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Department of Earth Sciences, Simon Fraser University, 8888 University Drive, Burnaby, BC V5A 1S6, Canada
Strike Oil Lilmited, Perth, Australia
Energy Resources Conservation Board, Calgary, AB, Canada
Energy Resources Conservation Board, Calgary, AB, Canada
L’injection de CO2 dans la Formation de Cardium, dans le champ central de Pembina, Alberta, a été initiée en 2004 par deux schémas d’injections d’eau du type inversé à 5-points. Le but de cette injection était d’évaluer la viabilité économique de la récupération assistée de pétrole (EOR) en utilisant du CO2. Afin d’étudier le comportement du CO2 à l’intérieur du réservoir et d’évaluer les risques potentiels à long terme de fuites du CO2 et de son stockage, un modèle géologique et hydrogéologique a été développé pour la Formation de Cardium, ainsi que pour les deux strates sous-jacentes et sus-jacentes. La zone injectée, la Formation de Cardium, a été subdivisée en quatre unités de réservoirs perméables et en trois unités de réservoirs imperméables. Les strates sous-jacentes et sus-jacentes ont été subdivisées, en se basant sur leur potentiel géologique à contenir du CO2 sur le long terme (5,000 ans).
Les unités de réservoirs perméables, dans la Formation de Cardium, incluent des grès inférieurs, centraux et supérieurs, et le conglomérat. La majorité de la capacité de stockage de la Formation de Cardium est contenue à l’intérieur de trois couches de grès, démontrant un taux de porosité moyenne se situant entre 14.8% et 16.4%. La perméabilité dans les grès augmente de manière prévisible avec l’augmentation de la porosité, mais demeure variable de grès à grès. Le grès inférieur possède le taux de perméabilité moyenne des grès le plus bas (9.5 md), ce qui représente la moitié du taux de perméabilité moyenne des grès centraux et supérieurs (respectivement 21.4 et 19.8 md,). Il n’y a pas de relation entre la porosité et la perméabilité dans le conglomérat. En moyenne, le conglomérat est de 50% plus perméable (33 md) que les grès centraux et supérieurs; bien que la perméabilité puisse excéder un Darcy dans les couches individuelles. La perméabilité la plus élevée du conglomérat provient du fait qu’elle agit comme une zone "voleuse" de CO2 injecté. Cette tendance est par la suite compensée à la fois par l’utilisation endémique de fractures hydrauliques (qui se propage verticalement) afin de stimuler la production de pétrole, et par la flottabilité positive du CO2 relative à l’eau.
La Formation de Cardium à Pembina se trouve au centre des schistes du Groupe de Colorado qui ont une épaisseur de 650 m. L’efficacité et l’intégrité de la succession de schistes sus-jacents, en tant que scellement de la Formation de Cardium, sont vitales en ce qui concerne le stockage à long terme du CO2. Des fuites à travers ces schistes sont très peu probables dans la mesure où leur épaisseur dépasse 300 m et sépare deux zones aquifères avec des différences significatives de pressions de régimes régionales (à l’origine, la Formation de Cardium a subit une surpression, tandis que la Formation de Wapiti sus-jacente subit une pression hydrostatique).
Traduction de Gabrielle Drivet
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