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低温CO2圧入時の注入性進化のモデリングとモニタリング：Aquistore CCS実証事業からの現場証拠

Modeling and monitoring injectivity evolution during cold CO <sub>2</sub> injection with field evidence from aquistore carbon capture and storage operations (原題)

Alireza Rangriz Shokri, Stephen Talman, Erik Nickel, Rick Chalaturnyk

Deep Underground Science and Engineering📚 査読済 / ジャーナル2026-08-05#CCUS対象セクター: energy
DOI: 10.1002/dug2.70116
原典: https://doi.org/10.1002/dug2.70116

🤖 gxceed AI 要約

日本語

カナダのAquistore CCS実証サイトで5年間の低温CO2圧入データを解析し、注入性が時間とともに改善することを実証。非等温THMプロセスが注入性向上の主因であり、応力依存の浸透率変化が関与することを示した。長期的なCO2封留とコンフォーメンス評価に重要な知見を提供する。

English

Analysis of 5 years of cold CO2 injection data at the Aquistore CCS site reveals injectivity improvement over time, driven by non-isothermal THM processes and stress-dependent permeability changes. Findings highlight the importance of THM effects for long-term CO2 containment and conformance in deep saline aquifers.

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CCS事業の本格化が進み、苫小牧等での実証が行われている。本研究成果は、CO2圧入時の注入性評価やモニタリング手法に示唆を与え、国内のCCSプロジェクトの設計・運用に役立つ。

In the global GX context

Globally, CCS is critical for climate targets, and this study provides field-based evidence on injectivity evolution, informing best practices for CO2 storage operations and monitoring. It contributes to the understanding of THM processes in saline aquifers, relevant for CCS scale-up.

👥 読者別の含意

🔬研究者:Provides field data and modeling framework for non-isothermal THM effects on CO2 injectivity, useful for reservoir simulation and monitoring.

🏢実務担当者:Informs CCS project operators on injectivity management and monitoring strategies, potentially reducing operational risks.

🏛政策担当者:Supports evidence-based decision-making for CCS deployment and regulatory frameworks, highlighting long-term containment considerations.

📄 抄録（日本語訳）

抄録 本稿は、カナダのCO 2 回収・貯留実証プロジェクトであるAquistoreサイトにおける間欠的低温圧入中の二酸化炭素（CO 2 ）圧入性の経時変化を検討するものである。高度に計器化された2本の圧入井と観測井によって支えられた5年間のCO 2 圧入の継続的モニタリングにより、圧入性能は時間とともに概ね向上することが明らかになった。坑底温度記録は、圧入井近傍での持続的な冷却を示しており、圧入性能は坑底温度と逆相関している。非等温モデリングおよびモニタリングの枠組みを適用し、これらの傾向を熱‐水‐力学（THM）プロセスを通じて解釈する。圧入指数を用いた圧入データの解析は、応力依存性の非等温メカニズムと坑井近傍の浸透率の半可逆的変化が観測された挙動を支配していることを示唆している。低温圧入期間中、最小有効応力が母岩の引張強度を超える可能性があり、これにより非地震性の空隙変形、引張性マイクロクラッキング、および臨界応力状態にある亀裂の再活性化が生じる。CO 2 /塩水の化学的相互作用、速度依存性の間隙流動、CO 2 の相挙動などのプロセスは、圧入性を向上させると期待されない。応力誘起の浸透率変化が圧入性能を向上させる可能性がある一方で、非等温応力再配分は、キャップロックユニットを含む低浸透性層を通る流動経路を創出する可能性もある。これらの知見は、圧入性モデリングにおけるTHMプロセスの重要性を浮き彫りにし、深部塩水帯水層における長期的なCO 2 封じ込めと適合性にとって非等温効果が重要な考慮事項であることを強調するものである。

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）

Abstract This study examines the evolution of carbon dioxide (CO 2 ) injectivity during intermittent cold injection at the Aquistore site, a Canadian CO 2 capture and storage demonstration project. Continuous monitoring over 5 years of CO 2 injection, supported by two highly instrumented injection and observation wells, reveals a general improvement in injectivity performance with time. Bottomhole temperature records indicate persistent cooling near the injector, with injectivity performance inversely correlated to downhole temperature. A non‐isothermal modeling and monitoring framework is applied to interpret these trends through thermo‐hydro‐mechanical (THM) processes. Analysis of injection data using the injectivity index suggests that stress‐dependent non‐isothermal mechanisms and semi‐reversible changes in near‐wellbore permeability govern the observed behavior. During cold injection episodes, minimum effective stresses may exceed the tensile strength of the host rock, leading to aseismic pore deformation, tensile micro‐cracking, and reactivation of critically stressed fractures. Processes such as CO 2 /brine chemical interaction, rate‐dependent pore flow, and CO 2 phase behavior are not expected to enhance injectivity. While stress‐induced permeability changes may improve injectivity performance, non‐isothermal stress redistribution could also create flow pathways through low‐permeability formations, including caprock units. These findings highlight the importance of THM processes in injectivity modeling and underscore non‐isothermal effects as a critical consideration for long‐term CO 2 containment and conformance in deep saline aquifers.

🔗 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。