Numerical study of the stimulation related thermo-hydro-mechanical processes in tight gas and deep geothermal reservoirs

Feng, Wentao GND

In recent times, the efficient development of unconventional gas/oil reservoirs and deep geothermal resources has become a focal point of research in the field of energy. Since the inception of stimulation in the 1940s, the technique has been revolutionized especially by combining hydraulic fracturing with horizontal well technology. Hydraulic fracturing is a complicated operation owing to several important issues, such as fluid viscosity’s influence on the stimulation results and the induced seismicity during the fracturing operation or even reactivation of the natural faults etc. In this thesis, targeted improvements have been achieved through the development of a series of mathematical/physical models, and their implementation into the existing numerical tools (FLAC3Dplus and TOUGH2MP-FLAC3D), including: (a) a new thermal module for FLAC3Dplus based entirely on the finite volume method (FVM), which is especially developed for the fracturing process and can also achieve the modeling of gel breaking; (b) a rock damage module of TOUGH2MP-FLAC3D, which also considers the impacts of rock damaging process on evolution of permeability; (c) an in-depth improved FLAC3Dplus simulator that obtains the ability to simulate a 3D fracture propagation with arbitrary orientation. After the corresponding verifications of the improved tools, different case studies are conducted and analyzed. The following conclusions can be drawn from these case studies: 1) Systematic study of the fluid viscosity’s impacts on shaping of a fracture in tight sandstone: a) the fracture’s growth during stimulation is governed by two competing energy dissipation mechanisms (viscous flow and fracturation) and two competing storage mechanisms (in the fracture or in the porous matrix). The system tends to be storage (in fracture)-dominated, when fracture’s leak off ability is sufficiently low (depending on the combined effects of formation permeability and fluid viscosity); b) Change in horizontal stress (σh) and pore pressure (Pp) are actually two competing mechanisms. Change of the pore pressure is mainly driven by the leak off process but the minimum horizontal stress varies mainly due to the fracture pressure, i.e. σh alters more intensively when a system is hard to leak off. Furthermore, the fluid viscosity also affects the final shape of fracture through its proppant-carrying ability. To make the simulation results closer to the practical situation, the function of simulating gel breaking was developed for the thermal module. Through conducting a real case study in tight gas reservoir Leer (considering the THM coupling effects and the gel breaking process), it was found that not only the leak off but also the proppant’s settling would be accelerated by a smoother fluid. A possible way to solve this problem is introducing gas-based fracturing such as supercritical CO2, as in this method the fracture’s close rate can be much faster than the settling. 2) Geothermal utilization induced microseismic in stimulation and production phase of Landau project: a) Core area within and around the natural faults is more susceptible to the stimulation work. Its plastic strain, therefore, increases further even after the propagation has stopped; b) Mechanic and hydraulic equilibrium cannot be achieved immediately. Thus in the post failure process, fracturing and seismicity occurred even after the injection is stopped; c) intense rise or fall in injection/production rates induces disturbance in the system. A huge difference between them possesses the same effect. The stronger the disturbance, the more intensive the fracturing and seismic would be. It can be concluded that, immoderate changes of injection/production rate or a huge difference between them lead to induced seismicity, while the reactivation trend of natural faults is impacted by the absolute value of injection/production rate, i.e. intensity of the operation. A reasonable response to reduce the risks is: reducing the injection and production rates immediately with a moderate and equal rate (injection/production) when critical seismicity magnitude (e.g. ML≥2.0) occurs. 3) Advanced FLAC3Dplus: this powerful simulator has gained new features through several in-depth improvements. After implementing the triangle prism element and reprograming the mechanic and hydraulic codes, this simulator is verified to be able to model the fracture propagation with arbitrary orientation. More importantly, it overcomes the shortcoming of XFEM (extended finite element method) and can be applied in 3D situation.

