HRE28-01

会場:105

時間:5 月 25 日 09:00-09:30

わが国の環境エネルギー政策
Energy and Environmental Policy in Japan山地 憲治 1∗YAMAJI, Kenji1∗1
1

地球環境産業技術研究機構 理事・研究所長
Research Institute of Innovative Technology for the Earth2011 年 3 月の福島原子力事故以降、わが国の環境エネルギー政策は歴史的転換点に立っている。3E ＋ S を同時に達成するという基本目標は変わらないが、これからの原子力への依存の程度、2020 年以降の地球温暖化対策目標などの点で、現実に実行できる具体的な方策をめぐって議論が継続している状態である。
基本目標の実現に向けて、わが国の環境エネルギー政策においては政策の選択肢をできる限り広く維持することが重要である。原子力という選択肢を維持し、更なる省エネを進め、再生可能エネルギーを積極的に導入すると共にクリー
ンな化石燃料を安定的に利用する必要がある。ここでは、わが国の環境エネルギー政策としての CCS の重要性などについて講演する。

キーワード: エネルギー, 環境, 政策, CCS
Keywords: Energy, Environmental, Policy, CCS

1/1

HRE28-02

会場:105

時間:5 月 25 日 09:30-09:45

二酸化炭素分離・回収技術
CO2 capture technology
東井 隆行 1∗HIGASHII, Takayuki1∗
1
1

公益財団法人地球環境産業技術研究機構
Research Institute of Innovative Technology for the Earth

二酸化炭素の分離・回収、貯留（CCS）は、火力発電所や製鉄所など大規模な二酸化炭素（CO2）排出源から発生する
CO2 を分離・回収して地中に貯留する技術である。
CCS にかかる全コストの約 6 割を占める CO2 分離・回収コスト（分離・回収のための消費エネルギー量）の低減は、CCS に対する地域的、国際的な政策もしくは法制化とともに、CCS 実現のための極めて重要な取組みである。そのため、これまでに多くの企業や研究機関が、より低エネルギー消費で高効率な分離・回収技術やプロセスの開発に取り組んできた。さらに、CO2 発生源における排ガスの性状（発生量や規模、CO2 濃度、圧力など）や CCS のフルチェインでの輸送や貯留が取り扱う CO2 の要求品質等に対応できる最適な分離・回収技術が求められる。また、開発された技術やプロセスを大規模な実証試験に展開することにより、実用化における課題を抽出しその解決を図ることは、CCS を安全に安心して実施していくうえで重要な開発プロセスとなる。
現在、研究開発が盛んに行われている主な CO2 分離・回収技術は、吸収法、吸着法及び膜分離法である（Figure 1）。
吸収法とは、CO2 を可逆的に吸収し解離する吸収剤を用いる方法である。吸着法は、吸着剤を用いて吸脱着することで回収する。膜分離法は、特殊な膜を用い、基本的にはガスの圧力差を利用して CO2 を分離する。
我々は、吸収法のうち化学吸収法及び革新的吸着剤としての固体吸収材、さらに膜分離法が、前述の条件を満たす有望な技術として、精力的に研究開発に取り組んできた。
化学吸収法は、ガス中の CO2 を、化学的に結合する吸収液に吸収させた後、加熱等で解離させることで CO2 を吸収液から分離し、回収する技術であり、常圧で大規模に発生するガスからの CO2 分離に適している。我々は、2004 年から、製鉄所の高炉ガスを対象として、化学吸収法における最大の課題である CO2 回収時の消費熱エネルギーを低減するための高性能な吸収液の開発に取組んでいる。
化学吸収法自体は、化学産業・石油化学工業における CO2 の分離、精製プロセスを起源として長年に亘り利用され技術が蓄積されてきており、現時点では最も実現性のある技術である。そのため、世界主要各地に実証試験センターが存在し、大規模な実証試験が行われている。しかしながら、化学吸収法のみでは、CCS の本格実施時期において満足のいく CO2 分離・回収コストの削減が実現できるとは必ずしも言えない。
そこで、我々は、石炭火力発電所からの排ガスを対象とした化学吸収法における消費熱エネルギーの低減手法を抜本的に見直した、固体吸収材の研究開発に取り組んでいる。これは、化学吸収液の成分を多孔質支持体に担持させた固体複合材料であり、水溶液として用いる化学吸収液とは異なり余分な水が存在せず、CO2 解離に伴う蒸気エネルギーの損
失がほぼ無視できるため CO2 分離回収エネルギーを低減可能である。
我々はさらに、次世代高効率発電システムである IGCC 火力発電等の高圧ガスから、分離膜を用いて低コストで CO2を分離・回収する技術開発に取り組み、CO2 分離・回収コスト 1,500 円/t- CO2 を目標に分子ゲート機能を有する革新的な CO2 分離膜、膜モジュールおよび膜分離システムを開発中である。
今後は、CO2 分離・回収コストの低減に向け、現在開発中の分離・回収技術を早期に確立するとともに、実用化検討を進めてその信頼性を高め、CCS の実現に貢献していく。
キーワード: CCS, CCUS, 二酸化炭素, 分離, 回収
Keywords: CCS, CCUS, Carbon dioxide, Capture

1/2

HRE28-02

会場:105

時間:5 月 25 日 09:30-09:45

2/2

HRE28-03

会場:105

時間:5 月 25 日 09:45-10:00

火力発電所における炭酸ガス分離回収技術
CO2 Recovery Technology from Power Plants
辻内 達也 1∗ ; 登里 朋来 1 ; 遠藤 崇彦 1 ; 大石 剛司 1
TSUJIUCHI, Tatsuya1∗ ; NOBORISATO, Tomoki1 ; ENDO, Takahiko1 ; OISHI, Tsuyoshi1
1
1

三菱重工業株式会社
Mitsubishi Heavy Industries, Ltd.

It is now widely agreed that capturing CO2 from flue gases and the subsequent injection into geological formations can significantly contribute to reducing CO2 emissions, the principal greenhouse gas. As well as having benefits in terms of reducing CO2
emissions into the atmosphere, the deployment of Carbon Capture and Storage (CCS) can also allow nations around the world
to continue using important domestic fossil fuels, such as coal, in an economic and environmentally sustainably way. Among
the CCS technology, Enhanced Oil Recovery (EOR) utilizing anthropogenic CO2 is believed to be an effective use of CO2 . Forcommercialization of CCS and EOR, scale-up of equipment and energy reduction for CO2 capture and compression are essentialconsiderations.
Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. (MHI) has developed a high efficiency chemical solvent process to capture CO2 from theflue gas, the KM CDR Process, in collaboration with Kansai Electric Power Co., Inc. Since 1990 MHI has continued R&D
programs of CO2 capture technologies using laboratory research and the CO2 recovery pilot plant at Nanko Power Station. As
a result, the KM CDR process has been applied to eleven (11) commercial CO2 capture plants for natural gas-fired boilers or
heavy oil-fired boilers and all of these plants are now in commercial operations.
MHI has also focused on carbon capture technologies for coal fired power plants since 1999, performing numerous test programs for plant performance, optimization, and evaluation of flue gas impurities and their impact at the 1 tonne per day pilot test
facility at MHI’s R&D center in Hiroshima, Japan. MHI also completed several test programs capturing CO2 utilizing the 10
tonnes per day slip stream test facility from the flue gas of a commercial 500MW coal fired power plant in Matsushima, Japan
in 2006. Based on these R&D commercial experiences and scale-up studies, Southern Company Services, Inc. and MHI successfully started the world’s first full chain anthropogenic carbon capture and sequestration (CCS) project applied to a coal-fired
power plant. The plant, with a CO2 capture capacity of 500 tonnes per day, began operation in June 2011 at Alabama Power
Company’s James M. Barry Electric Generating Plant, and 100,000 tonnes of CO2 has been successfully injected into a geologic
structure, the Citronelle Dome, as part of the Department of Energy (DOE) funded Southeast Regional Carbon Sequestration
Partnership (SECARB) phase-III ”Anthropogenic Test”.
In July 2014, MHI received an order for the world’s largest post-combustion CO2 capture plant (with a CO2 capture capacityof 4,776 tonnes per day) from an enhanced oil recovery (EOR) project mainly promoted by NRG Energy Inc. and JX Nippon
Oil & Gas Exploration Corporation. Captured CO2 will be utilized for EOR at mature oil fields in the Gulf Coast region in U.S..
The operation will be started in 4th quarter, 2016 and it is expected that oil production will be enhanced from 500 barrels/day
to approx. 15,000 barrels/day. Furthermore, 1.4 million metric tons of greenhouse gas will be used annually or injection into
geological formations.
This presentation will introduce MHI’s CO2 capture technologies and the current activities including the results of the CO2
capture and storage demonstration test.
キーワード: CO2 回収貯留, 炭酸ガス, 分離, KS-1 吸収液, KM CDR Process
Keywords: CCUS, CO2, Capture, KS-1, KM CDR Process

