Hydraulic fracturing in hard rock – numerical studies from laboratory to reservoir scale

Hydraulische Brüche in Hartgestein - Numerische Studien vom Labor- bis zum Reservoirmaßstab

  • Hydraulic-driven fractures play a key role in subsurface energy technologies across several scales. By injecting fluid at high hydraulic pressure into rock with intrinsic low permeability, in-situ stress field and fracture development pattern can be characterised as well as rock permeability can be enhanced. Hydraulic fracturing is a commercial standard procedure for enhanced oil and gas production of rock reservoirs with low permeability in petroleum industry. However, in EGS utilization, a major geological concern is the unsolicited generation of earthquakes due to fault reactivation, referred to as induced seismicity, with a magnitude large enough to be felt on the surface or to damage facilities and buildings. Furthermore, reliable interpretation of hydraulic fracturing tests for stress measurement is a great challenge for the energy technologies. Therefore, in this cumulative doctoral thesis the following research questions are investigated. (1): How do hydraulic fractures grow in hard rock at various scales?; (2): WhichHydraulic-driven fractures play a key role in subsurface energy technologies across several scales. By injecting fluid at high hydraulic pressure into rock with intrinsic low permeability, in-situ stress field and fracture development pattern can be characterised as well as rock permeability can be enhanced. Hydraulic fracturing is a commercial standard procedure for enhanced oil and gas production of rock reservoirs with low permeability in petroleum industry. However, in EGS utilization, a major geological concern is the unsolicited generation of earthquakes due to fault reactivation, referred to as induced seismicity, with a magnitude large enough to be felt on the surface or to damage facilities and buildings. Furthermore, reliable interpretation of hydraulic fracturing tests for stress measurement is a great challenge for the energy technologies. Therefore, in this cumulative doctoral thesis the following research questions are investigated. (1): How do hydraulic fractures grow in hard rock at various scales?; (2): Which parameters control hydraulic fracturing and hydro-mechanical coupling?; and (3): How can hydraulic fracturing in hard rock be modelled? In the laboratory scale study, several laboratory hydraulic fracturing experiments are investigated numerically using Irazu2D that were performed on intact cubic Pocheon granite samples from South Korea applying different injection protocols. The goal of the laboratory experiments is to test the concept of cyclic soft stimulation which may enable sustainable permeability enhancement (Publication 1). In the borehole scale study, hydraulic fracturing tests are reported that were performed in boreholes located in central Hungary to determine the in-situ stress for a geological site investigation. At depth of about 540 m, the recorded pressure versus time curves in mica schist with low dip angle foliation show atypical evolution. In order to provide explanation for this observation, a series of discrete element computations using Particle Flow Code 2D are performed (Publication 2). In the reservoir scale study, the hydro-mechanical behaviour of fractured crystalline rock due to one of the five hydraulic stimulations at the Pohang Enhanced Geothermal site in South Korea is studied. Fluid pressure perturbation at faults of several hundred-meter lengths during hydraulic stimulation is simulated using FracMan (Publication 3). The doctoral research shows that the resulting hydraulic fracturing geometry will depend “locally”, i.e. at the length scale of representative elementary volume (REV) and below that (sub-REV), on the geometry and strength of natural fractures, and “globally”, i.e. at super-REV domain volume, on far-field stresses. Regarding hydro-mechanical coupling, it is suggested to define separate coupling relationship for intact rock mass and natural fractures. Furthermore, the relative importance of parameters affecting the magnitude of formation breakdown pressure, a parameter characterising hydro-mechanical coupling, is defined. It can be also concluded that there is a clear gap between the capacity of the simulation software and the complexity of the studied problems. Therefore, the computational time of the simulation of complex hydraulic fracture geometries must be reduced while maintaining high fidelity simulation results. This can be achieved either by extending the computational resources via parallelization techniques or using time scaling techniques. The ongoing development of used numerical models focuses on tackling these methodological challenges.show moreshow less
