Geological and Hydrogeological Evaluation of the Nisku Q-Pool in Alberta, Canada, for H₂S and/Or CO₂ Storage

Évaluation géologique et hydrogéologique du champ Nisku-Q de l'Alberta (Canada) en vue d'un stockage de l'H₂S et/ou du CO₂

EAS Department, University of Alberta

Corresponding author: hans.machel@ualberta.ca

Abstract

The Brazeau Nisku Q-Pool in west-central Alberta is one of more than forty acid gas injection operations currently active in western Canada. The Nisku Q-Pool, mineralogically essentially dolomite and anhydrite, is a depleted sour gas reservoir in the Upper Devonian Nisku Formation. The Nisku is an oil, sweet and sour gas condensate play at depths ranging from about 2300 m in the northeast to more than 4200 m in the southwest, with a thickness of about 80 to 100 m. A unique feature of this play is that the hydrocarbons are contained in numerous closely spaced pools that have been essentially isolated hydrodynamically from one another since hydrocarbon migration and entrapment about 50-60 Ma ago, as shown by initial reservoir pressures and gas compositions. The hydrodynamic isolation renders these pools suitable for acid gas (H₂S + CO₂) injection and/or carbon dioxide (CO₂) sequestration. A thorough stratigraphic, diagenetic, mineralogical, and hydrogeological evaluation of the Nisku Formation suggests that the injected acid gas will remain in the structure that contains the Nisku Q-Pool on a geological time scale. In the highly unlikely case of migration out of the Q-Pool, the acid gas plume would disperse and dissolve in deep formation waters along the flow path. The only possibility for upward leakage of acid gas rapid enough to be of human concern is through wells that were improperly completed and/or are abandoned and are not monitored.

Résumé

Au Canada occidental, plus de quarante sites géologiques sont aujourd'hui utilisés pour l'injection de gaz acide (H₂S + CO₂). Le champ Nisku-Q est localisé dans le centre-ouest de l'Alberta (zone de Brazeau). Il s'agit d'un gisement de gaz déplété, dont le réservoir, situé dans la formation de Nisku (Dévonien supérieur), est constitué pour l'essentiel de dolomite et d'anhydrite. La formation de Nisku offre un prospect à huile et gaz à condensat, le gaz étant plus ou moins acide. Son enfouissement, inférieur à 2300 m au nord-est, atteint environ 4200 m au sud-ouest. Son épaisseur est de 80 à 100 m. Une particularité de ce prospect est que les hydrocarbures sont répartis dans un assez grand nombre de gisements proches l'un de l'autre, et pourtant isolés sur le plan hydrodynamique depuis leur migration et leur piégeage, datés entre 30 et 60 Ma. Cet isolement, mis en évidence par la distribution des compositions et des pressions naturelles des gisements, rend ceux-ci propices à l'injection de gaz acide, et en particulier à la séquestration de dioxyde de carbone. Une investigation détaillée des caractères stratigraphiques, diagénétiques, minéralogiques et hydrogéologiques de la formation de Nisku permet de penser que le gaz injecté resterait confiné, pour des durées géologiques, au sein de la structure qui contient le champ Nisku-Q. Et même si par fait extraordinaire le gaz s'en échappait, il ne manquerait pas de se disperser et de se dissoudre dans les eaux de formation situées en profondeur, le long des chemins de migration. Le seul risque de fuite sérieux, à l'échelle humaine, serait le fait d'un puits mal équipé, et/ou abandonné sans surveillance.