La inyección de CO2 en formaciones geológicas se considera una forma de mitigar los niveles crecientes de concentraciones de dióxido de carbono en la atmósfera y su efecto en el calentamiento global. En cuanto al secuestro de carbono bajo tierra, diferentes países han llevado a cabo proyectos a escala comercial o piloto y algunos tienen planes para desarrollar formaciones geológicas de almacenamiento potencial para el almacenamiento de dióxido de carbono. En este estudio, se examina la inyección de CO2 puro en un modelo con las propiedades de arenisca bunter y luego se realizaron análisis de sensibilidad para algunos de los parámetros de fluido, roca e inyección. Los resultados de este estudio muestran que la medida en que el CO2 ha sido convectado en los medios porosos en el reservorio juega un papel vital en la mejora de la disolución de CO2 en salmuera y la seguridad de su almacenamiento a largo plazo. Concluimos que la permeabilidad heterogénea juega un papel crucial en la distribución de saturación y puede aumentar o disminuir la cantidad de CO2 disuelto en agua alrededor del +/- 7% después de que se detiene la inyección y hasta un 13% después de 120 años. Además, el valor de la permeabilidad absoluta controla el efecto de la relación Kv/Kh en la disolución de CO2 en salmuera. En otras palabras, a medida que el valor de la permeabilidad vertical y horizontal disminuye (es decir, reservorios compactos), el impacto de la relación Kv/Kh en el CO2 disuelto en salmuera se vuelve más prominente. Adicionalmente, los parámetros de ingeniería de reservorios, como la ubicación del pozo, la tasa de inyección y los escenarios, también tienen un alto impacto en la cantidad de CO2 disuelto y pueden cambiar la disolución hasta un 26%, 100% y 5.5%, respectivamente.