825131 20251013143529.0 HBZ HT021057671 Laufende Nummer 40620 datacite_doi 10.18154/RWTH-2021-08073 RWTH-2021-08073 English 550 P:(DE-588)1239851545 Nolte, Steffen 0 rwth Experimental investigation of gas transport and storage processes in tight porous media vorgelegt von Steffen Nolte, M.Sc. RWTH online Aachen RWTH Aachen University 2021 1 Online-Ressource : Illustrationen, Diagramme 2 EndNote Thesis PUB:(DE-HGF)11 PUB:(DE-HGF) Dissertation / PhD Thesis phd phd BibTeX PHDTHESIS DRIVER doctoralThesis DataCite Output Types/Dissertation ORCID DISSERTATION Veröffentlicht auf dem Publikationsserver der RWTH Aachen University Dissertation, Rheinisch-Westfälische Technische Hochschule Aachen, 2021 Dissertation Rheinisch-Westfälische Technische Hochschule Aachen 2021 Fak05 2021-05-05 In den letzten Jahrzehnten gab es aufgrund des wachsenden Interesses an geotechnischen Anwendungen, wie z. B. der Entsorgung von Atommüll, der Speicherung von CO2 oder der optimierten Öl-/Gasgewinnung, eine zunehmende Anzahl wissenschaftlicher Studien zu Transport- und Speichermechanismen in niedrigdurchlässigen Gesteinen. Gasdurchfluss- und -aufnahmeexperimente in niedrigdurchlässigen Gesteinen werden in der Regel durch komplexe Wechselwirkungen mehrerer Gesteins- und Fluid-spezifischer Eigenschaften gesteuert, die zu Transport- und Speicher-spezifischen Phänomenen führen, wie z.B. Fluid-Dynamik (z.B. Gleitströmungseffekt), Poro-Elastizität (z.B. Porenkompressibilität) und Sorption. Diese Phänomene überlagern sich in geologischen Formationen überlagert, sind allgegenwärtig und erschweren daher die Untersuchung und Isolierung von Effekten auf der experimentellen Ebene erheblich. Um Experimente unter realitätsnahen Untergrundbedingungen durchführen zu können, sind Messungen über einen großen Bereich von Poren- und Umgebungsdrücken erforderlich. Für diese Arbeit wurden Gasdurchlässigkeits- und -aufnahmeexperimente an (1) synthetischen porösen Medien (Keramik, Kapillaren), (2) dem triassischen Grauen Wesersandstein und (3) zehn permischen Schwarzschieferproben aus der Karoo-Supergruppe (Süd-Afrika) durchgeführt. Die Datensätze wurden durch eine breite Palette von petrophysikalischen und geochemischen Messungen ergänzt. Kapitel 2 beschäftigt sich ausschließlich mit fluid-dynamischen Effekten verschiedener Gase, gemessen an synthetischen, porösen Medien. Die Porencharakterisierung der nanoporösen Keramikscheibe wurde mit verschiedenen Methoden durchgeführt, die im Wesentlichen ähnliche Ergebnisse für die Porosität (~ 28 %) und dem am häufigsten vorkommenden Porendurchmesser (~ 68,5 nm) zeigten. Durchflussexperimente mit der Keramik (>99% Al2O3), die bei Umgebungsdrücken von 10 bis 50 MPa durchgeführt wurden, zeigten keine Spannungsabhängigkeit der Permeabilität. Gleitströmungseffekte zweiter Ordnung konnten nicht beobachtet werden, da die scheinbaren Gaspermeabilitäten lineare Klinkenberg-Trends über einen Druckbereich von 0,2 bis 30,5 MPa zeigen. Die mit Helium gemessenen intrinsischen Permeabilitätskoeffizienten waren im Vergleich zu allen anderen verwendeten Gasen durchweg höher. Im Vergleich zu niedrigdurchlässigen Gesteinen ist diese "Helium-Anomalie" deutlich weniger ausgeprägt und daher wahrscheinlich mit komplexen Gas-Feststoff-Wechselwirkungen (z.B. Sorption) verbunden. Weiterhin zeigten Permeabilitätsmessungen mit CO2 Abweichungen vom linearen Klinkenberg-Trend in der Nähe des kritischen Drucks (7,38 MPa). Die Nichtlinearität wird durch erhebliche Änderungen der thermodynamischen Eigenschaften von superkritischem CO2 verursacht (z. B. Dichte, Kompressibilität, Viskosität). Kapitel 3 befasst sich mit einer Kombination aus fluid-dynamischen (Gleitströmungseffekte) und poro-elastischen (Poren- und Gesamtkompressibilität) Effekten, die am Grauen Wesersandstein untersucht wurden. Gaspermeabilitätsexperimente wurden mit volumetrischen Dehnungsmessungen bei Poren- und Umgebungsdrücken bis