Geothermiekongress 2011 Vortrag

Beitrag “Der Geothermiekongress 2011” Bochum, 15.-17. November 2011
Projekt AuGE – Aufschlussanalogstudien und ihre Anwendbarkeit in der
Geothermischen Exploration
Axel Wenke1,2,3, Thilo Bechstädt2,3,, Gerhard Greiner4, Gotthard Kowalczyk5, Sonja Philipp6,
John Reinecker4, Robert Schöner7, Harald Stollhofen7 und Rainer Zühlke2,3
1
2
GeoThermal Engineering GmbH, Karlsruhe, Institut für Geowissenschaften, Universität Heidelberg,
4
5
GeoResources – SteinbeisTransferCentre, Heidelberg, GeoEnergy GmbH, Karlsruhe; Institut für
6
Geowissenschaften, Universität Frankfurt; Geowissenschaftliches Zentrum der Universität Göttingen;
7
GeoZentrum Nordbayern, Universität Erlangen-Nürnberg
3
Keywords: Aufschlussanaloge, Exploration, Oberrheingraben
Zusammenfassung
Obwohl der Oberrheingraben (ORG) ein größeres thermisches Potential besitzt als das voralpine
Molassebecken, ist die Zahl der fündig abgeteuften geothermischen Tiefbohrungen im Großraum
München deutlich höher als in Baden-Württemberg, Basel (CH), Elsass (F), Hessen und RheinlandPfalz zusammengenommen.
Mehrere potentielle Reservoirformationen, eine komplexe Bruchschollenarchitektur und rezente
tektonische Prozesse erhöhen das Explorationsrisiko im ORG erheblich, eröffnen gleichzeitig
jedoch eine Vielzahl von Chancen und Möglichkeiten.
Die Basis einer produktiven Nutzung des tieferen Untergrundes sind die Reservoireigenschaften
und das Vorhandensein hydraulisch offener Brüche. Sie entscheidet über Wärmekapazität und
Wärmefluss und ermöglicht in günstigen Fällen die Zirkulation von Thermalwässern.
Für die erfolgreiche Erschließung geothermischer Reservoire ist die Analyse von
Aufschlussanalogen eine wichtige Methodik und sollte Bestandteil jeder Explorationsphase sein. Die
obertägige Analyse erlaubt die grundsätzliche Einschätzung des Reservoirpotentials einer
Formation, die Auswahl spezifischer geophysikalischer Explorationsmaßnahmen, ihrer optimalen
Aquisitionsparameter sowie die zu erwartenden Ergebnisse. Sie liefert nicht zuletzt Eingangsdaten
für thermohydraulische Modellierungen und ermöglicht Prognosen über mögliche Hindernisse und
Höffigkeiten im Untergrund bei der Planung von Bohrpfaden.
Das Projekt AuGE ist ein integrativer Ansatz mit dem Ziel, Aufschlussinformationen direkt oder
indirekt in die Feldesentwicklung einzubeziehen. Studienobjekt ist der ORG mit den
Reservoirformationen Grundgebirge, Permokarbon, Buntsandstein, Muschelkalk und unteres
Känozoikum. Hauptschwerpunkte sind: i) Rekonstruktion der Beckenentwicklung und
Faziesverteilung, ii) intraformationelle petrophysikalische Eigenschaften der einzelnen
Reservoirformationen (Mikro-, Makroporosität/-permeabilität, Kluftverhalten), iii) Untersuchung von
Diageneseprozessen und deren Auswirkungen auf die Reservoireigenschaften der einzelnen
Formationen, iv) Analyse seismischer Parameter in Aufschlussanalogen auf der Basis von LIDARModelle, v) Bruchverhalten der einzelnen Formationen im Umfeld von Störungszonen unter
Berücksichtigung lokaler Spannungsfelder, vi) Korrelation von Aufschlussdaten mit
geophysikalischen Bohrloch- und Seismikdaten, vii) seismische Simulation von Aufschlussanalogen
und deren Vergleich mit realen seismischen Messungen des Untergrundes und, viii) die
Bestimmung thermohydraulischer Parameter zur Fündigkeitsabschätzung bei Feldesentwicklungen.
Die Ergebnisse werden übertragen auf vier im Oberrheingraben verteilte Geothermieprojekte (Brühl,
Groß-Gerau, Heidelberg, Schaidt), welche sich in unterschiedlichen Entwicklungsstadien befinden
und unterschiedliche Explorationsstrategien hinsichtlich der Reservoirerschließung verfolgen.
