Storage in Subsurface Pore Space:Monitoring CO2 Storage

Thomas M. (Tom) DaleyLawrence Berkeley National Laboratory

Workshop on Geological Capture and Sequestration of CarbonNov. 28, 2017    Stanford University

Outline

• Goals of Monitoring • Types of Monitoring

– direct/indirect, qualitative/quantitative• Brief Status of Seismic Monitoring technology

– Issues with quantitative analysis– Need for Integrating Multi‐Physics 

• Issues and R&D needs

Monitoring: What, When, Where, Why?

after Peters 2007 

after Mathieson et al., 2010 

Need to have goals to guide decisions!

Choosing Monitoring

When and Why to Monitoring

Goals of Monitoring• Performance Assurance

– Injection and growth of plume are progressing as expected (modeled)– Expect quantitative monitoring to compare to models

• Regulatory Compliance– Varies with location, e.g. US EPA requires “systems that detect leakage of 

CO2 from either the containment reservoir or away from the storage site”• Risk Reduction

– Will overlap with Performance Assurance monitoring– “understanding risk‐driven monitoring uncertainty will require dedicated 

experiments to probe and test monitoring of actual leakage scenarios.” (Harbert, et al., 2016)

• Public Assurance– Private water wells, induced seismicity, atmospheric sampling

Types of Monitoring• Site Characterization vs Monitoring

– Characterization typically implies a static ‘snapshot’ of properties, but needs to be an iterative process including monitoring to capture dynamics

– Optimal monitoring design needs accurate characterization, but changes can be detected without accurate static characterization

• Direct and Indirect Monitoring– Direct => Pressure, geochemical sampling

• Key to confirming interpretations; Limited to specific locations, typically in boreholes– Indirect => Seismic reflection; ground deformation; electrical conductivity

• Most cost effective; Can cover large areas, typically with decreasing resolution at distance

• Quantitative and Qualitative Monitoring– Quantitative => e.g. CO2 mass in a given volume– Qualitative => e.g. detection of CO2 at unknown saturation

• Need to understand differences when discussing/designing monitoring

Seismic Monitoring  • Seismic monitoring is the ‘workhorse’.  Advanced technology from O&G industry• Quantitative analysis for CO2 saturation is still developing and problematic.• Basic Seismic Rock Physics – We measure wave velocity (Vp), we want gas saturation (Sg);

– In conventional analysis they are  linked by the bulk modulus for saturated rock (Ksat), rock matrix (K*), matrix minerals (K0 ) combined fluid ( Kfl), along with porosity Φ.

– Gassmann Substitution: VP ‐> Ksat;   Ksat ‐> Kfl;   Kfl ‐> Sg (e.g. Smith, et al, 2003)

Many assumptions here includingstatic matrix properties, uniformfluid mixing, homoenegenity, no rock‐fluid interaction

Seismic Monitoring can be very sensitive, but…

• Frio Project had ‘too large’ of response – why?

Daley, et al., 2006

Seismic Issue: Uncertainty in Fluid Mixing

• As we increase frequency to improve resolution, the rock physics becomes more uncertain

• Uniform vs Patchy Saturation (wavelength dependent)

• Also sensitive to P‐T conditions, brine properties, anisotropy, dissolution into brine and any other gas saturation (e.g. CH4)

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1−500

−450

−400

−350

−300

−250

−200

−150

−100

−50

0

CO2 Saturation (fraction)

V p (m

/s)

[A]

WDO, 15 cm patchWDO, 2.5 cm patchGassmann + ReussGassmann + VoigtBGH

Daley, et al., 2011

Issue: Geochemical Alteration• Mainly issue in carbonates, but also silicic rocks• “Two main changes are involved: porosity enhancement due to dissolution, and loss of granular microstructure “

Time‐Lapse CT ScanOf Fountainebleau sandstone

From Vanorio, et al., 2011.

Frio Frame Change Can Explain Data• Frame Cementation Change inferred from Seismic data, invalidates Gassmann assumption

– Need to consider geochemical alteration and,– Need to have Multi‐Physics monitoring data: both P‐wave and S‐wave to resove change

Al Hosni, et al., 2015

Frio Cementation Models

Change in Vp at Frio increased by geochemistry

MatrixCementAlteration(0.1 to 0.01%)

R&D Needs• Field Experiments

– Larger Scale – Gigatonne?– Integrate multi‐scale field measurements – Test leakage detection and mitigation

• Understand Importance/Impact of monitoring wells– Cost/Benefit of monitoring wells – how many and where?

