This is an HTML version of an attachment to the Freedom of Information request 'Professor Paul Younger, fracking and divestment'.

Review of the inputs of Professor David Smythe in relation to planning applications for 
shale gas development in Lancashire (planning applications LCC/2014/0096 /0097 /0101 
and /0102) and associated recommendations 
 
Professor Paul L. Younger FREng 
and 
Dr Rob Westaway 
School of Engineering, University of Glasgow, Glasgow G12 8QQ. 
 
17 December 2014 
 
Professor Smythe has made a number of criticisms concerning these projects. Many of these criticisms 
relate to issues that are unrelated to any geological expertise, such as his suggestion that few, if any, 
UK  academics  can  be  trusted  to  provide  objective  advice  about  shale  gas  because  of  links  to 
developers. Essentially his insinuation is that all of the other scientists with whom he disagrees have 
abandoned  all  professional  standards  of  conduct.  This  is  a  serious  allegation  which  he  does  not 
substantiate.  However,  as  the  scientists  he  criticises  are  (unlike  himself)  almost  all  members  of 
Chartered professional bodies (mainly the Geological Society), which formally oversee their conduct 
and can strike them off if they violate such codes of practice, then Professor Smythe ought to submit 
any evidence of malpractice to those bodies. That he has failed to do so suggests that he has no such 
evidence,  and  that  his  allegations  about  the  lack  of  integrity  of  others  can  be  dismissed  as 
unsubstantiated. We note that Professor Smythe has no current affiliation to any professional body 
which  could  guarantee  the  integrity  of  his  own  position.  If  he  did,  the  very  fact  of  making 
unsubstantiated allegations about the professionalism of others would in itself be a reportable offence 
against the code of conduct. Nor does he hold any current employment with any academic institution, 
which would ensure regular appraisal of his activities and outputs. 
 
His essential criticisms of both the planning applications that propose fracking (i.e., LCC/2014/0096 
and /0101) relate to the location of the proposed projects in relation to faults. He has argued that 
Cuadrilla,  the  developer,  has  underplayed  the  hazard  from  induced  seismicity  because  they  have 
omitted important faults from their maps and have also understated the hazard from the faults that 
they have considered by overlooking the possibility that fracking fluid may leak into these faults. In 
addition, he has stated that the presence of major faults in the area means that drilling and fracking 
for shale gas will inevitably pollute the surrounding region as a result of flow along the faults. He has 
also argued that there are mistakes in Cuadrilla’s interpretation of the major faults. We consider both 
the Preston New Road (/0096) and the Roseacre Wood (/0101) projects together as the issues are the 
same for both. 
 
The first of these aspects is trivial; although the planning applications include schematic maps that do 
not show every detail, elsewhere (in other documents submitted, including some of the illustrative 
material that Professor Smythe used in his submission) Cuadrilla also included definitive geological 
maps or cross sections, based on the most up to date geological background information, which show 
all the faults that are known (or interpreted) in the area. For example, the faulting interpreted in the 
vicinity of the Preston New Road site is illustrated in Fig. 1 and that in the vicinity of the Roseacre 
Wood  site  in  Fig.  2.  Indeed,  Professor  Smythe’s  depiction  of  the  faults  in  Fig.  3  does  not  differ 
significantly from the depictions by Cuadrilla in Figs 1 and 2; the depiction of the same faults in the 
recent BGS / DECC Bowland Basin shale gas report (Fig. 4) is, likewise, very similar. Professor Smythe 
also makes much of an undocumented assertion (on p. 3 of both ‘objection’ documents) that “…the 
density of faulting in the Weald, the Bowland Basin and the Midland Valley (Scotland) is 400 times 
greater, as measured by length of surface fault trace per unit area, than the average for the US shale 
gas and shale oil basins …”. There are three points to be made in relation to this: 


Fig. 1. Cross-section illustrating the geometry of the faulting in the vicinity of the Preston New Road 
site, from Fig. 6 of Appendix L of planning application /0096 
 
1.          Given  the  very  different  structural  histories of  these three  UK  areas,  with markedly varying 
degrees  of  Caledonian,  Variscan,  and  Alpine  orogenic  influences,  it  would  be  nothing  short  of 
miraculous if they all turned out to have identical faulting densities. 
 
