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Geomechanical characterization of the CO2CRC Otway Project site, Australia

Aruffo, Chiara Maria :
Geomechanical characterization of the CO2CRC Otway Project site, Australia.
Technische Universität, Darmstadt
[Ph.D. Thesis], (2015)

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Item Type: Ph.D. Thesis
Title: Geomechanical characterization of the CO2CRC Otway Project site, Australia
Language: English
Abstract:

Storage of CO2 in the subsurface is one of the options available to lower the amount of CO2 in the atmosphere, a general priority in mitigating effects of climate change. In this frame, a number of challenges need to be solved to ensure a safe storage containment by avoiding wellbore failure, fault reactivation, leakage of CO2 along faults, caprock failure and microseismicity. Risks related to those issues can be successfully addressed with an accurate geomechanical characterization prior to injection. The effectiveness of geomechanical methods has been recognized in production of hydrocarbon reservoirs as well as in fluid storage (i.e. waste water and gas). The case study chosen for this thesis is the CO2CRC Otway Project, launched in 2005 in the state of Victoria (Australia) as first pilot study for CO2 storage in the southern hemisphere. As international partner of CO2CRC, the PROTECT Research Group was established in 2011 to develop a seismo-mechanical workflow able to predict deformation at sub-seismic level. The work presented in this thesis contributes to the workflow by providing a geomechanical characterization of the storage site. More specifically, finite element forward modelling is used to obtain a description of the 3D state of stress. A joint effort with partners from PROTECT Research group led to the setup of a geological model based on a detailed 3D seismic interpretation. In particular, it provides the geometry information needed to the buildup of the geomechanical model at the core of this thesis. The inclusion of all lithostratigraphic layers up to the ground surface results in a strengthened reliability of the geomechanical model that can be potentially implemented as a reference in future well planning. Wells logs and a literature review provide rock and fault properties to populate the model, regional stress data are used as boundary conditions for the model and stress measurements from the wells allow to calibrate the model. In situ local stress is analyzed following two different approaches, both using finite element techniques, to provide a comprehensive knowledge of effective and total stresses in the injection area. The response of the in situ stress field to changes in pore pressure due to CO2 injection in the reservoir is studied through a one-way flow and geomechanics coupled simulation. The computed effective stresses acting on the reservoir allow to assess caprock integrity and potential fault reactivation in relation to CO2 injection operations. Vertical rock displacements are also derived from the modelling to understand compaction of the reservoir and subsidence/uplift at ground surface level during the initial gas production and the subsequent CO2 injection phase. In addition, a parametric study estimates the pore pressure needed to cause fault reactivation for both numerical and analytical models, along with the corresponding maximum allowable daily injection rate. The second approach consists of a structural analysis describing the tectonic present-day in situ stress distribution at reservoir scale. Resolution of the model allows to identify perturbation in stress magnitudes within the reservoir level, related mainly to the presence of faults. Stability of faults is analyzed from a structural point of view, estimating the slip and dilation tendency of each fault under the computed stress conditions. Identification and modelling of the major tectonic stages allows the reconstruction of the geomechanical evolution of the injection site. Evidences from the implemented models show some discrepancies in the outcome. Possible sources of divergence between numerical and analytical approach are explored, as well as factors affecting stress modelling using the two different geomechanical simulators. Combination of results aims to analyze and understand the occurrence of local stress rotations and its causes. Finally, the temporal evolution of the fracture network is studied by correlating observed fractures and modelled states of stress. Finally, a comparison with previous geomechanical models for the CO2CRC Otway Project is conducted in terms of critical pore pressure for fault reactivation. Increasing availability of data used to constrain the models is reflected in an enhanced level of accuracy. However, those models are purely analytical and do not consider variability in rock properties, topographic effects, presence of faults and interaction between adjacent cells. The degree of complexity handled by the numerical model presented in this thesis contributes to increase the confidence on risk analysis results. To summarize, this thesis presents the first 3D geomechanical model of the CO2CRC Otway project, with the aim to provide a comprehensive geomechanical characterization of the storage site. Description of the 3D state of state and fault stability analysis, taking into account both total and effective stresses, have particular relevance for storage performance and future well planning. Besides this specific case study, the proposed workflow can be potentially applied to other injection sites for pre-injection geomechanical assessment. More generally, the same methodology could be followed for understanding state of stress and faults behavior in hydrocarbon and geothermal reservoirs.

