ORIGINAL PAPER
CO2 storage capacity of a deep aquifer depending on the injection well location and cap rock capillary pressure
 
More details
Hide details
1
Mineral and Energy Economy Research Institute Polish Academy of Sciences
CORRESPONDING AUTHOR
Katarzyna Luboń   

Mineral and Energy Economy Research Institute Polish Academy of Sciences
Submission date: 2020-02-06
Final revision date: 2020-04-09
Acceptance date: 2020-04-29
Publication date: 2020-06-29
 
Gospodarka Surowcami Mineralnymi – Mineral Resources Management 2020;36(2):173–196
 
KEYWORDS
TOPICS
ABSTRACT
Using the Konary anticlinal structure in central Poland as an example, a geological model has been built of the Lower Jurassic reservoir horizon, and CO2 injection was simulated using 50 various locations of the injection well. The carbon dioxide storage dynamic capacity of the structure has been determined for the well locations considered and maps of CO2 storage capacity were drawn, accounting and not accounting for cap rock capillary pressure. Though crucial for preserving the tightness of cap rocks, capillary pressure is not always taken into account in CO2 injection modeling. It is an important factor in shaping the dynamic capacity and safety of carbon dioxide underground storage. When its acceptable value is exceeded, water is expelled from capillary pores of the caprock, making it permeable for gas and thus may resulting in gas leakage. Additional simulations have been performed to determine the influence of a fault adjacent to the structure on the carbon dioxide storage capacity. The simulation of CO2 injection into the Konary structure has shown that taking capillary pressure at the summit of the structure into account resulted in reducing the dynamic capacity by about 60%. The greatest dynamic capacity of CO2 storage was obtained locating the injection well far away from the structure’s summit. A fault adjacent to the structure did not markedly increase the CO2 storage capacity. A constructed map of CO2 dynamic storage capacity may be a useful tool for the optimal location of injection wells, thus contributing to the better economy of the enterprise.
METADATA IN OTHER LANGUAGES:
Polish
Pojemność składowania CO2 w głębokich poziomach wodonośnych w zależności od lokalizacji otworu zatłaczającego oraz ciśnienia kapilarnego nieprzepuszczalnego nadkładu
składowanie CO 2, poziomy wodonośne, pojemność CO 2, bezpieczeństwo składowania CO 2
Na przykładzie antyklinalnej struktury Konary w centralnej Polsce zbudowano model geologiczny dolnojurajskiego poziomu zbiornikowego oraz przeprowadzono symulację zatłaczania CO2 50 różnymi lokalizacjami otworu zatłaczającego. Wyznaczono pojemność dynamiczną składowania dwutlenku węgla struktury dla rozpatrywanych otworów oraz opracowano mapy pojemności składowania CO2 bez uwzględniania oraz przy uwzględnieniu ciśnienia kapilarnego. Chociaż odgrywa istotną rolę w utrzymaniu szczelności nadkładu, ciśnienie kapilarne nie zawsze jest uwzględniane w modelowaniu zatłaczania CO2. Jest istotnym czynnikiem wpływającym na pojemność dynamiczną oraz bezpieczeństwo podziemnego składowania dwutlenku węgla. Przekroczenie jego dopuszczalnej wartości powoduje wyparcie wody z kapilar nadkładu, który staje się przepuszczalny dla gazu, co w konsekwencji może prowadzić do wycieku gazu. Wykonano dodatkowe symulacje w celu określenia, w jakim stopniu uskok w pobliżu struktury wpływa na pojemność dynamiczną dwutlenku węgla. Wyniki symulacji zatłaczania CO2 do struktury Konary pokazały, że uwzględnienie ciśnienia kapilarnego w szczycie struktury wpłynęło na obniżenie pojemności dynamicznej o około 60%. Największą pojemność dynamiczną składowania CO2 otrzymano, lokując otwór z dala od szczytu struktury. Obecność uskoku w sąsiedztwie struktury nie przyczyniła się znacząco do zmiany pojemności dynamicznej składowania dwutlenku węgla w tej strukturze. Mapa pojemności dynamicznej składowania CO2 może być pomocnym narzędziem do wyboru optymalnych miejsc do zatłaczania tego gazu, przyczyniając się do podniesienia ekonomiki przedsięwzięcia.
 
