Determinación del potencial de un sitio para el almacenamiento

CASO DE ESTUDIO
Determinación del potencial de un sitio para el
almacenamiento geológico de dióxido de carbono
Desafío
Caracterizar el potencial de un
sitio marino propuesto para el
almacenamiento de CO2 utilizando
los datos limitados existentes.
Solución
Se utilizó un proceso de flujos de trabajo
que integra datos sísmicos, datos de
registros obtenidos con herramientas
operadas con cable y datos derivados
de núcleos, para construir un modelo
geológico y de simulación de
yacimientos con el fin de predecir
el potencial de almacenamiento del
sitio seleccionado.
Resultados
La evaluación inicial indicó que el
sitio ofrecía un gran potencial para el
almacenamiento geológico de CO2
y que sería conveniente una evaluación
del sitio más vasta y más integrada.
Utilización de un proceso de flujos de trabajo integrador de los datos
existentes para construir un modelo de simulación que mostró que el
sitio poseía un gran potencial para el almacenamiento geológico de CO2
Schlumberger Carbon Services ofrece técnicas integrales de modelado y análisis que
utilizan los datos sísmicos y geológicos existentes para determinar si un sitio es adecuado
para la captación y almacenamiento de carbono (CCS).
El CCS es un método a largo plazo que contribuye a la reducción de los gases de
efecto invernadero. Con el CCS, el dióxido de carbono (CO2) que es liberado normalmente
en la atmósfera por productores de grandes volúmenes de emisiones, tales como las
centrales eléctricas operadas a carbón u otras fuentes industriales, puede ser captado
y transportado a una localización adecuada para su almacenamiento permanente y a
largo plazo en el subsuelo profundo.
Uno de los desafíos principales para el desarrollo del CCS es la identificación de sitios
de almacenamiento adecuados. Una vez identificado un sitio, la determinación de la
factibilidad del almacenamiento geológico seguro puede implicar actividades exhaustivas
de investigación local.
No obstante, para un sitio localizado frente a la costa este de Estados Unidos cerca
del área de Baltimore Canyon Trough, Schlumberger Carbon Services tomó los datos
adquiridos con herramientas operadas con cable, los datos derivados de núcleos y los
datos sísmicos bidimensionales existentes y desarrolló un modelo geocelular que simula el
proceso de inyección y almacenamiento de CO2. El modelado hace que se puedan estimar
las tasas de inyección, la extensión espacial del CO2, y los costos de diseño y construcción
de los pozos. Se considera que los sitios marinos ofrecen un gran potencial para el CCS.
El primer paso consistió
en un modelo de simulación
simple con un conocimiento
limitado del pozo, que permitió
validar los parámetros generales
de inyección de fluidos para el
sitio de inyección identificado.
Perfil de modelo simple que mira hacia el norte desde el sur con una dirección echado (buzamiento) arriba en
tierra firme, hacia el oeste (izquierda) del perfil. Obsérvese la estratificación simple y los límites azul claro del
perfil de inyección.
CASO DE ESTUDIO: Medición de la saturación residual de CO2 en las proximidades de un pozo de inyección
“El modelo predijo cómo
se comportaría el ambiente
subterráneo cuando se
inyectara el CO2.”
Los datos habían sido adquiridos originalmente durante las actividades de exploración de
reservas de petróleo y gas llevadas a cabo a fines de la década de 1970 y comienzos de
la década de 1980. La revisión inicial de los datos existentes adquiridos con herramientas
operadas con cable, a cargo de Schlumberger Carbon Services, indicó que había evidencias
de una geología particular compuesta por depósitos arenosos a una profundidad apropiada
con una porosidad y una permeabilidad adecuadas para la inyección de CO2, lo cual se
combinaba con una unidad de confinamiento no porosa y no permeable.
El análisis adicional, que incluyó la utilización de herramientas de visualización que
abarcan desde la interpretación sísmica hasta la simulación dinámica de yacimientos,
produjo un modelo geológico más completo del área. Los datos derivados de registros
y núcleos de los pozos del área fueron integrados en este modelo, que se utilizó
subsiguientemente para simular los efectos de la inyección de CO2 en las profundidades del
sitio subterráneo. El modelo predijo cómo se comportaría el ambiente subterráneo cuando se
inyectara el CO2 y proporcionó una estimación de cómo se desarrollaría su extensión espacial.
En el segundo paso se integró
el modelado inicial con la
interpretación sísmica
bidimensional y el análisis
petrofísico actualizado.
Integración de los datos sísmicos
con el nuevo modelo petrofísico.
Esta integración generó una
representación estructural y
estratigráfica más exacta
de los intervalos subterráneos
de interés. El equipo utilizó
este modelo para desarrollar la
integración de las facies.
Los análisis de núcleos provenientes de los pozos petroleros existentes fueron utilizados
para verificar la localización de las capas adecuadas para la inyección de CO2 en términos
de porosidad y permeabilidad. Las secciones sísmicas bidimensionales del área estudiada
fueron adaptadas y utilizadas para establecer una evaluación exacta del potencial de
almacenamiento y de la eficiencia con que los estratos de rocas y sedimentos contendrían
el CO2 inyectado.
El proceso de modelado geológico y de simulación de yacimientos llevado a cabo por
Schlumberger Carbon Services para esta evaluación indicó que el sitio sometido a pruebas
ofrecía efectivamente un gran potencial para el almacenamiento geológico de CO2.
La etapa siguiente consiste en tomar las técnicas desarrolladas y, utilizando los datos
históricos existentes ya disponibles a partir de las pruebas de detección de hidrocarburos,
aplicarlas en otros sitios similares como método efectivo de análisis del alcance total del
potencial de almacenamiento.
Integración de los datos sísmicos con el nuevo modelo petrofísico. Esta integración generó una
representación estructural y estratigráfica más exacta de los intervalos subterráneos de interés.
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