酸气回注——以土库曼斯坦阿姆河右岸封存场地适应性评价为例

李琦，匡冬琴，刘桂臻，刘学浩

中国科学院武汉岩土力学研究所,岩土力学与工程国家重点实验室，武汉，430071

内容提要: 酸气回注技术既是碳减排技术之一，又可在一定程度上缓解硫磺供需矛盾，降低酸雨发生频次，并有利于环境保护的绿色执行技术之一，因此，正日渐受到全球关注。土库曼斯坦阿姆河右岸区块是中国海外天然气的重要来源地之一，在中石油国际合作开发过程中，考虑到硫磺市场价格波动性及后续运输距离的不确定性等不利因素，与传统硫回收工艺相比，酸气回注技术值得研究与分析。限于中亚特殊地缘与环境特征，其酸气封存场地的选择尤为重要。本文参考二氧化碳封存选址原则，提出运用酸气回注的地质工程学方法，对阿姆河右岸酸气回注封存场地进行适应性评价。首先，选择适应酸气封存选址的指标，包括研究区地质构造稳定性、地震和断裂发育情况、地层压力、地温、储层孔隙度和渗透率、盖层封闭性等；然后根据区域实际地质情况，对每个指标进行权重赋值，运用层次分析法来进行盆地级评价；最后，参照利用沉积微相和更细的储层物性资料，进行了更细级别的封存场地优势带分析，为下一步工作指明方向。

酸性气体回注(简称酸气回注)主要是指将天然气中分离出来的酸气通常主要是二氧化碳(CO2)和硫化氢(H2S)通过管道运输至注入井，并通过井孔注入地下预选的地层，从而实现长期封存以减少排放的过程(Carroll, 2010)。酸气回注技术既是一种实现温室气体零排放的碳减排技术，也是缓解硫磺供需矛盾，降低酸雨发生频次，确保环境保护有效执行的绿色发展技术之一(Li Qi et al., 2012)。在国外，酸气回注技术已经有较多的前期基础研究，且已成功开展过酸气回注先导性实验(Triverdi et al., 2007)，并在加拿大阿尔伯塔省(Alberta)等地得到了广泛的工程应用(Bachu et al., 2005)。目前，全球已经开展过50多个酸气回注工程项目，而我国尚无工程应用实例(Li Qi et al., 2014a)。酸气回注在国内，只有部分学者正在探讨这一技术(谌哲等，2011;Li Qi et al., 2011, 2014b;王寿喜等，2010，2013)。Li Qi等(2011, 2012, 2013)初步评价了我国酸气回注的可行性及潜力；中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司刘永茜等(2012)在加拿大调研了酸气回注的工程应用实例；刘学浩等(2012)研究认为酸气回注的经济成本仅为硫回收成本的60%左右；王寿喜等(2013)指出鄂尔多斯盆地的靖边气田的酸气含量低，硫磺回收经济效益差，优选酸气回注技术。中国科技部公开发表的碳捕集、利用与封存(CCUS)路线图中明确指出，酸气回注是一种更加新型环保的减排方式(科学技术部社会发展科技司等，2011)，这表明酸气回注作为一种处理酸气并实现零污染的工程技术，在国家层面上已经受到关注。

2007年8月10日，中石油阿姆河天然气项目启动。作为第一个走出一条海外项目建设与管理的中土天然气合作典范，阿姆河天然气项目承载实现我国能源安全与土库曼斯坦环境绿色发展的光荣使命。由于阿姆河右岸区域气藏富含H2S，笔者根据CO2封存场地选址原则，提出阿姆河右岸酸性气体地质封存需要考虑的要素，运用层次分析法初步确定研究区在酸气回注方面的适应性，且更进一步选定酸气回注的场址优选区域，为研究区未来开展酸气回注工程提供选址根据。

