Uno de los medios más prometedores para reducir el contenido de carbono en la atmósfera, que tiene como objetivo abordar las amenazas del calentamiento global, es la inyección de dióxido de carbono (CO) en acuíferos salinos profundos (DSAs). Teniendo esto en cuenta, esta investigación tiene como objetivo investigar los efectos de varios esquemas/escenarios de inyección y características del acuífero con un enfoque particular en mejorar la comprensión actual de los mecanismos clave de secuestro permanente, a saber, el atrapamiento residual y de solubilidad de CO. El documento también tiene como objetivo estudiar la influencia de diferentes escenarios de inyección y condiciones de flujo en la capacidad de almacenamiento de CO y la eficiencia de los DSAs. Además, se introduce un término específico del factor de capacidad permanente y eficiencia de la inmovilización de CO en formaciones sedimentarias para ayudar a facilitar el análisis anterior. Se examinan los efectos de varios esquemas/escenarios de inyección y características del acuífero en la mejora de los mecanismos clave de secuestro permanente a través de una serie de simulaciones numéricas empleadas en acuíferos homogéneos y heterogéneos en 3D, basadas en los entornos geológicos del campo Sleipner Vest, que se encuentra en la parte noruega del Mar del Norte. Los resultados de la simulación destacan los efectos de la heterogeneidad, la isotropía de la permeabilidad, la orientación y metodología de inyección, y el refinamiento de la cuadrícula del dominio en las relaciones de presión capilar-saturación y las cantidades de CO integrado a lo largo de la línea de tiempo de la simulación a través de diferentes mecanismos de atrapamiento (solubilidad, residual y estructural) y, en consecuencia, afectan la eficiencia del secuestro de CO. Los resultados han mostrado que la heterogeneidad aumenta el atrapamiento residual de CO, mientras que las formaciones homogéneas promueven más disolución de CO porque el fluido fluye más rápido en medios porosos homogéneos, induciendo más contacto con salmuera fresca, lo que lleva a tasas de disolución de CO más altas en comparación con las de medios porosos heterogéneos, que limitan la filtración del fluido. Se ha demostrado que la inyección cíclica tiene más influencia en dominios heterogéneos, ya que aumenta la presión capilar, lo que fuerza más CO en poros de menor tamaño para ser atrapado y expuesto a disolución en la salmuera en etapas posteriores de almacenamiento. La eficiencia de almacenamiento aumenta proporcionalmente con la relación de permeabilidad vertical a horizontal de las formaciones geológicas, ya que relaciones más altas facilitan la mayor extensión del penacho de gas y aumentan el atrapamiento de solubilidad del gas integrado. Se espera que la metodología desarrollada y los resultados presentados desempeñen un papel clave en proporcionar más información para evaluar la viabilidad de varias formaciones geológicas para el almacenamiento de CO.