2.       Even if the assertion is accepted at face value, it immediately raises at least two other questions: 
a.              Are  the  densities  of  geological  data  (outcrop,  borehole,  mine  plans)  absolutely  comparable 
between the two areas? We doubt it. For instance, in the Midland Valley of Scotland, faults are 
unusually well-mapped because of evidence from mine plans, which are not available in areas 
that never had coal / oil shale mining in the shallow subsurface. 
b.      Were the mapping paradigms identical? Different geological surveys apply different standards as 
regards  the  scale  of  structures  worth  recording,  depending  on  the  purpose  of  the  mapping. 
Typically,  with  much  larger  territory  to  map,  US  survey  teams  undertaking  general  mapping 
record less detail than their UK counterparts. 
 
3.       Even if fault density IS greater in the UK than in the USA, this makes no difference to the risk 
assessment for fracking unless either: 


 
Fig. 2. Cross-section illustrating the geometry of the faulting in the vicinity of the Roseacre Wood 
site, from Fig. 6 of Appendix L of planning application /0101. Note that this diagram is not drawn to 
horizontal scale. Based on other information provided, the Elswick 1 well and proposed well are 
~1.1 km apart along the line of the section, making the length of the section ~2.7 km. The horizontal 
scale  is  thus  stretched  relative  to  the  vertical  by  a  factor  of  ~4/3,  equivalent  to  a  vertical 
exaggeration of ~0.75. This means that the true dips of the faults are steeper than the apparent dips 
depicted. Thus the Thistleton Fault updip of its intersection with the Larbreck Fault has a true dip of 
arctan(tan(60°) x 4/3) or ~67° and the Larbreck Fault has a true dip of arctan(tan(30°) x 4/3) or ~38°. 
 
a. 
the  faults  are  permeable  –  which  (as  we  discuss  in  relation  to  groundwater  pollution)  is  a 
function  of several  factors,  most  notably  the  likely  presence of  fault  gouge  where  the  faults 
traverse mudstones, and the orientation of non-gouge-filled fault planes relative to the present 
azimuth of maximum compressive stress; or 
b. 
The fracking process might increase the fluid pressure within any nearby fault sufficiently to 
enable  this  fault  to  slip,  and  the  fault  is  large  enough  to  slip  in  a  potentially  damaging 
earthquake. We show that this is not the case for the present project area; although large faults 
are present, the proposed project is safe, provided the pressure of the fracking fluid is kept to 
the minimum required for the task. 
 




 
Fig. 3. A copy of Professor Smythe’s Fig. 5.1 from his objection to planning application /0096. He has 
taken a cross section prepared by the Environment Agency for a 2006 report and has added fault 
labels  and  flow  arrows,  showing  groundwater  flowing  down  one  fault  and  through  beds  of 
permeable  rock  (sand  and  sandstone),  including  across  faults  where  sandstone  is  juxtaposed  on 
both sides. However, he offered no evidence that groundwater does indeed flow down any of the 
faults within the Millstone Grit in this area. In any case, as is discussed above, the issue on hand is 
whether groundwater flows across or along faults within the impermeable Bowland Shale (the unit 
beneath the Millstone Grit, depicted here for some reason as the ‘Limestone Series’).  
 
If Professor Smythe is going to rely on his arguments on this topic, then he really ought to present his 
study  for  peer-review  to  a  reputable  journal  –  there  are  many  that  would  be  suitable  publication 
targets for such work. This would allow resolution of the points raised above. In the absence of such 
a peer review, this assertion is essentially worthless. 
 
