• DOI:10.1007/s10040-016-1418-7
• Corpus ID: 133308889

Numerical modeling of fracking fluid migration through fault zones and fractures in the North German Basin

@article{Pfunt2016NumericalMO,
  title={Numerical modeling of fracking fluid migration through fault zones and fractures in the North German Basin},
  author={Helena Pfunt and Georg J. Houben and Thomas Himmelsbach},
  journal={Hydrogeology Journal},
  year={2016},
  volume={24},
  pages={1343-1358}
}

• Helena Pfunt, G. Houben, T. Himmelsbach
• Published 27 April 2016
• Geology
• Hydrogeology Journal

Gas production from shale formations by hydraulic fracturing has raised concerns about the effects on the quality of fresh groundwater. The migration of injected fracking fluids towards the surface was investigated in the North German Basin, based on the known standard lithology. This included cases with natural preferential pathways such as permeable fault zones and fracture networks. Conservative assumptions were applied in the simulation of flow and mass transport triggered by a high pressure boundary of up to 50 MPa excess pressure. The results show no significant fluid migration for a case with undisturbed cap rocks and a maximum of 41 m vertical transport within a permeable fault zone during the pressurization. Open fractures, if present, strongly control the flow field and migration; here vertical transport of fracking fluids reaches up to 200 m during hydraulic fracturing simulation. Long-term transport of the injected water was simulated for 300 years. The fracking fluid rises vertically within the fault zone up to 485 m due to buoyancy. Progressively, it is transported horizontally into sandstone layers, following the natural groundwater flow direction. In the long-term, the injected fluids are diluted to minor concentrations. Despite the presence of permeable pathways, the injected fracking fluids in the reported model did not reach near-surface aquifers, either during the hydraulic fracturing or in the long term. Therefore, the probability of impacts on shallow groundwater by the rise of fracking fluids from a deep shale-gas formation through the geological underground to the surface is small.RésuméLa production de gaz de schiste par fracturation hydraulique a soulevé des inquiétudes au sujet des effets sur la qualité des eaux douces souterraines. La migration des fluides injectés pour la fracturation à partir de la surface a été étudiée dans le bassin d’Allemagne du Nord, sur la base de la lithologie standard connue. Cela comprenait des cas avec des voies préférentielles naturelles telles que des zones de failles perméables et des réseaux de fractures. Des hypothèses prudentes ont été appliquées dans la simulation des écoulements et du transport de masse déclenchés par une limite à haute pression allant jusqu’à 50 MPa d’excès de pression. Les résultats montrent aucune migration significative de fluide pour le cas avec des roches de couverture et un maximum de 41 m de transport vertical au sein d’une zone de failles perméables au cours de la mise en pression. Les fractures ouvertes, le cas échéant, contrôlent fortement le champ d’écoulement et la migration ; dans cas le transport vertical des fluides utilisées pour la fracturation hydraulique atteint jusqu’à 200 m lors de la simulation de la fracturation hydraulique. Le transport sur le long terme de l’eau injectée a été simulé pendant 300 ans. Le fluide de fracturation hydraulique monte verticalement dans la zone de faille jusqu’à 485 m en raison de la flottabilité. Progressivement, il est transporté horizontalement dans les couches de grès, en suivant la direction de l’écoulement naturel des eaux souterraines. A long terme, les fluides injectés sont dilués à des concentrations mineures. Malgré la présence de voies d’écoulement perméables, les fluides de fracturation hydraulique injectés dans le modèle rapporté n’ont pas atteint la proche surface des aquifères, que ce soit au cours de la fracturation hydraulique ou sur le long terme. Par conséquence, la probabilité d’impact sur les eaux souterraines peu profondes par la remontée de fluides de fracturation hydraulique à partir de la formation profonde de gaz de schiste à travers le sous-sol géologique vers la