CO2地质埋存的影响

编译:赵轩 (中国石油大学 (北京))

审校:张超 (胜利测井公司资料解释研究中心)

CO2地质埋存的影响

编译:赵轩 (中国石油大学 (北京))

审校:张超 (胜利测井公司资料解释研究中心)

本文以京都议定书所规定的排放量作为底线,研究了技术风险、法规问题以及在美国实施CO2地质封存的经济负担;同时还评价了京都议定书中有关埋存所有多余的CO2对气候变化的潜在影响。阻碍实施CO2地质封存这一举措的主要因素是缺乏一套完整的规定体系。然而,所有法规问题都要受注入过程本身的客观条件和经济能力所支配。本文分析了将CO2注入废弃油气藏、含盐水层以及不可采煤层的不确定性和风险。研究表明,在没有明确CO2地下埋存的潜在性技术、风险与花费对经济发展和能源利用的影响时,不可能制定出任何完善的相关法规。据估计,在美国按京都议定书的规定实施CO2封存每年将会花费超过1万亿美元。即使在过去100年内全球温度所上升的0.7℃全由人为释放的CO2所致,但通过埋存超过1990年CO2水平的95%而改善的全球温度情况却微乎其微。地球上变化莫测的气候令实施该举措的效果变得难以确定。本文就具有商业规模的CO2地质封存措施对于经济、环境以及全球气候变化的潜在影响进行了客观实际的研究和分析。该分析成果可用于CO2地质封存工程的风险性评价。

CO2地质封存 技术风险封存政策 风险性评价

1 引言

由于全球对能源需求的不断增加,不管具有“碳的零排放”的可再生能源发展得多么好,以碳元素为主的化石燃料在近几十年的能源消耗中仍然占据主导地位。地质封存以其巨大的地下容量以及相对成熟的技术是碳储存的首选方案。燃煤电厂的CO2排放量占需要埋存的CO2总量的40%。但在全球范围内向地下储层中注入CO2的规模要取决于各国的排放上限、气候变化情况、政策以及经济支付能力。

图1展示了对美国和全球从1990年到2030年间燃烧化石能源所造成CO2释放量的计量和预测情况。京都议定书要求发达国家自2008年开始要使CO2排放量比1990年的水平减少5%。为满足这一要求,大量CO2必须被合理封存起来 (表1和图1)。

表1 超出京都议定书所规定量的CO2量(单位:109t)

图1 美国和世界的CO2排放量

通常认为废弃的油气储藏、深层含盐水层和不可采煤层是最合适的CO2封存场所。候选储层的标准包括注入率、储存能量和封存持久性。推荐的最小深度是800 m,以保证饮用水层的安全。在此深度下,CO2达超临界状态 (CO2临界压力1 070 psi,临界温度87.9℉),其密度为600～800 kg/ m3,最适于储存。最大深度最好不超过3 300 m以保证合理的压缩花费。

石油工业利用注CO2提高采收率 (EOR)法采油的历史已有30年。因此,应该可以得到用于封存的CO2注入率的大致范围,并将此作为最佳情况和后续讨论的出发点。当用于提高采收率的CO2在稳定状态下注入时,可以达到永久性的封存效果,即注入边界处没有流动的封闭油藏。这种注入是和拟稳态生产及一般油藏压差如3 000 psi (1 psi=6.895 kPa)时的情况相反的过程,在油藏压力上升、注入率减小的过程中,总产出或注入的CO2液体量不超过孔隙体积的3%～5%。

表2所示的是两个CO2-EOR单元的CO2注入速率,Permain盆地的SACROC单元和Wasson Denver单元,另一个是Wyoming的 Grieve油田的CO2封存并用于EOR的例子。合适的封存储层渗透率的下限为 10 mD(1 mD=1.02×10-3μm2)。Wasson Denver单元的平均注入速率可作为评价的最低限。Grieve油田的储层具有很高的渗透率和较低的原始油藏压力,其油层平均厚度为45 ft(1 ft=30.48 cm),是具有CO2注入率理想上限的实例。

表2 EOR中对不同渗透率地层CO2注入例子

如果表1中多余的CO2以表2中的注入率注入,美国在2008年将需要66 382口井来处理这些CO2。2030年井数将增至160 000口。假设储层渗透率和油藏压力与Wasson Denver单元相似,且注入的过程中产油 (表3),则对比可得,美国每年需钻约40 000口油气井。

