The geothermal fluid at Kızıldere is produced from carbonate rocks and carries a significant amount of dissolved CO2 (over 3% by weight depending on depth), which is mostly exhausted to the atmosphere as non-condensable gas during power generation. Geothermal fluid production since 2013 has been accompanied by reinjection of spent fluids back into the geothermal reservoir. While contributing to the maintenance of reservoir pressure, rejection of spent fluids has also, to a large extent, resulted in considerable decline of dissolved CO2 in the geothermal reservoir, which behaves as a natural pump during the ascend of geothermal fluid in the wells. As a part of the SUCCEED (Synergetic Utilisation of CO2 storage Coupled with geothermal EnErgy Deployment) project, a dynamic reservoir model representing the Kızıldere geothermal field was developed and calibrated against field natural state well temperature and pressure profiles. The calibrated dynamic model was then used to simulate brine production and reinjection of CO2-depleted fluids and CO2-enriched depleted fluids. Reservoir simulations have shown that reinjection of CO2-enriched spent fluids has the potential to re-establish the geothermal reservoir CO2 content, thus reducing CO2 emission, while having the advantage of further maintaining reservoir pressure.

Located in the central region of Algeria, In Salah is the world's first commercial scale onshore CCS project. During the period between 2004 and 2011 over 3.8Mt CO2 has been stored in the subsurface using three long horizontal wells (KB-501, KB-502 and KB-503). In this work, a coupled reservoir-geomechanics model of well KB-502, which was constructed in a previous modelling study by the authors, was adopted to evaluate the fault reactivation and associated reservoir performance conformance. The onset of fault zone reactivation is controlled by rock cohesion and internal friction angle. The subsequent evolution in the fault zone permeability is further influenced by fracture dilation angle. A sensitivity study on the response of the fault zone to CO2 injection with respect to the three strength parameters was carried out. Latin-Hypercube sampling was used to generate 50 random combinations of the strength parameters for the sensitivity study. Post-reactivation fault zone permeability enhancement, injection well bottomhole pressure (BHP) behaviour and CO2 leakage into the lower caprock were analysed.