不同。这些经济考虑强调了在部署集成CO2-地热能量存储系统时进行现场特定优化的重要性 [120]。

总之，混合和先进的CO2-地热概念——包括CHP系统、CCES和地球电池配置——显著扩展了CO2-地热集成的操作灵活性和经济可行性。CHP配置通过捕获用于区域供暖或工业过程的级联热能，始终优于仅发电的设计。CCES系统通过使用多余的电力将CO2压缩到地质构造中以供后续发电，解决了可再生能源的间歇性问题。我们建议未来的研究优先进行集成CHP-CCES配置的试点规模演示，并开发标准化框架来评估来自电力、热能和碳信用的叠加收入流。

6. 技术挑战和解决方案
6.1 两相流管理
储层构造中的相分离是由密度差异和毛细效应引起的。CO2注入咸水含水层后，其较低的密度导致浮力驱动的流动向上移动到储层的顶部。这种浮力驱动的迁移导致垂直相分离，CO2在渗透率较高的区域积聚，而在低渗透率层下方形成毛细屏障。当上升的CO2羽流遇到毛细进入压力超过CO2羽流的浮力压力和毛细压力的区域时，向上运动被中断，流动被迫向侧面扩散。这种现象称为毛细屏障陷阱，可以在异质构造中固定大量的CO2 [121]。

CO2和水的互溶性进一步增加了复杂性。当CO2与盐水接触时，一部分CO2以CO2(aq)的形式溶解，这一过程称为溶液陷阱。溶解的CO2(aq)可能引发矿物溶解并生成HCO3?和CO32?等离子物种，从而改变储层的孔隙度和渗透率。在减压过程中，溶解的CO2(aq)可以从过饱和的水相中析出，形成单独的相。使用微模型系统的实验观察表明，CO2气泡在减压过程中倾向于向较大的孔隙生长，而不是向喉部或更细的孔隙生长。析出后，由于孔隙尺度的高度分散，CO2相的流动性较低，小气泡倾向于通过奥斯特瓦尔德成熟作用合并。这种低流动性导致残余陷阱比率超过80%，明显高于砂岩储层中连续CO2相典型的40-60%范围。这种高陷阱效率表明了一种自我密封机制，即使在储层突然减压的情况下也能减少不利的CO2迁移 [121]。

6.2 材料兼容性和腐蚀
将CO2注入地热系统会产生严重的腐蚀挑战，影响材料选择和系统经济性。当CO2在高温高压下溶解于水中时，会形成碳酸，使溶液pH值降至4以下，创造高度腐蚀性的条件，这对传统材料构成挑战。类似的腐蚀机制也适用于CO2-EOR和碳捕获、利用和存储（CCUS）应用，其中水交替气体（WAG）注入方法创造了特别恶劣的环境 [9]。

来自中国四个主要油田的现场经验表明，在典型的CO2注入条件下，碳钢的腐蚀速率可超过5毫米/年，在水到CO2转换期间甚至可达30毫米/年。在吉林油田，注入深度范围为2,300至2,600米，水交替气体（WAG）操作期间的转换阶段可能导致钢壁厚度减少0.3-0.5毫米/循环。这些极端的腐蚀速率源于管状表面上形成的水层被流动的CO2酸化，腐蚀过程持续进行，直到所有水相被腐蚀反应消耗或溶解在超临界CO2中 [9]。

材料选择策略必须考虑超出一般耐腐蚀性的多个因素。在将回收的二氧化碳用于增强型采油（EOR）时，H2S的存在是常见的现象，这要求必须遵守NACE MR0175/ISO 15,156标准，以防止硫化物应力裂纹和应力腐蚀裂纹的发生。此外，焦耳-汤姆逊效应可能导致压力波动期间温度下降至-30°C，从而引发低温脆化失效，正如在苏北油田和大庆油田记录到的那样。因此，材料在-30°C时的最小韧性必须达到40 J，以防止在操作异常情况下发生灾难性失效[9]。耐腐蚀合金（CRA）仍然是关键部件的首选材料，其选择基于具体的环境条件。中国石油天然气集团公司（CNPC）的软件模拟和现场数据表明，13Cr钢在没有H2S的情况下是合适的，但在高氯化物或H2S浓度下，由于钝化层的破坏而变得不适用。Super 13Cr的性能有所提高，但在二氧化碳压力超过16 MPa时仍容易发生点蚀。对于一般条件，即温度约为90°C、压力高达40 MPa以及H2S浓度不超过300 ppm的情况，需要使用Super 15Cr或22Cr等级的材料。然而，这些材料的成本是碳钢的7到15倍，这构成了经济障碍[9]。在实地应用中，成本效益更高的替代品取得了不同程度的成功。聚合物涂层最初在北美的二氧化碳注入项目中得到了广泛使用，但效果参差不齐。在Scurry Area Canyon Reef Operating Committee（SACROC）项目中，环氧改性的酚醛涂层在测试的涂层类型中表现最佳，其中粉末喷涂的环氧涂层具有最高的抗性，平均使用寿命约为50个月。然而，由于电缆作业和快速气体减压导致的物理损坏（这可能导致涂层分层），中国碳捕获与封存（CCUS）项目中的大多数聚合物涂层管道每2到3年就需要更换一次，尽管其初始成本较低[9]。金属镀层技术，特别是厚度达到200 μm的Ni-W镀层，已成为更坚固的替代方案。CNPC项目中的现场应用通常显示，Ni-W镀层的注入管的使用寿命约为5年，尽管在涂层缺陷处仍会发生电偶腐蚀，这是一种关键的失效模式。玻璃增强环氧（GRE）衬里是另一种成功的二氧化碳注入解决方案，在1980年至2018年间在全球范围内得到了广泛应用。然而，在选择材料时必须仔细考虑操作限制，包括温度限制（<120°C）和压力等级（<34 MPa）[9]。吉林油田采用的一种创新方法使用CRA盘管进行二氧化碳注入，消除了螺纹连接，这些连接占腐蚀失效点的80%以上。这项技术已经实现了8年的安全运行，并且与传统CRA管道相比成本降低了15-20%。CNPC项目的经济分析表明，虽然裸露的碳钢由于频繁更换和腐蚀控制措施而产生最高的生命周期成本，但对于超过10年的项目来说，GRE衬里变得具有成本效益，而对于超过20年的项目，CRA材料提供了最低的总成本[9]。从使用碳钢的反应性维护发展到结合CRA、先进涂层和复合衬里的主动材料选择策略，反映了二氧化碳注入技术的成熟。成功需要将材料选择与特定项目的寿命、环境条件和操作要求相匹配，同时保持广泛CCUS部署的经济可行性。

6.3. 监控和控制系统
有效的监控和控制系统对于将二氧化碳与地热能系统集成至关重要，以确保操作安全、优化性能并维持系统的长期完整性。这些系统必须解决二氧化碳的热力学特性以及地表和地下组件之间复杂相互作用所带来的独特挑战。

