コロンビアの難削減産業向け脱炭素化戦略としての炭層CO2貯留：包括的アプローチ

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

🔬研究者:Provides a methodology for evaluating CO2 storage in coal seams integrating geology, lab data, and simulation under data-limited conditions.

🏢実務担当者:Demonstrates the potential of coal seams for CCS paired with ECBM, applicable to industrial clusters near coal basins.

🏛政策担当者:Highlights coal seam storage as a viable CCUS pathway for hard-to-abate sectors, informing national decarbonization strategies.

抄録 炭素回収・利用・貯留（CCUS）は、深い脱炭素化に向けた重要な柱であり、産業競争力を維持しながら、削減が困難な部門からの大幅な排出削減を可能にする。従来、地層貯留は、その広大な容量、良好な圧入性、および確立された特性評価により、深部塩水帯水層と枯渇した石油・ガス貯留層に依存してきた。これらに加えて、非在来型の選択肢、特に石炭含有層は、地下でのCO2封じ込めの追加経路を提供し、特に増進石炭層メタン回収（ECBM）と組み合わせた場合、注入されたCO2がメタン（CH4）を置換し、ガス回収を促進するとともに、貯留層内に保持されるCO2の正味量を増加させる。 コロンビア、特にクンディボヤセンセ地域では、固定産業排出源の存在と、CO2貯留に適した近隣の在来型石油・ガス層の不在が相まって、石炭含有ユニットの探査の重要性が浮き彫りになっており、その長い採掘活動の歴史は、代替の地下貯留機会の可能性を示唆している。しかし、初期段階のCCUS開発は、詳細な技術的・経済的・地質学的情報の入手が制限されているため、大きな制約に直面しており、現在利用可能な情報レベルに合わせた概念的分析アプローチと推定方法論の採用が必要となっている。 本研究は、コロンビアのクンディボヤセンセ地域における石炭層への地質学的CO2貯留の技術的実現可能性を、セメント、鉄鋼、発電を含む削減が困難な産業部門の脱炭素化を支援する戦略として評価するものである。本分析は、地質学的特性評価、実験室測定、および貯留層シミュレーションを統合し、貯留容量と操業性能の両方を定量化する。主要排出源近傍の地質情報を収集し、多属性マトリックスを通じて優先順位付けし、適切な対象ゾーンを特定した。GEM（CMG）を用いた貯留層シミュレーションを適用し、純粋な地質学的貯留と増進石炭層メタン回収（ECBM）のシナリオ下でのグアドゥアス層におけるCO2注入挙動をモデル化した。石炭および水試料の実験室特性評価（吸着特性、鉱物組成、岩石物理パラメータを含む）は、層序坑井データとコア分析から構築された静的貯留層モデルの開発を支援した。CMOSTを用いて実施した不確実性および感度分析により、初期貯留層圧力とCH4吸着パラメータがメタン生成の主要な駆動要因であることが特定され、一方、吸着による恒久的なCO2貯留は、主に注入接触量（PVI）とCO2吸着特性によって制御されることが明らかになった。CO2の戻り（突破・生産）は、主にPVIと地盤力学ひずみ効果によって支配され、これらは適用されたBHP制約下での圧入性にも影響を与える。全体として、結果は、この地域の石炭層が有意なCO2隔離ポテンシャルを有し、ECBMが初期段階の展開を支援し得る追加のメタン回収を提供することを示している。

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 Carbon Capture, Utilization, and Storage (CCUS) is a critical pillar for deep decarbonization, enabling significant emissions reductions from hard-to-abate sectors while preserving industrial competitiveness. Conventionally, geological storage has relied on deep saline aquifers and depleted oil and gas reservoirs due to their vast capacity, favorable injectivity, and well-established characterization. Beyond these, unconventional options—particularly coal-bearing formations—offer an additional pathway for subsurface CO2 containment, especially when it is coupled with enhanced coalbed methane (ECBM), whereby injected CO2 displaces methane (CH4), facilitating gas recovery while increasing the net amount of CO2 retained in the reservoir. In Colombia, particularly in the Cundiboyacense region, the presence of fixed industrial emission sources combined with the absence of nearby conventional oil and gas formations suitable for CO2 storage highlights the relevance of exploring coal-bearing units, whose long history of mining activity suggests a potential for alternative subsurface storage opportunities. However, early-stage CCUS development faces significant limitations due to the restricted availability of detailed technical, economic, and geological information, making it necessary to adopt conceptual analysis approaches and estimation methodologies aligned with the level of information currently available. This study evaluates the technical feasibility of geological CO2 storage in coal seams within the Cundiboyacense region of Colombia as a strategy to support the decarbonization of hard-to-abate industrial sectors, including cement, steel, and power generation The analysis integrates geological characterization, laboratory measurements, and reservoir simulation to quantify both storage capacity and operational performance. Geological information from areas near major emission sources was compiled and prioritized through a multi-attribute matrix to identify suitable target zones. Reservoir simulation using GEM (CMG) was applied to model CO2 injection behavior in the Guaduas Formation under scenarios of pure geological storage and enhanced coalbed methane recovery (ECBM). Laboratory characterization of coal and water samples, including adsorption properties, mineralogical composition, and petrophysical parameters, supported the development of a static reservoir model built from stratigraphic well data and core analyses. Uncertainty and sensitivity analyses conducted with CMOST identified initial reservoir pressure and CH4 sorption parameters as the dominant drivers of methane production, while permanent CO2 storage by adsorption is controlled primarily by injected contact (PVI) and CO2 sorption properties. CO2 return (breakthrough/production) is mainly governed by PVI and geomechanical strain effects, which also influence injectivity under the applied BHP constraints. Overall, results indicate that the region's coal seams have meaningful CO2 sequestration potential, and ECBM provides incremental methane recovery that could support early-stage deployment.

• crossref https://doi.org/10.2118/231688-msfirst seen 2026-06-02 05:22:12 · last seen 2026-06-16 05:24:54
• semanticscholar https://doi.org/10.2118/231688-msfirst seen 2026-06-05 05:34:30 · last seen 2026-09-22 05:05:35