表1 酸气回注封存地质要素一览表Table 1 Geological factors for acid gas injection

1 酸性气体地质封存要素研究

酸气回注是为了将含有酸性气体的气藏在清洁生产同时，将伴随产出的酸气再注入到地下深部地层进而封存的一种减排技术。本文基于二氧化碳封存选址原则(中国21世纪议程管理中心等，2012)，重点分析酸性气体地质封存场地所需的地质因素，进行封存区域的适应性评价。具体选址工作一般随着工程进展而时时更新，随着勘探开发阶段的深入，所选场地会更具体、详细和准确。结合油气领域研究经验，酸性气体地质封存的优选应从以下方面考虑：从地质因素而言，包括地层特征、构造特征、沉积特征、储层特征及其动态特征(表1)；从非地质因素而言，包括气候条件和基础设施等(表2)。

下文首先将以土库曼斯坦阿姆河右岸区块为例，详细地展开各选址因素的分析；其次，运用层次分析法对阿姆河盆地进行适应性评价分析；最后，综合分析预测适合酸气回注地质封存的优势区带。

2 阿姆河右岸地质概况

2.1 地理位置

阿姆河右岸区块(图1)位于土库曼斯坦境内的东南部，北部与乌兹别克斯坦紧邻，是中亚地区重要的油气资源区块，其大部分地区为沙漠和半沙漠，仅部分为阿姆河绿洲。研究区块有效勘探面积为14314km2，其中A区处于开发阶段，B区处于勘探阶段(徐剑良等,2010)。

阿姆河是中亚第一大内陆河，源于帕米尔高原，出山后进入平原，流经土库曼斯坦东北地区，出土境经乌兹别克斯坦汇入咸海，阿姆河流域面积46.5×104km2，全长2600km，年径流量631×108m3，是土库曼斯坦的主要淡水资源(图1)。土库曼斯坦城市少，人口仅40万，故城市生活用水总量不多，主要是农业，耕地面积140×104km2，由于气候干旱，需要进行灌溉，农业是主要的用水去向。如20世纪90年代中期统计，农业用水占91%，工业用水占8%，而生活用水仅仅只占1%，按人口平均计算，人均综合年用水量超过5000m3(魏昌林，2002)。阿姆河作为整个中亚地区的一个重要的水源地，需要得到重要保护(UNEP et al.，2011)。

表2 酸气回注封存非地质要素一览表Table 2 Non geological factors for acid gas injection

表3 土库曼斯坦阿姆河右岸构造带划分表(严维理等，2010)Table 3 Tectonic belt partition of the Amu Darya right bank area, Turkmenistan (after Yan Weili et al., 2010)

2.2 区域地层特征

阿姆河盆地地层由基底、过渡层和沉积盖层组成(图2)。基底为古生界变质岩，埋深变化大，一般在4000m以下。过渡层为二叠系—三叠系陆源碎屑岩，角度不整合于基底变质岩之上，区内广泛分布，厚度变化大，盆地内由北向南变厚。沉积盖层由侏罗系、白垩系、古近系、新近系组成(严维理等，2010)。

2.3 盖层特征

阿姆河盆地区域性盖层很发育，形成了很好的储盖组合。图2所示有两个区域性盖层和三个局部性的盖层。一个区域性盖层为下白垩阿尔布阶下部的泥页岩层，它分布广泛，仅在局部夹砂岩层，并把阿普特阶储集层中的油气封闭于油气藏中。在上侏罗基末利—提塘阶的巨厚盐膏层是另一个区域性盖层，它分布在研究区的大部分地区，包括札翁古兹凹陷和木尔加布凹陷全部，查尔朱台阶和别无尔杰克什—希文凹陷的大部，以及巴哈尔多克单斜的东部，它把卡洛夫—牛津阶的天然气封闭于气藏中。此外，在巴蕾姆阶的中部、土仑阶的上部和下第三系的上部都有泥页岩在局部地区起到盖层作用(孙林，2010)。