1. Einleitung
Für die Nutzung hydrothermaler Systeme zur Gewinnung von Elektrizität und Wärme werden im
ORG gegenwärtig fünf Reservoirformationen diskutiert: i) das (kristalline) Grundgebirge, ii)
Grobklastika und Vulkanite des Permokarbon, iii) der Buntsandstein, iv) der Muschelkalk und v) die
Randfazies des Oberen Eozän/Unteren Oligozän. Fündig erschlossen wurden bisher der
Übergangsbereich Buntsandstein/Grundgebirge in Landau (KWK, bine 2007) und Insheim (Hecht
2008), der Buntsandstein in Bruchsal (KWK, Held et al. 2010) und der Obere Muschelkalk für das
Wärmeprojekt Riehen (CH). Den größten Erfolg bei der Erschließung hydrothermaler Systeme
verspricht gegenwärtig das Auffahren offener Störungszonen bzw. zerklüfteter Zonen im
Nahbereich dieser Störungszonen. Intraformationellen, matrixgebundenen Fließwegen wird im ORG
bisher eine eher untergeordnete Rolle zugesprochen. Sie können lokal jedoch für bedeutsamen
Thermalwasserzufluss sorgen.
Die gesamte Grabenabfolge zeichnet sich auf mehreren stratigraphischen Niveaus durch einen
hohen Anteil an pelitischen Serien und Stufen aus, der sich nachteilig auf die Erschließung
geothermischer Systeme auswirkt. Die Eigenschaft von Tonmineralen, entstehende Hohlräume
durch Quellprozesse zu füllen sowie ein häufig dilatantes Verhalten (Balthasar et al. 2008, Kreuter
et al. 2010) stellen besondere Herausforderungen an die zum Einsatz kommenden bohrtechnischen
Verfahren. Im Bereich von Schollengrenzen ist ein hydraulisches Verschließen durch
Verschleppung von Feinklastika möglich (Clay Smear Factor, Jolley et al. 2007, Fisher & Jolley
2007). In der Formation stellen feinklastische Abfolgen klassische Aquitarde dar (Selley 1997).
Die Verteilung von primärer Reservoirfazies im ORG ist aufgrund seiner Entstehungsgeschichte
uneinheitlich (Abb. 1). Die Beschaffenheit des Grundgebirges ist sehr komplex und hat seinen
Ursprung in der variszischen Orogenese: Batholith-Komplexe grenzen an metamorph überprägte
Sedimente oder Vulkanite. Alt angelegte Störungszonen sind häufig an die zugehörigen
Kontaktflächen gebunden und wurden in der Entwicklungsgeschichte des Grabens immer wieder
reaktiviert. Nicht wenige sind rezent aktiv. In intramontanen Becken wie dem Saar-Nahe Becken
oder dem Oos-Becken lagerten sich während des Permokarbons mächtige Sedimentserien ab. Die
Verfüllung dieser Becken wurde häufig von intrusiv/extrusiver magmatischer Aktivität begleitet. Eine
hohe laterale und vertikale Varianz der Faziesräume ist für die Komplexität dieser hydrothermalen
Reservoirsysteme verantwortlich (Marell 1989, Müller 1996, Stollhofen 1998, Wenke et al. 2011b).
Der Buntsandstein ist als tonig-hämatitisch bzw. karbonatisch gebundener Sandstein in der Regel
ein kompetentes, dichtes Gestein. Aufgrund der lokal vorkommenden hohen Kluftpermeabilität ist
der Buntsandstein jedoch ein wichtiger Grundwasserleiter mit T-Werten bis 1.10-3 m2/s (Geyer &
Gwinner 2011). Da eine erhöhte Klüftigkeit im Randbereich von Bruchschollen zu erwarten ist, kann
im Graben in diesen Zonen mit einer erhöhten Thermalwasserhöffigkeit gerechnet werden.
Die hydraulischen Eigenschaften des Muschelkalkes sind stark an diagenetische Umwandlungen
und Verkarstungsprozesse gebunden. Simon (1999) unterscheidet drei Stadien der Verkarstung
wobei der Obere Muschelkalk des zweiten und der Untere Muschelkalk des dritten
Verkarstungsstadiums Fließraten bis jenseits der 100 l/s versprechen (Prestel & Scholz 2009).
Eine untergeordnete Bedeutung für die hydrothermale Nutzung tiefer geothermischer Systeme ist
die Randfazies des Lymnäenmergels und der Pechelbronner Schichten am Ostrand des mittleren
und am Westrand des südlichen ORG (Duringer 1997).
