咸水层封存被认为是实现CO2深度减排的主要途径之一。储层的许多宏观特性,如绝对渗透率、毛细管力、相对渗透率等,均取决于它的微观结构和组成它的固体及其孔隙空间中流体的物理性质。应用数值模拟的方法研究储层宏观特性,这对进一步分析咸水层CO2储存能力和安全性评估有着重要的意义。由于储层岩心的微观孔隙结构是十分复杂且不规则的,传统的毛细管束模型已经不能准确描述储层岩心的绝对渗透率。本文利用孔隙网络模型能真实反映储层岩心的微观孔隙结构和毛细管束模型不依赖于流体性质的优点,规避了两种模型的劣势,得到了一个改进的毛细管束模型计算方法。运用这种算法计算得到：四种BZ系列填砂岩心的绝对渗透率与实验值的误差可以控制在6%左右。这与传统的毛细管束模型和孔隙网络渗流模型相比有很大的改善。为了能让渗流模拟条件与实验条件相符。本文中自主设计了一套既能高压、控温又能同时测量界面张力和接触角的系统装置。该装置能够应用悬滴法测量界面张力和坐滴法测量接触角。利用该套系统装置测量得到：C02在某给定的超临界压力下,温度低于准临界温度时,CO2和NaCl溶液的界面张力会变得平缓而稳定；接触角的计算选用圆锥法较为合适。将实验得到的各项参数作为基于孔隙网络模型气水两相渗流模拟的输入参数,模拟Drainage过程和Imbibition过程可以得到相应的气水两相相对渗透率曲线和毛细管力曲线。考察了填砂粒径、温度、压力、NaCl溶液浓度对气水两相渗流特性的影响。从模拟结果中得到：在Imbibition过程中,残余C02饱和度受注入压力和NaCl溶液浓度的影响较大,随着注入压力从3MPa到8MPa,残余CO2饱和度从25%降到10%,NaCl溶液浓度从0.102mol/L到1.0mol/L,残余C02饱和度从10%升到20%。