6.3.1. 实时监控参数
二氧化碳地热系统的监控需要全面跟踪注入-生产周期中的多个参数[124]。根据Arekhov等人的研究，关键监控点包括井口压力和流量，这些参数会随着储层质量和操作优化的不同而变化。在优化操作条件下，注入井口压力通常在90到200巴之间，而生产井口压力则在130到166巴之间。在最佳储层条件下，相应的流量可以达到每天760万标准立方米。这些参数直接影响净功率输出，后者会根据储层质量而变化[125]。温度监控同样重要，特别是考虑到焦耳-汤姆逊效应可能导致二氧化碳注入系统中的压力波动期间温度下降。注入温度通常保持在18°C，与平均环境温度相当，而生产温度达到初始储层温度85-95°C[125]。Zhao等人强调，连续的温度监控对于防止低温脆化引起的裂纹至关重要。在包括中国苏北油田和大庆油田在内的传统二氧化碳EOR项目中，已经广泛报告了此类失效情况，其中在操作异常期间温度曾降至-30°C。

6.3.2. 腐蚀监控系统
鉴于二氧化碳注入井中严重的腐蚀挑战，专门的监控系统对于维持井的完整性至关重要。Zhao等人指出，套管- tubing环空中的压力和化学成分监控对于检测封隔器密封元件的潜在泄漏至关重要[9]。在WAG操作期间，这种监控尤为重要，因为腐蚀速率在过渡期间可能达到每年30毫米。报告的壁厚减少0.3-0.5毫米/周期的事实强调了连续监控的重要性[9]。先进的监控方法包括使用测井电极工具来评估内部涂层的状况。对于使用Ni-W镀层技术的井（在CCUS注入应用中显示出大约5年的典型使用寿命），连续监控对于检测可能引发严重电偶腐蚀的任何涂层损伤至关重要。值得注意的是，Zhao等人报告称，超过80%的腐蚀失效发生在螺纹区域，这突显了对这些脆弱区域进行重点监控的必要性[9]。

6.3.3. 储层性能监控
有效的储层监控需要整合多个数据来源来管理关键参数的不确定性。Arekhov等人开发了一个综合工作流程，监控三个主要储层参数：有效渗透率（1-50 mD），基于模拟现场数据；总厚度（109-227 m）；以及净厚度与总厚度的比率（0.02-0.88）[125]。监控系统采用蒙特卡洛抽样方法，进行10,000次模拟以考虑参数的不确定性，从而能够对操作条件进行可靠的预测。垂直提升性能（VLP）监控使用全焓计算，并通过现场测试数据进行校准。相关性显示，在连续流动井测试期间，与梯度测量结果吻合良好，能够可靠地预测井底压力和温度[125]。对于一个典型的双井系统，井间距为700米，监控结果显示，在1.03%的模拟案例中，由于储层性能不佳，VLP和流入性能关系（IPR）曲线没有交叉。此外，16.77%的案例显示出负的净功率输出因子，表明无法建立可持续的二氧化碳循环[125]。

6.3.4. 控制系统优化
控制系统必须动态调整操作参数，以最大化净功率输出，同时保持系统的完整性和稳定性。Arekhov等人证明，最佳控制策略会随着储层质量和管径的不同而变化。在储层条件较差的情况下（P10案例），优选较小直径的管道（5英寸）以建立稳定的流动。在这种情况下，实现了最大井口压力150巴，净功率输出为0.159 MW。相比之下，在储层条件良好的情况下（P90案例），较大直径的管道（14英寸）更有利于在较高流量下减少摩擦损失，生产井口压力可达到166巴，功率输出显著增加[125]。控制系统还必须管理地面设备，包括以等熵效率运行的二氧化碳涡轮机、保持二氧化碳出口和冷却水入口之间2°C温差的热交换器，以及冷却系统，其功率需求按耗散热量的线性函数计算。涡轮机背压控制尤其关键，因为它必须足够高，以便在井底进行二氧化碳注入，同时优化焓降以实现最大功率生成[125]。

6.3.5. 集成监控架构
现代二氧化碳地热系统需要集成监控架构，将地下和地表模型相结合。Arekhov等人开发的方法使用Python脚本将分析储层模型与VLP曲线集成，从而基于监控参数实现实时优化。这种集成能够快速评估操作条件，系统自动选择最佳井口压力和流量，以最大化净功率输出等效因子[125]。对于使用抗腐蚀技术的井来说，质量保证和质量控制（QA/QC）监控尤为重要。Zhao等人强调，涂层性能大约80%取决于应用过程监控，包括表面清洁、应用方法、固化程序和环境控制[9]。对于金属镀层应用，持续监控缺陷至关重要，因为即使是轻微的涂层损伤也可能引发严重的电偶腐蚀，其渗透率远超过基线腐蚀率。

6.3.6. 未来的监控考虑
随着二氧化碳地热系统的发展，监控系统必须适应新的挑战。含有SOx和NOx等杂质的人为二氧化碳引入了新的腐蚀机制，需要超出传统方法的增强型监控协议[9]。此外，从典型的20-25年EOR阶段延伸到随后的10-20年二氧化碳储存阶段的长期监控，需要能够检测井完整性和储层行为长期变化的系统[9]。

6.4. 井设计和完井挑战
将二氧化碳与地热能系统集成带来了独特的井设计和完井挑战，这些挑战不同于传统的地热操作。这些挑战源于二氧化碳、地层流体、井筒材料以及地热环境特有的极端温度和压力条件之间的复杂相互作用。

6.4.1. 热应力管理
在二氧化碳集成地热井中，管理由注入二氧化碳与地层之间的温度差异引起的热应力是最关键的挑战之一。对丹麦Stenlille结构中一口垂直井的热应力分析表明，通过40°C的管道运输二氧化碳与通过10°C的卡车运输二氧化碳会产生不同的应力分布。研究发现，在1588米深度下，以10°C注入的二氧化碳一小时后温度升至14°C，十小时后升至23°C；而以40°C注入的二氧化碳一小时后温度升至14°C，十小时后升至42°C[126]。使用Kirsch公式进行的热应力计算显示，由于热应力导致的临界压力和破裂压力的变化幅度在考虑的案例中不超过3%。然而，研究强调，热膨胀系数通常在10^-6到10^-5 1/°C之间变化，这给应力预测带来了不确定性。在热模型中，破裂压力比没有热效应的情况低约3%[126]。

6.4.2. 材料降解和腐蚀
富含二氧化碳的地热环境对井组件造成了严重的材料降解挑战。实验表明，常用于地热井的乙烯-丙烯-二烯单体（EPDM）弹性体密封组件在暴露于二氧化碳时会降解。在1000 psi和180°F的条件下暴露一周后，EPDM的弹性模量从277 psi降低到194 psi。更严重的是，有限元分析显示，二氧化碳暴露可使EPDM弹性体的密封性降低多达37%[127]。地热流体中CO2和H2S的存在创造了高度腐蚀性的条件，影响了套管的选择。冰岛Krafla地热场的一个严重案例显示，当暴露在约380°C的储层温度下时，衬里的壁厚每年腐蚀速率达到12毫米，仅在几周的服务后就需要更换。研究强调，尽管行业惯例通常可以容忍每年低于0.1毫米的腐蚀速率，但富含二氧化碳的环境会加速材料的降解，远超过可接受的限制[128]。