REFERENCES (54)
1.
Agada et al. 2017 – Agada, S., Kolster, C., Williams, G., Vosper, H., Macdowell, N. and Krevor, S. 2017. Sensitivity Analysis of the Dynamic CO2 Storage Capacity Estimate for the Bunter Sandstone of the UK Southern North Sea. Energy Procedia 114, pp. 4564–4570.
 
2.
Aminu et al. 2017 – Aminu, M.D., Nabavi, S.A., Rochelle, C.A. and Manovic, V. 2017. A review of developments in carbon dioxide storage. Applied Energy 208, pp. 1389–1419.
 
3.
Bachu, S. 2015. Review of CO2 storage efficiency in deep saline aquifers. International Journal of Greenhouse Gas Control 40, pp. 188–202.
 
4.
Bojarski, L. ed. 1996. Hydrochemical and hydrodynamic atlas of the Paleozoic and Mesozoic as well as the ascension of groundwater in the Polish Lowlands – 1:1 000 000 (Atlas hydrochemiczny i hydrodynamiczny paleozoiku i mezozoiku oraz ascenzyjnego zasolenia wód podziemnych na Niżu Polskim – 1:1 000 000). Warszawa: PIG (in Polish).
 
5.
Bradshaw et al. 2005 – Bradshaw, J., Bachu, S., Bonijoly, D., Burruss, R., Christensen, N.P. and Mathiassen, O.M. 2005. Phase I Final Report from the Task Force for Review and Identification of Standards for CO2 Storage Capacity Measurement. Report No CSLF-T-2005-09, 25 pp.
 
6.
Bradshaw et al. 2007 – Bradshaw, J., Bachu, S., Bonijoly, D., Burruss, R., Holloway, S., Christensen, N.P. and Mathiassen, O.M. 2007. CO2 storage capacity estimation: Issues and development of standards. International Journal of Greenhouse Gas Control 1, pp. 62–68.
 
7.
Cavanagh, A. 2010. Pressurisation and Brine Displacement Issues for Deep Saline Formation CO2 Storage. IEAGHG, Report 2010/15, 58 pp.
 
8.
Chadwick et al. 2006 – Chadwick, A., Arts, R., Bernstone, C., May, F., Thibeau, S. and Zweigel, P. 2006. Best practice for the storage of CO2 in saline aquifers. Observations and guidelines from the SACS and CO2STORE projects. Nottingham, UK: British Geological Survey Occasional Publication 14, 273 pp.
 
9.
Dadlez et al. eds. 2000 – Dadlez, R., Marek, S. and Pokorski, J. eds. 2000. Geological map of Poland without Cenozoic deposits (Mapa geologiczna Polski bez utworów kenozoiku). Warszawa: PIG (in Polish).
 
10.
Doughty, C. and Pruess, K. 2004. Modeling Supercritical Carbon Dioxide Injection in Heterogeneous Porous Media, Vadose Zone Journal 3, pp. 837–847.
 
11.
Dziewińska, L. and Tarkowski, R. 2012. Geological structure of the Choszczno Anticline (Szczecin Trough) in the light of interpretation of the sections of effective reflection coefficients for underground CO2 storage (Budowa geologiczna struktury Choszczna (niecka szczecińska) w świetle interpretacji sekcji efektywnych współczynników odbicia dla potrzeb podziemnego składowania CO2). Gospodarka Surowcami Mineralnymi – Mineral Resources Management 28(1), pp. 173–184 (in Polish).
 
12.
Dziewińska, L. and Tarkowski, R. 2018. Application of the effective reflection coefficients (ERCs) method to investigation of geological structures for planned underground gas storage (Wykorzystanie metodyki efektywnych współczynników odbicia (EWO) do rozpoznania struktur geologicznych dla potrzeb podziemnego przemysłowego deponowania gazów). Studia, Rozprawy, Monografie 207. Kraków: MEERI PAS, 119 pp. (in Polish).
 
13.
Espinoza, D.N. and Santamarina, J.C. 2017. CO2 breakthrough – Caprock sealing efficiency and integrity for carbon geological storage. International Journal of Greenhouse Gas Control 66, pp. 218–229.
 
14.
Gąsiewicz et al. 2010 – Gąsiewicz, A., Bos, C., Czapowski, G., Evans, D., Górecki, W., Hajto, M., Holliday, D., Holloway, S., Jones, N., Kasiński, J., Kępińska, B., Kramers, L., Laenen, B., Lott, G., Lokhorst, A., Mathiesen, A., May, F., Rowley, J.S.S., Sedlacek, R., Seibt, P., Simmelink, E., Tarkowski, R., Uliasz-Misiak, B., Wees Van, J.D., Wildenborg, T., Wolfgramm, M. and Wong, T. 2010. Applied Geology [In:] Petroleum Geological Atlas of the Southern Permian Basin Area. EAGE Publications, pp. 283–300.
 