The last of Professor Smythe’s issues, that some of the fault interpretation by Cuadrilla may well be 
incorrect, also has no significant consequences. He has argued that the interpretation of Fault 1 in Fig. 
1 makes no sense and that this fault more likely continues upward through the Bowland Shale and the 
overlying  Millstone  Grit,  dying  out  at  the  unconformity  between  that  and  the  younger  sediments 
above. He is probably correct about this; at any locality in northern England (see De Paola et al.. 2005, 
and others) the most likely timing of reverse slip such as this is during the Variscan orogeny (i.e., ~300 
million years ago), after the Millstone Grit was emplaced but before the younger deposits were laid 
down. This means that the vertical extent of this fault should be estimated as ~1.8 km rather than the 
~1.3 km indicated by Cuadrilla. However, whether it is ~1.3 km or ~1.8 km, it is still an important fault 
with implications for the hazard of undertaking the project in this area.  


 
 
Fig. 4. Cross-section A from Fig. 19 of Andrews (2013), illustrating the BGS / DECC interpretation of 
the disposition of the Bowland Shale in the study region. The Thistleton 1 borehole, depicted, is 
located  ~3.5  km  WNW  of  the  proposed  Roseacre  Wood  shale  gas  well  and  ~6  km  NNE  of  the 
proposed Preston New Road well; thus, the former well is within the Bowland Shale between the 
Thistleton Fault and the Mid-Elswick Graben Faults and the latter well projects to the left of the 
Thistleton Fault.  
 
As regards the third issue, groundwater / surface water pollution risks, Professor Smythe has claimed 
that  ‘The  hydrogeology  of  the  area  immediately  east  of  the  site  shows  that  regional  faults  are 
transmissive.’  The  annotated  version  of  an  Environment  Agency  cross-section  relating  to  the 
Sherwood Sandstone Group is presented and discussed by Professor Smythe, and is repeated here as 
Fig. 3. The argument he is basing upon this diagram is nowhere explained in detail, but it would appear 
that the point he is attempting to make is that, if the Woodsfold Fault is transmissive where it cuts 
sandstones,  faults  must  also  be  permeable  where  they  cut  the  Bowland  Shale  at  greater  depth. 
Professor Smythe thus considers that all geological faults should be regarded as leaky unless proved 
otherwise.  He  implies  that  this  is  the  standard  assumption made  in  hydrogeological  investigations. 
However, this is not so. There are at least three issues here which Professor Smythe fails to consider: 
(i) 
Where faults cut low-permeability strata such as shale (and even locally where the fault passes 
from a shale into a more permeable bed) there is a marked tendency for the fault plane to be 
lined  with  a  fine-grained  clay-rich  material  known  as  “fault  gouge”,  which  typically  renders 
these  portions  of  the  fault  planes  effectively  impermeable  (e.g.,  Younger  2007).  In  contrast, 
where the same fault cuts a permeable rock such as sandstone (and the displacement has not 
smeared clay-rich gouge from an over- or under-lying mudstone into the fault zone, then the 
fault plane may well be occupied by relatively permeable breccia; minor fractures either side of 
the fault plane in a sandstone might also be relatively clean and open. This explains where the 
faults  cut  sandstones  in  the  recharge  area  described  by  Professor  Smythe  (Fig.  3)  they  are 
believed to be permeable. HOWEVER, because of the formation of fault gouge where the same 
faults pass down into mudstones, there is no a priori reason to suppose that these faults are 
permeable throughout their depths: where they cut mudstones they are overwhelmingly likely 
to be of low permeability. 
(ii)  Even where a fault is not so lined with gouge as to render it impermeable, it is subject to the 
present crustal stress regime, which tends to favour faults being more permeable where they 
are  aligned  fairly  closely  to  the  current  maximum  compressive  stress  azimuth,  but  tends  to 

