Authors:	Kottwitz, Maximilian Oskar
Advisor:	Kaus, Boris J. P. Popov, Anton A.
Title:	Upscaling of fluid flow in fractured rock masses Aufskalierung von Fluidfluss in geklüfteten Gesteinen
Online publication date:	14-Dec-2021
Year of first publication:	2021
Language:	english
Abstract:	Numerical modeling of fluid flow is applied to assess hydraulic reservoir properties and their uncertainties for decades and thus proven to be an essential part of geo-resource exploration. Yet, one of its main challenges is how to properly translate flow from the pore- to the reservoir-scale - the so-called upscaling problem. For fractured reservoirs, where flow predominantly localizes in large individuals or connected networks of open discontinuities, this may be cumbersome, as their mechanically induced structures are often complex and inherently multi-scale. Field-data-constrained stochastic fracture network models with reduced-order discrete fracture representations are the most common approach to model multi-scale fracture systems in 3D. Upscaling their effective properties like permeability or porosity crucially relies on parametrizations prescribing an average flow behavior at the single fracture scale to model network-scale flow. Advancing the accuracy and applicability of these techniques to model fluid flow in fractured rock masses from the fracture to the network scale is the main scope of this thesis. Initially, a new scheme to quantify the non-planar geometry of single fractures is established as a basis to derive a refined parallel plate parametrization from the results of numerous 3D Stokes flow simulations in synthetically generated fractures. The accuracy of this prediction scheme depends on the ratio between the fracture size and the length scale of the long-range correlations in its aperture field. Analyzing these correlation lengths in 3D-imaged, naturally occurring discontinuities revealed that simple linear relationships to their mean apertures serve as an approximation of this property in network-scale models. Prior knowledge of the fractures correlation length enables determining the lowest scale in the upscaling process, at which using reduced-order fracture network models with parameterized flow behavior accounting for in-fracture flow variability is statistically valid. As a next step, the flow complexities in fracture intersections were explored in numerical simulations, revealing that they represent preferred pathways for fluid migration compared to the crossing fractures and that, if its orientation aligns with the applied pressure gradient and its length is close to the system size, it enhances effective permeabilities. A newly established pipe-flow parametrization scheme enables including these effects into network-scale simulations. There, computational limitations for networks with many fractures and incorporating hydraulic properties of the matrix represent current issues in discrete fracture network flow methods. Developing a new single continuum discretization method for discrete fracture networks that includes parametrizations for fracture and intersection flow to generate high-resolved grids of individual, fully anisotropic permeability tensors helps tackle these problems. Combining this with a newly developed, massively parallelized finite-element Darcy-flow code capable of incorporating anisotropic permeability tensors at the local scale improves the efficiency of upscaling hydraulic properties of fractured-porous media. Furthermore, the provided discretization guidelines help to avoid the resolution dependency of single continuum methods while conserving the anisotropic character of complex multi-scale fracture networks during the upscaling process. Das numerische Modellieren von Fluidfluss in Gesteinen ist seit Jahren ein wichtiges Werkzeug in der Exploration von Georessourcen, um die hydraulischen Eigenschaften poröser und geklüfteter Reservoire besser abschätzen zu können. Eine der größten Herausforderungen dabei ist das korrekte Hochskalieren (engl.: "upscaling") der Strömungseigenschaften von der Poren- auf die Reservoir-Skala. Besonders in bruchdominierten Reservoiren erweist sich das oft als schwierig, da die hydraulischen Eigenschaften maßgeblich von einzelnen oder in Netzwerken verbundenen Klüften beeinflusst werden. Aufgrund des skalenübergreifenden Auftretens hydraulisch aktiver Diskontinuitäten werden oftmals auf Felddaten gestützte, stochastische Bruchnetzwerkmodelle mit diskreten Bruchdarstellungen reduzierter Ordnung verwendet, um mehrskalige Bruchsysteme in 3D zu modellieren. Das durchschnittliche Fließverhalten auf der Kluft- und Poren-Skala wird dann mit Hilfe von Parametrisierungen vorgegeben und der effektive Permeabilitäts-Tensor des Bruchsystems durch einen Darcy-Ansatz berechnet. Die Verbesserung der Genauigkeit und Anwendbarkeit dieser Techniken zur Modellierung von Fluidfluss in geklüfteten Gesteinsmassen von der Kluft- bis zur Netzwerkskala ist das Hauptanliegen dieser Arbeit. Zunächst wird ein neues Schema zur Quantifizierung der nicht-planaren Geometrie einzelner Klüfte erarbeitet. Dies dient als Grundlage für die Herleitung einer verfeinerten Parametrisierung der Kluft-Permeabilität auf Basis zahlreicher 3D-Stokes-Simulationen in synthetisch generierten Klüften dient. Es wird gezeigt, dass die Genauigkeit dieser Parametrisierung vom Verhältnis zwischen der Größe des Risses und der internen Korrelations-Länge des Apertur-Feldes abhängt. Die Analyse dieser Korrelationslänge in 3D-verbildlichten realen Diskontinuitäten ergab, dass einfache lineare Beziehungen zu deren mittleren Aperturen verwendet werden können, um diesen Parameter in Modellen auf Bruchnetzwerk-Skala vorzugeben. Dadurch ist es möglich, die niedrigste Skala im Hochskalierungs-Prozess zu bestimmen, bei der die Verwendung von diskreten Bruchnetzwerkmodellen mit parametrisiertem Strömungsverhalten auf der Kluft-Skala statistisch aussagekräftig ist. Anschließend wird die Komplexität von Fluidströmungen in Kreuzungen von Klüften mit 3D-Stokes-Simulationen untersucht. Dabei wird gezeigt, dass Kluft-Kreuzungen bevorzugte Wegsamkeiten für Fluide darstellen, wenn deren räumliche Orientierung ähnlich zur allgemeinen Fließrichtung ausgerichtet ist und deren Länge nah an der Gesamtlänge des betrachteten Systems liegt. Mit Hilfe einer neu entwickelten Parametrisierung der Kluft-Kreuzungs-Permeabilität kann dieser Effekt in Fluidfluss-Simulationen auf der Bruchnetzwerk-Skala integriert werden. Dort stellen rechnerische Einschränkungen für Bruchsysteme mit einer hohen Anzahl an Klüften und die Integration der hydraulischen Eigenschaften der Matrix aktuelle Probleme klassischer Methoden zur Fluidfluss-Simulation in diskreten Bruchnetzwerk-Modellen dar. Um diese zu lösen, wird eine neue Diskretisierungs-Methode entwickelt, die Parametrisierungen für Kluft- und Kluft-Kreuzungs-Permeabilitäten heranzieht, um Kontinuums-Gitter-Modelle mit anisotropen Permeabilitäts-Tensoren aus diskreten Bruchnetzwerk-Modellen zu erstellen. Mit Hilfe einer neu entwickelten, massiv parallelisierten Finite-Elemente-Software, die in der Lage ist, anisotrope Permeabilitäts-Tensore auf lokaler Ebene mit einzubeziehen, können dann effektive Permeabilitäten von Bruchnetzwerken mit einem Darcy-Ansatz ermittelt werden. Dabei wird die für Kontinuums-Methoden oft beobachtete Auflösungsabhängigkeit untersucht, um Diskretisierungs-Vorgaben zur akkuraten, Anisotropie-konservierenden Hochskalierung hydraulischer Eigenschaften mehrskaliger Bruchnetzwerke abzuleiten.
DDC:	550 Geowissenschaften 550 Earth sciences
Institution:	Johannes Gutenberg-Universität Mainz
Department:	FB 09 Chemie, Pharmazie u. Geowissensch.
Place:	Mainz
ROR:	https://ror.org/023b0x485
DOI:	http://doi.org/10.25358/openscience-6543
URN:	urn:nbn:de:hebis:77-openscience-41234047-de98-49f9-82bb-d2d54b72a02b4
Version:	Original work
Publication type:	Dissertation
License:	CC BY
Information on rights of use:	https://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
Extent:	XV, 104 Seiten
Appears in collections:	JGU-Publikationen