Kurzstudie-Joswig-Seismische-Gefaehrdung-durch

Prof. Dr. Manfred Joswig
Goethestr. 25
40237 Düsseldorf
Kurzstudie zur seismischen Gefährdung
durch Erdgasförderung in Norddeutschland
Auftraggeber:
InfoDialog Fracking
Infomations- und Dialogprozess der ExxonMobil über die Sicherheit und
Umweltverträglichkeit der Fracking-Technologie für die Erdgasgewinnung
c/o team ewen | Ludwigshöhstr. 31 | 64285 Darmstadt
Veröffentlicht am 30.03.2012
Prof. Dr. Manfred Joswig
Inhalt
1. Einleitung und Zielsetzung
3
2. Induzierte Seismizität und Hydrocarbon Förderung
4
3. Gasförderung und Seismizität in den Niederlanden
7
4. Gasförderung und Seismizität in Norddeutschland
9
5. Unkonventionelle Gasförderung und Seismizität
12
6. Fluid-Injektion und Seismizität
13
7. Zusammenfassung
16
8. Literatur
17
Auftrag und Vorgehensweise
Am 20.02.2012 erteilte team ewen für den InfoDialog Fracking dem Verfasser den Auftrag
für ein Kurzgutachten. Inhalt des Gutachtens sollte eine fundierte Bewertung der verschiedenen Aspekte seismischer Gefährdung im Zusammenhang mit Fracking und unkonventioneller
Gasförderung in Norddeutschland sein. Das Thema sollte erweitert werden um Aspekte der
Rückverpressung von Lagerstättenwässern, soweit daraus eine zusätzliche seismische
Gefährdung entsteht.
Aufgrund des Auftrags und der verfügbaren Bearbeitungszeit waren eigene Untersuchungen
auf Grundlage von Primärdaten nicht zu leisten. Die gewünschte kritische Bewertung erfolgte
deshalb auf Basis öffentlich zugänglicher Informationen. Da es in Deutschland zum Zeitpunkt
des Verfassens dieser Studie keine unkonventionelle Gasföderung gibt, mußte auf Erfahrungen aus konventioneller Gasföderung sowie auf internationale Studien zurückgegriffen
werden.
Daneben stützt sich diese Studie auf die Ergebnisse des im Rahmen des InfoDialog Fracking
abgehaltenen Fachgesprächs „Fracking und Erdbebenrisiko“ am 22.11.2011 in Kassel, siehe:
http://dialog-erdgasundfrac.de/fachgespr%C3%A4ch-fracking-und-erdbebenrisiko
1.
Einleitung und Zielsetzung
Ein Zusammenhang zwischen der Förderung von Erdgas und dem Auftreten von Erdbeben in
einzelnen Förderregionen ist bekannt und in vielen wissenschaftlichen Studien untersucht.
Dabei muss grundsätzlich unterschieden werden, ob es sich um die seit Jahrzehnten erprobte,
klassische oder ‚konventionelle’ Gasförderung handelt oder um die neuerdings entwickelte‚ unkonventionelle’ Förderung aus Schieferformationen.
Für konventionelle Reservoire, d.h. poröse Gesteinsformationen ist der grundlegende
Wirkungsmechanismus der Entleerung (‚depletion’) bei der Förderung von Gas und Öl gleich,
weshalb man allgemein von der seismischen Gefährdung durch Hydrocarbon Produktion
spricht. Zusätzliche Risiken durch sog. ‚sekundäre’ Fördermaßnahmen in Ölreservoiren, also
das Einpressen von Wasser zur Stimulation der Ölförderung, sollen in dieser auf
Gasförderung konzentrierten Studie nicht weiter berücksichtigt werden. Die Untersuchung der
seismischen Gefährdung lenkt den Fokus auf mittlere bis große Erdbeben, die zu einer
erheblicher Verunsicherung der Bevölkerung führen sowie ein potentielles Schadensrisiko
bergen.
In einem ersten Schritt werden die grundlegenden Aspekte und Modellansätze induziertrer
Seismizität bei konventioneller Gasförderung vorgestellt. Danach wird auf die Situation in
den Niederlanden eingegangen, um ein Beispiel für klar identifizierbare, förderbedingte
Erdbeben zu geben. Demgegenüber ist die im Folgenden dargestellte Situation in
Norddeutschland weit komplexer, und erlaubt keine einfachen Zuordnungen.
Liegen für die konventionelle Gasförderung ausreichende Erfahrungen und Fallbeispiele vor,
um eine seismische Gefährdungsanalyse zu begründen, muss eine Einschätzung bei
unkonventioneller Gasförderung mit weit weniger Datenmaterial versuchen, allgemeine
Trends zu erkennen und abzuleiten. Definitionsgemäß treten bei der unkonventioneller
Förderung keine zusammenhängenden, großvolumigen porösen Lagerstätten auf, die erbohrt
und entleert werden könnten. Deshalb konzentriert sich eine Gefährdungsanalyse nicht auf
‚depletion’, sondern auf die Prozesse der Einleitung von Flüssigkeiten beim Erschließen der
Lagerstätte, dem sog. ‚Fracking’, und der Injektion von Lagerstättenwässern während des
Förderbetriebs. Beispiele aus England und den USA sollen helfen, die Situation für
Norddeutschland abzuschätzen.
