2차원 공극 구조 내 비혼성 대체 및 저장 효율에 관한 마이크로모델 연구

Abstract

본 연구는 이산화탄소 대체 유체인 헥산을 적용한 마이크로모델 실험을 통하여 주입된 헥산과 공극수의 거동과 분포 양상을 시각적으로 관찰함으로써 유량, 온도, 계면활성제 등 이산화탄소 지중저장 과정에서의 주입 조건이 공극 구조 내로 주입된 이산화탄소의 거동과 저장 효율에 미치는 영향을 정량적으로 규명하는 것을 목표로 하였다. 실험을 위하여 실물형 공극과 격자형 공극의 두 가지 마이크로모델을 사용하였으며, 탈이온수로 포화된 마이크로모델 내부로 헥산의 주입이 개시되는 시점부터 헥산과 공극수의 분포가 평형상태를 이루는 시점까지의 비혼성 대체 과정을 관찰하였다. 실험을 통하여 획득한 이미지는 분석 프로그램을 통하여 전체 공극 구조에 대한 헥산의 대체 면적비를 산정하는데 사용하였으며, 단일 공극에서의 미시적인 헥산 거동 분석을 통하여 주입 조건이 거시적 규모에서의 헥산 거동에 미치는 영향을 규명하였다. 공극 구조의 차이에 따른 관측 실험의 이미지 분석 결과, 공극 구조의 직경이 크고 유효 공극률이 높을수록 헥산은 마이크로모델 내부에 포화되어 있던 공극수와 더 많은 대체가 이루어졌다. 또한, 주입 조건의 변화에 따른 실험 결과, 주입 유량과 계면활성제의 농도 증가에 비례하여 헥산의 대체 면적비는 증가하는 반면에, 온도의 증가에 반비례하여 대체 면적비는 감소하는 경향을 나타내었다. 이러한 실험 결과는 효율적인 이산화탄소 지중저장을 설계하고 이를 성공적으로 수행하기 위해서는 이산화탄소 주입이 이루어지는 심부 지질구조의 환경과 함께 주입 조건에 대한 이해가 필수적임을 시사하였다.

The viscous force of fluids and the capillary force acting on the pore network of the porous media are important factors determining the immiscible displacement, these were directly affected by various injection conditions such as flow rate, temperature and surfactant concentration. This study aimed to observe the migration and distribution of injected fluid and pore water, and quantitatively investigate storage efficiency. This study aimed to perform micromodel experiments by applying n-hexane used as a proxy fluid for supercritical CO2. In this study, random network model and physical network model were used, and immiscible displacement process from beginning of n-hexane injection to equilibrium of the distribution of the n-hexane and pore water was observed. The images from experiment were used to observe the displacement pattern and estimate the areal storage efficiency of the n-hexane. For investigate the affects of the injection conditions on the migration in macroscopic, migration of n-hexane in single pore was analyzed. The measurement revealed that the storage efficiency increases as the larger diameter of pore network and the higher effective porosity. Also, while the storage efficiency increase as the flow rate and surfactant concentration increases, it decreases as the temperature increases. The result from experiments indicate that the various fluid injection conditions can affect the displacement pattern by changing the viscous forces of fluid and the capillary forces as well as the pressure of n-hexane in pore. The experimental results could provide important fundamental information on reservoir conditions and fluid injection conditions during geological CO2 sequestration.