군산 분지의 이산화탄소 지중저장 가능성 평가를 위한 시뮬레이션 연구 = Simulation Study for Evaluating the Feasibility of CO2 Geological Storage in the Gunsan Basin

국문 초록 (Abstract)

본 연구는 대한민국 서해 연안에 위치한 군산 분지 해상 심부 염수층을 대상으로 이산화탄소(CO2) 지중저장의 기술적 타당성과 장기 저장 안정성을 정량적으로 평가하였다. 국가 탄소중립 전략의 추진과 함께 대규모 탄소 포집 및 저장(Carbon Capture and Storage, CCS) 기술의 필요성이 증대됨에 따라, 충분한 주입성과 밀폐 능력을 갖춘 지질 저장소의 확보는 중요한 연구 과제로 인식되고 있다. 이에 본 연구에서는 산업 규모의 장기 CO2주입을 가정한 저류층 시뮬레이션을 수행하여 CO2플룸의 이동 거동, 공저압 변화 특성, 그리고 주요 트래핑 메커니즘을 종합적으로 분석하였다.
기준 시나리오에서는 4개의 주입정을 통해 연간 3.6Mt의 CO2를 20년간 주입하여 총 72Mt의 누적 주입량을 설정하였다. 주입 성능에 영향을 미치는 주요 인자의 영향을 정량적으로 평가하기 위해 투과도, 공극률, 경계조건, 주입 온도를 변수로 한 민감도 분석을 수행하였다. 분석 결과, 투과도와 경계조건이 CO2주입 가능성에 가장 영향을 끼치는 요인으로 확인되었다. 열린 경계조건(open boundary condition) 하에서는 투과도가 25md 이상인 경우, 공저압(bottom-hole pressure, BHP)이 최대 허용 공저압을 초과하지 않는 범위에서 목표 주입량을 안정적으로 달성할 수 있었다. 반면, 대수층 연결성에 대한 정보가 제한된 상황을 보수적으로 가정한 닫힌 경계조건(closed boundary condition)에서는, 안전한 압력 범위를 유지하기 위해 약 30md 이상의 투과도가 요구되는 것으로 나타났다.
CO2트래핑 거동 분석 결과, 주입 종료 이후 이동성 CO2는 시간 경과에 따라 점진적으로 잔류 트래핑 및 용해 트래핑으로 전환되는 경향을 보였으며, 이는 저장 안정성이 장기적으로 향상됨을 시사한다. 주입 온도는 공저압 거동 및 누적 주입량에 미치는 영향이 상대적으로 제한적인 것으로 나타났다. 다만, 주입 CO2의 온도가 저류층 온도에 비해 현저히 낮은 경우, 주입정 인근 및 밀봉층에서 국부적인 열 수축이 발생하여 열응력이 증가할 가능성이 있으므로, 주입 CO2와 지층 간 온도 차이를 약 30℃ 이내로 유지하는 것이 적절할 것으로 판단된다.
종합적으로 볼 때, 본 연구에서 설정한 지질학적 및 운전 조건 하에서 군산 분지 해상 염수층은 대규모 CO2 지중저장에 적합한 특성을 보유한 것으로 판단된다. 본 연구 결과는 저장소 적합성 평가 및 주입 전략 수립을 위한 정량적 근거를 제공하며, 향후 국내 CCS 실증 및 상용화 추진을 위한 기초 자료로 활용 가능할 것으로 판단된다.

목차 (Table of Contents)

• 1. Introduction 1
• 1.1. Background 1
• 1.2. Context and Motivation for Evaluating the Gunsan Basin as a Geological CO2 Storage Site 7
• 1.3. Research objectives 15
• 2. Reservoir Model Construction and Simulation Setup 17
• 2.1. Model Construction Overview 17
• 2.2. Rock and Fluid Properties 21
• 2.3. CO2 Injection Scenario Design 27
• 3. Reservoir Simulation Results (Base Case) 32
• 3.1. CO2 Plume Distribution and Migration 32
• 3.2. CO2 Trapping Mechanisms 37
• 3.3. Well Bottom-Hole Pressure and Injection Performance 41
• 4. Sensitivity Analyses and Case Studies 44
• 4.1. Permeability Sensitivity Analysis 44
• 4.2. Boundary-Condition Sensitivity Analysis 49
• 4.3. Case Studies 53
• 4.3.1. Case Study I: Combined Effects of Permeability, Porosity, and Boundary Condition 53
• 4.3.2. Case Study II: Additional Low-Permeability Conditions 61
• 5. Injectivity Analysis Under Varying Injection Temperatures 65
• 5.1. Model Setup for Temperature-Dependent Injection Analysis 65
• 5.2. Effects of Injection Temperature on Injectivity and Fluid Behavior 68
• 5.3. Determination of Wellhead Temperature and Pressure for Stable Injection 72
• 6. Conclusions and discussion 78
• Reference 82
• 요약(국문초록) 88