make them far less permeable if they are otherwise oriented (e.g., Ellis et al. 2014). Note that 
this does not override the basic permeability control provided by fault gouge.  
(iii)   Crucially, even where a fault is continuously permeable over a large vertical interval (which is 
unlikely  in  sequences,  like  those  in  the  region  under  consideration,  that  contain  thick 
mudstones) groundwater flow can only occur if there is a sustained driving head from one area 
to another.  There is no evidence of any such upward-oriented hydraulic gradient in this region, 
and the extremely short-lived pulses of increased head close to the boreholes during fracking 
operations are insufficient to overcome the head in overlying strata. Where conventional oil 
and  gas  reservoirs  occur,  natural  upward  hydraulic  gradients  may  exist,  but  oil  and  gas  only 
accumulate where permeable pathways upwards are insufficient to allow dissipation of fluid 
pressure over geological time. It is inherent in the very definition of UNCONVENTIONAL gas that 
such  over-pressure  does  not  occur  –  hence  the  need  for  reservoir  stimulation  and 
depressurisation of the target horizon in order to get gas to move into boreholes. These points 
were  addressed  in  the  Joint  Royal  Academies’  report  (Mair  et  al.  2012),  although  Professor 
Smythe seems to have overlooked this. 
 
It is for the above reasons that the actual consensus amongst hydrogeologists is that faults are not 
everywhere to be assumed to be permeable, let alone pathways for upwards migration of water in 
the absence of a driving head. Rather, faults are hydrogeologically ambiguous: the same fault can be 
impermeable where it passes through mudstone, and locally permeable where it cuts sandstones – 
provided of course it is oriented appropriately vis-a-vis the present crustal stress regime. In neglecting 
the above factors, Professor Smythe has failed to account properly for the most likely hydrogeological 
behaviour of the faults in the areas considered, at least as regards the overwhelming likelihood that 
they will be of very low permeability where they pass through the Bowland Shales. For this reason, 
the  alarming  scenarios  of  pollution  of  shallow  groundwater  and  surface  waters  due  to  fracking 
operations, as suggested by Professor Smythe, are not credible. Consideration of fault permeability is 
also  relevant  to  the  decision  by  Cuadrilla  to  not  attempt  to  propose  drilling  or  fracking  near  the 
Woodsfold Fault but to propose these activities near other faults: the Woodsfold Fault has such great 
displacement that it offsets the impermeable Bowland Shale and juxtaposes potentially permeable 
rocks against it (Fig. 4), whereas the other faults have much smaller displacements and thus juxtapose 
Bowland  Shale  against  Bowland  Shale.  In  this  respect,  the  Woodsfold  Fault  may  well  be 
hydrogeologically different from the others in the area. Professor Smythe moves on to suggest the 
drilling of several 1 km-deep boreholes to characterise the hydrogeology of the Woodsfold Fault, even 
though  the  planning  applications  specifically  state  that  the  projects  are  designed  to  avoid  this 
particular fault. If his assertion that this fault plane is permeable is actually correct, drilling boreholes 
through  it  would  introduce  potential  flowpaths  where  none  currently exist;  it might  thus  alter  the 
pressure of groundwater within this fault in a manner that might affect the state of stress so as to 
make the conditions more conducive to this fault (or part of it) slipping in a future earthquake. Setting 
aside the expense of drilling such boreholes, this is therefore a foolish suggestion and demonstrates a 
lack of knowledge on the part of Professor Smythe. Although he has evidently not considered why the 
Woodsfold Fault should be regarded, from the point of view of hydrogeology, as different from the 
others, it should be noted that this aspect could have been explained much more clearly by Cuadrilla 
in the first place. 
 
The  second  of  Professor  Smythe’s  points,  however,  is  of  the  utmost  importance.  In  principle,  as  a 
worst-case  scenario,  the  possibility  exists  that  during  fracking  operations  at  the  proposed  sites, 
fracking fluid will leak into the faults depicted (such as Fault 1 in Fig. 1 or the ‘Mid-Elswick Graben 
Faults, Thistleton Fault, or Larbreck Fault in Fig. 2), because this fluid might flow to these faults through 
the network of new fractures created in the Bowland Shale by the fracking, notwithstanding the low 
permeability  of  the  unfractured  Bowland  Shale  (see  above).  In  principle,  the  presence  of  this  fluid 
might  then  lubricate  any  part  of  any  of  these  faults  that  it  reaches  sufficiently  to  bring  it  to  the 

condition for shear failure, potentially resulting in an earthquake. If so, the resulting earthquake might 
(again, as a worst-case scenario) rupture the entire area of the fault; thus, since the faults depicted 
are all >1 km in vertical extent and at least several km long, the fault areas are many square kilometres, 
so earthquakes of the order of magnitude 5, at least, might thus occur. Earthquakes of this size would 
be readily large enough to cause damage to property and might well result in injuries or even fatalities, 
for  example  from  falling  masonry  (e.g.,  falling  chimneys  collapsing  onto  victims).  It  is  essential, 
therefore, to demonstrate that the design of the proposed projects precludes the possibility of any 
such eventuality. 
 
