CCUSプロジェクトにおける動的貯留層評価の青写真確立

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

🔬研究者:Provides a detailed field case study of in-situ stress measurement and MEM calibration for CCUS reservoir characterization.

🏢実務担当者:Offers a practical blueprint for conducting dynamic reservoir assessment in CCUS projects, including testing protocols and data interpretation.

🏛政策担当者:Highlights the technical rigor required for safe CO2 storage, informing regulatory frameworks for CCUS site approval and monitoring.

この記事は、JPTテクノロジー編集者クリス・カーペンターによって執筆されたもので、SPE 230941論文「CCUSプロジェクトにおける動的貯留層評価の青写真構築」のハイライトを含む。著者はマフムート・サリリ（SPE）、アダム・ドナルド（SLB）、アウリフラ・ヴァンタラ（ADNOC）他である。本論文は査読を経ていない。 炭素回収・利用・貯留（CCUS）事業の有効性は、安全かつ効率的なCO2貯留のための精密な原位置岩盤・応力特性評価に依存している。CO2地層貯留に適したサイトの特定、特性評価、選定には、安全かつ長期的な炭素封じ込めのための最適な場所を決定する総合的な評価技術が必要である。岩石物理学、地質学、地盤力学、貯留層工学を統合することにより、事業者の2坑井について精密な原位置応力測定が取得され、キャップロックの完全性と貯留層の注入性の特性評価に成功し、将来のCCUS評価のための青写真が構築された。 事業者は、2050年までのネットゼロ排出というUAEの戦略的目标の一環として、2本の別個のCCUS坑井を掘削・評価した。これらの坑井は、潜在的な貯留層の原位置地盤力学的、岩石物理学的、流体力学的特性を明らかにすることを目的としている。本研究では、坑内試験と地層圧力・流体サンプリングを統合し、対象層の応力挙動とシール効率を評価した。得られたデータセットにより、メカニカルアースモデル（MEM）の堅牢な較正が可能となり、将来のCO2注入イニシアチブのための運用枠組みの構築を支援した。 本論文で紹介され、著者らがMicroFracと呼ぶ試験は、地層内の局所的な亀裂を誘発・監視し、最小原位置応力の直接測定を可能にする高度な技術である。これは、ワイヤラインまたはパイプ輸送式モジュラー地層力学テスター（MDT）を用いて実施でき、異なる深度での応力データの安全かつ迅速、費用対効果の高い取得を提供する。MDTベースのMicroFracプラットフォームは、包括的な圧力診断による亀裂イベントのリアルタイム監視を提供し、高圧ポンプモジュールを使用した正確な圧力管理を維持し、デュアルパッカーシステムによる地層区間の隔離を行う。 最初の坑井の試験作業は、無水石膏キャップロックの亀裂発生能力とシール性能の評価に焦点を当てた。このキャンペーンは2回のランで構成され、1回は地層流体サンプリングと圧力測定、もう1回は特徴的な試験専用であった。合計3セットの試験が実施され、亀裂の発生と閉鎖が監視された。破壊圧力データは2つのステーションで記録され、1つのステーションでは亀裂の発生なしにパッカー差圧閾値に達した。閉鎖圧力評価には、制御された強制閉鎖フローバック法が使用された。各ステーションで複数の注入・フォールオフサイクルが実施された。誘発亀裂を検証するため、試験前後に地層マイクロイメージャー（FMI）ログが取得された。 2番目の坑井では、8.5インチと6インチの両坑区間にわたる完全な力学プロファイルを提供するために範囲が拡大された。8.5インチ区間では4回のMDTランが完了し、リアルタイム流体分析のための原位置流体分析装置（IFA）を用いた流体サンプリングが含まれた。試験プログラムは16の試験ステーションを包含し、8.5インチ区間に10、6インチ区間に6が数千フィートの垂直区間に分布した。この包括的な空間的カバレッジにより、将来の注入設計とMEM改良に不可欠な応力変動と岩相の影響の評価が可能となった。 8.5インチ区間の試験プロセスは、自然閉鎖と強制閉鎖を組み合わせた複数の注入・フォールオフサイクルと、応力パラメータを確認するための段階レート試験を含んだ。G関数および平方根時間（SQRT）解析によって得られた閉鎖圧力は、方法間で良好な相関を示した。試験前後のFMI画像は誘発亀裂の生成を裏付け、方法の有効性を確認した。

