Hydraulic permeability and specific storage measurements of tight rock types
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2021
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English
자료형태
학술저널
수록면
279-279(1쪽)
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A sudden change in pore pressure will take place when CO₂ is injected into a reservoir geologic formation. Excess pore pressure may make CO₂ geological storage vulnerable to leakage and failure. The prediction of spatial-temporal distribution of pore pressure around an injection well is essential for the safe operation of CO₂ geological storage. The pore-fluid pressure change in a porous rock formation is governed by the diffusion equation. The central parameter of the equation is the diffusivity (or diffusion coefficient) that is made up of the hydraulic permeability and specific storage of rock, and dynamic viscosity of fluid. The permeability is dominant in a steady state condition of fluid flow that is shortly reached in highly porous reservoir formation, but the specific storage becomes significantly valued in tight cap rock in which the transient flow does not disappear for a long time. We measured the hydraulic parameters of a shale sample, a potential cap rock, with different methods. The permeability measured by Darcy’s method has been regarded as a reference value worldwide. However, it does not provide the specific storage. We used two other methods, a constant rate flow injection and a transient pore pressure method, to obtain simultaneously both the permeability and specific storage of the sample. For both methods, downstream reservoir was minimized enough to be ignored. This boundary condition leads to a short transient condition. For the upstream, a fluid (water) is injected with a constant pumping rate into a cylindrical sample for the constant rate flow injection method, and with a sudden increase in upstream pressure followed by a constant pressure for transient pore pressure method. The permeability from the two different methods ranges from 10<SUP>-17</SUP> m² down to 10<SUP>-19</SUP> m² with increasing effective confining stress that was consistent with the values from Darcy’s method. The values of the specific storage with (1 - 7) × 10<SUP>-10</SUP> Pa<SUP>-1</SUP> were reasonable in comparison with the water compressibility and the rock porosity. Both permeability and specific storage of the shale was raised with decreasing effective confining stress. However, the diffusion coefficient increases with effective stress. This means that the sealing capacity is not unfavorable to CO₂ storage when the pore pressure is raised by CO₂ injection.
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