Laufzeit

• 1. Juli 2017 bis 30. Juni 2020

Zuwendungsgeber

• BMBF (GEO:N, FONA3 Programm)

Projektverantwortlicher

• A. Zang, GFZ Sektion 2.6, Deutschland

ProjektmitarbeiterInnen

• Peter Niemz, GFZ Sektion 2.6, Deutschland

Kooperationen

• T. Dahm, GFZ Sektion 2.1, Deutschland;
• F. Maccaferri, GFZ Sektion 2.1, Deutschland;
• S. Cesca, GFZ Sektion 2.1, Deutschland;
• S. Hainzl, GFZ Sektion 2.1, Deutschland;
• E. Rivalta, GFZ Sektion 2.1, Deutschland;
• T. Walter, GFZ Sektion 2.1, Deutschland;
• D. Soyk, Koordinator, DGMK Hamburg, Deutschland; 
• B. Kaus, Univ. Mainz, Deutschland; 
• J. Wassermann, T. Megies. LMU München, Deutschland;
• DEA, Deutschland;
• ENAGAS S. A., Spanien;
• INGV, Italien;
• KNMI, Niederlande;
• NAM, Niederlande;
• NORSAR, Norwegen;

Beschreibung:

SECURE zielt darauf ab, vielseitige Überwachungs-, Charakterisierungs- und Modellierungswerkzeuge für die nachhaltige Nutzung konventioneller und unkonventioneller Kohlenwasserstoffreservoirs und geothermischer Systeme zu entwickeln. Es werden probabilistische Ansätze zur Beschreibung und Entwicklung von Mikrorissen implementiert, um die Stabilität und Integrität verschiedener Reservoirsysteme abzubilden und zu modellieren. Die Forschung konzentriert sich auf hydromechanische Prozesse, die mit Rissbildung und -wachstum einhergehen, und kombiniert physikalische Mehrphasenmodelle mit Bruchmechanik. Die Mikroseismizität, Ausdruck von Bruchprozessen, wird überwacht und charakterisiert, indem neueste wellenformbasierte Techniken implementiert und weiterentwickelt werden. Die Anwendbarkeit dieser Entwicklungen wird durch eine enge Zusammenarbeit mit Industriepartnern in Deutschland und Europa sowie durch eine Sammlung interessanter Fallstudien zu verschiedenen Prozessen (beteiligt an WP2) unterstützt, wie z. B. konventionelle Kohlenwasserstoffgewinnung (WP2a), Gasspeicherung (WP2b), hydraulisches Brechen (WP2c) und Geothermieproduktion (WP2d).

WP2c: Hydraulic Fracturing

Ein wesentliches Problem besteht darin, die Entstehung und das Wachstum induzierter Risse durch Flüssigkeitseinspritzung zu verstehen und die Größe, Ausrichtung und mögliche Bruchgeometrie abzuschätzen, die aus der Migration der Mikroseismizität abgeleitet werden können. In dieser Hinsicht bieten in situ in unterirdischen Forschungslabors durchgeführte Gesteinsbruchexperimente ideale Bedingungen, um das Wachstum hydraulischer Risse besser zu charakterisieren. Ein sehr interessanter und aktueller Fall induzierter Seismizität im kleinen Maßstab ist der, der nach dem In-situ-Experiment zum hydraulischen Fracking gemeldet wurde, das 410 m unter der Oberfläche im Äspö Hard Rock Laboratory (Schweden) stattfand (Zang et al., 2017). Das Experiment zielte darauf ab, das Wachstum hydraulischer Frackings und die induzierte akustische Emissionsaktivität (AE) unter kontrollierten Bedingungen für verschiedene Flüssigkeitseinspritzschemata zu vergleichen: kontinuierliche gegenüber progressiver Flüssigkeitseinspritzung und dynamisches gepulstes hydraulisches Fracking. AE-Ereignisse mit Größenordnungen weit unter Null, die durch Zugrisse im cm- bis dm-Bereich verursacht wurden, wurden im kontinuierlichen Modus von einem Nahfeldnetzwerk aus 11 AE-Sensoren aufgezeichnet. Diese piezoelektrischen Sensoren sind im Frequenzbereich von 1 bis 100 kHz am empfindlichsten, die Abtastraten wurden jedoch auf 1 MHz erweitert, wodurch qualitativ hochwertige Daten zur Analyse hydraulischer Risse von Metern bis Zentimetern bereitgestellt wurden. Sechs hydraulische Stimulationen wurden mit drei verschiedenen Injektionsschemata in ein 28 m langes Bohrloch durchgeführt. Das maximale injizierte Wasservolumen war auf 30 l pro Test begrenzt. Die stärkste Seismizität wurde während des konventionellen, kontinuierlichen Wasserinjektionsexperiments HF2 aufgezeichnet.

