CO2 geological storage
Caractérisation des changements dans les propriétés de réservoir carbonaté induits par une modification dans la structure des pores lors d’une injection de CO2 : application au stockage géologique du CO2
Résumé
Geological storage of CO2 is one of diverse technologies being explored to reduce atmospheric carbon from
industrial processes (i.e. fossil fuel combustion). One of the specific features of CO2 injection is the possibility of
geochemical reactions (dissolution – precipitation) between mobile reactive brine (e.g. formation water enriched
in CO2) and the host rock during the spatial and temporal evolution of CO2. That leads to modifications in the
pore structure, which in turn change the flow dynamics of the reservoir (e.g. the permeability k). Then, theses
structural modifications can largely control the injectivity, so that the pressure field in the reservoir and also the
CO2 propagation. Accordingly, it is crucial to explore the changes in the reservoir properties (e.g. structural and
hydrodynamic) induced during a CO2 injection and specially the relationships between them (e.g. k or reactive
surface-Sr versus porosity-φ , k versus rock heterogeneity), for developing predictive modelling tools of the
transport and reaction processes occurring during a CO2 injection and reliable risk assessment. In the case of
carbonate rocks, the application of the predictive models of transport and reaction is still challenging, because of
their high heterogeneity so that the incertitude in the reaction kinetics of carbonate minerals.
From this perspective, we realized brine-enriched in CO2 percolation experiments through carbonate rock
samples in thermodynamic conditions expected during CO2 injection in deep reservoirs (T = 100°C et P =12
MPa). The permeability changes k(t) is monitored during the experiments and the porosity variationφ (t) is
calculated from chemical analyses of the sampled outlet fluids, using ICP-EAS. The pore structure modifications
are investigated from high resolution X ray micro tomography images acquired from the synchrotron of
Grenoble (ESRF). Depending to the dissolution regime, controlled by the reservoir rock fabric and the chemical
composition of the brine (e.g. PCO2), we observed that a modification of pore structure can either improve
(atypical result in dissolution context) or impair the value of the permeability k.
Le stockage géologique du CO2 est l’une des diverses technologies étant explorées afin de
réduire les émissions de carbone atmosphérique des processus industriels (i.e. combustion de
l’énergie fossile). L’une des spécifiques caractéristiques de l’injection du CO2 en profondeur
reste la possibilité de réactions géochimiques (dissolution-précipitation) entre la saumure
réactive mobile (e.g. eau de formation enrichie en CO2) et la roche encaissante durant
l’évolution spatiale et temporelle du CO2, conduisant à des modifications dans la structure des
pores et par conséquent dans les propriétés d’écoulement du réservoir (e.g. la perméabilité k).
Donc, ces changements structuraux peuvent largement contrôler l’injectivité, ainsi que le
champ de pression dans le réservoir et aussi la propagation du CO2. Il demeure ainsi crucial
d’explorer les changement dans les propriétés de réservoirs (e.g. structurales et
hydrodynamiques) induits durant une injection de CO2 et explicitement les relations existantes
entre eux (e.g. k ou surface réactive-Sr versus porosité-φ , k versus hétérogénéité de la roche),
afin de développer des outils de modélisation prédictive des processus de transport et
réactionnels se produisant durant une injection de CO2 et d’évaluer de façon fiable les risques.
Dans le cas des réservoirs carbonatés, l’application des modèles prédictifs de transport réactif
demeure toujours un enjeu, car contrainte par la forte hétérogénéité en leur sein ainsi que par
l’incertitude dans la cinétique de réactions des minéraux carbonatés dans ce contexte. Dans
cette optique, nous avons réalisé des expériences de percolation à travers des échantillons de
roches carbonatées dans les conditions thermodynamiques de stockage en profondeur (T =
100°C et P =12 MPa). L’évolution de la perméabilité k(t) est suivie au cours des
expériences ; et la variation de la porosité φ (t) est calculée à partir des résultats d’analyses
chimiques au ICP-AES des fluides de sortie échantillonnés. L’investigation des modifications
apportées à la structure des pores est réalisée par le biais de la Micro-Tomographie haute
résolution à rayon X, acquise au synchrotron de Grenoble (e.g. ESRF).
Dépendant du régime de dissolution, contrôlé par la fabrique de la roche réservoir et la
composition chimique de la saumuré chargée en CO2 (e.g. PCO2 engagée), on a observé
qu’une modification de la structure de la roche peut soit améliorer soit détériorer (résultat
atypique en contexte de dissolution) la valeur de la perméabilité k.
Origine : Fichiers produits par l'(les) auteur(s)
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