En el contexto de la sinergia de la mejora de la reducción de la contaminación y las emisiones de carbono, la inyección de agua de producción de gas como carga sinérgica de la reducción de la contaminación y el desarrollo de la captura de carbono CO2 ofrece un camino importante para promover la reducción coordinada de la contaminación y el desarrollo de la captura geológica del CO2. La evolución del estado de almacenamiento del CO2 en los yacimientos de agua de producción inyectada afectará directamente a la eficiencia de la captura de CO2 y la seguridad a largo plazo. Estudiando los mecanismos de interacción CO2-agua de producción-roca, utilizando el software PHREEQC, hemos estudiado de manera sistemática el efecto de la presión de CO2, la mineralización del agua de producción, el tipo de roca del yacimiento y la temperatura de la formación en el estado de almacenamiento del CO2, el estado del CO2 disuelto y el CO2 libre, así como el mecanismo de acción. El análisis de la variación mineral del proceso de reacción y el cambio de la proporción de CO2 disuelto y CO2 libre mostró los principales factores de control del estado de almacenamiento del CO2 en los yacimientos de agua de producción. Los resultados mostraron que: ① la ortosa, la esmectita son los minerales principales que favorecen la reacción de mineralización del CO2, mientras que el ilita y la calcita son los principales minerales de carbono; ② la cantidad de CO2 mineralizado (designada CO2 disuelto) aumenta con la presión de CO2 y disminuye con la mineralización del agua de producción, en los sistemas arenosos la cantidad de CO2 mineralizado disminuye con la temperatura, mientras que en los sistemas carbonatados la cantidad de CO2 mineralizado disminuye con la temperatura primero, y luego aumenta; ③ en las condiciones de simulación, la variación de la presión de CO2 provocó una variación de la proporción de CO2 disuelto en los sistemas de arenisca y carbonatadas entre el 47 % y el 72%, la diferencia del tipo de roca para la variación de la proporción de CO2 disuelto varía entre el 10 % y el 45%, y la diferencia de mineralización del agua de producción y de temperatura de formación provocó una variación de la proporción de CO2 disuelto en los sistemas de arenisca entre el 2% y el 31% y entre el 3% y el 15% en los sistemas carbonatados. Los resultados de la investigación tienen una gran importancia para profundizar la comprensión de la evolución del estado de almacenamiento del CO2 y los factores de control, promover la inyección de agua de producción de gas como carga de reducción sinérgica de la contaminación y el carbono CO2 de la investigación teórica a la demostración en el campo。

Captura geológica del CO2; inyección de agua de producción de gas; sinergia de reducción de la contaminación y las emisiones de carbono; software PHREEQC; interacción CO2-agua-roca; estado de almacenamiento