3d-dynamic modelling of cretaceous sandstones at the outcrops scale (galve sub-basin, iberian basin). Application to studies of co2 injection

Resumen

La modelización geológica y de reservorios es obligatoria en los estudios sobre el almacenamiento geológico de CO2. El objetivo de este estudio ha sido investigar las heterogeneidades intra¿capa en dos cuerpos arenosos a escala de afloramiento (escala métrica) observados en el afloramiento de Aliaga, y examinar cómo estas heterogeneidades pueden afectar al comportamiento del CO2 en la zona próxima al pozo inyector, durante los procesos de inyección y post¿inyección, en un escenario correspondiente a un acuífero salino profundo. El afloramiento de Aliaga, situado en la parte superior de la Fm. Camarillas (Cretácico Inferior, Subcuenca de Galve), tiene una superficie de afloramiento 2D de 8.400 m². Los dos cuerpos arenosos estudiados corresponden al depósito de un episodio de tsunami y de un complejo isla de barrera/inlet. Estos depósitos fueron cartografiados a escala de afloramiento y descritos a todas las escalas (desde la macroescala a la microescala) y además, en ellos, se extrajeron núcleos de sondeos sobre los que se realizaron las medidas de porosidad y permeabilidad. Ambos depósitos se generaron por procesos sedimentarios distintos dentro de un mismo sistema sedimentario (ambientes de back barrier) y muestran características petrofísicas distintas. El proceso de modelización fue diferente para cada depósito, y respetó las características petrofísicas que se emplearon para construir posteriormente el modelo de yacimiento. Los modelos petrofísicos reflejan principalmente la variabilidad de las areniscas, representada por la distribución de las distintas facies arenosas definidas. Estas facies arenosas han sido definidas a partir de la selección de las areniscas a escala petrográfica. La distribución de las facies del depósito de tsunami es homogénea, así como la distribución de su porosidad, mientras que en el depósito de isla de barrera/inlet, tanto la distribución de las facies como la de la porosidad son heterogéneas. La porosidad y permeabilidad están fuertemente correlacionados en ambos depósitos; por lo tanto, el modelo de permeabilidad se llevó a cabo como una función del modelo de porosidad mediante la aplicación de una ecuación de regresión. A pesar de que la permeabilidad es generalmente baja en ambos depósitos (decenas de mD), ambos se comportaron como reservorios. A una escala de tiempo corto (7 años), ambos reservorios almacenan al menos un 60% de todo el CO2 inyectado, con un 20¿40% de él disuelto en la salmuera. A escala submétrica, para las mismas condiciones de yacimiento y los mismos parámetros del modelo de fluido, la potencia del reservorio tiene un mayor impacto en la cantidad de disolución del CO2 que el contrate de permeabilidad del yacimiento.