Eine Besonderheit des ORG ist die Tatsache, dass alle potentiellen Reservoirformationen am
Grabenrand und auf den Grabenschultern in Aufschlüssen studiert werden können. Ziel des F&E
Projektes AuGE ist es, Parameter zur Reservoircharakterisierung im Aufschluss zu sammeln, mit
Ergebnissen aus Bohrungsinformationen zu vergleichen und ihre Übertragbarkeit auf die im Graben
versenkten Bereiche zu prüfen. Es sollen Ansätze entwickelt werden, die die Prognostizierbarkeit
von Thermalwasserhöffigkeit zu jedem Zeitpunkt einer Projektentwicklung erhöhen und somit das
Explorationsrisiko deutlich verringern. Die Forschungsergebnisse werden übertragen auf vier im
Oberrheingraben angesiedelte Geothermieprojekte (Brühl, Groß-Gerau, Heidelberg, Schaidt),
Wenke et al.
welche sich in unterschiedlichen Entwickungsstadien befinden
Explorationsstrategien hinsichtlich der Reservoirerschließung verfolgen.
und
unterschiedliche
Abb. 1: Abgedeckte geologische Karte des Prä-Känozoikums des ORG und die schematische Verteilung des
Mesozoikums am Beispiel von vier verschiedenen Lokalitäten.
2. Methoden
2.1 Faziesanalyse und -modellierung
Die Fähigkeit von Gesteinen, insbesondere Sedimentgesteinen, Flüssigkeiten zu speichern, zu
transportieren und mit ihnen zu interagieren ist meist direkt mit ihrer Entstehungsgeschichte
gekoppelt. Geologische Rahmenbedingungen wie das Ablagerungsmilieu kontrollieren im MikroMaßstab (Abb. 4) den detritischen (primären) Mineralbestand, Korngröße und Sortierung und
bestimmen damit primäre Texturen, Poroperm-Eigenschaften und die diagenetische Reaktivität. Im
Makro-Maßstab werden Sedimentgeometrien durch Transportprozesse gesteuert, die
unterschiedliche laterale und vertikale Heterogenitäten lithophysikalischer Parameter hervorrufen.
Sedimentstrukturen und -geometrien (z.B. fluviatile Rinnen vs. Überflutungsebenen), ihre vertikalen
Stapelungsmuster und lateralen Konnektivitäten bestimmen, inwieweit Porenflüssigkeiten einzelner
Sedimentkörper in der Lage sind, hydraulisch zu kommunizieren. Die Kenntnis von
Faziesraumverteilungen in einer potentiellen Reservoirformation hilft zudem bei der Bestimmung
des Kluftpotentials und des Bruchverhaltens eines Sedimentgesteins.
Diese Faktoren werden durch eine systematische Analyse der Faziesarchitektur ausgewählter
lithologischer Einheiten erfasst, um die Heterogenität geothermischer Reservoiranaloga realitätsnah
im Makro- (xm) bis Mega-Maßstab (10er-100 m) quantitativ beurteilen zu können.
Sedimentologische Aufschlußaufnahmen in Kombination mit LIDAR-Modellen und einer
hochauflösenden Analyse der Faziesarchitektur führen zur Erstellung von 3D-Reservoirmodellen (z.
B. Hovadik & Larue 2007). Die Integration dieser Methoden hat sich in der KW-Industrie bewährt.
3
Sie wird für die geothermische Reservoireanalyse und ihre relevanten hydraulischen und
thermischen Gesteinsparameter angepasst und weiter entwickelt.
2.2 Diageneseprozesse und ihr Einfluss auf die Eigenschaften hydrothermaler Systeme
Porositäten und Permeabilitäten in den verschiedenen Einheiten des ORG hängen vom
Wechselspiel von Fazies und Diagenese mit der tektonischen Beanspruchung (siehe 2.3) ab. Die
Paläofluide, die durch die Primärporosität zirkulieren, deren Lösungsfracht und die Druck/Temperaturbedingungen während der geologischen Geschichte steuern das Ausmaß der
Zementation und/oder Gesteinslösung in den Reservoireinheiten und damit die heutigen Porositäten
und Permeabilitäten. Optimal für hohe Förderraten ist die Kombination von weitständigen, nicht
zementierten Klüften mit noch vorhandener primärer Porosität und zusätzlicher Lösungsporosität
(Verkarstung bzw. selektive Minerallösung).
Abb. 2: Stark zementierter Sandstein. Links: normales Mikroskopbild, Porosität erscheint braungrau (Verfärbung des
Klebers im Porenraum durch Kathodenbeschuss). Rechts: Mikroskopbild mit Heißkathode. Deutlich sind die sedimentären
Komponenten umgeben von verschiedenen Zementen zu erkennen. Bildlänge = 1,3 mm.