1/2

HRE28-03

会場:105

時間:5 月 25 日 09:45-10:00

2/2

HRE28-04

会場:105

時間:5 月 25 日 10:00-10:15

地中貯留二酸化炭素の地下常在微生物による電気化学的メタン変換研究
Bioelectrochemical Conversion of geologically sequestered Carbon Dioxide into Methaneby using Indigenous Microorganisms
前田 治男 1∗ ; 五十嵐 雅之 1 ; 福島 直哉 2 ; 小林 肇 2 ; 佐藤 光三 2
MAEDA, Haruo1∗ ; IKARASHI, Masayuki1 ; FUKUSHIMA, Naoya2 ; KOBAYASHI, Hajimer2 ; SATO, Kozo2
1
1

国際石油開発帝石株式会社, 2 東京大学 大学院
INPEX Corporation, 2 The University of Tokyo

工学研究科[1] 緒言地球温暖化に代表されるグローバルな環境問題と石油、天然ガスなどの化石燃料をベースとしたエネルギー資源の枯渇は解決すべき喫緊の課題となっている。近年、地球温暖化の対策として CCS（二酸化炭素地中貯留）技術が有効な手法として各国で実施あるいは計画されている。しかし、CO2 を地中貯留しただけでは、貯留された CO2 は炭素循環の環に加わっておらず、持続可能な社会の実現には、この炭素循環の不均衡化を是正する必要がある。その不均衡を解消するためのアプローチとして持続型炭素循環システムの開発に、国際石油開発帝石と東京大学は産学連携共同研究という形で平成 23 年度より取り組んでいる。
当該研究においては、CCS により地中に隔離された CO2 を微生物反応によりメタンに変換し、有用資源として利用する技術の構築を目指している。当該メタン変換反応には地下常在の水素資化性メタン生成菌ならびに電子放出菌が関与していることが、最近の我々の研究により明らかとなっている。このシステムにおいてはメタン生成菌が反応装置の電極から電子を、地下水から陽子（プロトン）を受け取り、水に溶解している CO2 をメタンへと還元する。CO2 のメタン変換に必要な電力には、風力、太陽光発電等の CO2 を排出することのない再生可能エネルギー源を利用する。本報告では、メタン生成菌に水素を供給する方法として、電気化学的な水素還元力利用の可能性につき、実油田の微生物を利用した実験をもとに得られた最新結果につき紹介する。
[2] 実験
電気化学的微生物メタン生成の反応プロセスにおいては、地下に常在している水素資化性メタン生成古細菌が CO2 をメタンに変換する際に、水素（H2 ）を直接利用する代わりに油層水、地下水等をソースとするプロトン（H+ ）および反応系に印加された電流から得られる電子（e− ）を利用することを想定している。評価実験に利用した微生物電気化学的メタン生成リアクター装置は容量 250ml のガラス瓶を使い、4 ｘ 10cm のカーボンクロスをアノード、カソード電極として設置したうえで電極間にはセパレータを設置している。リアクターボトル内には秋田県八橋油田（油層深度：1293 ｍ〜1436 ｍ、油層温度：40〜82 ℃）の坑井から嫌気条件で採取したメタン生成菌等含む古細菌群ならびに各種細菌群の存在が確認されている油層水を培養液として添加し、ヘッドスペースガスとして 80 ％窒素 20 ％ CO2 の混合ガスを封入し55 ℃で嫌気培養を行った。 系内に直流電源装置により電極に 0.75 ボルトの電圧を加えた場合と、同じ系で電圧を加えない場合のメタン生成状況を定期的に観測した。また印加電圧を 0.4、0.5、0.6、0.7、0.8 ボルトに設定したうえで、同様にメタン生成速度および電流-メタン変換効率を経時的に測定した。
[3] 結果0.75 ボルト電圧印加した場合とまったく印加しない場合のメタン生成量（mmol）を観測した。その結果、電圧非印加実験においてはメタンの生成は見られず、一方、電圧印加したケースでは、ほぼ定レートのメタン生成がみられており、当該生成速度は 386mmol/day.m2 と算定された。また、電流-メタン変換効率もほぼ 100 ％と高い値を示した。一方、印加電圧を変えた実験では電圧が 0.4 から 0.8 ボルトに増加するにつれて、メタン生成速度は 84 mmol/day.m2 から、最大1103 mmol/day.m2 まで上昇した。 また、電流-メタン変換効率は、すべての印加電圧で 90 ％を超えており、非常に高い
電流-メタン変換効率となっている。
さらに、電気化学的微生物メタン生成反応に関与している微生物を調査すべく、当該リアクター試験のカソード電極に付着している微生物群（古細菌および細菌）を同定解析した結果、古細菌は水素資化性メタン生成菌である Methanothermobacter、細菌は電子放出菌である Thermincola が優占化していることが明らかとなった。
一方で、Methanothermobacter 単菌のみの電気化学的メタン生成実験を実施したところ、メタン生成速度は 80 mmol/day.m2 、
電流-メタン変換効率は 20 ％以下と低い値を示した。
現在までの実験結果から、八橋油田由来の微生物群による電気化学的メタン生成反応については、水素資化性メタン生成菌が電子放出細菌を介し、間接的に電子を受容してメタンを生成していることが示唆されている。
我々の研究成果により、油田微生物を利用した二酸化炭素の電気化学的メタン変換の可能性が、初めて示唆されることとなった。

1/2

HRE28-04

会場:105

時間:5 月 25 日 10:00-10:15

キーワード: 二酸化炭素地中貯留, 電気化学的メタン変換, メタン生成菌, 電子放出菌, 炭素循環
Keywords: Carbon dioxide Capture and Storage, electromethanogenesis, methanogen, exoelectrogen, carbon cycle

2/2

HRE28-05

会場:105

時間:5 月 25 日 10:15-10:30

微生物を活用した CCUS 技術開発の動向：油層における CO2 再資源化技術 F/S から見えたジオバイオリアクター実現性についての課題
Trend in the development of microbial technology in CCUS: a bottleneck in the realization of geo-bioreactors
中村 孝道 1∗ ; 佐藤 朋之 2 ; 川村 太郎 2
NAKAMURA, Takamichi1∗ ; SATO, Tomoyuki2 ; KAWAMURA, Taro2
11

地球環境産業技術研究機構 CO2 貯留, 2 中外テクノス株式会社
RITE, CO2 storage research group, 2 Chugai-technos, Tsukuba-bio

つくばバイオCarbon dioxide capture and storage (CCS) is the primary technological option to reduce CO2 emission into the atmosphere.
Furthermore, carbon capture, utilization, and storage (CCUS) has recently become widely recognized as a CO2 reduction measure. CO2 -enhanced oil recovery (EOR) is profitable owing to oil production and is considered a major CCUS technology. It also
provides economic incentives for CO2 utilization. An ecologically sustainable energy production system using CO2 -EOR thatyields additional economic incentives has been proposed. The proposed system uses the microbial conversion of injected CO2
into methane in oil reservoirs1) . It is expected that oil reservoirs have applications as geo-bioreactors and can be used as microbial
energy production systems in subsurface environments (Fig.1)2,3) . In this process, hydrogen that is required for methanogenesis
supplies by degradation of hydrocarbons via thermophilic fermentative bacteria in oil reservoirs. However, in situ methanogenesis after injections of CO2 has also been demonstrated2,4) ; the thermodynamic process that results in anaerobic hydrogenesis
from hydrocarbons such as hexadecane in oil reservoirs is unlikely to occur5) . There is a major problem associated with maintaining a stable supply of hydrogen for methanogenesis in oil reservoirs. A solution for this issue will be a breakthrough in
geo-bioreactor technology.
To date, feasibility studies of the bioconversion of CO2 to methane in domestic and foreign oil fields based on laboratory
tests have been carried out. 16S rRNA survey of DNA extracted from production water confirmed the existence of thermophilic hydrogenotrophic methanogens such as Methanothermobacter spp., mesophilic hydrogenotrophic methanogens suchas Methanoculleus spp. and Methanofollis sp., and thermophilic hydrogen-producing fermentative bacteria such as Thermotogasp., Thermoanaerobacter spp. Thermodesulfobacterium spp., and Desulfotomaculum sp. in oil reservoirs. Laboratory gas production tests under high-temperature and high-pressure conditions were performed. Using Methanothermobacter sp., Thermotogasp., or Thermoanaerobacter sp. as model microbes, methane and hydrogen production under reservoir conditions was observed.
These results demonstrated the potential for microbial conversion of injected CO2 into methane in oil reservoirs, and highlighted some difficulties in the realization of geo-bioreactors. The number of microbes in oil reservoirs is low; generally, theirdensity is less than 104 cells per ml of reservoir brine. In particular, hydrogen-producing fermentative bacteria were not highly
represented in the oil reservoir microbial community. A stable supply of hydrogen would be difficult to achieve using thesemicrobes. With respect to biomass, few microbes were available to activate microbial reactions. The shortage of microbes insubsurface environments is one of the bottlenecks in the realization of geo-bioreactors. To remove this bottleneck and establish
geo-bioreactor technology, the development of effective microbial growth controls and environmental improvements suitable formicrobial activity in subsurface environments is essential.
References,
1) Kano et al. 2009. J. Jpn. Petrol. Inst. 52, 297-306.
2) Nakamura et al. 2013. Asia Biohydrogen and Bioenergy 2013. Abstracts, O.S.1-2-3.
3) Nakamura T. 2015. Seibutu-kougaku. 93, in press.
4) Kawaguchi et al. 2010. J. Biosci. Bioeng. 110, 106-108.
5) Dolfing et al. 2008. ISME J. 2, 442-452.

