RAPPORT D’ETUDE

Dra-Roux

Description

ANNEXE F POTENTIELS DE DANGERS LIES AU STOCKAGE GEOLOGIQUE – ETANCHEITE DE LA COUVERTURE Auteur Daniel Broseta Université de Pau POTENTIELS DE DANGERS LIES AU STOCKAGE GEOLOGIQUE – ETANCHEITE DE LA COUVERTURE Auteur Daniel Broseta Université de Pau Résumé L’annexe F présente les possibilités de fuite du CO par la couverture. 2L’étanchéité de la roche de couverture, sous laquelle s’accumule par effet de gravité une colonne de CO , peut être rompue : 2• par perçage capillaire du CO surcomprimé 2• par fracturation, hydraulique ou thermique • par réactivation de failles Cependant dans le cadre du programme METSTOR, on considère que la sélection des sites assurera une qualité de la couverture suffisante pour rendre ces fuites négligeables. Identification des possibilités de fuite du CO par la couverture 2Dans une opération de stockage géologique, l’étanchéité de la roche de couverture, sous laquelle s’accumule par effet de gravité une colonne de CO , 2peut être rompue : i) par perçage capillaire du CO surcomprimé par rapport à l’eau imbibant la 2couverture (cf. figure ci-après); la surcompression est due à la poussée d’Archimède, égale au perçage à la pression capillaire d’entrée du CO 2dans la couverture P , atteinte pour une hauteur H de colonne de gaz ce(CO ) telle que 2 H P − P = P = Δ ρgdX (1), CO2 w ce ∫0  avec Δ ρ = ρ − ρ la différence ...

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Extrait

ANNEXE F

POTENTIELS DE DANGERS LIES AU STOCKAGE GEOLOGIQUE –

ETANCHEITE DE LA COUVERTURE

Auteur

Daniel Broseta Université de Pau

POTENTIELS DE DANGERS LIES AU STOCKAGE GEOLOGIQUE –

ETANCHEITE DE LA COUVERTURE Auteur Daniel Broseta Université de Pau

Résumé

L’annexe F présente les possibilités de fuite du CO

2

par la couverture.

L’étanchéité de la roche de couverture, sous laquelle s’accumule par effet de

gravité une colonne de CO

2

, peut être rompue :

•

par perçage capillaire

du CO

2

surcomprimé

•

par fracturation

, hydraulique ou thermique

•

par réactivation de failles

Cependant dans le cadre du programme METSTOR, on considère que la

sélection des sites assurera une qualité de la couverture suffisante pour rendre

ces fuites négligeables.

Identification des possibilités de fuite du CO

2

par la couverture

Dans une opération de stockage géologique, l’étanchéité de la roche de

couverture, sous laquelle s’accumule par effet de gravité une colonne de CO

2

,

peut être rompue :

i)

par perçage capillaire

du CO

2

surcomprimé par rapport à l’eau imbibant la

couverture (cf. figure ci-après); la surcompression est due à la poussée

d’Archimède, égale au perçage à la pression capillaire d’entrée du CO

2

dans la couverture

P

ce

, atteinte pour une hauteur

H

de colonne de gaz

(CO

2

) telle que

(1),

∫

Δ

=

=

−

H

ce

w

gdX

P

P

P

0

CO2

ρ

avec

2

CO

w

ρ

ρ

ρ

−

=

Δ

la différence entre la densité (masse volumique) de la

phase aqueuse et celle de la phase riche en CO

2

. La pression capillaire

d’entrée étant égale à

R

/

)

cos(

2

/w

CO

2

θ

γ

(loi de Laplace), où

R

est une taille

effective de pores de la couverture, on voit que les propriétés interfaciales –

tension interfaciale

γ

CO2/w

entre l’eau et le CO

2

et angle de contact

θ





caractérisant la mouillabilité de la couverture (aux conditions de stockage) –

jouent un rôle important dans ce processus de fuite. Ces propriétés ont fait

l’objet de travaux récents (réfs. 1 et 2), qui montrent que l’étanchéité

capillaire est moins assurée dans le cas du CO

2

que dans le cas

d’hydrocarbures. La tension

γ

CO2/w

est en effet inférieure (d’un facteur 2

environ) à la tension

γ

CH4/w

et la mouillabilité à l’eau est moindre en

présence de CO

2

dense qu’en présence d’hydrocarbures.