Wesentliche Arbeitsziele des Teilbereichs “Diagenese” sind:
1) Ausmaß und Zeitpunkt der Lösung bzw. Umsetzung von Mineralphasen, z.B. von Karbonaten
oder Feldspäten. Die Durchlässigkeit von verwittertem Top Grundgebirge ist beispielsweise
durch die Gesteinslithologie sowie durch die Klimabedingungen und die Zeitdauer der
diagenetischen Verwitterungsprozesse gesteuert. Die Verkarstungsfähigkeit karbonatischer
Gesteinsserien wird wesentlich durch gesteinsspezifische Parameter, insbesondere die
Kombination aus Lithofazies, Mineralogie und Diagenese gesteuert sowie die klimatischen
Verhältnisse.
2) Art und Ausmaß von Zementation sowie porositäts- und permeabilitätserhöhender Dolomitisierung von Karbonatabfolgen;
3) Ausmaß der Kompaktion, Art der Kontakte zwischen Komponenten und Zement als Hinweis auf
das Wechselspiel von Kompaktion und Zementation;
4) geometrische Anordnung der Poren, der Matrix und der Zemente;
5) geochemische und temperaturmäßige Charakterisierung des fossilen Fluid-Flusses;
6) Erstellung einer kompletten Diagenese-Stratigraphie (= Abfolge von Zementations- und
Lösungsereignissen) für die verschiedenen Gesteinsabfolgen im ORG und in dessen Randbereichen: Quarzzemente, Tonminerale, karbonatische Zemente, Dolomitisierung, etc.;
7) regionale Änderungen dieser Diagenese-Stratigraphie, insbesondere von den Grabenflanken
zum Inneren des ORG, als Spiegelbild lateraler Änderungen des fossilen Fluid-Flusses;
8) Zuordnung der diagenetischen Ereignisse zu der geodynamischen Entwicklung.
Wenke et al.
2.3 Störungscharakterisierung im Aufschluss
Detaillierte strukturgeologische Geländestudien in Aufschlussanaloga erfassen Strukturen in
Störungszonen in verschiedenen Maßstäben, auch unterhalb des Auflösungsvermögens
geophysikalischer Erkundungsmethoden (z.B. Seismik), d.h. bis in den sub-Millimetermaßstab, um
sie in Reservoirsimulationen zu berücksichtigen. Um während der Exploration von geothermischen
Reservoiren die Permeabilität von Gesteinen abzuschätzen, geeignete Permeabilitätszonen zu
bestimmen und gegebenenfalls Stimulationen erfolgreich durchzuführen, sind Prognosen über die
Geometrie existierender Bruchsysteme nötig (Philipp et al. 2007). In bruchkontrollierten
Fluidreservoiren erreichen nur diejenigen Bruchsysteme die für Fluidtransport nötige
Perkolationsschwelle, die ausreichend miteinander vernetzt sind (Stauffer & Aharony 1994), also
Wegsamkeiten bilden.
Besonders hohe Permeabilitäten sind in den Zerrüttungs- oder Bruchzonen (Caine et al. 1996) von
Störungszonen zu erwarten, die eine im jeweiligen lokalen Spannungsfeld günstige Orientierung
aufweisen. Aktive Störungszonen sind im Allgemeinen hochpermeabel (Gudmundsson 2000), nichtaktive Störungszonen können jedoch Barrieren für den Fluidtransport darstellen (Gudmundsson et
al. 2002). Im Vordergrund steht die Ermittlung von Unterschieden in der Infrastruktur von
Störungszonen innerhalb verschiedener Lithologien und Stratigraphien bzw. bezüglich ihrer
Orientierung (vgl. Reyer et al. 2009) durch detaillierte Geländestudien in Aufschlussanaloga und der
Verwendung der Erkenntnisse zur Verbesserung der Interpretation geophysikalischer Daten.
Die Ergebnisse der Geländestudien werden mit numerischen Modellierungen verbunden. Unter
anderem dienen diese dazu, die potentielle Aktivität von Störungszonen vorherzusagen. Damit sind
auch Prognosen über das Bruchausbreitungs- bzw. Scherverhalten bei der hydraulischen
Stimulation des Reservoirs möglich (vgl. Economides & Nolte 2001). Sowohl die Magnitude als
auch die Orientierung der Hauptnormalspannungen wird sehr stark durch Materialkontraste
beeinflusst („lokales Spannungsfeld“; vgl. Zoback 2007). Besonders bedeutsam sind daher
Kenntnisse über die Steifigkeit (Elastizitätsmodul), der Gesteinsfestigkeiten (insbesondere Zug- und
Druckfestigkeit) und der Gesteinszähigkeit (Gudmundsson 2011), die für die im ORG anstehenden
Gesteine ermittelt werden. Gesteine mit stark wechselnden mechanischen Eigenschaften (z.B.
durch Schichtung oder in den verschiedenen Einheiten von Störungszonen), können das
Spannungsfeld auf kleinstem Raum extrem heterogen gestalten und so die Bruchausbreitung stark
beeinflussen (Gudmundsson et al. 2010).
