Coupled thermo-hydro-mechanical processes in geothermal reservoirs: a multiphysic and multiscale approach linking geology and 3D numerical modelling

Jacquey, Antoine Baptiste; Scheck-Wenderoth, Magdalena; Wellmann, Jan Florian

doi:36918

Coupled thermo-hydro-mechanical processes in geothermal reservoirs: a multiphysic and multiscale approach linking geology and 3D numerical modelling

Jacquey, Antoine Baptiste^RWTH*

2017

Verantwortlichkeitsangabevorgelegt von M.Sc. Antoine Baptiste Jacquey

ImpressumAachen 2017

Umfang1 Online-Ressource (xiv, 179 Seiten) : Illustrationen, Diagramme

Dissertation, RWTH Aachen University, 2017

Veröffentlicht auf dem Publikationsserver der RWTH Aachen University

Genehmigende Fakultät
Fak05

Hauptberichter/Gutachter
Scheck-Wenderoth, Magdalena (Thesis advisor)^RWTH* ; Wellmann, Jan Florian (Thesis advisor)^RWTH*

Tag der mündlichen Prüfung/Habilitation
2017-07-21

Online
DOI: 10.18154/RWTH-2017-09790
URL: https://publications.rwth-aachen.de/record/709222/files/709222.pdf
URL: https://publications.rwth-aachen.de/record/709222/files/709222.pdf?subformat=pdfa

