Parametry petrofizyczne węglanowych skał nadkładu podczas sekwestracji CO2 w morskim złożu ropno-gazowym – studium przypadku

• Autorzy: Moska Rafał

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2024.03.02

Warianty tytułu

EN

Petrophysical parameters of carbonate cap rock during CO2 sequestration in an offshore oil and gas reservoir – a case study

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

Sekwestracja CO2 jest obecnie jednym z najintensywniej rozwijanych sposobów zmniejszenia ilości tego gazu w atmosferze Ziemi. Wiąże się ona z szeregiem zjawisk w górotworze mających wpływ na właściwości zarówno poziomów zbiornikowych, jak i uszczelniających. Jednym z kluczowych elementów technologicznych związanych z sekwestracją jest wykazanie, w jaki sposób długotrwałe zatłaczanie CO2 do górotworu będzie wpływało na parametry skał zbiornikowych w obrębie horyzontu docelowego, a także czy nie doprowadzi do nadmiernego wzrostu przepuszczalności w wyżejległych formacjach uszczelniających. W artykule zostały przedstawione wyniki badań laboratoryjnych wpływu sekwestracji CO2 na parametry petrofizyczne skał węglanowych, stanowiących warstwę uszczelniającą pułapki w morskim złożu ropno-gazowym. Wpływ CO2 został wyznaczony na podstawie porównania współczynników przepuszczalności, porowatości oraz dynamicznych parametrów sprężystości przed ekspozycją próbek na CO2 i po niej. Próbki skał zostały nasycone solanką złożową, a następnie poddane 12-tygodniowej ekspozycji na CO2 w stanie nadkrytycznym w warunkach złożowych. Odnotowano wzrost współczynnika przepuszczalności w części próbek posiadających szczeliny naturalne, podczas gdy w próbkach niezawierających szczelin wystąpił jego spadek. Zaobserwowano także spadek współczynnika porowatości efektywnej, jednakże prawdopodobnie w efekcie wytrącania się kryształów z solanki, którą próbki były nasycane. Moduły Younga oraz odkształcenia postaci próbek po ekspozycji nie zmieniły się zasadniczo w stosunku do wartości referencyjnych. Zarówno w próbkach eksponowanych na CO2, jak i w próbce niepoddanej ekspozycji odnotowano niewielki wzrost współczynnika Poissona oraz wzrost modułu odkształcenia objętości, co mogło być spowodowane przekroczeniem granicy plastyczności podczas obciążania próbek w pomiarach referencyjnych, prowadzącym do ich trwałej kompakcji.

EN

CO2 sequestration is one of the most intensively developed methods of reducing the amount of this gas in the earth's atmosphere. Sequestration involves a number of phenomena affecting the properties of both reservoir and sealing rocks. One of the key technological elements involved sequestration is to demonstrate how long-term injection of CO2 will affect the reservoir rocks parameters, as well as whether there is a risk of unsealing of the overburden rocks. This paper presents the results of laboratory measurements, concerning the petrophysical and geomechanical parameters of carbonate cap rocks in an offshore oil and gas deposit, before and after CO2 exposure. The effect of CO2 was designated by comparing porosity, permeability and dynamic elastic moduli before and after exposure. The rock samples were saturated with reservoir brine and exposed to supercritical CO2 in reservoir conditions for 12 weeks. Increase of the permeability in some samples with natural fractures and decrease in this parameter in samples without fractures were observed. A decrease in the effective porosity was also observed, however, probably as a result of the precipitation of crystals from the brine which the samples were saturated. Young's and shear moduli after exposure did not change significantly compared to the reference values. Both CO2-exposed and unexposed (blank test) samples showed a slight increase in the Poisson's ratio and an increase in the bulk modulus, which may have been caused by exceeding the yield stress when the samples were loaded in the reference measurements, leading to their permanent compaction.

Słowa kluczowe

PL

sekwestracja CO2; parametry petrofizyczne; dynamiczny moduł sprężystości; badania laboratoryjne

EN

CO2 sequestration; petrophysical parameters; dynamic elastic moduli; laboratory measurements

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2024
• Tom: R. 80, nr 3
• Strony: 139--148
• Opis fizyczny: Bibliogr. 27 poz., rys.