Before proceeding, it is worth recapping on some background material, especially since there is some 
confusion in the materials submitted by Cuadrilla. In the time since their applications were submitted, 
Westaway and Younger (2014) have published a paper that clarifies many of these issues. First, is the 
matter of definition. Anthropogenic (human-induced) earthquakes can be subdivided into ‘triggered’ 
and ‘induced’ events; a triggered event is one that would have occurred anyway, because the state of 
stress  in  the  area  was  tending  towards  the  condition  for  shear  failure,  so  that  the  human  activity 
merely brought the earthquake forward in time or ‘advanced the clock’. An earthquake is ‘induced’ if 
there is no reason to consider that, in the absence of human activity, the state of stress in the area 
was heading towards the condition for shear failure: in other words, without the human activity the 
earthquake would never have occurred. This is a standard definition, also used by others (e.g., Klose, 
2013);  the  different  definition  used  in  the  Cuadrilla  documentation  is  not  helpful.  Furthermore, 
fracking may induce earthquakes in two ways. First, the act of creating fractures obviously involves 
fracturing the rock, which releases seismic energy; second, fracking fluid may get into faults and bring 
them to the condition for shear failure. Westaway and Younger (2014) developed theory that enables, 
for the first time, the size of the largest possible induced earthquake of the first type to be calculated 
as a function of the volume of fracking fluid that is used (cf. their equation (A32)). The statement by 
Cuadrilla  that  this  volume  will  be  limited  to  765  m3  per  frack  operation,  if  they  get  permission  to 
proceed, means that the largest possible fracture that can form has a length of ~200 m; if this were to 
form in a single fracturing event it the resulting earthquake would have magnitude ~3. However, an 
earthquake as large of this would have a low probability of occurrence. Even so, an event of this size 
would cause ground vibrations at the Earth’s surface roughly equivalent to the limits allowable for 
quarry blasting in the UK.  
 
Of greater potential significance to the present planning applications is the second type of induced 
earthquake,  involving  the  lubrication  by  fracking  fluid  of  pre-existing  faults.  It  is  apparent  that  the 
proposed fracking operations are planned to occur within ~100 m of important faults (Figs. 1 and 2). 
Professor Smythe has written ‘Cuadrilla has defined so-called 'regional' faults, which will be avoided 
by the fracking operations, and 'local' faults, through which drilling and fracking may take place. Its 
definitions  are inconsistent  and  illogical. All  faults  should  be  avoided,  whatever  the  scale;  if  this 
results in the Bowland Basin being unexploitable for shale gas, then so be it.’ Cuadrilla thus regard 
the Woodsfold Fault depicted in Fig. 2 as ‘regional’ and so to be avoided; thus the Roseacre Wood site 
has  been chosen  to  be more  than a  kilometre  away  from  it  (Fig.  2).  However, Professor  Smythe  is 
entirely correct to note the illogicality of attaching less importance to the other faults, from the point 
of view of induced seismicity, when they are of sufficient size to rupture in damaging earthquakes. We 
nonetheless consider his second sentence to be itself illogical: faults should be avoided IF they are 
large  enough  to  slip  in  damaging  earthquakes  and  IF  the  effects  of  fracking  have  a  demonstrable 
likelihood of bringing the fault to the condition for shear failure.  
 