Da die Handhabung großer Injektionsvolumina nicht auf die unkonventionelle Gasförderung
beschränkt ist, sondern seit Jahrzehnten bei vielen technischen Prozessen in Deutschland
genutzt wird, kann für exemplarische Injektionssonden der konventionellen Gasförderung in
Norddeutschland eine Zusammenstellung der bisherigen Beobachtungen erstellt werden.
Aus der Summe der Fallbeispiele und Modellansätze wird abschließend eine Vergleichsmatrix zur seismischen Gefährdung bei konventioneller und unkonventioneller Gasförderung
zusammengestellt.
2.
Induzierte Seismizität und Hydrocarbon Förderung
Eine umfassende Übersicht von mittleren und großen Erdbeben, bei denen ein Zusammenhang mit der Hydrocarbon Produktion diskutiert wird, gibt Suckale (2010). Danach sind von
den etwa 600 Sedimentbecken weltweit 400 zumindest punktuell bohrtechnisch erschlossen,
und 160 werden bzw. wurden für kommerzielle Hydrocarbon Produktion ausgebeutet. Die 25
Sedimentbecken mit den größten Reservoiren repräsentieren 85 % der weltweiten Reserven.
Nur für zwei dieser 25 Becken liegen eindeutige Berichte zu induzierter Seismizität vor. Es
sind das Permian Basin von Texas (Frohlich et al., 2010) sowie das Rotliegende in den
Niederlanden (van Eck et al., 2006), welches sich mit zunehmender Tiefe in die Norddeutsche
Tiefebene fortsetzt und im Folgenden getrennt und ausgiebig diskutiert wird.
In vielen Fallstudien besteht eine besondere Schwierigkeit darin, eine durch die Hydrocarbon
Produktion beeinflussten Seismizität von der natürlichen Erdbebentätigkeit abzugrenzen.
Dieses Thema ist bei heute Gegenstand kontroverser wissenschaftlicher Diskussionen, und
wird aktuell auch im Rahmen der Arbeitsgruppe ‚Induzierte Seismizität’ des FKPE (2012)
bearbeitet. Grundsätzlich rührt die Schwierigkeit daher, dass (I) Erdbebenwahrnehmung und
Erdbebenschädigung als Manifestation temporärer, mechanischer Wellenausbreitung und
permanenter Bodenverschiebung noch keine kausalen Rückschlüsse auf die auslösenden
Ursachen zulassen, und dass (II) auch in ‚aseismischen’ Regionen jederzeit mit dem Auftreten
zwar seltener, aber durchaus starker Intraplattenbeben gerechnet werden muss. Die einzige,
erwähnenswerte Ausnahme dieser Situation des ‚Unwissens’ über die Bebenursache ist der
untertägige Bergbau, bei dem der Herdprozess durch unmittelbare Auswirkung im
Grubengebäude beobachtet werden kann.
Zur Unterscheidung zwischen natürlichen Erdbeben und induzierter bzw. getriggerter
Seismizität haben sich zwei Ansätze eingebürgert. Zum einen werden statistische
Signifikanzen genutzt, angefangen bei der räumlichen Clusterung der fraglichen Beben in
kleine Herdgebiete nahe der Förderhorizonte. Eine besondere Schwierigkeit besteht in einer
zuverlässigen Bestimmung der Herdtiefe, worauf in dieser Studie nicht näher eingegangen
werden soll. Weitere wichtige Indizien sind die zeitliche Korrelation der Erdbebenhäufigkeit
mit Abbau- oder Produktionsparametern, z.B. mit Beginn und Einstellung der Förderung, mit
Schichtzeiten und Werktage, oder mit Perioden erhöhter Förderung in Wintermonaten. Die
auf dieser Basis ermittelten statistischen Kenngrößen müssen eine anhaltende Änderung vom
langjährigen Durchschnittswert der natürlichen ‚Hintergrund’-Seismizität anzeigen.
Zum anderen wird versucht, über physikalische Modelle quantitative Wirkzusammenhänge
zwischen Förderung und Erdbebentätigkeit zu belegen. Die besonderen Schwierigkeiten hier
sind neben frei verfügbaren, detaillierten Produktionsdaten die oftmalige Unkenntnis über die
naturgegebenen Spannungszustände der Erdkruste sowie die Orientierung und Ausdehnung
vorhandener geologischer Störungen in der benötigten kleinskaligen Auflösung. Für eine
seismische Gefährdungsanalyse fehlt zusätzlich ein robustes, allgemein akzeptiertes Modell
für die quantitative Abschätzung der finalen Bruchlänge mittlerer und großer Erdbeben in
statu nascendi, also der erzeugten Magnitude eines aktuell getriggerten und sich ausbreitenden
Bruchversagens.
Bei den physikalischen Modellen ist zu unterscheiden, ob der Einfluss einer Entleerung des
Reservoirs (‚depletion’) beschrieben werden soll, oder ob die Effekte von Verpressung ('fluid
injection') quantifiziert werden sollen. Für konventionelle Gasförderung wird 'depletion'
angesetzt, zur Abschätzung von ‚hydraulic fracturing’ oder ‚Fracking’ bei unkonventioneller
Gasförderung dagegen 'fluid injection'.