キーワード: CO2 再資源化, ジオバイオリアクター, 油層
Keywords: bioconversion of CO2 to methane, geo-bioreactor, oil reservoir

1/2

HRE28-05

会場:105

時間:5 月 25 日 10:15-10:30

2/2

HRE28-06

会場:105

時間:5 月 25 日 10:30-10:45

CO2 地中貯留が及ぼす枯渇油田の微生物生態系への影響
Influence of carbon capture and storage on the microbial ecosystem in a depleted oil
reservoir
眞弓 大介 1∗ ; 坂田 将 1 ; 前田 治男 2 ; 宮川 喜洋 2 ; 五十嵐 雅之 2 ; 玉木 秀幸 1 ; 竹内 美緒 1 ;鎌形 洋一 1MAYUMI, Daisuke1∗ ; SAKATA, Susumu1 ; MAEDA, Haruo2 ; MIYAGAWA, Yoshihiro2 ; IKARASHI, Masayuki2 ;TAMAKI, Hideyuki1 ; TAKEUCHI, Mio1 ; KAMAGATA, Yoichi1
1
1

産業技術総合研究所, 2 国際石油開発帝石株式会社
National Institute of Advanced Industrial Science and Technology, 2 INPEX Corporation【目的】枯渇油田は CO2 回収・貯留（CCS）技術の利用サイトとして、CO2 の貯留能力や安全性、コスト面など多方面からその実用性が検討されてきた。一方で、世界中の油田にはメタン生成を伴う原油分解を主な活動とする微生物生態系が広く分布している。しかし、CO2 地中貯留による CO2 濃度の増加が枯渇油田の微生物群集やメタン生成活動にどのような影響を及ぼすかは不明である。そこで今回、我々は深部地下油層環境を模擬する高温高圧培養実験を行い、油層環境のメタン生成に及ぼす CO2 濃度の影響を調査した。
【方法】秋田県八橋油田から採取した油層水と原油のみを用いて、現場と同じ温度・圧力条件（55 ℃・5MPa）に設定した培養実験（CO2 非圧入系）と、現場と同じ温度・圧力条件で CO2 を圧入した CO2 地中貯留環境を模擬する培養実
験（CO2 圧入系）を行った。また、安定同位体トレーサー実験とクローンライブラリー法や qPCR 法による微生物群集
構造解析を通じてメタン生成経路を調査した。
【結果】高温高圧培養実験の結果、CO2 圧入系と CO2 非圧入系の双方で油層水に元々含まれる酢酸の減少に伴い、メタンの生成が確認された。さらに、安定同位体トレーサー実験や微生物群集構造解析により、それぞれの培養系で酢酸からメタンが生成する反応経路を調査した結果、現場油層環境を模擬する CO2 非圧入系では酢酸酸化-水素資化性メタン生
成経路であったのに対し、CO2 地中貯留環境を模擬する CO2 圧入系では酢酸資化性メタン生成経路へと劇的に変化した。
【考察】本研究は、枯渇油田の微生物生態系が CO2 濃度に対して高い頑健性を保ちつつ、CO2 濃度に応じて有利なメタン生成経路を選択する柔軟性を有することを示している。

キーワード: CO2 地中貯留, 枯渇油田, 微生物生態系, メタン生成
Keywords: Carbon capture and storage, Depleted oil reservoir, Microbial ecosystems, Methane production

1/1

HRE28-07

会場:105

時間:5 月 25 日 11:00-11:15

含泥率の三次元モデル構築の試み：長岡 CO2 圧入実証試験サイトの例
An attempt of geostatistical modeling for spatial mud content: a case study of the Nagaoka
pilot site, Japan伊藤 拓馬 1∗ ; 中島 祟裕 1 ; 千代延 俊 2 ; 薛 自求 1
ITO, Takuma1∗ ; NAKAJIMA, Takahiro1 ; CHIYONOBU, Shun2 ; XUE, Ziqiu1
11

公益財団法人地球環境産業技術研究機構, 2 秋田大学国際資源学部
Research Institute of Innovative Technology for the Earth, 2 Faculty of International Resource Sciences, Akita University

The geological storage of carbon dioxide is considered one of the technologies for mitigation of greenhouse gas emissions.
The storage of CO2 in saline aquifers is the most favorable option. The reservoir characterization such as lithology, petrophysicalproperties and geological modeling is important for assessing laterally and vertically reservoir heterogeneity, which affects on
CO2 behavior inside the reservoir rock. It is known that reservoir heterogeneity of lithology has effects on CO2 behavior.
Therefore, detailed reservoir characterization is essential to estimate the CO2 behavior for a long-time scale and storage capacity.
Here we present 1) depositional environments, and 2) lithologic model in terms of mud content using geostatical modelingtechnique under the sequence stratigraphic framework as a case study of the Nagaoka pilot site.
The CO2 reservoir is interpreted as deltaic or coastal plain deposits characterized by upward-shallowing successions from shelf
to shoreface environments. It is known that sedimentary facies agrees with mud content in shallow depositional environments(e.g., Ishihara et al., 2013). At the Nagaoka pilot site, the sediment core analysis indicates that mud content is available for theclassification of the depositional environments; mud content in outer shelf is 62.0 % in average, that in inner shelf is 33.7 % in
average, and that in shoreface is 20.4 %, respectively. This fact implies that spatial mud content distribution can be regarded as alihtologic model. The lithologic model estimated by geostatistical modeling technique indicates the heterogeneity of mud content
distribution. This lithologic model is reasonable for explaining the geophysical monitoring results showing the heterogeneity of
CO2 distribution inside the reservoir rock. This result indicates that the lithologic model in terms of mud content is a useful for
prediction and estimation of the injected CO2 distribution.
キーワード: CO2 地中貯留, 含泥率, 地球統計学, 堆積学, 長岡
Keywords: CO2 geological storage, Mud content, Geostatistics, Sedimentology, Nagaoka

1/1

HRE28-08

会場:105

時間:5 月 25 日 11:15-11:30

CO2 分布に対する地層不均質性の効果：長岡サイト CO2 貯留層中の数値シミュレーション
Effects of heterogeneity on the distribution of CO 2: Numerical simulation in a CO 2
storage reservoir at Nagaoka
中島 崇裕 1∗ ; 伊藤 拓馬 1 ; 薛 自求 1 ; 千代延 俊 2
NAKAJIMA, Takahiro1∗ ; ITO, Takuma1 ; XUE, Ziqiu1 ; CHIYONOBU, Shun211（公財）地球環境産業技術研究機構, 2 秋田大学国際資源学部
Research Institute of Innovative Technology for the Earth, 2 Department of Earth Resource Science, Akita University

This paper discusses heterogeneity of petrophysical properties in the reservoir for geological carbon dioxide (CO2 ) storageat Nagaoka pilot site in Japan. Detailed site characterization is critical for successful geological storage of CO2 . Not only the
traditional site characterization techniques, but also the injection and monitoring data can be used for the geological modelingwith heterogeneity. In this study, we carried out numerical simulations using reservoir models with heterogeneity, and compared
the results to investigate effects of heterogeneity in the reservoir.
Nagaoka pilot-scale CO2 injection site was used in this study. Nagaoka project was undertaken in order to verify an ability of
CO2 injection into Japanese formation. CO2 was injected into a thin permeable zone at a depth of 1100m, and the total amountof injected CO2 was 10.4 k-tons. Bottom-hole pressure, time-lapse well loggings and cross-well seismic tomography were conducted as the monitoring of injected CO2 .
For the modeling of the reservoir at this site, the method presented by Ito et al. (2015) was used; constructed a profile of thereservoir using seismic results, and generated horizontal distribution of petropysical properties by applying Random function
Gaussian Simulation. It is worth to note that the feature along N-S direction had reported at this site (Chiyonobu et al., 2013).
The derived models showed that the high porosity and permeability area located in the eastern part of the reservoir.
For the reservoir simulation, hydrological properties for the multiphase flow are also important. We measured capillary pressure function using mercury injection tests. The measurements indicated that the functions in sandy and shaly rocks weredifferent. For the relative permeability function, we referred the results reported by Ohtake (2013), and approximated to van
Genchten function. We did not assume hysteretic functions in this study.
We made simulation using the reconstructed models and TOUGH2 simulator. For the history matching, bottom-hole pressure
and CO2 saturation data were used. Several absolute permeability models were tested manually in order to find the best match
between the monitoring data and the reservoir simulation. We could find a geological model reasonably matched to the monitoring data. The result of CO2 distribution was also consistent with the observed velocity anomalies by the cross-well tomography.
The numerical results revealed the migration of CO2 plume to up-dip direction. This explained the behavior of CO2 distribution
observed by the wire-line logging very well.
During the history matching, sensitivity analysis of the model was conducted. The results suggested that anisotropy of thepermeability was essential to explain the monitored CO2 behaviors. This anisotropy could be created during the depositional
process of the reservoir. It should be noted that not only the permeability distribution, but the properties depending on facies
were also important to the matching.
This work was supported by Ministry of Economy, Trade and Industry of Japan under the research contract ”Development of
Safety Assessment Technology for Carbon Dioxide Capture and Storage”.
キーワード: CO2 地中貯留, 長岡サイト, 多相流, 不均質
Keywords: CO2 geological storage, Nagaoka site, multiphase flow, heterogeneity