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。

This article, written by JPT Technology Editor Chris Carpenter, contains highlights of paper SPE 230941, “Establishing a Blueprint for Dynamic Reservoir Assessment in CCUS Projects,” by Mahmut Sarili, SPE, and Adam Donald, SLB, and Aurifullah Vantala, ADNOC, et al. The paper has not been peer-reviewed. The effectiveness of carbon capture, utilization, and storage (CCUS) operations relies on precise in‑situ rock and stress characterization for secure and efficient CO2 storage. Identifying, characterizing, and selecting suitable sites for CO2 geological storage necessitates comprehensive evaluation techniques to determine optimal locations for safe and long‑term carbon containment. By integrating petrophysics, geology, geomechanics, and reservoir engineering, precise in‑situ stress measurements were acquired for two of the operator’s wells, successfully characterizing caprock integrity and reservoir injectivity and creating a blueprint for future CCUS evaluations. The operator has drilled and evaluated two separate CCUS wells as part of the UAE’s strategic aim of having net‑zero emissions by 2050. These wells seek to describe the in‑situ geomechanical, petrophysical, and hydrodynamic features of potential storage deposits. In this study, the stress behavior and sealing efficiency of target formations were assessed through downhole testing integrated with formation pressure and fluid sampling. The resulting data set enabled robust calibration of a mechanical Earth model (MEM) and supported the development of operational frameworks for future CO2‑injection initiatives. The testing highlighted in this paper, which the authors refer to as MicroFrac, is a refined technique that induces and monitors local fractures within the subsurface, facilitating direct measurement of minimum in‑situ stress. It can be performed using wireline or pipe‑ conveyed modular formation dynamics testers (MDT), offering safe, quick, and cost‑effective acquisition of stress data at different depths. The MDT‑based MicroFrac platform provides real‑time monitoring of fracture events through comprehensive pressure diagnostics, maintains accurate pressure management using high‑ pressure pump modules, and isolates formation intervals using a dual‑packer system. The first well’s testing operations focused on the anhydrite caprock to assess its capacity for fracture initiation and sealing performance. The campaign involved two runs, one for formation‑fluid sampling and pressure measurement, and another dedicated to the featured testing. A total of three test sets were conducted wherein fracture initiation and closure were monitored; breakdown pressure data were recorded at two stations, while packer differential‑ pressure threshold was reached on one station without fracture occurrence. For closure‑pressure evaluation, a controlled forced‑closure‑flowback approach was used. Multiple injection and falloff cycles were conducted at each station. Formation microimager (FMI) logs were captured pre‑ and post‑test to validate induced fractures. In the second well, the scope was broadened to deliver a full mechanical profile across both 8.5‑ and 6‑in. borehole sections. Four MDT runs were completed in the 8.5‑in. section, including fluid sampling with an in‑situ fluid analyzer (IFA) for real‑time fluid analysis. The testing program encompassed 16 test stations, 10 in the 8.5‑in. and six in the 6‑in. section distributed over a several‑thousand‑foot vertical interval. This comprehensive spatial coverage enabled assessment of stress variation and lithological influence essential for future injection design and MEM refinement. The testing process for the 8.5‑in. section involved several injection/falloff cycles, combining natural and forced closures, and a step‑rate test that was performed to confirm stress parameters. Closure pressures obtained by G‑function and square‑root‑of‑time (SQRT) analyses showed good correlation across methods. Pre‑ and post‑test FMI imagery affirmed the creation of induced fractures, confirming method effectiveness.

• semanticscholar https://doi.org/10.2118/0826-0012-jptfirst seen 2026-08-05 05:24:59 · last seen 2026-09-22 05:04:30