Gemeinsam ist beiden Modellklassen, dass die zur Erzeugung eines mittleren bis großen
Erdbebens notwendige Energie nicht aus dem Reservoir selbst, sondern durch eine tektonisch
bedingte, natürliche Vorspannung der Erdkruste bereitgestellt werden muss. Nicht hohe
Vorspannung, sondern ein signifikanter Unterschied zwischen den drei Komponenten des
‚principle stress’, also ein hoher ‚deviatoric stress’ ist dabei entscheidend für die mögliche
Auslösung eines Erdbebens. Neben diesem kritischen Spannungszustand müssen die
vorhandenen Schwächezonen und Verwerfungen auch geeignet zum Spannungsfeld
ausgerichtet sein, um durch kleinere Druckänderungen aktiviert werden zu können. Das
Erfüllen dieser Bedingungen kann nicht pauschal vorhergesagt werden, sondern muss im
Einzelfall durch Untersuchung der geologischen Formationen, der Kartierung aktiver und
ruhender Verwerfungen sowie der Erfassung des lokalen Spannungsfeldes festgestellt werden.
Erfahrungen aus der Geothermie, z.B. verschiedenen Projekten im südlichen Oberrheingraben
zeigen, dass schon kleine Lokationsunterschiede und Übergang Sediment/Kristallin zu
grundsätzlich anderem seismischen Verhalten führen können – von jahrelangem und
störungsfreiem Betrieb in Riehen bis zum Abbruch der Produktionsvorbereitung nach leichten
Erdbeben in Basel (Evans et al., 2011).
Bei den ‚depletion’ Modellen gibt es zwei Ansätze. Pennington et al. (1986) variieren die Idee
tektonischer Erdbeben, indem sie als Konsequenz der Fluid/Gas-Entnahme von einem örtlich
unterschiedlichen, reduzierten Porendruck ausgehen sowie von Setzungseffekten und aseismischem Nachgeben einzelner Segmente des vorhandenen Verwerfungssystems. Diese
Verschiebungen setzen die blockierten Teile (‚asperities’) einzelner Verwerfungen so sehr
unter Spannung, dass ihr Brechen ein Erdbeben erzeugt. Dieses ‚asperity’ Modell wurde u.a.
auch zur Erklärung der Seismizität in den holländischen Gasfeldern herangezogen.
Ein anderer Ansatz basiert auf der Modellierung des poroelastischen Drucks (Segall, 1985,
1992). Danach erzeugt die Kontraktion des Reservoirhorizonts nach ausgedehnter Förderung
einen Spannungsaufbau an den Grenzen des umgebenden Untergrunds. Das Modell konnte
erfolgreich die beobachteten Effekte produktionsbedingter Landabsenkungen (‚surface
subsidence’) nachbilden, und erklärt zwanglos das häufig beobachtete Muster von Auf- bzw.
Abschiebung bei Erdbeben in der Nähe von Reservoiren (siehe Abb. 1a). Auch das verzögerte
Einsetzen induzierter Seismizität erst nach längeren Produktionsphasen wird plausibel
modelliert. Allerdings blieb eine Erklärung der beobachteten komplexeren Seismizitätsmuster
durch ‚poroelastic modelling’ bisher lückenhaft, insbesondere bei Rückgang der Seismizität
trotz fortgesetzter Förderung (Grasso & Wittlinger, 1990).
Für die Injektion von Fluiden basiert die Modellierung der Erdbeben-Triggerung auf dem
Mohr-Coulomb’schen Versagenskriterium. Danach bewirkt die Erhöhung des Porendrucks
durch Injektion eine Erniedrigung der effektiven Normalspannung, also des senkrecht auf die
potentielle Scherfläche wirkenden Drucks, der diese ‚zusammenbackt’ und deshalb am
Versagen hindert (siehe Abb. 1b).
Abb. 1a Skizze zur Modellierung von Subsidenz und Seismizität durch Reservoirentleerung
nach (a) Segall und (b) Odonne et al. (1999) [aus Suckale, 2010]
Abb. 1b Skizze zum Mohr-Coulomb’schen Versagenskriterium [aus Suckale, 2010]
Trotz der Einfachheit des Mohr-Coulomb Modells hat es sich in vielen geotechnischen,
ingenieurgeologischen und seismologischen Untersuchungen und Anwendungen als robust
und praxistauglich erwiesen. Insbesondere für die häufiger auftretenden kleinen Bruchereignisse stellt es ein gutes Prognosewerkzeug dar. Im Rahmen der Hydrocarbon Förderung
kommt dieser Ansatz insbesondere bei der Modellierung der Rissausbreitung von Fracking
Kampagnen zum Einsatz (z.B. Eisner et al., 2010).
3.
Gasförderung und Seismizität in den Niederlanden
Das Auftreten von Erdbeben im Bereich der Gasfelder im Norden der Niederlande (siehe
Abb. 3) erfüllt alle Merkmale, die zu einer Charakterisierung als induzierte Seismizität
notwendig sind (van Eck et al., 2006; Dost & Haak, 2007). Das Gebiet galt als 'aseismisch'
ohne bekannte historische Beben; seit Aufnahme der Gasförderung in den 1960er Jahren
wurden mehrere hundert messtechnisch erfasste Erdbeben erzeugt. Das erste Beben wurde
1986 in Assen gemessen, also gut 20 Jahre nach Beginn der Produktion. Seither sind alle
Beben in flacher Herdtiefe bis max. 4 km aufgetreten, also nahe der Gasförderung in 2-3 km
Tiefe. Dabei konnte die Herdtiefe durch ein dichtes Netz empfindlicher Bohrlochstationen
außergewöhnlich gut bestimmt werden. Die Ereignisse clustern räumlich entlang der Ränder
der Reservoire sowie bekannter Verwerfungszonen innerhalb der Gasfelder. Numerische
Modellierungen haben einen grundsätzlichen Wirkmechanismu entsprechend des 'asperity'
Konzepts bestätigt, obwohl eine kleinräumige Zuordnung zu den Bebenserien einzelner
Gasfelder bisher noch nicht gelang. Diese zeigen sehr unterschiedliches Verhalten von wenig
Ereignissen überhaupt (im SE Teil des Groningen Feldes) über eine normale MagnitudenHäufigkeitsverteilung (restliches Groningen Feld) bis zum Fehlen kleiner Beben bei
gleichzeitigem Auftreten stärkerer Ereignisse (Bergermeer und Roswinkel).