Hier werden Techniken zur Wellenformstapelung und Kohärenzanalyse unter Verwendung massiver Datensätze mit sehr hoher Abtastrate (1 MHz) von HF2 angepasst. Ein unbeaufsichtigter automatisierter Vollwellenformdetektor wird auf den kontinuierlichen Datensatz angewendet, wodurch die Größe des AE-Katalogs um einen Faktor von ~40 vergrößert wird. Dabei werden mehr als 4000 AE erkannt, gegenüber 102 AE basierend auf ausgelösten Aufzeichnungen. Der große und vollständigere AE-Katalog ermöglicht eine robustere Analyse der Frequenz-Größenverteilung, die wichtige neue Ergebnisse erbracht hat, die hohe b-Werte von 2,4 implizieren. Das Ausmaß der Vollständigkeit wird ebenfalls auf ungefähr MAE 1,1 geschätzt und liegt zwischen 0,77 und 2,79. Diese Ergebnisse legen einige Modifikationen an McGarrs empirischer Beziehung nahe, bei der das kumulierte injizierte Volumen das maximale Ausmaß der durch Flüssigkeitseinspritzung induzierten Seismizität steuert. AE-Standorte werden außerdem unter Verwendung eines relativen Master-Event-Standortansatzes verfeinert. Die genaue Lokalisierung und Charakterisierung dieser Ereignisse ermöglichte die Beleuchtung des Hauptbruchbereichs, die Beschreibung der Geometrie der Bruchebene und die Beobachtung seismischer Wanderungen in verschiedenen Stadien hydraulischer Brüche (Abbildung 1a). Das Wachstum hydraulischer Brüche wird dann durch die Kartierung der räumlich-zeitlichen Entwicklung von AE-Hypozentren charakterisiert (Abbildung 1b). Die AE-Aktivität ist räumlich in einem gestreckten Ellipsoid gruppiert, und ein asymmetrischer Bruchprozess in Bezug auf das Bohrloch, in dem die Brüche entstehen, ist deutlich erkennbar. AE-Ereignisse wandern nach oben und decken das Tiefenintervall zwischen 404 und 414 m ab. Nach Abschluss jeder Injektions- und Reinjektionsphase nimmt die AE-Aktivität ab und scheint sich im selben Bereich der anfänglichen Bruchphase zu befinden, was auf einen Rissschließungseffekt hindeutet.

Publikationen/Ergebnisse

• López-Comino, J. A., Cesca, S., Heimann, S., Grigoli, F., Milkereit, C., Dahm, T. and Zang, A. (2017). Characterization of hydraulic fractures growth during the Äspö Hard Rock Laboratory experiment (Sweden). Rock Mechanics and Rock Engineering, 50, 2985 - 3001, doi.org/10.1007/s00603-017-1285-0

• Zang A, Stephansson O, Stenberg L, Plenkers K, Specht S, Milkereit C, Schill E, Kwiatek G, Dresen G, Zimmermann G, Dahm T, Weber M (2017) Hydraulic fracture monitoring in hard rock at 410 m depth with an advanced fluid-injection protocol and extensive sensor array. Geophysical Journal International 208 (2), 790-81, doi.org/10.1093/gji/ggw430