From Injectivity to Integrity Studies of CO2 Geological Storage Caractérisation de l’injectivité et de l’intégrité d’un stockage géologique de CO2

• Main Authors: Bemer E., Lombard J.M.
• Format: Article
• Language: English
• Published: EDP Sciences 2009-07-01
• Series: Oil & Gas Science and Technology
• Online Access: http://dx.doi.org/10.2516/ogst/2009028

The technical and economical success of a CO2 geological storage project requires the preservation of the site injectivity and integrity properties over its lifetime. Unlike conventional hydrocarbon gas injection, CO2 injection implies geochemical reactions between the reactive brine and the in situ formations (reservoir and cap rock) leading to modifications of their petrophysical and geomechanical properties. This paper underlines the experimental difficulties raised by the low permeability of samples representative either of the cap rock itself or at least of transition zones between the reservoir and the effective cap rock. Acidification effects induced by CO2 injection have been studied using an experimental procedure of chemical alteration, which ensures a homogeneous dissolution pattern throughout the rock sample and especially avoids any wormholing process that would lead to erroneous measurements at the core scale. Porosity, permeability and geomechanical properties of outcrop and field carbonate samples of various permeability levels have been measured under their native state and different levels of alteration. The present work has been conducted within the framework of ANR GeoCarbone-INJECTIVITY and GeoCarbone-INTEGRITY projects. Each experimental step: chemical alteration, petrophysical measurements and geomechanical testing, is considered from the point of view of injectivity and integrity issues. The obtained experimental data show clear trends of chemically induced mechanical weakening. <br> La réussite technique et économique d’un projet de stockage géologique de CO2 repose sur le maintien des propriétés d’injectivité et d’intégrité du site pendant sa durée de vie. Contrairement à l’injection d’un gaz d’hydrocarbure standard, l’injection de CO2 implique des réactions géochimiques entre la saumure réactive mobile et les roches en place (réservoir et couverture) conduisant à des modifications de leurs propriétés pétrophysiques et géomécaniques. Cet article souligne les difficultés expérimentales soulevées par la faible perméabilité des échantillons représentatifs de la couverture ou tout au moins de zones de transition entre le réservoir et la couverture effective. Les effets de l’acidification induite par l’injection de CO2 ont été étudiés à l’aide d’une procédure expérimentale d’altération chimique, qui garantit un profil de dissolution homogène des échantillons de roche et évite en particulier tout développement de chenaux de dissolution (« wormholes ») qui conduirait inévitablement à des mesures erronées à l’échelle de l’échantillon. La porosité, la perméabilité et les propriétés géomécaniques d’échantillons de carbonates provenant de carrières ou de sites potentiels ont été mesurées dans leur état d’origine et à différents niveaux d’altération. Ce travail a été conduit au sein des projets ANR GéoCarbone-INJECTIVITE et GéoCarbone-INTEGRITE. Chacune des étapes expérimentales : altération chimique, mesure des propriétés pétrophysiques et caractérisation géomécanique, est traitée sous l’angle de l’injectivité et de l’intégrité. Les données expérimentales obtenues montrent de nettes tendances d’affaiblissement mécanique sous l’effet d’une altération chimique.