15.
Górecki et al. 2010 – Górecki, W., Hajto, M., Strzetelski, W. and Szczepański, A. 2010. Lower Cretaceous and Lower Jurassic aquifers in the Polish Lowlands (Dolnokredowy oraz dolnojurajski zbiornik wód geotermalnych na Niżu Polskim). Przegląd Geologiczny 58(7), pp. 589–593 (in Polish).
 
16.
GSDG 2006. EU GeoCapacity. Assessing European Capacity for Geological Storage of Carbon Dioxide. Project no SES6-518318. D26, WP 4 Report Capacity standards and site selection criteria. Geological Survey of Denmark and Greenland (GSDG), pp. 1–48.
 
17.
Hendriks et al. 2004 – Hendriks, C., Graus, W. and van Bergen, F. 2004. Global carbon dioxide storage potential and costs. Report Ecofys & The Netherland Institute of Applied Geoscience TNO, 77 pp.
 
18.
IEAGHG 2014. CO2 storage efficiency in deep saline formations: a comparison of volumetric and dynamic storage resource estimation methods, Report: 2014/09. International Energy Agency Greenhouse Gas (IEAGHG), pp. 1–146.
 
19.
Labus et al. 2010 – Labus, K., Tarkowski, R. and Wdowin, M. 2010. Assessment of CO2 Sequestration capacity based on hydrogeochemical model of water-rock-gas interactions in the potential storage site within the Bełchatów area (Poland). Gospodarka Surowcami Mineralnymi – Mineral Resources Management 26(2), pp. 69–84.
 
20.
Lewandowska-Śmierzchalska et al. 2018 – Lewandowska-Śmierzchalska, J., Tarkowski, R. and Uliasz-Misiak, B. 2018. Screening and ranking framework for underground hydrogen storage site selection in Poland. International Journal of Hydrogen Energy 43(9), pp. 4401–4414.
 
21.
Lothe et al. 2014 – Lothe, A.E., Emmel, B., Grøver, A. and Bergmo, P.E. 2014. CO2 storage modelling and capacity estimation for the Trøndelag Platform, offshore Norway – using a basin modelling approach. Energy Procedia 63, pp. 3648–3657.
 
22.
Marek, S. ed. 1974. Resulting drilling documentation Konary IG-1 (Dokumentacja wynikowa wiercenia Konary IG-1). Warszawa: PIG (in Polish).
 
23.
Marek et al. 2011a – Marek, S., Dziewińska, L. and Tarkowski, R. 2011. The Dzierżanowo and Wyszogród anticlines (płock trough) as potential CO2 storage sites (Antykliny Dzierżanowa i Wyszogrodu (niecka płocka) jako potencjalne składowiska CO2). Gospodarka Surowcami Mineralnymi – Mineral Resources Management 27(3), pp. 152–175 (in Polish).
 
24.
Marek et al. 2011b – Marek, S., Dziewińska, L. and Tarkowski, R. 2011. The possibilities of underground CO2 storage in the Zaosie Anticline Introduction. Gospodarka Surowcami Mineralnymi – Mineral Resources Management 27(4), pp. 89–107.
 
25.
Marek, S. and Pajchlowa, M. eds. 1997. Epicontinental Permian and Mesozoic in Poland (Epikontynentalny perm i mezozoik w Polsce). Warszawa: PIG (in Polish).
 
26.
Marek et al. 2010 – Marek, S., Tarkowski, R. and Dziewińska, L. 2010. Potential geological structures to CO2 storage in the Mesozoic Polish Lowlands (characteristics and ranking) (Potencjalne struktury geologiczne do składowania CO2 w utworach Niżu polskiego (Charakterystyka oraz ranking)). Studia, Rozprawy, Monografie 164. Kraków: MEERI PAS, pp. 16–111 (in Polish).
 
27.
Metz et al. 2006 – Metz, B., Davidson, O., Heleen de Conick, Loos, M. and Meyer, L. 2006. IPCC Special Report on Carbon Dioxide Capture and Storage. Prepared by Working Group III of the Intergovernmental Panel on Climate Change. Cambridge University Press. 431 pp.
 