Einrichtungen

Thematische Einordnung (Klassifikation)
DDC: 550

Kurzfassung
In Zeiten wachsender Nachfrage nach CO2 -freier Energieversorgung steht besonders die Entwicklung von Konzepten im Bereich der erneuerbaren Energien im Fokus. Eine dieser regenerativen Energien ist die Erdwärme. Bei der geothermischen Energiebereitstellung wird die in der Erdkruste gespeicherte Wärme entweder direkt für Heizzwecke oder zur Erzeugung von elektrischem Strom genutzt. Üblicherweise wird eine Produktions- und Injektionsbohrung (Doubletten-System) in die Zielformationen abgeteuft um heißes Wasser aus der Tiefe zu produzieren, Wärme an der Oberfläche zu extrahieren und das abgekühlte Wasser zu re-injizieren. Sind die hydraulischen Eigenschaften des Reservoirs nicht ausreichend für eine wirtschaftliche Energiebereitstellung, gehört es mittlerweile zur Standartprozedur, dass das Reservoir stimuliert wird, um die Permeabilität und somit die Produktivität zu erhöhen. Ein solches stimuliertes Reservoir wird auch Enhanced Geothermal System (EGS) genannt. Um die Produktivität, Nachhaltigkeit und Umweltverträglichkeit eines EGS bewerten zu können, ist die größte Herausforderung die geologische Struktur des Reservoirs (Störungszonen, geologische Schichten, hydraulisch induzierte Risse, Bohrungen) abzubilden, um relevante physikalische Prozesse in Raum und Zeit quantifizieren zu können. Die Produktion und Injektion von geothermischem Fluid ändert die thermodynamischen Bedingungen im Reservoir. Hauptsächlich wird eine Änderung des Porendrucks und der Temperatur induziert. Diese Änderungen führen wiederum zu einer Veränderung des Spannungsfeldes. Die damit verbundene Deformation verändert die Transporteigenschaften des Reservoirs (Porosität und Permeabilität) und somit die Reservoirperformanz. Darüber hinaus kann ein verändertes Spannungsfeld zur Reaktivierung von Störungszonen und zur Öffnung oder Schließung von Klüften und führen, was wiederum seismische Aktivität auslösen kann. Im Rahmen dieser Doktorarbeit wird der Einfluss von gekoppelten thermo-hydro-mechanischen Prozessen auf die Transporteigenschaften des Reservoirs quantifiziert. Ziel ist es, während laufender Feld-Operationen die Reaktionen des Reservoirs zu bewerten und mögliche Arbeitsschritte zu definieren, welche die Förderleistung maximieren und gleichzeitig Risiken minimieren. Dafür wurde ein neuer Workflow für verschieden Skalen einschließlich der relevanten physikalischen Prozesse entwickelt. Dieser Arbeitsablauf basiert auf Daten zur Gesteinsdeformation aus Laborexperimenten und Feldstudien. Darauf aufbauend wurde ein neuer numerischer Simulator entwickelt, indem die wichtigsten physikalischen Prozesse und deren Kopplung implementiert sind. Das poro-elastische Verhalten von porösen Sandsteinen wurde in diesem Simulator integriert. Diese poro-elastische Implementierung beinhaltet die nicht-linearen Prozesse, welche bei der Schließung von Mikro-Rissen bei geringem Umgebungsdruck, hydrostatischer Belastung und konstanten Porendruck auftreten. Der numerische Simulator wurde anhand von Laborexperimenten an zwei verschiedenen Sandsteinen (publizierte Daten) validiert. Es war möglich, das im Labor beobachtete nichtlineare Abnehmen der Porosität bei hydrostatischer Belastung auch numerisch erfolgreich zu simulieren. Eine spätere Erweiterung des Simulators hinsichtlich thermischer Prozesse macht es möglich, das thermo-poro-elastische Verhalten abzubilden. Der Einfluss der Temperaturveränderungen auf das mechanische Verhalten sowie auf die Porositäts- und Permeabilitätsverteilung wurde in einem generischen Modell und in einem Fallbeispiel (Geothermie-Forschungsplattform Groß Schönebeck) analysiert und quantifiziert. Die Ergebnisse zeigen eine um ungefähr 14 % verkürzte Nutzbarkeit des Reservoirs im Vergleich zu früheren Studien, welche das thermo-poro-elastische Verhalten vernachlässigten. Der thermo-poro-elastische Ansatz wurde weiterhin genutzt, um den Einfluss des Porendrucks und der Temperaturveränderung auf mögliche Bewegungen entlang von Störungen zu untersuchen. Die Ergebnisse zeigen, dass die Temperaturverringerung an der Injektionsbohrung dazu beitragen kann, die Wahrscheinlichkeit einer Störungsreaktivierung zu erhöhen. Abschließend wurde das hydro-mechanische Modell genutzt, um für Feldbeobachtungen die verursachenden Prozesse zu ermitteln. Während der Stimulation einer Bohrung am Standort Groß Schönebeck wurde ein unmittelbarer Porendruckanstieg an der Beobachtungsbohrung, welche 500 m vom Reservoir entfernt ist, beobachtet. Diese bis dato nicht erklärbare Beobachtung kann durch einen poro-elastischen Effekt ähnlich dem Mandel-Cryer Effekt erklärt werden. Dieser Effekt beruht auf der Kompression des umliegenden Gesteins beim Öffnen eines hydraulischen Risses. Diese Doktorarbeit zeigt, dass mechanische Prozesse - der nichtlineare Zusammenhang zwischen Transporteigenschaften und Mikrostruktur des Reservoirgesteins - wichtige Parameter zur Beurteilung des hydrothermalen Zustands eines geothermischen Reservoirs und dessen nachhaltige Förderleistung sind. Die Verwendung von Labordaten und Beobachtungen aus dem Feld erlauben erstmals die Erstellung eines Bewertungstools für geothermische Standorte, das die Abbildung von räumlich komplexen geologischen Strukturen sowie einen skalierbaren numerischen Simulator umfasst. Es erlaubt neu gewonnene Daten direkt zu integrieren. Die Arbeitsschritte sind dazu ausgelegt, bessere Voraussagen für geothermische Reservoire während operativer Maßnahmen zu treffen, können jedoch auch auf andere Untergrundnutzungen erweitert werden.