zu 30 bzw. 50 MPa gekoppelt. Die Permeabilitäts- und Deformationsergebnisse konnten nur durch modifizierte effektive Spannungsgesetze für die scheinbare Permeabilität (χ = 1,25) bzw. die volumetrische Verformung (Biot α = 0,7) beschrieben werden. Zur Vorhersage der scheinbaren Permeabilität bei jeder Kombination von gegebenen Poren- und Umgebungsdrücken wurde ein Modell auf die gemessenen Permeabilitätsdaten angewendet. Letztendlich wurden kombinierte Permeabilitäts- und Dehnungsergebnisse mit Hilfe eines "Tonmantel"-Porenmodells beschrieben. In Kapitel 4 wurden zehn Karoo-Schwarzschiefer aus der Collingham-, Whitehill- und Prince-Albert-Formation auf ihr Gasbildungspotenzial, ihre Transporteigenschaften und ihre Speicherkapazität hin untersucht. Die Gehalte an organischem Kohlenstoff (TOC) reichen von 0,5 bis 6,1 Gew.-% und sind in der Whitehill-Formation deutlich am höchsten. Alle Proben sind stark überreif und die maximale Gasbildung ist wahrscheinlich durch tektonisch-metamorphe Überprägung entstanden. In allen Proben liegen Porosität und Permeabilität im Bereich von 4,1 bis 6,3 % bzw. 1 bis 100 nDarcy. Weder Porosität noch Permeabilität zeigen eine signifikante Spannungsabhängigkeit. Die Sorptionskapazität ist in der TOC-reichen Whitehill-Formation am höchsten. Dementsprechend wurde die Gasspeicherkapazität der Whitehill-Formation bei ungespannten und gespannten Bedingungen abgeschätzt. Basierend auf den Porositäts- und Permeabilitätsergebnissen wurde ein eindimensionales Druckdiffusionsmodell angewendet, um die theoretische Zeit abzuschätzen, die für eine 100%ige Reservoirentleerung benötigt wird. Die in dieser Studie vorgestellten Ergebnisse tragen zu einem besseren Verständnis von Fluidfluss- und Spannungsphänomenen in niedrigpermeablen Gesteinen bei, und können Beiträge zur verbesserten Auswertung und Interpretation von Permeabilitätsdaten und Modellierung des Fluidflusses auf Lagerstätten- und Porenskala leisten. ger Within the last decades, there has been an increasing amount of scientific studies on transport and storage mechanisms in tight rocks due to the growing interest in geotechnical applications, such as nuclear waste disposal, storage of carbon dioxide or enhanced oil/gas recovery. Gas flow and uptake experiments in tight rocks are commonly controlled by complex interactions of multiple rock- and fluid-specific properties, giving rise to transport- and storage-specific phenomena, such as fluid-dynamics (e.g. slip flow), poro-elasticity (e.g. pore compressibility) and sorption. These phenomena are superimposed and omnipresent in geologic formations and, therefore, significantly complicate the investigation and isolation of effects on a laboratory basis. In order to perform experiments at near-realistic subsurface conditions, a vast range of pore and confining pressures is required. For this thesis, single-phase gas permeability and uptake experiments were performed on (1) synthetic porous media (ceramic disk, capillary tubes), (2) the Triassic Grey Weser Sandstone and (3) ten Permian black shale samples from the Karoo Supergroup (South-Africa). The datasets were complemented by a wide range of supplementary petrophysical and geochemical measurements. Chapter 2 focuses solely on fluid-dynamic effects of different gases on synthetic porous media. Pore characterization of the nanoporous ceramic disk was performed by different methods that essentially showed similar results for porosity (~ 28%) and most prominent pore diameter (~ 68.5 nm). Flow experiments with the ceramic (>99% Al2O3), per-formed at confining pressures from 10 to 50 MPa, did not show any stress-dependence of the permeability. Second-order slip flow effects could not be observed as the apparent gas permeability coefficients show linear Klinkenberg trends over a gas pressure range from 0.2 to 30.5 MPa. In comparison with all other gases used, the Klinkenberg-corrected (or