图1 土库曼斯坦阿姆河右岸研究区区域位置Fig. 1 The research target area of the Amu Darya right bank, Turkmenistan 红色实线所围区域是研究区，分为A区和B区，其中目前A区处于开发阶段，B区处于勘探阶段) Solid red line enclosed area is the research target area, and it divides into zone A and zone B. Now, zone A is in the development stage and zone B is in the exploration stage

3 阿姆河右岸构造背景

3.1 构造演化过程

阿姆河盆地发育至今的构造格局经历了3个阶段即二叠纪—三叠纪裂陷期、侏罗纪—古近纪始新世裂后热沉降期和渐新世—新近纪抬升改造期。阿姆河右岸构造位置位于阿姆河盆地东北部，从北东向南西横跨阿姆河盆地查尔朱台阶、别什肯特坳陷和西南基萨尔山前冲断带3个二级构造单元，6个三级构造区带，9个四级构造带。现今构造格局划分见表3(严维理等，2010)。

3.2 断裂特征

图2 土库曼斯坦阿姆河右岸地区地质综合柱状图(据王强等，2012；赵灿，2011修改)Fig. 2 Composite columnar section of the Amu Darya right bank area, Turkmenistan (modified from Wang Qiang et al., 2012; Zhao Can, 2011)

研究区的断裂系统大致分为两类：早期的张性断裂系和晚期的挤压走滑断裂系(图3)。张性断裂系主要靠近南部地区，多数是在晚二叠世—三叠纪—早侏罗世的裂谷盆地阶段形成的断阶或断陷，其下盘沉积地层厚度明显要比上盘的地层沉积厚度厚很多，属于典型的同沉积特征。挤压走滑断裂系主要有两条，一条是基尔桑—皮尔古伊走滑系，其长约100km，一直延伸到基萨尔山前带；近东西走向，断开层位是从基底到地表。另一条是别希尔—别列科特里走滑系，其长约400km；北西—南东走向，断开层位是从基底到地表。根据孙林(2010)等断裂系结合区域概况(蒋正中，2010)和输站场和管道得出本研究区部分断裂分布图，见图3。

3.3 圈闭类型

将研究区内的圈闭分为5种类型(表4)。生物礁圈闭、由基底古隆起继承性发展而成的圈闭、中部石膏沉积之后的第二次重要的构造运动所形成的圈闭、具有基底古隆起背景，但是由于后期沉积的加积作用而失去继承性的圈闭和新构造运动作用下形成的圈闭，其形成时间最晚(徐剑良等，2010)。

4 阿姆河右岸沉积环境

根据前人资料，不同学者对该区沉积微相分类大同小异，只是定名稍有不同，如有学者将阿姆河右岸沉积相划分如表5(费怀义等，2010)：

图3 土库曼斯坦阿姆河右岸油气圈闭(a)和部分断裂分布图(b)Fig. 3 Oil and gas traps (a) and fracture distribution (b) of the Amu Darya right bank area, Turkmenistan

本研究区是一套较深水碳酸盐岩缓斜坡—浅水台地相的碳酸盐岩沉积组合，被划分为灰岩石膏层(XVac层)、层状灰岩层(XVp层)、块状灰岩层(XVm层)、礁上层(XVhp层)、生物礁层(XVa1层)、致密层(Z层)和礁下层(XVa2层)。徐文礼等(2012)结合岩心观察和室内薄片鉴定，进一步对研究区卡洛夫—牛津阶沉积相类型进行了识别和划分，认为主要沉积相类型有蒸发台地、局限台地、开阔台地、台地边缘礁滩相(台地边缘浅滩亚相和台地边缘生物礁亚相)、台地前缘缓斜坡相和盆地相(图4)。

