Research Progress and Development Suggestions on Wellbore Integrity forCCUS Geological Storage
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摘要:
CO2地质利用与封存的实施过程中气体泄漏与逃逸问题不仅影响工程效果，还会威胁人员和环境安全。井筒是CO2泄漏的高风险途径，井筒完整性对保障CO2长期稳定封存意义重大。针对CO2地质封存中井筒密封失效可能引发的气体泄漏问题，在总结国内外相关研究成果的基础上，分析了CO2注入和封存条件下井筒完整性失效机理与影响因素，讨论了不同封存地质体条件下可能出现的井筒完整性问题。基于国内CO2地质封存技术现状，提出了井筒完整性技术对策及建议：优化设计水泥浆体系与施工参数，优选封存地层与管柱材料，加强CO2泄漏监测技术研究，将预防措施与应对手段相结合，形成完整的技术体系。
Abstract:The gas leakage and escape during the implementation of CO2 geological utilization and storage will affect the engineering effect and threaten the safety of personnel and the environment. Wellbore is a high-risk pathway for CO2 leakage, and wellbore integrity is of great significance to ensure the long-term stability of CO2 storage. To address the issue of gas leakage caused by wellbore sealing failure in CO2 geological storage, the failure mechanism and influencing factors of wellbore integrity under CO2 injection and storage conditions were analyzed based on the summary of relevant research results in China and abroad, and the wellbore integrity problems that may occur under different geological storage conditions were discussed. According to the current status of Chinese CO2 geological storage technology, countermeasures and suggestions for wellbore integrity were given, including optimizing the design of the cement slurry system and construction parameters, selecting storage formation and pipe string materials, strengthening the research on CO2 leakage monitoring technologies, combining preventive measures with response measures, and developing a complete technical system.
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以CO2为主的温室气体排放是全球性气候问题的主要原因，碳捕集、利用与封存（Carbon Capture, Utilization and Storage, CCUS）技术是减少碳排放、缓解温室效应的有效策略，其中CO2地质利用与封存技术是减少碳排放的有力手段[1]。我国已运行和建设中的CO2地质封存项目共49个，累计封存2×106 t CO2[2]，项目实施中气体泄漏问题严重，尤以鄂尔多斯黄土塬地区特低渗油藏最典型，其泄漏呈现间歇性、多点源和高强度特征[3]。国外也有泄漏发生的报道，尽管泄漏比例很小，但由于CO2的封存量巨大，泄漏总量不容忽视[4-5]。CO2泄漏与逃逸的问题会导致淡水层污染、土壤生态失衡等问题，甚至直接泄露至地表造成二次碳排放，严重时会威胁地面人员的安全。
