Integrative Modeling of Caprock Integrity in the Context of CO<sub>2</sub>Storage: Evolution of Transport and Geochemical Properties and Impact on Performance and Safety Assessment

Bildstein, Olivier; Kervévan, Christophe; Lagneau, Vincent; Delaplace, Philippe; Crédoz, Anthony; Audigane, Pascal; Perfetti, Erwan; Jacquemet, Nicolas; Jullien, Michel

doi:10.2516/ogst/2010006

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“…Studies generally show that for a low-permeability caprock, over thousand of years of exposure, only the lowest few meters of the caprock may be affected by the CO 2 -rich fluid, and the effect on hydraulic and mechanical properties appears to be very small (Gaus et al 2005;Ojala 2011;Fleury et al 2010;Hangx et al 2010;Bildstein et al 2010). The potential for CO 2 replacing interlayer water leading to shrinkage of the clay minerals is an open issue (Gaus 2010).…”

Section: Caprock Sealing Performacementioning

confidence: 99%

The Geomechanics of CO2 Storage in Deep Sedimentary Formations

2012

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This paper provides a review of the geomechanics and modeling of geomechanics associated with geologic carbon storage (GCS), focusing on storage in deep sedimentary formations, in particular saline aquifers. The paper first introduces the concept of storage in deep sedimentary formations, the geomechanical processes and issues related with such an operation, and the relevant geomechanical modeling tools. This is followed by a more detailed review of geomechanical aspects, including reservoir stressstrain and microseismicity, well integrity, caprock sealing performance, and the potential for fault reactivation and notable (felt) seismic events. Geomechanical observations at current GCS field deploy-

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Section: Caprock Sealing Performacementioning

confidence: 99%

The Geomechanics of CO2 Storage in Deep Sedimentary Formations

2012

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“…Therefore, even though the injection activity spans tens to hundreds of years, assessments of the post-closure risk in the much longer time scale are needed. The studies of modeling works on caprock integrity are still relatively scarce, and recently some insights on CO 2 -brine-caprock interactions have been gained (Johnson et al, 2004(Johnson et al, , 2005Gaus et al, 2005;Xu et al, 2005;Gherardi et al, 2007;Credoz et al, 2009;Bildstein et al, 2010). Gherardi et al (2007) performed both batch, 1-D, and 2-D reactive transport simulations in the caprock of a depleted gas reservoir for CO 2 sequestration, using the TOUGHREACT code (Xu et al, 2004).…”

Section: Insights From Modeling Workmentioning

confidence: 99%

CO2–brine–caprock interaction: Reactivity experiments on Eau Claire shale and a review of relevant literature

Liu

Lü

Griffith

et al. 2012

International Journal of Greenhouse Gas Control

199

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a b s t r a c tLong term containment of stored CO 2 in deep geological reservoirs will depend on the performance of the caprock to prevent the buoyant CO 2 from escaping to shallow drinking water aquifers or the ground surface. Here we report new laboratory experiments on CO 2 -brine-caprock interactions and a review of the relevant literature.The Eau Claire Formation is the caprock overlying the Mount Simon sandstone formation, one of the target geological CO 2 storage reservoirs in the Midwest USA region. Batch experiments of Eau Claire shale dissolution in brine were conducted at 200• C and 300 bars to test the extent of fluid-rock reactions. Scanning electron microscopy (SEM) and X-ray diffraction (XRD) analysis indicate minor dissolution of K-feldspar and anhydrite, and precipitation of pore-filling and pore-bridging illite and/or smectite, and siderite in the vicinity of pyrite.We also reviewed relevant reactivity experiments, modeling work, and field observations in the literature in an attempt to help define the framework for future studies on the geochemical systems of the caprock overlain on geological CO 2 storage formations. Reactivity of the caprock is generally shown to be low and limited to the vicinity of the CO 2 -caprock interface, and is related to the original caprock mineralogical and petrophysical properties. Stable isotope studies indicate that CO 2 exists in both free phase and dissolved phase within the caprock. Carbonate and feldspar dissolution is reported in most studies, along with clay and secondary carbonate precipitation. Currently, research is mainly focused on the micro-fracture scale geochemistry of the shaly caprock. More attention is required on the potential pore scale reactions that may become significant given the long time scale associated with geological carbon storage.

