Geological Risk Assessment of a depleted Gas field for Carbon Sequestration with a focus on Induced Seismicity and Fault Reactivation

L'urgenza globale di mitigare il cambiamento climatico ha reso la cattura e lo stoccaggio del carbonio (CCS) una tecnologia essenziale per la riduzione delle emissioni industriali di CO₂. Questa tesi di dottorato presenta una dettagliata valutazione dei rischi geologici e ingegneristici associati allo stoccaggio di CO₂ in un giacimento di gas esausto offshore. Lo studio affronta sfide quali la sismicità indotta, la riattivazione delle faglie e la subsidenza, integrando una reinterpretazione geologica avanzata, la modellazione geomeccanica accoppiata e tecniche di monitoraggio. Questi aspetti sono in linea con i quadri normativi internazionali, come la Direttiva UE 2009/31/CE, per garantire un'implementazione sicura e scalabile della CCS. La ricerca è ambientata in una regione strutturalmente complessa del bacino Adriatico, un'area tettonicamente attiva influenzata dall'interazione tra forze di compressione regionale ed estensione. Un contributo chiave di questa tesi è la nuova reinterpretazione geologica che integra la rete di faglie del giacimento nel più ampio contesto tettonico di una lacerazione litosferica. Questa reinterpretazione strutturale migliora la comprensione della propagazione delle faglie, della ridistribuzione degli sforzi e dell'impatto della tettonica regionale sulla stabilità del sottosuolo. Il giacimento è composto da più intervalli stratigrafici impilati, ciascuno con proprietà meccaniche distinte. L'esaurimento storico di questi livelli, dovuto alla produzione di gas durante periodi di oscillazione della domanda e dei prezzi, ha alterato significativamente lo stato di sforzo e il comportamento di compattazione del giacimento. Queste modifiche rendono necessaria una nuova valutazione per il suo riutilizzo come sito di stoccaggio della CO₂. Lo studio ha impiegato analisi petrofisiche per costruire un modello meccanico monodimensionale (MEM), successivamente espanso in un modello geomeccanico tridimensionale calibrato. Simulazioni accoppiate di flusso di fluidi e geomeccanica sono state utilizzate per valutare diversi scenari di iniezione, variando portate e pressioni, tenendo conto dell'eterogeneità del giacimento e delle variazioni storiche di sforzo indotte dalla produzione. I risultati hanno rivelato che alcune faglie all'interno del giacimento, influenzate dalla loro orientazione e dalla vicinanza alla lacerazione litosferica, sono più suscettibili alla riattivazione. Gli scenari di iniezione hanno inoltre evidenziato soglie critiche di pressione dei pori, dimostrando la necessità di strategie di iniezione controllate per prevenire il cedimento del caprock e lo scivolamento delle faglie. Considerando la storia di esaurimento del giacimento e il contesto tettonico regionale, sono stati sviluppati scenari di iniezione adattivi per ottimizzare la capacità di stoccaggio della CO₂ riducendo al minimo i rischi. Questi scenari hanno preso in esame l'interazione tra la volatilità dei prezzi del gas durante la fase di produzione e i successivi effetti di compattazione, che hanno ridotto lo spazio poroso in diversi intervalli stratigrafici. Tecniche avanzate di monitoraggio, tra cui gravimetria time-lapse, interferometria radar satellitare (InSAR) e sensori in fibra ottica, sono state valutate per la loro capacità di rilevare la migrazione del plume di CO₂, le variazioni di pressione e la deformazione superficiale. Queste tecnologie sono state integrate in un sistema di monitoraggio in tempo reale, consentendo una gestione proattiva del rischio durante le operazioni di iniezione. I risultati dimostrano che i giacimenti esauriti possono essere siti sicuri per lo stoccaggio della CO₂ con adeguate misure di mitigazione del rischio. La correlazione tra la struttura del giacimento e la lacerazione litosferica offre nuove prospettive sulla stabilità delle faglie, mentre l'integrazione di scenari di iniezione e un monitoraggio dedicato ne garantisce l'applicabilità ai progetti CCS.

The global urgency to mitigate climate change has positioned carbon capture and storage (CCS) as a critical technology for reducing industrial CO₂ emissions. This PhD thesis presents a detailed geological and engineering risk assessment of a depleted offshore gas reservoir for CO₂ storage. The study addresses challenges such as induced seismicity, fault reactivation, and subsidence, integrating advanced geological reinterpretation, coupled geomechanical modelling, and monitoring techniques. These efforts align with international frameworks such as EU Directive 2009/31/EC to ensure safe, scalable CCS deployment. The research is set in a structurally complex region of the Adriatic basin, a tectonically active area influenced by the interplay of regional compression and extensional forces. A key contribution of this thesis is the novel geological reinterpretation that integrates the reservoir’s fault network into the broader tectonic context of a lithospheric tear. This structural reinterpretation advances understanding of fault propagation, stress redistribution, and the impact of regional tectonics on subsurface stability. The reservoir comprises multiple stacked stratigraphic intervals, each with distinct mechanical properties. The historical depletion of these layers, driven by gas production during periods of fluctuating demand and price surges, has significantly altered the reservoir’s stress state and compaction behaviour. These changes necessitate careful reassessment for its repurposing as a CO₂ storage site. The study employed petrophysical analyses to construct a 1D mechanical model (MEM), which was expanded into a calibrated 3D geomechanical framework. Coupled fluid flow and geomechanical simulations were used to assess injection scenarios under varying rates and pressures, taking into account reservoir heterogeneity and historical production-induced stress changes. Results revealed that specific faults within the reservoir, influenced by their orientation and proximity to the lithospheric tear, are more susceptible to reactivation. Injection scenarios also highlighted critical thresholds for pore pressure, demonstrating the necessity of controlled injection strategies to prevent caprock failure and fault slip. In light of the reservoir’s history of depletion and regional tectonic setting, adaptive injection scenarios were designed to optimize CO₂ storage capacity while mitigating risks. These scenarios considered the interplay of gas price volatility during production and the subsequent compaction effects, which have reduced pore space in several stratigraphic intervals. Advanced monitoring techniques, including time-lapse gravimetry, interferometric synthetic aperture radar (InSAR), and fiber-optic sensing, were evaluated for their ability to detect CO₂ plume migration, pressure changes, and surface deformation. These technologies were integrated into a real-time monitoring framework, enabling proactive risk management during injection operations. Key findings of this research demonstrate that depleted reservoirs, despite their structural complexity and production history, can serve as secure CO₂ storage sites with appropriate risk assessment and mitigation measures. The novel linkage of the reservoir’s structural framework to a lithospheric tear enhances understanding of tectonic controls on fault stability and reservoir behaviour. The coupling of production and injection scenarios, along with tailored monitoring frameworks, ensures the applicability of this research to real-world CCS projects. This thesis contributes to advancing CCS technologies by providing a comprehensive methodology for assessing and mitigating geological risks, optimizing injection strategies, and aligning operations with regulatory standards.