6.4.3. 水泥完整性挑战
在二氧化碳集成地热井中，水泥的完整性受到多种失效机制的威胁。实验结果表明，纯H级水泥可能在富含二氧化碳的环境中无法作为可靠的屏障。在40 psi的压力下进行压力测试时，如果水泥仅固化12小时，则在5分钟内就会完全失去压力；然而，随着水泥固化时间的延长（WOC），性能有所改善。7天后，压力下降幅度减少到30%[127]（图16）。
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图16. 受压测试的双屏障配置的实验安装（A）和测试布置的示意图（B）。经许可复制[127]。版权所有2021，Elsevier。
进行了有限元建模，以评估在不同井筒压力负载（5,000、8,000、10,000和15,000 psi）下水泥的机械完整性。结果显示，用35%结晶二氧化硅改性并在350°F下固化7天的水泥的抗拉强度仅为307 psi。在所有测试的压力载荷下，衬管与水泥界面的环向应力都超过了这一抗拉强度限制，表明水泥只能承受200 psi或更低的压力载荷[127]。这表明，由井筒压力载荷引起的环向拉应力是破坏地热井中水泥机械完整性的主要失效机制。6.4.4. 套管设计考虑对于集成二氧化碳的地热系统，套管程序的设计需要特别考虑材料选择和应力分析。在大约400°F以上的高温下，必须应用屈服强度降额系数。由于对氯化物引起的腐蚀有更好的抵抗力，因此优选使用如AISI 316不锈钢这样的铬合金（CRA）作为完井设备；而对于极高温度的应用，则更倾向于使用Hastelloy X和Inconel 625等高级材料[128]。对于Stenlille二氧化碳注入井，规定了管材内径为3.10厘米、套管内径为6.21厘米、井筒半径为10.79厘米的井设计，这显示了适当尺寸设计在管理热应力和机械应力方面的重要性[126]。6.4.5. 钻井和完井液挑战钻井液的高温稳定性是另一个挑战。传统的基于聚合物的钻井液只能在大约90°C的循环温度下使用，因此需要使用泥浆冷却设备或特殊配方。PYRO-DRILL系统在地热作业中得到了应用，这些作业的井底温度超过了600°F，这表明需要热稳定的替代品。研究发现，在恶劣的钻井条件下，海泡石聚合物泥浆比传统泥浆具有更高的热稳定性[128]。6.4.6. 双重屏障系统性能由密封组件和水泥护套组成的衬管双重屏障系统在富含二氧化碳的环境中面临挑战。在海上高压、高温条件下，衬管悬挂器密封件的故障率为18%，据报道大约50%的二次井屏障故障归因于密封组件。研究揭示了水泥-管道接口处的多个泄漏点，特别是水泥-内管接口处，这表明这是屏障系统中最薄弱的环节[128]。总之，二氧化碳地热部署的主要技术挑战集中在两相流管理、材料腐蚀、监测系统和井设计方面。生产井筒中的水积累——质量分数超过80%——仍然是热虹吸可持续性的最关键操作障碍。材料科学的最新进展，包括GRE衬管、Ni-W涂层和CRA材料，已将预计的井服务寿命从2-3年延长到超过20年，具体取决于所选技术。实时监测结合温度、压力和腐蚀传感与成分分析对于适应性水库管理至关重要。7. 环境考虑和可持续性7.1. CPG和EGS系统中的二氧化碳储存效率在CPG系统中，大部分注入的二氧化碳被永久封存在深层咸水含水层中，而一部分则作为地热热提取流体通过生产井和注入井循环，不会释放到大气中[32]。Ogland-Hand等人（2022年）估计，CPG的二氧化碳需求非常高，这取决于现场地质条件。他们对Plains CO2 Reduction Partnership（PCOR）地区的地理空间分析表明，在60%的净重比下，南达科他州CPG“甜点”区域内的每个10×10公里网格单元的储存容量约为20百万吨二氧化碳。在这个仅包含21个网格单元（2,100平方公里）的区域内，累计注入约500百万吨二氧化碳可以支持大约7吉瓦的新建CPG发电容量，这大约是美国总安装地热发电容量（约3.8吉瓦）的两倍[32]。对于基于二氧化碳的EGS，二氧化碳储存机制与CPG不同，因为净封存主要来自循环过程中的流体损失，而不是来自储层的填充。Pruess（2006年）对一个五点裂缝储层（1平方公里面积，200°C，500巴）进行了建模，发现二氧化碳系统的平均产量约为280千克/秒，同时产生大约12.83兆瓦的电力，这意味着每兆瓦电力需要约21.8千克/秒的二氧化碳循环量。根据Fenton Hill HDR站点的长期水循环测试，流体损失在注入量的7%到12%之间，Pruess假设长期二氧化碳损失将在注入量的5%左右。这意味着每兆瓦电力可以储存大约1千克/秒的二氧化碳，或者等效于每1,000兆瓦安装容量储存1吨二氧化碳。为了便于理解，Pruess指出，一个1,000兆瓦的燃煤电厂每天会产生大约30,000吨二氧化碳；因此，1,000兆瓦的二氧化碳-EGS容量可以从几乎3,000兆瓦的燃煤发电中地质储存二氧化碳排放。虽然这些估计被认为是初步的并且取决于具体地点——会随着储层渗透性、孔隙度和水化学成分的变化而变化——但它们表明，基于二氧化碳的EGS有潜力实现大量的二氧化碳封存，作为地热发电的附加效益[2]。7.2. 二氧化碳地热系统的生命周期评估（LCA）生命周期评估（LCA）已成为评估二氧化碳地热系统整个运营生命周期环境影响的关键方法。将LCA应用于二氧化碳地热技术可以提供对其可持续性表现的全面见解，包括原材料提取、建设、运营和退役阶段[11]，[71]。7.2.1. 方法论方法和系统边界二氧化碳地热系统的LCA方法遵循ISO 14040和14,044标准，为评估环境影响提供了全面的框架[11]，[71]。系统边界通常包括井建设、储层刺激、发电厂建设和退役，同时详细关注这些阶段的材料和能量流动[11]，[71]，[128]。用于比较分析的功能单位通常是Sc-CO2-EGS系统产生的1兆瓦时净电力[72]。评估涵盖了多个生命周期阶段，包括资源提取和场地准备、设施建设（例如钻井平台、井和发电厂）、运营和维护以及退役和拆除[71]，[128]。7.2.2. 