1/1

HRE28-09

会場:105

時間:5 月 25 日 11:30-11:45

互層中に圧入された CO2 の長期挙動に関する層内部構造及び岩石物性の感度解析
Sensitivity Analysis of internal structure and rock properties on Long-term Behavior of
CO2 Injected into Multi Layers
加野 友紀 1∗ ; 石戸 経士 1 ; 徂徠 正夫 1
KANO, Yuki1∗ ; ISHIDO, Tsuneo1 ; SORAI, Masao1
1
1

産業技術総合研究所 地圏資源環境研究部門
Institute for Geo-Resources and Environment, AIST

CO2 地中貯留において我が国に広く分布する砂泥互層のように高浸透率層と低浸透率層が鉛直方向に交互に分布する
場合、CO2 には複層によるトラッピング効果及び溶解・残留ガストラッピングメカニズムが働くことが期待される。一般に堆積岩については水平方向と鉛直方向で浸透率に異方性を与えることが多いが、実際の地層においては更に細層の互層構造を有する、または泥岩に砂岩脈が貫入していることによってそのような異方性が生じている場合があるものと考えられる。これらの層内部構造の差異は、平均浸透率は同等であっても CO2 の長期挙動に影響を及ぼす可能性がある。
本研究では泥勝ち層と砂勝ち層の互層系において、各層の内部構造及び岩石物性が圧入 CO2 の長期挙動にどのように影響するかを数値シミュレーションにより検討した。
シミュレーションで使用した放射流モデルは水平方向に 20 km、鉛直方向に 1.4 km の領域を対象とし、上端には水深200 m の海底を想定して温度 10 ℃、圧力 2.0 MPa の条件を設定した。最上部の 300 m には未固結堆積物が分布し、その下に層厚 120 m の泥勝ち層と砂勝ち層が交互に計 8 層分布する（この 960 m にわたる互層部分の鉛直方向のグリッド分
割は 10 m とした）。最下部の 100 m は基盤岩とした。各砂勝ち層の浸透率は鉛直・水平方向に 10/100 mD、泥勝ち層は1/10 mD と 0.1/1 mD の 2 つの場合を検討した。各砂勝ち層と泥勝ち層のモデルとして、1) 120 m 厚の一様媒質を基本として、2) 等方性浸透率を有する 30 m 厚の砂岩層・泥岩層各 2 枚から成る 細分互層モデル 、3) 等方性浸透率を有する
10 m 厚の砂岩層・泥岩層各 6 枚から成る 細分互層モデル 、4) 120 m 厚の不透水マトリクスに砂岩脈の入ったダブルポ
ロシティ（MINC）モデルの 3 つのバリエーションを考えた。2) と 3) の 細分互層モデル では、砂岩層と泥岩層の浸透率をそれらの調和平均および算術平均が（砂勝ち層もしくは泥勝ち層の）それぞれ鉛直方向および水平方向の浸透率になるよう設定した。
毛管圧は van Genuchten 型とし、スレッショルド圧 Pth は実験から得られた関係を用いて鉛直浸透率 kz の関数として与えた。この関数には粒子サイズが均質な焼結体と不均質な実岩石の各系から得られた 2 つを使用した。また、主に CO2を貯留する砂岩層における相対浸透率ヒステリシスの有無についてもケース分けを行った。水及び CO2 の相対浸透率の関数はヒステリシスを除き全層共通とし、それぞれ van Genuchten 型及び Corey 型で表されるものとした。CO2 は深度940 m から 1,060 m 間の砂勝ち層に年間 100 万トンのレートで 50 年間圧入されるものとした。
以上のモデルにより 4 × 2 × 2 × 2 = 32 ケースの感度解析として圧入期間の 50 年間及びその後 1000 年間におけるCO2 プルームの広がりや地層水への溶解量等に関するシミュレーションを行った。計算には、汎用貯留層シミュレータ
STAR と状態方程式 SQSCO2 を用いている。
シミュレーションの結果、泥勝ち層の kz = 1 mD、実岩石系スレッショルド圧のケースでは、1) の 120 m 厚一様媒質の場合、1000 年後には CO2 が深度 640 m まで上昇したが、2) 30 m 厚と 3)10 m 厚の 細分互層モデル の場合は複層によるトラッピング効果がより顕著になり圧入砂勝ち層上部での圧力上昇が緩和され、圧入停止後の泥勝ち層への CO2
上昇は限られたものとなった。また、4) の MINC モデルの場合は、高浸透性、低スレッショルド圧の砂岩脈中を圧入停
止後も CO2 の上昇が続く。ただし深度 700 m から 360 m の間で温度圧力条件から液相に転じることで上昇が抑制され、1000 年後においては深度 120 m までの上昇となった。このように 120 m 厚の砂勝ち層、泥勝ち層の平均浸透率が同等であっても、その内部構造によって CO2 の長期挙動には大きな違いが見られる結果となった。
また、焼結体系のスレッショルド圧（kz = 1 mD で Pth = 377 kPa）を用いると 120 m 一様媒質の場合でも圧入停止後の CO2 上昇は著しく抑制されることや、特に 細分互層構造 では相対浸透率ヒステリシスの効果は比較的小さいことなどが明らかになった。
本研究は、経済産業省からの委託研究「二酸化炭素回収・貯蔵安全性評価技術開発事業（弾性波探査を補完する CO2
挙動評価技術の開発）」の一部として実施した。
キーワード: CO2 地中貯留, 塩水帯水層, 互層構造, 異方性, 数値シミュレーション
Keywords: geological CO2 storage, saline aquifer, multi layers, anisotropy, numerical simulations

1/1

HRE28-10

会場:105

時間:5 月 25 日 11:45-12:00

弾性波速度および岩石歪による多孔質砂岩中の CO2 挙動モニタリング
Prediction of the fingering CO2 flow in homogeneous and porous sandstone
北村 圭吾 1∗ ; Christensen Kenneth T.2 ; 西澤 修 3 ; 伊藤 拓馬 3 ; Finley Robert J.4
KITAMURA, Keigo1∗ ; CHRISTENSEN, Kenneth T.2 ; NISHIZAWA, Osamu3 ; ITO, Takuma3 ; FINLEY, Robert J.4
1
九州大学 カーボンニュートラル・エネルギー国際研究所, 2 ノートルダム大学, 3 地球環境産業技術研究機構, 4 イリノ
イ州地質調査所
1
WPI-I2CNER, Kyushu University, 2 University of Notre Dame, 3 Research Institute of Innovative Technology for the Earth,4
Illinois state Geological Survey

