近十年来，美国、澳大利亚、英国、德国、挪威和日本等发达国家相继发布了CO2地质封存选址指南，并在全球范围内产生了一定数量的成功封存案例，标志着CO2地质封存选址方法研究不断趋于成熟。最近，美加两国的科学家正在联合制定CO2地质封存的国家标准。
一般而言，CO2地质封存场地选址通常包括2～3个阶段，即场地初步筛选、场地选择和场地初步描述。各国的选址研究在阶段划分上虽略有不同，但实质内容极其相似。不管划分为几个选址阶段，其实质问题主要是解决封存量、储盖层属性、安全评估、成本，以及场地地质特征、地球化学和岩土力学评价、风险评估、监测、运输等相关问题。在场地属性表征与评价方法方面，多是根据选定的指标按权重赋值评价。
在CO2封存选址评价因子研究方面，通常认为最重要的因子包括4个方面：封存容量、可灌注性、长期运行的安全风险和经济性。
CO2地质封存目标储层主要定向于3种类型目标储层，即已经枯竭和正在枯竭的油气藏、深部咸水层和因技术或经济原因而弃采的深部煤层。其中，油气藏封存CO2的研究，旨在实现CO2封存与石油增采的双赢（Metz et al.，2005）。
使用CO2提高石油采收率（CO2-EOR，下同）已经有近40年的研究历史。加拿大Weyburn油田是目前世界上将CO2地质封存与提高石油采收率相结合比较成功的案例。Weyburn油田位于加拿大Saskatchewan省Williston盆地中北部，面积约180 km2，原油储量约14×108t。Weyburn油田CO2-EOR项目是加拿大能源公司的商业项目，注CO2提高石油采收率的方案于2000年9月在19井阵中首先进行，初期注气量为每天269×104m3。目前的注气量为每天339×104m3。其中，每天有71×104m3的CO2通过生产井进行再循环。该项目通过把加压的CO2气体注入油田储层中提高了石油采收率，通过综合监测，查明了CO2注入储层后的运移规律，从而为建立长期、安全的CO2地质封存技术提供了一个成功的范例。
尽管CO2-EOR的初衷并不是为了封存CO2，但是CO2-EOR的成功实施间接证明已经枯竭和正在枯竭的油田是不错的CO2地质封存场地，而且在技术和经济上都是可行的（Brown et al.，2001 ；IEA GHG，2006）。关于油气藏CO2的地质封存选址问题，将在第四章详细讨论。
由英国石油公司（33％）、阿尔及利亚国家石油公司（35％）和挪威国家石油公司（32％）合资而成的In Salah Gas公司，从2004年开始在阿尔及利亚Krechba气田开展了注CO2提高天然气采收率（CO2-EGR）项目，这是世界上第一个大规模将CO2封存于天然气藏中的项目。预计在设计年限内，累计CO2地质封存量可达到0.17×108t。该工程由4个生产井和3个灌注井组成，通过1.5 km的水平井将CO2灌注至背斜构造中渗透率只有约0.5×10-3μm2的砂岩储层内（Riddiford et al.，2004）。这一渗透率水平的砂岩储层在欧洲、北美和中国大陆都有相当广泛的分布。
假设地下深部的煤层具有良好的渗透性，且这些煤层以后不可能被开采，那么该煤层也可用于CO2地质封存。向某些不可开采的深部煤层中灌注CO2，利用CO2在煤表面的被吸附能力是CH4（甲烷，下同）的2倍的特点来驱替吸附在煤层中的煤层气，可以在实现CO2地质封存的同时，达到提高煤层气采收率（CO2-ECBM，下同）的目的（Wong et al.，2006）。
目前，在煤层中封存CO2并提高CH4生产的方案仍处在示范阶段。另外，如果把CO2灌注到较浅的煤层里，首先驱替出浅部煤层中的CH4，既可以充分开采利用浅部煤层中的煤层气，同时又可以有效地避免发生煤矿瓦斯爆炸的危险。但在采掘这些煤的过程中，煤层吸附的CO2又会重新释放到大气环境中，还是无法达到减少温室气体排放的目的。关于煤层CO2地质封存选址问题，将在第五章详细讨论。
根据国内外科学家的研究（Metz et al.，2005；Li et al.，2009），在所有可能的CO2地质封存选项中，深部咸水层CO2地质封存在全球具有最大的规模潜力。关于深部咸水层CO2的地质封存选址问题，将在第六章详细讨论。本节和下一节重点对国内、外深部咸水层CO2地质封存选址研究现状进行概括和总结，以便给读者一个整体的概念和理解。
挪威国家石油公司的北海Sleipner项目是世界上第一个商业规模的CO2深部咸水层封存项目，而且这是一个离挪威海岸约250 km的离岸CCS项目。在咸水层中，Sleipner天然气田每年可以封存大约100×104 t的CO2。自1996年以来，该封存场地还没有发现过任何CO2泄漏的现象，其成功的运行已证明深部咸水层CO2地质封存在技术上是可行的（Metz et al.，2005）。
