453. 美国伊利诺伊盆地东部迪凯特地区CO₂封存扩容的储层模拟研究

A Reservoir Modeling Study for the Evaluation of CO₂ Storage Upscaling at the Decatur Site in the Eastern Illinois Basin

本研究通过数值模拟评估了美国伊利诺伊盆地东部迪凯特地区CO₂封存项目的扩容潜力。在现有两口注入井基础上，新增一口Class VI注入井（CCS3），目标是在20年内累计封存2700万吨CO₂。

研究结合静态地质建模与动态流体模拟（使用CMG软件GEM 2022.10），分析了CO₂封存的主要捕集机制（浮力捕集、毛管力捕集、溶解捕集），并验证了100年内封存的安全性。同时提出分阶段监测方案，从低成本的一维垂直地震剖面（VSP）到高分辨率二维地震勘探，确保封存过程的长期稳定性。

使用CMG软件的解决方案

1. ​动态储层模拟​
   • 采用CMG GEM 2022.10进行多相流模拟，考虑CO₂-盐水相互作用及非达西流动效应。
   • 网格设计：粗网格（350×350英尺）结合局部加密，优化计算效率与精度。
   • 边界条件：引入无限作用含水层模型（Fetkovich方法），模拟盐水外排对压力传播的影响。
2. ​关键参数建模​
   • 岩石压缩性（3×10⁻⁶ psi⁻¹）、储层温度（122°F）、参考压力（2960 psi）基于文献与IBDP历史数据。
   • 相对渗透率曲线采用Brooks-Corey模型，结合LAND滞后效应模拟毛细管捕获。
3. ​捕集机制量化​
   • 浮力捕集：通过低渗透隔层（Eau Claire页岩）限制CO₂垂向迁移。
   • 毛管力捕集：残余CO₂饱和度达32%（模拟滞后效应）。
   • 溶解捕集：基于Henry定律与盐度校正模型，溶解量占比19%。

结论

1. ​扩容可行性​
   • 新增注入井（CCS3）可实现20年累计封存2000万吨CO₂，井底压力控制在破裂压力的80%以内（0.7 psi/ft梯度），符合监管要求。
   • 模拟显示CO₂羽流最大横向扩展面积<20平方英里，100年内无泄漏风险。
2. ​压力管理​
   • 平均储层压力峰值仅增加142 psi，停注后压力快速回弹，降低断层活化风险。
3. ​监测建议​
   • 分阶段实施监测技术：二维地震→重复三维VSP→分布式光纤传感（DAS）微震监测→人工智能实时事件检测。

Abstract

The study of geological CO₂ sequestration and its long-term implications are crucial for ensuring the safety and sustainability of carbon capture and storage (CCS) projects. This work presents a numerical reservoir modeling study to upscale CO₂ injection in the Eastern Illinois Basin to a cumulative value of 27 Mt within the next 20 years, adding one proposed Class VI injector well to the two already existing ones in this field. Along with the reservoir simulations that include the main CO₂ trapping mechanisms that ensure a minimum of a 100-year Area-of-Review containment, we describe a step-by-step approach to enhance measurement, monitoring, and verification (MMV) plans, starting from low-cost methods such as repeated 1D VSP in existing boreholes to 2D seismic surveys and higher-cost data acquisition techniques.

作者单位

科罗拉多矿业大学石油工程系