CO2 flow mechanisms in porous geological materials are essential to understanding CO2 behavior in CCS reservoirs. Recently,
computer simulations based on Lattice Boltzmann method (LBM) illustrated characteristic fingering-flow patterns associatedwith invading CO2 displacing the resident brine in porous materials. These studies also indicated that these fingering flow
patterns are strongly controlled by transport properties (e.g., capillary number, C a ,; and viscosity ratio, M ). On the other
hand, injected CO2 behavior in the reservoir is monitored by geophysical and geo-mechanical parameters. In particular, seismic
survey is the most useful for CO2 monitoring. Unfortunately, we have only a little knowledge about the relationships between
mechanisms of two-phase flow in the porous rock and measurable physical properties. In this study, we conducted the V p andstrain measurements to elucidate the relationship between transport properties and geophysical properties by using Mt. Simonsandstone (porosity: φ=26.4). The Mt. Simon sandstone has a high absolute permeability (105 mD) and a unimodal pore-size
distribution (peak size: 23 µm). We set three V p -measurement lines and two strain gages (vertical and horizontal) at the center ofcore. We observed changes in flow rate, volumetric strain and the differential pressure between the two pumps during the drainage
and imbibition processes. In the drainage stage, CO2 is injected at a constant rate into the sample upto 2.17 PV (1PV=95.1 ml)
for 429 min. During this stage, differential pore pressure increased slowly from 0.1 MPa to 0.12 MPa. The upward flow rateis constant at 0.5 ml/min during drainage, which corresponds to the flow velocity 1.6x10−5 m/s. All the V p -measurement lines
indicate simultaneous small velocity reductions (<2%), after 2.17PV CO2 injection, lower than the values reported in previous
studies. Some previous studies reported over 10 % V p -reduction in drainage. In contrast, the strain data indicate expansionsof over 2000µ²and 1400µ², at the up- and down-stream side of the flow, respectively. The amounts of the strain are consistent
with previous studies. Since the changes in V p should be directly related to the changes in CO2 -saturation around the P-wave
propagation paths. These results suggest a possibility that there are no large saturation of CO2 However, strain data indicate
the existence of injected CO2 in pore-space. Thus, we presume that the CO2 makes a channel out of the Fresnel zones of all
V p -measurements lines. We also estimate the Ca based on flow rate data and viscosity ratio of CO2 and water. Our estimated C a
is low (2 x10−8 ). From these transport properties, it is clear that the flow within the porous rock resides in the capillary fingering
domain. This estimation based on fluid mechanical analysis is supported by direct flow monitoring experiments with X-ray CT
scanner. These studies illustrated the change of flow pattern of the non-wetting phase (CO2 ). In the case of low flow rate, CO2
makes a few thin paths through the porous rock. Together, these results suggest the potential for petro-physical properties to infer
the characteristics of the heterogeneous two-phase flow in porous rock.

キーワード: 二相流体, 多孔質砂岩, キャピラリ数, フィンガリング流, P 波速度, 二酸化炭素地中貯留
Keywords: two-phase flow, porous sandstone, Capillary number, fingering flow, P wave velocity, Carbon Capture and Storage

1/1

HRE28-11

会場:105

時間:5 月 25 日 12:00-12:15

CO2 地中貯留条件下での泥岩における水理特性の有効圧依存性に関する研究
Effective confining stress-dependence of hydraulic properties of mudstones under conditions of geological storage of CO2
藤井 孝志 1∗ ; 上原 真一 2 ; 徂徠 正夫 1
FUJII, Takashi1∗ ; UEHARA, Shin-ichi2 ; SORAI, Masao1
1

独立行政法人 産業技術総合研究所, 2 東邦大学 理学部 生命圏環境科学研究科
National Institute of Advanced Industrial Science and Technology, 2 Department of Environmental Science, Facurity of Science,
Toho University
1

CO2 地中貯留過程において、深部塩水層への CO2 注入による岩盤の地圧変化に伴い、キャップロックを含む周辺岩盤が変形することが予想される。また、その変形と同時に、水理特性の一つであるスレッショルド圧も変化する可能性がある。そこで、本研究では、そのような有効圧変化がキャップロックの水理特性（スレッショルド圧、浸透率）に及ぼす影響を評価する。具体的には、想定される深部塩水層の温度・有効圧条件（温度 40 ⁰ C、有効圧 1 − 20 MPa）において、キャップロックの一種である泥岩を対象に、スレッショルド圧、および浸透率の有効圧依存性について調べた。また、それらの結果は、ポア形状等の幾何学的性質や載荷に伴う力学的変形挙動に依存することから、用いた泥岩について、走査型電子顕微鏡（SEM）による表面観察、および水銀ポロシメータによる細孔径分布の測定、ならびに岩石の空隙率の有効圧依存性を調べた。使用した岩石試料は、房総半島の上総層群の大田代層（OTD）、大原層（OHR）、ならびに浪花層（NMH）の泥岩を用いた。以下に得られた知見について述べる。
・NMH 泥岩および OHR 泥岩における SEM による表面観察の結果，泥岩を構成する砕屑物粒子は，各々の泥岩ごとでその大きさに違いが見られ，それらの粒内および粒間には，数ミクロンオーダの扁平状の孔隙やき裂，ならびに丸みを帯びた孔隙が分布していることが明らかとなった。さらに，各種泥岩中には，豊富な微化石が観察され，化石の構造自体も孔隙の一種となっている可能性が示された。
・有効圧に対する透水係数の変化を調べた結果，NMH 泥岩の透水係数は，有効圧の増加に伴い単調に減少し，1 MPaの低有効圧条件下での値に比べ，およそ 1 桁の減少量が観察された。一方，OHR 泥岩は，NMH 泥岩の場合と大きく異なり，およそ 5 MPa 近傍において屈曲点が見られ，有効圧が 5 MPa から 10 MPa の間で透水係数が急激に減少する傾向が見られた。その際に観察された透水係数の減少量は，最大でおよそ 3 桁であった。
・間隙率のその場測定に基づく各種泥岩の圧縮曲線から臨界応力値を推定した結果，OHR 泥岩および NMH 泥岩は，それぞれ約 5 MPa と約 7 MPa に臨界応力の存在が明らかとなった。
・本測定で得られた NMH 泥岩および OHR 泥岩の結果は，スレッショルド圧と透水係数の両対数の間の相関性に合致する場合と，低有効圧条件のみが相関性から外れ，その他の応力条件では相関性に合致する，主として 2 パターンに分類されることが明らかとなった。
同じ泥岩種である NMH 泥岩および OHR 泥岩は，ともに類似した細孔径分布をもつにもかかわらず，圧縮に伴う透水性およびスレッショルド圧の変化挙動に対して大きな違いが見られた。その主な原因は，各々の泥岩中の扁平な孔隙や微小なき裂の存在に起因することが示された。以上のことから，有効圧の低下によるキャップロックの変形挙動が遮蔽性能や水理性能に及ぼす影響は，各種泥岩の性状の違いにより異なることが明らかとなった。とくに，たとえ泥岩中のき裂が数ミクロン程度の微小な大きさであったとしても，そのような微小なき裂の存在は，キャップロックの遮蔽性能
や水理性能を特徴づける重要な要素の一つとなる可能性が示された。

キーワード: スレッショルド圧, 浸透率, 泥岩, 有効圧, CO2 地中貯留
Keywords: threshold pressure, permeability, mudstone, effective pressure, CO2 geological storage

1/1

HRE28-12

会場:105

時間:5 月 25 日 12:15-12:30

室内実験で観察された二相流体存在下における Berea 砂岩の多孔質弾性挙動の定量
的解釈
Quantitative interpretation of experimentally-observed poroelastic behavior of Berea sandstone in two-phase fluid system
後藤 宏樹 1∗ ; 愛知 正温 1 ; 徳永 朋祥 1 ; 山本 肇 2 ; 小川 豊和 3 ; 青木 智幸 2
GOTO, Hiroki1∗ ; AICHI, Masaatsu1 ; TOKUNAGA, Tomochika1 ; YAMAMOTO, Hajime2 ; OGAWA, Toyokazu3 ;AOKI, Tomoyuki2
1
1

東京大学, 2 大成建設株式会社技術センター, 3 元大成建設株式会社技術センター
University of Tokyo, 2 Technology Center, Taisei Corporation, 3 (Former) Technology Center, Taisei Corporation

二酸化炭素地中貯留において発生する岩盤変形に関して，二相流動・変形連成過程に基づく検討が進められてきている（例えば，Rutqvist et al., 2010）。ところが，自然界で発生する岩盤変形は岩盤の不均質性等に起因して複雑なものとなるため，その理解は必ずしも容易ではない。このような場合，室内実験を用いて対象となる現象の特徴を抽出し，それに基づき岩盤変形の解釈を試みることが有効なアプローチの一つになると考えられる。最近，Goto et al.（2014）は室内実験を用いて二相流体存在下における Berea 砂岩の多孔質弾性挙動を観察し，さらに二相流動・変形連成シミュレー
ションにより実験結果を再現した。本発表では，数値シミュレーションに基づき Goto et al.（2014）が得た実験結果を解釈するとともに，今後検討が必要となる事項の抽出を試みる。
参考文献
Goto, H., M. Aichi, T. Tokunaga, H. Yamamoto, T. Ogawa, and T. Aoki (2014), Quantitative study on experimentally observed
poroelastic behavior of Berea sandstone in two-phase fluid system, J. Geophys. Res. Solid Earth, 119(8), 6211-6228.
Rutqvist, J., D. W. Vasco, and L. Myer (2010), Coupled reservoir-geomechanical analysis of CO2 injection and ground deformations at In Salah, Algeria, Int. J. Greenhouse Gas Control, 4(2), 225-230.