CO2泄漏路径为注入井或弃置井井筒、断层、储层及盖层，为保证CO2能够长期存储，必须满足井筒完整性、断层封闭性和盖层完整性。其中，井筒是高风险泄漏途径[6–7]，美国某储气库工程中发生的9个泄漏事故有5个都与井筒完整性相关[4]。加强对CO2地质封存条件下井筒完整性的研究，有助于减少泄漏事故的发生，保证地质封存效果。然而，现有研究多关注CO2封存机理、选址与潜力评价，对CCUS各阶段井筒完整性的研究较少。
为此，笔者系统分析了CO2地质利用与封存过程中井筒完整性失效机理，总结了不同封存地质体的影响，梳理了自前期选址至施工过程以及后期监测等环节可行的井筒强化手段，为保障CO2地质封存过程中井筒完整性提供了技术参考。
1. CO2地质封存井筒完整性研究现状
井筒完整性概念最初由挪威石油标准化组织提出，是指“在一口井的生命周期中，运用技术、生产和管理手段降低地层流体失控的风险，其核心是在各个阶段都必须建立有效的井筒屏障”。具体到全球CO2地质封存现状，井筒完整性问题主要包括以下3个方面[8–9]：1）水泥塞与套管胶结、套管与水泥环胶结；2）水泥环和地层胶结；3）损坏的管柱、水泥环及水泥塞。目前，国内外已经部分开展了关于CO2地质封存过程中井筒泄漏及完整性评价的研究：主要分析了CO2注入过程中井筒组合体的受力状态，得到了注入参数对管柱及水泥环力学行为的影响规律[10–11]；建立了泄漏风险评估模型，计算了泄漏概率，提高了CO2地质封存效率[12–13]；建立了CO2沿井筒泄漏的量计算模型，预测了泄漏速度[14–15]；发展了泄漏监测技术[16–17]，用于开展井筒完整性管理；研究了地质封存条件下的泄漏机制等。
基于CO2地质封存过程中面临的井筒完整性失效风险和现有研究取得的成果，分别对注入阶段和封存阶段所涉及的相关问题进行阐述和分析。
2. CO2注入条件下井筒完整性分析
根据井筒CO2泄漏途径，可将井筒完整性分为水泥环完整性和管柱完整性，其失效机制主要包括化学腐蚀、循环温度载荷和交变应力等，如图1所示[18]。在热−力载荷作用下，套管会发生应力疲劳与变形，水泥环则会产生界面脱粘和内部微裂缝。
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施工缺陷不因CO2封存作业而具有特殊性，故在此不对其进行讨论。由于化学作用的影响较长时间才能显现，而CO2注入时间较封存时间短得多，且现场常采取防腐措施（如缓蚀剂）降低注入过程对井筒的腐蚀，因此，化学腐蚀对井筒完整性的影响多在CO2封存场景下进行详细阐述。注入条件下主要分析力学完整性，尤其是考虑热力耦合对井筒完整性的影响。
2.1 热载荷及交变应力的影响
研究表明，注入液态CO2是较为经济的一种作业方式[19]。而液态或超临界状态CO2的温度很低，热物性参数受温度、压力的影响较大。注入过程中，由于CO2和井筒周围环境存在温度差，CO2会通过井筒与周围地层发生热量交换，使井筒结构各部分的温度发生变化，结构内部产生热失配应力，造成水泥环本体及胶结面受拉产生微裂纹或微裂隙[10]。低温CO2注入过程中，井筒温度降低使套管、水泥环和地层岩石收缩，但由于各自热物性的差异，收缩能力并不相同。套管的收缩性大于水泥环，水泥环受到径向内侧拉应力，而水泥环的收缩性又强于地层岩石，使地层岩石产生向内的拉应力，导致套管与水泥环胶结面或水泥环与岩石胶结面产生微环隙，造成井筒完整性失效（见图2）。
CO2的注入往往不是连续、一次性完成的，关井或维修等原因会造成注入中断，期间来自地层岩石的热量使井筒温度升高，重新注入时井筒温度再次降低，温度扰动会导致井内材料的膨胀和收缩，产生径向附加应力，进一步降低井筒破坏所需的临界应力，使井筒完整性失效风险增大。此外，CO2周期注入会使套管内压和地层压力反复变化，造成局部应力集中，并产生井筒附加应力（轴向和径向），同时使井筒承受交变应力载荷。当井筒组合体所受应力超过其屈服应力时，会导致套管与水泥环之间的界面脱粘或水泥环本体破裂，形成泄漏通道。
由此可见，CO2注入过程中引起井筒温度和压力的变化是导致井筒完整性失效的直接原因。通常忽略CO2沿井深方向的传热，重点分析径向传热行为（见图3）。大量学者建立了CO2注入过程井筒流动模型，获取温度、压力沿井筒的分布[20–21]，发现随井深增深，CO2温度先急剧升高后近似呈线性升高，压力则保持近似线性升高，并且井底处流体与地层之间的温差最大，此处引起的热应力也较高。