Abb. 2 Gasfelder und Erdbeben in den Niederlanden [aus van Eck et al., 2006]
Auf einen besonders wichtigen Aspekt für die Abschätzung der seismischen Gefährdung sei
an dieser Stelle explizit eingegangen. Im gesamten Zeitraum der Beobachtung von 30 Jahren
wurde kein Erdbeben mit Magnitude größer ML 3.5 gemessen. Aus der in Abb. 3 gezeigten
Magnituden-Häufigkeitsverteilung würde bei linearer Interpolation, wie sie in diesem Magnitudenbereich für natürliche Seismizität anzunehmen ist, ein Beben ML 4.0 etwa alle 12 Jahre
folgen, also bereits 2-3 mal innerhalb der 30 Jahre.
Abb. 3 Magnituden-Häufigkeitsverteilung induzierter Erdbeben in NL [aus van Eck, 2006]
Das Fehlen dieser Ereignisse deutet auf die räumlich begrenzte Aktivierung der vorhandenen
Störzonen hin, entsprechend einer lokal begrenzen Änderung des Porendrucks. Die
holländischen Kollegen nehmen deshalb mit 90 % Wahrscheinlichkeit ein maximales
Erdbeben der Stärke ML 3.8 an (De Crook et al., 1998), welches wegen der flachen Herdtiefe
zwar Schrecken in der Bevölkerung auslöst und leichte Hausschäden verursachen kann, aber
nicht zu strukturellem Gebäudeversagen führt.
4.
Gasförderung und Seismizität in Norddeutschland
Die Seismizität Norddeutschlands ist in Abb. 5 gegeben, ebenso die Verteilung der konventionell geförderten Gasfelder. Auf den ersten Blick ergibt sich eine starke Ähnlichkeit zu der
Situation in den Niederlanden (vgl. Abb. 3). Die Epiezentren der Beben korrelieren gut mit
den Gasfeldern, und die These induzierter Beben wird in der Wissenschaft ausgiebig
diskutiert. Allerdings gibt es einige Punkte, die nicht ins Bild passen und sich insbesondere im
Vergleich zur eindeutigen Situation in den Niederlanden anders darstellen. Vorangestellt sei
der Hinweis, dass die instrumentelle Erfassung der Seismizität in Norddeutschland wesentlich
schlechter ist, da nur wenige, unempfindliche Stationen die Signale aufzeichnen. Daraus
resultiert eine höhere Detektionsschwelle, d.h. über Existenz und Verteilung kleiner Beben ist
nichts bekannt, sowie eine schlechtere Ortungsgenauigkeit, insbesondere bei der für die
Unterscheidung natürliche / induzierte Erdbeben wichtigen Herdtiefenbestimmung. Dieser
Mangel kann rückwirkend für die hier diskutierten Erdbeben nicht mehr behoben werden, und
jede aktuelle Verbesserung des Erdbebenmessnetzes muss erst einige Jahre betrieben werden,
bevor statistisch abgesicherte Aussagen zur Seismizität abgeleitet werden können.
[aus Dahm et al., 2006]
Ebenso wie der Norden der Niederlande trägt auch die Norddeutsche Tiefebene das Attribut
'aseismisch'. Bei genauer Datenanlyse fällt aber auf, dass es neben den bergbau-induziertren
Beben bei Ibbenbüren einige weitere Erdbeben gibt, die weder räumlich noch zeitlich zum
Fördergeschehen in den Gasfeldern passen. Beispiele sind das Wittenburg (östlich HH)
M=4.4 Beben 2000, das Rostok M=3.4 Beben 2001 oder das Bremerhaven M=2.8 Beben in
2005 (siehe Abb. 5). Sowohl für Wittenburg wie für Bremerhaven wird eine Herdtiefe > 17
km zugeordnet. Dieser Wert ist klar unterhalb der Gasförderhorizonte in ca. 4 km Tiefe, und
auch horizontal beträgt die Distanz zum nächsten Gasfeld jeweils etwa 70 km. Eine Erklärung
für diese Beben ist das Konzept von Intraplattenbeben. Es verallgemeinert die weltweiten
Beobachtungen von Erdbeben, die außerhalb der aktiven Kontinental- und Plattenränder in
scheinbar stabilen Platten auftreten. Diese Beben sind sehr selten mit Wiederholzyklen von
tausenden von Jahren, können aber durchaus große Bruchflächen, d.h. hohe Magnitude
aufweisen (z.B. Lay & Wallace, 1995). Man nimmt für ihre Entstehung die Reaktivierung
alter Schwäche- und Verwerfungszonen an, wobei in Norddeutschland auch noch Spannungsumlagerungen durch den postglazialen Uplift sowie lokale Effekte wie Salztektonik oder
Einsturzbeben hinzukommen können. Da Salz in geologischen Zeitdimensionen fließend ist,
entstehen an den Rändern von Salzdomen Spannungen zum umgebenden Gestein. Bei Überschreiten der Bruchfestigkeit werden dann Erdbeben ausgelöst. Einsturzbeben treten auf,
wenn oberflächennahe, wasserlösliche Salz- oder Gipsformationen durch Kontakt mit dem
Grundwasser ausgewaschen werden.
