動的貯留層評価による炭素貯留評価の最適化: 手法、トレードオフ、意思決定枠組み

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

🔬研究者:Provides a structured comparison of dynamic testing methods for CCS with quantitative benchmarks, useful for further methodological refinement.

🏢実務担当者:Offers a practical decision matrix for selecting and sequencing dynamic evaluation workflows, directly applicable to CCS appraisal planning.

🏛政策担当者:Highlights the importance of rigorous reservoir appraisal for regulatory approval and long-term containment assurance.

抄録 動的貯留層評価は、CO2回収・貯留（CCS）プロジェクトにおいて、圧入性、貯留容量、封じ込め、および長期的な健全性を確保するために極めて重要である。CCS操業は、複雑なCO2相挙動、地球化学的相互作用、圧力管理上の制約など、特有の課題を導入する。評価段階において適切な動的試験方法を選択することは、したがって、地下の不確実性と操業リスクを低減するために不可欠である。本論文は、現在CCSプロジェクト評価に適用されている主要な動的評価技術の利点と限界を検討する。静的データが初期貯留層モデルの基礎を提供する一方で、圧力伝播、破砕開始閾値、プルーム移動などの重要な不確実性は、動的試験と監視を通じて最も適切に対処される。CCS操業は、CO2相挙動、熱的影響、地球化学的相互作用、および厳格な封じ込め圧力限界により、さらなる複雑性を導入する。本研究は、CCSプロジェクトに適用した場合の標準的な石油・ガス坑井試験手法の適用可能性、結果、および成果物を評価する。これには、圧入性試験、診断的破砕圧入試験（DFIT）、電気潜水ポンプ-ドリルステム試験（ESP-DST）タイプの生産試験、異なるフェーズにわたる水とCO2の逐次圧入、およびMDTベースの地層評価が含まれる。これらの手法は、操業計画と将来の開発段階設計に必要なCCS特有の主要情報に対して評価される。本評価は、現在CCSプロジェクトに適用されている主要な動的坑井試験技術の、個別および組み合わせの両方における相対的な強みと限界を示す。評価対象の手法には、圧力フォールオフ解析を伴う水圧入試験、標準的なDSTストリングを介して実施されるDFIT、圧力ビルドアップを伴うESP-DST生産試験、異なる操業フェーズにわたる水とCO2の逐次圧入、およびモジュラー式または区間地層試験器を用いた地層評価が含まれる。CO2圧入試験については、高品質の圧力およびプルーム応答データを得るために必要な最小CO2圧入量に関する実践的指針が提供される。本評価は、塩水帯水層および枯渇ガス貯留層で実施されたCO2圧入試験からのフィールドデータを統合し、解析的な圧力・圧入性過渡解析（PTA/ITA）、段階レート試験に基づく破砕開始診断、および代表的なCCS範囲の浸透率、圧縮率、原地応力を網羅する合成ケーススタディによって裏付けられている。熱的影響、CO2相挙動、操業の複雑性、コスト、HSE制約を含む操業上の考慮事項は、比較に明示的に組み込まれている。各手法は、主要なCCS情報要件に対してベンチマークされる：破砕封じ込めに対する安全な圧入性。連結性および区画化の検出。CO2-塩水置換中の相対浸透率および移動度。圧入指数および持続可能な年間CO2圧入能力。圧力制限操業および地域圧力管理；ならびに適合性およびスイープ効率。本論文は、CCSプロジェクト目標を最も適切な動的評価方法に結び付ける実用的な決定マトリクスを導入し、情報量、操業リスク、およびコストの間のトレードオフを明示的に強調する。結果として得られるフレームワークは、封じ込めと操業の健全性を確保しながら地下の洞察を最大化する、動的評価ワークフローの選択と順序付けのためのリスク認識型の体系的手法を提供する。

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Abstract Dynamic reservoir evaluation is critical for Carbon Capture and Storage (CCS) projects to ensure injectivity, storage capacity, containment, and long-term integrity. CCS operations introduce unique challenges, including complex CO2 phase behaviour, geochemical interactions, and pressure management constraints. Selecting appropriate dynamic testing methods during the appraisal phase is therefore essential to reducing subsurface uncertainty and operational risk. This paper examines the advantages and limitations of key dynamic evaluation techniques currently applied in CCS project appraisal. While static data provides the foundation for initial reservoir models, critical uncertainties, such as pressure propagation, fracture initiation thresholds, and plume migration, are best addressed through dynamic testing and surveillance. CCS operations introduce additional complexity due to CO2 phase behavior, thermal effects, geochemical interactions, and strict containment pressure limits. This study evaluates the applicability, results, and deliverables of standard oil and gas well testing practices when applied to CCS projects, including injectivity tests, Diagnostic Fracture Injection Tests (DFIT)s, Electrical Submersible Pump-Drill Stem Test (ESP-DST)-type production tests, sequential water and CO2 injection across different phases, and MDT-based formation evaluation. These methods are assessed against the key CCS-specific information required for operational planning and future development-stage design. The assessment demonstrates the relative strengths and limitations of key dynamic well-testing techniques currently applied in CCS projects, both individually and in combination. The evaluated methods include water injectivity testing with pressure fall-off analysis, DFITs conducted via standard DST strings, ESP-DST production tests with pressure build-up, sequential water and CO2 injection across different operational phases, and formation evaluation using modular or interval formation testers. For CO2 injection testing, the study provides practical guidance on the minimum CO2 injection volumes required to obtain high-quality pressure and plume-response data. The evaluation integrates field data from CO2 injection tests conducted in saline aquifers and depleted gas reservoirs, supported by analytical pressure- and injectivity-transient analysis (PTA/ITA), step-rate-test-based fracture initiation diagnostics, and synthetic case studies spanning representative CCS ranges of permeability, compressibility, and in-situ stress. Operational considerations, including thermal effects, CO2 phase behaviour, operational complexity, cost, and HSE constraints, are explicitly incorporated into the comparison. Each technique is benchmarked against key CCS information requirements: Safe injectivity relative to fracture containment.Connectivity and compartmentalisation detection.Relative permeability and mobility during CO2–brine displacement.Injectivity index and sustainable annual CO2 injection capacity.Pressure-limited operations and regional pressure management; andConformance and sweep efficiency. The paper introduces a practical decision matrix linking CCS project objectives to the most appropriate dynamic evaluation methods, explicitly highlighting trade-offs among information content, operational risk, and cost. The resulting framework provides a risk-aware, systematic approach for selecting and sequencing dynamic evaluation workflows that maximize subsurface insight while ensuring containment and operational integrity.

• openalex https://doi.org/10.2118/233176-msfirst seen 2026-06-24 04:45:45