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Schieferölressourcen sind reichlich vorhanden, jedoch weisen die Reservoirs eine starke Heterogenität mit extrem niedriger Porosität und Permeabilität auf, und ihre Entwicklung ist herausfordernd. Die CO2-Injektionstechnologie ist entscheidend für die effiziente Entwicklung von Schieferöl. Wenn CO2 im Reservoir-Formationswasser gelöst wird, unterliegt es einer Reihe physikalischer und chemischer Reaktionen mit verschiedenen Gesteinsmineralien, die im Reservoir vorhanden sind. Diese Reaktionen verändern nicht nur die Reservoirumgebung, sondern führen auch zur Ausfällung, die die Entwicklung des Ölvorrats beeinflusst. In dieser Arbeit werden die Auswirkungen der Wasser–Gesteinsinteraktion auf die Kerndurchlässigkeit und Porosität während der CO2-Verschiebung untersucht, indem statische und dynamische Tests kombiniert werden. Die Ergebnisse zeigen, dass die Injektion von CO2 in den Kern zu Reaktionen zwischen CO2 und Gesteinsmineralien bei der Lösung im Formationswasser führt. Diese Reaktionen führen zur Bildung neuer Mineralien und zur Verstopfung von klastischen Partikeln, wodurch die Kerndurchlässigkeit verringert wird. Die Bildung feiner Risse durch Kohlensäurekorrosion führt jedoch zu einem Anstieg der Kerndurchlässigkeit. Die CO2–Wasser–Gesteinsreaktion wird signifikant von der PV-Zahl, dem Druck und der Temperatur beeinflusst. Mit steigernder injizierter PV-Zahl nimmt der Grad der Verstopfung der Porenkanäle allmählich zu. Mit steigendem Druck nimmt das Volumen der größeren Porenräume allmählich ab, was zu einem Anstieg des Verstopfungsgrads der Poren führt. Wenn der Druck jedoch 20 MPa überschreitet, wird der Grad der Kohlensäurelösung verstärkt, was zur Bildung kleiner Risse und einem Anstieg des Volumens kleiner Poren führt. Wenn die Temperatur den kritischen Punkt erreicht, nimmt der Grad der Verstopfung der Makroporen allmählich zu, und auch die Verstopfung der Mikroporen tritt auf, was schließlich zu einer Abnahme der Kerndurchlässigkeit führt.
Cao et al. (Thu,) haben diese Frage untersucht.