表3 预计需注CO2的井数

处理流体废物的Ⅰ级井的注入率可用来类比CO2的注入率。在地下注入控制 (UIC)项目中,流体废物由Ⅰ级井注入位于饮用水层下部的盐水层。截至2005年六月 (至2007年9月有504口),世界上有484口Ⅰ级井。所有在运行中的单井的注入率为117 072 t/a,在表2的测算范围内。但一些Ⅰ级井CO2的泄漏带来了一些法规问题。显然,当注入更大量的CO2时相似的泄漏问题会更加严重。

众所周知的CO2封存工程有加拿大的Weyburn工程,具有封存CO2和用于 EOR的双重目标。该项目始于2000年。CO2释放源是Beulah的Great Plains Synfuels燃料厂,北Dakota要用管道将CO2以3 000～5 000 t/d的流量输送到200 mile(1 mile=1.609 km)远的Saskatchewan东南部的Weyburn油田。在该项目计划实施的20年中,2 000×104t CO2会被注入油田。按京都议定书规定,单2008年就需埋存CO213.2×108t,即在保证CO2百分之百埋存在地下的前提下,美国需要1 320个Weyburn工程才能完成。

然而,注入率方面也有例外。北海的Sleipner项目,计划实施25年,是目前世界上最早也是最大的CO2封存工程。始于1996年9月,从海底天然气藏生产中分离出的CO2被注入到1 000 m深的海底盐水层,单井注入率为100×104t/a。如此高的注入率要归功于盐水层的巨大尺寸 (200～250 m厚),具有很高的渗透率,含水层中砂岩胶结程度差。但这种储层很年轻,缺乏封存CO2所需的盖层岩石。当然,若这种储层有良好的密封性则会节省大量的注入井。

2 碳封存的不确定性和风险

在超临界状态下,CO2密度比水小并开始由于浮力而移向储层顶部。在高压环境下,CO2在多孔介质中的泄漏是不可避免的,从而引起油气藏储积能力的不确定性。另一个CO2注入的严重问题是随时间增长而减小的注入率,这是由于CO2和底层水与岩石表面的反应产物引起的结垢堵塞或其他储层损害因素。CO2注入过程中,由于储层非均质性引起的CO2早期突破对注入率和储层污染都有影响,还会减慢CO2在油气藏或每层封存的过程。

在已出版的文献中,对碳封存的不确定性与风险性根据地面仪器和地下储层进行了一定程度的研究。Stevens等人 (2000)列出了将废弃油气田作为CO2储积场所的从CO2的捕集到注入的安全性等主要屏障。Damen(2003)的研究强调了健康和环保问题。Benson等人 (2003)总结了以前一些实践的经验,包括行业性CO2暴露、天然气运输与储存、工业废物如核废物地下处理等。Wo等人(2004)分析了再不可采煤层中封存CO2的不确定性和风险,并研发出一套碳埋存的可能风险评估的数学模型。研究中一般用以下要求确定风险因子:失败的原因;出错的可能性;CO2的可能泄漏量;弥补错误的花费。

具有商业规模的CO2地质封存的关键问题是地质的不确定性、环境的风险以及不可避免的巨大财政负担。大部分CO2地质封存文献中提到的优势,是将CO2用于提高油气采收率或相对较小规模注CO2提高煤层气采收率。当CO2以京都议定书中规定的方式水平注入时,收益会变得微乎其微,因为获得高纯度CO2及注入的要求会更高。

2.1 油气储藏

由于地质信息与密封和捕集持久度情况都是可以获得的,油气储层被认为是最佳的CO2埋存候选储集所。储集CO2的主要机理是构造捕获和溶解捕获。作为储积场所的关键标准是储层容积、注入率、岩性及盖层完整性。假设岩石不可压缩,注CO2的同时产出原油或天然气,油气储层的具体容量Co-g可表示为

式中ρCO2——CO2密度、压力与温度的函数;

φ——岩石孔隙度;

Sir——残余油或气饱和度;

Swi——束缚水饱和度;

Cs——单位体积水中溶解的CO2质量。

由于CO2溶于地层水的时间可达上百年甚至上万年,Cs非常小可以忽略。埋存的不确定性和风险可以根据以下主要标准归纳出。

2.1.1 减小注入率

如表2所示,SACROC单元体中的注入速率在24年的时间段中大约降低了2/3。在对Permain盆地的135个进行CO2-EOR项目的油藏的调查中表明注入率下降范围从10%到100%,尤其在碳酸盐岩层中。实验室的驱替测试也出现相似的情况。在CO2通过岩心的过程中渗透率有大幅下降,由岩石压实作用引起的储层损害、矿化度下降、原油乳化作用和细菌滋生都会减小渗透率从而降低注入率。