深部咸水层CO2地质封存和沉积盆地的研究有着非常密切的关系，这在发达的工业化国家已经有很长的研究历史，可追溯到20世纪70年代，90年代以后得以迅速发展，随着以气候变化为核心的全球环境问题日益严峻，目前世界各国对CCS（CO2的捕集和封存）或者CCUS（CO2的捕集、利用和封存）表现出极大的关注。美国、欧盟、挪威、日本、澳大利亚和加拿大等都制订了相应的研究规划，开展CCS/CCUS技术的理论、试验、示范及应用研究（Bachu，2008；Bradshaw and Cook，2001；Holloway，2005；IEA GHG，2007；Socolow，2005；新ェネルキ一 ·A业技AA合A発AA，2002）。其中，挪威针对CCS中的封存环节，提出了一个颇为全面的关于CO2地质封存场地选择和资格鉴定方面的指南（Det Norske Veritas，2009）。另外美国的科研规划、组织实施较为周密完善，并制订了详细的技术路线图，而日本的研究规划在考虑地震与活断层方面最为缜密（Li et al.，2003a；National Energy Technology Laboratory，2010；OECD/IEA，2010）。
加拿大科学家Bachu认为，评价一个沉积盆地的CO2地质封存潜力时有几个标准必须考虑到，即它们所处的构造背景和地质特征、盆地地热特征、地卞水的水动力特征、盆地的油气潜力和成熟度、基础设施和交通等经济因素，以及社会政治条件。如果考虑上述条件和气候条件、交通便利性、基础设施以及CO2捕获和灌注成本的话，适宜CO2地质封存的沉积盆地的范围将会显著地减少。
Bachu在借鉴高放射性核废料封存评价条件的基础上，从区域构造、盆地几何形态、地质条件和油气潜力等方面，提出了一个盆地级别的CO2地质封存适宜性系统化评估体系。该体系包括15个评价指标，每个指标在体系中赋予明确的权重，通过对每个指标赋予不同的权值（5个不同的权值选择）来为不同的盆地进行打分，从而确定评价盆地的适宜性和潜力。在15个评价指标中，只有板块构造和地质特征与盆地的力学稳地性紧密相关。这个评价方法非常灵活而且易于计算，因为它允许同时变化各指标在体系中的权重（相对重要性）和每个指标的具体赋予的权值（绝对重要性），而且所有的运算都是简单的多项式操作。Bachu根据加拿大Alberta盆地的实践应用验证了该评价体系的可行性（Bachu，2003）。关于Bachu选址方法的详细介绍参见本章第四节国外典型选址案例。
澳大利亚地球科学局（Geoscience Australia）在Bachu提出的CO2地质封存潜力与适宜性评价指标体系的基础上，面向盆地级别的评价筛选出了20项指标，据此将澳大利亚适宜封存CO2的盆地进行排序并编制了相关图集，但未研究过大比例尺场地级别的评价指标（Gibson-Poole et al.，2008）（Rick Causebrook's Talk at CAGS 2010）。CO2 CRC于2008年发布的《CO2封存项目封存容量估计、场地选择与场地表征》（Storage Capacity Estimation，Site Selection and Characterization for CO2 Storage Pro-jects）报告中的选址方法使用了Gibson-Poole推荐的二氧化碳地质封存的场地表征工作流程的修正版和Bachu推荐的二氧化碳地质封存沉积盆地级筛选标准的修正版。Van Ruth等利用一种名为FAST的评价技巧研究了澳大利亚Gippsland盆地灌注CO2过程中断层再激活的可能性（Van Ruth et al.，2006）；Rogers等研究了澳大利亚Otway盆地Port Campbell Embayment处断层再激活的可能性（Rogers et al.，2008）。关于澳大利亚Otway项目的基本介绍参见本章第四节国外典型选址案例。
自2003年出版以来历经多次修改，英国地质调查局出版的CO2咸水层封存的最佳实践一书（Best Practice for the Storage of CO2 in Saline Aquifers-Observations and Guidelines from the SACS and CO2STORE Projects）最新一版，它关注了咸水层封存的所有方面，包括理想储-盖组合的识别、封存容量估计、注入流体模拟、地球化学和地质力学的场地表征、场地施工、成本估算、运输需求、监测计划的设计和基于监测数据的历史匹配，以及安全和风险评估程序等。最新一版通过案例展示CO2咸水层封存研究的细节，这些案例包括挪威近海的Sleipner项目、丹麦陆上/离岸的Kalundborg项目、挪威近海的Mid Norway项目、德国陆上的Schwarze Pumpe项目和英国离岸的Valleys项目（Chadwick et al.，2008）。