surface est faible.ResumenLa producción de gas a partir de formaciones de esquisto por fracturación hidráulica ha planteado preocupación por los efectos sobre la calidad del agua subterránea dulce. Se investigó la migración de fluidos inyectados por el fracking hacia la superficie en la Cuenca Norte de Alemania, basado en las características litológicas estándar conocidas. Esto incluye los casos por vías preferenciales naturales como zonas de fallas permeables y redes de fracturas. Se aplicaron supuestos conservativos en la simulación de flujo y transporte de masa provocado por una alta barrera de presión de hasta 50 MPa de exceso de presión. Los resultados no muestran una migración significativa de fluidos para un caso con rocas de cubierta no perturbadas y un máximo de 41 m de transporte vertical dentro de una zona de falla permeable durante la presurización. Las fracturas abiertas, si están presentes, controlan fuertemente el campo de flujo y la migración; aquí el transporte vertical de fluidos por la fracturación hidráulica alcanza hasta 200 m durante la simulación. El transporte a largo plazo del agua inyectada se simuló durante 300 años. El fluido de fracturación hidráulica se eleva verticalmente dentro de la zona de falla hasta 485 m debido a la flotabilidad. Progresivamente, se transporta horizontalmente en capas de arenisca, siguiendo la dirección del flujo natural del agua subterránea. A largo plazo, los fluidos inyectados se diluyen a concentraciones menores. A pesar de la presencia de vías permeables, en el modelo los fluidos inyectados por fracturación no alcanzaron acuíferos próximos a la superficie, ya sea durante la fracturación hidráulica o en el largo plazo. Por lo tanto la probabilidad de impactos en el agua subterránea poco profunda por el ascenso de los fluidos de la fracturación en una formación de gas de esquisto profunda a través del subsuelo geológico a la superficie es pequeña.摘要水力压裂开采页岩气对地下淡水水质造成的影响引起了人们的关切。根据已知的标准岩性特征调查了德国北部流域注入的水力压裂液体向地表运移的情况。这包括具有天然优先通道的案例,诸如透水的断层带和断裂网络。在50 MPa超压的高压边界导致的水流和 水体迁移模拟中,应用了保守假设。结果显示,在透水断层带内具有非扰动盖岩及最大41米垂直运移的案例中,增压期间没有出现重大的液体迁移。开放断裂,如果存在的话,将极力控制水流场和迁移;在水里压裂模拟中,这里压裂液体的垂直运移达到200米。模拟了300年的注入水的长期运移情况。由于浮力原因,压裂液体在断层带内垂直上升485米。进而按照天然地下水流方向逐渐横向运移到砂岩层。长此以来,注入的液体就会稀释到很小的浓度。尽管存在着透水通道,在记载的模型中,注入的压裂液体无论是在压裂期间或是长时期内并没有达到近地表含水层。因此,压裂液体通过地底下从深层页岩气层上升到地表对浅层地下水的影响可能性很小。ResumoA produção de gás a partir de formações xistosas por fraturamento hidráulico levantou a preocupação acerca dos efeitos na qualidade da água doce subterrânea. A migração dos fluidos injetados pelo fraturamento hidráulico em direção à superfície foi investigada na Bacia do Norte da Alemanha com base na litologia padrão conhecida. Incluiu casos com percursos de fluxo preferencial, tais como zonas de falha permeáveis e redes de fraturas. Na simulação do escoamento e transporte de massa foram aplicadas condicionantes conservativas desencadeadas por uma fronteira de alta pressão de até 50 MPa de pressão acrescida. Os resultados mostram não haver migração significativa de fluidos durante a pressurização para um caso com rochas de cobertura não perturbadas e um máximo de 41 m de transporte vertical no seio da zona de falha permeável. As fraturas abertas, se presentes, controlam fortemente o campo de fluxo e a migração; nestas condições, o transporte vertical de fluidos de fraturamento hidráulico atinge até 200 m durante a simulação de fraturamento hidráulico. O transporte a longo prazo da água injetada foi simulado para 300 anos. O fluido de fraturamento hidráulico sobe verticalmente até 485 m no seio da zona de falha devido à flutuabilidade. Progressivamente, é transportado horizontalmente no seio de camadas de arenito, seguindo a direção de fluxo natural da água subterrânea. A longo prazo, os fluidos injetados são diluídos até baixas concentrações. Neste modelo, apesar da presença de percursos permeáveis, os fluidos de fraturamento hidráulico não se aproximaram dos aquíferos superficiais, quer durante o fraturamento hidráulico, quer a longo prazo. Em consequência, é baixa a probabilidade de impactos gerados na água subterrânea pouco profunda pela subida até à superfície através do meio subterrâneo dos fluidos de fraturamento hidráulico desde a formação profunda de xistos de gás.