5 阿姆河右岸气藏特征

5.1 气藏类型

阿姆河右岸地区的气藏受构造与生物礁的双重控制，按不同的控制因素，可将区内气藏划分为构造气藏、构造—岩性气藏、岩性气藏三大类(表6)(费怀义等，2010)。

很多情况下圈闭与生物礁有一定的关系，在同一个构造上能有若干个圈闭，且每个圈闭内是相同的气水界面，但是不同圈闭是不同的气水界面的。气水界面具有由西向东、由南向北逐渐减低的趋势，例如：麦捷让气藏。阿姆河右岸B区，大型气藏大部分是边水型气藏，具有纯水体，但水体能力相当有限；大多数小气藏是底水型气藏(费怀义等，2010)。

5.2 地层矿化度

根据蒋正中(2010)在阿姆河右岸鲍乌坦地区收集的Uzy-1井资料得知，Uzy-1地层水矿化度为0.1232%，地层氯离子(Cl-)浓度72729，据此计算出地层水在地下层段(3290m左右)的密度为1.05211g/cm3。

图4 土库曼斯坦阿姆河盆地卡洛夫—牛津阶沉积相平面展布和演化图 (徐文礼等, 2012)Fig. 4 Plane distribution and evolution of Callovian—Oxfordian sedimentary facies in the Amu Darya basin, Turkmenistan (after Xu Wenli et al., 2012) (a) XVI—Z层沉积相平面展布图；(b)XVa1—XVm层沉积相平面展布图；(c)XVp—XVac层沉积相平面展布图 (a) plane facies distribution during the deposition of XV1—Z section; (b)plane facies distribution during the deposition of XVa1—XVm section; (c)plane facies distribution during the deposition of XVp—XVac section

期次圈闭分类基底沉积之前中部石膏沉积之后至白垩系沉积之前新构造运动典型圈闭第一类生物礁圈闭改造定型圈闭改造定型萨曼杰佩第二类基底古隆起、继承性发展圈闭改造圈闭改造定型别列克特利、桑迪克雷、南桑迪克雷、别希尔第三类基底平缓圈闭改造圈闭改造定型基尔桑、乌兹恩古伊、鲍塔、坦格古伊第四类基底古隆起、无继承性圈闭改造圈闭改造定型召拉麦尔根、霍贾古尔卢克、谢尔帕第五类未形成圈闭未形成圈闭形成圈闭捷列克古伊、阿盖雷

表5 土库曼斯坦阿姆河右岸沉积相特征表(费怀义等，2010)Table 5 Characteristics of sedimentary facies of the Amu Darya right bank area, Turkmenistan (after Fei Huaiyi et al., 2010)

表6 土库曼斯坦阿姆河右岸地区气藏分类表(费怀义等，2010)Table 6 Gas reservoir classification of the Amu Darya right bank area, Turkmenistan (after Fei Huaiyi et al., 2010)

5.3 压力特征

从压力分布看，研究区气藏压力除Y气田压力系数为0.76～0.80，属于异常低压外，其余气藏压力系数在1.04～1.09，均属于正常压力系统。Y气田的异常低压应该是天然气向北散失引起的(王天娇，2011)。

由于沉积环境的不同，阿姆河右岸区块卡洛夫组—牛津组储层压力存在巨大差异。西部区域为低压—正常压力系统，压力系数为0.94～1.08；东部及东南部区域为异常高压压力系统，压力系数为1.65～1.90。阿姆河右岸地区涅列齐姆、根吉别克和麦捷让等构造的目的层地层压力系数为0.85～1.08，属于低压—常压气藏(严维理等，2010)。

根据在阿姆河右岸鲍乌坦地区Uzy-1井和Tan-2井资料(蒋正中，2010)，换算得知在深度为3300m左右时，地层压力为566.9大气压(57.2572MPa或8304.055psi)。

5.4 地温特征

根据在阿姆河右岸鲍乌坦地区Yan-1井、Yan-3井、Bota-4井和Tan-2井资料(蒋正中，2010)，在3289m左右，地层温度大约为122℃，地温梯度大约为3.21℃/100m。

