Physical Simulation Experiment on CO2 Storage Mechanism in Porous Media

doi:10.12422/j.issn.1672-6952.2024.02.006

Abstract

Abstract:

In order to understand the mechanism of CO₂ dissolved buried mechanism in high temperature and high pressure porous environment,physical simulation experiment was conducted to study CO₂ dissolved buried mechanism,mineralization buried mechanism and free buried mechanism in porous media by means of indoor physical model experiment.The results show that the solubility of CO₂ in formation water is mainly affected by temperature, pressure and salinity of formation water. CO₂ dissolved in formation water will mineralize with minerals in rocks, and the mineral content of rocks will change significantly before and after the reaction. The long core displacement experiment characterized the amount of free CO₂ storage and the oil displacement effect. The experiment reveal that CO₂ flooding in porous media has dual effects of burying and enhancing oil recovery.

Key words: Porous medium, CO₂ storage, Indoor experiment, Physical simulation, Enhanced oil recovery

摘要：

为了弄清高温高压多孔介质中CO₂的埋存机理，采用室内物理模型，对多孔介质中CO₂埋存机理进行了物理模拟实验评价。结果表明，CO₂溶解埋存主要受温度、压力和地层水矿化度的影响；CO₂溶于地层水后与岩石中的矿物发生矿化反应，反应前后岩石矿物质量分数发生显著变化；气水交替驱可有效地延缓CO₂的突破，提高CO₂埋存率，从而提高原油采收率。

关键词: 多孔介质, CO₂埋存, 室内实验, 物理模拟, 提高采收率

CLC Number:

TE53

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Figures/Tables 6

Fig.1 Schematic diagram of CO2 dissolution and burial experimental apparatus

Table 1 Test results of formation water parameters before and after CO2 injection

参数	数值
参数	实验前	实验后
pH	7	6
$ρ$ （Na⁺+K⁺）/（mg $⋅$ L^-1）	352.0	945.4
$ρ$ （Ca²⁺）/（mg $⋅$ L^-1）	34.8	51.7
$ρ$ （Mg²⁺）/（mg $⋅$ L^-1）	3.0	9.4
$ρ$ （Cl^-）/（mg $⋅$ L^-1）	6 250.0	6 250.0
$ρ$ （SO $4 2 -$ ）/（mg $⋅$ L^-1）	484.6	601.0
$ρ$ （HCO $3 -$ ）/（mg $⋅$ L^-1）	0	3 757.3
$ρ$ （CO $3 2 -$ ）/（mg $⋅$ L^-1）	0	0
$ρ$ （总矿化度）/（mg $⋅$ L^-1）	7 124.4	11 614.8

Table 1 Test results of formation water parameters before and after CO2 injection

参数	数值
参数	实验前	实验后
pH	7	6
$ρ$ （Na⁺+K⁺）/（mg $⋅$ L^-1）	352.0	945.4
$ρ$ （Ca²⁺）/（mg $⋅$ L^-1）	34.8	51.7
$ρ$ （Mg²⁺）/（mg $⋅$ L^-1）	3.0	9.4
$ρ$ （Cl^-）/（mg $⋅$ L^-1）	6 250.0	6 250.0
$ρ$ （SO $4 2 -$ ）/（mg $⋅$ L^-1）	484.6	601.0
$ρ$ （HCO $3 -$ ）/（mg $⋅$ L^-1）	0	3 757.3
$ρ$ （CO $3 2 -$ ）/（mg $⋅$ L^-1）	0	0
$ρ$ （总矿化度）/（mg $⋅$ L^-1）	7 124.4	11 614.8

Fig.2 Solubility of CO2 in formation water at different temperature and pressure

Fig.3 Comparison of mineral compositions of CO2 and rocks before and after mineralization

Fig.4 Schematic diagram of CO2 free gas entrapment

Fig.5 The relationship between CO2 retention rate and injection multiple and oil recovery degree

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