 
 


 
Fig. 5. Graph of in situ stress measurements from the Preese Hall-1 well as presented in Fig. 12 of 
Appendix L of planning application /0096. At a depth of 2440 m, the proposed depth of fracking at 
the Preston New Road site, the best estimates of the three measured stress tensor elements are 
quoted as 62.2 MPa (σv – vertical stress), 73.4 MPa (σh max – maximum horizontal stress), and 43.6 
MPa (σh min – minimum horizontal stress). 
 
In their Appendix L documents for both planning applications Cuadrilla repeatedly mention mitigation 
measures but the essential point is that they state that the orientation and magnitude of the local 
stress  field  will  be  measured  during  the  vertical  drilling  phase  and  will  inform  the  applications  for 
permission  to  subsequently  begin  fracking operations.  This  is  stated on  p.  45  of  Appendix  L of  the 
Preston  New  Road  planning  application  and  p.  46  of  Appendix  L  of  the  Roseacre  Wood  planning 

application. On subsequent pages the documents disclose measurements of the state of stress at the 
Preese Hall 1 borehole (Fig. 5), which Cuadrilla consider representative of the proposed drilling sites. 
This  is  a  reasonable  starting  assumption.  Cuadrilla  also  propose  to  make  multiple  in  situ  stress 
measurements  in  their  proposed  boreholes,  if  these  go  ahead,  during  their  initial  vertical  drilling 
phases, which is also a valid strategy. However, they then say that they will present the resulting data 
to DECC as part of making the case for being allowed to initiate fracking in these boreholes. This is not 
satisfactory; first, they do not present any calculations to demonstrate that the proposed projects are 
safe on the basis of existing stress measurements and plans. Second, it should be apparent that there 
is no-one at DECC with sufficient expertise to assess this type of technical argument, and since officials 
at  DECC  are  open  to  political  pressure,  there  is  the  possibility  of  interference  in  the  decision.  The 
correct time to present such a safety case is in the planning application; this is done below, where it 
is demonstrated that the proposed projects are safe provided the pressure used for the fracking is 
kept  to  the  minimum  necessary.  Rather  than  being  examined  by  DECC,  a  better  strategy  for 
examination of safety plans such as this is to make use of the expertise of academics, who include 
people with the most relevant skills and experience. 
 
A  first-order  analysis  of  the  safety  case  for  the  proposed  project  can  be  made  using  data  from 
Cuadrilla’s planning applications along with relevant theory from a standard textbook (equations 8-28 
and  8-29  of  Turcotte  and  Schubert,  1982)  and  from  an  appropriate  publication  (equation  (3)  of 
Westaway, 2006). The latter equation defines a ‘failure parameter’, called Φ, which can be calculated 
for any orientation of fault at any point in a rock mass; if Φ<0 then friction prevents the initiation of 
slip on this fault at this point, whereas if Φ increases to 0 at the point then slip is able to initiate at the 
point, and may propagate across the fault, potentially resulting in a large earthquake, the size of which 
is limited only by the overall area of the fault. Fort this analysis, we assume the best estimates of the 
three measured stress tensor elements from the Preese Hall-1 well at 2440 m depth of 62.2 MPa (σv 
–  vertical  stress),  73.4 MPa  (σh max  –  maximum  horizontal  stress),  and  43.6 MPa  (σh min  –  minimum 
horizontal stress), reported in the planning applications. We also note that the maximum horizontal 
stress  is  reported  at  an  azimuth  of  173±7°,  i.e.,  roughly  north-south,  and  that  the  region  is 
characterized  by  normal  faults  that  are  oriented  roughly  N-S  and  dip  east  of  west.  Cuadrilla  have 
argued  that  any  induced  seismicity will  involve  strike-slip  earthquakes,  governed  by  the  difference 
between σh max and σh min, but given the orientation of the stress tensor and the faults this is incorrect; 
no  faults  in  the  area  are  suitably  oriented  to  accommodate  this  sense  of  relative  motion.  On  the 
contrary, the most likely induced seismicity will involve normal slip on these faults, which is governed 
by the difference between σv and σh min. The possibility of normal fault reactivation is calculated by 
comparing, for a depth of 2440 m, an initial state where the water pressure is hydrostatic with a state 
during  fracking  where  the  excess  pressure  of  fracking  fluid  affects  the  fault.  The  Bowland  Shale  is 
assumed to have a cohesion S=4 MPa and a tensile strength T=2 MPa (cf. Westaway and Younger, 
2014). The minimum pressure of fracking fluid necessary to initiate fractures is taken as σh min + T and 
so is 45.6 MPa. The calculations are carried out for three values of the coefficient of friction of the 
fault,  c=0,  0.5  and  1.0,  although  in  the  first  of  these  cases  the  changing  fluid  pressure  makes  no 
difference  to  the  value  of  Φ.  Calculations  are  carried  out  for  all  fault  dips  between  0  and  90°, 
encompassing the range of ~35-70° that is applicable to the faults in the area (cf. Figs 2, 5).  
 
