%0 Journal Article
%T Rock Permeability and Fluid Pressure At the Ktb. Implications from Laboratory-And Drill Hole-Measurements Perm¨¦abilit¨¦ des roches et pression dans le KTB : enseignements tir¨¦s des mesures de laboratoire et des mesures en puits
%A Zimmermann G.
%A Huenges E.
%J Oil & Gas Science and Technology
%D 2006
%I Institut Fran?ais du P¨¦trole
%R 10.2516/ogst:1999058
%X Rock permeability and the fluid pressure were investigated at different scales at the two drill holes of the Continental Deep Drilling Program (KTB). Drill hole tests and fluid inclusion investigations both implicate the existence of hydrostatic fluid pressure in situ with respect to salinity of the formation fluid. Matrix permeability and in situ values from hydraulic tests differ up to three decades with higher values in situ. Further on, the pressure dependence of core permeability and in situ determined values differ significantly. All these observed effects support the well known theory of scale variance. This conclusion is supported by observations of hydraulic communications between both drill holes. These scale effects implicate a pronounced hydraulic heterogeneity of the KTB surroundings. Therefore, stochastic network modelling with parameters derived from structural borehole measurements and under the consideration of the observed permeabilities were performed. Under the presumption of existing driving forces fluid transport takes place dominantly on discrete connected pathways characterised by fracture width, fracture length and fracture orientation and is subordinate in the rock matrix. La perm¨¦abilit¨¦ des roches et la pression des fluides ont ¨¦t¨¦ ¨¦tudi¨¦es ¨¤ diff¨¦rentes ¨¦chelles sur les deux forages du Programme continental de forage profond - Continental Deep Drilling Program (KTB). Les essais de puits et les recherches d'inclusions de fluides impliquent l'existence d'une pression de fluide fonction de la salinit¨¦ du fluide de formation. Les valeurs d¨¦duites des essais de puits d¨¦passent largement les perm¨¦abilit¨¦s matricielles, l'¨¦cart allant jusqu'¨¤ trois ordres de grandeur. De plus, l'¨¦volution de la perm¨¦abilit¨¦ mesur¨¦e sur ¨¦chantillon en fonction de la pression et celle d¨¦termin¨¦e in situ diff¨¨rent largement. Ces observations renforcent la th¨¦orie bien connue des effets d'¨¦chelle. Cette conclusion est ¨¦tay¨¦e par les observations des communications hydrauliques entre les deux forages. Ces effets d'¨¦chelle impliquent une h¨¦t¨¦rog¨¦n¨¦it¨¦ hydraulique prononc¨¦e dans le cadre du KTB. Ainsi, une mod¨¦lisation stochastique sur r¨¦seau avec des param¨¨tres d¨¦riv¨¦s des mesures en forage et la prise en compte des perm¨¦abilit¨¦s observ¨¦es a ¨¦t¨¦ r¨¦alis¨¦e. En supposant que des forces motrices existent, le transport de fluide se fait essentiellement par des chemins connect¨¦s discr¨¨tement, caract¨¦ris¨¦s par une largeur, une longueur, et une orientation de fracture.
%U http://dx.doi.org/10.2516/ogst:1999058