Experimental Study on the Time-Dependent Gas Permeability of Fractures in Shales

Zhu, Ning; Cheng, Pengju; Yu, Qingchun

doi:10.1007/s00603-023-03578-8

Cited by 3 publications

(1 citation statement)

References 73 publications

Supporting

Mentioning

Contrasting

Order By: Relevance

“…Flow properties of fractured materials are strongly stress-and scale-dependent. Important factors include porosity and pore size distribution (Heap and Kennedy, 2016;Kim and Makhnenko, 2023b), testing conditions including the way to set up the fractured specimen (Bondarenko et al, 2022), thermal effect especially important for shales (Mohajerani et al, 2012;Makhnenko et al, 2023), and time-dependent deformation that is not only strongly pronounced for clay-rich rock, but also is enhanced for fractured materials (Makhnenko and Podladchikov, 2018;Zhu et al, 2023). At the field scale, fractured rock is reported to have a few orders of magnitude larger permeability compared to the intact material tested at the laboratory scale (Neuzil, 1986;Heap and Kennedy, 2016;Azizmohammadi and Matthai, 2017).…”

Section: Introductionmentioning

confidence: 99%

Multiscale subsurface characterization for geo-energy applications

Sciandra

View full text Add to dashboard Cite

(English) Geological Carbon Storage (GCS) holds immense promise for mitigating atmospheric CO2 emissions, making the sealing capacity of caprocks pivotal as storage scales up. Despite excellent sealing capacities observed in intact rock samples in laboratory experiments, the presence of discontinuities like bedding planes, fractures, and faults in field-scale applications poses monitoring challenges. This thesis aims to develop a methodology for characterizing potential low-carbon geo-energy sites across various spatiotemporal scales, spanning from millimeters and nanoseconds to kilometers and decades. To achieve this, the thesis employs a multi-scale approach, starting with large-scale investigations and progressing to in-situ underground rock laboratories and laboratory investigations. The initial phase explores four analytical solutions of pore pressure diffusion with periodic sources to enable real-time interpretation of in-situ data. Comparisons with numerical solutions, incorporating reservoir deformation due to pressure waves, reveal consistent results when identical assumptions are maintained. Despite distinct wave propagation patterns depending on the application (energy storage, liquid injection into shale, and enhanced geothermal systems stimulation), errors remain below 3% for effective mean stress variations across all cases. This approach allows for rapid reactions to unexpected events, crucial in real-time decision-making. The subsequent phase involves plane-strain coupled hydro-mechanical simulations of periodic CO2 injection for 20 years, simulating the CO2LPIE experiment at Mont Terri Underground Rock Laboratory. Results highlight the anisotropic behavior of the material, influencing pore pressure changes and stress variations along bedding planes. Capillary effects in nanoscale pores prevent CO2 penetration into Opalinus Clay, causing it to dissolve into the resident brine. Pore pressure oscillations imposed at the injection well attenuate within tens of centimeters, emphasizing the need for closely located monitoring boreholes to observe the periodic signal. Finally, a 3D numerical model simulates water injection into a fractured Opalinus Clay specimen, accounting for fracture geometry with stress-dependent aperture changes. The model reveals a significant nine-order magnitude span in fracture permeability, impacting fluid flow within the rock specimen. Achieving the best fit with experimental results involves incorporating a natural fracture normal stiffness ranging from 18.7 MPa/mm at lower effective mean stresses to 187.2 MPa/mm at higher confinements. This underscores the critical importance of defining hydro-mechanical parameters of fractures under realistic stress conditions, with implications for secure underground storage. In summary, this thesis provides a comprehensive methodology for characterizing low-carbon geo-energy sites at multiple scales. Analytical solutions offer real-time insights, coupled hydro-mechanical simulations illuminate material anisotropy, and 3D numerical models reveal fracture behavior. The findings contribute to advancing the understanding and implementation of Geological Carbon Storage, offering crucial insights for environmentally sustainable energy practices. (Català) L'emmagatzematge geològic de carboni (AGC) és molt prometedor per a mitigar les emissions atmosfèriques de CO₂, per la qual cosa la capacitat de segellament de les roques mare és fonamental a mesura que s'amplia l'emmagatzematge. Malgrat les excel·lents capacitats de segellament observades en mostres de roca intacta en experiments de laboratori, la presència de discontinuïtats com a plans d'estratificació, fractures i falles en aplicacions a escala de camp planteja reptes de monitoratge. L'objectiu d'aquesta tesi és desenvolupar una metodologia per a caracteritzar possibles emplaçaments geoenergéticos amb baixes emissions de carboni en diverses escales espaciotemporals, des de mil·límetres i nanosegons fins a quilòmetres i dècades. La tesi empra un enfocament multiescala, començant amb recerques a gran escala i avançant cap a laboratoris de roques subterrànies in situ i recerques de laboratori. La fase inicial explora quatre solucions analítiques de la difusió de la pressió