Evaluating Sealing Efficiency of Caprocks for CO2Storage: an Overview of the Geocarbone-Integrity Program and Results

M. Fleury, J. Pironon, Y.M. Le Nindre, O. Bildstein, P. Berne, V. Lagneau, D. Broseta, T. Pichery, S. Fillacier, M. Lescanne, O. Vidal
2010 Oil & Gas Science and Technology  
1. Résumé -Un aperçu du programme et des résultats du projet multipartenaire Geocarbone-Intégrité est donné. Il concerne le développement de méthodes expérimentales et numériques pour évaluer l'intégrité d'un stockage de CO 2 . Les critères essentiels d'une couverture sont l'épaisseur de la formation et sa perméabilité. Une migration locale et limitée du CO 2 dans la couverture due à une pression capillaire d'entrée insuffisante est étudiée dans ce travail. A grande échelle, des profils
more » ... des profils sismiques sont nécessaires pour caractériser la continuité d'une couverture. Quand on dispose de données de puits, des critères simples pour estimer l'argilosité peuvent être utilisés. On montre également que les techniques de lithosismique peuvent être appliquées aux couvertures. Pour les formations considérées, nous n'avons pas observé au laboratoire de réactivité géochimique importante, ni d'effet marquant sur les propriétés mécaniques. Des simulations hydromécaniques à grande échelle montrent que les critères de rupture ou de réactivation de fractures préexistantes ne sont pas satisfaits. Des simulations de transport réactif par diffusion et écoulement diphasique dans la couverture montrent une migration du CO2 sur une dizaine de mètres au plus et une baisse de la porosité par précipitation, et localement une augmentation de la porosité par dissolution. 2. Abstract -An overview of the three year program and results of the Geocarbone-Integrity French project is given. It focused on the development of experimental and numerical methodologies to assess the integrity of an underground CO 2 storage at various scales. The primary criteria in the selection of a caprock formation for CO 2 storage purpose is the thickness and permeability of the formation. Local and limited migration of CO 2 into the caprock due to insufficient capillary entry pressure has been studied as a probable scenario. At large scale, caprock characterization requires at least seismic profiles to identify lateral continuity. When well logging data are available, simple rules based on clay content can be used to estimate thicknesses. For the formation considered, the geochemical reactivity to CO 2 was small, making reaction path difficult to identify. Similarly, artificial alterations of samples representing extreme situations had little impact on geomechanical properties. Finally, with realistic over pressure due to injection, shear fracture reactivation criteria are not reached and migration of CO 2 either by diffusion or by two phase flow within the first meters of the caprock produce mostly a decrease of porosity by precipitation, and very locally an increase of porosity by dissolution.
doi:10.2516/ogst/2010007 fatcat:udnfb52yjvfmlji3eyu5xms3se