• Multi‐physics to improve quantification– Active‐source seismic is key tool, but has quantification limits and 

issues• Uncertain rock physics• Geochemical impacts

Satellite (InSAR)

Surface Seismic

Borehole Seismic VSP, Crosswell

Well Logs

Core Tests

~10-1 to 10 m~10-3 to 1 m ~10 to 103 mApproximate Spatial Resolution

Scal

e of

Inve

stig

atio

n Regional~10 to 104 m

Local~10-2 to 102 m

Lab~10-4 to 10-1 m

Need Multiple Scales of Investigation

Need Boreholes

Boreholes are key for direct monitoring, especially pressure (a high value parameter)

Need Multi‐Physics: Example ‐ Seismic and EM

• Seismic alone has uncertainty at high CO2 saturation and uncertainty in rock physics interpretation

• EM (conductivity) has strong sensitivity at all saturations and a single rock physics model (Archie’s relation) and should complement seismic for estimating saturation within plume

• Ideally combine seismic, EM and flow models in joint inversion for CO2 

Xue, et al., 2009

Boundary And LeakageDetection

Plume BodyMonitoring

Saturation fromArchie’s Relation

3 Specific Field Experiments Needed

• Shallow Groundwater– Gas and Dissolved CO2

detection

• Intermediate Depth – Leakage, Gas‐Phase 

detection

• Deep Fault/Fracture Flow– Supercritical flow in 

fractures– Induced seismicity

• Need to test mitigation in all three 

Shallow has limited testing (ZERT, Plant Daniel); Intermediate has one new test (CaMI);  No deep fracture/fault tests (one planned at Otway; one unintended at In Salah)

Importance of Fault/Fracture Leakage Field Studies

• Field projects to date has demonstrated safe storage, but we need to study/understand leakage pathways

• Faults and fracture zones have potentially high flow

• Recent work shows uncertain link between fault permeability change and pressure (for brine)

• Fault Leakage can occur below the Critical Stress StatePermeability change may occur before or without reactivation. Results from an in situ fault reactivation experiment, Guglielmi, et al, 2017 

• Permeability depends on Stress +  Local Strain or Strain Rate 

Permeability variations associated with fault reactivation in a claystone formation (Jeanne, et al, in review).

In Salah Fracture ZoneZhang, et al, 2015

Summary• Need to understand the goals of monitoring to 

drive R&D• Need to understand the types of monitoring, don’t 

compare apples to orangesdirect/indirect, qualitative/quantitative

• Seismic is key technology but need to consider geochemical impacts to improve quantification

• Field Experiments at Larger Scale – Gigatonne?– Need to test leakage and mitigation scenarios– Need indirect, quantitative monitoring

• Understand Importance/Impact of monitoring wells

– Key for direct monitoring, especially pressure• Need Multi‐physics to improve quantification

– Use/integrate Shear‐waves, electrical/EM measurements, pressure, deformation

And a final comment:• How often to monitor – continuous?

• O&G Industry moving to permanent reservoir monitoring (PRM)

• New technology (e.g. fiber optics) is decreasing cost of permanent monitoring

Appendix:Recent Industry R&D Review

Workshop Summary Questions and Important R&D Topics

• Are we ready for Gigatonne scale up?• How do we bring monitoring costs down?• Have we demonstrated minimum CO2 visible/detectable?• Why did some projects fail?  • Improve seismic technology: Can DAS replace geophones, for VSP, MEQ, surface?• Need uncertainty quantification for saturation estimates?  • Gravity monitoring may be good for leakage (higher density contrast and shallower)• Discussion:  Leakage: Affects on green house gas storage;  • Question: what do we do with a leak?• Can we use shallow leakage experiments to test mitigation ?• Discussion: Impacts of Induced seismicity• Question: Can seismic separate pressure and saturation? How, and what data is 

needed?• Question: Should MEQ monitoring be required?• Question: on use of nanoparticles• Question: How to best use InSAR – other information needed?

Look at use of controlled leakage sites for how to stop leakage

Evaluate detection thresholds

Summarize detection levels from field experiments

Use of multi‐physics, how to combine

Using joint inversion, multiple approaches to improve quantification

Need more measurements, how to make them less expensive

Use of permanent buried systems, what is best use

Move to integrating monitoring with decision making, for efficiency

Uncertainty quantification, rock physics at field scale, spatial and temporal variability

Need for lab measurements, especially electrical properties

Consider change in properties due to contaminants in CO2 stream or subsurface, can they be used as tracer

Dissolution of co2, need geochemical research on lifetime of co2, does shallow dissolution add to trapping

Pressure monitoring above zone, monitoring of secondary storage

How do we assess value of information, more work on assessing value of monitoring techniques

Fault reactivation and understanding process and how to monitor , what is flow mechanism in fault‐fractures

Induced seismicity with large scale injection

How to measure bicarbonate in water – use of fiber 

The workshop had a general discussion of status and R&D topics for geophysical monitoring of CO2. Examples include: ‘Are we ready for gigatonne scale up?’, ‘How do we bring monitoring costs down?’, ‘Can we use shallow leakage experiments to test mitigation?’ and a discussion of induced seismicity issues.