Figure 6 shows that for all conditions considered, the calculations indicate that the proposed project 
is safe; for no combination of fault orientation and coefficient of friction does Φ rise to zero.  
 
 



 
Fig. 6. Graphs of variations in failure parameter Φ against fault dip for the data discussed in the text, 
for coefficients of friction c of 0.0, 0.5 and 1.0. ‘before’ values denote the assumed initial state under 
hydrostatic  conditions;  ‘after’  values  denote  the  conditions  where  fracking  fluid  at  the  specified 
pressure leaks into the fault. 
 
 
Fig. 7. Alternative solutions for which the fracking fluid is assumed to be at a pressure 5 MPa higher 
than was assumed for the calculations for Fig. 6.  
 
However, Fig. 7 shows an alternative set of calculations, in which it is assumed that the fracking fluid 
is at a pressure 5 MPa higher than for the previous set of solutions. In this case, it is predicted that Φ 
can exceed 0 for c=1.0 provided the fault dip is 61° or steeper. Since the Thistleton Fault is steeper 
than this (Fig. 2), this set of conditions might well result in an induced earthquake on this fault. The 
implication of this analysis is that for the project to be safe, Cuadrilla must be required to limit the 
pressure of the fracking fluid used in their fracking operations. 
 
Overall,  we  conclude  that  Professor  Smythe’s  assertion  that  the  proposed  projects  are  inevitably 
unsafe  because  there  are faults  in  the vicinity  is  unfounded.  Whether  the  projects  are  safe,  in  the 

sense that they cannot induce earthquakes on the large faults in the area, depends on the combination 
of the in situ stress measurements, the mechanical properties of the rocks, the geometry of the faults, 
and the fluid pressure to be used in the fracking operation. On the other hand, Cuadrilla made no 
attempt to demonstrate that their proposed projects are safe, in this sense, and there are a number 
of mistakes in their documentation (the mistake in the estimation of the size of Fault 1 in Fig. 1; the 
wrong  definition  of  induced  seismicity;  the  wrong  assumption  about  the  slip  sense  in  the  induced 
earthquakes  that  they  should  have  been  concerned  about,  etc.)  and  there  are  also  important 
omissions in their applications: although they specify a limit on the volume of the fracking fluid that 
will be used in any individual fracking operation, they do not specify any limit to its pressure, nor do 
they seem to have appreciated that the choice of pressure can impact on the safety case; they have 
not  specified  what  they  think  the  relevant  mechanical  properties  of  the  rocks  will  be  or  how  they 
impact  on  the  safety  analysis;  and,  although  they  have  said  that  they  will  undertake  in  situ  stress 
measurements and microseismic monitoring in the proposed boreholes, they have not specified what 
their strategy will be for using these data as the projects progress. 
 