Abb. 5 Erdbeben und Gasfelder in Norddeutschland - Ausschnitt [aus Dahm et al., 2007]
Als Konsequenz dieser sehr schlecht abschätzbaren Wahrscheinlichkeit für das Aufreten von
Intraplattenbeben wird in der KTA auch für die 'aseismischen' Norddeutschen Tiefebene bei
der Auslegung kritischer technischer Anlagen eine Erdbebensicherheit bis Intensität VI gefordert (Leydecker et al., 2006). Diese Intensität entspricht bei tektonischen Beben in ca. 15 km
Tiefe etwa ML 4.5 und bei 2-3 km flachen, möglicherweise induzierten Beben M L 3.5
(Gruenthal, 1998).
Einige Beben in Abb. 5 fallen offensichtlich mit Gasförderfeldern zusammen, und sind
deshalb ausgiebig diskutierte Kandidaten für induzierte Seismizität (Dahm et al., 2007). Aller-
dings ist auch hier das Bild nicht so klar wie in den Niederlanden. Beim ML 4.0 Soltau Beben
von 1977 wurde eine Herdtiefe von 7 km bestimmt, also signifikant unterhalb der Gasförderhorizonte. Auch hatte eine großvolumige Gasförderung gerade erst begonnen, es war
also noch kein hinreichender Druckabfall im Reservoir aufgetreten. Beim Rotenburg ML 4.5
Beben in 2004 ergeben makroseismische und instrumentelle Auswertungen unterschiedliche
Herdtiefen, die signifikant unterhalb bzw. in der Nähe der Förderhorizonte lagen. Geht man
von den holländischen Magnitudenabschätzungen aus, sind beide Beben auch zu stark für
primär induziert verursachte Ereignisse. Seit dem Rotenburg 2004 Beben gab es noch weitere,
schwächere Beben, die teilweise von den Bevölkerung verspürt wurden. Allerdings führten
auch die Untersuchungen zum Langwedel ML 2.8 Beben 2008 (Gestermann et al. 2009), zum
Verden ML 2.5 Beben 2011 (Gestermann & Plenefisch 2011) und zum aktuellen Visselhövede
ML 2.9 Beben am 13.02.2012 (Gestermann & Plenefisch 2012) zu keinem eindeutigen
Ergebnis, da die Datenlage weiterhin aufgrund sehr weniger, unempfindlicher Messstationen
unbefriedigend war. Ebenso liegen bisher keine physikalischen Modellierungen vor, die das
Auftreten der Seismizität mit der Dynamik in den Reservoirbedingungen korrelieren.
Abb.6 Gasfelder, Erdbeben und Störungszonen um Rotenburg / Norddeutschland
Da alle Beben sowohl in der Nähe zur Gasförderung als auch nahe zu kartierten
Störungszonen liegen (siehe Abb. 6) und die unsicheren Herdtiefen keine belastbare
Zuordnung zu geologischen Formationen erlauben, ist eine Abgrenzung zwischen natürlichen
und induzierten Beben noch immer Gegenstand der aktueller wissenschaftlicher Forschung.
Insgesamt erweist sich die Abschätzung eines Intensität VI Bebens der KTA mit dem daraus
resultierenden, begrenzten Schadenspotential aber auch für die Gasfördergebiete Norddeutschlands als tragfähig.
5.
Unkonventionelle Gasförderung und Seismizität
Bei der unkonventionellen Gasförderung werden kleine Reservoire geringer Permeabilität
erschlossen, die durch klassische Förderbohrungen in poröse Lagerhorizonte nicht zu fördern
wären. Statt dessen werden horizontal abgelenkte Bohrungen niedergebracht und Förderwegsamkeiten durch Fracking erzeugt. Dementsprechend sind die Modelle klassischer
Reservoir-Seismizität nicht anwendbar, weil die großen, porösen Lagerhorizonte mit ihrer
Tendenz zur Subsidenz nach Abfallen des Lagerstättendrucks ersetzt sind durch kleinskalige
Gaslinsen in stabilem Muttergestein. Die seismische Gefährdung resultiert jetzt vorrangig aus
dem Fracking. Dieses Verfahren selbst ist nicht neu, und wird nicht erst seit der Erschließung
unkonventioneller Lagerstätten eingesetzt. Auch in den norddeutschen Gasfeldern sind viele
Fracking Kampagnen durchgeführt worden, ohne dass es zu fühlbaren Erdbeben kam.
Weltweit hat die Erfahrung gelehrt, dass bei tausenden von Fracking Kampagnen nur
seismische Ereignisse bis ML 0 erzeugt wurden (de Pater & Baisch, 2011). In wenigen Ausnahmen und nur bei Verpressung in vorhandene Verwerfungen wurden Erdbeben bis M L 0.8
beobachtet. Generell tendieren Verpressungen mit größeren Volumina zu möglichen größeren
Erdbeben. Lediglich in bisher drei Fällen wurden leichte, aber bereits fühlbare Erdbebenserien
durch Fracking ausgelöst: In Oklahoma Ende der 1970er (Luza & Lawson, 1980) und 2011
(Holland, 2011) sowie in Süd-England 2011 (de Pater & Baisch, 2011).
