Numerical Modeling of the Effect of Carbon Dioxide Sequestration on the Rate of Pressure Solution Creep in Limestone: Preliminary Results

Simulation numérique de l'effet du stockage souterrain de dioxyde de carbone sur la déformation des calcaires par dissolution sous contrainte : résultats préliminaires

¹ LGIT-CNRS-OSUG, Université Joseph-Fourier
² Physics of Geological Processes, University of Oslo
³ Institut français du pétrole

Corresponding author: francois.renard@ujf-grenoble.fr

Abstract

When carbon dioxide (CO₂) is injected into an aquifer or a depleted geological reservoir, its dissolution into solution results in acidification of the pore waters. As a consequence, the pore waters become more reactive, which leads to enhanced dissolution-precipitation processes and a modification of the mechanical and hydrological properties of the rock. This effect is especially important for limestones given that the solubility and reactivity of carbonates is strongly dependent on pH and the partial pressure of CO₂. The main mechanism that couples dissolution, precipitation and rock matrix deformation is commonly referred to as intergranular pressure solution creep (IPS) or pervasive pressure solution creep (PSC). This process involves dissolution at intergranular grain contacts subject to elevated stress, diffusion of dissolved material in an intergranular fluid, and precipitation in pore spaces subject to lower stress. This leads to an overall and pervasive reduction in porosity due to both grain indentation and precipitation in pore spaces. The percolation of CO₂-rich fluids may influence on-going compaction due to pressure solution and can therefore potentially affect the reservoir and its long-term CO₂ storage capacity. We aim at quantifying this effect by using a 2D numerical model to study the coupling between dissolution-precipitation processes, local mass transfer, and deformation of the rock over long time scales. We show that high partial pressures of dissolved CO₂ (up to 30 MPa) significantly increase the rates of compaction by a factor of ~50 to ~75, and also result in a concomitant decrease in the viscosity of the rock matrix.

Résumé

Lors de l'injection de dioxyde de carbone dans un réservoir déplété ou dans un aquifère, la dissolution du CO₂ dans l'eau de formation produit une acidification. Ce phénomène accélère les réactions de dissolution-précipitation avec la matrice rocheuse, et par conséquent, peut modifier notablement les propriétés mécaniques et hydrauliques des roches. De tels effets sont particulièrement importants dans les calcaires pour lesquels la solubilité et la réactivité des minéraux dépendent directement du pH, qui est lié à la pression partielle de CO₂. Le mécanisme de déformation par dissolution-précipitation sous contrainte est contrôlé par un couplage entre des processus de dissolution et de précipitation des minéraux et une déformation macroscopique de la matrice. Ce mécanisme implique une dissolution aux joints de grains où la contrainte normale est élevée, une diffusion de la matière dissoute dans le fluide intergranulaire, et une précipitation de matière dans les pores où la pression est plus faible. Cela induit une compaction de la roche et une diminution de porosité contrôlées à la fois par l'indentation des grains et par la précipitation dans les pores. La percolation de fluides riches en CO₂ tend à accélérer la compaction et peut ainsi modifier les propriétés mécaniques du réservoir à long terme. Dans cet article, nous avons cherché à quantifier ce processus à l'aide d'un modèle numérique 2D qui couple les processus de dissolution et de précipitation à l'échelle des grains avec des transferts de matière à une échelle plus importante (quelques décimètres). Nous montrons que des pressions élevées de CO₂ (jusqu'à 30 MPa) accélèrent la vitesse de compaction des roches calcaires d'un facteur ~50 à ~75 et diminuent aussi leur viscosité.