キーワード: 二酸化炭素地中貯留, 多孔質弾性挙動, 二相流動, 室内実験
Keywords: Geological sequestration of carbon dioxide, Poroelastic behavior, Two-phase fluid flow, Laboratory experiment

1/1

HRE28-13

会場:105

時間:5 月 25 日 12:30-12:45

二相格子ボルツマン法を巨大デジタルロックに適用して明らかとなった貯留層特性が間隙内 CO2 の挙動に与える影響
Influence of reservoir conditions on CO2-brine behavior in natural sandstone: Insightfrom lattice Boltzmann method
辻 健 1∗ ; 蒋 飛 1 ; Christensen Kenneth2
TSUJI, Takeshi1∗ ; JIANG, Fei1 ; CHRISTENSEN, Keneeth2
1
1

九州大学カーボンニュートラル・エネルギー国際研究所, 2 ノートルダム大学
I2CNER, Kyushu University, 2 University of Notre Dame

In CO2 geological storage, the behavior of CO2 inside a reservoir can be characterized as two-phase flow in a porous media
system. Microscopic two-phase fluid behavior in porous media is influenced by temperature, interfacial tension, pore structure,and porous medium characteristics (e.g., wettability), which vary significantly from one reservoir to the next. Pore-scale interfacial instabilities, such as snap-off and fingering phenomena, influence the stability, injectivity, mobility, and saturation of
CO2 within the reservoir. Therefore, understanding microscopic CO2 flow in porous media is crucial to estimating CO2 criticalreservoir-scale characteristics, including storage capacity, leakage risk, and storage efficiency. Here we calculated fluid displacements within 3D pore spaces of Berea sandstone using two-phase lattice Boltzmann (LB) simulation, in order to characterize theinfluence of reservoir conditions upon multiphase flow. We classified the two-phase flow behavior that occurred under various
conditions into three typical fluid displacement patterns on the diagram of capillary number (Ca) and viscosity ratio of the two
fluids (M). We then characterized dynamic pore-filling events (i.e., Haines jumps) from the fluid pressure variation. The results
revealed the onset of capillary fingering in natural rock at a higher Ca than previously reported for homogeneous porous media,
with the crossover region between typical displacement patterns much broader than in a homogeneous granular model. These
differences between two-phase flow in natural rock and in a homogeneous porous structure could be the result of the heterogeneity of the natural rock. Capillary fingering at higher Ca indicates that the dominant fluid displacement mechanism in most partsof the reservoir is likely capillary fingering. The simulation results reveal the influence of reservoir conditions on saturation of
the CO2. Therefore, we have clarified suitable conditions for CO2 storage.
キーワード: 多相流, ３次元巨大デジタル岩石, 格子ボルツマン法, 流体挙動, 不均質
Keywords: Multiphase flow, 3D digital rock, Lattice Boltzmann simulation, Displacement patterns, Heterogeneity

1/1

HRE28-14

会場:105

時間:5 月 25 日 14:15-14:45

CCS の実用化に向けての日本の取り組み
Moving toward Commercialization of CO2 Storage in Japan
松岡 俊文 1∗
MATSUOKA, Toshifumi1∗
11

京都大学大学院工学研究科
Graduate School of Engineering, Kyoto University

The IPCC published a special report on Carbon dioxide Capture and Storage(CCS) in 2005, stating that CCS is one of thepromising options for mitigating carbon dioxide emissions into the atmosphere. Among several CO2 storage options, storing
CO2 in saline aquifers is the most promising because of the large storage potential, estimated at from about 2,000 Gt CO2 to morethan 10,000 Gt CO2. Some CCS technologies are already in practical use in several countries and are economically viable. Close
attention has been paid recently to deep saline aquifer storage, which is expected to have a large storage potential of about 2,000
Gt CO2 throughout the world. First of all this presentation describes current global trends of CCS technology development andnational policies. Then this presentation focuses on the mechanisms of deep saline aquifer CO2 storage. In deep saline aquifer
storage, chemical reactions in the water-rock-CO2 system play important roles for trapping CO2 in the aquifer formation, as well
as physical trapping by overburden impermeable cap rocks and residual gas trapping mechanisms. The presentation will alsostress the importance of the long-term monitoring of the storage aquifer because CO2 would be trapped stably in the formation
for a long time. It is thus important to develop effective monitoring techniques for the behavior of CO2 in the aquifer. Physicalas well as chemical monitoring techniques should be used for storage aquifer monitoring. Finally the presentation conclude withdiscussions about storage potential in Japan and some important issues related to deep saline aquifers. Deep saline formations
are distributed widely in Japan, and have the potential for the geological storage of 146 Gt of CO2. It is therefore economicallyfeasible to use deep saline formations near large emission sources such as coal-fired power plants and integrated steel works. To
realize CCS in Japan, it is important to make further advances in studies on the basic physical and chemical trapping mechanismsof water-rock-CO2 system, and in studies on the geological characteristics of aquifer formations.

キーワード: 二酸化炭素, CCS, モニタリング, トラップメカニズム, 貯留ポテンシャル, 実用化
Keywords: CO2, CCS, monitoring, trapping mechanisms, storage potential, commercialization

1/1

HRE28-15

会場:105

時間:5 月 25 日 14:45-15:00

CO2 地中貯留におけるジョーメカニックモデリング：ナチュラルアナログ研究例
Geomechanical modelling for CO2 geological storage: insights from natural analogue research
雷 興林 1∗ ; 船津 貴弘 1 ; 奥山 康子 1 ; 中尾 信典 1
LEI, Xinglin1∗ ; FUNATSU, Takahiro1 ; OKUYAMA, Yasuko1 ; NAKAO, Shinsuke1
1
1

産業技術総合研究所
National Institute of Advanced Industrial Science and Technology(AIST)

When CO2 gas is pressure-injected into an underground reservoir for geological storage, the pore pressure underground increases, and the stress distribution underground may change. Stress redistribution within and surrounding the reservoir andcaprock system my lead to geophysical changes, microseismicity, fault reactivation, and may even trigger large earthquakes. For
example, at a gas field in In Salah, Algeria, where CO2 is pressure-injected to enhance natural gas production, synthetic-apertureradar observations from a satellite have indicated a ground uplift rate of about 1 cm/year around the CO2 pressure injection
wells, along with a similar amount of subsidence around the gas production wells. In some gas fields in the Sichuan Basin,
China, following injection of unwanted water into depleted gas reservoirs, a number of seismic sequences have been observedwith sizable earthquakes ranging up to M5.
Indeed, geophysical changes and microseismicity are useful in the monitoring and management required during and after alarge-scale injection project. However, the risks related to fluid leakage and earthquakes that can be felt may give rise to strongsocial impacts. The issue of noticeable or damage-causing earthquakes induced by artificial operations is controversial, and has
been the cause of delays and threatened cancellation of some projections such as the EGS (Enhance Geothermal System) projectat Basel. To carry out geological CO2 storage safely and for this technology to be accepted not only by the inhabitants aroundthe storage sites, but also by the society as a whole, technological developments that address such public concerns is essential.
In addition, there is a strong desire to be able to control or predict the occurrence of damaging earthquakes. In these regards,
geophysical/geomechanical modelling is key in site selection, injection operation, and post injection management.
In geological CO2 storage, it is important to clarify the mechanisms and geomechanical conditions of worst-case events, suchas damaging earthquakes and reservoir leakage, so that they can either be avoided or mitigated. It is most desirable to use an
actual CO2 geological storage site in which such events have actually occurred and have been well monitored. However, many
pilot projects are sited in places with good conditions for safely pressing CO2 into the reservoir. Thus it is valuable to carryout ”natural analogue research”, analysing similar phenomena caused by the activity of a natural CO2-quality fluid to examining
the modelling technology. In the Matsushiro area, a series of more than 700,000 earthquakes occurred over a 2-year period(1965-1967). This swarm, termed the Matsushiro swarm, resulted in ground surface deformations (uplifts as large as 75 cm),
cracking of the topsoil, enhanced spring outflows with changes in chemical compositions, and CO2 degassing. Ten million tonsof CO2-rich saltwater seeped was estimated to have seeped out from underground along the cracks. Thus the Matsushiro swarm
is believed to have been triggered and driven by high pressure CO2-rich fluid from deep sources. Data observed during the
Matsushiro swarm can therefore be used as a natural analogue for examining the geomechanical modelling technology based
numerical simulation using the coupled THM (heat transferring, fluid flow, rock mechanics) analysis. Here, we make a brief
review of studies on the Matsushiro fluid-driven earthquake swarm based on TOUGH-FLAC approach.
【謝辞】本研究は，経済産業省からの委託研究「二酸化炭素回収・貯蔵安全性評価技術開発事業（弾性波探査を補完する CO2 挙動評価技術の開発）」の一部として実施した。

キーワード: CCS, ジオーメカニックモデリング, 断層, 松代群発地震, 深部流体
Keywords: CCS, Geomechanical modelling, Fault, Matsushiro seismic swarm, Deep fluid