In den letzten Jahren ist die effiziente Erschließung unkonventioneller Gas-/Öl-Reservoir und tiefer geothermischer Res-sourcen zu einem Forschungsschwerpunkt auf dem Gebiet der Energie geworden. Seit den Anfängen der Stimulation in den 1940er wurde die Technik insbesondere durch die Kombination von Hydraulic Fracturing mit Horizontalbohrungstechno-logie revolutioniert. Hydraulic Fracturing besitzt ein komplizierter Vorgang, da verschiedene wichtige Aspekte wie der Ein-fluss der Fluidviskosität auf die Stimulationsergebnisse und die induzierte Seismizität während des Fracturing-Vorgangs oder sogar die Reaktivierung der Naturstörungen usw. von Bedeutung sind. In dieser Dissertation wurden gezielte Verbes-serungen durch die Entwicklung einer Reihe mathematischer/physikalischer Modelle und deren Implementierung in die vorhandenen numerischen Werkzeuge (FLAC3Dplus und TOUGH2MP-FLAC3D) erzielt, einschließlich: (a) ein vollständig auf dem Finite Volume Method (FVM) basiertes neues thermisches Modul für FLAC3Dplus, das für den Fracturing-Prozess entwickelt und auch die Modellierung des Gel-Breaking erreichen kann; (b) ein Rock Damaging Modul von TOUGH2MP-FLAC3D, das auch die Auswirkungen von Felsschäden auf die Entwicklung der Permeabilität berücksichtigt; (c) einen tief verbesserten FLAC3Dplus-Simulator, mit dem eine 3D-Fracture-Ausbreitung mit beliebiger Orientierung simuliert werden kann. Nach den entsprechenden Überprüfungen der verbesserten Tools werden verschiedene Fallstudien durchgeführt und analy-siert. Die folgenden Schlussfolgerungen können aus diesen Fallstudien gezogen werden: 1) Systematische Untersuchung der Auswirkungen der Fluidviskosität auf die Formgebung eines Fractures in Tight-Sands-tone: a) Das Wachstum des Fractures während der Stimulation wird durch zwei konkurrierende Energiedissipationsme-chanismen (viskoser Fluss und Fracturation) und zwei konkurrierende Speichermechanismen (im Fracture oder im Mat-rix) bestimmt die poröse Matrix) gesteuert. Das System ist in der Regel Speicherung (in Frakturen)-dominierend, wenn die Leak off-fähigkeit des Fractures ausreichend niedrig ist (abhängig von den kombinierten Effekten von Formations-permeabilität und Flüssigkeitsviskosität). b) Die Änderung der minimalen horizontalen Spannung (σh) und des Poren-drucks (Pp) sind zwei konkurrierende Mechanismen. Die Änderung des Porendrucks wird hauptsächlich durch den Leak off-Prozess getrieben, aber die minimale horizontale Spannung variiert hauptsächlich aufgrund des Fracture-Drucks, d.h. σh ändert sich intensiver, wenn das Fluid in einem System schwer zu verließen ist. Darüber hinaus beeinflusst die Fluidviskosität auch die endgültige Form des Fractures durch seine Proppant-Tragfähigkeit. Um die Simulationsergeb-nisse der praktischen Situation näher zu bringen, wurde für das Thermomodul die Funktion der Simulation des Gel-Breaking entwickelt. Durch die Durchführung einer realen Fallstudie im Tight-Gas-Reservoir Leer (unter Berücksich-tigung der THM-Kopplungseffekte und des Gel-Breaking-Prozesses) wurde festgestellt, dass nicht nur das Fluidverlust, sondern auch das Absetzen des Proppant durch eine glattere Flüssigkeit beschleunigt werden würde. Eine mögliche Weise, um dieses Problem zu lösen, ist die Einführung von Gas-Fracking wie überkritischem CO2, da bei dieser Me-thode die Schließrate der Fracture viel schneller sein kann als das Absetzen. 2) Durch geothermische Nutzung induzierte Mikroseismik in der Stimulations- und Produktionsphase des Landau-Projekts: a) Das Kerngebiet in und um die natürlichen Verwerfungen ist anfälliger für die Stimulationsarbeit. Die plastische Deh-nung nimmt daher auch nach Beendigung der Ausbreitung weiter zu; b) Mechanisches und hydraulisches Gleichgewicht können nicht sofort erreicht werden. Somit traten die Fracturing und Seismizität auch im Post-Failure-Prozess auf, d.h. nach dem Stopp der Injektion; c) Ein starker Anstieg oder Abfall der Injektions-/Produktionsraten führt zu Störungen im System. Ein großer Unterschied zwischen den Raten hat den gleichen Effekt. Je stärker die Störung ist, desto inten-siver ist die Fracturing und die induzierte Seismizität. Daraus kann geschlossen werden, dass unmäßige Änderungen der Injektions-/Produktionsrate oder ein großer Unterschied zwischen ihnen zu einer induzierten Seismizität führen, während der Trend zur Reaktivierung von Naturstörungen durch den absoluten Wert der Produktions-/Produktionsrate, d.h. die Intensität des Vorgangs, beeinflusst wird. Eine vernünftige Reaktion zur Verringerung der Risiken ist: Sofortige Verringerung der Injektions- und Produktionsraten mit einer moderaten und gleichen Rate (Injektion/Produktion), wenn eine kritische Seismizitätsmagnitude (z.B. ML ≥ 2,0) auftritt. 3) Advanced FLAC3Dplus: Dieser kraftvolle Simulator hat durch mehrere tiefgreifende Verbesserungen neue Funktionen erhalten. Nach dem Implementieren des Dreiecksprismenelements und dem Umprogrammieren der mechanischen und hydraulischen Codes wird dieser Simulator verifiziert, dass er die Bruchausbreitung mit willkürlicher Orientierung mo-dellieren kann. Noch wichtiger ist, dass es das Manko von XFEM (Extended Finite Element Method) überwindet und in 3D-Situationen angewendet werden kann.

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Feng, Wentao: Numerical study of the stimulation related thermo-hydro-mechanical processes in tight gas and deep geothermal reservoirs. Clausthal 2020.

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