更严重的是约2/3的注入CO2会随油气生产返排到地表 (基本稳定的状态)。大约有3倍多的井需要在不稳定状态下保持注入率。

2.1.2 不可控制的污染

由于储层非均质性以及浮力作用,CO2的流动轨迹很难确定。Permain盆地的CO2注入工程表明注入的CO2要么留在既定位置,要么就漏失到上部或下部区域。对于天然的CO2气藏,出现过大量CO2气体泄漏到地表的事故,如Utah和Colorado。注入过程中的压力波动或压力过高会撑破盖层引起泄漏。例如,土壤气测量已经在Colorado西北部的Rangely Weber油田以提高采油率实施过。测量显示每年出自78 km2的深层CO2源的流量约为3 800 t,相当于0.01%的年注入率。虽然泄漏量很小,仍可表明即使是油气藏盖层也不是完全密封的,这就使没有盖层的深层含水层和不可采煤层的不确定性更大。

2.1.3 对环境的潜在严重后果

CO2泄漏会污染可饮用地下水层。在超临界状态下,CO2是一种高效的溶剂,并可从地物质中提取出如多环芳香烃的污染物。这些有毒组分具有可移动性并可能影响附近地层水水质。

2.1.4 能源与经济的冲突

用CO2提高采收率的目标是用最小量的CO2达到最大的原油产量。因为购买、置备CO2的费用要占去资本和施工费用的一半,即使使用最便宜的CO2气源。任何部分的泄漏都要严密监测来防止损失。作为设施退役部分,储层压力通常要保持较低水平来使采收率最大化,并避免以后CO2泄漏带来的风险。

相反,人为地使尽可能多的CO2永久封存于储层中是碳封存的最终目的。CO2永久性封存于油气储层阻碍了能源的继续开发。以现有的开采技术,即使废弃的油气储层也含有大量的残余油气(5%～50%)。随着先进技术的不断发展,原来封锁的残余油气很可能被开采出来。可一旦某油气储层用于储存CO2,再将其变回油气产层则会使之前用于封存CO2的努力变成徒劳。存在于天然气藏中的CO2会降低残余天然气的价值,同时使封存CO2的天然气藏不能重新开采。

2.2 深层盐水储层

将CO2储存于深层含盐水层,可能会因封闭储层中岩石和水压缩引起压力上升,或者把储层水驱替到相邻储层或由开放式储层中驱到地表。CO2在盐水层中储存的公认机理包括构造捕集、水动力捕集和矿化作用。不同于油气藏,有关盐水层的地质资料很缺乏,且以前从没有在盐水层中储存大量高压流体的测试,故增加了不确定性。

类似于油气藏,如果泵注CO2的同时产出水来,或水层和开放式储层连通,则盐水层对CO2的具体储量为:

同理,Cs可略。对于封闭的盐水储层,CO2的注入率仅仅依赖于岩石和水的压缩性,约 6×10-6psi-1。随着越来越多的CO2注入有限的压力系统,注入率逐渐降低。根据达西公式,无损害情况下的不稳定流动状态下的注入率为:

式中q——注入井底流量;

h——储层厚度;

Δp——注入压力差;

k——储层渗透率;

μ——注入相黏度;

re——封闭油藏等效半径;rw——井半径。

若近井地带无损害,采油指数保持不变,在不稳定状态下注入封闭系统时注入量将会降低。如图2所示,储层压力随注入量增加而升高。通常,注入压力要小于储层破裂压力以防止泄漏。设pfm为储层破裂压力,CO2最大存储量为Vmax,则有

式中,ct是综合压缩系数;φ是岩石渗透率。当注入量是最大注入量的一半时,注入率赋为q0.5Vmax,则注入率和注入量可由以下式子计算:

(1)流体到达边界之前:r∈[rw,re]

(2)流体到达边界之后:pe∈[pi,pwf]

