Fault stability constrained estimation of CO2 storage capacity in italian saline aquifers

Carbon capture and storage (CCS) is an important option to reach negative green-house-gas (GHG) emission target. However, storage capacity of a geological formation cannot be evaluated only from its pore volume. During CO₂ injection, pore pressure increases and may affect caprock integrity and fault stability. For this reason, pressure build-up, fault slip potential, and induced seismicity should be considered when estimating usable storage capacity of a geological saline aquifer or depleted reservoir. We set up simulation of CO₂ storage in 13 major potential deep saline aquifer storage units in Italy by using CO2BLOCKSEISM toolkit environment. Selected storage units are based on recommendations of CO2StoP project. Key advancement of present work to CO2StoP project is that it incorporates fault stability and dynamic pressure-response constraints into storage capacity assessment. For each candidate storage reservoir, we technically assume a potential value of well injection rate and semi-analytically explore different injection scenarios by changing (i) number of wells and (ii) inter-well distances. Constructed simulation models are used to estimate (i) pressure build-up, (ii) fault slip probability, and (iii) possible induced-seismicity constraints. Obtained results show that reservoir storage capacity should be interpreted as a feasible range rather than a single deterministic value. This range depends on uncertainty in (i) injection layout, (ii) reservoir properties, (iii) fault geometry, and (iv) stress conditions. In most selected Italian storage units, main limiting factor is induced-seismicity risk. In a smaller number of areas, storage capacity is mainly limited by caprock-fracturing pressure. Compared with CO2StoP estimates, our obtained results show that static volumetric technique may overestimate estimation of reservoir storage capacity while pressure and fault-stability constraints are included. Our developed simulation models can identify promising CO₂ sequestration areas in Italian territory and provide understanding of main safety constraints. However, obtained results should be considered as preliminary regional-scale estimates, not as final engineering design capacities. Future site-specific work should include more detailed fault data, site-specific stress measurements, and more advanced numerical simulations.

La cattura e lo stoccaggio del carbonio (CCS) rappresentano un’opzione importante per il raggiungimento degli obiettivi di riduzione delle emissioni negative di gas a effetto serra (GHG). Tuttavia, la capacità di stoccaggio di una formazione geologica non può essere valutata soltanto sulla base del suo volume poroso. Durante l’iniezione di CO₂, la pressione nei pori aumenta e può influenzare l’integrità della roccia di copertura e la stabilità delle faglie. Per questo motivo, l’accumulo di pressione, il potenziale di scorrimento delle faglie e la sismicità indotta dovrebbero essere considerati nella stima della capacità di stoccaggio utilizzabile di un acquifero salino geologico o di un giacimento esaurito. In questo studio vengono impostate simulazioni dello stoccaggio di CO₂ in 13 principali unità di stoccaggio potenziali in acquiferi salini profondi in Italia, utilizzando l’ambiente del toolkit CO2BLOCKSEISM. Le unità di stoccaggio selezionate si basano sulle raccomandazioni del progetto CO2StoP. Il principale avanzamento del presente lavoro rispetto al progetto CO2StoP consiste nell’integrazione dei vincoli di stabilità delle faglie e della risposta dinamica della pressione nella valutazione della capacità di stoccaggio. Per ciascun serbatoio candidato allo stoccaggio, viene tecnicamente assunto un possibile valore del tasso di iniezione per pozzo e vengono esplorati semi-analiticamente diversi scenari di iniezione, variando (i) il numero di pozzi e (ii) le distanze tra i pozzi. I modelli di simulazione costruiti vengono utilizzati per stimare (i) l’accumulo di pressione, (ii) la probabilità di scorrimento delle faglie e (iii) i possibili vincoli legati alla sismicità indotta. I risultati ottenuti mostrano che la capacità di stoccaggio del serbatoio dovrebbe essere interpretata come un intervallo fattibile piuttosto che come un singolo valore deterministico. Questo intervallo dipende dall’incertezza relativa a (i) configurazione dell’iniezione, (ii) proprietà del serbatoio, (iii) geometria delle faglie e (iv) condizioni di stress. Nella maggior parte delle unità di stoccaggio italiane selezionate, il principale fattore limitante è il rischio di sismicità indotta. In un numero più ridotto di aree, la capacità di stoccaggio è principalmente limitata dalla pressione di fratturazione della roccia di copertura. Rispetto alle stime del progetto CO2StoP, i risultati ottenuti in questo studio mostrano che la tecnica volumetrica statica può sovrastimare la capacità di stoccaggio del serbatoio quando vengono inclusi i vincoli legati alla pressione e alla stabilità delle faglie. I modelli di simulazione sviluppati possono identificare aree promettenti per il sequestro di CO₂ nel territorio italiano e fornire una comprensione dei principali vincoli di sicurezza. Tuttavia, i risultati ottenuti dovrebbero essere considerati come stime preliminari a scala regionale, e non come capacità finali per la progettazione ingegneristica. Studi futuri specifici per sito dovrebbero includere dati più dettagliati sulle faglie, misurazioni di stress specifiche per ciascun sito e simulazioni numeriche più avanzate.