Das letzte Beispiel soll ausführlicher dargestellt werden, da es sich hier erstmals um eine
Erdbebenserie bei Erschließung eines unkonventioneller Gasreservoirs handelt, und entsprechende Erfahrungen für Deutschland bisher nicht vorliegen. Die Untersuchungen von de Pater
& Baisch (2011) ergaben einen kritischen Spannungszustand mit ausgeprägtem 'deviatoric
stress', vorhandene Verwerfungszonen mit einer zum Spannungsfeld passenden Orientierung,
ein direktes Anbohren der Verwerfung sowie ein großes Einpressvolumen aufgrund der hohen
Permeabilität. Das Zusammentreffen aller dieser Faktoren ist äußerst unwahrscheinlich,
weshalb eine direkte Wiederholung dieses Tatbestand an anderen Stellen so nicht anzunehmen ist. Weiterhin ergab eine physikalische Modellierung von Reservoir, Spannungsfeld
und Migration des induzierten Porenwasserdrucks, dass eine Bebenstärke oberhalb ML 3.0
äußerst unwahrscheinlich ist. Schließlich trat die Seismizität erst mit Verzögerung nach
Injektionsbeginn auf, und die stärksten Ereignisse erfolgten – in Übereinstimmung mit der
hydraulischen Modellierung der Porendruckmigration – erst am Ende der Fracking
Kampagnen. Der Bericht schließt mit der Aussicht, dass ein zukünftiges Monitoring einer
schwach einsetzenden Seismizität in Verbindung mit der Steuerung der Injektionsparameter
Druck und Flussrate in einem 'Ampel'-System sowie einem Schutzradius ohne Fracking um
die kartierten Störungen herum das erneute Auftreten fühlbarer Erdbeben selbst bei einer
Fortsetzung der Reservoirerschließung vermeiden kann.
Wesentlich spektakulärer als bei der unkonventionellen Gasförderung war das Fracking bei
einigen Projekten geothermischer Erschließung, bis hin zur Projekteinstellung nach den
Basel-Erdbeben 2006. Einen guten Überblick über europäische Projekte gibt Evans et al.
(2011). Die ungleich höhere seismische Gefährdung erklärt sich zwanglos aus dem Ziel, mit
Fracking möglichst große Wärmeaustauschflächen für die Geothermie zu erzeugen, während
bei unkonventioneller Gasförderung nur punktuelle Reservoirerschließung erzielt wird.
6.
Fluid-Injektion und Seismizität
Die Betrachtung der induzierten Seismizität durch Fracking zeigte bereits, dass ein wesentlicher Parameter für größere Erdbeben ein hinreichend großen Volumen der eingepressten
Fluide ist, um die für das Mohr-Coulomb'sche Versagenskriterium notwendige Erhöhung des
Porenwasserdrucks großflächig zu erzielen. In einer ganzheitlichen Betrachtung der
seismischen Gefährdung durch Gasförderung muss deshalb der Aspekt der mit der Produktion
verbundenen Rückleitung von Lagerstättenwässern in den Untergrund ebenfalls betrachtet
werden. Zwar werden hier nicht so hohe Drücke wie beim Fracking eingesetzt, andererseits
wird über Jahrzehnte ein sehr großes Volumen verpresst.
Die Erfahrungen bei der Induzierung von Erdbeben durch Fluid-Injektion reichen zurück bis
in die 1960er, als auf einem US Militärgelände nahe Denver große Mengen giftiger
Flüssigkeiten in einen Aquifer in 4 km Tiefe verpresst wurden. Dieses frühe Beispiel ist
herausragend in Einpressraten von 700 m3/d, Kopfdrücken bis 72 bar sowie der größten je
durch Fluid-Injektion erzeugten Erdbebenserie mit drei Beben M 5 bis 5.5 in 1967 (Nicholson
& Wesson, 1990). Allerdings wird bis heute in den USA das Verpressen von industriellen
Schmutzwässern routinemäßig und in großem Umfang betrieben, mit einer im Verhältnis
dazu kleinen Rate induzierter Seismizität. In ihrem umfassenden Report erwähnen Nicholson
& Wesson (1990) statt normaler Abwässer-Injektion vor allem die sekundäre Ölförderung als
Ursache induzierter Beben, da dort mit Kopfdrücken von mehrerer 100 bar das verbliebene Öl
aus wenig permeablen Schichten gepresst werden soll. Das Einleiten industrieller Abwässer
dagegen geschieht vorzugsweise in hochpermeable Aquifer. Neben dem oben erwähnten
Beispiel nahe Denver berichten die Autoren nur einen weiteren Fall in Ohio, wo unzweifelhaft eine Auslösung von leichten Erdbeben durch Fluid-Injektion auch durch physikalische
Modellierung belegt werden konnte.
In Deutschland ist die Verpressung von Schmutzwässern weit wenig gebräuchlich, und wird
im wesentlichen nur in der Kali- und Hydrocarbonförderung eingesetzt. Zur Beurteilung einer
möglichen seismischen Gefährdung durch Injektionsbohrungen der Gasförderung in
Norddeutschland wurden von ExxonMobil detaillierte Unterlagen von fünf exemplarischen
Injektionssonden zur Verfügung gestellt. Damit stehen Beispiele für die Verpressung von
Lagerstättenwässern in unterschiedlichen Herdtiefen / geologischen Formationen sowie neu
erschlossenen und zuvor leergeförderten Reservoiren zur Verfügung. ExxonMobil verfügt
insgesamt über 13 aktive und 9 inaktive Injektionssonden in Norddeutschland (pers.
