La evolución del penacho en el almacenamiento a largo plazo de CO₂ provoca cambios en la presión de los poros de la formación, que en casos graves puede conducir a la falla de la integridad de la capa de cobertura, existiendo riesgo de fuga. Actualmente, las investigaciones sobre las reglas de evolución del penacho de CO₂ y la integridad de la formación de almacenamiento y cobertura se basan en parámetros geológicos e ingenieriles individuales, faltando estudios sobre los factores que afectan la tasa de fuga de CO₂, la evolución del penacho y la integridad de la formación de almacenamiento y cobertura. Tomando como ejemplo el proyecto de almacenamiento en formaciones de agua salada terrestres de Ordos, y combinando parámetros geológicos ingenieriles reales, se estableció un modelo de análisis de la evolución del penacho y presión de la formación para el almacenamiento a largo plazo de CO₂. La saturación de gas CO₂, la tasa de fuga, la presión de poros y el criterio de Mohr-Coulomb se utilizaron como base para evaluar la evolución del penacho y la integridad de la formación de almacenamiento y cobertura. Se realizó un análisis de sensibilidad de parámetros de inyección y propiedades físico-químicas de la formación usando el método de variables controladas, esclareciendo los principales factores que afectan la evolución del penacho y la integridad de la formación. Los resultados muestran que los principales factores que afectan el rango de migración lateral y longitudinal del penacho son la tasa de inyección y la permeabilidad de la capa de cobertura, respectivamente. Una buena capa de cobertura con permeabilidad inferior a 0,01×10^-3 μm² puede prevenir eficazmente la migración longitudinal continua de CO₂. La permeabilidad de la formación afecta principalmente la velocidad de migración del penacho; una formación con permeabilidad relativa alta de 40×10^-3 μm² puede permitir que el penacho de CO₂ alcance un rango de migración estable en 15 años. El factor principal que afecta la fuga de CO₂ a lo largo de la capa de cobertura es la permeabilidad de ésta; una permeabilidad superior a 1,25×10^-3 μm² conduce a una tasa de fuga que supera el 1% estipulado por el Panel Intergubernamental sobre Cambio Climático (IPCC). Cuando la permeabilidad de la formación es inferior a 5×10^-3 μm² o la tasa de inyección es mayor a 30×10⁴ t/a, existe riesgo de daño a las rocas de la formación. La integridad de las formaciones de almacenamiento y cobertura es clave para garantizar la operación estable y a largo plazo de los proyectos de almacenamiento geológico. Una buena combinación de formaciones de almacenamiento y cobertura, junto con un plan de inyección adecuado, puede reducir la tasa de fuga a menos del 1% y disminuir la acumulación de presión en aproximadamente un 50%. Las conclusiones del estudio pueden proporcionar referencias para la selección del nivel objetivo y el diseño del plan de inyección para proyectos de almacenamiento geológico en China.

Almacenamiento geológico de CO₂; acumulación de presión; evolución del penacho; tasa de fuga; integridad de la formación de almacenamiento y cobertura