利用井筒温压计算模型，可计算出热应力，有助于进一步探究井筒完整性失效影响因素。注入过程井筒完整性失效控制因素整体上可分为3类：注入参数、水泥性能和地应力状态。注入参数包括注入温度、时间、速度、压力、深度、周期以及热循环工况；水泥性能参数主要有弹性模量、泊松比、导热系数和热膨胀系数。分析不同注入参数对温度的影响，发现注入速度对井筒流体温度分布影响最明显，注入速度越快，CO2到达井底时的温度越低，与地层之间的温差也越大；注入温度越低、注入时间越长，井底处的温差越大；注入压力对井筒温度分布的影响很小。分析不同注入参数对压力的影响，发现注入压力对CO2压力分布的影响最大；注入速度次之，且井底压力随注入速度升高而升高；而后是注入温度，井底压力随注入温度升高而降低；注入时间对流体压力分布的影响最小[21–22]。较低的注入温度、较高的注入速度或较长的注入时间将导致井段温度下降较大，井筒温差越大热应力就越高，完整性失效风险越大，并且在高注入速度下，水泥环发生本体破坏和胶结面脱粘的风险都很大。注入深度也会对CO2封存的安全性产生影响，随着注入深度增深，地层温度和压力升高，CO2性质会发生变化，但有研究表明注入深度增深对CO2泄漏的影响很小[14]。注入周期对井筒热应力的影响主要表现在注入间隔上，间隔时间越长越易引发套管−水泥界面脱粘失效[23]。热循环对水泥环完整性的影响较大，在降温冷却阶段，最大径向应力几乎总是出现在水泥−套管界面，且相比于恒定冷却速率，注入过程中瞬时冷却造成裂缝扩展的风险更大，会导致水泥环大面积开裂或者界面脱粘。弹性模量和泊松比增大，会增大水泥环界面脱粘和拉伸破坏的风险，而导热系数增大则有利于热量沿井筒传递，促使系统快速接近热平衡，防止水泥环产生拉伸裂缝。水泥热膨胀系数对裂缝应力状态的影响较大，低热膨胀系数可以大大降低破坏风险。CO2注入过程中，地应力对井筒完整性往往具有积极的影响：注入初始阶段，热冲击会导致水泥环裂缝应力强度因子急剧增大，裂缝发生扩展，而有效水平地应力能够抑制裂缝的扩展，并且使井下管柱热应力降低[19]。
影响CO2注入井井筒完整性的风险因素多样，不同井的特点不尽相同，井筒完整性失效形式也相应不同。对于管柱系统，在热力载荷作用下，其失效类型具有一定的共性，主要表现为4种特征：温度效应、鼓胀效应、活塞效应和螺旋屈曲。对于水泥环，CO2注入条件下的失效类型如图4所示。封存条件下的失效机理虽然不同，但失效类型具有相似性，主要表现为胶结面脱粘和水泥基质破坏。
2.2 地应力变化的影响
低温CO2通过注入井进入储层时，不仅会引起注入井及近井地带温度在短时间内降低，还会使地层孔隙压力变化，导致井下应力场变化，地层有效应力随之改变[24]。当地层压力超过某一数值时，套管−水泥环、水泥环−地层胶结界面由于剪应力的作用会发生脱粘，产生微环隙，注入速度和注入压力对该过程的影响较大。注入速度越高，单位时间内注入地下CO2的量也就越多，使地下储层中流体的压力升高，导致泄漏的驱动力增大，加剧了CO2的泄漏。研究表明，随着注入速度升高，CO2的泄漏比在降低，但由于注入量增大，绝对泄漏量还是会有增大的风险。注入压力升高，则会使地层流体压力直接升高，若井筒有缺陷，会使微环隙的渗透率升高[25]；若注入压力超过储层和盖层的破裂压力，也会造成泄漏风险。
当地层是盐膏层或页岩层时，CO2注入引起的地应力变化还可能造成岩石蠕变，但其对井筒完整性的影响却存在不同认识：有研究表明，蠕变会对套管造成损坏，破坏井筒完整性[11]；也有研究认为，岩石蠕变对破坏后的井筒有修复作用，可以修复水泥中的裂缝[26]。蠕变行为能否在微裂缝和微环隙的修复中发挥积极作用，取决于使岩石向井筒蠕变的地应力和裂缝中流体压力之间的相互作用[27]。
注入过程井筒完整性失效主要是CO2对井下力学稳定状态的破坏，CO2注入引起的井筒和地下环境条件改变以应力载荷的形式作用在井筒组合体上，当载荷超过井筒能承受的极限后，井筒会以多种形式发生破坏，造成井筒完整性失效。井筒内部应力载荷形式主要表现为温度变化施加的热载荷，井筒外部主要表现为地应力场改变对井筒的作用力。水泥环作为连接管柱和地层岩石的“桥梁”，最易发生破坏失效，井筒完整性主要取决于水泥环的完整性。CO2注入时影响井筒完整性的因素中起主导作用的是CO2注入速度、注入温度以及热循环，不同于水泥环完整的油气井，大多数CO2注入井为老井，这些井经历了试井、生产、压裂等作业过程，水泥环已经出现了一定的缺陷。含缺陷水泥环注入井井筒完整性失效的主控因素为套管内压和水泥热膨胀系数，内压升高，水泥环周向应力增大，会促使原有的径向裂纹进一步扩展；水泥热膨胀系数增大，也会加剧径向裂纹扩展[10]。此外，CO2注入引起的地应力变化对井筒完整性的影响机制尚不明确，仍需研究地应力变化能否对井筒完整性产生积极影响并加以利用。针对CO2注入过程井筒完整性问题，应加强对水泥环的保护，提高固井质量，建议选择高强度、低刚度水泥[28]。同时，优化注入参数，尽可能降低注入过程热应力对井筒完整性的影响。