案例研究和区域差异Liu等人（2024年）对沉积盆地中的二氧化碳-CPG系统进行了全面的LCA研究，考察了在美国两种不同地质环境中结合不同二氧化碳来源的12种情景。他们的研究集中在美国墨西哥湾沿岸盆地（阿肯色州，深度3,658米，温度123°C）和Raton盆地（科罗拉多州，深度1,998米，温度107°C）。他们的结果表明，包括井建设、井场建设和地面设施建设在内的建设阶段占温室气体（GHG）总排放量的大约80%。在建设过程中，由于水泥、钢材和柴油的材料和能源需求，井建设对环境的影响最大。通过蒙特卡洛模拟和敏感性分析，研究发现二氧化碳捕获能力是影响整体环境表现的最重要参数[10]。Starczewska等人（2024年）在波兰西北部的Gorzów区块地区对Sc-CO2-EGS系统进行了类似的研究，分析了三种工作流体流量（180吨/小时、360吨/小时和540吨/小时）[72]。与Liu等人的发现一致，这项研究发现，包括钻井和水力压裂在内的建设阶段占据了环境指标的大部分——这是可再生能源的典型特征。生命周期温室气体排放量随系统配置而变化，但在所有情景中，建设阶段始终占最大的环境负担。井建设，包括勘探、注入和生产井，占据了大部分的固有排放[72]。7.2.3. 相比传统能源系统，二氧化碳地热技术展现出环境优势[11]，[71]，[128]。对多种发电技术的全面LCA表明，煤炭和天然气联合循环（NGCC）电厂的生命周期温室气体排放量高于地热系统，其中燃料燃烧是主要的排放源。在可再生能源技术中，地热技术的温室气体排放量较低，闪蒸系统可能是例外，因为它们可能有较高的非凝析气体排放。二元地热系统的排放量特别低[129]。CPG系统的表现与其他低碳技术相当，同时提供了基本负荷容量和地质二氧化碳储存的附加效益[11]。材料和能量流动分析显示，井建设在各研究中都是主要的影响因素；然而，永久二氧化碳封存的运营效益抵消了CPG系统最初的建造影响[11]，[71]。从能源效率的角度来看，累积能源需求（CED）分析表明，地热系统的能源输入输出比因技术类型而异，EGS系统的比率较高，主要是因为钻井的需求，而二元系统则显示出更有利的能源回报[129]。将碳捕获和储存与地热能生产相结合可以创造协同的环境效益，特别是在利用工业二氧化碳来源时[11]。LCA结果表明，二氧化碳地热系统既可以作为可再生能源发电机，也可以作为碳封存机制，支持深度脱碳路径。研究表明，在不同的地质环境和二氧化碳来源配置下，生命周期排放量都能持续减少，二氧化碳原料的选择和地质储层特性是决定整体环境表现的关键因素[11]，[71]。钻井效率、储层管理和系统优化的持续技术改进表明，可以进一步减少生命周期影响。7.3. 诱发地震的缓解诱发地震是一个关键问题，必须通过仔细的选址、操作规程和流体注入过程中的监测系统来管理。各种注入活动，包括废水处理、增强型采油（EOR）、水力压裂、碳捕获与储存（CCS）和地热能储存（EGS），都可能诱发地震，尽管只有少数注入井与能够感觉到的地震有关[130]。在这些活动中，EOR与高达4.5级的地震有关，尽管能感觉到的事件仍然很少见。水力压裂主要诱发微地震，这些地震太小而无法感觉到，而美国的地热田和EGS站点与高达4.6级的地震有关[130]。美国能源部为EGS中的诱发地震制定了七步协议，包括：（1）初步筛选评估，（2）外展和沟通计划，（3）地面振动和噪声标准的审查和选择，（4）建立本地地震监测，（5）自然和诱发地震事件的危害量化，（6）诱发地震事件的风险特征描述，以及（7）基于风险的缓解计划开发[131]。该协议必须根据项目特定要求和当地条件进行定制，考虑到每个地区的独特地质条件、法规和关于地面振动的标准[131]。交通灯系统已被证明在管理水力刺激操作期间的诱发地震风险方面有效[129]，[130]。这些系统建立了触发操作响应的震级和峰值地面速度（PGV）阈值：绿色状态允许在地面振动低于一般可检测范围时继续正常操作；橙色状态要求在人们感知到地震活动但损害不太可能时采取谨慎措施或降低注入速率；红色状态要求在预计地震活动会对建筑物造成损害时立即停止注入。在韩国的Pohang EGS项目中，该国第一个EGS项目，根据与现场50公里范围内的自然地震相关的方程式开发了一个特定于现场的交通灯系统[131]。对于2016年1月和2月进行的首次水力刺激，震级阈值保守地设置为1.0、1.4、1.7和2.0，观察到的最大事件在关闭期间达到了1.4的矩震级[131]（图17）。实时地震监测对于有效管理注入操作至关重要。检测阈值应足够低（震级2.0或更低），以便在问题仍然可管理时及早识别地震危害并采取纠正措施[130]。对于Pohang EGS项目，建立了一个全面的监测网络，包括在120-130米深度安装的八个井孔地震仪，在1360米深度安装了三组分地震仪的垂直地震剖面，以及七个临时地面地震仪，所有这些设备都连接到一个采样频率高达1000赫兹的高速网络，以实现实时监测[131]。交通灯系统和其他基于地震网络数据的危害减少方法在注入项目的早期阶段最为有效，因为一旦孔隙压力效应远离注入区间，控制地震危害的潜力就会减弱[130]。为了透明度和公众信任，必须公开地震监测结果和注入数据，包括每日注入速率、井口压力、注入间隔深度和目标地层特性。开放数据共享通过促进研究来开发更有效的灾害减少技术，从而惠及所有利益相关者[130]。除了地震问题外，大规模的二氧化碳注入项目也展示了综合监测方法在记录储存效率和持久性方面的价值。克兰菲尔德项目在五个研究区域实施了多尺度监测策略，每个区域都有不同的目标和时空尺度。在注入区进行的连续压力和温度监测显示，即使在超过1公里的距离上，也能对注入速率的变化高度敏感，从而验证了储层分区的地质模型。在测试注入层上方约120米处进行的压力监测评估了这种方法在记录围护系统完整性方面的有效性，因为储层压力从最初的311巴增加了70多巴。近地表监测包括在70-100米深度的浅层封闭含水层中进行的半年一次的地下水质量评估，以及高分辨率的土壤气体监测，以区分潜在的泄漏信号和自然背景变化[131]、[132]、[133]。