The general feeling is that current technologies exist for CO2 injection characterization and monitoring, although technical and economic challenges remain. Permanent buried seismic arrays should help the industry to reach the required levels of accuracy.  From Verliac, et al, First Brea, in press.

ReferencesAl Hosni, M Vialle, S. , Gurevich, B. , Daley, T. M., 2016, Estimation Of Rock Frame Weakening Using Time‐Lapse Crosswell: The Frio Brine Pilot Project, Geophysics, 81, B235–B245, DOI: 10.1190/GEO2015‐0684.1

Börner, J.H., Herdegen, V., Repke, J.‐U. and Spitzer, K., “The electrical conductivity of CO2–bearing pore waters at elevated pressure and temperature: A laboratory study and its implications in CO2 storage monitoring and leakage detection,” 2015, Geophys. J. Int., 203

Daley, T. M., L. Myer, J. E. Peterson, E. L. Majer, and G. M. Hoversten, 2008, Time‐lapse crosswell seismic and VSP monitoring of injected CO2 in a brine aquifer: Environmental Geology, 54, 1657–1665, doi: 10.1007/ s00254‐007‐0943‐z. Daley, Thomas M., Jonathan B. Ajo‐Franklin, Christine Doughty, (2011). Constraining the reservoir model of an injected CO2 plume with crosswell CASSM at the Frio‐II brine pilot, International Journal of Greenhouse Gas Control, 5, pp. 1022‐1030, DOI information: 10.1016/j.ijggc.2011.03.002Jeanne, P., Y.Guglielmi, J.Rutqvist, C.Nussbaum and J. Birkholzer (in review) Permeability variations associated with fault reactivation in a claystone formation Investigated by field experiments and numerical simulations,  In review at Journal of Geophysical Research.Guglielmi, Y., J.Birkholzer, J.Rutqvist, P.Jeanne, C.Nussbaum (2017) Can fault leakage occur before or without reactivation. Results from an in situ fault reactivation experiment at Mt Terri. Energy Procedia114, 3167 – 3174. 

Harbert, W., T M. Daley, G Bromhal, C Sullivan, and L Huang, 2016, Progress in monitoring strategies for risk reduction in geologic CO2 storage, International Journal of Greenhouse Gas Control, pp. 260‐275. DOI:  10.1016/j.ijggc.2016.05.007

Mathieson, A., Midgley, J., Dodds, K., Wright, I., Ringrose, P., and Saoul, N., 2010. CO2 sequestration monitoring and verification technologies applied at Krechba, Algeria. Leading Edge 29 (2), 216–222.Nakagawa, Seiji, Timothy J.  Kneafsey, Thomas M. Daley, Barry M. Freifeld, and Emily V. Rees, 2013, Laboratory seismic monitoring of supercritical CO2 flooding in sandstone cores using the Split Hopkinson Resonant Bar technique with concurrent x‐ray CT imaging, Geophysical Prospecting, 61, 254–269.

Peters, D., 2007. CO2 geological storage‐methodology and risk management process. NHA Hydrogen Conference March 20, 2007. Smith, T. M., Sondergeld, C.H., and Rai, C. S., (2003). Gassmann fluid substitutions: A Tutorial, Geophysics, 68, p430‐440.

Vanorio, T., G. Mavko, S. Vialle, and K. Spratt, (2010). The rock physics basis for 4D seismic monitoring of CO2 fate: Are we there yet?: The Leading Edge, 29, 156–162.Vanorio, T., Nur, A., and Ebert Y.,  2011, Rock physics analysis and time‐lapse rock imaging of geochemical effects due to the injection of CO2 into reservoir rocks, GEOPHYSICS. VOL. 76, 5, 10.1190/GEO2010‐0390.1

Xue, Z.; J. Kim, S. Mito and K. Kitamura, T. Matsuoka, 2009, Detecting and Monitoring CO2 with P‐wave Velocity and Resistivity from Both Laboratory‐ and Field Scales, SPE International Conference on CO2 Capture, Storage, and Utilization, SPE 126885. 

Zhang, R., Vasco, D., Daley, T.M., 2015, Characterization of a fracture zone using seismic attributes at the InSalah CO2 storage project, Interpretation, SM37‐46. DOI:10.1190/INT‐2014‐0141.1. 

Issue: Geochemical Alteration• Geochemical alteration can be first order affect, especially on carbonates• Invalidates Gassmann assumption of constant frame properties and constant porosity

With multi‐physics data (e.g. P‐ and S‐wave seismic data) we can reduce uncertainty

Vanorio, et al., 2010 

P‐Wave S‐Wave

Need Laboratory Calibration of Seismic Response

• Difference between measured data and Gassmann model “attributed to the softening of the mineral grains and grain contacts.” 

Nakagawa, et al, 2013.Tuscaloosa Formation, Cranfield

Compressional

Shear