Définition d’options pour le stockage du CO2 dans la région de l’Athabasca, en Alberta

Promoteur principal : Alberta Innovates – Technology Futures
Lieu : Alberta
Contribution du écoEIN : 550 000 $
Total du projet : 900 000 $

Contexte du projet :

Collectivement, les producteurs de sables bitumineux de la région de l’Athabasca en Alberta font partie des plus gros émetteurs de dioxyde de carbone (CO₂) au Canada. Le captage et le stockage du CO₂ offre aux producteurs de pétrole de la région de l’Athabasca une excellente occasion de réduire l’empreinte carbone de leurs activités et d’améliorer la possibilité de commercialisation de leur produit. La réglementation provinciale exige que toutes les activités de stockage du CO₂ se déroulent à plus de 1 000 m de profondeur. Les exploitations de sables bitumineux de la région de l’Athabasca sont situées dans une zone peu profonde du bassin albertain qui ne convient pas au stockage du CO₂. Toutefois, le potentiel réel de stockage du CO₂ dans la région à l’ouest de ces exploitations reste à étudier et à quantifier.

À cette fin, Alberta Innovates – Technology Futures a proposé le projet « Définition d’options pour le stockage du CO₂ dans la région de l’Athabasca » afin de déterminer la capacité de stockage et de cerner les sites potentiels de stockage du CO₂ dans les réservoirs de pétrole et de gaz et les aquifères salins profonds de la succession sédimentaire du dévonien, dans la région de 126 000 km² s’étendant à l’ouest des sables bitumineux de l’Athabasca. L’Initiative écoÉNERGIE sur l’innovation a octroyé 550 000 $ à ce projet.

Résultats :

Estimations de la capacité de stockage du CO₂ (en Mt de CO₂) dans la strate dévonienne de la zone étudiée.

Milieu géologique			Profondeur
			> 1 000 m	< 1 000 m
Réservoirs de pétrole et de gaz	Réservoirs de pétrole	7 avec une capacité > 5 Mt	~79	-
		Tous (790)	215	-
	Réservoirs de pétrole avec calotte de gaz	2 avec une capacité > 5 Mt	~14	-
		Tous (4)	16	-
	Réservoirs de gaz	10 avec une capacité > 5 Mt	~141	206
		Tous (423)	151	315
Récupération des hydrocarbures assistée au CO2 avec facteur de récupération de pétrole de 12 % et facteur d’utilisation net de 5 M pi3 de CO2/baril		12 réservoirs avec ROIP > 10 × 106 m3	155	-
		Tous (705)	183	-
13 aquifères salins profonds		Aquifère entier	19 512	8 166
		CO2 en phase dense uniquement	19 196	3 805
		Zones prometteuses	3 769	411

Il y a 790 réservoirs de pétrole, 4 réservoirs de pétrole à calotte de gaz et 423 réservoirs de gaz dans la strate dévonienne de la région à l’étude. 790 réservoirs de pétrole et 17 réservoirs de gaz sont situés à plus 1 000 m de profondeur. La capacité de stockage du CO₂ dans les réservoirs de pétrole et de gaz de toute région donnée, à quelque échelle que ce soit, est fournie par la somme des capacités de tous les réservoirs de cette région, calculées à partir des propriétés du réservoirs, par exemple le pétrole et le gaz déjà présents, le facteur de récupération, la température, la pression, le volume et la porosité de la roche de même que la densité du CO₂ in situ. Neuf réservoirs de pétrole et 10 réservoirs de gaz présentent une capacité de stockage du CO₂ individuelle de plus de 5 Mt de CO₂.

La récupération assistée des hydrocarbures (RAH) désigne l’introduction de chaleur, de produits chimiques ou de gaz (comme le CO₂) afin de stimuler et d’accroître la quantité de pétrole brut que l’on peut extraire d’un champ pétrolifère. On a cerné 705 réservoirs de pétrole dans la région étudiée qui conviennent à la RAH au CO₂. Toutefois, la quantité de pétrole restant sur place (remaining oil in place – ROIP) dans la plupart des réservoirs sera en général trop faible pour justifier la mise au point de mécanismes de RAH au CO₂. Seuls 12 réservoirs de pétrole ont une quantité de ROIP supérieure à 10 × 10⁶ m³, et de ce nombre, la moitié font partie des 9 réservoirs de pétrole dont la capacité de stockage a été déterminée comme étant supérieure à 5 Mt de CO₂. L’utilisation du CO₂ pour la récupération assistée des hydrocarbures serait un moyen idéal pour stocker le CO₂ issu de la production des sables bitumineux et de la récupération de pétrole supplémentaire, en particulier pour les 6 réservoirs ayant une capacité de stockage supérieure à 5 Mt de CO₂ et une quantité de ROIP supérieure à 10 × 10⁶ m³.

Il est difficile d’estimer la capacité de stockage du CO₂ d’un aquifère parce que le CO₂ flotte,qu’il est beaucoup moins visqueux que l’eau de l’aquifère et parce que le CO₂ injecté ne déplacera pas l’eau de l’aquifère, ni n’atteindra le plein espace poral de l’aquifère. Une approche en plusieurs étapes a été adoptée pour déterminer la capacité de stockage du CO₂ de 13 aquifères salins dans la succession sédimentaire du dévonien, et on a cerné des zones de stockage éventuelles dans la région à l’étude. On a employé des techniques comme la cartographie stratigraphique géologique et hydrographique, l’évaluation de la salinité, de la pression et de la température de l’eau de la formation, de même que la détermination de la porosité, de la perméabilité, de la phase et de la densité du CO₂ pour estimer la capacité de stockage de CO₂ (reportez-vous au Tableau 1 et à la Figure 1).

Avantages pour le Canada :

La capacité de stockage du CO₂ de la région des sables bitumineux de l’Alberta dépasse de beaucoup les émissions totales de gaz à effet de serre des exploitations de sables bitumineux actuelles. La contribution potentielle du captage et du stockage du CO₂ à la réduction des émissions de gaz à effet de serre est bien réelle. Le fait d’étudier les possibilités de stockage du CO₂ montrera au public l’engagement de ce secteur à réduire son empreinte carbone.

Prochaines étapes :

Les connaissances acquises dans le cadre de ce projet aident l’industrie des sables bitumineux à réduire les risques associés à la sélection du site, à la construction et à l’exploitation d’installations de stockage du CO₂ dans la région de l’Athabasca en Alberta.

Pour en savoir davantage

• Rapport public