3. CO2封存条件下井筒完整性分析
干燥的CO2没有腐蚀性，但当其溶于水生成碳酸（H2CO3）电离出氢离子后，改变了溶液的酸碱度，使溶液具有较强的腐蚀性。在相同pH值下，CO2水溶液的腐蚀性比盐酸更强。CO2地质封存过程中会不可避免地与水发生反应，其原因在于井筒环境并不绝对干燥，CO2地质封存项目选用的井多为老井或是生产井、注水井转化，井壁表面附有原油和水，为CO2腐蚀提供了必要条件；而且地层水中含有大量的离子，尤其是
Cl− 、S2− 、SO2−4 、Mg2+ 等腐蚀性离子会协同H+ 加剧CO2对井筒的腐蚀。因此，CO2封存过程中，随着时间的推移，化学腐蚀成为井筒完整性失效的主要原因。3.1 CO2腐蚀水泥环
油井水泥本质上属于碱性水泥基材料，CO2是酸性气体，二者在溶液环境下极易发生反应，导致水泥环化学损伤与机械失效，产生泄漏风险。以波特兰水泥为例，CO2对水泥环的腐蚀一般认为包括以下反应[14, 29]：1）CO2水解反应和水泥水化反应；2）碳化反应；3）淋滤脱钙反应。水泥水化反应产物受环境温度影响较大，不同温度下水泥的水化产物不同，腐蚀机理也不同。通常将水泥腐蚀分为低温腐蚀（<110 ℃）和高温腐蚀（>110 ℃），按照常规地温梯度计算，达到110℃温度地层的埋深应在
3000 m以上，鉴于CO2埋深一般不超过此深度，水泥腐蚀以低温腐蚀为主。碳化反应会造成水泥体积收缩、胶结性能变差，可能诱发微环隙，形成CO2泄漏通道，加剧井筒腐蚀，即碳化收缩作用。淋滤脱钙反应则进一步消耗水泥石中的Ca（OH）2，使坚固的水泥变为无定形的SiO2凝胶，破坏水泥环的胶结性能和机械强度[30]。上述腐蚀机理实质上是促使水泥石自身组分脱钙的过程。在长期反应条件下，水泥石组分脱出的钙并没有完全以CaCO3的形式存在，而是大部分以Ca2+的形式扩散到溶液中或被带走[26]，导致水泥环结构被破坏，完整性失效。有学者通过室内试验与数值模拟结合[18]、微观结构观察和微尺度元素分析[31–32]等方法，研究了CO2腐蚀过程中水泥环附近孔隙溶液性质和水泥环矿物组成的变化，验证了上述腐蚀反应的合理性。虽然普遍认为CO2对水泥的化学腐蚀不利于井筒完整性的保护，但也有研究表明，在某些限定条件下CO2的存在会使封存体系的完整性恢复，表现为自愈现象[33]。
CO2对水泥环的腐蚀是一个漫长而又复杂的过程，其腐蚀速率和程度与多种因素密切相关[32–34]，常见各因素的具体影响及影响程度如表1所示。
表 1 CO2腐蚀水泥环的影响因素Table 1. Influencing factors of cement sheath corrosion by CO2影响因素 具体影响 影响程度 环境温度 温度越高，CO2扩散速率和腐蚀反应速率越快；温度升高对扩散速率和化学反应的促进作用大于对CO2溶解度降低的减速作用 强 反应时间 反应时间越长，反应发生的越彻底，腐蚀程度越高 一般 CO2分压 压力会影响CO2的溶解度，进而影响腐蚀损伤速率，总体上腐蚀程度随着CO2分压升高而增强 较强 地层水矿化度 地层水中含Cl−、Mg2+、S2−等离子，协同CO2对水泥腐蚀具有催化作用，地层水矿化度越高，腐蚀速率越快 一般 水泥特性 水泥中Ca（OH）2等碱性物质多，腐蚀快；水泥石的孔隙度越大，腐蚀介质与水泥石接触面积越大，反应速率越高，腐蚀越严重；水泥孔隙迂曲度越高，酸性流体在水泥中的扩散运移速度越慢，单位时间与水泥石接触面积小，腐蚀速率低；水泥石的液固比越大，水泥浆中的自由水越多，所形成水泥石的孔隙越多、平均孔径越大，腐蚀速率越大 强 腐蚀介质流动状态（动态/静态） 动态腐蚀条件加速了离子的迁移和交换速率，增加了腐蚀反应的速率，腐蚀程度大于静态腐蚀条件 一般 固井质量 固井质量差，水泥渗透率大，腐蚀速率大 一般 CO2封存期间水泥环除受腐蚀作用外，也承受井下多种载荷的作用，复合应力载荷会进一步加剧CO2对水泥环的腐蚀损伤。试验研究表明[35]，在相同应力水平下，应力形式对水泥基材料的腐蚀损伤破坏有非常大的影响，相同应力水平、不同应力形式下不同影响因素对腐蚀损伤速度的影响程度从强到弱依次为拉应力腐蚀、压应力腐蚀、弯曲应力腐蚀、单一化学腐蚀。为提高长期封存条件下井筒水泥环的完整性，常用方法是加入添加剂（如硅灰、聚合物等）改善水泥的防腐性能[36–37]。