Schließlich werden potentielle Geometrien von Bruchsystemen in der Tiefe bestimmt, um die
Abschätzung von Fließraten zu ermöglichen. Finales Ziel ist es, Strategien zu entwickeln, um
jeweils optimale Bohrlochanordnungen und Bohrzielpunkte zu finden, durch die maximale
Fließraten, aber langsame Abkühlungsraten im Reservoir erzielt werden können (vgl. Philipp 2007).
a)
b)
Abb. 3: a) Typische Infrastruktur von Störungszonen: Unterteilung in Störungskern und Bruchzone. Der Störungskern
besitzt nur dann eine hohe Permeabilität, wenn die Störungszone aktiv ist. In der Bruchzone hängt die Permeabilität des
Bruchsystems besonders vom Vernetzungsgrad der Brüche und dem lokalen Spannungsfeld ab. b) Die
Permeabilitätsstruktur einer Störungszone hängt unter anderem vom relativen Anteil von Bruchzone und Kern ab
(verändert nach Caine et al. 1996).
5
2.4 Petrophysikalische Eigenschaften geothermischer Reservoiranaloge
Gefüge und Porensysteme der Gesteine werden, abhängig von den primär-detritischen
Komponenten und der spezifischen regionalgeologischen Situation, in unterschiedlichem Ausmaß
diagenetisch und strukturell überprägt. Die resultierenden petrophysikalischen Eigenschaften wie
Porosität, Permeabilität und Wärmeleitfähigkeit werden durch zahlreiche simultan ablaufende oder
aufeinanderfolgende Prozesse gesteuert (Urai et al. 2008). Folglich weisen viele Reservoirgesteine
deutliche Heterogenitäten bezüglich ihrer lithologischen, petrophysikalischen und strukturellen
Eigenschaften auf (Abb. 4), die im Mikro- (µm) bis Giga-Maßstab (x100 m) ausgebildet sind.
Reservoir-Heterogenitäten und -Qualitätsänderungen werden in der Kohlenwasserstoff(KW)Exploration und -produktion durch integrierte geowissenschaftliche Methoden gewöhnlich gut
erfasst und können daher auch in benachbarten Regionen für bisher nicht erbohrte Lithologien
realitätsnah modelliert und prognostiziert werden (z. B. Gaupp et al. 1993; Ajdukiewicz & Lander
2010). Die Übertragbarkeit bzw. notwendige Modifikationen der in der KW-Industrie etablierten
Standardmethoden auf die quantitative Beurteilung von geothermischen Reservoiren soll getestet
werden.
Abb. 4: Prinzipielle Reservoir-Heterogenitätstypen in Sandsteinen, die verschiedenskalig (um bis x100 m) und mit
variabler lateraler Ausdehnung ausgebildet sein können und gewöhnlich auf Variationen der Faziesarchitektur, der
diagenetischen Entwicklung und der strukturellen Situation zurückgeführt werden (aus Morad et al., 2010).
Basierend auf Lidar-Modellen und lithologisch-faziellen Eckdaten erfolgt für Labormessungen die
Plug-Beprobung aller relevanter Lithofaziestypen an ausgewählten, für geothermische
Reservoirgesteine des ORG relevanten Typus-Aufschlüssen. Parallel dazu werden auch in-situ
Gaspermeabilitäts- und Ultraschallmessungen im Aufschluss durchgeführt, um deren Korrelation mit
Labormessungen zu testen. An allen relevanten Lithofaziestypen der ausgewählten
Aufschlussanaloga wird ein einheitliches Laborprogramm angewendet, das kontinuierlich optimiert
wird:
1) Anfertigung und quantitative Auswertung von Dünnschliffen hinsichtlich ihrer 2DPorenraumgeometrien, ergänzt durch Röntgendiffraktometrie zur Erfassung der Tonminerale.
2) Detailuntersuchung der Porenraumgeometrien und Porenhälse mittels SEM und Mikrosonde.
3) Durchführung von Micro-CT-Scans zur 3D-Visualisierung der Makro-Porennetzwerke und
Quantifizierung der Anteile geschlossener/kommunizierender Poren.
4) Labormessungen von Hg-und He-Porosität, Unterscheidung der Makro-, Meso- und
Mikroporosität, spezifische Oberfläche nach BET und der Porenweitenverteilung, Gas- und
Flüssigkeits-Permeabilität, Wärmeleitfähigkeit und Ultraschalllaufzeiten (als Proxy für Dichte,
Tongehalt, Zementation/Dezementation).
Wenke et al.
Zusätzlich werden die Ergebnisse für Aufschlussanaloga mit Logdaten ausgewählter Bohrungen
des ORG verglichen, um ihre Korrelierbarkeit mit Reservoirgesteinen im Graben zu überprüfen.
