Vortrag: Backers T und Grühser G. Mechanische Aspekte des hydraulisch induzierten Risswachstums. Der Geothermiekongress DGK 2012
Mechanische Aspekte des hydraulisch induzierten Risswachstums
Tobias Backers und Carina Grühsergeomecon GmbH
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hydraulische Stimulation
Überbrückung des bohrungsnahen, geschädigten Bereiches
Anschluss der Bohrung an die hydraulischen Wegsamkeiten
Maximierung der Zuflussfläche
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Fundamentals of Rock Mechanics, Fracturing Technology, and Formation Damage
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Figure 2.4: Propped fracture in a reservoir. If fluid at high pres-sure is pumped into a reservoir, a fracture propagates perpendicu-lar to the minimum principle stress. In the majority of reservoirs, the vertical stress (!v) is the largest, so that a vertical fracture propagates in direction of the maximum horizontal stress (!H) perpendicular to the minimum principle stress (!h). To avoid a rapid fracture closing after leak-off of the pumped fluid, usually a propping agent (sieved sand or ceramic spheres) is placed in the fracture.
2.4 Hydraulic Fracturing Technology In order to create a hydraulic frac-ture in a reservoir, fluid is pumped through the wellbore into the for-mation and as a response, pressure arises (figure 2.4). If the pressure overcomes the fracture initiation pressure, the rock breaks perpen-dicular to the direction of minimum stress due to a tensile stress gen-erated by the internal fluid pres-sure. If the vertical stress (!v) is the largest, a fracture propagates perpendicular to the minimum hori-zontal stress (!h) at which the frac-ture tip propagates in direction of the maximum horizontal stress (!H). This holds for the majority of reservoirs. In reality, the simple idea of splitting the rock incipient from the wellbore is more complex. There are a variety of parameters that influence the hydraulic fractur-ing process. In contrast to the clas-sical model of pure tensile hydraulic fracturing, the increase in reservoir pressure can initiate the failure of pre-existing shear zones, rather than create new ones [Wall-roth et al. 1996]. For instance, this type of hydraulic fracturing is reported from many geother-mal test sites in hard rocks (e.g. granite) [Cornet & Julien 1989]. Coring through the zone sur-rounding a hydraulic fracture identifies numerous fracture branches along the fracture trace [Daneshy et al. 2004]. Daneshy et al. [2004] developed the concept of off-balance fracture growth. This concept states that the propagation of the main fracture is associated with numer-ous shear fractures and branches leading to a fracture network around the main fracture trace. On the laboratory scale, it has been demonstrated, that the fluid viscosity as well as the grain size has an influence on the fracturing process [Matsunaga et al. 1993]. A highly viscous fluid (oil) and smaller grain size promote tensile fracturing as the dominant process. In contrast, a fluid of low viscosity (water) and larger grain size reverse this trend. In addition, influence of bedding planes and rock properties can have a role in the process of fracture propagation, if the contrast between the principle stresses is small [Thiercelin & Roegiers 2000].
The rupturing of the rock and fracture growth expose new formation area to the injected !uid and the rate of !uid leaking off into the formation increases. As long as fluid is pumped at a rate higher than the !uid loss rate, the created fracture continues to grow into the formation. However, once pumping ceases and pressure drops below the fracture opening pressure, the fracture closes. As a result of the increasing fracture closure stress (e.g. during production), the remaining fracture can rapidly heal and the created fracture area will no longer be available for production. To avoid this, a propping agent (sand or ceramic spheres) is usually transported by the fluid into the fracture. Alternatively, in particular for carbonate rocks, the injected fluid can be an acid solution. The acid dissolves parts of the formation, leaving behind acid-etched chan-nels extending into the reservoir. The fracture surface is altered and asperities on the surface prevent fracture closure.