3.2 CO2腐蚀管柱
CO2地质封存期间，井筒水泥环腐蚀后会进一步引起管柱的腐蚀。由于管柱为金属材料，其在CO2水溶液中发生的是电化学腐蚀反应，如式（1）和式（2）所示。H2CO3是弱酸，只能部分电离，所以随着腐蚀的进行，会不断补充消耗掉的
H+ ，以维持电离平衡，金属则在该过程中被不断消耗生成金属离子，如此连续反应，使管柱逐渐被腐蚀。Fe−2e→Fe2+ (1) 2H++2e→H2 (2) 与水泥环腐蚀类似，CO2对钢构件管柱的腐蚀也受多种因素控制[14, 18, 38]，具体参见表2。
表 2 CO2腐蚀井筒钢铁构件的影响因素Table 2. Influencing factors of steel component corrosion in wellbore by CO2影响因素 条件 具体影响 影响程度 环境温度 <60 ℃ 腐蚀产物FeCO3膜软且无附着力，金属表面光滑，均匀腐蚀 强 ≈100 ℃ 腐蚀产物为粗结晶FeCO3，局部腐蚀，腐蚀速率高 >150 ℃ 腐蚀产物为FeCO3，Fe3CO4膜细致、紧密、附着力强，腐蚀速率降低 pH值 pH值越低，腐蚀程度越严重 较强 CO2分压 腐蚀程度随CO2分压升高而增大 强 流速 <0.32 m/s 腐蚀速率随流速增快而增大 一般 0.32～10 m/s 腐蚀速率不随流速增快而变化，基本趋于平衡 离子介质 Cl− 腐蚀速率随浓度升高先增大后减小 一般 HCO−3 腐蚀速率随浓度升高逐渐增大 Ca2++Mg2+ 腐蚀速率随浓度升高先增大后减小 SO2−4 对腐蚀有抑制作用 材料性质 钢材添加Cr、Mo等元素后对腐蚀有抑制作用 一般 油气井环境下，CO2腐蚀因素复杂，在这些因素共同作用下会造成不同的腐蚀特征与失效形式，如孔状腐蚀、溃疡腐蚀、均匀腐蚀、应力腐蚀、氢致损伤、腐蚀疲劳、磨损腐蚀和螺纹失效等[39]。常见的管柱防腐措施包括使用防腐材料、加入缓蚀剂、安装油管时保证接头处密封等。
CO2封存条件下井筒完整性失效呈现化学腐蚀主导、应力载荷协同和环境因素影响的机制，本质上是CO2水溶液对井筒结构腐蚀引起的材料损失。对于水泥环，腐蚀消耗了水泥基质中的钙组分，导致孔隙度增大、渗透率升高；对于管柱，腐蚀消耗了其中的金属成分，导致结构损伤、强度降低。同时，CO2腐蚀具有动力学特征和运动学特征，具体表现为化学反应与CO2扩散效应，二者同时进行、协同控制腐蚀程度。当化学反应剧烈、CO2运移速度快、溶解数量多且不断进入井筒时，会造成严重腐蚀，井筒完整性失效风险高。已有研究结果表明，CO2封存条件下井筒完整性失效的主控因素为环境温度、压力及pH值，水泥环完整性仍是保证井筒完整性的关键，一般管柱的腐蚀发生在水泥环的先导腐蚀后，因此，防护措施的重点应放在水泥环。由于井下环境复杂，CO2长期封存条件下地层的组分和性质会随时间发生变化，而目前对CO2腐蚀机理的认识还不够全面，有些井下行为的解释尚未统一，亟需进一步开展相关理论和试验研究。
4. 不同封存地质体条件下井筒完整性
除上述井筒完整性失效机理外，不同类型的封存地质体也可能影响井筒完整性，从而产生泄漏风险。陆上封存场所主要有枯竭油气藏、盐水层和不可开采的煤层。枯竭油气藏具有高温高压特点，井筒受力更加复杂，加剧了套管和水泥环的退化[40–41]，井筒完整性失效的概率进一步增大。而且，枯竭油藏由于长期注水开发处于高含水状态，气藏含高矿化度地层水[42–43]，这都有可能加剧井筒腐蚀。此外，不论陆上还是海上，当封存地层含水量与泥质含量高时，会形成软弱地层，其承载力低、内部力学性质不均匀、易触动流变[44]，CO2注入时易因压力扰动发生井壁失稳等事故，产生泄漏风险。
从目前已开展的深部盐水层CO2地质封存项目来看，几乎未监测到气体泄漏，泄漏风险主要存在于盐水层水文条件活跃并有地面露头存在的条件下[45]，但由于盐水层矿物含量高，多发生水−岩−CO2反应，容易堵塞井筒地层孔隙，造成CO2可注性降低。
关于CO2在煤层中的封存，目前仍处于试验探索阶段。Black Warrior盆地的研究表明，煤层液体静压力降低会导致气体解吸，沿断层或地层裂隙运移泄漏[46]。考虑深部煤层也具有高温高压特性，受地层压力变化的影响较大，基质胶结强度在CO2注入时降低较大，封存过程可能会出现井壁垮塌等事故，造成井筒完整性失效。