8. 社会接受度
8.1. 土地利用和碳封存潜力
展示地热开发的环境协同效益对于获得社区支持至关重要。菲律宾的莱特地热保护区提供了一个了解地热项目区碳抵消潜力的有力案例研究。菲律宾国家石油公司的管理策略表明，该森林保护区可以储存相当于发电厂22年以上二氧化碳排放量的碳，每年的碳封存量可抵消年排放量的27%。在“加速重新造林”情景下，该保护区的碳储存能力可延长至约34年。这种方法的成本效益显著，项目运营商每年为碳储存和封存花费1.22菲律宾比索（约合4.4美分或每吨二氧化碳0.12美元）[134]。

8.2. 社会接受度的挑战和模式
尽管环境协同效益可以提升公众认知，但社会接受度最终是地热开发的基本前提，多项跨国研究揭示了一致的模式和担忧。澳大利亚的研究采用参与式行动研究方法，在五个工作坊中（总共329名参与者）发现，地热能的支持度始终高于煤炭、石油、生物燃料和核能，尽管仍低于太阳能、风能和波浪/潮汐能。主要担忧集中在水资源使用和地震活动上，参与者表示：“水资源已经很稀缺，这种方法将如何应对水资源短缺的同时仍为我们提供电力？”以及“海外地热钻探者不是犯了两项重大错误吗？他们没有引发地震吗？”[134]、[135]。

8.3. 环境影响管理和缓解
这些担忧强调，预防和最小化不利环境影响是获得社会接受度的必要条件。关键的环境问题包括：土地使用和财产占用的限制、钻探作业和井测试产生的噪音、钻探残余材料（泥浆、岩屑）的处理、不受控制的井喷、通过渗透到溪流和地下含水层中的水污染、含有有毒元素（汞、砷、硼）的气体和蒸汽的大气释放、电站区域的酸雨、由注水引起的微地震、由于流体生产导致的地面沉降、热量向大气的扩散，以及钻井平台、管道、设施和电力线路对景观的视觉影响[137]。

8.4. 社会接受度的经济维度
实现社会接受度的相关成本虽然显著，但却是必要的。对于直接热利用项目，社会接受度成本从小项目的5,000至35,000美元（总建设成本为100万至300万美元）到大项目的165,000至335,000美元（总建设成本为700万至2,300万美元）不等，平均占总建设成本的1%至2%。多功能项目（发电加直接利用）需要更高的投资，从非常小项目的20万至40万美元（总建设成本为1,000万至2,000万美元）到非常大项目的700万至900万美元（总建设成本为2亿至4亿美元），占建设成本的2%至3.6%[137]。这些投资为当地社区带来了诸多好处，包括稳定或临时雇佣当地工人、使用当地公司进行工作执行、培训并雇佣合格的当地科学家、工程师和技术人员、以低成本或免费向公共建筑和社会中心提供剩余蒸汽或热水、共同承担公共基础设施建设（道路段、桥梁、绿地）的成本、赞助文化、体育和民俗活动，以及向研究或出版关于当地历史、传统和文化的当地学者和学生提供资助[137]。

总之，二氧化碳-地热系统的环境和可持续性考虑包括生命周期评估、水资源管理、诱发地震的缓解和社会接受度。生命周期分析表明，当与BECCS来源的二氧化碳结合使用时，二氧化碳-地热系统可以实现净负排放，从根本上改变了环境价值主张。与基于水的方法相比，基于二氧化碳的刺激方法引起的地震风险较低，尽管仍需要全面的交通灯监测协议。社会接受度是一个多方面的挑战，它不仅涉及环境问题，还包括经济效益、社区参与和监管框架。我们建议开发商从项目最早阶段就实施积极的社区参与策略和透明的环境监测。

9. 经济分析和市场潜力
9.1. 资本成本结构
集成二氧化碳-地热系统的资本成本结构是一个关键的经济考虑因素。井的成本占总资本支出的主要部分，随深度呈指数级增长，并随井径变化而变化。Atrens等人对一个名义上50兆瓦的发电厂进行了经济优化，证明较大的井径在经济上更有优势，因为增加的流量能力超过了额外的钻探成本[137]、[138]。基于二氧化碳的EGS的一个独特优势是热虹吸效应，它利用注入井中的冷二氧化碳和生产井中的热二氧化碳之间的密度差异来驱动流体循环。虽然在地表设施仍需要压缩，但这种密度驱动的机制相对于传统地热系统中的泵送液态水减少了总体能耗[139]。对于集成二氧化碳储存和地热系统，主动二氧化碳储层管理（ACRM）提供了额外的成本优化机会。Buscheck等人证明，将盐水生产与二氧化碳注入相结合可以缓解压力积聚并提高二氧化碳的注入效率。尽管盐水提取基础设施引入了额外的资本成本，但提高的注入效率——通常超过2倍——可以减少所需的注入井数量，从而抵消额外的投资[139]、[140]。

9.2. 收入流和市场机制
基于前一节讨论的资本成本结构，二氧化碳集成地热系统的经济可行性最终取决于多样化的收入流和不断发展的市场机制。将二氧化碳与地热能结合创造了超出传统电力销售之外的收入生成机会，特别是通过政策驱动的激励措施。

9.2.1. 电力市场收入结构
地热发电厂的主要收入来源仍然是电力生产，通常通过长期电力购买协议（PPAs）获得。根据Sener等人的研究，地热开发商在开发阶段通常会签订10至20年的电力销售协议，因为这些安排提供了更好的融资条件和更稳定的现金流。在放松管制的批发电力市场中，此类长期合同是根据对未来市场价格的预期来制定的[142]。然而，向能源市场销售电力的地热发电厂作为价格接受者，仍受市场波动的影响。对美国西部市场的历史分析显示，天然气价格和电力价格之间存在强相关性，相关系数在主要能源定价中心介于0.75至0.95之间。这种对天然气价格的依赖性突显了长期PPAs的重要性，这些协议通常不仅包括能源支付，还包括容量和可再生能源信用（REC）成分，以对冲价格波动[142]。

9.2.2. 政策驱动的收入机制
除了电力销售之外，政策驱动的机制提供了重要的补充收入流。可再生能源信用（RECs）是一个重要组成部分，其价格根据州的可再生能源组合标准（RPS）目标和安装的可再生能源容量而有很大差异。Sener等人指出，特殊的RPS设计，如“地热组合标准”，可以考虑用来增加地热市场的渗透率，类似于德克萨斯州正在制定的关于可再生能源多样性的立法[142]。生产税收抵免（PTCs）提供了额外的收入支持。在美国，地热发电厂在其运行的前10年内有资格获得每兆瓦时21美元的生产税收抵免，按7%的折现率计算，相当于20年内的平均收入为14美元/兆瓦时。容量支付进一步增加了收入流，加州独立系统运营商（ISO）建议为对储备边际有贡献的单元提供每千瓦每年41美元的容量价格。由于高可用性因素，地热发电厂几乎可以获得其净容量的全部支付[142]。

