The study of natural carbon dioxide (CO2) accumulations, such as those found in the onshore Otway Basin, is necessary for the validation of underground long-term storage technology as an option for decreasing greenhouse gas emissions.The investigation of natural CO2 occurrences is being investigated as part of the Geological Disposal of Carbon Dioxide (GEODISC) research program. This study identifies the effects of CO2 on reservoir rock’s mineralogy through time as well as its porosity and permeability. The Otway Basin CO2 accumulations display variations in reservoir type, CO2 concentration and time of injection. A range of typical reservoirs types for the CO2 accumulations occurs in the Otway Basin, including feldspathic litharenites, subfeldsarenite and quartz arenite. CO2 concentrations in the Otway Basin vary greatly in the accumulations studied, ranging from 10 mol% within the Port Campbell Field to 99 mol % in the Caroline Field. The source of the CO2 is degassing of the deep-seated magmas of the Newer Volcanics, with CO2 influx occurring between ~2 million to as recently as 5,000 years ago. This study investigated three areas of the Otway Basin;Penola Trough—Ladbroke Grove, Katnook (non-CO2)Port Campbell Embayment—Boggy Creek, Langley, Port Campbell; andGambier Sub-Basin—CarolineDue to their close proximity and similar geological history prior to CO2 influx, the Ladbroke Grove-Katnook gas accumulations are particularly useful for examining differences between a CO2-rich (Ladbroke Grove) and a CO2-absent field (Katnook) and for developing a post- CO2 diagenetic history. Variation in grain size and CO2 concentration affects the degree of reaction of CO2 with the reservoir rock. Petrology and formation water chemistry of these fields indicate that CO2 has modified the rock properties. In all CO2-rich reservoirs examined (>10 mol % CO2), dissolution and alteration of lithic and felsic framework grains has occurred (e.g. albite dissolution). Clays and cements throughout most of the Otway Basin CO2 accumulations are modified to minerals more stable in the changed gas compositions (e.g. chlorite to kaolin). The change in mineralogy after the recent CO2 influx shows that the Pretty Hill Formation with high amounts of reactive minerals and smaller grain size is an effective reservoir unit for mineral storage of CO2. Longterm storage in the Waarre Sandstone quartz-rich reservoirs also displays the effectiveness of CO2 storage in pore space.This study of natural accumulations of CO2 has demonstrated that geological storage of CO2 is a viable option. Understanding of the mineral reactions involved with CO2 in reservoir rock is vital for selection of storage sites and modelling the behaviour of CO2 in the subsurface.
Résumé -Caractérisation avant injection et évaluation du potentiel de séquestration de CO 2 dans la formation de Haizume, bassin de Niigata, Japon. Modélisation géochimique des interactions eaumineraux-CO 2 -L'Institut de recherche en technologie innovante pour la terre (RITE) a réalisé une expérience à petite échelle d'injection de CO 2 dans un champ, afin d'étudier la faisabilité d'une séquestra-tion géologique de ce gaz à effet de serre au sud-ouest de la ville de Nagaoka (préfecture de Niigata, Japon). Avant cette expérience, les réactions géochimiques résultant de l'injection ont été évaluées à l'aide du modèle géochimique EQ3/6. La formation dans laquelle la séquestration est envisagée est la formation de Haizume, dans le groupe Uonoma, constituée de dépôts sédimentaires marins d'âge pléistocène, et surmontée par une couche d'argilites. La minéralogie de la formation de Haizume est constituée par le quartz, le plagioclase, le feldspath potassique, le pyroxène et les argiles (smectites et chlorites). La taille des grains varie de moyenne à grossière. Le grès montre une faible consolidation. L'eau de formation présente une teneur en sels totaux dissous d'environ 6100 mg/l et une concentration élevée en calcium (> 20 % de la concentration de Na + ). Le modèle géochimique a été utilisé pour ajuster la chimie initiale de l'eau de formation, puis pour modéliser les interactions entre le CO 2 injecté, l'eau de formation et les minéraux du réservoir. Les résultats indiquent une forte réactivité des minéraux en présence d'une quantité élevée de CO 2 , ainsi qu'un fort taux de conversion de ce CO 2 en minéraux. À l'état final, environ 23 mol de CO 2 ont été consommées par kg d'eau, dont plus de 90 % ont été précipités sous forme de minéraux carbonatés. Ces calculs de modélisation géochimique renferment une incertitude importante en ce qui concerne les temps de réaction, qui devront être évalués de façon plus précise dans des modélisations futures.
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