Twórcy

autor

Moska Rafał

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

Bibliografia

• Agofack N., Lozovyi S., Bauer A., 2018. Effect of CO2 on P- and S-wave velocities at seismic and ultrasonic frequencies. International Journal of Greenhouse Gas Control, 78: 388–399. DOI: 10.1016/j.ijggc.2018.09.010.
• Al-Ameri W.A., Abdulraheem A., Mahmoud M., 2016. Long-Term Effects of CO2 Sequestration on Rock Mechanical Properties. Journal of Energy Resources Technology, 138. DOI: 10.1115/1.4032011.
• Alemu B., Aker E., Sodal M., Johnsen O., Agaard P., 2011. Influence of CO2 on rock physics properties in typical reservoir rock: A CO2 flooding experiment of brine saturated sandstone in a CT-scanner. Energy Procedia, 4: 4379–4386. DOI: 10.1016/j.egypro.2011.02.390.
• Bała M., 1990. Klasyfikacja skał osadowych na podstawie ich modułów sprężystości wyznaczonych z obrazów falowych. Przegląd Geologiczny, 38(12): 556–560.
• Bourbie T., Coussy O., Zinszner B., 1987. Acoustic of Porous Media. Editions Technip, Paris.
• Choi C.-S., Song J.-J., 2012. Swelling and Mechanical Property Change of Shale and Sandstone in Supercritical CO2. Tunnel and Underground Space, 22(4): 266–275. DOI: 10.7474/TUS.2012.22.4.266.
• Elwegaa K., Emadi H., Soliman M., Gamadi T., Elsharafi M., 2019. Improving oil recovery from shale oil reservoirs using cyclic cold carbon dioxide injection – An experimental study. Fuel, 254: 115586. DOI: 10.1016/j.fuel.2019.05.169.
• Fatah A., Mahmud H., Bennour Z., Gholami R., Hossain M., 2022. The impact of supercritical CO2 on the pore structure and storage capacity of shales. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 98: 104394. DOI: 10.1016/j.jngse.2021.104394.
• Fjaer E., Holt R., Horsrud P., Raanen A., Risnes R., 2008. Petroleum related rock mechanics. Second edition. Elsevier.
• Gaus I., 2010. Role and impact of CO2 – rock interactions during CO2 storage in sedimentary rocks. International Journal of Greenhouse Gas Control, 4(1): 73–89. DOI: 10.1016/j.ijggc.2009.09.015.
• Lu Y., Chen X., Tang J., Li H., Zhou L., Han S., Ge Z., Xia B., Shen H., Zhang J., 2019. Relationship between pore structure and mechanical properties of shale on supercritical carbon dioxide saturation. Energy, 172: 270–285. DOI: 10.1016/j.energy.2019.01.063.
• Lubaś J., 2007. Pionierskie doświadczenia Polski w zakresie sekwestracji dwutlenku węgla. Przegląd Geologiczny, 8: 663–665.
• Lubaś J., 2008. Pierwsza europejska przemysłowa instalacja sekwestracji CO2. Nafta-Gaz, 64(1): 49–51.
• Lubaś J., Szott W., Jakubowicz P., 2012. Effects of acid reinjection on CO2 concentration in natural gas produced from Borzęcin reservoir. Nafta-Gaz, 68(7): 405–410.
• Lyu Q., Long X., Ranjith P.G., Tan J., Kang Y., Wang Z., 2018. Experimental investigation on the mechanical properties of a low-clay shale with different adsorption times in sub-/super-criticalCO2. Energy, 147: 1288–1298. DOI: 10.1016/j.energy.2018.01.084.
• Lyu Q., Ranjith P.G., Long X., Ji B., 2016. Experimental Investigation of Mechanical Properties of Black Shales after CO2-Water-Rock Interaction. Materials, 9: 663. DOI: 10.3390/ma908066.
• Meng S., Jin X., Tao J., Wang X., Zhang C., 2021. Evolution Characteristics of Mechanical Properties under Supercritical Carbon Dioxide Treatment in Shale Reservoirs. ASC Omega, 6:2813–2823. DOI: 10.1021/acsomega.0c05136.
• Moska R., 2023. Wpływ oddziaływania CO2 na dynamiczne parametry geomechaniczne w systemie geotermalnym. Nafta-Gaz, 79(3):199–212. DOI: 10.18668/NG.2023.03.06.
• Peter A., Yang D., Eshiet K.I.-I.I., Sheng Y., 2022. A Review of the Studies on CO2–Brine–Rock Interaction in Geological Storage Process. Geosciences, 12: 168. DOI: 10.3390/geosciences12040168.
• Rorheim S., Bhuiyan M.H., Bauer A., Cerasi P.R., 2021. On the Effect of CO2 on Seismic and Ultrasonic Properties: A Novel Shale Experiment. Energies, 14: 5007. DOI: 10.3390/en1416500.
• Tian S., Zhou J., Xian X., Gan Q., Yang K., Zheng Y., Deng G., Zhang F., 2023. Impact of supercritical CO2 exposure time on the porosity and permeability of dry and wet shale: The influence of chemo-mechanical coupling effects. Energy, 270: 126905. DOI:10.1016/j.energy.2023.126905.
• Warnecki M., 2010. Rozpuszczalność CO2 i rodzimych gazów ziemnych w solance złożowej. Nafta-Gaz, 66(1): 20–26.
• Xue Z., Ohsumi T., Koide H., 2005. An experimental study on seismic monitoring of a CO2 flooding in two sandstones. Energy,30(11–12): 2352–2359. DOI: 10.1016/j.energy.2004.07.022.
• Yang K., Zhou J., Xian X., Zhou L., Zhang C., Tian S., Lu Z., Zhang F., 2022. Chemical-mechanical coupling effects on the permeability of shale subjected to supercritical CO2-water exposure. Energy,248: 123591, DOI: 10.1016/j.energy.2022.123591.
• Yin H., Zhou J., Xian X., Jiang Y., Lu Z., Tan J., Liu G., 2017. Experimental study of the effects of sub- and super-critical CO2 saturation on the mechanical characteristics of organic-rich shales. Energy, 132: 84–95. DOI: 10.1016/j.energy.2017.05.064.
• Zhang S., Xian X., Zhou J., Zhang L., 2017. Mechanical behaviour of Longmaxi black shale saturated with different fluids: an experimental study. RSC Advances, 7: 42946. DOI: 10.1039/c7ra07179e.
• Zhou J., Yang K., Zhou L., Jiang Y., Xian X., Zhang C., Tian S., Fan M., Lu Z., 2021. Microstructure and mechanical properties alterations in shale treated via CO2/CO2-water exposure. Journal of Petroleum Science and Engineering, 196: 108088. DOI: 10.1016/j.petrol.2020.108088.