9.2.3. 经济可行性评估
地热项目的经济可行性取决于平准化成本和综合收入流之间的平衡。Sener等人发现，双闪蒸地热发电厂的平准化成本在68美元/兆瓦时至118美元/兆瓦时之间，平均为89美元/兆瓦时。在收入方面，加上每千瓦每年41美元的容量支付和相当于14美元/兆瓦时的平准化PTC，总能源价格可能在35.4美元/兆瓦时至101.5美元/兆瓦时之间，具体取决于天然气价格情景[142]。比较这些数字揭示了一个关键差距：在平均平准化成本为89美元/兆瓦时的情况下，地热项目需要接近预测范围上限的能源价格才能保持盈利。在天然气价格较低的情景下，收入可能降至35.4美元/兆瓦时，成本和收入之间的差距变得很大。这一分析表明，RECs对于弥合经济差距和实现市场竞争力至关重要，特别是在天然气价格较低的时期[142]。

9.2.4. 区域市场差异
由于政策框架、市场结构和制度环境的差异，不同区域市场的收入机制和项目整体可行性各不相同。Wang和Alsaleh研究了1990年至2021年间全球竞争力因素对27个欧洲国家地热能源可持续性的影响。他们的分析表明，市场规模、创新生态系统、人力资本和有利制度环境等因素对EU14发达经济体中的地热可持续性贡献更大，而对EU13新兴经济体则不然[143]。这些发现表明，除了特定的收入机制外，更广泛的市场条件和制度能力在决定地热投资的长期可行性方面起着关键作用。对于二氧化碳集成地热系统而言，这意味着项目开发商在评估经济可行性时必须考虑可用的政策激励措施以及目标地区的整体市场成熟度和监管稳定性。

总之，二氧化碳-地热系统的经济可行性在很大程度上取决于碳价格轨迹、地质条件和整合策略。在当前的欧洲碳价格下，实现正的净现值需要有利条件或政策支持。资本成本随储层特性而变化。CHP配置相比仅发电的设计改善了项目的经济效益。我们建议开发能够捕捉来自电力销售、热供应和碳信用的多重收入流的集成技术经济模型，并倡导能够充分评估二氧化碳-地热系统碳储存协同效益的政策机制。

10. 案例研究和示范项目
10.1. 美国密西西比的SECARB克兰菲尔德二氧化碳-地热示范项目
10.1.1. 场地特征和基础设施
克兰菲尔德示范项目利用了正在进行的二氧化碳封存操作的现有基础设施，自2009年12月以来持续向CFU-31F1井注入约3.24千克/秒的二氧化碳。目标储层是Lower Tuscaloosa地层，位于大约3.2公里的深度，初始温度为126-129°C，环境压力为320-325巴。该地层由厚度约为23-24米的异质砂岩层组成，孔隙率在13.9%到31.5%之间，渗透率在不同层之间变化，范围从2.4到349.2 mD[142]、[143]、[144]、[145]。实验设置采用了双井配置，CFU-31F1作为注入井，CFU-31F3作为生产井，两者相距约100-112米。这种间距被认为是商业前规模，但足以确保即使在多年注入后热突破也不显著[12]。

10.1.2. 热虹吸测试实施
2015年1月的现场测试包括在四天内进行的三次独立的热虹吸试验，每次试验都是通过从生产井排放二氧化碳来建立必要的压力差。在排放过程中，来自储层的热二氧化碳迅速上升到生产井筒中，取代了较冷、密度较大的静止流体柱，从而使井口压力超过注入井的压力，创造了有利于自然循环的条件。地表设备包括高压Heatric热交换器，这些热交换器连接到一个100吨的冷却系统，该系统将二氧化碳冷却到大约12°C，然后再注入地下，以确保注入井和生产井之间的密度差足够大。部署了全面的监测仪器，包括分布式温度传感（DTS）光纤电缆、储层深度处的石英压力计以及Emerson Micromotion Coriolis流量计，以精确测量质量流量和流体密度。这些广泛的仪器使得能够详细表征热虹吸现象并验证数值模型[146]、[147]。

10.1.3. 观测结果和挑战
现场测试表明，二氧化碳热虹吸现象是可以实现的，在第三次测试中，排放后初始循环速率达到了大约1千克/秒。然而，与理论预测相反，循环速率在至少40小时的时间尺度上逐渐降至零，表明没有实现自维持的热虹吸现象[144]、[148]。
一个关键的观察结果是，二氧化碳的释放伴随着大量水的产生。虽然部分饱和的储层条件是已知的，但在预测试建模中并未完全预测到水对热虹吸持续性的影响[145]。随后的数值分析表明，生产井筒中高密度流体（水）的积累可能导致热虹吸产生的循环速率逐渐趋于零，从而解释了现场观察结果[149]。

10.1.4. 建模与分析
使用耦合的井筒-储层模拟器进行了数值建模，以分析现场测试结果。Adams等人基于有限元方法开发了一个数值井筒热损失模型，而Pan等人则使用了T2Well/ECO2H模拟器，该模拟器采用了TOUGH2框架。建模方法考虑了井筒热传递效应以及二氧化碳的热物理性质，包括其高压缩性和膨胀性[6]、[116]。
测试后的分析显示，生产井筒中高密度水的积累是Cranfield测试期间观察到的热虹吸衰减的主要原因。数值模拟研究了不同的井筒含水量（10%、50%和80%），以了解它们对系统性能的影响。结果表明，中等（50%）和高（80%）含水量情况下，生产井的有效密度增加，导致系统质量流量下降。然而，只有80%含水量的情况显示出质量流量逐渐趋于零的潜力，这与现场观察结果一致。在含水量较低（10%）的情况下，水的积累导致的密度增加不足以阻止热虹吸现象，质量流量随时间继续增加[5]、[147]。
建模还表明，虽然在低流量（例如5千克/秒）时井筒-盖层热交换会影响系统性能，但在高流量（例如25千克/秒及以上）时，这种影响变得不那么重要，因为此时流入的二氧化碳质量流量变得更加主导[5]。

10.1.5. 从二氧化碳注入监测中获得的启示和经验教训
Cranfield的二氧化碳注入实验为异质河流地层中的流体流动行为提供了关键见解。监测显示，流体流动是复杂的，不同时间的井之间存在多条优先流动路径，且流动速度也各不相同。现场观察发现，从地层盐水中释放的甲烷在二氧化碳溶解过程中沿着气-水界面富集，产生了成分波动，表明有多个流动前沿通过各种曲折的通道到达[150]。
储层特征分析表明，基于井和地震数据的传统地质模型在描述复杂的流动系统方面存在局限性。研究强调，静态流动模拟无法完全捕捉到流体注入过程中的异质性和动态流动行为。数十米尺度上的多条流动路径表明河流系统具有高渗透性的不均匀性，存在狭窄的高渗透性通道，如点状砂体和河道填充物[150]。
使用电阻率层析成像（ERT）的地球物理监测尽管受到高噪声水平的影响，但仍为限制二氧化碳迁移模型提供了关键信息。通过将ERT得到的电阻率变化与气体成分数据结合进行反演，成功限定了渗透率值和储层结构。主要发现表明，储层不能仅用径向模型来充分描述；相反，系统表现出一维流动行为，需要一个有限的储层宽度（65米）的模型来准确表示辫状流动通道。包括结构约束（储层边界和内部层）的ERT反演结果，得到的渗透率（5-176毫达西）与岩心测量和井测试结果吻合良好[157]。
综合监测方法表明，储层在宏观尺度上的异质性，与河流砂体之间的合并模式和连通性有关，在中观尺度上与相变和流动障碍有关，对流体流动具有重要控制作用。这些发现为预测异质地层中的储存能力和潜在流动路径提供了宝贵见解，强调了整合多种数据类型和先进监测技术以增强对二氧化碳在地质地层中行为的理解的重要性[150]。

