Resumen

En el momento de la transición energética, es importante poder predecir los efectos de las sobrepresiones de fluidos en diferentes escenarios geológicos, ya que pueden conducir al desarrollo de hidrofracturas y a la dilatación de zonas de alta porosidad. Para desarrollar una comprensión de la complejidad de los campos de tensiones efectivas resultantes, los patrones de fractura y fallo, y el potencial drenaje de fluidos, estudiamos el proceso con un modelo numérico hidromecánico dinámico. El modelo simula la evolución del aumento de la presión del fluido, la fracturación y la interacción dinámica entre el sólido y el fluido. Se exploran tres escenarios diferentes: acumulación de presión de fluido en una cuenca sedimentaria, en una zona vertical y en una capa horizontal que puede estar parcialmente desplazada por una falla. Nuestros resultados muestran que la geometría de la zona en la que se incrementa sucesivamente la presión del fluido tiene un control de primer orden sobre el patrón de desarrollo de los cambios de porosidad, sobre la fracturación y sobre las presiones absolutas del fluido que se mantienen sin fallas. Si la sobrepresión de fluido se desarrolla en todo el modelo, la tensión diferencial efectiva y la tensión media se aproximan a cero y las tensiones principales efectivas verticales y horizontales cambian de orientación. Las fracturas resultantes se desarrollan bajo una alta sobrepresión de fluido litoestática y se alinean semihorizontalmente, y en consecuencia, se forma una brecha hidráulica. Si el área de acumulación de alta presión de fluido está confinada en una zona vertical, la tensión media efectiva disminuye mientras que la tensión diferencial permanece casi constante y el fallo tiene lugar en los modos extensional y de cizalla a una sobrepresión de fluido mucho menor. Una capa horizontal presurizada con fluido que se desplaza muestra un sistema complejo de evolución de la tensión efectiva con la fractura de la capa inicialmente en la ubicación del desplazamiento, seguida del desarrollo de brechas hidráulicas dentro de la capa. Todas las simulaciones muestran una transición de fase en la porosidad donde una porosidad inicialmente aleatoria reduce su simetría y forma una onda de porosidad estática con una zona de dilatación interna y la presencia de canales de porosidad dinámica dentro de esta zona. Nuestros resultados muestran que los patrones de fracturas, y por tanto de liberación de fluidos, que se forman debido a las altas sobrepresiones de fluidos sólo pueden predecirse con éxito si se conoce la geometría del sistema geológico, incluyendo la fuente de sobrepresión de fluidos y la posición de los sellos y las fallas que compensan las capas fuente y los sellos.

• Materias:Algoritmos genéticos Geoquímica Análisis de suelos Agua Carbón
• Subjects:Genetic algorithms Geochemistry Soil testing Water Coal
• Palabras claves:aumento de la presión del fluido, zona vertical, sobrepresión del fluido, tiempo de energía, zona de dilatación interna, alta sobrepresión del fluido, campo de tensión efectiva, desarrollo de la brecha hidráulica, presión absoluta del fluido, sobrepresión del fluido litostático
• Keywords:fluid pressure buildup, vertical zone, fluid overpressure, time of energy, internal dilating zone, high fluid overpressure, effective stress field, hydraulic breccia development, absolute fluid pressure, lithostatic fluid overpressure