Mitteilung S. Alles, ExxonMobil, 2012). Die Lage der fünf untersuchten Injektionssonden ist
in Abb. 7 gegeben. Die Verpressparameter sind summarisch in Tabelle 1 aufgeführt.
Location
Gross Lessen Z1
Siedenburg 30
Bethermoor Z2
Garrel H1
Helbusch Z1
depth
m
G-LE Z1
SDBG 30
BTMR Z2
GARL H1
HELB Z1
formation
1275
Valendis
680
Valendis
3910 Zechstein
375 up/low Eozän
2880
Solling
type start
end
depl.
depl.
depl.
new
depl.
no
300.000
2011
250.000
no
555.000
no
650.000
no 2.800.000
1999
2000
1992
1985
1980
total vol. av. vol. av. WHIP
m3
m3/d
bar
Tab. 1 Ausgesuchte Injektionssonden der ExxonMobil in Norddeutschland
100
70
100
100
350
10
35
150
not av.
50
Abb. 7 Lage der fünf ausgewählten Injektionssonden von ExxonMobil in Norddeutschland
In Tab. 2 sind diejenigen Erdbeben vermerkt, die nahe einer der gegebenen fünf Injektionssonden stattfanden.Zur Abschätzung eines möglichen Zusammenhangs mit lokalen Erdbeben
wird von einem Radius von 10 km um die Sonden ausgegangen, der als Obergrenze für die
Beeinflussung des Porenwasserdrucks gelten kann (Nicholson & Wesson, 1990). Keines der
aufgeführten Beben liegt innerhalb des 10 km Radius.
date
region
magnitude
ML
depth
[km]
nearest Inj.
distance
[km]
10.12.1998
23.03.1999
10.09.2002
Cloppenburg
Cloppenburg
Cloppenburg
2.2
2.4
2.6
2
4
2
BTMR Z2
BTMR Z2
BTMR Z2
16
10
19
16.04.2011
Sulingen
2.1
5
G-LE Z1
10
Tab. 2 Erdbeben nahe der ausgewählten Injektionssonden von ExxonMobil
In Abb. 8 ist exemplarisch der Druckverlauf, die kummulative Einpressmenge und weitere
Details der Injektiossonde G-LE Z1 gezeigt. Das Erdbeben vom 16.04.2011 verursacht keine
Änderung im Kopfdruck der Injektion, es ist also von keiner unmittelbaren Verbindung des
Injektionshorizonts mit der Herdfläche des Erdbebens auszugehen. Dieser Befund wird bereits
durch die unterschiedlichen Tiefen von 1 km für den genutzten Aquifer und 5 km für das
Beben nahegelegt.
Erdbeben 16.04.11
Abb. 8 Injektionssonde G-LE Z1 und Erdbeben im Raum Sulingen [nach ExxonMobil]
7.
Zusammenfassung
Die seismische Gefährdung Norddeutschlands lässt sich auch unter Einschluss möglicher,
durch die Gasföderung induziertrer Erdbeben durch die Annahme eines Intensität VI Bebens
beschreiben, welches zwar zu erheblicher Verunsicherung der Bevölkerung führt, aber nur
leiche Hausschäden ohne strukturelles Gebäudeversagen zur Folge hat.
Nach aktuellem Stand von Wissenschaft und Forschung und auf Basis der bisherigen, recht
unempfindlichen und ungenauen Messungen und Auswertungen rezenter Seismizität kann
eine Zuordnung einzelner Beben als induziert oder tektonisch nicht mit Sicherheit erfolgen.
Neben einer Verbesserung der seismischen Überwachung sind in Zukunft vor allem
physikalische Modellierungen der Lagerstättendynamik notwendig, um den Anteil der
Gasföderung an der seismischen Gefährdung Norddeutschlands einschätzen zu können.
Konventionelle
Gasförderung
Unkonventionelle
Gasförderung
Entleerungs-induzierte Spannungsraten im
Förderbetrieb und außerhalb der Felder
X
(X)
Abschottungen und ungleiche Porendruck-verteilung
im/nahe des Feldes/Vorkommens
X
Auslösen von Erdbeben bei Fracking in Volumen,
die kritisch gespannt sind
Porendruck Diffusion bei Einleiten / Injektion großer
Fluid-Volumen über lange Zeiträume
(X)
X
X
(X)
Tab. 3 Mögliche Faktoren seismischer Gefährdung durch Gasförderung [nach Dahm, 2011]
Entsprechend Tab.3 würde eine zusätzliche Aufnahme unkonventioneller Gasföderung in
Norddeutschland nur beim häufigen Fracking eine relevante Erhöhung der seismischen
Gefährdung bewirken können. Dies aber auch nur, wenn es ein ähnlich ungünstiges und
unwahrscheinliches Zusammentreffen verschiedener Faktoren gibt, wie es in Süd-England der
Fall war (vgl. de Pater & Baisch, 2011). Allerdings zeigt dieses Beispiel auch, wie mit einer
Überwachung nach Ampel-Konzept solche Extremsituationen erkannt und entschärft werden
können.