Scientific Technical Report STR 11/09 DOI: 10.2312/GFZ.b103-11098
Deutsches GeoForschungsZentrum GFZ
(Reinicke 2009. Dissertation)
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Annahmen
homogener Halbraum
es bildet sich ein planarer Riss
dieser wächst senkrecht zur kleinsten Hauptspannung
der Riss ist ein Zugriss
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Realität
existentes Rissnetzwerk ➞ inhomogen
existente Risse verbinden sich ➞ kein planarer Riss
Rissnetzwerk kann den Riss ablenken ➞ nicht an Spannungstensor ausgerichtet
existente Risse wachsen auch scherungsdominiert ➞ nicht nur Zug
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Fokus des Vortrags
mechanische Aspekte des Risswachstums
Implikationen für die hydraulische Stimulation
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Studien und Entwicklungen unterstützt durch
Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und ReaktorsicherheitAspekte des hydraulisch induzierten Risswachstums
Kooperation mit Ruhr Universität Bochum, Prof. Alber
Bundesministerium für Wirtschaft und TechnologieEntwicklung mathematischer Modelle kompressiven Risswachstums und numerischer Routinen für
Risswachstumssimulationen
Kooperationspartner Helmholtz Zentrum Potsdam
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Risswachstum
Risse im Material erzeugen Spannungskonzentrationen
Risse wachsen bei Erreichen einer kritischen Spannungskonzentration,
der Bruchzähigkeit (fracture toughness)
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KI
KII
KIII
⎡
⎣
⎢⎢⎢⎢
⎤
⎦
⎥⎥⎥⎥
=στ
xy
τxz
⎡
⎣
⎢⎢⎢
⎤
⎦
⎥⎥⎥
π ⋅a
Spannungskonzentration wirkende Spannung
effektive Risslänge
Spannungskonzentration
Modus I (Zug)
Modus II (Scherung)
Modus III (rotationale Scherung)
(weiterführende Literatur: Lawn 1993)
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Modus I vs Modus II
__
+_
Spannungskonzentration: EXTENSIV
Spannungskonzentration: KOMPRESSIV
Spannungskonzentration: EXTENSIV
ScherspannungMODUS II
ZugspannungMODUS I
(weiterführende Literatur: Lawn 1993)
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Modus I vs Modus II
Umlagerungsdruck fördert Modus II Risswachstum
Backers 2005; Bobet und Einstein 1998; Broberg 1999; Lawn 1993; Melin 1996
wing fracture (extensiv) Scherriss (kompressiv)
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Modus I vs Modus II
Wechsel des Mikromechanismus ≃ 25 MPa
KIIC
P
KIC
P
(Backers 2005)
Normalspannung
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Bestimmung der Bruchzähigkeiten
Modus I ISRM Suggested Method 1988, F Ouchterlony
Modus II ISRM Suggested Method 2012, T Backers und O Stephansson
KIC KIIC (P=0.1MPa) KIIC (P hoch)[MPam1/2] [MPam1/2] [MPam1/2]
Ävrö Granit Schweden 3,8 4,7 11,5
Aue Granit Deutschland 1,6 4,2 10,5
Carrara Marmor Italien 2,4 3,1 6,7
Flechtinger Sandstein Deutschland 1,2 2,1 5,3
Bentheimer Sandstein Deutschland 0,9 2,7 6,1
Rüdersdorfer Kalkstein Deutschland 1,1 3,1 4,2
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Ausgangslage
bei typischen Spannungen der geothermischen Anwendung
(a) wird Zugrisswachstum unterdrückt und
(b) Scherrisse wachsen in der eigenen Ebene
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Sh
SH
β
σ
τ
ParameterParameterParameter
max. Horizontalspannung SH = 100 MPa
min. Horizontalspannung Sh = 50 MPa
Fluiddruck Pp = variabel
Reibungsbeiwert μ = variabel
Modus I FT KIC = 3 MPam1/2
Modus II FT KIIC = (10+ 0,1 Pp) MPam1/2
Risslänge 2 m
Modellparameterin Anlehnung Groß Schönebeck
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-‐4-‐3-‐2-‐101234
0 15 30 45 60 75 90
K/Kc
[1|
beta [°]
16
SH = 100 MPa
Sh = 50 MPa
Pp = 0 MPa
μ = 0
KII
keine Reibung, kein Fluiddrucknur Modus II
instabiler Bereich
Modus IModus II
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SH = 100 MPa
Sh = 50 MPa
Pp = 0 MPa
μ = 0,85
KII
kein Fluiddruckkein Risswachstum