Abschließende 3D-Modellierung petrophysikalischer Reservoirparameter vermitteln ein
hochauflösendes und realitätsnahes Abbild der Reservoir-Architektur und -Qualität.
2.5 Seismische Kalibration von Reservoirparametern
Seismische Untergrunddaten sind generell durch weitflächige Abdeckung (2D, 3D), aber sehr
geringe Datendichte und Auflösung charakterisiert. Die Interpretationsqualität seismischer Daten
sowie die Verlässlichkeit seismik-basierter Untergrundmodelle hängt nicht zuletzt von der
technischen Auslage der Messungen ab. Im Gegensatz dazu sind Bohrungsdaten durch hohe
Auflösung, aber minimale räumliche Abdeckung gekennzeichnet.
Aufschluss-Reservoir Analogmodelle stellen den zentralen Ansatz dar, die gegensätzlichen
Merkmale von Seismik- und Bohrungsdaten zu überbrücken. Aus der Untersuchung von
Aufschlussdaten werden prinzipielle Merkmale des Untergrundes abgeleitet – im Hinblick auf
Störungszonen (Weite, Verlauf, Mechanik), petrophysikalische Parameter (Porosität, Pemeabilität,
Laufzeitgeschwindigkeiten, Wärmeleitfähigkeit), Reservoir-Architektur (interne laterale Kontinuität
und vertikale Konnektivität, Lithofazies) und sekundäre Überprägungen des Porenraums
(Diagenese). Entscheidend für Aufschluss-Reservoir Analogmodelle ist, dass:
1)
die räumliche Position vollständig und flächendeckend georeferenziert ist;
2)
alle erfassten Parameter in quantifizierter Form vorhanden sind;
3)
punktuell erfasste Parameter anhand geostatistischer Methoden (z.B. „kriging“) auf
seismische Maßstäbe (15-40 m) hochinterpoliert werden („upscaling“);
4)
Upscaling nur innerhalb geologischer Strukturen (Störungen, Sedimentarchitektur) erfolgt.
Detaillierte 2/3D Modellierung von Reservoirparametern (Poroperm, Lithofazies, Klüfte, Störungen)
haben jedoch erst in den letzten Jahren zunehmende Verbreitung in der KW-Industrie gefunden.
Dies wurde u.a. durch die Entwicklung feldgestützter LIDAR Systeme ermöglicht. Sie ermöglichen
die hochauflösende 3D Vermessung großdimensionaler Oberflächen (Aufschluss) über Distanzen
von ca. 10-1800 m mit vollständiger Georeferenzierung. Die räumliche Auflösung einfacher
differentieller GPS-Messungen ist für Aufschluss-Reservoir Analogmodelle mit nachfolgenden
Modellierungsansätzen nicht ausreichend. Außerdem muss eine ±kontinuierliche Abdeckung der
Raumdaten über den Aufschluss vorhanden sein. Der mittlere Punktabstand beträgt je nach Größe
des Aufschlusses und der Messdistanz 0.03-0.5 m.
LIDAR-basierte Oberflächenmodelle mit überlagerten geologischen, petrophysikalischen,
strukturellen und diagenetischen Parameter bilden die Datenbasis für statische 3D
Reservoirmodelle. Numerische Reservoirmodelle aus Aufschlussdaten weisen maximale räumliche
Flächenabdeckung, Datendichte und Auflösung auf. Sie überwinden folglich die Beschränkungen,
die kombinierte Seismik- und Bohrungsdaten des Untergrundes aufweisen.
Aufgrund ihrer spezifischen Merkmale eignen sich LIDAR-basierte Oberflächen-Modelle singulär für
seismische Simulationen in 2D und 3D. Dieser methodische Schritt ist Voraussetzung für die
verbesserte Kalibration und Interpretation seimischer Untergrund und die Vorhersage Explorationsrelevanter petrophysikalischer und lithofazieller Daten.
Wichtige Modellierungsparameter umfassen u.a.: i) technische Parameter: seismische Auslage,
Anregungsfrequenz/-stärke; ii) geologische Parameter: Porosität, Lithofazies, Flüssigkeitstyp/sättigung; iii) elastische Parameter: seismische Geschwindigkeit, Impedanz, elastische Moduli; iv)
Reflektor-Parameter: Amplitude vs. Offset (AVO/AVA), Reflektionskoeffizient.