La valeur de la pression de perçage capillaire ou de déplacement (ou

pression maximale de recompression) doit être mesurée en laboratoire sur

un échantillon de couverture, suivant des méthodes appropriées, décrites

par ex. dans la réf. 3 (ces méthodes sont utilisées pour qualifier la

couverture d’un site de stockage saisonnier de gaz). L’échantillon de

couverture, initialement imbibé d’eau, est placé dans les conditions de

pression, de température et de confinement représentatives, et le CO

2

est

mis en contact avec l’une des faces de ce milieu poreux : la pression dans

le CO

2

est augmentée par paliers jusqu’à détecter le perçage, le débit de

CO

2

après le perçage donnant une indication sur la perméabilité effective

du CO

2

dans la roche de couverture.

ii)

par fracturation

, hydraulique ou thermique. La fracturation thermique est

due à la variation (qui en général est une baisse) de la température

occasionnée par l’injection du fluide, plus froid en général que l’encaissant :

cet effet est significatif aux abords du puits d’injection, mais reste à

apprécier loin du point d’injection. La fracturation hydraulique se produit

quand la pression de pore (c’est-à-dire dans le CO

2

injecté) excède un

certain seuil de pression tel que à la fois la contrainte minimale et la limite

élastique à la traction sont dépassées (réf. 4). Ce seuil de pression peut

être apprécié par des mesures en laboratoire sur des échantillons de

couverture, ou directement in si-tu par des leak-off tests (réf. 4).

iii)

par réactivation de failles,

à la suite d’un (micro) séisme et/ou du

changement de l’état de contraintes dû à l’augmentation de la pression de

pore. Il importe de connaître le comportement de la faille lorsqu’elle devient

conductrice au CO

2

(et à l’eau) : les réactions de dissolution et de

reprécipitation vont-elles avoir pour effet global de rendre la faille de plus en

plus conductrice, ou au contraire de la colmater progressivement ? La

réponse à cette question essentielle dépend bien sûr de la minéralogie de

la couverture, et fait l’objet de travaux de recherches.

•

Remarque.

Les fuites occasionnées par les processus (ii) et (iii) ci-dessus

sont plus localisées et massives que les fuites par perçage capillaire

(processus i). Ces dernières sont acceptables si le taux de fuite est minime,

ce qui s’apprécie à partir de mesures de perméabilité effective au gaz

(CO

2

) après perçage. Ainsi, des perméabilités effectives de l’ordre de 10

-4

-

10

-5

milliDarcy, comme cela a été mesuré (réf. 5) sur les échantillons de

couverture du site de Weyburn, donnent des taux de fuite du CO

2

considérés comme inacceptables ; alors que les valeurs de l’ordre de 10

-7

-

10

-9

milliDarcy mesurées sur des échantillons de couverture du bassin de

l’Alberta

(réf. 6) donnent des taux de fuite acceptables. Un autre point

important, qui fait l’objet de recherches actives, est la stabilité au cours du

temps de cette perméabilité effective au CO

2

(cela rejoint le point signalé ci-

dessus à la fin de iii): celle-ci peut augmenter (cas défavorable) ou diminuer

(cas favorable) suite aux processus géochimiques d’altération minérale

(dissolution, précipitation d’espèces minérales).

Figure

. L’étanchéité de la couverture est d’abord un phénomène capillaire. La

zone en pointillés peut elle-même se composer de deux régions, non indiquées

sur la figure : un chapeau de gaz (“gas cap”) sous la couverture et un anneau

d’huile situé juste au-dessus de l’aquifère.

Références :

1. Chiquet, P., Daridon, J. L., Broseta, D. and Thibeau, S., 2007. CO

2

/water

interfacial tensions under pressure and temperature conditions of CO

2

geological storage. Energy Conversion and Management 48(3), 736-744.

2. Chiquet, P., Broseta, D., Thibeau, S., 2007. Wettability alteration of caprock

minerals by carbon dioxide. Geofluids 7, 112-122.

3. Thomas, L.K., Katz, D.L., Tek, M.R., 1968. Threshold pressure phenomena

in porous media, Soc. Pet. Eng. J. 8, 174-184.

4. Gluyas J., Swarbrick R., 2004. Petroleum Geoscience, chapitre 4. Blackwell

Publishing.

5. Li, Z., Dong, M., Li, Z., Huang, S., Qing, H., Nickel, E., 2005. Gas

breakthrough pressure for hydrocarbon reservoir seal rocks: implications for

the security of long-term CO

2

storage in the Weyburn field. Geofluids 5,

326-334.

6.

Bennion, D.B., Bachu, S., 2007. Permeability and relative permeability

measurements at reservoir conditions for CO

2

-water system in ultra-low

permeability confining caprocks. Papier SPE 106995, présenté au

symposium SPE/EAGE Europec à Londres, 11-14 juin 2007.