6 阿姆河右岸物性分布

6.1 物性概况

图5土库曼斯坦阿姆河右岸区块H2S含量分布图(据邓燕等，2011修改)Fig. 5 H2S content distribution of gas reservoir in the Amu Darya right bank area, Turkmenistan (modified from Deng Yan et al., 2011)

遵循碳酸盐岩储层的特点，阿姆河右岸气田普遍具有物性差异大、非均质性强等特点，尤其是裂缝发育对其的影响，且整体上裂缝发育程度不好，B区的裂缝发育程度优于A区，受力较强的扬古伊和桑迪克雷等裂缝发育，而受力较弱的别列克特里和萨曼杰佩气田则裂缝相对发育较差。就沉积相而言，据岩心物性资料，堤礁相储层明显优于点礁相储层。据费怀义等(2010)研究可知，就岩心物性资料统计表明A区储层孔隙度最大为24.9%，最小0.2%，其平均孔隙度10.3%，为中—高孔储层；B区储层孔隙度最大值为11.9%，最小值为1.0%，平均值为5.3%，为低孔储层；对渗透率而言，A区以孔洞性储层为主，有较好的孔渗关系，渗透率也相对较高，最高为3155.3mD，最低渗透率0.01×10-3mD，而平均渗透率6.87mD，故为中—高渗储层；B区储层孔隙相对较差，基质渗透率也明显较低，加之裂缝相对发育，储层孔渗关系较差，是属于低渗储层；岩心渗透率最大值为470mD，最小值0.0001mD，平均岩心渗透率0.071mD。

6.2 物性分布特征

图6土库曼斯坦阿姆河盆地史发大地震图(据UNEP et al.，2011修改)Fig. 6 The big earthquakes in the Amu Darya basin, Turkmenistan (modified from UNEP et al., 2011)

根据齐宝权等(2010)A区块萨曼杰佩构造老井资料及试油资料分析，研究区存在气水界面，且气水界面通常分布于卡洛夫—牛津阶块状生物灰岩下部，但若气水界面在构造高部位，则分布在礁上层石灰岩段上部，该块状生物灰岩孔洞较发育，储层非均质性较强，横向上因所处构造位置差异和沉积相的变化，其厚度和孔洞的发育程度变化较大，气水界面深度也有相应的起伏变化。B区块气水界面变化较大，不仅各构造不具有统一气水界面，且同一构造内具多个气水界面的特征(推断可能断层分隔)。虽然气水界面变化大，气水关系复杂，但总体上具有西高东低、北高南低的特征。

表7 土库曼斯坦阿姆河右岸区块内气田H2S含量表 (邓燕等，2011)Table 7 H2S content of gas reservoirs in the Amu Darya right bank area,Turkmenistan (after Deng Yan et al., 2011)

表8 层次分析法在酸气回注选址评价中的应用Table 8 The application of analytic hierarchy process (AHP) to the AGI site selection

郭振华等(2011)指出，研究区的实际气水分布特征非常复杂。就整体而言，储层普遍存在气水过渡带，但是不同构造储层气水过渡带厚度存在差别。如相比于大背斜构造储层，披覆构造储层气水过渡带要更厚一些。另外束缚水和吸附气的饱和度大小对储层气水分布起到制约作用。大背斜构造GW3井储层存在明显的气水过渡带，气水过渡带厚度约40m，该段储层平均孔隙度为15%，渗透率为0.1～1mD。裂缝比热也影响着碳酸盐岩储层的气水分布。

6.3 含硫化氢特征及其分布

阿姆河右岸区域内各气田天然气中，H2S含量分布呈现出明显的非均质性，详见表7和图5。H2S含量呈现"西高东低中微含"的分布特征，西北部气藏是中高含硫化氢的气藏，中部和东南部气藏是低—微含硫化氢的气藏。H2S的地质成因主要有含硫有机质的裂解、细菌硫酸盐还原作用和硫酸盐热化学还原反应等。H2S分布主要受高伽马泥岩分布、断裂和沉积相变化的影响(邓燕等，2011)。