海洋地质封存是重点关注的领域，其具有大规模永久封存优势。截至2022年，全球已开展了12个海上CO2地质封存项目[47]。公开的监测结果显示，海上CO2地质封存泄漏概率极低，荷兰K12−B项目、巴西Lula项目和日本Tomakomai项目均未监测到井筒泄漏，目前主要问题集中在因储、盖层特点和工程设计等原因造成的注入能力不足，如挪威的Sleipner和Snøhvit项目均因储层特点导致注入能力严重降低[48]。根据现有研究，从井筒完整性角度考虑，海洋地质封存潜在的泄漏原因主要有高CO2含量下水泥环腐蚀、井筒管柱及井下关键设备腐蚀以及地层封存空间由于压力变化导致的地层失稳。不同于陆地环境，海洋环境是一个极为复杂的腐蚀系统，不仅含有大量的盐类物质，同时溶解有O2、SO2、H2S等气体，另外海洋微生物的存在也会影响井筒材料的腐蚀机制与行为。此外，海洋环境并不稳定，处于动态变化之中，封存过程中还应考虑海洋活动对井筒完整性的影响。
5. 井筒完整性技术对策及建议
CCUS地质封存技术在全球范围内已掀起应用热潮，并成为石油行业发展新趋势，但受制于油田地质情况复杂、CO2封存泄漏风险高和操作难度大等问题，地质封存过程中井筒安全仍面临较大挑战，亟需加快相应技术对策的研究以匹配CCUS在石油领域的发展速度。
5.1 CO2封存选址与注入参数优化
地层性质和注入参数会影响CO2封存状态及井筒完整性，封存地址和注入参数的选取应具有科学性。一般来说封存地层要具有一定的碳存储能力和地质环境稳定性，并且要考虑地温梯度和封存层深度，保证封存过程中井筒安全和较长时间内不发生泄漏。建议选取低温储层注入CO2，有利于降低CO2的运移能力、降低泄漏风险。同时根据实际情况优化注入温度、压力、速度等参数，以满足安全、经济和技术要求。
5.2 改善水泥浆的性能、优选管柱材料
在CO2地质封存过程中，水泥浆性能和管柱材料性质直接影响井筒的质量，关乎井筒泄漏风险高低。一般认为刚度越低、强度越高的水泥环抵抗外载荷的能力越强，在富含CO2环境中也能保持完整性[49]。基于腐蚀机理，当适量减少固井水泥中碱性物质（即减少易引发CO2腐蚀的反应物含量）时，能够从根本上提高水泥环的抗腐蚀能力。保障水泥环完整性的技术思路主要有2种：一种是改良水泥浆体系，提高其强度、抗腐蚀能力、致密性等，如纳米改性水泥[50]、纳米二氧化硅-UF纤维二元抗腐蚀水泥浆体系等[32]；另一种是水泥环完整性失效的预防和修复，如开发pH响应聚合物凝胶等功能型智能材料[51]。
选择管柱材料时主要考虑CO2环境下的抗腐蚀能力，如探究抗腐蚀性好的金属元素或元素组合。研究发现，Cr是抗CO2腐蚀最有效的元素，它能迅速在金属表面形成致密而极薄的Cr2O3钝化膜来降低腐蚀速率[52]。对于合金钢材质，当Cr含量大于9%时，其抗腐蚀性能优良[53]。另外，也有研究通过建立管材腐蚀或磨损量预测模型，来指导现场油套管的选材。
5.3 建立井筒完整性风险评价体系
目前，国内外均已开展了关于CO2地质封存井筒完整性风险评价的研究，且形成了较为完整的分析流程。一般是在选择井筒完整性评价指标的基础上，采用数学方法建立评价模型，国内研究中使用较多的数学方法是层次分析法和风险矩阵法[54]。国外的研究侧重以CO2泄漏风险和泄漏量为主评价井筒完整性，通过建立泄漏速率模型评估风险[55]，或基于神经网络算法建立统计模型，预测泄漏概率[13]。
井筒完整性风险评价有助于指导现场作业井管理，降低CO2地质封存过程中发生事故的概率，延长注入井寿命和地质封存周期。但目前使用的评价方法中主观因素占有一定比重，所建评价模型的局限性较大，建议结合大数据和人工智能方法，强化CO2封存井案例分析与数据管理，增强数据可迁移性，提高预测模型及评价模型的可靠性。
5.4 发展CO2泄漏监测技术
防范CO2泄漏并提前监测预警至关重要，目前国内外已有的泄漏监测技术如表3所示[56–57]。现有技术和方法整体上分为地表和地下2种应用场景，单一方法存在一定局限性和专业壁垒，需发展多学科交叉、多知识体系融合的技术，可基于大数据和人工智能方法建立CO2泄漏实时追踪探测体系[58]。
