Brine/CO2 Interfacial Properties and Effects on CO2 Storage in Deep Saline Aquifers Propriétés interfaciales saumure/CO2 et effets sur le stockage du CO2 dans des aquifères salins profonds

It has been long recognized that interfacial interactions (interfacial tension, wettability, capillarity and interfacial mass transfer) govern fluid distribution and behaviour in porous media. Therefore the interfacial interactions between CO2, brine and reservoir oil and/or gas have an important influence on the effectiveness of any CO2 storage operation. There is a lack of experimental data related to interfacial properties for all the geological storage options (oil & gas reservoirs, coalbeds, deep saline aquifers). In the case of deep saline aquifers, there is a gap in data and knowledge of brine-CO2 interfacial properties at storage conditions. More specifically, experimental interfacial tension values and experimental tests in porous media are necessary to better understand the wettability evolution as a function of thermodynamic conditions and it’s effects on fluid flow in the porous media. In this paper, a complete set of experimental values of brine-CO2 Interfaciale Tension (IFT) at pressure, temperature and salt concentration conditions representative of those of a CO2 storage operation. A correlation is derived from experimental data published in a companion paper [Chalbaud C., Robin M., Lombard J.-M., Egermann P., Bertin H. (2009) Interfacial Tension Measurements and Wettability Evaluation for Geological CO2 Storage, Adv. Water Resour. 32, 1, 1-109] to model IFT values. This paper pays particular attention to coreflooding experiments showing that the CO2 partially wets the surface in a Intermediate-Wet (IW) or Oil-Wet (OW) limestone rock. This wetting behavior of CO2 is coherent with observations at the pore scale in glass micromodels and presents a negative impact on the storage capacity of a given site. Il est admis depuis longtemps que les propriétés interfaciales (tension interfaciale, mouillabilité, capillarité et transfert de masse) régissent la distribution et le comportement des fluides au sein des milieux poreux. Par conséquent, les propriétés interfaciales entre le milieu poreux constituant le réservoir, le CO2, la saumure et/ou le gaz du réservoir jouent un rôle important sur l’efficacité de n’importe quelle opération de stockage de CO2. Dans le cas des aquifères salins profonds, il existe un manque de données certain en ce qui concerne les propriétés interfaciales saumure-CO2 en conditions de stockage. Plus spécifiquement, des données expérimentales de tension interfaciale saumure-CO2 et une meilleure compréhension du comportement de la mouillabilité en fonction des conditions thermodynamiques et ses effets sur l’écoulement dans le milieu poreux sont nécessaires. Dans cet article, nous présentons un jeu de données expérimentales complet de tensions interfaciales (IFT) en conditions de pression, température et salinité représentatives de celles d’un site de stockage, et une corrélation semi-analytique pour modéliser les valeurs expérimentales dont certaines ont été récemment publiées [Chalbaud C., Robin M., Lombard J.-M., Egermann P., Bertin H. (2009) Interfacial Tension Measurements and Wettability Evaluation for Geological CO2 Storage, Adv. Water Resour. 32, 1, 1-109]. Cet article porte un intérêt particulier sur des tests effectués avec des échantillons de roches qui montrent un comportement mouillant du CO2 pour des roches carbonatées de mouillabilité intermédiaire (IW) ou mouillables à l’huile (OW). Ces résultats sont cohérents avec les observations faites à l’échelle du pore en micromodèles. Ce comportement mouillant du CO2 a un effet négatif sur la capacité de stockage d’un site donné.