Motivated by the increasing need of carbon-free energy supply, development of concepts related to geothermal energy production has gained increasing attention in the last decades. Production of geothermal energy consists in the extraction of the heat stored in the Earth’s crust for direct use or electricity production. One or several borehole doublets are usually drilled to gain access to the targeted geological formations and the heat stored within the reservoir rocks is extracted by producing and injecting the geothermal fluid. It has also become a standard practice to use well stimulation or enhancement treatments in order to create secondary permeability and enhance the productivity of medium to low enthalpy reservoirs. The main challenges to guarantee a productive, sustainable and environmental safe geothermal operational campaign are to capture the details of the geology of the reservoir structures (geological formations, fractures and faults) and to quantify in time and space the dynamics of the relevant physical processes and their interactions with the geological environment where they occur. Continuous production and injection of geothermal fluids lead to changes in the thermodynamic conditions of a reservoir, where significant variations in pore pressure and temperature induce local gradients in the stress acting on the porous rock, thus affecting reservoir’s performance. The transport properties of a porous medium, which are porosity and permeability are indeed sensitive to the deformation of the bulk and pore volume and can alter if not control the overall reservoir productivity. Furthermore, changes in the stress acting on a geological discontinuity such as a fracture or a fault, as induced by geothermal operations can compromise the mechanical stability of such structures. This can result in the propagation or closing of existing fractures but it can also induce slip along fault planes which is usually accompanied by induced seismicity. This thesis aims at quantifying the impacts of the dynamics of coupled thermo-hydro-mechanical processes on the transport properties of the reservoir rocks. The goal is to provide a working framework which will assist field scientists in assessing the reservoir behaviour during operations in the light of increasing the productivity of such operations by limiting related hazards. For this purpose, a multiphysic and multiscale workflow has been developed which combines data obtained from laboratory-based rock deformation experiments and field operations and an accurate description of the main physical processes and their coupling into a novel numerical framework. A poroelastic framework capturing non-linear processes related to the closure of microcracks at low confining pressure during hydrostatic loading in drained conditions has been constrained and validated using published laboratory data on two different sandstones. It was therefore possible to capture the non-linear decrease of porosity during hydrostatic loading in numerical simulation as monitored in the laboratory. The resulting poroelastic framework was later extended to account for thermal feedbacks in a thermo-poroelastic model. The impacts of temperature changes on the mechanical behaviour and as well as on the porosity and permeability distributions were analysed and quantified by means of a generic model and a field case application, the Groß Schönebeck geothermal research facility, located north of Berlin, Germany. The results predicted a decrease of approximatively 14 % in the life time of the reservoir with respect to previous estimates based on studies neglecting such deformation feedbacks. This thermo-poroelastic framework has also been used to study the impacts of pore pressure and temperature changes on the slip tendency of major faults zones in the vicinity of an operating well. The results showed that gradients in temperature can contribute to the increase of slip movements along major fault zones, with the magnitude of such movement correlating with magnitudes of induced thermal gradients by fluid injection and faults geometry with respect to the in situ stress field. Finally, a complete hydromechanical model formulation has been used to provide an explanation on the causative process behind field observations which were left unexplained before. These consist in instantaneous increases in pore pressure propagating at large distances (∼500 m) from a stimulated well which has been observed during a stimulation campaign at the Groß Schönebeck geothermal field. These observations can be explained as the results from a poroelastic effect in relation to a solid to fluid hydromechanical coupling, similar to the Mandel-Cryer effect triggered by compressional deformation as induced by the opening of a hydraulic fracture. In summary, this thesis demonstrates the importance of mechanical processes and multiscale non-linear relations between transport properties and the microstructure of the reservoir rocks for assessing the hydrothermal state of a geothermal reservoir and ultimately the productivity, sustainability and safety of geothermal operations. By means of complementary laboratory- and field-based observations, the outcomes of this thesis provide a complete workflow including space discretisation of complex geometries of a geological model and a powerful scalable numerical simulator capable of integrating new information as available. The tool developed during the course of this thesis is intended to help at improving the predictive capabilities of geothermal operations and could be extended to any reservoir operation in the future.

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