Nội dung được dịch bởi AI, chỉ mang tính chất tham khảo
Sự lan truyền của các vết nứt do dòng chảy của chất lỏng từ một tầng chứa nước có độ thấm thấp
Tóm tắt
Các tầng chứa nước mặn sâu là các bể chứa địa chất đầy triển vọng cho việc thu giữ $$\mathrm {CO}_2$$ nếu chúng không bị rò rỉ. Sự không tồn tại của rò rỉ được đảm bảo bởi độ nguyên vẹn của lớp vỏ. Tuy nhiên, các hoạt động bơm $$\mathrm {CO}_2$$ có thể thay đổi áp lực cơ học và gây ra sự nứt vỡ của lớp vỏ. Chúng tôi trình bày một mô hình cho sự lan truyền của vết nứt trong lớp vỏ được thúc đẩy bởi dòng chảy của chất lỏng từ một tầng chứa nước có độ thấm thấp. Chúng tôi chỉ ra rằng để mô tả sự lan truyền của vết nứt, cần giải quyết vấn đề khuếch tán áp suất trong tầng chứa nước. Chúng tôi giải quyết vấn đề này một cách số học cho miền hai chiều và chỉ ra rằng, sau một thời gian tương đối ngắn, nghiệm gần giống với nghiệm của vấn đề một chiều, có thể giải quyết phân tích. Chúng tôi sử dụng các mối quan hệ được phát triển trong tài liệu về vết nứt thủy lực để liên hệ chiều rộng của vết nứt với độ dài và lưu lượng vào vết nứt, điều này cho phép chúng tôi thu được một biểu thức phân tích cho độ dài của vết nứt như một hàm của thời gian. Sử dụng những kết quả này, chúng tôi dự đoán sự lan truyền của một vết nứt giả định tại địa điểm bơm $$\mathrm {CO}_2$$ In Salah với tốc độ tương đương như một vết nứt thủy lực điển hình. Chúng tôi cũng chỉ ra rằng các tác động của áp lực thủy tĩnh và địa tĩnh gây ra sự gia tăng lực thúc đẩy cho sự lan truyền của vết nứt và do đó, giải pháp của chúng tôi phục vụ như một ước tính từ dưới lên. Các ước tính số cho thấy nếu một vết nứt xuất hiện, có khả năng nó sẽ trở thành một con đường dẫn cho việc rò rỉ $$\mathrm {CO}_2$$.
Từ khóa
#tầng chứa nước mặn sâu #thu giữ CO2 #sự nứt vỡ #lưu lượng chất lỏng #địa chất #áp lực cơ họcTài liệu tham khảo
Barenblatt, G.I.: The mathematical theory of equilibrium cracks in brittle fracture. Adv. Appl. Mech. 7, 55–129 (1962)
Cappa, F., Rutqvist, J.: Modeling of coupled deformation and permeability evolution during fault reactivation induced by deep underground injection of \(\text{ CO }_2\). Int. J. Greenh. Gas Control 5(2), 336–346 (2011)
Carslaw, H.S., Jaeger, J.C.: Conduction of Heat in Solids, 2nd edn. Oxford Science Publications, Oxford (1986)
Coussy, O.: Poromechanics, 2nd edn. Wiley, New York (2004)
Detournay, E.: Propagation regimes of fluid-driven fractures in impermeable rocks. Int. J. Geomech. 4(1), 35–45 (2004)
Geertsma, J., de Klerk, F.: A rapid method of predicting width and extent of hydraulically induced fractures. J. Petroleum Technol. 21(12), 1571–1581 (1969)
Goodarzi, S., Settari, A., Keith, D.: Geomechanical modeling for \(\text{ CO }_2\) storage in nisku aquifer in wabamun lake area in Canada. Int. J. Greenh. Gas Control 10, 113–122 (2012)
Gor, G.Y., Elliot, T.R., Prévost, J.H.: Effects of thermal stresses on caprock integrity during \(\text{ CO }_2\) storage. Int. J. Greenh. Gas Control 12, 300–309 (2013)
Humez, P., Audigane, P., Lions, J., Chiaberge, C., Bellenfant, G.: Modeling of \(\text{ CO }_2\) leakage up through an abandoned well from deep saline aquifer to shallow fresh groundwaters. Transp. Porous Media 90(1), 153–181 (2011)
Iding, M., Ringrose, P.: Evaluating the impact of fractures on the performance of the In Salah \(\text{ CO }_2\) storage site. Int. J. Greenh. Gas Control 4(2), 242–248 (2010)
Khristianovich, S.A., Zheltov, Y.P.: Formation of vertical fractures by means of highly viscous liquid. In: Proceedings of the Fourth World Petroleum Congress, Rome Section II 579–86 (1955)
Luo, Z., Bryant, S.L.: Influence of thermo-elastic stress on \(\text{ CO }_2\) injection induced fractures during storage. In: SPE International Conference on \(\text{ CO }_2\) capture, storage, and utilization, 10–12 November 2010. New Orleans, Louisiana, USA 2010
Luo, Z., Bryant, S.L.: Influence of thermoelastic stress on fracturing a horizontal injector during geological \(\text{ CO }_2\) storage. In: Canadian Unconventional Resources Conference, 15–17 November 2011. Alberta, Canada (2011)
Michael, K., Allinson, G., Golab, A., Sharma, S., Shulakova, V.: \(\text{ CO }_2\) storage in saline aquifers II - experience from existing storage operations. Energy Procedia 1 (1), 1973–1980. In: Proceedings of the 9th International Conference on Greenhouse Gas Control Technologies (GHGT-9), 16–20 November 2008. USA, Washington DC (2009)
Morris, J.P., Hao, Y., Foxall, W., McNab, W.: A study of injection-induced mechanical deformation at the In Salah \(\text{ CO }_2\) storage project. Int. J. Greenh. Gas Control 5(2), 270–280 (2011)
Nilson, R.H.: Similarity solutions for wedge-shaped hydraulic fractures driven into a permeable medium by a constant inlet pressure. Int. J. Numer. Analy. Methods Geomech. 12(5), 477–495 (1988)
Prévost, J.H.: DYNAFLOW: A Nonlinear Transient Finite Element Analysis Program. Department of Civil and Environmental Engineering, Princeton University, Princeton, NJ. http://www.princeton.edu/~dynaflow/ (1981). Last update 2013. Accessed June 2013
Preisig, M., Prévost, J.H.: Coupled multi-phase thermo-poromechanical effects. case study: \(\text{ CO }_2\) injection at In Salah, Algeria. Int. J. Greenh. Gas Control 5(4), 1055–1064 (2011)
Rutqvist, J., Vasco, D.W., Myer, L.: Coupled reservoir-geomechanical analysis of \(\text{ CO }_2\) injection and ground deformations at In Salah, Algeria. Int. J. Greenh. Gas Control 4(2), 225–230 (2010)
Smith, J., Durucan, S., Korre, A., Shi, J.-Q.: Carbon dioxide storage risk assessment: Analysis of caprock fracture network connectivity. Int. J. Greenh. Gas Control 5(2), 226–240 (2011)
Snow, D.T.: Anisotropic permeability of fractured media. Water Resour. Res. 5(6), 1273–1289 (1969)
Zhang, J., Scherer, G.W.: A novel method for measuring permeability of shale. Int. J. Rock Mechanics Min. Sci. 53, 179–191 (2012)