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Numerical Analysis of CO2 Storage Associated with CO2-EOR Utilization in Unconventional Reservoirs

非在来型貯留層におけるCO2-EOR利用に伴うCO2貯留の数値解析 (AI 翻訳)

B. Sennaoui, Kegang Ling

Energies📚 査読済 / ジャーナル2026-03-05#CCUSOrigin: US
DOI: 10.3390/en19051311
原典: https://doi.org/10.3390/en19051311

🤖 gxceed AI 要約

日本語

本研究は、非在来型貯留層でのCO2-EOR（原油増進回収）とCO2貯留の数値解析を行った。バッケン層を対象に、二重空隙・二重浸透率モデルを用いてCO2ハフ・アンド・パフ法をシミュレーションし、圧力、注入速度、注入期間、拡散係数が油回収率とCO2保持率に与える影響を評価。低い坑底圧と最小混相圧付近の運転がCO2溶解と貯留を促進することを示した。

English

This study presents a numerical investigation of CO2 utilization for enhanced oil recovery (EOR) and associated CO2 retention in unconventional reservoirs, using the Bakken Formation as a case. A compositional reservoir model simulates CO2 Huff-n-Puff processes, evaluating key parameters. Results show that lower bottom-hole pressures enhance oil recovery while operating near minimum miscibility pressure improves CO2 solubility and retention, providing insights for integrating CCUS with EOR.

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

📝 gxceed 編集解説 — Why this matters

日本のGX文脈において

日本ではCCUSがカーボンニュートラル実現の鍵技術として位置づけられており、本研究成果はCO2-EORによる貯留ポテンシャル評価の手法を提供する。特に、二酸化炭素の地下貯留におけるトラッピングメカニズムの理解は、国内でのCCUSプロジェクト設計に貢献し得る。

In the global GX context

Globally, CCUS is critical for decarbonizing hard-to-abate sectors. This study provides a rigorous framework for optimizing CO2 storage in unconventional reservoirs during EOR operations, informing both climate mitigation strategies and energy production. The mechanistic insights into trapping mechanisms are valuable for designing integrated CCUS-EOR projects worldwide.

👥 読者別の含意

🔬研究者:Provides a validated numerical model for CO2-EOR and storage in tight formations, useful for further studies on CCUS optimization.

🏢実務担当者:Offers operational guidelines for maximizing CO2 retention during EOR, directly applicable to field development in unconventional reservoirs.

🏛政策担当者:Demonstrates the technical feasibility of combining CO2 storage with oil recovery, supporting policies that incentivize CCUS deployment.

📄 抄録（日本語訳）

天然ガスのフレアリング（焼却）に起因する二酸化炭素（CO2）排出は、大気中の温室効果ガスの重大な発生源であり、地球温暖化を悪化させることにより地球の気候に substantial なリスクをもたらす。これへの対応として、石油産業と政府当局の双方が、炭素回収・利用・貯留（CCUS）や、油田における天然ガスのフレアリングとCO2漏洩の削減を通じて、温室効果ガス排出の悪影響を緩和するための費用対効果の高い戦略を積極的に模索している。本研究は、Bakken層を代表的なケースとして用い、非在来型貯留層におけるCO2の原油増進回収（EOR）への利用とそれに伴うCO2保持に関する数値的調査を提示する。 fractured 水平坑井におけるCO2 Huff-n-Puff（HnP）プロセスをシミュレートするために、組成モデル貯留層が構築される。このモデルは、二重孔隙性・二重浸透性の定式化、流体–岩石相互作用、および状態方程式に基づく組成フレームワークを組み込み、多相流動挙動を捕捉する。貯留層圧力、注入速度、注入期間、CO2分子拡散を含む主要な操作パラメータが、石油回収とCO2保持への影響を評価するために体系的に検討される。結果は、より低い坑底圧が増大した圧力差を通じて石油回収を向上させる一方、最小混和圧力（MMP）付近の操業圧力はCO2溶解性と全体的な保持を改善することを示す。延長された注入期間とより高い拡散係数は油相へのCO2溶解を増加させるが、最適な注入時間を超えると限界的な便益は減少する。本研究は、CO2-EORの操業期間中の残留および溶解トラッピングメカニズムを定量化し、タイトな地層におけるCO2-HnP性能の最適化に関する機構的洞察を提供する。提案されたフレームワークは、非在来型貯留層におけるCO2-EORと排出削減戦略の統合のための技術的基盤を確立する。

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。

📄 Abstract（原文）

Carbon dioxide (CO2) emissions resulting from natural gas flaring are significant contributors to atmospheric greenhouse gases, posing a substantial risk to the Earth’s climate by exacerbating global warming. As a response, both the oil industry and government authorities are actively exploring cost-effective strategies to address this issue through carbon capture, utilization, and storage (CCUS), as well as reducing natural gas flaring and CO2 leaks in the oil fields to mitigate the adverse consequences of greenhouse gas emissions. This study presents a numerical investigation of CO2 utilization for enhanced oil recovery (EOR) and associated CO2 retention in unconventional reservoirs, using the Bakken Formation as a representative case. A compositional reservoir model is developed to simulate CO2 Huff-n-Puff (HnP) processes in a fractured horizontal well. The model incorporates dual-porosity and dual-permeability formulations, fluid–rock interactions, and an equation-of-state-based compositional framework to capture multiphase flow behavior. Key operational parameters, including reservoir pressure, injection rate, injection duration, and CO2 molecular diffusion, are systematically evaluated to assess their impact on oil recovery and CO2 retention. The results show that lower bottom-hole pressures enhance oil recovery through increased drawdown, while operating pressures near the minimum miscibility pressure (MMP) improve CO2 solubility and overall retention. Extended injection durations and higher diffusion coefficients increase CO2 dissolution in the oil phase but exhibit diminishing marginal benefits beyond an optimal injection time. The study quantifies residual and solubility trapping mechanisms during the operational timeframe of CO2-EOR and provides mechanistic insights into optimizing CO2-HnP performance in tight formations. The proposed framework establishes a technical basis for integrating CO2-EOR with emission mitigation strategies in unconventional reservoirs.

🔗 Provenance — このレコードを発見したソース

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gxceed は公開メタデータに基づく研究支援データセットです。要約・翻訳・解説は AI 支援で生成されています。 最終的な解釈・検証は利用者が原典資料に基づいて行うことを前提とします。