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“…In general, the measured permeabilities are around 1 microDarcy. With such values and using two phase flow simulations [19], it can be shown that the CO 2 migration will be limited to a few meters when the overpressure is maintained during a few hundred years. For carbonated rocks, a low porosity may also play an important role.…”

Section: Discussion Conclusion and Perspectivesmentioning

confidence: 99%

Confining Properties of Carbonated Dogger Caprocks (Parisian Basin) for CO₂Storage Purpose

Carles

Bachaud

Lasseur

et al. 2010

Oil Gas Sci. Technol. – Rev. IFP

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Résumé -Propriétés de confinement des couvertures du Dogger carbonaté (Bassin de Paris) dans l'optique du stockage de CO 2 -Le projet Géocarbone-Intégrité, financé par l'Agence Nationale de la Recherche (ANR) de 2006 à 2008, vise à développer les connaissances et les techniques nécessaires à la prévision de l'efficacité et la sécurité du confinement sur le long terme des stockages géologiques de CO 2 . La première tâche a été de caractériser à l'échelle pétrographique, les faciès carbonatés du sommet du Dogger appartenant aux formations des Calcaires du Comblanchien et de la Dalle Nacrée, situées immédiatement au-dessus des niveaux réservoirs retenus comme potentiels sites de stockage. Une étude pétrophysique précise des faciès de couvertures potentielles est réalisée. La porosité, la distribution de taille de pores et la perméabilité sont déterminées en utilisant des méthodes adaptées à des milieux très peu perméables (<10 microDarcy). Les perméabilités sont mesurées à l'azote, à l'hélium et à la saumure sous pression de confinement avec la méthode stationnaire et la méthode transitoire. Les porosités sont faibles et varient de 2 à 9 % suivant le faciès, et les perméabilités en monophasique varient de 0,3 à 20 microDarcy. Le fait d'utiliser plusieurs techniques de mesure de porosité et perméabilité permet d'évaluer l'incertitude des résultats. La pression capillaire de seuil est estimée par les courbes d'injection de mercure (Purcell). L'estimation à partir des courbes de Purcell est sujette aux incertitudes (choix des tensions interfaciales et du point d'entrée du mercure) et ne remplace donc pas une mesure directe de pression de seuil. La pression de seuil est donc aussi mesurée sur carotte en conditions in situ avec de l'azote (N 2 ) et du dioxyde de carbone (CO 2 ), pour voir l'effet du CO 2 sur la pression d'entrée par rapport à un gaz neutre. Deux méthodes sont utilisées, la méthode classique par paliers de pression et la méthode dynamique. La méthode dynamique est basée sur la réduction de débit de saumure en sortie de l'échantillon lorsque le gaz commence à pénétrer à l'entrée de l'échantillon saturé en saumure. Chacune de ces méthodes possède des avantages et des limites d'application mis en exergue dans le cadre de cette étude. Pour le système CO 2 /saumure les valeurs de pressions de seuil mesurées vont de 0,4 à 22 bar suivant les faciès. Les valeurs de P th , même pour le faciès le plus compact, sont probablement trop faibles pour que l'on puisse exclure une pénétration du CO 2 dans la roche de couverture. Cette constatation n'interdit toutefois pas d'envisager un stockage de CO 2 , dans la mesure où on peut montrer que la perméabilité de la couverture est suffisamment faible, et son épaisseur suffisamment grande, pour que cette pénétration reste limitée malgré le maintien de la surpression sur la durée. Oil & Gas Science and Technology -Rev. IFP, Vol. 65 (2010) Abstract

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