表 3 国内外封存CO2泄漏监测技术Table 3. Domestic and international CO2 storage leakage monitoring technologies应用场景 监测技术 技术特点 地表以下CO2泄漏监测 基于压力变化的监测方法 对早期泄漏压力波动敏感，适用于大规模气体泄漏监测 基于电磁性能的监测方法 可连续监测CO2分布，受地质条件影响，需校正 基于热导性能的监测方法 对温度变化敏感，可进行长距离监测，受环境温度影响 基于CO2剩余饱和度的监测方法 可监测CO2存储状态，依赖校准和地质模型 基于声学传感器的监测方法 可定位泄漏源，受环境噪声影响较大 基于电动力势能的监测方法 对CO2微小运移敏感，可能受其他电活性物质干扰 基于pH测量传感器的监测方法 直接反映环境影响，传感器需定期校准和维护 基于生态系统−生物学的监测方法 用于长期监测生态环境变化，不确定性较大 基于地球化学效应的监测方法 可提供化学变化即时信息，对地质化学专业能力要求较高 基于烃类和有机物的监测方法 提供CO2泄漏有效证据，样品分析和解释较为复杂 地表以上CO2泄漏监测 红外线气体分析仪 灵敏度高，适用于定点检测 长程开放路径红外线探测和调制激光 覆盖范围广，可进行远程监测 涡量相关（EC）监测方法 可直接测量CO2通量，适用于碳交换研究 聚集气室（AC）检测 通过定期采样分析，评估泄漏速率 测井微震（MSW）检测 CO2泄漏间接判断方法，缺乏可靠性 激光雷达（LIDAR）检测 空间分辨率高，适用于大气层CO2监测 示踪剂追踪监测方法 监测泄漏路径和范围 碳稳定同位素监测方法 区分CO2来源，提高监测准确性 超光谱成像检测 适用于大面积快速识别泄漏特征 无线传感器（WSN）监测技术 适用于大范围、长时间连续监测 实际应用中多技术结合使用，优势互补，可增强监测的准确性和可操作性。部分油田或项目中已实施的泄漏监测技术如表4所示[59]，可为国内相关技术的应用提供参考。
表 4 部分油田或项目中应用的监测技术Table 4. Monitoring technologies used in some oilfields or projects项目 监测技术 应用描述 Sleipner油田 地震监测和重力监测 关注质量变化，提供双重解释 Rangely油田 土壤气体取样 测试土壤气体组成、碳同位素，对比储存前后CO2的通量 Gorgon项目 地震监测和土壤气体取样 CO2封存量大，重点关注地表泄漏，评估对环境的影响 Nagaoka油田 微震监测、温度压力监测、地球化学流体和岩心取样 研究CO2储存长期行为，多监测技术手段评估封存安全性 SACROC油田 地下水取样 评估CO2运移对水质的影响 Cranfield油田 测井检测、岩心取样、压力监测 评估长期封存对井筒材料的影响 Carbfix项目 温度压力监测、井口CO2气体探测仪 通过地面装置监测井筒泄漏行为 Wallula Basalt项目 土壤气体取样 检测CO2向地表的运移 6. 结束语
井筒完整性在CCUS地质封存过程中扮演着重要角色，是保障CO2地质封存效果的关键。通过对CO2注入、封存条件下井筒完整性的分析以及不同封存地质体条件下井筒完整性问题的讨论，指出水泥环对保证井筒完整性至关重要，井筒完整性失效主要可归结为力−热载荷、化学腐蚀和地层性质的共同影响。在全球CO2地质封存蓬勃发展的背景下，建议深入井筒完整性失效机制研究，基于失效机理优化水泥环、管柱和施工参数；加快CO2地质封存示范区建设并向规模化产业集群转变；依托工程样本数据库建立可靠的井筒完整性风险评价体系，配合泄漏监测技术，确保封存长期有效，助力“双碳”目标实现。
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表 1 CO2腐蚀水泥环的影响因素
Table 1 Influencing factors of cement sheath corrosion by CO2
影响因素 具体影响 影响程度 环境温度 温度越高，CO2扩散速率和腐蚀反应速率越快；温度升高对扩散速率和化学反应的促进作用大于对CO2溶解度降低的减速作用 强 反应时间 反应时间越长，反应发生的越彻底，腐蚀程度越高 一般 CO2分压 压力会影响CO2的溶解度，进而影响腐蚀损伤速率，总体上腐蚀程度随着CO2分压升高而增强 较强 地层水矿化度 地层水中含Cl−、Mg2+、S2−等离子，协同CO2对水泥腐蚀具有催化作用，地层水矿化度越高，腐蚀速率越快 一般 水泥特性 水泥中Ca（OH）2等碱性物质多，腐蚀快；水泥石的孔隙度越大，腐蚀介质与水泥石接触面积越大，反应速率越高，腐蚀越严重；水泥孔隙迂曲度越高，酸性流体在水泥中的扩散运移速度越慢，单位时间与水泥石接触面积小，腐蚀速率低；水泥石的液固比越大，水泥浆中的自由水越多，所形成水泥石的孔隙越多、平均孔径越大，腐蚀速率越大 强 腐蚀介质流动状态（动态/静态） 动态腐蚀条件加速了离子的迁移和交换速率，增加了腐蚀反应的速率，腐蚀程度大于静态腐蚀条件 一般 固井质量 固井质量差，水泥渗透率大，腐蚀速率大 一般 