法国地质调查局的Grataloup等认为一个合适的二氧化碳地质封存场地的选择必须满足4个优先目标，它们分别是：(1)存储优化，也就是容量和可注性；(2)风险最小化；(3)法规、环境的制约、现有的土地利用和地下利用的考虑；(4)经济和社会方面的考虑。Grataloup等建议的选址方法中把满足四个优先目标的选址指标分为关键性指标（killer criteria）和场地限制性指标（site-qualification criteria）。这些指标的组合将帮助甄选出最合适的潜在场地。Grataloup等把这一多级评价方法用于了巴黎盆地的PICOREF研究区的深部咸水层的潜力调查（Grataloup et al.，2009）。
德国地质调查局的Meyer等2008年报告了德国东北部一个潜在深部咸水层CO2封存场地的地质特征、区域评价和选择的实际操作过程（Meyer et al.，2008）。关于Meyer选址过程的详细介绍参见本章第四节国外典型选址案例。
李琦等借鉴日本核废物的地质处置评价思想，提出了考虑CO2地质封存的场地评价思路，结合日本地震、火山频发的地质特征提出了CO2地质封存的力学稳定性评价流程，并且重点研究了CO2封存下断层的稳定性评价体系和计算方法（Li et al.，2002，2003a；Li et al.，2006）。李小春和李琦结合日本的排放源特征和CCS经济模型，提出了考虑日本地质力学特点的咸水层封存的场地选择和评价方法（Li et al.，2003b；Li et al.，2005）。二者共同把其中的部分方法引入到中国的CO2深部咸水层封存的选址评价中，并在中国第一个全流程CCS示范项目——神华鄂尔多斯每年十万吨CO2深部咸水层封存的选址中得到了应用。
美国科学家Friedmann认为，在美国有充分的技术储备和知识积累来选择安全的CO2地质封存场地，并在考虑断层和钻孔等主要灾害诱发通道的基础上，提出了一个CO2地质封存选址的决策性建议（Friedmann，2007）。
美国科学家Oldenburg提出了一个基于健康、安全、环境风险条件下的CO2地质封存场地选择方法和计算框架。该评价方法基于CO2泄漏风险的假设并依赖于CO2地质封存场地的3个基本特征：(1)主力储层结构的实际封存潜力；(2)主力储层泄漏后的次级封存潜力；(3)主力储层泄漏、次级储层失效时，泄漏CO2的稀释和驱散潜力。该评价体系从主力储层的封闭性、埋藏深度、封存潜力，次级储层的封闭性和封存潜力，以及CO2泄漏后地表特征、水文地质条件、泄漏通道等方面出发，将相关评价因子阵列成电子表格，用户在该表格里输入代表专家观点或者已发布的带有不确定评价信息的权值即可进行评价。Oldenburg根据加利福尼亚3个场地的实践应用验证了本评价体系的可行性。同时指出通过应用更详细的场地数据或者模型结果能够改进和扩展该评价体系（Oldenburg，2008）。关于Oldenburg选址体系的详细介绍参见本章第四节国外典型选址案例。
美国国家能源技术实验室（National Energy Technology Laboratory ，NETL）根据CO2地质封存场地选址受到的自然地理条件、气候条件、地质条件、社会经济条件、交通运输条件以及工程技术条件等约束限制，提出场地选址可以从地质条件、社会经济适宜性、调控数据分析、场地适宜度分析和模型开发技术等5个方面来建立选址的逻辑结构指标体系（图1-1）。深部咸水层地质封存的选址指南可以归纳成表1-2所示的各项指标单元（National Energy Technology Laboratory，2010）。图1-1和表1-2中的各项评价单元虽然众多，但是最重要的评价因子包括以下4个方面。
（1）封存容量：潜在的封存场地能否提供需要的封存容量？
（2）可注性：潜在的封存场地能否满足给定的灌注压力或灌注速率？
（3）长期的安全风险：被封存的CO2能否长久安全地被圈闭在深部咸水层中？
（4）经济性：深部咸水层CO2封存项目是否经济上可行？
图1-1 CO2地质封存场地选择的决策流程图（据NETL，2010，略有修改）
表1-2 美国国家能源技术实验室场地选址的指导方针
续表
从图1-1和表1-2中可以看出，模型的发展和集成度是评价目标靶区的关键决策工具，通过各种场景的数值模拟和历史匹配，可以最大限度地达到数据同化的目的，从而最大限度地减少选址过程中不确定性因素的影响，在最大限度地增加灌注量的同时确保场地的安全性。
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