Natural Geochemical Analogues for Carbon Dioxide Storage in Deep Geological Porous Reservoirs, a United Kingdom Perspective

Abstract

Résumé -Analogues géochimiques naturels pour le stockage du dioxyde de carbone en réservoir géologique poreux profond : perspective pour le Royaume-Uni -La concentration élevée en CO 2 atmosphérique participe au réchauffement climatique. Une mesure d'atténuation consiste à capter le CO 2 émis par les centrales électriques qui utilisent des combustibles fossiles, et à le stocker dans des aquifères salins ou dans des gisements exploités d'hydrocarbures. Des projets de démonstration déjà en cours et des analyses techniques indiquent que cette mesure est viable. Le CO 2 doit rester confiné pendant au moins 10 000 ans pour que cette option technologique ait un impact climatique. En vue de fournir une évaluation solide des performances d'un site de stockage, à l'échelle de temps indiquée, une approche possible est d'étudier les accumulations naturelles de CO 2 . Celles-ci sont en particulier capables de donner des informations sur les interactions roche-CO 2 -saumure à des échelles de temps comprises entre le millier et la dizaine de millions d'années. Les champs de CO 2 naturel en mer du Nord (Brae, Miller, Magnus), situés à 4 000 m d'enfouissement et plus, ne montrent pas la néoformation des phases minérales souvent prédite par la modélisation géochimique. La calcite et les feldspaths peuvent constituer encore entre 5 et 20 % des minéraux de la roche, tandis que la dawsonite n'est pas observée. Il en est de même pour des exemples de réservoirs de grès situés dans le sud-est australien et en Arizona. Il est possible qu'un état de déséquilibre thermodynamique se soit maintenu, de sorte que les modèles existants ne sont pas capables de prédire correctement les évolutions minéralogiques réelles, sur les durées pertinentes pour la séquestration du CO 2 . Ces modèles nécessitent une meilleure calibration. Les données expérimentales, à l'échéance de quelques mois, ou celles déduites des situations de récupération assistée (CO 2 -EOR), à l'échéance de quelques dizaines années, sont en général trop courtes pour offrir toutes les calibrations nécessaires. En revanche, les analogues naturels peuvent aider à combler cette lacune. Le plateau du Colorado abrite un tel système naturel, où des gisements estimés à 100 Gm 3 de CO 2 ont pu s'accumuler, à partir de sources vocaniques d'âge inférieur à 5 Ma.

Numerical modeling of self-limiting and self-enhancing caprock alteration induced by CO2 storage in a depleted gas reservoir

“…Leakage may occur through fractures, faults or, more generally, caprock weaknesses which may act as preferential ascent routes for deep-seated gases (Ennis-King and Paterson, 2000, Pruess and Garcia, 2002, Rutqvist and Tsang, 2002. Experimental, modelling and field studies evaluating structural integrity of geological carbon repositories have been already conducted (see, among others, Li et al, 2006, Kaszuba et al, 2003, 2005, Gaus et al, 2005, Haszeldine et al, 2005, May, 2005, Marschall et al, 2005, Hildebrand et al, 2004, Pruess and Garcia, 2002, Rutqvist and Tsang, 2002, Ennis-King and Paterson, 2000, Lindeberg, 1997, and references cited therein). From these studies, the following key issues can be identified, which need to be addressed for a quantitative assessment of the sealing efficiency of caprock formations:…”

“…Dissolution reactions are likely when gas breakthrough is expected in carbonate-rich rocks, with both the type and timing of the mineralogical alteration in caprocks being highly variable and specific to geochemical, physical and hydrologic features of the investigated systems; (iii) the sealing capacity of caprock formations above depleted oil and/or gas reservoirs can be significantly reduced after CO 2 injection, due to the lower interfacial tension of the CO 2 -water system in comparison to hydrocarbon-water system originally filling the reservoir before the displacement operated by the injected CO 2 (Li et al, 2006); (iv) experimental data on capillary displacement pressure and effective permeability-capillary pressure relationships indicate that dynamic leakage of gases through the caprock depends on ambient pressure conditions; differences in gas breakthrough behaviour of gases are governed by interfacial tension and wettability behaviour of different gases which are specific to different lithologies (Hildebrand et al, 2004); (v) natural analogues provide useful information on geochemical processes occurring in natural environments that laboratory experiments may not be able to reproduce. Such information can assist in the calibration of geochemical models, allowing them to make accurate predictions at the timescales involved in nature (Haszeldine et al, 2005). This paper is focused on the study of the reactive mechanisms which may occur as a consequence of CO 2 geological disposal at depth in a potentially highly-reactive caprock, consisting of carbonate-rich shales.…”

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

“…This heterogeneity is site-dependent and scaledependent. Different sites may have different lithology (shale, mudstone, and claystone) and mineralogy (Haszeldine et al, 2005;Lu et al, 2009). The behavior of a clay-rich shale can be highly different from a carbonate-rich shale (Alemu et al, 2011).…”

Reactive transport modeling for CO2 geological sequestration

“…Natural analogues provide useful information on geochemical processes occurring in natural environments that laboratory experiments may not be able to reproduce. Such information can assist in the calibration of geochemical models, allowing them to make accurate predictions at the timescales involved in nature (Haszeldine et al, 2005).…”