Advanced and Integrated Petrophysical Characterization for CO2 Storage: Application to the Ketzin Site Caractérisation pétrophysique intégrée pour le stockage de CO2 : application au site de Ketzin

Abstract

Advanced and Integrated Petrophysical Characterization for CO2 Storage: Application to the Ketzin Site — Reservoir simulations and monitoring of CO2 storage require specific petrophysical data. We show a workflow that can be applied to saline aquifers and caprocks in order to provide the minimum data set for realistic estimations of storage potential and perform pertinent simulations of CO2 injection. The presented series of experiments are fully integrated with quantitative log data analysis to estimate porosity, irreducible saturation, drainage capillary pressure and water relative permeability, residual gas saturation, resistivity-saturation relationships and caprock transport properties (permeability and diffusivity). The case considered is a saline aquifer of the Triassic Stuttgart formation studied in the framework of the CO2SINK onshore research storage, the first in situ testing site of CO2 injection in Germany located near the city of Ketzin. We used petrophysical methods that can provide the required data in a reasonable amount of time while still being representative of the in situ injection process. For two phase transport properties, we used the centrifuge technique. For resistivity measurements, we used the Fast Resistivity Index Measurement (FRIM) method in drainage and imbibition, at ambient and storage conditions. For caprock characterization, we used a fast NMR (Nuclear Magnetic Resonance) deuterium tracer technique to measure diffusivity and a modified steady state innovative technique to determine permeability. Entry pressure has also been evaluated using several methods. Resistivity and NMR logs were analyzed to provide a continuous estimation of irreducible saturation for the entire storage zone and to judge on the representativity of the samples analyzed in the laboratory. For the Ketzin site, the storage zone is a clayey sandstone of fluvial origin locally highly cemented, with porosity around 30% and permeability ranging from 100 to 300 mD. Two zones were identified on the logs characterized by two different irreducible saturation ranging from 15 up to 35%. The measured relative permeability curves show a sharp decrease of the water effective permeability and suggest that a saturation lower than 50% cannot be reached in practice. The exponent of the resistivity index curve is about 1.7, lower than the default value of 2. The caprock has a permeability of 27 nD, a porosity around 15% and a pore diffusivity of 0.8 x 10-9 m2/s La simulation et le suivi d’un stockage de CO2 requiert des données pétrophysiques spécifiques. Nous présentons un ensemble d’expériences applicables à tout stockage et à toute couverture, fournissant des données pour des simulations numériques réalistes du potentiel de stockage et de l’injection. Ces expériences sont intégrées avec les données diagraphiques pour l’estimation de la porosité, la saturation irréductible, la pression capillaire et la perméabilité relative de l’eau en drainage, la saturation en gaz résiduelle, les relations résistivité-saturation et les propriétés de transport de la couverture (perméabilité et diffusivité). Le cas considéré est l’aquifère salin du Trias dans le contexte du projet CO2SINK, le premier site expérimental de stockage en Allemagne situé près de Ketzin. Nous avons utilisé des méthodes de mesure nécessitant des durées raisonnables tout en restant représentatives des processus in situ. Pour le transport diphasique, nous avons utilisé la centrifugation. Pour la résistivité, nous avons utilisé une méthode rapide « Fast Resistivity Index Measurement » (FRIM) en drainage et imbibition, en condition ambiante et en condition de stockage. Pour la caractérisation de la couverture, nous avons utilisé une technique rapide RMN (Résonance Magnétique Nucléaire) utilisant le deutérium comme traceur pour la mesure de diffusion et une méthode stationnaire innovante pour la mesure de perméabilité. La pression d’entrée a également été évaluée. Les diagraphies RMN et de résistivité ont également été utilisées pour estimer de manière continue la saturation irréductible et juger de la représentativité des échantillons analysés au laboratoire. Pour le site de Ketzin, la zone de stockage est un grès argileux d’origine fluviatile localement très cimenté d’une porosité d’environ 30 % et d’une perméabilité variant de 100 à 300 mD. Deux zones se distinguent par des saturations irréductibles variant de 15 à 35 %. La courbe de perméabilité relative à l’eau présente une forte pente et suggère qu’une saturation inférieure à 50 % n’est pas atteignable en pratique. L’exposant de saturation de l’indice de résistivité est de 1,7, plus faible que la valeur standard de 2. La couverture a une perméabilité de 27 nD, une porosité de 15 % et une diffusivité de 0,8 x 10-9 m2/s.