초록 ▼

연구의 목적 및 내용
본 연구에서는 전 세계의 다양한 탄산염암 내에 CO₂ 공법 적용 시 발생 가능한 석유물리학적 암석의 물성(공극률, 투과도, 젖음성 등)에 대한 변화양상을 실험 및 시뮬레이션을 통해 규명하고자 함. 또한 CO₂, 오일, brine, 암석 간의 화학반응과 유동특성을 복합적으로 고려하여 저류전산 시뮬레이션과 연계함으로써 탄산염암에 대한 오일 회수증진 효율을 분석하고자 함.

연구결과
(1) 탄산염암 CO₂ 주입 물성측정 실험장치 설계·제

연구의 목적 및 내용
본 연구에서는 전 세계의 다양한 탄산염암 내에 CO₂ 공법 적용 시 발생 가능한 석유물리학적 암석의 물성(공극률, 투과도, 젖음성 등)에 대한 변화양상을 실험 및 시뮬레이션을 통해 규명하고자 함. 또한 CO₂, 오일, brine, 암석 간의 화학반응과 유동특성을 복합적으로 고려하여 저류전산 시뮬레이션과 연계함으로써 탄산염암에 대한 오일 회수증진 효율을 분석하고자 함.

연구결과
(1) 탄산염암 CO₂ 주입 물성측정 실험장치 설계·제작 및 물성 실험
◦ 자동수은기공계를 활용한 공극크기를 분석을 통해 탄산염암 암석의 불균질성 정량화.
균질한 암석은 공극크기의 분포가 정규분포형태를 띄지만, 불균질한 암석일수록 공극 크기의 분포는 bimodal 형태의 분포를 띔.

◦ 상대투과도 분석을 통한 친유성 성질을 갖는 암석 내에서의 다상 유동분석.
친유성 암석 내에서는 비습윤 유체인 물의 유동은 주로 macropore에서 우세한 반면, 습윤 유체인 오일은 micropore 내에서 높은 유동성을 갖음.

(2) CO₂ 주입 전·후 암석물성 변화량 측정 및 최적 CO₂ 주입조건 규명
◦ 경험식, 시뮬레이션, 실험을 통한 CO₂ 주입상태(혼합/비혼합)결정.
실험온도 40℃에서 데칸과 CO₂의 최소혼합압력은 약 1,239.3 psia로 산출됨.

◦ CO₂ 주입 전후 시료를 X-ray CT와 위상차현미경을 통해 탄산염암의 용해 및 침전 현상 확인.
유사한 암종을 가진 탄산염암이라도 2차 공극의 발달 정도에 따라 물과 CO₂ 주입에 의한 용해, 침전 효과가 다르게 나타남. 이 영향으로 인하여 암석의 공극구조가 변형됨.
즉, 암석의 공극률과 투과도가 변하여 오일 회수율에 영향을 줌.

(3) 모델링 변수 도출 및 CO₂ 공법 적용가능성 평가모델 개발을 통한 현장적용성 검증
◦ 현장조건에서의 CO₂ 주입 모델의 적용성을 검증하기 위한 시뮬레이션 연구를 수행함.
동일한 초기조건에서 다른 혼합도 상태를 위해 오일의 종류만을 달리한 시뮬레이션 분석결과, 혼합조건에서 CO₂와 오일이 혼합되어 유동하여 최종 오일 생산량이 높았음.

연구결과의 활용계획
◦ 본 연구결과는 CO₂ 주입 시 지하 지층 내에서 발생될 수 있는 CO₂-brine-oil-암석 간의 상호작용으로 인한 암석물성의 변화를 측정하는데 사용될 수 있으며, 이는 곧 안정적인 CO₂ 감축기술의 개발과 오일의 생산량 증진이라는 측면에서 다양하게 활용 가능함.

◦ 공극크기 분포 분석과 상대투과도 분석을 통해 저류층 내 CO₂ 유동 특성 규명 시 지표가 될 수 있음.

◦ 시뮬레이션을 통해 시간에 따른 CO₂-오일 접촉면의 이동을 확인 가능하여 추후 CO₂ 이동 모니터링에도 활용할 수 있음.