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表 2 CO2腐蚀井筒钢铁构件的影响因素
Table 2 Influencing factors of steel component corrosion in wellbore by CO2
影响因素 条件 具体影响 影响程度 环境温度 <60 ℃ 腐蚀产物FeCO3膜软且无附着力，金属表面光滑，均匀腐蚀 强 ≈100 ℃ 腐蚀产物为粗结晶FeCO3，局部腐蚀，腐蚀速率高 >150 ℃ 腐蚀产物为FeCO3，Fe3CO4膜细致、紧密、附着力强，腐蚀速率降低 pH值 pH值越低，腐蚀程度越严重 较强 CO2分压 腐蚀程度随CO2分压升高而增大 强 流速 <0.32 m/s 腐蚀速率随流速增快而增大 一般 0.32～10 m/s 腐蚀速率不随流速增快而变化，基本趋于平衡 离子介质 Cl− 腐蚀速率随浓度升高先增大后减小 一般 HCO−3 腐蚀速率随浓度升高逐渐增大 Ca2++Mg2+ 腐蚀速率随浓度升高先增大后减小 SO2−4 对腐蚀有抑制作用 材料性质 钢材添加Cr、Mo等元素后对腐蚀有抑制作用 一般
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表 3 国内外封存CO2泄漏监测技术
Table 3 Domestic and international CO2 storage leakage monitoring technologies
应用场景 监测技术 技术特点 地表以下CO2泄漏监测 基于压力变化的监测方法 对早期泄漏压力波动敏感，适用于大规模气体泄漏监测 基于电磁性能的监测方法 可连续监测CO2分布，受地质条件影响，需校正 基于热导性能的监测方法 对温度变化敏感，可进行长距离监测，受环境温度影响 基于CO2剩余饱和度的监测方法 可监测CO2存储状态，依赖校准和地质模型 基于声学传感器的监测方法 可定位泄漏源，受环境噪声影响较大 基于电动力势能的监测方法 对CO2微小运移敏感，可能受其他电活性物质干扰 基于pH测量传感器的监测方法 直接反映环境影响，传感器需定期校准和维护 基于生态系统−生物学的监测方法 用于长期监测生态环境变化，不确定性较大 基于地球化学效应的监测方法 可提供化学变化即时信息，对地质化学专业能力要求较高 基于烃类和有机物的监测方法 提供CO2泄漏有效证据，样品分析和解释较为复杂 地表以上CO2泄漏监测 红外线气体分析仪 灵敏度高，适用于定点检测 长程开放路径红外线探测和调制激光 覆盖范围广，可进行远程监测 涡量相关（EC）监测方法 可直接测量CO2通量，适用于碳交换研究 聚集气室（AC）检测 通过定期采样分析，评估泄漏速率 测井微震（MSW）检测 CO2泄漏间接判断方法，缺乏可靠性 激光雷达（LIDAR）检测 空间分辨率高，适用于大气层CO2监测 示踪剂追踪监测方法 监测泄漏路径和范围 碳稳定同位素监测方法 区分CO2来源，提高监测准确性 超光谱成像检测 适用于大面积快速识别泄漏特征 无线传感器（WSN）监测技术 适用于大范围、长时间连续监测
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表 4 部分油田或项目中应用的监测技术
Table 4 Monitoring technologies used in some oilfields or projects
项目 监测技术 应用描述 Sleipner油田 地震监测和重力监测 关注质量变化，提供双重解释 Rangely油田 土壤气体取样 测试土壤气体组成、碳同位素，对比储存前后CO2的通量 Gorgon项目 地震监测和土壤气体取样 CO2封存量大，重点关注地表泄漏，评估对环境的影响 Nagaoka油田 微震监测、温度压力监测、地球化学流体和岩心取样 研究CO2储存长期行为，多监测技术手段评估封存安全性 SACROC油田 地下水取样 评估CO2运移对水质的影响 Cranfield油田 测井检测、岩心取样、压力监测 评估长期封存对井筒材料的影响 Carbfix项目 温度压力监测、井口CO2气体探测仪 通过地面装置监测井筒泄漏行为 Wallula Basalt项目 土壤气体取样 检测CO2向地表的运移
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