Оцінка безпеки зберігання СО2 у виснажених нафтових та газових пластах

Євстахій Крижанівський, Едуард Кузьменко, Сергій Багрій*, Юрій Артишук

serhii.bahrii@nung.edu.ua

Отримано 27.11.2025, Доопрацьовано 13.05.2026, Прийнято 30.06.2026, Опубліковано 06.07.2026
Анотація

Актуальність дослідження зумовлена необхідністю безпечного геологічного зберігання вуглекислого газу в межах реалізації технологій уловлювання, транспортування та зберігання вуглецю (CCS/CCUS). Метою дослідження була оцінка безпеки зберігання СО₂ у виснажених нафтових та газових пластах і обґрунтування можливості використання методу природного імпульсного електромагнітного поля Землі (ПІЕМПЗ) для оперативного контролю пластового тиску та виявлення потенційних каналів міграції флюїдів. Методологія дослідження базувалася на аналізі результатів експериментальних геофізичних досліджень, виконаних на науковому полігоні Долинського нафтопромислового району західного регіону України, а також на застосуванні просторово-кореляційного аналізу для встановлення взаємозв’язків між параметрами ПІЕМПЗ та пластовим тиском. Виснажені родовища вуглеводнів розглядалися як перспективні об’єкти для довготривалої ізоляції СО₂ завдяки значній ємності, підтвердженій герметичності та наявній виробничій інфраструктурі. У результаті дослідження встановлено закономірний зв’язок між пластовим тиском і параметрами ПІЕМПЗ. Виявлено інверсійний характер залежності, за якого підвищення пластового тиску супроводжується зменшенням інтенсивності ПІЕМПЗ, тоді як його зниження призводить до зростання електромагнітної активності. Показано, що зміни інтенсивності ПІЕМПЗ пов’язані з процесами перерозподілу напружень у породному масиві. Встановлено анізотропний характер просторового розподілу аномалій ПІЕМПЗ, який відображає напрямки руху флюїдів і зони підвищеної проникності. Кореляційний аналіз підтвердив наявність взаємозв’язку між змінами природного електричного поля та пластовим тиском. Розроблено концептуальний підхід до організації системи геофізичного моніторингу об’єктів геологічного зберігання СО₂ на основі регулярних спостережень параметрів ПІЕМПЗ, що забезпечує раннє виявлення потенційних каналів міграції вуглеводнів та порушень герметичності сховища. Практична цінність отриманих результатів полягає у можливості їх використання фахівцями нафтогазової галузі, геоекології та геофізичного моніторингу для контролю стану підземних сховищ СО₂, оцінювання ризиків витоків і підвищення рівня екологічної та технологічної безпеки геологічного зберігання вуглецю

Ключові слова:
геологічне зберігання СО₂; виснажені газові родовища; пластовий тиск; природне імпульсне електромагнітне поле Землі; моніторинг; безпека сховищ; міграція флюїдів