Seismische Simulationen ermöglichen die: i) Kalibration seismischer Untergrundsignale anhand
seismischer Simulation bekannnter und hochauflösend analysierter Aufschluss-Analoga (nach:
LIDAR-Modellen mit Parameter-Überlagerung, statischer Reservoir-Modellierung seismischer
Simulation); ii) Vorhersage struktureller und Reservoir-Parameter für seismische Untergrunddaten
7
(nach: Definition von Parameterklassen in seismischen Simulationen von Aufschlüssen, Vergleich
mit realen seismischen Untergrunddaten).
Abb. 5: Seismische Faziesanalyse am Beispiel Groß-Gerau (Wenke et al. 2011b)
Abb. 6:Modellierung seismischer Fazies des permokarbonen Subbeckens im nördlichen ORG (nach Rohrer 2011, Wenke
et al. 2011a).
2.6 Mechanik und Charakteristik von regionalen Störungssystemen – Korrelierbarkeit von
Erkenntnissen aus Übertageaufschlüssen mit den Ergebnissen moderner Seismik und
Bohrlochmessungen
Potentiell erhöhte Permeabilitäten in geothermischen Reservoiren wurden in Störungszonen
nachgewiesen (u.a. Geothermieprojekte Insheim und Landau), die in Abhängigkeit von ihrer
Ausbildung und Ausrichtung zu einem gegebenen Spannungszustand felsmechanisch sehr
unterschiedlich reagieren.
Wenke et al.
Die Ergebnisse von Laborexperimenten zeigen nur in beschränktem Rahmen die felsmechanischen Reaktionen von zum Teil vorzerklüfteten Probekörpern auf einen herrschenden oder sich
ändernden Spannungszustand. Einige wenige relevante strukturell-felsmechanische Analysen,
ausgeführt an Bohrkern- und Gesteinsmaterial aus der Tiefe, sind von der KW-Industrie aus einigen
Öl- und Gasfeldern bekannt. Generell sind jedoch diese Informationen nicht unmittelbar auf die
Verhältnisse bei der Gewinnung geothermischer Energie aus tiefen Reservoiren übertragbar, da
dort unterschiedliche Eingangsparameter von vitaler Bedeutung sind.
Ziele innerhalb des Forschungsvorhabens sind daher in einer ersten Phase:
1) Detaillierte Analyse der aus 2D- und 3D- Seismikmessungen gewonnenen Strukturdaten und
der sedimentologischen Faziesbereiche.
2) Analyse seismischer Attribute aus 3D-seismischen Daten zur Untersuchung der tektonischen
Deformation der Reservoirgesteine und der Orientierung von Bruchsystemen im Kleinmaßstab.
3) Übertragung der in den Aufschlüssen gewonnenen Faziesinterpretationen und
Deformationsanalysen in die aus der bisherigen Seismikinterpretation abgeleiteten geologischen
Untergrundmodelle und darauf aufbauende Neuanalyse der entsprechenden „seismischen
Fazies“.
4) Erkennen von unterschiedlichem felsmechanischem Verhalten der geologischen Einheiten
(Stockwerkstektonik), die Analyse von Störungseigenschaften und Kluftsystemen und deren
Einflüsse auf die Permeabilität.
5) Vorhersage der felsmechanischen Reaktion präexistenter Störungssysteme auf das rezente
Spannungsfeld.
Nach erfolgreichem Abteufen von geothermischen Bohrungen liefern dann in einer zweiten
Untersuchungsphase hochauflösende Logdaten und hydraulische Tests Informationen über den IstZustand der Reservoirformationen in großen Tiefen. Die Kombination verschiedener Logging-Tools
[z.B. Circumferential Borehole Imaging Log (CBILTM), Simultaneous Acoustic and Resistivity Imager
(STARTM) oder Cross-Multipole Array Acoustilog (XMACTM)] im gleichen Log-Run sowie in
Kombination mit Tracer-Push-Pull Tests ermöglichen das zweifelsfreie Erkennen bzw. die
Unterscheidung von potentiell offenen und geschlossenen Brüchen/Bruchsystemen sowie deren
Orientierung und Reichweite im Umfeld der Bohrung. Diese „in situ“ in der Tiefe gewonnenen Daten
dienen zum Abgleich der in den Analogaufschlüssen und den Seismikdaten gewonnenen Daten
sowie Vorhersagen zur Permeabilität bzw. Transmissivität in Reservoirtiefen. Sie schaffen somit die
Grundlagen zur Korrelierbarkeit von Oberflächen- und Tiefendaten. Damit soll sich die „hydraulische
Qualität“ der Reservoirzonen im Umfeld von Bohrungen schon im Vorfeld der Ausführung der
Bohrungen vorhersagen und bewerten lassen.
Abb. 7: Differenzierung des Charakters von Bruchstrukturen mit Resistivity-Imager-Methode (STAR
9
TM
/ Baker Hughes).
