Impact of Fractures on CO2 Storage Monitoring: Keys for an Integrated Approach Impact de la présence de fractures pour le monitoring des stockages de CO2 : éléments pour une approche intégrée

Abstract

The monitoring of CO2 storage in fractured reservoirs (depleted hydrocarbon fields or brine aquifers) requires the study of the impact of fracturation and fluid substitution on seismic data. Seismic data can provide information about the additional compliance due to the fractures and the fluids through the analysis of seismic azimuthal anisotropy with an appropriate rock physics model. We introduce a rock physics model built in collaboration with geologists, providing a realistic description of fractured media. This model concerns fractured geological media in the presence of fluids characterized by some degree of matrix porosity, the presence of pore fluids, connected and/or non-connected fractures, the presence of several fracture sets, and an inherent seismic anisotropy. The direct application of this rock model shows that the P-wave anisotropy value measured through seismic data can be explained by several sets of different parameters such as the fracture density, the pore fluid compliance or the porosity. The presence of inherent layer-induced anisotropy can also modify the P-wave anisotropy and thus the interpretation of this value in terms of fluid substitution in a fractured porous medium. As far as fluid substitution monitoring is concerned, if seismic data are acquired before and after this substitution, a change in the P-wave anisotropy value can be linked to the modification of the compliance of the fluid content in the same medium exhibiting the same fracture network and the same porosity. This relative value can only be correctly interpreted in terms of fluid substitution provided we have some constraints on a few of the parameters involved in the P-wave anisotropy value such as the porosity, and a rough idea of the level of normalized fracture compliance. Then, a multidisciplinary approach is mandatory to constrain these parameters. For instance, borehole and outcrop geological information can give the upper limit of the fracture density expected at depth in the same formation. Furthermore, rock mechanics helps in understanding the fracturation state at depth to identify the predominant fractures in regard to the interpretation of seismic anisotropy in terms of fluid substitution inside the fracture network. Le monitoring des sites de stockage de CO2 dans des réservoirs fracturés (champs d’hydrocarbures déplétés ou aquifères salins profonds) nécessite de prendre en compte l’impact de la fracturation et la substitution de fluides sur la réponse sismique. Les données sismiques peuvent fournir des informations sur la souplesse additionnelle due à la présence de fractures et de fluides à travers l’analyse de l’anisotropie sismique azimutale avec un modèle de physique des roches adapté. Nous introduisons un modèle de physique des roches construit en collaboration avec des géologues qui fournit une description réaliste des milieux fracturés. Ce modèle concerne des milieux géologiques fracturés en présence de fluides et qui sont caractérisés par un certain degré de porosité matricielle, la présence de plusieurs familles de fractures connectées ou non avec la porosité matricielle et l’existence d’une anisotropie intrinsèque. L’application directe de ce modèle montre que la valeur de l’anisotropie des ondes P mesurée à partir de données sismiques peut être expliquée par plusieurs jeux de paramètres parmi lesquels la densité de fractures, la souplesse du fluide interstitiel ou la porosité. La présence d’une anisotropie inhérente modifie également l’anisotropie des ondes P et, par conséquent, l’interprétation de sa valeur en termes de substitution fluide dans un milieu poreux fracturé. En ce qui concerne le monitoring de la substitution fluide, si des données sismiques sont acquises avant et après cette substitution, la modification du niveau d’anisotropie des ondes P peut être liée au changement de souplesse du contenu fluide dans le milieu non modifié, présentant le même réseau de fractures et la même porosité. Cette valeur relative d’anisotropie peut être correctement interprétée en termes de substitution fluide, à condition d’avoir des contraintes sur la valeur de quelques paramètres impliqués dans la valeur de l’anisotropie des ondes P, comme par exemple la porosité et la souplesse de fractures adimensionnelle. Ainsi, une approche intégrée, multidisciplinaire est nécessaire pour contraindre la valeur de ces paramètres. Par exemple, des informations géologiques provenant des puits et des affleurements peuvent donner une limite supérieure quant à la détermination de la densité de fractures attendue en profondeur. De plus, la mécanique des roches permet de comprendre l’état de fracturation en profondeur pour identifier les fractures prédominantes par rapport à l’interprétation de l’anisotropie sismique en termes de substitution fluide dans un réseau de fractures.