式中,pwf=pfm是注入压力;pe是供给边界压力。

图2 有界油藏恒压注入

若某储层直径10 mile,深3 000 ft,储层温度110℉,储层参数如下:

re=5 mile=26 400 ft;rw=0.328 ft;h=100 ft;pwf=pfm=2 400 psi;pi=1 350 psi;φ=0.2;ct=6× 10-6psi-1;k=100 mD;μCO2=0.068 mPa·s;ρCO2= 48.27 lbm/ft2(1 lbm/ft3=16.018 kg/m3)

注入下降曲线如图3a所示。当注入压力保持不变时,CO2注入量增加,注入率大大下降。

图3 封闭深层盐水层中CO2注入速率、注入量与时间的关系

最大注入体积可由 (4)式算出:

Vmax≈275.75×106ft3≈6.04×106t(9)图3a表示当流体到达储层边界 (图2a)时注入量是:

0.044 264×275.75=12.206×106ft3(10)CO2注入量可由下式计算:

式中t单位是小时;q(t)单位是106ft3/d。结合式 (8)和 (9)得

式中tpss是流体到达边界处的时间:

设流动形态因子tDA=0.1。

当注入时间t＞tpss时,注入量可由下式计算:

是油藏平均压力。注入时间可由图3预测,随注入量下降,将CO2存入含盐水层比油气储层需要更多的井。

2.2.1 注入损失

与油气藏相似,降低的注入率取决于岩石和水的组成,尤其对于碳酸盐岩储层。储层岩石压实作用、矿物沉积以及细菌滋生都会降低近井地带的渗透率,从而减小注入率。注入压力恢复对注入率的影响程度取决于含水层的大小和储层渗透率。

2.2.2 不可控制的污染

自由CO2会因重力作用运移到储层最高部。在没有构造封闭的条件下,CO2的横向扩散同样难以控制。因此,构造几何学对运移方向有很大影响。将CO2注入盐水层会导致储层孔隙压力上升,进而改变决定渗透率和孔隙差异的有效应力。应力场的巨大改变会引起断裂使CO2可从破裂岩缝泄漏,并增加地震的可能性。例如Sleiner工程,注入盐水层的CO2沿以5 m厚的泥岩密封层垂向泄漏。当注入更多的CO2时,垂向泄漏轨迹的CO2渗透率会随饱和度的增加而增加,从而引起更多的泄漏。

2.2.3 存储能力损失

若盐水层无流动边界,开始时只有3%～5%的孔隙体积可用于储存CO2。在不封闭的盐水储层中,注入CO2的过程就是CO2驱出盐水的过程。盐水层的流度比和驱替效率受储层非均质性控制。在原始流体的驱替效率较低时储层存储能力会下降,结垢和矿化作用也会降低储层存储能力。

2.2.4 财政负担

盐水层的地质信息不足。在注入 CO2之前,获得详尽的地质信息和资料是必不可少的,但花费也很高。Trop和 Gale(2003)预测,这将会使燃煤或燃天然气厂的成本提升50%～80%。

2.3 不可采煤层

煤层封存CO2的主要机理是煤炭颗粒在高压下对CO2分子的吸附。吸附能力主要取决于煤炭的品质,它决定了CO2的吸附量和受煤层非均质性影响的CO2-煤炭接触程度。同时,水动力捕集会对驱替效率有所影响。

2.3.1 注入率问题

一个潜在的问题是随CO2的注入煤层的膨胀。煤层在吸附或解吸气体的过程中会膨胀或收缩。在生产煤层气的过程中,解析甲烷分子时压力降低会导致煤层解理的分离,煤层渗透率剧增,有时甚至增加几个数量级。当将CO2注入煤层时则是相反的过程,压力上升,渗透率下降。这种现象严重影响了煤层的注入率,尤其在低压区域。高压区渗透率会上升,但CO2的注入费用也会增加。

在新墨西哥San Juan盆地的Allison单元,是目前世界上唯一的多井多年CO2注入煤层的现场测试区块。先导性实验包括4口注入井、16口煤层气生产井和1口观察井。注入Allison的CO2来自MED油田的一个天然CO2气藏,从1995年至2000年这一期间共注入4.7×109ft3的CO2。1995年CO2原始注入率是5×106ft3/d,在几个月中注入率降至3 ×106ft3/d。