  • Hydraulische Risserzeugung (aus dem Englischen „Hydraulic Fracturing“; auch hydraulische Stimulation genannt) spielt eine Schlüsselrolle in unterirdischen Energietechnologien auf verschiedenen Skalen. Durch Injektion von Flüssigkeit mit hohem hydraulischem Druck im Gestein mit geringer Permeabilität können das Spannungsfeld und das Bruchentwicklungsmuster in-situ charakterisiert sowie die Gesteinspermeabilität erhöht werden. Hydraulic Fracturing ist ein kommerzielles Standardverfahren zur verbesserten Öl- und Gasförderung aus geringpermeablen Gesteinsformationen in der Erdölindustrie. Ein großes geologisches Problem bei der geothermischen Nutzung ist die ungewollte Erzeugung von Erdbeben aufgrund einer Verwerfungsreaktivierung, die als induzierte Seismizität bezeichnet wird und eine Größenordnung hat, die groß genug ist, dass sie an der Oberfläche zu spüren ist und sogar Gebäude beschädigen kann. Darüber hinaus ist die zuverlässige Interpretation von Hydraulic-Fracturing-Tests zur Spannungsmessung eine große Herausforderung für dieHydraulische Risserzeugung (aus dem Englischen „Hydraulic Fracturing“; auch hydraulische Stimulation genannt) spielt eine Schlüsselrolle in unterirdischen Energietechnologien auf verschiedenen Skalen. Durch Injektion von Flüssigkeit mit hohem hydraulischem Druck im Gestein mit geringer Permeabilität können das Spannungsfeld und das Bruchentwicklungsmuster in-situ charakterisiert sowie die Gesteinspermeabilität erhöht werden. Hydraulic Fracturing ist ein kommerzielles Standardverfahren zur verbesserten Öl- und Gasförderung aus geringpermeablen Gesteinsformationen in der Erdölindustrie. Ein großes geologisches Problem bei der geothermischen Nutzung ist die ungewollte Erzeugung von Erdbeben aufgrund einer Verwerfungsreaktivierung, die als induzierte Seismizität bezeichnet wird und eine Größenordnung hat, die groß genug ist, dass sie an der Oberfläche zu spüren ist und sogar Gebäude beschädigen kann. Darüber hinaus ist die zuverlässige Interpretation von Hydraulic-Fracturing-Tests zur Spannungsmessung eine große Herausforderung für die Energietechnologien. Daher werden in dieser kumulativen Dissertation folgende Forschungsfragen untersucht: (1): Wie wachsen hydraulische Risse in Hartgestein in verschiedenen Skalen? (2): Welche Parameter steuern das hydraulische Versagen und die hydromechanische Kopplung? und (3): Wie kann hydraulische Risserzeugung in Hartgestein modelliert werden? In der Studie im Labormaßstab werden mehrere Hydrofracturing-Laborexperimente numerisch mit Irazu2D untersucht, die an intakten kubischen Pocheon-Granitproben aus Südkorea unter Anwendung verschiedener Injektionsprotokolle durchgeführt wurden. Das Ziel der Laborexperimente ist es, das Konzept der zyklischen sanften Stimulation zu testen, die eine nachhaltige Permeabilitätserhöhung ermöglichen kann (Veröffentlichung 1). Die Studie im Bohrlochmaßstab untersucht Hydraulic Fracturing Tests, die in Bohrlöchern in Mittel-Ungarn durchgeführt wurden, um das in-situ Spannungsfeld für eine geologische Standortuntersuchung zu bestimmen. In einer Tiefe von etwa 540 m zeigen die aufgezeichneten Druck-Zeit-Kurven im Glimmerschiefer mit einer Schieferung mit geringem Neigungswinkel eine atypische Entwicklung. Um diese Beobachtung zu erklären, wird eine Reihe von diskreten Elementberechnungen unter Verwendung von Particle Flow Code 2D durchgeführt (Veröffentlichung 2). In der Studie im Reservoirmaßstab wird das hydromechanische Verhalten des aufgebrochenen kristallinen Gesteins an einer der fünf hydraulischen Stimulationen am Pohang Enhanced Geothermal System (EGS) Standort in Südkorea untersucht. Mit FracMan wird die Fluiddruckstörung an Verwerfungen von mehreren hundert Metern Länge während der hydraulischen Stimulation simuliert (Veröffentlichung 3). Die Ergebnisse dieser Dissertation zeigen, dass die resultierende hydraulische Bruchgeometrie „lokal“, d. h. auf der Längenskala des repräsentativen Elementarvolumens (REV) und darunter (sub-REV) von der Geometrie und Stärke natürlicher Risse und „global“, d.h. bei Super-REV-Domänenvolumen, vom Spannungsfeld abhängt. In Bezug auf die hydromechanische Kopplung wird vorgeschlagen, separate Kopplungsbeziehungen für intakte Gesteinsmassen und natürliche Risse zu definieren. Darüber hinaus wird die relative Bedeutung von Parametern definiert, die die Größe des Formationsbruchdrucks beeinflussen, ein Parameter, der die hydromechanische Kopplung charakterisiert. Es kann auch festgestellt werden, dass es eine klare Lücke zwischen der Leistungsfähigkeit der Simulationssoftware und der Komplexität der untersuchten Probleme gibt. Daher muss die Rechenzeit der Simulation komplexer hydraulischer Rissgeometrien reduziert werden, währenddessen die Simulationsergebnisse mit hoher Genauigkeit beibehalten werden. Dies kann entweder durch Erweiterung der Rechenressourcen über Parallelisierungstechniken oder durch Verwendung von Zeitskalierungstechniken erreicht werden. Die Weiterentwicklung der verwendeten numerischen Modelle konzentriert sich auf die Bewältigung dieser methodischen Herausforderungen.show moreshow less

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Metadaten
Author details:Marton Pal FarkasORCiD
URN:urn:nbn:de:kobv:517-opus4-549343
DOI:https://doi.org/10.25932/publishup-54934
Reviewer(s):Arno ZangORCiDGND, Günter Zimmermann, Heinz KonietzkyORCiDGND
Supervisor(s):Arno Zang, Günter Zimmermann
Publication type:Doctoral Thesis
Language:English
Publication year:2022
Publishing institution:Universität Potsdam
Granting institution:Universität Potsdam
Date of final exam:2022/05/02
Release date:2022/06/07
Tag:Spannungsmessung; hydraulische Risserzeugung; numerische Modellierung; petrothermales System (EGS)
enhanced geothermal system; hydraulic fracturing; numerical modelling; stress measurement
Number of pages:155
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