1/1

HRE28-16

会場:105

時間:5 月 25 日 15:00-15:15

産総研における CO2 地中貯留のための受動的モニタリング技術の研究について
On the Passive Geophysical Monitoring Research for CO2 Geological Storage at AIST西 祐司 1∗ ; 杉原 光彦 1 ; 石戸 経士 1 ; 相馬 宣和 1
NISHI, Yuji1∗ ; SUGIHARA, Mituhiko1 ; ISHIDO, Tsuneo1 ; SOMA, Nobukazu1
1
1

産総研
AIST

適切なモニタリングの実施は，圧入した CO2 の挙動の探知，漏洩等の潜在的なリスクの検知，そして地下モデルの改良のために，CCS 事業にとって不可欠である。2 次元もしくは 3 次元的な物性分布に応答する物理探査手法は圧入した
CO2 の挙動を追跡するために有効である。CO2 地中貯留における物理探査手法としては，反射法地震探査を代表とする
能動的な弾性波探査手法が主に用いられ，Sleipner を代表として貯留層内に貯留されていく CO2 の挙動を的確に高分解能で把握できるモニタリング手法であることを実証している。
しかし，弾性波手法は比較的実施コストの高い手法であることから，これを繰り返し実施し続けることは CCS にとって重い負担となり得る。特に，我が国のように，想定される貯留層が海底下にある場合，さらなる高コストや漁業従事者等との調整も加わり，反射法は頻繁に使用できるモニタリング手法とはいえない。また，観測坑は，その掘削・維持コストに加えて，CO2 地中貯留において抗井が潜在的な漏洩経路として考えるべきことを考慮すると，必要最低限に留めることが望ましい。
このため，産総研では，能動的な弾性波探査の実施回数を可能な限り低減することが可能となるような，弾性波探査を補完するモニタリング手法の研究を行ってきている。実施コストの低い受動的モニタリング手法の中から，CO2 地中貯留へのモニタリングとしての特性を考慮して重力，比抵抗，自然電位 (SP)，AE 法などの受動的モニタリング手法を中心に，貯留シミュレーションと地球物理ポストプロセッサを組み合わせた数値モデル上での検討に加え，また，我が国に先行して CO2 圧入の大規模実証調査を進めている米国テストサイトでのモニタリング試行を進めている。さらに，2014年度からは 2016 年度から我が国の大規模実証試験が予定されている苫小牧においてベースライン・データの取得を開始した。
数値モデル上でのモニタリング手法の検討では，数値シミュレーションによって求められた地下の温度・圧力・流体
組成・飽和度・流速等の分布・変化から，地表における重力，自然電位，電気探査，電磁法探査，反射法，測地等の調査によって得られるデータを計算することによって，流体流動のシミュレーション結果と物理探査結果を定量的に結びつける地球物理学ポストプロセッサを，CO2 地中貯留における適切な地球物理学的モニタリング・システムの選択・配置の検討，地下状態の迅速な把握，そして貯留モデルの高精度化と将来予測精度の向上等に利用できるように改良を加え，テストサイト等を参考に作成した数値モデルにより CO2 圧入とモニタリングのケース・スタディを実施してきた（石戸ほか, 2015）。
米国テストサイトでのモニタリング試行では，DOE 主導の下で米国南西部炭素隔離パートナーシップ (SWP) がテキサ
ス州ファーンズワースにおいて実施する大規模実証調査に参加し，超伝導重力計を用いた高分解能重力モニタリング（杉原ほか，2015），抗井による Geobattery 効果をターゲットとした SP モニタリング，SWP の坑内地震計アレイを補完する
地表観測点による AE 観測などを実施している。また，海底下貯留を目指す我が国と異なり測地的手法が有効な可能性があることから，InSAR の使用可能性の検討も実施している (Tanaka et al., 2014)。
苫小牧においては，ベースライン・データ取得としての測定に加え，米国テストサイトでは得られない，我が国の CO2
貯留モニタリングにおける課題の把握も目指している。高分解能重力モニタリングについては，大規模実証調査の苫小
牧 OB-2 井に隣接して観測点を設置し，2014 年度からデータ取得を開始，可能であれば，2016 年度から開始する実証調査においてもモニタリングを実施したいと考えている。また，苫小牧 OB-2 井の敷地内の T-1 井において，2015 年度内の予定で SP モニタリングも開始している。
謝辞
本研究は，経済産業省からの委託研究「二酸化炭素回収・貯蔵安全性評価技術開発事業（弾性波探査を補完する CO2 挙
動評価技術の開発）」の一部として実施した。また，米国テストサイトにおける実証試験は，米国エネルギー省 (DOE) 国立エネルギー技術研究所 (NETL) の予算による予算 (Award No.DE-FC26-05NT42591) により，SWP(Southwest Partnershipon Carbon Sequestration) が実施している。調査の実施には，米国 Chaparral Energy 社，ユタ大学，ニューメキシコ工科大学，日本 CCS 調査株式会社，苫小牧市，苫小牧港管理組合などの協力が不可欠であった。記して謝意を表する。

キーワード: CO2 地中貯留, モニタリング, 重力, 自然電位, AE
Keywords: CO2 Geological Storage, monitoring, gravity, self-potential, passive seismic

1/1

HRE28-17

会場:105

時間:5 月 25 日 15:15-15:30

苫小牧地点ＣＣＳ大規模実証試験における総合モニタリングシステムの構築
The Micro seismic and well pressure monitoring system installation for Tomakoami CCS
demonstration project
土屋 真 1 ; 田中 智之 1 ; 東中 基倫 2∗ ; 塚原 均 2 ; 栗原 友和 2 ; 伊藤 国浩 2 ; 阿部 進 2 ;Macntyre Jarra3 ; 須江 洋美 3 ; 青木 義行 3
TSUCHIYA, Makoto1 ; TANAKA, Tomoyuki1 ; HIGASHINAKA, Motonori2∗ ; TSUKAHARA, Hitoshi2 ;KURIHARA, Tomokazu2 ; ITO, Kunihiro2 ; ABE, Susumu2 ; MACNTYRE, Jarra3 ; SUE, Hiromi3 ;AOKI, Yoshiyuki3
1
1

日本ＣＣＳ調査株式会社, 2 株式会社地球科学総合研究所, 3 株式会社プライムキャスト
Japan CCS Co., Ltd., 2 JGI, Inc., 3 PrimeCast Co.,Ltd.

経済産業省が北海道苫小牧市において実施している「ＣＣＳ大規模実証試験事業」では、地下に圧入する二酸化炭素の挙動や分布状況の把握、また二酸化炭素地中貯留と微小振動との関連の確認・検証、および地中貯留への自然地震の影響の評価を目的として、地震観測、坑井内圧力・温度等の常時観測が計画され、平成 27 年１月までに観測機器の設置を終了し、平成 27 年 2 月より圧入に先立つベースライン観測を開始した。
設置した観測機器は、海底敷設型ケーブル型地震計（OBC）×１ライン、海底地震計（OBS）×４箇所、陸上地震計×
１箇所、大深度坑井内地震計・圧力計・温度観測装置×３坑井である。
観測データは、独立型の海底地震計データを除き、ほぼリアルタイムでモニタリング用観測室に集約され、今回構築した総合モニタリングシステムにてモニター表示、保存が行われる。総合モニタリングシステムでは、各観測データの監視を行い、予め定めた閾値によってモニターする各種観測値に対し、異常の有無を判定する計画である。各地震計の観測データからは、微小振動・自然地震発生の有無を逐次判定し、微小振動・自然地震と判定した場合には、自動的にその震源を決定する。
本講演では総合モニタリングシステムの概要について報告する。

キーワード: 二酸化炭素地中貯留, CCS, モニタリング
Keywords: CO2 storage, CCS, monitoring

1/1

HRE28-18

会場:105

時間:5 月 25 日 15:30-15:45

地中貯留された CO2 の地化学モニタリングと貯留層の地化学特性評価手法について
Geochemical monitoring of CO2 underground and an evaluation technique of geochemical features
三戸 彩絵子 1∗ ; 薛 自求 1
MITO, Saeko1∗ ; XUE, Ziqiu1
11

公益財団法人地球環境産業技術研究機構
RITE

Mechanism of carbon dioxide (CO2) geological storage is similar to accumulation of oil and natural gas deep underground (gastrapping). Additionally CO2 dissolves into water in the reservoir (solubility trapping). A part of dissolved CO2 precipitates ascarbonate minerals (mineral trapping). Geochemical trapping such as solubility and mineral trapping prevent upward migrationof CO2 by eliminating its buoyancy. Amounts of solubility and mineral trapping strongly depend on storage sites. Timing ofmineral trapping is still unclear. In this study, we present an evaluation technique of geochemical features at a CO2 geologicalstorage site, the Nagaoka site for an example. We collected core and water samples from the injection well before CO2 injection.
After cessation of CO2 injection, formation water was collected twice from the observation well by Cased-hole Dynamics Tester(CHDT, Schlumberger). Monitoring results showed that solubility trapping occurred around CO2 bearing layer and a conditionof CaCO3 precipitation was prepared below the layer. Laboratory experiments indicated that Ca containing silicate such as plagioclase provide Ca to precipitate with dissolved CO2. A preliminarily result of reactive transport modeling showed solubility
trapping was the dominant mechanism for CO2 trapping and mineral trapping increased with time at the Nagaoka site. Detailsof an evaluation technique of geochemical features will be presented at the session.