2.3.2 不可控制的污染

CO2和CH4可以从以前形成的断层、不连续面和露头中泄漏。之前,对甲烷在不同位置间的渗流过程都进行了观测,并记录了很多甲烷污染地下水的证据。可观测到甲烷渗流的区域,如南得克萨斯州的松河地区、瓦伦西亚峡谷、Soda泉以及其他沿西北Fruitland露头的地区。这些观测都表明CO2有沿甲烷的渗漏路线向露头或地表泄漏的可能性。煤层的膨胀会引发新断层形成从而加剧CO2的泄漏。全球大多数煤层都形成于断层中且厚度薄(1～5 m)、渗透率低 (1～5 mD)。所有这些因素导致煤层不是封存CO2的最佳储层。

2.3.3 环境问题

注入的CO2泄漏后可能污染水源。煤层中水的盐度远远小于EPA规定的饮用水的上限0.01。以后,从地下水资源中提取会降低储层压力,从而引起CO2从煤层上解吸导致泄漏。

虽然不可采煤层可称为是最有前景的CO2封存场所之一,现在并无数据支持此说法。相反,泄漏和膨胀倒是煤层中的常见问题。

对于长期的CO2地质封存,多种因素都会引发泄漏,包括自然灾害。在储层中发生高纯度CO2泄漏或有毒物质的渗出都会引起地下水污染。突发性大量泄漏CO2会危及人类生命及环境安全。由潜在泄漏危险带来的巨大操作成本和债务会在建立法规和政策体系上引起争议。

3 CO2封存的政策与规定

CO2封存的法规一直是一个很受关注并已广泛研究的问题。CO2封存地面工程系统的规定,如行业暴露限值、传输、管线规定等,应该根据现行的法规和施工经验来确定。在美国小型的实验性注CO2埋存工程,由国际会议联合会UIC项目下的联邦环境保护机构管理。注CO2提高原油和煤层气采收率也有相同的项目管理,只是在1970年后限制级别不如前者高。

然而,由于商业规模的CO2长期埋存项目的不确定性与风险,有关注入井的分类、监测、核实以及可允许的泄漏率的判断,这些都关系到法律和财政责任。

3.1 CO2分类

长期以来,对于CO2是否具有商业价值或完全是废气尚有争议。虽然2007年CO2被美国最高法院认定为污染气体,但现实情况下,不管如何定义CO2,高纯度的CO2始终是一种现代工业的昂贵商品,尤其在注 CO2提高采收率的工程中。CO2来源的缺乏一直是首要难题,因此,目前正在大力开采天然CO2气藏来满足不断增长的工业需求。

一般认为用于封存的CO2纯度要达95%以上,才能避免杂质对输送管线的腐蚀以及对地下水的污染。如果如表1所列的高浓度CO2可以长期封存,则可体现出其商业价值。被废弃的已封存CO2并没有明确分类,但CO2作为废气系列的分类将会影响与封存有关的政策和法规问题。

3.2 注入CO2的所有权

在当前情况下,仍从天然地层中开采CO2以供工业利用。高浓度CO2的所有权关系到商业利用的经济效益。CO2地质封存场所需要严格监测并及时采取泄漏补救措施。如果CO2达到可商业利用的量,所有权就代表了长期的财政负债,要对CO2的分离、输送、储藏的选择,孔隙空间的租赁,CO2注入,后期管理以及泄漏补救等过程负责。燃煤电厂的有限寿命和商业实体使所有权问题更加复杂。但所有权意味着要征付碳税,所有的花费最终都由使用者来承担,这无疑会导致更多的能耗、更慢的经济发展和更高的能源价格。

4 对经济、环境与气候的潜在影响

4.1 成本分析

4.1.1 俘获、压缩及运输成本

烟气中的CO2体积浓度仅为8%～13%。烟气中也包含N2、O2、H2O、NOx、SOx及其他有毒成分,CO2必须在运输和注入之前从这些气体中分离。根据2006年能源部门估算,在目前可行的技术下,仅从烟气中俘获 CO2的成本大约为＄150/t。从综合气化联合循环发电站俘获90%的CO2要消耗20%～25%的电能,这将增加资本成本47%和总的用电成本38%。Koopman(2007)预计液化CO2的压缩成本约为＄17/t。如果遵循京都议定书,美国CO2项目中的俘获和压缩成本如表4所示。

表4 美国用于碳捕获和压缩的费用

CO2的运输成本随着CO2源点与注入点之间的距离变化,最便宜的CO2运输是通过管道。管道建设成本大约为＄2×106/mile,附属的电力传输线成本为＄0.9×106～1.7×106/mile。除了管道、电力传输线及压缩站等费外,还包括电力、维护和人力的运营成本。

