地質学的炭素貯留への応用における頁岩中のCO2吸着と透過性の測定・解析

Unofficial AI-generated summary based on the public title and abstract. Not an official translation.

🔬研究者:Provides new experimental data and a modeling workflow for CO2 adsorption/permeability in shales, useful for reservoir simulation and storage capacity estimation.

🏢実務担当者:Offers a method to evaluate shale reservoirs for CO2 storage, aiding feasibility studies and site selection for CCUS projects.

🏛政策担当者:Supports evidence-based assessment of CCUS potential in shale formations, informing national decarbonization strategies and regulatory frameworks.

増加する二酸化炭素（CO2）排出は、脱炭素化のための効果的な戦略を開発する緊急性を高めている。最も有望な解決策の一つは、炭素回収・有効利用・貯留（CCUS）、特に地質構造における地下貯留である。この経路は、化石燃料使用が地球温暖化に及ぼす影響を緩和しながら、既存のインフラ・技術の継続的使用を可能にする。帯水層や枯渇した貯留層の利用など、いくつかの選択肢が可能であり、特に頁岩ガス貯留層のような枯渇したガス貯留層へのCO2貯留は、CCUSにとって費用対効果が高く有望な選択肢を提供する。貯留戦略の開発には、これらの貯留層におけるCO2の吸着特性と輸送特性の適切な定量化が必要であり、これらが本研究の主な焦点領域である。 提案されたワークフローは、実験的アプローチとモデリング的アプローチの両方を組み込んでいる。実験的要素には、磁気浮遊天秤（MSB）を用いた頁岩試料におけるCO2吸着挙動の過渡測定が含まれる。これらの測定は、160°F（71°C）から194°F（90°C）の温度範囲と3,500から5,075 psiの圧力範囲の貯留層条件下で実施された。モデリング的アプローチは、Ratnakar and Dindoruk（2018, 2019）が過渡データを反転させて試料中のCO2浸透率を評価するために用いた体積平均法を使用し、一方で加速実験プロセスは、まず多孔質媒体の不存在下で開発され（Ratnakar and Dindoruk 2015）、その後Ratnakar et al.（2019）による実験によってさらに検証された。石油・ガス産業における拡散率の役割に関する詳細情報と一般的なレビュー（基礎、測定、相関手法を含む）は、Ratnakar and Dindoruk（2022）の研究に見ることができる。 結果は、前処理方法が吸着挙動に影響を与える上で重要な役割を果たすことを明らかにしている。特に、残留揮発性炭化水素を除去するために設計された高温前処理を受けた頁岩試料は、より大きなCO2吸着容量を示した。さらに、注目すべき発見は、特にCO2が超臨界相に遷移する際に、より高い圧力で観察された吸着のプラトー（平坦域）であった。この吸着動力学の変化は、CO2と頁岩マトリックス間の相互作用の変化を浮き彫りにし、深部地質構造におけるCO2貯留の最適化に重要な意味を持つ。さらに、固定温度におけるCO2浸透率対圧力の関係は、予想通り、比較的低い圧力ではクリンケンバーグ効果と一致している。本研究の新規性は、貯留層条件下での頁岩試料におけるCO2吸着と浸透率に関する新しいデータにある。この文脈での頁岩の特性評価は、頁岩がキャップロックを構成するため、砂岩貯留層にとっても追加の用途がある。これらの発見は、地下環境におけるCO2貯留の評価と設計に貴重な洞察を提供し、CCUS実施戦略の推進に重要な意味を持つ。

AI 翻訳（deepseek-v4-flash）。 正確を期す場合は下の原文を参照してください。

The rising carbon dioxide (CO2) emissions have intensified the urgency to develop effective strategies for decarbonization. One of the most promising solutions is carbon capture, usage, and storage (CCUS), especially underground storage in geological formations. This pathway allows the continued use of existing infrastructure/technologies while mitigating the impact of fossil fuel usage on global warming. Several options, such as the use of aquifers and depleted reservoirs, are possible; storing CO2 in depleted gas reservoirs, especially shale-gas reservoirs, offers a cost-effective and promising option for CCUS. Development of storage strategies requires a proper quantification of adsorption and transport characteristics of CO2 in these reservoirs, which are the main focus areas of this study. The proposed workflow incorporates both experimental and modeling approaches. The experimental component involves transient measurements of CO2 adsorption behavior in shale samples using a magnetic suspension balance (MSB). These measurements were conducted under reservoir conditions with temperatures ranging from 160°F (71°C) to 194°F (90°C) and pressures from 3,500 to 5,075 psi. The modeling approach uses the volume-averaging technique that Ratnakar and Dindoruk (2018, 2019) used to invert the transient data and evaluate CO2 permeability in the samples, while an accelerated experimental process was developed first without the existence of porous media (Ratnakar and Dindoruk 2015) and with further verification via experimentation by Ratnakar et al. (2019). More information and a general review of the role of diffusivity in oil and gas industries, including fundamentals, measurement, and correlative techniques, can be found in the study by Ratnakar and Dindoruk (2022). The results reveal that the pretreatment method plays a significant role in influencing adsorption behavior. In particular, shale samples subjected to high-temperature pretreatments, which were designed to remove residual volatile hydrocarbons, exhibited greater CO2 adsorption capacity. In addition, a notable finding was the plateau in adsorption observed at higher pressures, particularly as CO2 transitioned into its supercritical phase. This shift in adsorption dynamics highlights the changing interactions between CO2 and the shale matrix, which have critical implications for optimizing CO2 storage in deep geological formations. Furthermore, the CO2 permeability vs. pressure at a fixed temperature is aligned with the Klinkenberg effect at relatively lower pressures, as expected. The novelty of this work lies in the new data on CO2 adsorption and permeability in shale samples under reservoir conditions. Characterization of shales in this context has additional use cases even for sandstone reservoirs, as the shales will constitute the caprocks. These findings offer valuable insights for assessing and designing CO2 storage in subsurface environments, with significant implications for advancing CCUS implementation strategies.

• semanticscholar https://doi.org/10.2118/236585-pafirst seen 2026-08-09 05:42:19 · last seen 2026-09-29 05:23:51