7 阿姆河右岸史发地震特征

根据联合国环境规划署(UNEP)、全球资源信息数据库(GRID Arendal)和Zoi环境网络倡议编写的报告，阿姆河盆地是一个灾害易发生区域，其中包括地震灾害。图6中标注了发生过的重大地震和强地震等灾害风险地区：Ashgabat、Tashkent、Afghanistan的部分区域和Tajikistan。查阅USGS公布的世界地震历史资料知，1907年Qaratog地震震级是8.0M、1911年的Sarez地震震级是7.4M、1948年Ashgabat地震震级是7.3M、1949年Khait地震震级是7.5M和2008年Kyrgyzstan地震震级是6.6M(UNEP et al.，2011)。

图7进一步展示了来自USGS数据库，阿姆河右岸研究区从1975年1月1日到2012年9月15日曾经发生过的历史地震。在研究区的西北角和阿姆河下游东面曾经发生过震级在4～5之间的地震，基于安全考虑，所选回注场地应避开这些已发生地震的区域(由于资料有限，地震所产生的原因尚需进一步研究分析)。

8 基于层次分析法的阿姆河盆地选址评价初探

盆地级选址评价初探,基于上述酸气回注地质因素分析，选用层次分析法(刘桂臻等，2014)对选出指标进行层次权重决策的分析。基于实际情况和借鉴二氧化碳地质封存选址指标体系，酸气回注推荐选用指标有构造背景、面积、沉积深度、地质特征、水文地质特征、地热条件、生烃潜力、成熟度、煤和煤层气、盐岩、陆地/近海区、气候、易接近性、基础设施和H2S/CO2源，其中易接近性、基础设施和H2S/CO2源主要体现酸气回注与二氧化碳地质封存场地选址的不同之处。

首先，根据调研资料，结合经验判断出各个指标之间的相对重要程度，然后对其进行归一化，得到各个指标的权重，关于权重的赋值和计算过程可以参见文献(刘桂臻等，2014)。再则，给出每个级别的各指标的等级分值，即构造背景和面积由调研阿姆河盆地是世界上最著名的富油气大型沉积盆地之一等估算分值；沉积深度由剖面图可知最大沉积厚度7～8km；地质特征根据上文总结可得；水文地质特征根据经验估算分值；地热条件据上文可得；生烃潜力据资料可知，是富油气大型沉积盆地；成熟度据调研可知是成熟；煤和煤层气调研无相关资料，默认为无煤和煤层气；盐岩据调研知有巨厚盐膏盐层；陆地/近海区调研可知为陆地；气候据调研可知，地处亚洲大陆炎热、干旱中心地带、大部分国土面积被沙漠覆盖，为典型的温带大陆性气候，是世界上最干旱的地区之一；易接近性据经验可知；基础设施是大规模；H2S/CO2源多；具体见表8。然后，根据隶属度矩阵算出各隶属度。最后，由对比矩阵综合算出4个等级(差、中、良和优)的结果分别是0.0159、0.1395、0.2436和0.6010。计算结果显示为优。据此可知，本区是适合酸气回注的，下节讨论具体封存场地。

图7土库曼斯坦阿姆河盆地区域震级4以上的历史地震分布 [数据来源：USGS❶,作图：GeoTaos(雷兴林等，2013)]Fig. 7 Distribution of historical earthquakes above magnitude 4 in the Amu Darya basin, Turkmenistan[Data from USGS❶,Figure produced by GeoTaos (Lei Xinglin et al., 2013)]

9 研究区场地级封存优势带预测初探

基于上述层次分析法对阿姆河右岸酸气回注盆地的盆地级适应性的良好评估，笔者对阿姆河右岸研究区，更为详细地开展了酸性气体封存优选场地研究。通过系统分析，为封存靶区的储盖层优选做了进一步分析。

