Gas retention and transport processes in low permeability rocks

Busch, Andreas; Elsworth, D.; Spiers, C. J.; Stanjek, H.

doi:34692

Gas retention and transport processes in low permeability rocks = Gasaufnahme- und Transportprozesse in niedrig-permeablen Gesteinen = Gas retention and transport processes in low-permeability rocks

Busch, Andreas

2015

Verantwortlichkeitsangabevorgelegt von Andreas Busch

ImpressumAachen : Publikationsserver der RWTH Aachen University 2015

Umfang307 S.

Aachen, Techn. Hochsch., Habil.-Schr., 2015

Veröffentlicht auf dem Publikationsserver der RWTH Aachen University

Genehmigende Fakultät
Fak05

Hauptberichter/Gutachter
Stanjek, H. (Thesis advisor)^RWTH* ; Spiers, C. J. (Thesis advisor) ; Elsworth, D. (Thesis advisor)

Tag der mündlichen Prüfung/Habilitation
2014-07-05

Online
URN: urn:nbn:de:hbz:82-rwth-2015-063648
URL: https://publications.rwth-aachen.de/record/541162/files/541162.pdf
URL: https://publications.rwth-aachen.de/record/541162/files/541162.pdf?subformat=pdfa

Einrichtungen

Inhaltliche Beschreibung (Schlagwörter)
Geowissenschaften (frei) ; gas sorption (frei) ; permeability (frei) ; CO2 storage (frei) ; unconventional gas (frei) ; clay minerals (frei) ; shale (frei) ; capillary pressure (frei)

Thematische Einordnung (Klassifikation)
DDC: 550

Kurzfassung
In dieser Habilitationsschrift werden Transport- und Sorptionsprozesse für Gase in niedrig-permeablen Gesteinen beschrieben. Solche Gesteine können Tonsteine oder Kohle sein. Bezüglich der Anwendung für die geologische Speicherung von CO2 beziehen sich die Inhalte dieser Studie auf die Abdichtung von Speicherhorizonten durch feinkörnige, niedrig-permeable Gesteine. Viele verschiedene Migrationspfade während der Speicherung von CO2 können identifiziert werden die zu einer Leckage führen, darunter Bohrungen, Störungen oder Bruchnetzwerke. Aber auch die Diffusion und der viskose Fluss durch das Porennetzwerk der Abdeckschicht können zu einer Kompromittierung der Speichersicherheit führen. Eine der größten Herausforderungen bei der Speicherung von CO2 wird es sein, potenzielle Leckagen auszumachen und zu quantifizieren. Dies ist notwendig um die Risiken dieser Technologie zu verringern und um das Überwachungssystem für einen Speicher zu konzeptionalisieren. In diesem Zusammenhang konnte hier gezeigt werden, dass effektive Diffusionskoeffizienten für CO2 durch das wassergesättigte Porensystem von Tonsteinen im Bereich 10-10 bis 10-11 m2/s liegen. Darüber hinaus wurde gezeigt, dass Abdeckschichten, welche hohe Anteile an Tonmineralen beinhalten zur permanenten Lagerung von CO2 dienen. Der zugrunde liegende Prozess ist Physisorption an den z.T. immanent großen Oberflächen dieser Tonminerale. Dies wurde direkt gezeigt anhand von Messungen an Tonsteinen aber auch an standardisierten Tonmineralen wie Illit, Montmorillonit und Kaolinite. Diese Studien sind weitestgehend vorgängerlos und zeigen zusätzlich, dass Physisorption ein hohes Speicherpotenzial in den Reservoiren darstellen kann, vor allem, wenn diese reich an solchen Tonmineralen sind. Diese Studien führten zur Untersuchung von kohlehaltigen Formationen des Paraná-Beckens in Brasilien. Es konnte gezeigt werden, dass die Methansorption weitestgehend vom organischen Anteil der Gesteine abhängt, wohingegen ein beträchtlicher Anteil der CO2 Sorption auf den anorganischen Teil zurückzuführen ist, also den Tonmineralen. In weiterführenden Studien wurde das Quellen von Tonmineralen im Kontakt mit CO2 untersucht und mit bis zu 15% beziffert. Diese Studien wurden mittels Hochtemperatur/-Druck Röntgendiffraktion unter hydrostatischen Drücken durchgeführt (ohne axiale Auflast). Quelldruckmessungen hingegen zeigen Werte in der Größenordnung von 10 MPa unter uniaxialen Stressbedingungen, was repräsentativ für Lagerstättenbedingungen in ca. 1.5 bis 2.5 km Tiefe ist. Solch hohe Quelldrücke stellen möglicherweise ein Risiko für die Speicherung von CO2 dar. Quelldrücke, vereinfacht dargestellt, verringern den effektiven Stress und somit erhöhen sie die Wahrscheinlichkeit für Scherbrüche, können aber auch Brüche verschließen und somit die Permeabilität entlang solcher Netzwerke verringern. Desweiteren wird eine Zusammenfassung von petrophysikalischen Parametern verschiedener Abdeckschichten (Mergel, Karbonat, Tonstein, etc.) gegeben. Das Ziel war empirische Korrelationen zu generieren, die ein verbessertes Grundlagerverständnis in Bezug auf kapillare Eindringdrücke ermöglichen. Da solche Eindringdrücke mühsam und zeitaufwendig im Labor bestimmt werden müssen, wäre eine Vorhersagbarkeit mithilfe von Permeabilität, Porosität oder Mineralogie vorteilhaft, da diese Parameter deutlich leichter zu bestimmen sind. Der zweite Teil dieser Habilitationsschrift beschreibt die Gassorption (Kapazität und Kinetik) an Kohlen. Dieser Teil beginnt ebenfalls mit einer Zusammenfassung verschiedener Datensätze um ein verbessertes Verständnis der übergeordneten Zusammenhänge der Gas -und Wasser Interaktion mit den mikroporösen Oberflächen von Kohle zu geben. Zusätzlich werden verschieden Fallstudien präsentiert bezüglich der Entwicklung der CO2/CH4 Sorptionskapazität als Funktion der Versenkung von Sedimentpaketen. Hierbei wird speziell auf die Reife der Kohle eingegangen und deren Einfluss auf die Gassorption innerhalb der geologischen Zeitskala. Das Ziel war es ideale Reifefenster für Kohlen zu bestimmen in welchen die primäre oder tertiäre (durch Injektion von CO2) Floezgasförderung vorteilhafter sein kann. Zusätzlich ist dieser Ansatz anwendbar in der dynamischen Beckenmodellierung. Für diesen mehr generellen Ansatz wurden zwei Fallbeispiele am Beispiel des deutschen Münsterländer Kreidebeckens und des belgischen Campinebeckens durchgeführt um die spezifische CO2 Speicherkapazität sowie die Methanförderung zu bestimmen.

