Gas Threshold Pressure Test Performed at the Mont Terri Rock Laboratory (Switzerland): Experimental Data and Data Analysis
Essais d'injection de gaz dans les argiles à Opalinus du laboratoire souterrain du Mont Terri (Suisse) : données et interprétatio
1
Colenco Power Engineering AG, Groundwater Protection and Waste Disposal, Täfernstr. 26, CH-5405 Baden - Switzerland, email: jean.croise@colenco.ch, gerhard.mayer@colenco.ch, email: jean.croise@colenco.ch, gerhard.mayer@colenco.ch
2
NAGRA, National Cooperative for the Disposal of Radioactive Waste, Hardstr. 73, 5430 Wettingen - Switzerland, email: marschall@nagra.ch
3
IRSN, Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire, avenue du Général Leclerc, BP 17, 92262 Fontenay-aux-Roses - France, email: jean-michel.matray@irsn.fr
4
Obayashi Corporation, Konan 2-15-2, Minato-ku, Tokyo 108-8502 - Japan, email: obayashi@grimsel.com
5
BGR, Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe, Stilleweg 2, 30655 Hannover - Germany, email: p.vogel@bgr.de
Migration of gases in argillaceous formations increasingly attracts theattention of various geoscientific disciplines for purposes like CO2 sequestration, gas storage in geological formations and disposal of hazardous wastes. Quantitative assessment of gas transport in such ultra-low permeability formations requires information on gas transport properties of the argillaceous formation. A series of hydro- and gas tests in boreholes was performed at the Mont Terri Rock Laboratory in Switzerland to investigate gas transport in the Opalinus Clay, an indurated clay formation of Jurassic age. This paper presents the results of a comprehensive test campaign in the shaly facies of the Opalinus Clay, comprising a "classical" hydrotest with water injections followed by pressure recovery sequences and an extended gas threshold pressure test. A detailed interpretation of both the hydraulic and gas test sequences was conducted using numerical simulations for the data analysis (software TOUGH2/iTOUGH2). In contrast to former test analyses, the sequential interpretation of the hydro- and gas test sequences provided a consistent set of single-phase hydraulic parameters and two-phase flow parameters. The use of independent information from laboratory testing (porosity, capillary pressure curves) constrained distinctly the inverse problem of parameter fitting. Discrimination between different parametric models of the relative permeability was impaired by inherent limitations of the field data due to non-ideal test conditions. Nevertheless, a classical two-phase flow type capillary pressure - relative permeability relationship based on the Van Genuchten - Mualem approach was found to be valid. A supplementary design study was conducted to optimise the test procedures to better distinguish between relative permeability models. It is shown that long term (>1 year) injection tests are more adequate to constrain the models. This finding is important for the design of future gas threshold pressure tests in indurated clays.
Résumé
La migration de gaz dans les roches argileuses est un sujet d'intérêt dans le cadre de différents types d'exploitation du sous-sol : que ce soit par exemple dans le domaine du stockage de gaz naturel, de la séquestration du CO2, comme éponte imperméable d'un aquifère, ou dans le domaine du stockage de déchets. Une analyse quantitative de la migration de gaz dans ces milieux à très faible perméabilité nécessite l'estimation des propriétés physiques de l'écoulement. Au laboratoire souterrain du Mont Terri (Suisse), dans les argiles à Opalinus, une roche sédimentaire jurassique, une série de tests hydrauliques et d'injection de gaz a été conduite en forages d'expérimentation. Leur but était en particulier de déterminer les propriétés de transfert des gaz dans cette roche. Cet article présente les résultats d'une campagne de tests (sollicitations de type essai hydraulique classique et test d'injection de gaz et récupération de pression de longue durée), conduite dans la roche "intacte", c'est-à-dire non perturbée mécaniquement par le creusement des galeries. Il présente une interprétation détaillée des tests reposant sur l'ajustement des données expérimentales au moyen d'un logiciel de simulation numérique biphasique (eau/gaz) de l'écoulement en milieu poreux (TOUGH2/iTOUGH2). Par analyse séquentielle, il a été possible d'obtenir un set de paramètres hydrauliques mono- et diphasiques cohérent sur l'ensemble de l'expérimentation. L'utilisation d'informations additionnelles et indépendantes sur les caractéristiques pétrophysiques de la roche (porosité et pression capillaire) a permis de mieux contraindre le problème inverse à l'étude. Bien qu'il soit difficile sur la base des différents modèles et ajustements réalisés, d'obtenir une solution unique en terme de courbe de pression capillaire et de perméabilité relative, les résultats indiquent qu'une paramétrisation classique de type Van Genuchten - Mualem serait valide. Enfin, des simulations prospectives sont présentées qui montrent que l'amélioration de la performance des essais en termes de détermination des paramètres biphasiques nécessiterait une augmentation notable de la durée de l'essai (>1 an).
© IFP, 2006