《International Journal of Greenhouse Gas Control》：Sensitivity of multiphase flow behaviour to experimental methodology in laboratory core flooding
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多相流体迁移与封存效率受实验方法影响显著，比较单相与共注入技术在碳酸盐岩中的核心实验，发现不同注入方式对残存封存率及相对渗透率计算压力差产生系统性差异，揭示实验设计对模型输入的关键作用。
Catherine Spurin|Catherine Callas|Takeshi Kurotori|Hamdi A. Tchelepi|Sally M. Benson
美国斯坦福大学能源科学与工程系
摘要
准确描述地下多相流体的迁移和捕获机制对于确保地质碳或氢储存项目的可靠设计和性能评估至关重要。实验室中的岩心注水实验通常用于测定相对渗透率、毛细压力和残余捕获能力，以便为现场规模的模型提供数据。稳态共注入方法常被用来确定这些参数，因为它能产生稳定的流动条件并抑制毛细末端效应。然而，实验方法对最终获得的岩石物理参数的影响程度尚未得到充分量化。本研究直接比较了共注入和单相注入方法在碳酸盐岩中的应用效果，分析了它们对捕获效率以及用于计算相对渗透率的压力差的影响。不同注入方法在捕获效率及异质性对结果的影响方面存在显著差异。这些发现表明实验方法确实会影响观察到的流动现象。识别并量化这些方法学上的偏差为改进实验室规程以及更准确地将其结果转化为现场条件提供了新的机会。此外，在水库运营中可以有意识地利用不同的注入策略来增强残余捕获效果。这项工作强调了在岩心注水研究中批判性评估实验设计的必要性，并指出了其对提高储存效率的重要性。
引言
多种流体在复杂多孔介质中的运动在自然界中普遍存在。历史上，地质介质中的流动研究主要集中在石油和天然气的生产上。然而，最近的研究转向了将二氧化碳（CO2）和氢气（H2）作为温室气体减排技术进行地质储存（Blunt等人，2024年；Change等人，2014年；Bui等人，2018年；Benson等人，2012年）。了解多相流体在地下储层中的迁移和捕获机制对于确保其安全、长期储存至关重要（Krevor等人，2015年；Krevor等人，2011年；Spurin等人，2025年）。
储层模型用于预测地下的多相流动（Ringrose等人，2013年；Bentham和Kirby，2005年；Ampomah等人，2016年）。这些模型的关键输入参数包括相对渗透率、毛细压力和捕获效率（即初始饱和度与残余饱和度之间的关系）（Kumar等人，2005年；Ajayi等人，2019年）。这些参数是在岩心/厘米级样本上测量的，并假定能代表更大规模的系统（Spurin等人，2025年；Perrin和Benson，2010年）。实际上，实验通常在高温高压条件下进行，以模拟储层实际情况（Krevor等人，2016年；Selem等人，2021年；Singh等人，2018年；Krevor等人，2012年；Kim等人，2018年）。尽管岩心注水实验旨在模拟储层条件，但经常需要在包括高温和腐蚀性盐水在内的恶劣环境下进行，研究人员通常采用稳态共注入方法，因为这种方法能提供稳定的饱和度剖面并减轻毛细末端效应（Pini和Benson，2017年；Bertels等人，2001年；Avraam和Payatakes，1995年；Berg等人，2024年）。毛细末端效应是指非润湿相优先离开岩心并占据金属端部的现象。其他减少强饱和度梯度的方法包括从分析中剔除岩心末端部分（Pini和Benson，2017年；Perrin和Benson，2010年）、在分析前校正末端效应（Archer和Wong，1973年；Jackson等人，2018年；Krause和Benson，2015年；Reynolds等人，2018年），或者在目标岩石之后依次加入多孔板或其他岩心（Honarpour和Mahmood，1988年；Avraam和Payatakes，1995年；Persoff和Pruess，1995年）。
研究表明，稳态共注入实验与非稳态共注入实验在孔隙尺度上的动力学有所不同，非稳态实验中注入相的流动性更强（Spurin等人，2020年）。然而，实际操作中通常仍采用稳态共注入方法，并将所得结果均匀应用于整个流体羽流，而不考虑可能存在的不同动力学特性。同时，人们假设这些实验中测得的残余捕获能力可用于参数化相对渗透率和毛细压力本构函数中的滞后现象（Krevor等人，2015年）。必须明确共注入（两种流体同时注入）与单相注入（仅注入一种流体）之间的差异。虽然剔除岩心末端部分可以消除毛细末端效应引起的饱和度下降，但这种方法未能解释这些效应如何影响相对渗透率计算中的压力数据，可能导致饱和度-压力关系不准确。尽管对均匀砂岩样本的毛细末端效应进行了修正，但在非均匀砂岩和碳酸盐岩样本中效果不佳（Manoorkar等人，2021年；Wenck等人，2021年）。因此，异质性与毛细不连续性之间的联系仍未明确。多孔板或其他岩心可以减轻末端效应，但这种方法并未解决末端效应在压力数据中的作用问题，反而使得其他样本或多孔板的性质也被纳入了分析。
如果实验的限制条件或不同注入技术之间的差异未知，那么在现场尺度上使用实验数据将导致流体迁移和捕获的不确定性很大。由于在实际的地质储存操作中更可能采用单相注入方法，因此量化注入方法对流体位移动力学和残余捕获行为的影响至关重要。如果投入大量时间和精力进行岩心尺度实验以了解现场尺度上的流动特性，就必须确保这些实验能够真实反映更大规模的情况。本研究展示了共注入和单相注入实验之间的差异。实验使用了两种不同的流体组合：气体/水和油/水，以便对比传统框架（最初为石油工业开发）与地质储存应用所需的调整。
章节摘录
岩石
本研究中使用了直径5厘米、长度12厘米的圆柱形印第安纳州石灰岩样本。所有气体/水实验均使用同一样本，且样本的孔隙率沿岩心方向逐渐增加，如图1所示（印第安纳岩心1）。对于油/水实验，同样使用了该印第安纳岩心进行共注入实验；而单相注入实验则使用了另一块印第安纳岩心（图1中的印第安纳岩心2）。
排水和吸水后的岩心饱和度
图2(a–b)显示了气体实验排水结束和吸水结束时的岩心饱和度。共注入实验的结果绘制在(a)中，单相注入实验的结果绘制在(b)中。排水后的饱和度在单相注入实验中显著更高，而吸水后的饱和度在两种实验中相似。这表明单相注入过程中的排水和吸水差异更大。
结论
历史上，人们在代表性条件下测量储层岩石的相对渗透率和捕获效率方面投入了大量时间和精力。这些测量传统上采用稳态共注入方法，该方法旨在保持随时间恒定的饱和度剖面并最小化毛细末端效应。本研究表明，注入技术显著影响压力响应和捕获效果。
作者贡献声明
Catherine Spurin：撰写——审阅与编辑、初稿撰写、可视化、方法论设计、数据分析、概念化。Catherine Callas：撰写——审阅与编辑、初稿撰写、数据分析。Takeshi Kurotori：撰写——审阅与编辑、初稿撰写、方法论设计、数据分析。Hamdi A. Tchelepi：监督工作、资金获取。Sally M. Benson：撰写——审阅与编辑、初稿撰写、监督工作、概念化。
利益冲突声明
作者声明他们没有已知的财务利益或个人关系可能影响本文的研究结果。
致谢
本工作得到了GeoCquest联盟的支持。我们感谢CO2CRC的支持。
