Bezüglich der Sicherheitsprobleme beim geologischen Speicherungsvorgang von CO₂ in Block-fallen im nördlichen Su-Becken wurden unter umfassender Berücksichtigung der Verschließbarkeit von Verwerfungen, der Verschließbarkeit der Deckschicht und der Sicherheit des Bohrlochs sowie unter Einbeziehung theoretischer Berechnungen und Laborversuche die entsprechenden Sicherheitsgrenzen festgelegt. Im Hinblick auf die Verschließbarkeit von Verwerfungen wurde ein Modell für die Verwerfungsverbindungswahrscheinlichkeit erstellt; im Hinblick auf die Verschließbarkeit der Deckschicht wurde der kritische Druck durch experimentelle Tests bestimmt; hinsichtlich der Sicherheit der Bohrung wurden Standards für die CO₂-Injektion in alte Bohrungen entwickelt. Auf der Grundlage der Bestimmung der Sicherheitsgrenzen für Verwerfungen, Deckschicht und Bohrlochs wurde mithilfe numerischer Simulationstechniken eine geologische CO₂-Speichersimulation durchgeführt und die Speicherkapazität berechnet. Während der Simulation stoppt das Modell, wenn der Druckzustand in Verwerfungen, Deckschicht oder Bohrloch die Sicherheitsgrenzen erreicht. Durch die Berechnung der CO₂-Speichermenge im Simulationsmodell und die Analyse wichtiger Parameter wie das vom Speicherort eingenommene Porenvolumen wurde eine Berechnungsmethode für die geologische CO₂-Speicherkapazität in Block-Fallen des nördlichen Su entwickelt. Mit zwei Injektionsmethoden, kontinuierliche Gasinjektion und Drainageinjektion, wurde die geologische CO₂-Speicherkapazität eines Block-Falles im nördlichen Su berechnet. Die Ergebnisse zeigen, dass der Öffnungsdruck der Hauptkontrollverwerfung 42,9 bzw. 44,8 MPa beträgt, der Spitzendruck des Deckschichts bis zu 40,5 MPa erreicht, der Bruchdruck des Kasingrohrs 45 MPa beträgt und die Speicherfaktoren für kontinuierliche Gasinjektion und Drainageinjektion jeweils 0,04 und 0,03 t/m³ betragen. Beim Drainageinjektionsprozess führt das durch den Wasserentnahmebrunnen entnommene Formationwasser dazu, dass die Druckanstiegsrate langsamer ist als bei der kontinuierlichen Gasinjektion, was letztlich zu einer höheren CO₂-Speichermenge führt. Gleichzeitig führt die deutliche Vergrößerung des vom CO₂-Speicherort eingenommenen Porenvolumens bei der Drainageinjektion dazu, dass der Speicherfaktor für CO₂ tatsächlich kleiner ist als bei der kontinuierlichen Gasinjektion.

Geologische CO₂-Speicherung; Block-Fallen; Sicherheit; numerische Simulation; Speicherkapazität