de porus amb fonts periòdiques per a permetre la interpretació en temps real de les dades in situ. Les comparacions amb les solucions numèriques, que incorporen la deformació del jaciment deguda a les ones de pressió, revelen resultats coherents quan es mantenen supòsits idèntics. Malgrat els diferents patrons de propagació de les ones en funció de l'aplicació (emmagatzematge d'energia, injecció de líquids en esquistos i estimulació de sistemes geotèrmics millorats), els errors es mantenen per sota del 3% per a les variacions de la tensió mitjana efectiva en tots els casos. Aquest enfocament permet reaccionar amb rapidesa davant imprevistos, la qual cosa és crucial per a la presa de decisions en temps real. La fase següent consisteix en simulacions hidromecànices acoblades per deformació plana de la injecció periòdica de CO₂ durant 20 anys, simulant l'experiment CO2LPIE en el Laboratori Subterrani de Roques de Mont Terri. Els resultats posen en relleu el comportament anisótropo del material, que influeix en els canvis de pressió de porus i les variacions de tensió al llarg dels plans d'estratificació. Els efectes capil·lars en els porus a nanoescala impedeixen la penetració de CO₂ en l'argila Opalinus, provocant la seva dissolució en la salmorra resident. Les oscil·lacions de la pressió de porus imposades en el pou d'injecció s'atenuen en desenes de centímetres, la qual cosa subratlla la necessitat de disposar de pous de monitoratge estretament situats per a observar el senyal periòdic. Finalment, un model numèric en 3D simula la injecció d'aigua en un espècimen fracturat d'argila Opalinus, tenint en compte la geometria de la fractura amb canvis d'obertura dependents de la tensió. El model revela una amplitud de magnitud de nou ordres en la permeabilitat de la fractura, la qual cosa repercuteix en el flux de fluids dins de l'espècimen de roca. Per a aconseguir el millor ajust amb els resultats experimentals és necessari incorporar una rigidesa normal natural de la fractura que oscil·la entre 18,7 MPa/mm amb tensions mitjanes efectives més baixes i 187,2 MPa/mm amb confinaments més alts. Això subratlla la importància de definir els paràmetres hidromecánicos de les fractures en condicions realistes. (Español) El almacenamiento geológico de carbono (AGC) es muy prometedor para mitigar las emisiones atmosféricas de CO2, por lo que la capacidad de sellado de las rocas madre es fundamental a medida que se amplía el almacenamiento. A pesar de las excelentes capacidades de sellado observadas en muestras de roca intacta en experimentos de laboratorio, la presencia de discontinuidades como planos de estratificación, fracturas y fallas en aplicaciones a escala de campo plantea retos de monitorización. El objetivo de esta tesis es desarrollar una metodología para caracterizar posibles emplazamientos geoenergéticos con bajas emisiones de carbono en varias escalas espaciotemporales, desde milímetros y nanosegundos hasta kilómetros y décadas. La tesis emplea un enfoque multiescala, comenzando con investigaciones a gran escala y avanzando hacia laboratorios de rocas subterráneas in situ e investigaciones de laboratorio. La fase inicial explora cuatro soluciones analíticas de la difusión de la presión de poros con fuentes periódicas para permitir la interpretación en tiempo real de los datos in situ. Las comparaciones con las soluciones numéricas, que incorporan la deformación del yacimiento debida a las ondas de presión, revelan resultados coherentes cuando se mantienen supuestos idénticos. A pesar de los distintos patrones de propagación de las ondas en función de la aplicación (almacenamiento de energía, inyección de líquidos en esquistos y estimulación de sistemas geotérmicos mejorados), los errores se mantienen por debajo del 3% para las variaciones de la tensión media efectiva en todos los casos. Este enfoque permite reaccionar con rapidez ante imprevistos, lo que es crucial para la toma de decisiones en tiempo real. La fase siguiente consiste en simulaciones hidromecánicas acopladas por deformación plana de la inyección periódica de CO2 durante 20 años, simulando el experimento CO2LPIE en el Laboratorio Subterráneo de Rocas de Mont Terri. Los resultados ponen de relieve el comportamiento anisótropo del material, que influye en los cambios de presión de poro y las variaciones de tensión a lo largo de los planos de estratificación. Los efectos capilares en los poros a nanoescala impiden la penetración de CO2 en la arcilla Opalinus, provocando su disolución en la salmuera residente. Las oscilaciones de la presión de poro impuestas en el pozo de inyección se atenúan en decenas de centímetros, lo que subraya la necesidad de disponer de pozos de monitorización estrechamente situados para observar la señal periódica. Por último, un modelo numérico en 3D simula la inyección de agua en un espécimen fracturado de arcilla Opalinus, teniendo en cuenta la geometría de la fractura con cambios de apertura dependientes de la tensión. El modelo revela una amplitud de magnitud de nueve órdenes en la permeabilidad de la fractura, lo que repercute en el flujo de fluidos dentro del espécimen de roca. Para lograr el mejor ajuste con los resultados experimentales es necesario incorporar una rigidez normal natural de la fractura que oscila entre 18,7 MPa/mm con tensiones medias efectivas más bajas y 187,2 MPa/mm con confinamientos más altos. Esto subraya la importancia de definir los parámetros hidromecánicos de las fracturas en condiciones realistas.

show abstract