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

24

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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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