◦ 오일 회수증진의 목적 외에 국내·외에 운영 중인 발전소, 제철소 등의 대규모 CO₂ 배출원과 연계를 통해 국내 육·해상 대염수층에 CO₂를 주입하는 데에도 본 연구의 결과가 활용될 수 있으며, 나아가 국내 CCS 기술 자립화 및 에너지 확보에 기여할 수 있을 것으로 기대됨.

(출처 : 요약문 4p)

Abstract ▼

Purpose&contents
This study indicated that the change of rock’s petrophysics (porosity, permeability, wettability, etc.) was determined through experimental study, when CO₂ injection applied in various carbonate reservoirs. In addition, we attempted to analyze oil recovery by consideri

Purpose&contents
This study indicated that the change of rock’s petrophysics (porosity, permeability, wettability, etc.) was determined through experimental study, when CO₂ injection applied in various carbonate reservoirs. In addition, we attempted to analyze oil recovery by considering oil components, chemical reactions (CO₂-oil-brine-rock), and flow behavior through numerical simulation.

Result
(1) Development and experiment to analyze physical property of carbonate rock during CO₂ injection.
◦ Heterogeneity of carbonate rock was quantified by analyzing pore size distribution (PSD) using mercury injection capillary pressure. In homogeneous pore system, the PSD was observed a normal distribution. However, the PSD was indicated to a bimodal shape in heterogeneous pore system.

◦ Multi-phase flow in carbonate rock was analyzed through relative permeability analysis. For the oil-wet system, water (non-wetting fluid) was flowed through macropore. While, oil (wetting fluid) was mainly flowed through micropore.

(2) Determination of rock’s physical property change before and after CO₂ injection and identification of optimal CO₂ injection condition.
◦ CO₂ injection status (miscible/immiscible) was determined through empirical equations, simulations, and experiments. The minimum miscible pressure between decane and CO₂ at 40℃ was calculated about 1,239.3 psia.

◦ For carbonate rocks, effects of dissolution and precipitation were observed by X-ray CT and phase contrast microscope before and after CO₂ injection. Despite of carbonate rocks with similar composition, the effects of dissolution and precipitation were different depending on the development of secondary pores. Due to these effects, pore structure of the rock was changed. That is, porosity and permeability of rocks were changed and it can be affected oil recovery.

(3) Derivation of modeling variables and verification of developed model for CO₂ EOR evaluation in field applicability
◦ To verify application of CO₂ injection model in field condition, simulation study was conducted. CO₂ injection was applied under the same initial condition, but it was only different oil type for miscible and immiscible conditions. As a results of simulation, since mixed CO₂ with oil was flowed, ultimate oil production was larger under miscible condition.

Expected Contribution
◦ The results of this study can be used to estimate interactions between CO₂-brine-oil-rock during CO₂ injection in carbonate reservoir. That is, it can be used in various aspects in terms of development of stable CO₂ emission and improvement of oil production.

◦ The pore size distribution analysis and relative permeability analysis can be indicated to identify CO₂ flow behavior in reservoir.

◦ Simulation studies which can confirm the flow behavior of CO₂-oil front for time variation can be appropriated to monitor CO₂ movement.

◦ Besides the purpose of improving the oil recovery, these results of this study may applicate to inject CO₂ in to the onshore, offshore, and saline aquifer through connected with large-scale CO₂ emission sources such as power plants and steelworks operating. It is expected that it will be contributed to the independence of CCS technology and energy securing.

(출처 : SUMMARY 5p)

목차 Contents

• 표지 ... 1
• 목차 ... 2
• 연구계획 요약문 ... 3
• 연구결과 요약문 ... 4
• 한글요약문 ... 4
• SUMMARY ... 5
• 연구내용 및 결과 ... 6
• 1. 연구개발과제의 개요 ... 6
• 3. 목표달성도 및 관련분야에의 기여도 ... 58
• 4. 연구결과의 활용계획 ... 60
• 5. 주관연구책임자 대표적 연구실적 ... 61
• 6. 참고문헌 ... 62
• 7. 연구성과 ... 65
• 8. 국가과학기술지식정보서비스에 등록한 연구시설‧장비 현황 ... 65
• 9. 기타사항 ... 65
• 별첨1 대 표 연 구 성 과 ... 66
• 별첨2 세부 목표 관련 증빙 ... 69
• 끝페이지 ... 88