This thesis addresses gas transport and retention in low permeability rocks such as shale and coal. With application to geological storage of CO2 the main focus is on the sealing efficiency of fine-grained, low-permeability rocks above CO2 storage reservoirs. There are many potential pathways for injected CO2 to escape from such reservoirs, like along wells, faults or fracture systems or by diffusion and viscous flow through the pore network of the seal. It is of great importance to locate and quantify these leakage processes for de-risking CO2 storage and to provide input for conceptualising a monitoring system for such storage sites. It is shown that for a realistic caprock effective diffusion coefficients through the water-saturated pore space ranges in the order 10-10 to 10-11 m2/s. In addition it is demonstrated that caprocks containing large quantities of clay minerals can serve as a sink for CO2 by physically adsorbing the gas on the large surface area of the clay minerals. This was shown on real shale material but also on standard clay minerals like illite, montmorillonite and kaolinite and is considered as a rather novel finding with expected implications to the physical adsorption capacity of CO2 in reservoir rocks. This led to the study of coal-bearing sequences from the Parana Basin, Brazil and it was found that the methane sorption capacity mainly depends on the organic matter content of the rocks while a significant portion of the CO2 sorption capacity can be attributed to the inorganic material in these sediments, namely clay minerals. We further find that swelling strain of clays in contact with CO2 can be up to about 15% under hydrostatic stress conditions, as observed from high temperature/pressure X-ray diffraction, and swelling pressures of clays are in the order of 10 MPa under uniaxial stress conditions representative to reservoir conditions at 1.5 to 2.5 km depth which potentially poses a risk on carbon storage since swelling pressures add to pore pressures, therefore lowers effective stress and poses a threat on the mechanical stability of seals overlying storage reservoirs. Several fundamental and case studies were undertaken on different caprock material (marlstones, carbonates, mudrocks, tight rocks, etc.) to improve the general understanding and to provide datasets for empirical correlations of capillary entry pressures in mudrocks. A review of this data was performed covering a broad permeability range. The main focus was on the possible prediction of the capillary pressure from parameters that are easier to obtain, like porosity, permeability or mineralogy. This is an important topic since capillary failure often occurs in geological reservoirs and will determine storage capacity as well as storage safety.A second part of this thesis addresses gas adsorption (both capacity and kinetics) on coal. In order to improve the general understanding of gas and water interaction with the coal microporous surface, published data has been reviewed in order to obtain general relationships. Various methods to determine gas sorption isotherms on coal have been included and the competing interactions between gas (CO2, CH4) and water and global correlations with coal maturity evaluated. In addition several case studies have been performed related to the evolution of CO2 and CH4 sorption capacity as a function of burial history and discussing the effect of coal maturity on the gas sorption evolution through geological history. This was done to predict best suited coalification windows and burial depth to either extract primary methane or to enhance the production by CO2 co-injection. Also, the conceptual approach is well suitable to be integrated in dynamic basin modelling. In addition to these general attempts the specific CO2 storage and methane production amounts within the German Cretaceous Münster Basin and the Belgian Campine Basin have been estimated.

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