4.1.2 钻井成本以及相关成本

1996年,Sleipner West中的CO2注入井的项目成本为1 500万美元。由于高成本,1口监测井没有开钻,当时的预算成本约为4 500万欧元。算上附属的管道、储存、阀门及其他设备,在美国钻完1口CO2注入井的平均成本为1 000万美元,这是合理的。表5列出了京都议定书要求的CO2埋存量条件下,美国CO2埋存运营中的钻井成本及相关设备成本的预算。由于表中井的注入能力及储存能力没有考虑井的数量,所以需要包括监测井在内的更多井来确保埋存所有的CO2。

4.1.3 经济发展的成本

遵循京都议定书的排放标准,越来越高的能耗及过度使用电能来进行CO2分离和埋存将大大阻碍美国的经济发展。如果考虑所有的成本,每年可能需要1万亿美元来进行运营。不过,如果气候能得到控制或者全球变暖能停止,这些努力也许还是值得的。

4.2 CO2埋存及其对全球温度变化的影响

提及最少但却最重要的一点就是CO2减排项目会在多大程度上影响全球气候变化,这也是整个操作过程的最终目标。在从1906年至2005年的100年中,全球平均温度增高了0.74℃ (图4)。据IPCC观测,全球平均温度从1956年到2005年中每10年增加0.13℃,从1900年到2005年间每10年增加0.2℃。1990—2005年,世界上人为释放CO2量大约为370.4×109t(图1)。同时IPCC预测在接下来的20年中,气温还会每10年增加0.2℃。因此,在没有CO2减排的前提下,全球温度将在2008年至2030年间上升0.44℃。

表5 美国钻井及附加预计费用

最坏的情况是2008年至2030年间气温上升的0.44℃全是由人为释放的CO2所致,如果所有签署京都议定书的国家及美国都完全服从议定书的要求 (假设截至2007年12月,由发展中国家所释放CO2的78%都会被处理掉),则需要减排的CO2量为2 889.3×108t。在此期间的CO2全球释放量是8 347×108t。温度上升由以下公式求得

假设IPCC的预测是准确的并且所有CO2都被封存或减排。

图4 全球平均气温的历史与预测

IPCC还指出,即使将CO2及其他温室气体排放量保持在2000年的水平,在下世纪气温还会每10年上升0.1℃,这由气候和热膨胀的惯性所致。2008—2030年会变为0.22℃,此时人类的所有活动甚至都要停下来。因此,京都议定书企图努力使气温在这22年中仅仅上升0.07℃。同时,在较长的时间段内探测并确定全球气温的任何微小变化变得更困难,这由太阳、宇宙乃至地球本身的波动导致的气候出现变化莫测的情况所致。据美国宇航局NASA和其他机构测量,全球气温在2007年1月到2008年1月间下降了0.7℃。如果这一气温的突然下降不是受全球变暖的趋势所影响,就无疑反映了全球气温变化的多样性和复杂性。

IPCC(2007)声称,几个世纪以来全球气温或许没有达到平衡值,仅仅由于热膨胀,气温就比前工业时代上升5℃ (或高于当前温度4℃),那么2050年的CO2释放量会比2000年多出90%～140%。如果这个观点确凿,则京都议定书规定的减排目标就不会受任何温度测量的影响,但是,人们很快就会意识到其对全球经济所带来的重大影响。

最后,如果热膨胀的影响能持续几个世纪,过去几个世纪的气候就需要由当前观测到的气候和未来的气候计量法共同推测出来,这样至少可以得到部分信息,但也使评价京都议定书中有关CO2减排举措的影响变得更加复杂。

5 结语

(1)向储层中注 CO2的技术是足够成熟的,但经济负担相当大。

(2)长期CO2地质封存存在很多不确定性因素和风险。常规的CO2埋存方式和社会经济发展间的矛盾难以解决。

(3)京都议定书规定的碳封存项目并没有说明能对全球气温带来多大影响。相反,它将会引起紧迫的环境问题。

(4)京都议定书并不能防止全球变暖,即使温度升高全部由人为释放的CO2引起。然而,这将会引起严重的社会问题并大大抑制所有国家所遵循的经济与能源的有效发展。

(5)最严重的问题是大规模碳封存任务所面对的实际风险还没得到足够的重视,包括对国家经济、环境以及气候的影响。

资料来源于美国《SPE 120333》

10.3969/j.issn.1002-641X.2010.9.017

2009-05-08)