Field Scale Modeling of Local Capillary Trapping during CO2 Injection into the Saline Aquifer
本研究探讨了在CO2注入盐水含水层时局部毛管捕获（LCT）的现象，以及这一现象如何增加存储安全性、降低泄漏风险，并最大化安全存储容量。研究发现，在具有细尺度毛管异质性的岩石中，LCT发生在浮力驱动流期间，但由于毛管进入压力的异质性，传统的粗网格模拟往往忽略了这一现象。通过考虑地质异质性对物理影响，可以降低长期存储的风险。研究还提出了一种新概念：即使在结构密封受到损害的情况下，填充在异质储层中的局部毛管陷阱中的CO2也可能保持不变。此外，研究还开发了一种地质标准方法来识别局部毛管陷阱，并使用CMG-GEM模拟器进行了模拟，以预测CO2的饱和度和流动行为。
CMG软件的应用情况
在本研究中，CMG-GEM模拟器被用来进行CO2注入模拟，以预测CO2的饱和度和流动行为。通过与传统的地质标准方法相结合，CMG-GEM模拟器提供了对CO2流动和局部毛管捕获的详细洞察。模拟器用于执行50年的模拟周期，以观察CO2在盐水含水层中的动态行为，包括在注入结束后的浮力驱动流动和局部毛管捕获的效果。
Abstract
Local capillary traps in the near-well region can be fully filled during injection. Moreover, they remain filled after post-injection buoyancy-driven flow ends. Final CO2 distribution is controlled by local capillary traps intrinsic to the capillary pressure heterogeneity. Geologic Criteria gives fast and good prediction of local capillary traps in the CO2 swept zone during injection.The extended connectivity analysis shows a good match of CO2 plume computed by the full-physics simulation (CMG-GEM). Here exists a threshold Dykstra-Parsons coefficient, below which low injection rate gives rise to more LCT; whereas higher injection rate increases LCT in heterogeneous reservoirs. Both the geologic criteria and connectivity analysis are very fast; therefore, the integrated methodologies can be used as a quick tool to estimate local capillary trapping at the field scale.
Keyword
CCUS, CO2, GEM, local capillary traps, Dykstra-Parsons coefficient
作者单位
作者Bo Ren、Larry Lake和Steven Bryant来自德克萨斯大学奥斯汀分校（University of Texas at Austin）。在本文中，他们提出了一种新的方法来评估和预测在CO2地质储存过程中局部毛管捕获的影响，这对于提高CO2储存的安全性和效率具有重要意义。
