Rock Permeability and Fluid Pressure At the Ktb. Implications from Laboratory-And Drill Hole-Measurements

Oil & Gas Science and Technology, Jul 2018

Rock permeability and the fluid pressure were investigated at different scales at the two drill holes of the Continental Deep Drilling Program (KTB). Drill hole tests and fluid inclusion investigations both implicate the existence of hydrostatic fluid pressure in situ with respect to salinity of the formation fluid. Matrix permeability and in situ values from hydraulic tests differ up to three decades with higher values in situ. Further on, the pressure dependence of core permeability and in situ determined values differ significantly. All these observed effects support the well known theory of scale variance. This conclusion is supported by observations of hydraulic communications between both drill holes. These scale effects implicate a pronounced hydraulic heterogeneity of the KTB surroundings. Therefore, stochastic network modelling with parameters derived from structural borehole measurements and under the consideration of the observed permeabilities were performed. Under the presumption of existing driving forces fluid transport takes place dominantly on discrete connected pathways characterised by fracture width, fracture length and fracture orientation and is subordinate in the rock matrix.La perméabilité des roches et la pression des fluides ont été étudiées à différentes échelles sur les deux forages du Programme continental de forage profond - Continental Deep Drilling Program (KTB). Les essais de puits et les recherches d'inclusions de fluides impliquent l'existence d'une pression de fluide fonction de la salinité du fluide de formation. Les valeurs déduites des essais de puits dépassent largement les perméabilités matricielles, l'écart allant jusqu'à trois ordres de grandeur. De plus, l'évolution de la perméabilité mesurée sur échantillon en fonction de la pression et celle déterminée in situ diffèrent largement. Ces observations renforcent la théorie bien connue des effets d'échelle. Cette conclusion est étayée par les observations des communications hydrauliques entre les deux forages. Ces effets d'échelle impliquent une hétérogénéité hydraulique prononcée dans le cadre du KTB. Ainsi, une modélisation stochastique sur réseau avec des paramètres dérivés des mesures en forage et la prise en compte des perméabilités observées a été réalisée. En supposant que des forces motrices existent, le transport de fluide se fait essentiellement par des chemins connectés discrètement, caractérisés par une largeur, une longueur, et une orientation de fracture.

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Rock Permeability and Fluid Pressure At the Ktb. Implications from Laboratory-And Drill Hole-Measurements

Oil & Gas Science and Technology - Rev. IFP, Vol. Rock Permeability and Fluid Pressure at the KTB E. Huenges G. Zimmermann - Rock Permeability and Fluid Pressure at the KTB. Implications from laboratory-and drill hole-measurements - Rock permeability and the fluid pressure were investigated at different scales at the two drill holes of the Continental Deep Drilling Program (KTB). Drill hole tests and fluid inclusion investigations both implicate the existence of hydrostatic fluid pressure in situ with respect to salinity of the formation fluid. Matrix permeability and in situ values from hydraulic tests differ up to three decades with higher values in situ. Further on, the pressure dependence of core permeability and in situ determined values differ significantly. All these observed effects support the well known theory of scale variance. This conclusion is supported by observations of hydraulic communications between both drill holes. These scale effects implicate a pronounced hydraulic heterogeneity of the KTB surroundings. Therefore, stochastic network modelling with parameters derived from structural borehole measurements and under the consideration of the observed permeabilities were performed. Under the presumption of existing driving forces fluid transport takes place dominantly on discrete connected pathways characterised by fracture width, fracture length and fracture orientation and is subordinate in the rock matrix. rock permeability; fluid pressure; deep drill hole; fracture width; fracture length; fracture orientation; KTB; stochastic network modelling - 1 GeoForschungsZentrum Potsdam 2 Angewandte Geophysik, Technische Universität Berlin e-mail: Résumé — Perméabilité des roches et pression dans le KTB : enseignements tirés des mesures de laboratoire et des mesures en puits — La perméabilité des roches et la pression des fluides ont été étudiées à différentes échelles sur les deux forages du Programme continental de forage profond — Continental Deep Drilling Program (KTB). Les essais de puits et les recherches d’inclusions de fluides impliquent l’existence d’une pression de fluide fonction de la salinité du fluide de formation. Les valeurs déduites des essais de puits dépassent largement les perméabilités matricielles, l’écart allant jusqu’à trois ordres de grandeur. De plus, l’évolution de la perméabilité mesurée sur échantillon en fonction de la pression et celle déterminée in situ diffèrent largement. Ces observations renforcent la théorie bien connue des effets d’échelle. Cette conclusion est étayée par les observations des communications hydrauliques entre les deux forages. Ces effets d’échelle impliquent une hétérogénéité hydraulique prononcée dans le cadre du KTB. Ainsi, une modélisation stochastique sur réseau avec des paramètres dérivés des mesures en forage et la prise en compte des perméabilités observées a été réalisée. En supposant que des forces motrices existent, le transport de fluide se fait essentiellement par des chemins connectés discrètement, caractérisés par une largeur, une longueur, et une orientation de fracture. Mots-clés : perméabilité des roches, pression des fluides, forage profond, largeur de fracture, longueur de fracture, orientation de fracture, KTB, modélisation stochastique. INTRODUCTION Knowledge of rock properties controlling the fluid movement are a basic prerequisite to understand the dynamical processes, temperature and stress regime in the upper crust. The hydraulic flow can be quantitatively described by rock permeability, assuming rocks with homogeneous, interconnected pore space and a representative elementary volume (REV). In crystalline rock, this definition is somewhat problematic; the fluid pathways are due to fracture systems at various scales, which give different results depending on the scale of investigation, i.e. the quantity is not scale-invariant (Brace, 1984; Clauser, 1992) . Therefore, the investigation of permeability is one of the main objectives for the two drill holes at the Continental Deep Drilling Program (KTB) (Huenges et al., 1997). The paper compiles the state of the art understanding the hydraulic behaviour in the surroundings of the KTB. Considering permeability on a macroscopic scale representing an integral value for a region, this quantity depends on relatively large, irregular fracture systems. This permeability can not be verified by core measurements, but can be estimated by hydraulic experiments in drill holes, yielding integral values but limited to a few depth intervals due to the high costs. On the microscopic scale permeability can be determined by core measurements with confining pressure to simulate the in situ conditions. These results yield values for matrix permeability and represent a rock composition with microfractures similar to the macroscopic fractures but with different frequency of the geometrical structures of the fractures and geological origin. Besides direct measurements of permeability (...truncated)


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G. Zimmermann, E. Huenges. Rock Permeability and Fluid Pressure At the Ktb. Implications from Laboratory-And Drill Hole-Measurements, Oil & Gas Science and Technology, pp. 689-694, Volume 54, Issue 6, DOI: 10.2516/ogst:1999058