intrinsic) permeability coefficients measured with helium were consistently higher. Compared to tight rocks, this “helium anomaly” is significantly less pronounced and likely linked to complex gas-solid interactions (e.g. sorption). Further, permeability measurements with carbon dioxide showed deviations from the linear Klinkenberg trend in close proximity to its critical pressure (7.38 MPa). The non-linearity is caused by substantial changes in thermodynamic properties of supercritical CO2 (e.g. density, compressibility, viscosity). Chapter 3 deals with a combination of fluid-dynamic (slip flow) and poro-elastic (pore and bulk compressibility) effects studied on the Grey Weser Sandstone. Gas permeability experiments were coupled with volumetric strain measurements at pore and confining pressures up to 30 and 50 MPa, respectively. Permeability and strain results could only be described by the modified effective stress laws for apparent permeability (χ = 1.25) and volumetric strain (Biot α = 0.7), respectively. To predict apparent permeability at any combination of given pore and confining pressure, an apparent permeability model has been applied on the measured permeability data. Ultimately, combined permeability and strain results were described by means of a “clay-shell” pore model. In chapter 4, ten Karoo black shales from the Collingham, Whitehill and Prince Albert Formation were investigated with respect to their gas generation potential, transport properties and storage capacity. Total organic carbon (TOC) contents range from 0.5 to 6.1 wt.% and are clearly highest for the Whitehill Formation. All samples are highly overmature and peak gas generation probably occurred due to tectono-metamorphic overprinting. Throughout all samples, porosity and permeability range from 4.1% to 6.3% and 1 to 100 nDarcy, respectively. Neither porosity nor permeability show significant stress-dependence. Sorption capacity is highest for the TOC-rich Whitehill Formation. Accordingly, gas storage capacity of the Whitehill Formation was estimated at unstressed and stressed conditions. Based on porosity and permeability results, a one-dimensional pressure diffusion model was applied to estimate the theoretical time required for 100% reservoir depletion. The findings presented in this study contribute to an improved understanding of fluid flow and stress phenomena in tight rocks, and can make contributions for improved evaluation and interpretation of gas permeability data and fluid flow modelling at reservoir and pore scales. eng G:(GEPRIS)392108477 Gekoppelte fluid-dynamische und poroelastische Effekte beim Gasfluss durch nanoporöse Medien: Experimente und skalenübergreifende Modellierung (392108477) 392108477 0 Dataset connected to Lobid/HBZ Germany Fluiddynamik Permeabilität Poroelastizität Porosität Tonstein fluid-dynamics permeability poroelasticity porosity shale synthetic media synthetische Medien P:(DE-82)IDM01120 Littke, Ralf 1 Thesis advisor rwth P:(DE-82)017098 Busch, Andreas 2 Thesis advisor rwth http://publications.rwth-aachen.de/record/825131/files/825131.pdf OpenAccess http://publications.rwth-aachen.de/record/825131/files/825131_source.doc Restricted http://publications.rwth-aachen.de/record/825131/files/825131_source.docx Restricted http://publications.rwth-aachen.de/record/825131/files/825131_source.odt Restricted oai:publications.rwth-aachen.de:825131 openaire open_access VDB driver dnbdelivery I:(DE-588b)36225-6 P:(DE-588)1239851545 RWTH Aachen 0 RWTH I:(DE-588b)36225-6 P:(DE-82)IDM01120 RWTH Aachen 1 RWTH I:(DE-588b)36225-6 P:(DE-82)017098 RWTH Aachen 2 RWTH 2021 StatID:(DE-HGF)0510 StatID OpenAccess I:(DE-82)532410_20140620 532410 Lehrstuhl für Geologie, Geochemie und Lagerstätten des Erdöls und der Kohle 0 I:(DE-82)530000_20140620 530000 Fachgruppe für Geowissenschaften und Geographie 1 FullTexts I:(DE-82)530000_20140620 I:(DE-82)532410_20140620 UNRESTRICTED VDB phd