9.1 纵向上封存盖层组合分析

根据前述资料分析可知，白垩系的阿尔布阶下部的泥页岩层分布广泛，分布连续，仅局部夹砂岩层，厚度在290～400m之间；阿普特阶储集层的岩性有灰岩、砂岩、泥岩、粉砂岩和硬石膏互层，在此选择白垩系的阿尔布阶为区域性盖层。上侏罗系基末利—提塘阶是巨厚层盐膏盐层，厚度为750～1000m，考虑酸气与地层的长期缓慢地球化学过程，从保守角度来考虑，其做区域性盖层稍差，可作为良好的局部盖层。此盐膏盐层是巨厚的，且下面气藏是带酸性H2S的，根据自然类比，它既然能封存气藏形成圈闭，作为酸性气体的封存盖层也是可靠的。同时，除了这两个主要的盖层外，还有下白垩系巴蕾姆阶的泥岩、上白垩系土仑阶的泥岩和下第三系上部泥页岩都是局部盖层(图2)。

9.2 封存储层靶区分析

综合上面资料，通过层次分析法仅知道该盆地是适宜作为酸气封存场地，但是没有指名具体封存靶区。根据前人资料，本文推荐埋深在800～3500m之间，厚度大于800m。基尔桑、恰什古伊、别-皮气田(别列克特利和皮尔古伊)、桑迪克雷、奥贾尔雷均在走滑断裂、断层多的区域上，故最好排除。由沉积相分布图来看，最好选择伊利吉克、萨曼杰佩、麦捷让、涅列齐姆这片台内浅水沉积。其中已知萨曼杰佩气田：1986年投入开发，1993年停产，孔隙度的分布范围为0.2%～24.2%，平均值为9.8%，渗透率的分布范围为0.01～3155.3mD，平均值为54.0mD(董霞等，2010)。麦捷让气田是1968年在构造穹窿部位钻探发现的气田，层状灰岩段岩性主要为灰色、浅灰色灰岩、白云质灰岩。块状灰岩段主要发育各类颗粒灰岩，溶孔、溶洞较为发育。层状灰岩段储层孔隙度3%～7%，相对较为致密，为低孔储层。块状灰岩段储层孔隙度5%～11%，主要为中孔储层，孔隙度变化均匀(李洪玺等，2010)。西部区域为低压，正常压力系统，压力系数为0.94～1.08，涅列齐姆、根吉别克和麦捷让等构造的目的层(图3)地层压力系数为0.85～1.08，地温梯度一般在3.21℃/100m，推荐为优选区域。

10 结论

本文参考二氧化碳封存选址原则，提出运用酸气回注的地质工程学方法，对阿姆河右岸酸气回注封存场地进行适应性评价，选择酸气封存选址的指标，包括研究区地质构造稳定性、地震和断裂发育情况、地层压力、地温、储层孔隙度和渗透率、盖层封闭性等；同时根据区域实际地质情况，对每个指标进行权重赋值，运用层次分析法来进行盆地级评价；而且参考利用沉积微相和更细的储层物性资料，进行了更细级别的封存场地优势带分析。

根据本文研究，建议除去政府规划的农业区用地和对废弃井进行封固处理(严维理等，2010；王勇等，2010)，优先选取萨曼杰佩和麦捷让附近的卡洛夫—牛津阶的水体层作为储层，其中水体的准确位置和深度需要进一步研究确定。

目前，从定性分析到定量分析还需更进一步的工作；同时根据酸气回注实际工程的展开，进一步针对性地完善预测指标。这些都需要在下一步的研究中继续。

致谢：正是审稿人严谨和富有建设性的建议，本文才得以极大地完善和提高。感谢CPE西南分公司的杜磊博士和加拿大GLE公司J.J. Carroll博士在酸气回注工程方面给与的建议和帮助！

注释/Note

❶ USGS. 2014. The National Geologic Map. [2013-12-01] http://ngmdb.usgs.gov.