Alternative Abstract:
Alternative AbstractLanguage
Die Speicherung von CO2 im Untergrund ist eine der möglichen Optionen, um die Menge an CO2 in der Atmosphäre zu verringern und so den Effekt des Klimawandels zu mildern. In diesem Zusammenhang müssen eine Vielzahl von Herausforderungen bewältigt werden, um durch die Vermeidung von Bohrlochversagen, Störungsreaktivierung, CO2 Leckage entlang von Störungen, Versagen des Deckgesteins und Mikroseismizität einen sicheren Speicherort gewährleisten zu können. Mit einer detaillierten geomechanischen Charakterisierung des Speichers können bereits vor der Injektion entsprechende Szenarien untersucht und Risiken vermieden werden. Das generelle Potential von geomechanischen Lagerstättenmodellen für solche Untersuchungen ist aus der Produktion von Kohlenwasserstofflagerstätten bekannt und wird auch allgemein bei der Speicherung von Fluiden (z.B. Abwasser und Gas) im Untergrund eingesetzt. Als Fallstudie für diese Arbeit wurde das CO2CRC Otway Projekt ausgewählt, die in 2005 im Staat Victoria (Australien) gestartete erste Pilotstudie zur CO2 Speicherung in der südlichen Hemisphäre. Die PROTECT Forschungsgruppe, als internationaler Partner von CO2CRC, wurde 2011 ins Leben gerufen, um einen seismo-mechanischen Arbeitsablauf zu entwickeln, mit dem Deformationen auf subseismischer Ebene prognostiziert werden können. Diese Dissertation trägt dabei die geomechanische Charakterisierung des Speicherstandorts zu dem generellen Arbeitsablauf bei. Dazu wird mittels Finiter Elemente Methoden der dreidimensionale Spannungszustand im CO2 Speicher und der Überlagerung berechnet. Basierend auf einer detaillierten Interpretation von 3D Seismik wurde unter Zusammenarbeit mit Partnern aus der PROTECT Forschungsgruppe ein geologisches Modell erstellt. Dieses liefert die Untergrundgeometrie als eine wichtige Eingabegröße für das geomechanische Modell. Durch die Einbeziehung von Störungen und von mehreren lithostratigraphischen Horizonten bis zur Erdoberfläche kann das geomechanische Modell zukünftig auch für Bohrpfadplanungen genutzt werden. Mechanische Gesteins- und Störungseigenschaften wurden aus Bohrlochmessungen und Literaturquellen kompiliert. Als Randbedingungen für die numerische Simulation wurden regionale Spannungsdaten genutzt. Zur Kalibrierung des Modells wurden lokale Spannungsmessungen aus Bohrlöchern des Speicherprojektes verwandt. Der in situ Spannungszustand wurde mittels zweier Ansätze analysiert, die beide die Finite Elemente Methode nutzen und umfangreiche Informationen zur effektiven und zur Gesamtspannung im Umfeld des CO2 Speichers liefern. Die Reaktion des lokalen Spannungsfeldes auf Veränderungen im Porendruck durch CO2 Injektion im Reservoir wurde durch gekoppelte Strömungs- und Geomechaniksimulationen untersucht. Die berechnete Effektivspannung im Reservoir erlaubt eine Beurteilung der Deckgesteinsintegrität und der potentielle Reaktivierung von Störungen in Bezug auf die CO2 Injektionen. Ferner wurden die Vertikalverschiebungen in Hinblick auf eine Kompaktion des Reservoirs und eine Absenkung/Hebung der Erdoberfläche in der initialen Erdgasförder- bzw. der anschließenden CO2 Injektionsphase untersucht. Zusätzlich wurde mit einer Parameterstudie der Porendruck ermittelt, der nötig ist, um die Störungen sowohl im numerischen als auch im analytischen Modell zu reaktiveren. Damit konnten auch die