Inländische Ölfelder, die derzeit die CO₂-Flutungstechnologie anwenden, sind in der Regel Wasserflutungen gefolgt von CO₂-Einspritzungen. Die Veränderung der Reservoirgesteinsbedingungen aufgrund von langfristigen CO₂-Wasser-Gesteinsreaktionen ist zu einem der zu berücksichtigenden Probleme geworden. Um die kurze Reaktionszeit von CO₂-Wasser-Gesteinsreaktionen und die unklaren Auswirkungen von Umgebungsvariablen auf diese Reaktionen zu lösen, werden Hochtemperatur-Hochdruck-Reaktionsgefäße zur Simulation der Reservoirumgebung verwendet. Außerdem kommen hochleistungsfähige Rasterelektronenmikroskope und Röntgenbeugungsspektrometer zum Einsatz, um die Auswirkungen von CO₂-Wasser-Gesteinsreaktionen unter verschiedenen Umgebungsvariablen auf die Reservoirgesteinsbedingungen und die Mineralzusammensetzung sowie deren Wirkungsmechanismen zu untersuchen. Die Versuchsergebnisse zeigen, dass die Erosion von Feldspatmineralen und die Bildung von Tonmineralen nach CO₂-Wasser-Gesteinsreaktionen die Hauptfaktoren sind, die die Reservoirgesteinsbedingungen beeinflussen. Mit steigender Versuchstemperatur wird die Gesteins-Wasser-Reaktion verstärkt, Feldspate wie Kalifeldspat, Kalkstein und Natriumfeldspat lösen sich beschleunigt auf, der Anteil an Kaolin steigt und die Reservoirgesteineigenschaften verbessern sich. Bei steigendem Druck sinkt der pH-Wert der Lösung aufgrund der Lösung von großen Mengen CO₂, was die Umwandlung von Feldspaten wie Kalifeldspat und Natriumfeldspat in Tonmineralien wie Kaolin hemmt und die Gesamteigenschaften des Reservoirs verschlechtern. Mit zunehmender Reaktionszeit nimmt die Erosion von Feldspaten und Karbonatmineralen zu, die Massenkonzentrationen der Hauptionen wie Na⁺, K⁺ und Ca²⁺ steigen an, die Reservoirgesteineigenschaften verbessern sich und Gips wird gebildet. Innerhalb des Versuchsbereichs korreliert die Erosion von Mineralien infolge von CO₂-Wasser-Gesteinsreaktionen positiv mit Temperatur und Zeit und negativ mit Injektionsdruck. Schließlich zeigt die Berechnung der Versuchsergebnisse unter Verwendung der Kozeny-Carman-Gleichung, dass die Porenpermeabilität des Reservoirs im Versuchsbereich positiv mit der Temperatur und der Zeit und negativ mit dem CO₂-Einspritzdruck korreliert. Die Studie über die Auswirkungen von CO₂-Wasser-Gesteinsreaktionen unter verschiedenen Umgebungsbedingungen auf das Reservoir bietet Referenzpunkte für die Anwendung der CO₂-Flutung zur Erhöhung der Förderquote in Schieferölfeldern.

CCUS-EOR;CO₂ Flushing;Wasser-Gesteinsreaktion;Geologische Eigenschaften;Veränderungen in der Porenstruktur