Auch die Verpressung von Lagerstättenwässern entsprechend der bisher in Norddeutschland
getätigten Praxis hat auf Basis der vorliegenden Daten zu keiner Erhöhung der seismischen
Gefährdung geführt. Zum Ausschluss möglicher zukünftiger seismischer Effekte ist hier
ebenfalls der Einsatz eines Ampel-Konzepts denkbar.
8.
Literatur
Dahm T. Hofmann B. Polster A. & Thorwart M. (2006). Erdbeben in Norddeutschland und
Europa, http://www.geophysics.zmaw.de/fileadmin/seismogram/downloads/poster_beben_ND.pdf
Dahm T., Krüger F., Stammler K., Klinge K., Kind R., Wylegalla K. & Grasso J.-R. (2007).
The 2004 MW 4.4 Rotenburg, northern Germany, earthquake and its possible
relationship with gas recovery, Bull. Seism. Soc. Am. 97, 691-704.
Dahm T. (2011). Schriftliche Mitteilung Fachgespräch Fracking und Erdbebengefährdung,
InfoDialog Fracking, Kassel.
De Crook Th, Haak H. & Dost B. (1998). Seismsich risico in Noord-Nederland, Royal
Netherl. Meteorolog. Inst. (De Bilt), Tech. Rep., 205, 24pp.
de Pater C.J. & Baisch S. (2011). Geomechanical study of Bowland shale seismicity,
synthesis report, http://www.cuadrillaresources.com/wp-content/uploads/2012/02/
Geomechanical-Study-of-Bowland-Shale-Seismicity_02-11-11.pdf
Dost B. & Haak H. (2007). Natural and induced seismicity, in Geology of the Netherlands, ed.
Wong, Batjes, de Jager, Royal Netherl. Acad. Arts & Sci., 223-239.
Eisner L., Williams-Stroud S., Hill A., Duncan P. & Thornton M. (2010). Beyond the dots in
the box: Microseismicity-constrained fracture models for reservoir stimulation, TLE
29, 326-333.
Evans K.F., Zappone A., Kraft T., Deichmann N. & Moia F. (2011). A survey of the induced
seismic responses to fluid injection in geothermal and CO2 reservoirs in Europe, J.
Geothermics, in press.
FKPE (2012). Arbeitsgruppe 'Induzierte Seismiziät' des Forschungskollegiums Physik des
Erdkörpers (FKPE), www.uni-stuttgart.de/agis/.
Frohlich C., Potter E., Hayward C. & Stump B. (2010). Dallas-Fort Worth earthquakes
coincident with activity associated with natural gas production, TLE 29, 270-275.
Gestermann N., Plenefisch T., Kaiser D. & Henger M. (2009). Das seismische Ereignis bei
Langwedel vom 3. April 2008, Bundesanstalt Geowiss. Rohstoffe, Hannover.
Gestermann N. & Plenefisch T. (2011). Seismologische Auswertung des Erdbebens bei
Verden vom 2. Mai 2011, Poster AG Seismologie des FKPE, Flensburg.
Gestermann N. & Plenefisch T. (2012). Seismische Ereignisse im Umfeld der Erdgasfelder
bei Verden in Norddeutschland, Vortrag DGG, Hamburg.
Grasso J.R. & Wittlinger G. (1990). 10 years of seismic monitoring over a gas filed area,
Bull. Seism. Soc. Am. 80, 450-473.
Gruenthal G. [ed] (1998). European macroseismic scale 1998, Cahiers Centre Geodyn.
Seism., Luxembourg, 99p.
Holland H. (2011). Examination of possibly induced seismicity from hydraulic fracturing in
the Eola Field, Garvin County, Oklahoma, Oklahoma Geol. Surv. Open file rep. OF1.
Lay T. & Wallace T.C. (1995). Modern global seismology, Academic Press, San Diego CA.
Leydecker G., Schmitt T. & Busche H. (2006). Erstellung ingenieurseismologischer
Gutachten – Leitfaden -, Bundesanstalt Geowiss. Rohstoffe, Hannover, 58pp.
Luza K.V. & Lawson J.E. (1980). in Nicholson C. & Wesson R.L. (1990). Earthquake hazard
associated with deep well injection – A report to the US Environmental Protection
Agency, USGS, Bulletin 1951, Appendix A, 63-65.
Nicholson C. & Wesson R.L. (1990). Earthquake hazard associated with deep well injection –
A report to the US Environmental Protection Agency, USGS, Bulletin 1951, 74pp.
Odonne F., Menard I. Massonnat G.J. & Rolando J.P. (1999). Abnormal reverse faulting
above a depleting reservoir, Geology 27, 111-114.
Pennington D., Davis S., Carlson S., Dupree J. & Ewing T.E. (1986). The evolution of
seismic barriers and asperities caused by the depressuring of fault planes in oil and gas
of South Texas, Bull. Seism. Soc. Am. 76, 939-948.
Segall P. (1985). Stress and subsidence resulting from subsurface fluid withdrawal in the
epicenter of the 1983 Coalinga earthquake, J. Geophys. Res. 90, 6801-6816.
Segall P. (1992). Induced stresses due to fluid extraction from axisymmetric reservoirs,
PAGEOPH 139, 535-560.
Suckale J. (2010). Moderate-to-large seismicity induced by hydrocarbon production, TLE 29,
310-317.
van Eck T., Goutbeek F., Haak H. & Dost B. (2006). Seismic hazard due to small-magnitude,
shallow-source induced earthquakes in the Netherlands, Eng. Geol. 87, 105-121.