maximalen täglichen Injektionsraten für einen sicheren Speicherbetrieb bestimmt werden. Der zweite Ansatz besteht aus einer strukturellen Analyse zur Beschreibung der heutigen Spannungsverteilung im Reservoirmaßstab. Die Modellauflösung erlaubt dabei auch die Erkennung von lokalen Spannungsperturbationen im Reservoir, die wesentlich auf die Wirkung von Störungen zurückgehen. Störungsstabilitäten werden unter strukturellen Gesichtspunkten analysiert und für jede Störung die Bewegungstendenz („slip and dilation tendency“) bewertet. Durch die Identifizierung und Modellierung von wichtigen tektonischen Phasen konnte die geodynamische Entwicklung des Arbeitsgebietes rekonstruiert werden. Die verschiedenen Modellierungsansätze zeigen teilweise Diskrepanzen in den Ergebnissen. Mögliche Quellen für die Unterschiede zwischen numerischem und analytischem Ansatz werden untersucht, insbesondere die Faktoren, die die Spannungsmodellierung mit den zwei verschiedenen geomechanischen Simulatoren beeinflussen. Die Kombination der Ergebnisse zielt darauf ab, das Auftreten und die Ursache von lokalen Spannungsrotationen zu analysieren und zu verstehen. Abschließend wird die zeitliche Entwicklung des Kluftnetzwerks durch Korrelation der beobachteten Klüfte mit modellierten Spannungszuständen untersucht. Zum Abschluss wird ein Vergleich mit früheren geomechanischen Modellen für das Otway Projekt in Bezug auf den kritischen Porendruck für die Störungsreaktivierung durchgeführt. Durch neue Daten konnten die Modellunsicherheiten weiter eingeschränkt werden, so dass ein erhöhter Grad an Genauigkeit erzielt werden konnte. Allerdings waren diese Modelle ausschließlich analytischer Natur und bezogen keine Variabilität der Gesteinsparameter, topographische Effekte, die Anwesenheit von Störungen und Interaktion zwischen benachbarten Zellen mit ein. Diese Aspekte beinhalten die in dieser Dissertation erarbeiteten komplexen numerischen Modelle, so dass aus den Simulationsergebnissen zuverlässigere Risikoanalysen abgeleitet werden können. Zusammenfassend behandelt diese Dissertation das erste 3D geomechanische Modell des CO2CRC Otway Projektes und ermöglicht somit eine umfassende geomechanische Charakterisierung dieses CO2 Speicherstandortes. Diese Beschreibung des 3D Spannungszustandes unter Berücksichtigung von Effektiv- und Gesamtspannungen und die Analyse der Störungsstabilität sind von besonderer Bedeutung für den sicheren Speicherbetrieb und zukünftige Bohrpfadplannungen. Über die konkrete Fallstudie hinaus kann der hier angewandte Arbeitsablauf auch für die geomechanische Beurteilung anderer Speicherstandorte verwandt werden. Die Methodik ist dabei nicht auf CO2 Speicher beschränkt, sondern kann allgemein zum Verständnis von Spannungszuständen in Kohlenwasserstoff-Lagerstätten und geothermischen Reservoiren eingesetzt werden.German
Place of Publication: Darmstadt
Uncontrolled Keywords: Geomechanics, CO2 storage, CCS, Otway Basin, Australia
Classification DDC: 500 Naturwissenschaften und Mathematik > 550 Geowissenschaften
Divisions: 11 Department of Materials and Earth Sciences
Date Deposited: 08 Sep 2015 14:06
Last Modified: 08 Sep 2015 15:08
URN: urn:nbn:de:tuda-tuprints-46793
Referees: Henk, Prof. Andreas and Krawczyk, Prof. Charlotte
Refereed: 13 July 2015
URI: http://tuprints.ulb.tu-darmstadt.de/id/eprint/4679
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