We conclude that there is no reason on the basis of considerations of fault hydrogeology or induced 
seismicity to refuse planning permission for the two borehole projects (planning applications /0096 
and  /0101).  The  two  projects  for  microseismic  monitoring  are  appropriately  designed  and  are 
necessary  for  monitoring  the  fracking  process  in  the  boreholes;  the  associated  applications  for 
planning  permission  (/0097  and  /0102)  should  likewise  be  granted  if  the  applications  for  the  two 
borehole projects succeed. However, we recommend that, if granted, the planning permissions for 
the two borehole projects should be subject to certain conditions, namely: 
-The initial phase of vertical drilling should be accompanied by in situ stress measurements using an 
established technique (i.e., micro-fracking or overcoring). Representative samples of core should be 
collected, and should be subject to testing to determine the mechanical properties of the rock.  
-The above-mentioned data should be analysed before any decision is made to allow the fracking of 
the  horizontal  parts  of  the  boreholes.  This  analysis  should  be  carried  out  by  specialists  who  have 
established track records in the fields of induced seismicity and/or rock mechanics, not by anonymous 
individuals working for consultancy firms, whose credentials for undertaking this kind of work are not 
at all evident.  
-The  above-mentioned  analysis  will  result  in  the  determination  of  the  maximum  pressure  of  the 
fracking  fluid  that  can  be  considered  ‘safe’  for  these  projects.  Cuadrilla  could  then  be  required  to 
adhere to this limit. 
-The data and results of the microseismic monitoring should be likewise made available to appropriate 
specialists with suitable track records for thorough analysis. This analysis to include estimation of the 
strength of ground vibration at points at the Earth’s surface to determine whether any unacceptable 
nuisance  has  affected  any  of  the  local  population,  in  accordance  with  the  approach  advocated  by 
Westaway and Younger (2014). 
-All data and results from the drilling and microseismic monitoring should be published, maybe after 
an embargo period (say, 3 years).  
-Cuadrilla should agree to pay for the above investigations to analyse the drilling and microseismicity 
data. 
 
References 
Andrews,  I.J.  2013.  The  Carboniferous  Bowland  Shale  gas  study:  geology  and  resource  estimation. 
British  Geological  Survey  for  Department  of  Energy  and  Climate  Change,  London,  64  pp.  Available 
online: 
https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/226874/BGS_DEC
C_BowlandShaleGasReport_MAIN_REPORT.pdf (accessed 16 December 2014) 
 

De Paola, N., Holdsworth, R.E., McCaffrey, K.J.W., 2005. The influence of lithology and pre-existing 
structures on reservoir-scale faulting patterns in transtensional rift zones. Journal of the Geological 
Society, London, 162, 471–480. 
 
Ellis,  J.,  Mannino,  I.,  Johnston,  J.,  Felix,  M.E.J.,  Younger,  P.L.  and  Vaughan,  A.P.M.  2014.  Shiremoor 
Geothermal Heat Project: reducing uncertainty around fault geometry and permeability using Move™ for 
structural  model  building  and  stress  analysis.  European  Geosciences  Union  General  Assembly  2014, 
Vienna, 27th April–2nd May 2014. EGU2014-15069. 
Klose, C.D., 2013. Mechanical and statistical evidence of the causality of human-made mass shifts on 
the Earth’s upper crust and the occurrence of earthquakes. Journal of Seismology, 17, 109–135. 
Mair, R., Bickle, M., Goodman, D., Koppelman, B., Roberts, J., Selley, R., Shipton, Z., Thomas, H., Walker, 
A., Woods, E., & Younger, P.L., 2012. Shale gas extraction in the UK: a review of hydraulic fracturing.  Royal 
Society and Royal Academy of Engineering, London. 76 pp.  
Turcotte,  D.L.,  Schubert,  G.,  1982.  Geodynamics:  Applications  of  continuum  physics  to  geological 
problems. Wiley, Chichester, 450 pp. 
 
Westaway,  R.,  2006.  Investigation  of  coupling  between  surface  processes  and  induced  flow  in  the 
lower continental crust as a cause of intraplate seismicity. Earth Surface Processes and Landforms, 31, 
1480-1509.  
 
Westaway, R., Younger, P.L., 2014. Quantification of potential macroseismic effects of the induced 
seismicity that might result from hydraulic fracturing for shale gas exploitation in the UK. Quarterly 
Journal of Engineering Geology and Hydrogeology, 47, 333–350. 
 
Younger, P.L., 2007, Groundwater in the environment: an introduction. Blackwell, Oxford. 318 pp.