28.
MŚ 2013 – Dynamic modeling of CO2 injection and storage processes (Modelowania dynamiczne procesów zatłaczania CO2 do składowiska) [In:] Assessment of formations and structures suitable for safe CO2 geological storage (in Poland) including the monitoring plans (Rozpoznanie formacji i struktur do bezpiecznego geologicznego składowania CO2 wraz z ich programem monitorowania). Final Report – Segment II (Preliminary characteristics of selected structures/objects including monitoring plans) of the National Program realized at the request of the Ministry of the Environment (Ministerstwo Środowiska) (MŚ), 426 pp. (in Polish).
 
29.
Okwen et al. 2014 – Okwen, R., Yang, F. and Frailey, S. 2014. Effect of geologic depositional environment on CO2 storage efficiency. Energy Procedia 63, pp. 5247–5257.
 
30.
Pruess, K. 2005. ECO2N: A TOUGH2 Fluid Property Module for Mixtures of Water , NaCl , and CO2, Earth Sciences Division, Lawrence Berkeley National Laboratory, University of California, Berkeley, CA 94720, (August), 66 pp.
 
31.
Pruess et al. 1999 – Pruess, K., Oldenburg, C. and Moridis, G. 1999. TOUGH2 User’s Guide, Version 2. Lawrence Berkley National Laboratory LBNL-43134, (Revised 2012), 197 pp.
 
32.
Stopa et al. 2016 – Stopa, J., Janiga, D., Wojnarowski, P. and Czarnota, R. 2016. Optimization of well placement and control to maximize CO2 trapping during geologic sequestration. AGH Drilling, Oil, Gas 33(1), pp. 93–104.
 
33.
Šliaupa et al. 2013 – Šliaupa, S., Lojka, R., Tasáryova, Z., Kolejka, V., Hladík, V., Kotulová, J., Kucharič, L., Fejdi, V., Wójcicki, A., Tarkowski, R., Uliasz-Misiak, B., Šliaupiene, R., Nulle, I., Pomeranceva, R., Ivanova, O., Shogenova, A. and Shogenov, K. 2013. CO2 storage potential of sedimentary basins of Slovakia, the Czech Republic, Poland and the Baltic States. Geological Quarterly 57(2), pp. 219–232.
 
34.
Tarkowski, R. 2008. CO2 storage capacity of geological structures located within Polish Lowlands’ Mesozoic formations. Gospodarka Surowcami Mineralnymi – Mineral Resources Management 24(4/1), pp. 101–112.
 
35.
Tarkowski, R. 2017. Perspectives of using the geological subsurface for hydrogen storage in Poland. International Journal of Hydrogen Energy 42, pp. 347–355.
 
36.
Tarkowski, R. 2019. Underground hydrogen storage: Characteristics and prospects. Renewable and Sustainable Energy Reviews 105, pp. 86–94.
 
37.
Tarkowski et al. 2011 – Tarkowski, R., Marek, S. and Dziewińska, L. 2011. Geological structures of the Mesozoic of the Polish Lowlands for underground CO2 storage – part IV (Struktury geologiczne mezozoiku Niżu Polskiego do podziemnego składowania CO2 – część IV). Statutory Work, Archival Development of MERRI PAS, pp. 1–31 (in Polish).
 
38.
Tarkowski et al. 2009a – Tarkowski, R., Marek, S. and Uliasz-Misiak, B. 2009. Preliminary geological analysis of structures to store CO2 within the Bełchatów area (Wstępna geologiczna analiza struktur do składowania CO2 w rejonie Bełchatowa). Gospodarka Surowcami Mineralnymi – Mineral Resources Management 25(2), pp. 37–45 (in Polish).
 
39.
Tarkowski, R. and Uliasz-Misiak, B. 2006. Possibilities of CO2 sequestration by storage in geological media of major deep aquifers in Poland. Chemical Engineering Research and Design 84(A9), pp. 776–780.
 
40.
Tarkowski et al. 2009b – Tarkowski, R., Uliasz-Misiak, B. and Wójcicki, A. 2009. CO2 storage capacity of deep aquifers and hydrocarbon fields in Poland – EU GeoCapacity Project results. Energy Procedia 1, pp. 2671–2677.
 