10.2. 土耳其K?z?ldere地区的二氧化碳注入研究
在Cranfield的开创性示范之后，土耳其的K?z?ldere地热场代表了将二氧化碳管理与地热能生产相结合的另一个进展，特别是在与Cranfield的沉积地层不同的高温变质储层环境中。K?z?ldere地区位于Denizli西北方向40公里处，属于Büyük Menderes地堑的东北部，是Geothermal Emission Control (GECO) H2020项目下二氧化碳注入技术的关键测试地点[7]（图18）。
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图18. 监测站点的空间布局。（A）注射井KD-50A和生产井周围的土壤二氧化碳通量测量网格，其中监测了储层响应参数；（B）根据断层和井分布设计的区域地下水采样位置和现场监测布局。经许可复制[7]。版权2025，Elsevier。
K?z?ldere地热系统在二氧化碳管理方面带来了独特的挑战和机遇。该地区的特点是含有大量的不可凝气体（NCGs），其中二氧化碳是主要成分。历史测量表明，储层中的二氧化碳浓度约为重量的2%-3%。这种高二氧化碳含量会影响井的生产性能，因为溶解的二氧化碳会影响水的闪点，进而影响井口的流动压力和温度[7]。
K?z?ldere的试点示范涉及在六个月内捕获并注入980吨二氧化碳，作为GECO项目实施的一部分。二氧化碳从K?z?ldere III发电厂的冷却塔排气流中捕获，通过压缩系统在加压下溶解在池塘水中，然后与废水混合后注入井KD-50A。建立了全面的监测计划，包括注入200公斤2,6-萘二磺酸盐示踪剂，以追踪二氧化碳混合流体在储层内的运动。示踪剂测试显示，大约84.65%的注入示踪剂留在了储层中，表明注入的980吨二氧化碳中有约830吨仍以溶解形式存在[7]。
储层监测显示，注入的二氧化碳与生产井性能之间存在复杂的相互作用。对生产井KD-2A、KD-23D、KD-25B、KD-29、KD-64和KD-83的监测显示，它们对二氧化碳注入的反应各不相同。大多数参数（包括主要离子浓度）在各个井中保持稳定，而一些井显示溶解无机碳（DIC）浓度有时间变化。监测结果表明，注入的二氧化碳主要以溶解形式储存在储层水中，而不是通过矿物封存机制[7]。
环境监测证明了注入方法的安全性和有效性。在注入开始五个月后，在66个地点进行的土壤二氧化碳通量测量结果范围为1.84至31.89微摩尔/平方米/秒，仍在2019年至2022年间进行的七次预注入活动期间建立的基线范围内。在五个地点进行的浅层地下水监测未发现主要离子浓度或同位素组成的显著变化，证实了二氧化碳在目标储层内的有效封存[7]。
K?z?ldere的示范提供了与其他沉积储层二氧化碳注入经验不同的宝贵见解。注入通过碳酸盐溶解增强了局部渗透性，使注入速率从每小时150吨提高到190吨，同时降低了井口压力。这些发现表明，在地热系统中注入二氧化碳可以同时解决减排和储层管理问题，展示了在含碳酸盐的地热储层中提高再注入性能的潜力[7]。

10.3. 其他欧洲国家的碳捕获与封存（CPG）技术发展可行性
在Cranfield的开创性示范和K?z?ldere成功的二氧化碳注入研究之后，德国成为CPG技术发展的一个有前景的前沿，这得益于雄心勃勃的碳减排目标和有利的地质条件。二氧化碳储存与地热能提取的整合势头强劲，全面的可行性研究和试点项目证明了这些系统的技术和经济可行性。

10.3.1. 德国：引领欧洲CPG技术发展
德国在欧洲CPG技术实施方面处于领先地位，利用其丰富的地质知识和现有的能源基础设施。北德盆地的前Ketzin试点站点就是这一进展的例证。2004年至2017年间，CO2SINK项目成功证明了在斯图加特地层（深度630-710米）中安全储存二氧化碳，五年内注入了67公吨二氧化碳。在此基础经验的基础上，最近的研究评估了该地点更深地层的基于二氧化碳的电热能和地质储存系统（CEEGS）。
CEEGS可行性评估集中在大约1500米深度的三叠纪Buntsandstein地层，这些地层之前已被用于地热利用。该地层具有有利的特性，地热梯度为40°C/公里，渗透率从Hardegsen砂岩的约100毫达西到Detfurth砂岩的512毫达西不等。使用CMG-GEM和gPROMS进行的耦合地表-地下数值模拟表明，双系统可以实现67%的往返效率，充电容量为2500千瓦。
北德盆地和URG地区被确定为适合部署CPG的地点。储层特征研究显示，从北海延伸出来的Rotliegend砂岩地层具有天然的高孔隙度和渗透性，使得即使在65.8°C的低温下也能利用二氧化碳。
对于Lünen燃煤电厂附近的50兆瓦CPG系统进行的经济建模显示，基准情况下的LCOE为0.060欧元/千瓦时，有潜力为6,600户家庭提供电力，并为12,000户家庭提供热能，同时在未来20年内封存29×10?吨二氧化碳。

10.3.2. 波兰和挪威：EnerGizerS项目倡议
国际EnerGizerS项目于2020年10月启动，是波兰和挪威机构之间的合作努力，旨在推动二氧化碳-EGS技术向工业应用迈进。通过Cross Impact方法，该项目确定了二氧化碳-EGS选址的关键参数，包括现有井和基础设施、地质识别水平、储层温度、系统深度、储层岩石的物理和岩石热力学参数、二氧化碳来源的可用性、与自然保护区的正式约束以及与热能用户和电网的距离。在波兰，最初确定了五个潜在的二氧化碳-EGS开发区域：Karkonosze地区、Gorzów区块、Szcecin低洼区、Mogilno-?ód?低洼区和上西里西亚地区。经过全面的地质和环境评估，Gorzów区块和Mogilno-?ód?低洼区（特别是Kutno地区）被确定为最有前景的地点。Gorzów区块具有下二叠纪Rotliegend地层的喷出岩，这些岩石可能是潜在的岩石热储层，并且与德国的Gro? Sch?nebeck EGS设施具有地质相似性。
对O?no IG-2井中42个岩心的实验室分析显示，三种岩石类型（砂岩、砾岩和喷出岩）都具有有利的岩石物理特性：平均有效孔隙率为7.92%，渗透率为0.055毫达西，热导率从干样品的1.77 W/m·K到水-二氧化碳混合物的2.1 W/m·K不等。
Mogilno-?ód?低洼区的Kutno地区也是一个有利的地点，在海平面下5,000-6,000米的深度处，温度可能介于160°C至190°C之间。该地点靠近重要的工业二氧化碳来源，特别是炼油厂和相关的发电设施，以及半径2-15公里内的区域供暖系统，可以利用地热输出。
对于挪威的情况，评估集中在有助于二氧化碳储存和地热能提取的海上地质构造上。确定了六个有利的地层：挪威海的?re地层；挪威海的Lunde地层、Skagerrak地层、Tor地层和Ula地层。这些地层在海底下2400-4700米的深度处，温度介于100°C至170°C之间，海水深度范围为60至380米。值得注意的是，所有已识别的地热能（CPG）形成区都位于现有石油和天然气平台15公里范围内，这些平台既可以作为二氧化碳（CO2）的来源，也可以作为能源的消费者。然而，需要进一步的可行性评估来评估完全离岸的CO2-EGS系统在技术和经济上的可行性。