-‐4-‐3-‐2-‐101234
0 15 30 45 60 75 90
K/Kc
[1|
beta [°]
keine Reibung
Modus IModus II
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SH = 100 MPa
Sh = 50 MPa
Pp = 45 MPa
μ = 0,85
KI
in-‐situ Bedingungenkein Risswachstum
-‐4-‐3-‐2-‐101234
0 15 30 45 60 75 90
K/Kc
[1|
beta [°]
KII
keine Reibung kein Fluiddruck
Modus IModus II
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SH = 100 MPa
Sh = 50 MPa
Pp = 55 MPa
μ = 0,85
KI
breakdown pressureModus I Risswachstum dominant
KII
-‐4-‐3-‐2-‐101234
0 15 30 45 60 75 90
K/Kc
[1|
beta [°]
instabiler Bereich
keine Reibung kein Fluiddruck in-‐situ
Modus IModus II
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stetige Erhöhung des Fluiddrucks in der FormationModus II Risswachstum dominant
-‐4-‐3-‐2-‐101234
0 15 30 45 60 75 90
K/Kc
[1|
beta [°]
20
SH = 100 MPa
Sh = 50 MPa
Pp = 49 MPa
μ = 0,85
KI
KII
instabiler Bereich
keine Reibung kein Fluiddruck in-‐situ breakdown
Modus IModus II
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21keine Reibung kein Fluiddruck in-‐situ breakdown Pp < Sh
Zusammenfassung
geneigte Risse (60° -‐ 70°) werden zuerst aktiviert (Modus II)
höhere Fluiddrücke aktivieren Risse im Bereich 50° -‐ 90°
bei Pp < Sh können Risse in Modus II wachsen
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Forschungssoftware roxol
Eigenentwicklung der geomecon GmbH
basiert auf rissmechanischen Ansätzen
Erweiterung der Finiten Elemente Methode
22 www.roxol.de
Rissinitiierung
linear-‐elastisches Material
explizites Kluftinventar
Risswachstum und Interaktion
offene Client-‐Server Architektur
Normalspannung auf RissenXFEM
Neumannränder
Dirichletränder
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Injektion P = constant
t0 t2t1 t3
aktivierter Riss
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Implikationen (1)
die Spur des Risses kann zur SH Richtung geneigt sein
es werden größere Lagerstättenvolumina aktiviert
der Transport von Proppants kann eingeschränkt sein
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Implikationen (2)
die sich ausbreitende Fluiddruckwelle kann vorhandene Strukturen aktivieren
im Betrieb können auch Fluiddrücke < Sh zu Risswachstum führen (hydraulischer Kurzschluss)
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Datengrundlagewas sollten wir berücksichtigen?
Spannungsfeld
Rissnetzwerk
Störungen (seismogen?)
Gesteine
⬇
(struktur)geologisches Modell
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laufende Arbeiten
Entwicklung eines Workflows, der rissmechanische und poroelastische Effekte kombiniert
Implementierung der Druckabhängigkeit von Risswachstumskriterien
Untersuchung des kombinierten riss/poroelastischen Einflusses auf induzierte Seismizität
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Das diesem Bericht zugrunde liegende Vorhaben wurde mit Mitteln des Ministeriums für
Wirtschaft des Landes Brandenburg und der EU gefördert. Die Verantwortung für den Inhalt der
Veröffentlichung liegt beim Autor.
Die Entwicklung von roxol wurde von der Europäischen Union, Europäischer Fonds für Regionale
Entwicklung, Programm „Investment to Future“ Zeitraum 2007 -‐ 2013 unterstützt.
Die Software roxol wird im Rahmen eines BMU geförderten Projektes zur Untersuchung der
Mechanismen bei hydraulischen Stimulationen eingesetzt und weiterentwickelt.
Die mathematischen Grundlagen und geomechanischen Modelle für Risswachstum mittels der
Software roxol werden im Rahmen eines BMWi geförderten Projektes weiterentwickelt.
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Danksagungen
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Dr. Tobias Backers
geomecon GmbHAugust-‐Bebel-‐Straße 27
14482 PotsdamGermany
www.geomecon.de+49 331 97 99 68 68
geomecon, the geomecon logo, roxol and the roxol logo are registered trademarks
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