The Impact of Relative Permeability Hysteresis on CO2 Sequestration in Saline Aquifer
本研究分析了由于相对渗透率滞后导致的毛管捕集CO2的最大残余气饱和度。CO2的向上迁移是不希望发生的，因为它增加了CO2从储存点迁移到地表的风险。通过减少垂直CO2迁移以提高储存容量和封存安全性，可以降低CO2泄漏的风险。使用CMG-GEM组成模拟软件模拟了两个组分（CO2和H2O）的流动。使用PR 78 EOS和WINPROP构建了流体模型。模拟了一个没有相对渗透率滞后的基准案例模型，并与考虑相对渗透率滞后的案例进行了比较。分析了最大捕集气饱和度为0.3、0.4和0.5时CO2捕集量和CO2饱和度分布。结果显示，随着最大残余气饱和度从0.3增加到0.4和0.5，捕集的CO2量增加，基准案例研究的值为16560128摩尔，相对渗透率滞后分别为0.3、0.4和0.5时，捕集的CO2量分别为49041744摩尔、59502924摩尔和67286728摩尔。当最大残余气饱和度由于相对渗透率滞后被设置为0.5时，CO2的积累非常少。结果表明，在200年后，几乎所有的CO2都被固定在地层中。因此，应该考虑CO2羽流尾部的吸液循环，因为滞后效应导致了捕集的CO2分布更为分散，而不是没有相对渗透率滞后时移动CO2的集中分布。
CMG软件的应用情况：
在这项研究中，使用了CMG公司的GEM温室气体（GEM GHG）选项来设置基准案例模拟参数。Builder用于编写数据集，并通过CMG-GEM进行验证。开发了一个二维（2D）均质含水层模型，其尺寸为100x1x20（2000个网格），在x、y和z方向上的网格步长均为10英尺。模型使用表1中的数据填充了岩石物理属性、网格和岩石属性。
WINPROP用于创建CMG-GEM数据文件组分部分所需的组成流体模型。在WINPROP中使用PR 1978 EoS（表2）创建了一个由CO2和CH4按0.001和0.999比例组成的流体模型。CH4组分被视为微量组分。创建的流体模型被导入到GEM数据文件的组分部分。使用表3和表4中的数据定义了相对渗透率曲线，模型使用表5中的数据进行初始化。在参考深度上方1150m处设置了气水界面，使模型完全饱和盐水。气顶以CO2分数0.001和CH4分数0.999初始化。
在模型底部的1298m、1299m和1300m处完成了一个名为“CO2_INJECTOR”的注入井。以最大恒定地面气体速率10000m³/天和最大BHP 44500kPa将纯超临界CO2注入含水层，持续1年。关闭注入井后，模拟期间继续进行，仅由自然梯度/密度差异驱动流动，持续剩余的199年。建立了基准案例模型后，使用GEM关键字‘HYSKRG’进行了敏感性研究，以改变最大残余气饱和度。使用Land模型评估滞后对CO2残余捕集性能的影响。考虑了三种不同的最大残余CO2饱和度，‘HYSKRG’（0.3、0.4和0.5）。