1/1

HRE28-19

会場:105

時間:5 月 25 日 15:45-16:00

漏出 CO2 の海洋環境影響評価手法
A method for assessing the impacts of leaked CO2 on the marine environment
内本 圭亮 1∗ ; 松村 義正 2 ; 喜田 潤 1 ; 渡辺 雄二 1
UCHIMOTO, Keisuke1∗ ; MATSUMURA, Yoshimasa2 ; KITA, Jun1 ; WATANABE, Yuji1
11

公益財団法人地球環境産業技術研究機構, 2 北海道大学低温科学研究所
Research Institute of Innovative Technology for the Earth, 2 Institute of Low Temperature Science Hokkaido University

Carbon dioxide (CO2 ) capture and storage (CCS) is promising technology that mitigates the global warming. Captured CO2
from industrial processes is transported to a reservoir in the deep geological formations. Storage sites are selected so deliberatelythat CO2 is believed to be stably stored in the reservoir. However, in case of a worst-case scenario, we should assess the impactsof leakage. In Japan, CO2 will be stored under the seabed, so that CO2 would leak out into the sea if unexpected leakage should
occur. Therefore, we should assess the potential impacts on the marine environment. In this talk, we will introduce a method of
the assessment that we have been developing. The method consists of two tools; a numerical model and a database of marine
biological impacts. A numerical model predicts dispersion, i.e. distribution and concentration, of leaked CO2 in the sea. Since
leaked CO2 is advected and diffused by ocean flow, the model should properly represent flow, temperature, and salinity fields
in the sea. In addition, seasonal variation in the sea could be important for the simulation. Stratification in the sea strengthensin summer and weakens in winter, so that leaked CO2 would be more likely to be mixed vertically in winter than in summer.
We have been developing an ocean model for simulating leaked CO2 , taking consideration of those factors above. The modelis based on a non-hydrostatic ocean model, called kinaco , developed by Matsumura and Hasumi (2008). In general, numericalcost of a non-hydrostatic model is very expensive. In kinaco , numerical cost is improved greatly, which enables a simulation in a
relatively large area and of a relatively long period, as a simulation with a non-hydrostatic model. With this model, we conducted
a numerical simulation in a gulf-like topography. A passive tracer, which is regarded as TCO2 (total dissolved inorganic carbon)
originating from leaked CO2 , is injected near the bottom. In order to represent seasonal variation, sea surface temperature (SST)
is restored to temporally variable temperature from observational data, and temperature and salinity on a lateral boundary are also
restored to observational data. Wind velocity data given at the sea surface, which are converted to wind stress in the model anddrive the model ocean, are daily mean observational data. In order to access the potential impacts of leaked CO2 on the marineorganisms, we make use of a database of marine biological impacts of CO2 concentration that RITE has been compiling. The
biological impacts of CO2 in the ocean are referred to not TCO2 but partial pressure of CO2 (pCO2 ), and so the calculated TCO2
in the simulation should be converted to pCO2 . With the resulting pCO2 values and the database, we can estimate the potential
area where marine organisms might be impacted.
キーワード: 海洋環境影響, CCS, 数値モデル, 生物影響データベース
Keywords: marine environmental impacts, Carbon dioxide Capture and Storage, numerical model, database of marine biologicalimpacts

1/1

HRE28-20

会場:105

時間:5 月 25 日 16:15-16:30

擬坑井試料を用いた地化学反応結果から見た地中貯留サイトの坑井健全性評価
Wellbore integrity assessment of CO2 sequestration site from the geochemical reaction
using well composite samples
中野 和彦 1∗ ; 三戸 彩絵子 1 ; 薛 自求 1
NAKANO, Kazuhiko1∗ ; MITO, Saeko1 ; XUE, Ziqiu1
11

地球環境産業技術研究機構
Research Institute of Innovative Technology of the Earth

本研究では、CO2 地中貯留における坑井健全性を評価するため、室内試験による超臨界 CO2 と坑井セメント、砂岩との反応特性を調べた。分析試料は、既存坑井の構造に即した、ケーシング材 (J-55 鋼管)、普通ポルトランドセメント(API ClassA 相当; 水/セメント比: 0.46) 及び砂岩からなる円柱状の複合材料 (模擬坑井試料) を作成した。室内試験は地下
1 km 程度の地層での反応を想定し、50 ℃、10MPa の温度・圧力条件下で模擬坑井試料と CO2 とを 56 日間反応させた。
また、CO2 との反応は、CO2 飽和溶液環境下及び水飽和した超臨界 CO2 （wet-CO2 ）にて行った。
CO2 反応後の模擬坑井試料は、セメントと砂岩の界面近傍で反応が進行しており、セメント界面ではオレンジ色に呈色した炭酸塩化領域が、さらにその内側では白色に変色した変質領域を観測した。セメントの炭酸塩化は、CO2 飽和溶液環境下と比べて wet-CO2 環境下の方が大きく進行してしたが、その度合いは限定的であり、Fick の第二法則より推定した 30 年後の炭酸塩化領域は、CO2 飽和溶液環境下で 0.76mm、wet-CO2 環境下であっても 4.5 mm であった。炭酸塩化領域の Ca 濃度は、未反応領域と比べて 13%増加しており、Ca が緻密化している一方、Mg、Si、S 濃度は大幅に減少していた。炭酸塩化領域の結晶相は、CaCO3 の結晶形として安定なカルサイトとアラゴナイトのほか、天然にはほとん
ど存在しないバテライトも生成していることが分かった。また、セメント−砂岩界面の砂岩側では、CaCO3 や Ca の二次鉱物が析出して砂岩内の孔隙を閉塞させる様子が認められた。これは、セメントの主成分元素である Ca が、CO2 との反応により溶脱して砂岩の孔隙内に入り、その後、CO2 と結合して炭酸塩として析出することで、孔隙を充填したものと考えられる。これらの相互作用により、セメント内部への更なる CO2 の侵入が防止され、結果、坑井セメントの劣化を抑制すると予想される。
キーワード: 二酸化炭素貯留, 坑井健全性, セメント, 炭酸塩化
Keywords: CCS, well integrity, cement, carbonation

1/1

HRE28-21

会場:105

時間:5 月 25 日 16:30-16:45

廃炭鉱の内部空間を利用した CO2 溶解水貯留の予察的シミュレーション
Preliminary simulation for the behavior of aqueous solution of carbon dioxide in abandoned coal mine
堀江 祐里 1 ; 愛知 正温 2∗
HORIE, Yuri1 ; AICHI, Masaatsu2∗
1
1

東京大学工学部, 2 東京大学大学院新領域創成科学研究科
Faculty of Engineering, The University of Tokyo, 2 Graduate School of Frontier Sciences, The University of Tokyo

環境省の 2050 年 GHG 排出量 80%削減シナリオを実現するには、CO2 年間排出量 10 万 t 以下の中小規模事業者も CO2貯留を実施する必要があり、さまざまな地域の地質条件に合わせて実施できるように多様な貯留技術の選択肢を検討しておく必要性があると考えられる。
本研究では、地下水中に CO2 マイクロバブルを混合して、CO2 溶解水を作成し貯留層に貯留する CMS（Carbon Dioxide
Micro Bubble Storage）技術を想定し、地中に注入された CO2 溶解水の中長期的な挙動について、濃度依存の密度変化を考慮した地下水流動と移流・分散による物質移行の連成シミュレーションによる予察的な検討を行った。本研究では既存の地質情報が豊富な北海道夕張市の清水沢炭鉱の払い跡を対象としてモデルを作成した。
解析の結果、既存データから想定される範囲の物性や注入条件では、CO2 溶解水は払い跡内に長期的に留まることが示された。また、仮に払い跡上部が全て砂岩相当の透水性であると仮定したモデルによって解析した場合でも、CO2 溶
解水が払い跡内に留まるという結果となった。これらの結果は、CO2 溶解水貯留の長期的安定性が高いことを示唆している。一方で、払い跡の厚さが標準的な想定よりも薄いと仮定したモデルでは、貯留できる CO2 量は減少するとともに、注入中に地上と連絡している斜坑まで CO2 溶解水が到達する結果となった。このことは、貯留層の条件と注入レートのバランスによっては、地表に向かう透水性の高い経路への流れが発生するケースもあり得ることを示唆している。これ
らの解析結果は、CMS 技術の実証試験・事業の設計や、溶解トラップの評価などに貢献すると期待される。
キーワード: CO2 地中貯留, CMS, CO2 溶解水, 数値シミュレーション, 廃鉱
Keywords: CO2 geological storage, CMS, aqueous solution of CO2, numerical simulation, abandoned coal mine

1/1