10.3.3 与碳捕获基础设施的整合
欧洲CPG发展的一个关键优势是其能够与现有的和计划中的碳捕获基础设施进行整合。根据对欧洲CCS网络的供应链优化研究，燃烧后捕获技术可以实现87%的CO2捕获效率，成本约为每吨CO2 33欧元。对于管道运输，可以实现规模经济：处理每年500万吨CO2的系统，运输成本可以优化到每吨CO2每公里0.015欧元；而处理每年1000万吨CO2的系统，运输成本可以进一步降低到每吨CO2每公里0.010欧元。欧洲碳捕获、运输和储存供应链的总体成本估计在27-38欧元/吨CO2之间，其中捕获成本占总投资的90%以上，而运输和封存成本占总支出的不到10%。

这些欧洲的举措表明，CPG技术可以有效地弥合可再生能源发电和碳封存目标之间的差距，提供了一条实现气候中和能源供应的可行路径，同时利用现有的工业基础设施和地质资源。这些系统在不同欧洲地质环境中的持续发展和优化为全球CPG部署策略提供了宝贵的见解。

10.4 中国CPG发展的可行性
继北美、土耳其和其他欧洲国家成功开展示范项目之后，鉴于中国丰富的地热资源以及对可再生能源和CO2储存的迫切需求，中国在其CPG系统发展方面具有巨大潜力。中国承诺在2060年前实现碳中和，这加速了对能够同时解决能源生产和碳封存问题的集成CO2-地热技术的兴趣[16]。中国的地热资源特别适合在多种地质环境中进行CPG开发。根据全面评估，中国拥有三种主要类型的地热资源：浅层地热能、水热地热能和高密度岩层（HDR）[16]（图19）。

系统动态建模表明，到2060年，中国的地热供暖和制冷面积可能会扩大到113.2亿至146.8亿平方米，比2020年的水平增加9到12倍。这一扩展将使每年的CO2排放量减少4.36亿至6.32亿吨，相当于2020年排放量的4.41%至6.39%。CPG系统的整合有助于实现这些目标，同时提供3.67%至5.64%的一次能源消耗结构[16]。

然而，中国的CPG发展面临若干技术和经济挑战。地热发电厂的高初始投资成本估计为每兆瓦2000万至3000万元人民币，需要大量的财政支持。例如，西藏龙源发电厂每兆瓦安装容量大约需要2300万至2400万元人民币[16]。此外，西藏目前的低上网电价（仅为每千瓦时0.25元人民币）使得吸引商业投资变得困难。尽管存在这些挑战，中国强大的CCUS发展和地热能利用政策框架[16]，加上其庞大的资源基础和技术能力，使其在支持碳中和目标方面处于有利地位。

总之，克兰菲尔德（Cranfield）、克兹勒尔德雷（K?z?ldere）和欧洲多个地点的实地示范项目为CO2-地热能的部署提供了宝贵的经验。克兰菲尔德的热虹吸试验揭示了2015年未预见的多相流问题，而克兹勒尔德雷在2022年成功进行了CO2注入，由于碳酸盐溶解作用，渗透率得到了提高。德国、波兰、挪威等地区的欧洲可行性研究证实了在不同地质环境中的技术潜力。中国雄心勃勃的地热目标为沉积盆地中的CPG部署提供了重要机会。我们建议将示范项目扩大到10-50兆瓦的规模，并在已有CO2运输基础设施的沉积盆地中实施系统的数据收集协议，以缩小模型预测与现场表现之间的持续差距。

11. 结论
本综述综合了二十年的研究，评估了CO2-地热能整合的当前状态和未来趋势，揭示了商业规模部署方面的进展和持续存在的挑战。一个基本的见解是，CO2不仅作为水的替代品，还作为一种活性储层改良剂——通过形成碳酸、选择性矿物溶解和创建分布式裂缝网络。这种作为热载体和地球化学剂的双重功能为提高渗透率创造了机会，正如克兹勒尔德雷的案例所示，CO2注入通过碳酸盐溶解提高了注入速率，示踪测试表明有大量的CO2被保留；但也引入了需要针对特定储层进行管理的风险。

根据现场证据，热虹吸概念需要重新评估。克兰菲尔德的示范表明，失败并非由于密度对比不足，而是由于生产井筒中的水分积聚；数值分析确认，随着水质量分数的增加，循环逐渐趋于零。因此，稳定运行需要混合泵送-热虹吸配置，而不是理想化的纯CO2循环。

CO2诱导的压裂具有固有的优势：超临界CO2的低粘度使其能够渗透到现有的微裂缝网络中，在远低于基于水的刺激下的破裂压力下产生复杂的裂缝分布，可能减少地震活动。然而，模拟预测与现场观察之间的持续差距仍然是一个关键障碍，因为建模缺陷直接转化为财务风险。经济可行性取决于碳价格走势和整合策略。热电联产（CHP）配置在地质条件有利的情况下提高了项目的经济效益。然而，在当前的碳价格下，要实现正的净现值仍需要政策支持或有利的位置特征，因为在天然气价格较低的情景下，地热电力的平准化成本通常超过市场能源价格。集成优化框架将地下动态与地表操作和电网调度要求（即电力系统运营商决定哪些发电单元上线、增加或减少输出以平衡电力供应和实时需求的调度和控制协议）结合起来。

CO2-地热系统独特地同时解决了三个关键挑战——可调度可再生能源、永久性的千兆吨级碳储存以及适合CPG部署的广泛沉积盆地。技术基础已经建立；核心问题是开发是否能够足够加速，以显著贡献于本世纪中叶的脱碳目标，同时通过持续的现场验证系统地解决热虹吸可靠性、井筒完整性和诱导地震管理方面的重大技术风险。

作者贡献声明：
黄忠伟：方法论、调查、资金获取、正式分析、数据管理、概念化。
贾宝：调查、资金获取、正式分析、数据管理、概念化。