41.
Tarkowski et al. 2014 – Tarkowski, R., Wdowin, M. and Manecki, M. 2014. Petrophysical and mineralogical-petrographicinvestigations of Lower Jurassic deposits saturatedwith CO2: a case study of the Zaosie and Chabowoanticlines (Badania petrofizyczne i mineralogiczno- petrograficzne skał dolnej jury antykliny Zaosia i Chabowa poddanych oddziaływaniu CO2). Kraków: MEERI PAS, 87 pp. (in Polish).
 
42.
Tarkowski et al. 2015 – Tarkowski, R., Wdowin, M. and Manecki, M. 2015. Petrophysical examination of CO2-brine-rock interactions – results of the first stage of long-term experiments in the potential Zaosie Anticline reservoir (central Poland) for CO2 storage. Environmental Monitoring and Assessment 187(4215).
 
43.
TE 2016. TOUGHREACT Example: CO2 Disposal in Deep Saline Aquifers. PetraSim 2016.1. Manhattan: Thunderhead Engineering (TE), 24 pp.
 
44.
Tokunaga, T.K. and Wan, J. 2013. Capillary Pressure and Mineral Wettability Influences on Reservoir CO2 Capacity. Reviews in Mineralogy and Geochemistry 77, pp. 481–503.
 
45.
Uliasz-Misiak, B. 2008. CO2 storage capacity in selected Mesozoic aquifers and hydrocarbon deposits of Poland (Pojemność podziemnego składowania CO2 dla wybranych mezozoicznych poziomów wodonośnych oraz złóż węglowodorów w Polsce). Studia Rozprawy Monografie 142. Kraków: MEERI PAS, 114 pp. (in Polish).
 
46.
Uliasz-Misiak, B. and Tarkowski, R. 2010. Potential geological structures to CO2 storage in the Mesozoic Polish Lowlands (characteristics and ranking). (Potencjalne struktury geologiczne do składowania CO2 w utworach Niżu polskiego (charakterystyka oraz ranking)). Studia, Rozprawy, Monografie 164. Kraków: MEERI PAS, pp. 112–123 (in Polish).
 
47.
USDE 2012. The United States Carbon Utilization and Storage Atlas. Fourth Edition. Office of Fossil Energy National Energy Technology Laboratory, U.S. Department of Energy (USDE), 150 pp.
 
48.
Wang et al. 2013 – Wang, S., Edwards, I.M. and Clarens, A.F. 2013. Wettability Phenomena at the CO2−Brine–Mineral Interface: Implications for Geologic Carbon Sequestration. Environmental Science and Technology 47, pp. 234–241.
 
49.
Willscher et al. 2008 – Willscher, B., May, F., Tarkowski, R., Uliasz-Misiak, B. and Wójcicki, A. 2008. EU GeoCapacity – Towards a Europe-wide GIS of CO2 Emittants and Storage Sites. Zeitschrift für Geologische Wissenschaften 36(4–5), pp. 303–320.
 
50.
Woźniak, H. and Zawisza, L. 2011. Geomechanical evaluation of rock formation for depleted gas reservoirs – example from the Swarzów underground gas storage (Geomechaniczna ocena masywu skalnego dla potrzeb bezzbiornikowego magazynowania gazu ziemnego na przykładzie PMG Swarzów). Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego 446, pp. 163–172 (in Polish).
 
51.
Xie et al. 2016 – Xie, J., Zhang, K., Li, C. and Wang, Y. 2016. Preliminary study on the CO2 injectivity and storage capacity of low-permeability saline aquifers at Chenjiacun site in the Ordos Basin. International Journal of Greenhouse Gas Control 52, pp. 215–230.
 
52.
Yang et al. 2015 – Yang, Z., Tian, L., Jung, B., Joodaki, S., Fagerlund, F., Pasquali, R., Vernon, R., O’Neill, N. and Niemi, A. 2015. Assessing CO2 storage capacity in the Dalders Monocline of the Baltic Sea Basin using dynamic models of varying complexity. International Journal of Greenhouse Gas Control 43, pp. 149–160.
 
53.
Zhang et al. 2011 – Zhang, K., Moridis, G. and Pruess, K. 2011. TOUGH+CO2: A multiphase fluid-flow simulator for CO2 geologic sequestration in saline aquifers. Computers and Geosciences 37, pp. 714–723.
 
54.
Zhao, R. and Cheng, J. 2015. Non-isothermal modeling of CO2 injection into saline aquifers at a low temperature. Environmental Earth Sciences 73, pp. 5307–5316.
 
eISSN:2299-2324
ISSN:0860-0953