Взято з Том 60, № 1, 2026

Сторінки 46–59

Використані джерела ЦИТУВАТИ
  1. Ahmed, A., Kamy, S., Delshad, M., & Hildebrand, L.M.A. (2025). A comprehensive review of CO₂ subsurface storage: Integrity, safety, and economic viability. Energy Geoscience, 6(3), article number 100441. doi: 10.1016/j.engeos.2025.100441.
  2. Ajayi, T., Gomes, J.S., & Bera, A. (2019). A review of CO₂ storage in geological formations emphasizing modeling, monitoring and capacity estimation approaches. Petroleum Science, 16(5), 1028-1063. doi: 10.1007/s12182-019-0340-8.
  3. Albertz, M., Stewart, S.A., & Goteti, R. (2023). Perspectives on geologic carbon storage. Frontiers in Energy Research, 10, article number 1071735. doi: 10.3389/fenrg.2022.1071735.
  4. Bachu, S. (2015). Review of CO₂ storage efficiency in deep saline aquifers. International Journal of Greenhouse Gas Control, 40, 188-202. doi: 10.1016/j.ijggc.2015.01.007.
  5. Bai, M., Zhang, Z., & Fu, X. (2016). A review on well integrity issues for CO₂ geological storage and enhanced gas recovery. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 59, 920-926. doi: 10.1016/j.rser.2016.01.043.
  6. Benson, S.M., & Cole, D.R. (2008). CO₂ sequestration in deep sedimentary formations. Elements, 4(5), 325-331. doi: 10.2113/GSELEMENTS.4.5.325.
  7. Deflandre, J.-P., Estublier, A., Baroni, A., Daniel, J.-M., & Adjémian, F. (2011). In Salah CO₂ injection modeling: A preliminary approach to predict short term reservoir behavior. Energy Procedia, 4, 3574-3581. doi: 10.1016/j.egypro.2011.02.286.
  8. Demchuk, Y., Shogenov, K., Shogenova, A., Merson, B., & Vincent, C.J. (2025). Geological and petrophysical properties of underground gas storage facilities in Ukraine and their potential for hydrogen and CO₂ storage. Sustainability, 17(6), article number 2400. doi: 10.3390/su17062400.
  9. Eigbe, P.A., Ajayi, O.O., Olakoyejo, O.T., Fadipe, O.L., Efe, S., & Adelaja, A.O. (2023). A general review of CO₂ sequestration in underground geological formations and assessment of depleted hydrocarbon reservoirs in the Niger Delta. Applied Energy, 350, article number 121723. doi: 10.1016/j.apenergy.2023.121723.
  10. Fawad, M., & Mondol, N.H. (2021). Monitoring geological storage of CO₂: A new approach. Scientific Reports, 11, article number 5942. doi: 10.1038/s41598-021-85346-8.
  11. Fedoriv, V., Bagriy, S., Piatkovska, I., Femyak, Y., & Trubenko, A. (2019). Petrophysical model for determining clay content of rocks based on integrated geophysical investigations. In 18th international conference on geoinformatics – theoretical and applied aspects. Bunnik: European Association of Geoscientists & Engineers. doi: 10.3997/2214-4609.201902116.
  12. Kuzmenko, E.D., Chepurnyi, I.V., Chepurna, T., & Bagriy, S.M. (2020). Subsidence and failures within the territory of Precarpathian salt fields and the possibility of their prediction. Scientific Bulletin of the National Mining University, 2, 5-10. doi: 10.33271/nvngu/2020-2/005.
  13. Massarweh, O., & Abushaikha, A.S. (2024). CO₂ sequestration in subsurface geological formations: A review of trapping mechanisms and monitoring techniques. Earth-Science Reviews, 253, article number 104793. doi: 10.1016/j.earscirev.2024.104793.
  14. Michael, K., Golab, A., Shulakova, V., Ennis-King, J., Allinson, G., Sharma, S., & Aiken, T. (2010). Geological storage of CO₂ in saline aquifers – a review of the experience from existing storage operations. International Journal of Greenhouse Gas Control, 4(4), 659-667. doi: 10.1016/j.ijggc.2009.12.011.
  15. Nguyen, V., Olayiwola, O., Guo, B., & Liu, N. (2023). Well cement degradation and wellbore integrity in geological CO₂ storages: A literature review. Petroleum & Petrochemical Engineering Journal, 5(3). doi: 10.23880/ppej-16000269.
  16. Nsiama, K.K., Yu, L., Wang, F., Kasongo Numbi, E., & Mustapha, A. (2024). Exhaustive review of CO₂ sequestration in depleted hydrocarbon reservoirs: Recent advances, challenges and future prospects. Energy & Fuels, 38(22), 21701-21734. doi: 10.1021/acs.energyfuels.4c03512.
  17. Rutqvist, J. (2012). The geomechanics of CO₂ storage in deep sedimentary formations. Geotechnical and Geological Engineering, 30, 525-551. doi: 10.1007/s10706-011-9491-0.
  18. Shah, M.S., Zendehboudi, S., Duan, X., Khan, F., & Heagle, D.J. (2026). Geological and technical foundations of offshore CO₂ storage in depleted reservoirs. ACS Omega, 11(11), 17013-17078. doi: 10.1021/acsomega.5c10510.
  19. Tang, W., Li, W., Lin, Z., Zhu, J., Zhou, S., Kuang, Y., & Zheng, Y. (2025). Geophysical monitoring technology and simulation in CO₂ geological storage: A comprehensive review. Gas Science and Engineering, 143, article number 205725. doi: 10.1016/j.jgsce.2025.205725.
  20. Wei, B., Wang, B., Li, X., Aishan, M., & Ju, Y. (2023). CO₂ storage in depleted oil and gas reservoirs: A review. Advances in Geo-Energy Research, 9(2), 76-93. doi: 10.46690/ager.2023.08.02.
  21. White, D. (2009). Monitoring CO₂ storage during EOR at the Weyburn-Midale Field. The Leading Edge, 28(7), 838-842. doi: 10.1190/1.3167786.
  22. Zhou, X., et al. (2024). Review of carbon dioxide utilization and sequestration in depleted oil reservoirs. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 202, article number 114646. doi: 10.1016/j.rser.2024.114646.
Kryzhanivskyi, Ye., Kuzmenko, E., Bahriy, S., & Artyshuk, Yu. (2026). Assessment of safety of CO₂ storage in depleted oil and gas reservoirs . Mining Journal of Kryvyi Rih National University, 60(1), 46-59. https://doi.org/10.31721/2306-5435-2026-1-46-59
uk