2.7 Bestimmung thermohydraulischer Parameter aus Aufschlussanalogen und
oberflächennahen Bohrungen
Die Bestimmung thermohydraulischer Parameter am Aufschluss soll im Wesentlichen für die
Projekte Groß-Gerau und Heidelberg durchgeführt werden. Zielreservoire im Raum Groß-Gerau
sind die Vulkanitserien des Permokarbon, die klastischen Abfolgen der Glan-Subgruppe (?)
(Rotliegend), der karbonatisch zementierten klastischen Abfolge des Karbon sowie das
Grundgebirge im Nahbereich von prominenten Störungszonen.
Am Standort Heidelberg ergibt sich die besondere Situation, dass die Reservoire Kristallin,
Buntsandstein und Muschelkalk, welche im Erlaubnisfeld in einer Tiefe von > 4.250 m liegen, direkt
an der Grabenschulter in nur vier bis fünf Kilometern Entfernung untersucht werden können. Daten
zur Gebirgsdurchlässigkeit können unter Berücksichtigung von Kompaktionsprozessen von
Wasserfassungen der lokalen Wasserversorger oder tieferen Baugrunduntersuchungen entnommen
werden.
Aus Aufschluss- und Bohrungsdaten werden petrophysikalische sowie thermohydraulische
Kennwerte wie Temperatur und Permeabilität in die Auswertung integriert (Abb. 9). Mit Hilfe
moderner Interpretationsmethoden werden hochauflösende seismofazielle Kartierungen
durchgeführt. Die Analyse seismischer Spuren (Trace Analysis) können so von Bohrpunkten aus
Eigenschaften, welche stratigraphisch eindeutig zugeordnet werden können, über mehrere
Bruchschollen hinweg korreliert werden. Die Auswertung dient als Grundlage für spätere
thermohydraulische Modellierungen.
Abb. 8: Arbeitsablauf für die seismische Korrelation von Gesteinsparametern als Grundlage thermohydraulischer
Modellierungen.
3. Ergebnis und Ausblick
Mit dem Projekt AuGE wurde ein integratives Forschungsprojekt ins Leben gerufen mit dem Ziel, die
spezifischen Potentiale der Reservoirformationen des ORG am Aufschluss zu beschreiben,
petrophysikalische Zusammenhänge in der Formation und im Bereich von Störungszonen zu
erkennen und daraus Eingangsparameter und Handlungsweisen für die Reservoirerschließung zu
generieren. Die Ergebnisse des Projektes sollen direkt in die Prognostizierung des geothermischen
Potentials der Projekte Brühl, Groß-Gerau, Heidelberg und Schaidt einfließen. Es ist geplant, bis
zum Ende der Projektlaufzeit an allen vier Standorten thermohydraulische Modelle zu erstellen, auf
Wenke et al.
deren Basis Erschließungskonzepte erarbeitet werden können. Weiter sollen an den Standorten
Brühl, Groß-Gerau und Schaidt erste Bohrungen abgeteuft worden sein. Die Forschungsergebnisse
können dann direkt mit den Erkenntnissen aus Pumpversuchen und Zirkulationstests verglichen
werden.
Danksagung
Die Autoren bedanken sich für die fachliche und administrative Unterstützung in der Vorbereitung
des Projektes bei René Grobe, Michael Kraml, Horst Kreuter, Simon Kreutz, Ulrich Lotz und
Christina Schrage. Das Projekt AuGE wird gefördert vom Bundesministerium für Umwelt,
Naturschutz
und
Reaktorsicherheit
(Fkz:
0325302)
im
Rahmen
des
5.
Energieforschungsprogramms Erneuerbare Energien der Bundesrepublik Deutschland.
Literatur
AJDUKIEWICZ, J.M. & LANDER, R.H.: Sandstone reservoir quality prediction: The state of the art, AAPG
Bulletin, 94, (2010), 1083-1091
BALTHASAR, K., BLOCH, T., KREUTER, H., MUTSCHLER, T., RÜBEL, S:, SPERBER, A.,
TRIANTAFYLLIDIS, T. & WENKE, A: Bohrlochstabilität in tertiären Tonsteinfolgen im Oberrheingraben als
Hindernis für die Erschließung geothermischer Reservoire – Auswahl und Gewinnung repräsentativer
Gesteinsproben für geomechanische Untersuchungen, Tagungsband zum Geothermiekongress, (2007)
BINE Informationsdienst: Geothermische Stromerzeugung in Landau, Projektinfo, 14/07, (2007)
CAINE, J.S., EVANS, J.P. & FORSTER, C.B.: Fault zone architecture and permeability structure, Geology,
24, (1996), 1025-1028
DURINGER, P.: Dynamics of graben shoulder fan-deltas and rift lakes, Excursion B7, Gaea Heidelbergensis,
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