TY - THES A1 - Ziegler, Moritz O. T1 - The 3D in-situ stress field and its changes in geothermal reservoirs T1 - Das 3D in-situ Spannungsfeld und seine Änderungen in Geothermiereservoiren N2 - Information on the contemporary in-situ stress state of the earth’s crust is essential for geotechnical applications and physics-based seismic hazard assessment. Yet, stress data records for a data point are incomplete and their availability is usually not dense enough to allow conclusive statements. This demands a thorough examination of the in-situ stress field which is achieved by 3D geomechanicalnumerical models. However, the models spatial resolution is limited and the resulting local stress state is subject to large uncertainties that confine the significance of the findings. In addition, temporal variations of the in-situ stress field are naturally or anthropogenically induced. In my thesis I address these challenges in three manuscripts that investigate (1) the current crustal stress field orientation, (2) the 3D geomechanical-numerical modelling of the in-situ stress state, and (3) the phenomenon of injection induced temporal stress tensor rotations. In the first manuscript I present the first comprehensive stress data compilation of Iceland with 495 data records. Therefore, I analysed image logs from 57 boreholes in Iceland for indicators of the orientation of the maximum horizontal stress component. The study is the first stress survey from different kinds of stress indicators in a geologically very young and tectonically active area of an onshore spreading ridge. It reveals a distinct stress field with a depth independent stress orientation even very close to the spreading centre. In the second manuscript I present a calibrated 3D geomechanical-numerical modelling approach of the in-situ stress state of the Bavarian Molasse Basin that investigates the regional (70x70x10km³) and local (10x10x10km³) stress state. To link these two models I develop a multi-stage modelling approach that provides a reliable and efficient method to derive from the larger scale model initial and boundary conditions for the smaller scale model. Furthermore, I quantify the uncertainties in the models results which are inherent to geomechanical-numerical modelling in general and the multi-stage approach in particular. I show that the significance of the models results is mainly reduced due to the uncertainties in the material properties and the low number of available stress magnitude data records for calibration. In the third manuscript I investigate the phenomenon of injection induced temporal stress tensor rotation and its controlling factors. I conduct a sensitivity study with a 3D generic thermo-hydro-mechanical model. I show that the key control factors for the stress tensor rotation are the permeability as the decisive factor, the injection rate, and the initial differential stress. In particular for enhanced geothermal systems with a low permeability large rotations of the stress tensor are indicated. According to these findings the estimation of the initial differential stress in a reservoir is possible provided the permeability is known and the angle of stress rotation is observed. I propose that the stress tensor rotations can be a key factor in terms of the potential for induced seismicity on pre-existing faults due to the reorientation of the stress field that changes the optimal orientation of faults. N2 - Kenntnis des derzeitigen in-situ Spannungszustandes der Erdkruste ist essenziell für geotechnische Anwendungen und seismische Gefährdungsabschätzungen, welche auf physikalischen Beobachtungen basieren. Jedoch sind die Spannungsinformationen jedes Datenpunktes unvollständig und die Menge an vorhandenen Datenpunkten ist normalerweise nicht groß genug, um schlüssige Ergebnisse zu erzielen. Daher ist eine eingehende Untersuchung des in-situ Spannungsfeldes, welche durch 3D geomechanisch-numerische Modellierung geleistet wird, erforderlich. Jedoch ist die räumliche Auflösung der Modelle begrenzt und der resultierende Spannungszustand ist großen Unsicherheiten unterworfen, welche die Aussagekraft der Ergebnisse beschränken. Zusätzlich gibt es zeitliche Änderungen des Spannungsfeldes, welche durch natürliche Prozesse bedingt oder menschengemacht sind. In meiner Dissertation behandle ich diese Herausforderungen in drei Manuskripten, welche (1) die Orientierung des derzeitigen Spannungszustandes, (2) die 3D geomechanisch-numerische Modellierung des in-situ Spannungszustandes und (3) das Phänomen injektionsinduzierter zeitlicher Rotationen des Spannungstensors zum Thema haben. In dem ersten Manuskript präsentiere ich die erste umfassende Spannungsdatensammlung von Island mit insgesamt 495 Einträgen. Dafür habe ich Bilddatenlogs aus 57 Bohrlöchern in Island auf Indikatoren der maximalen horizontalen Spannungsorientierung hin untersucht. Diese Studie ist die erste ganzheitliche Spannungsuntersuchung, welche sich auf verschiedene Indikatoren der Spannungsorientierung stützt und in einem geologisch sehr jungen und tektonisch aktiven Gebiet auf einem Mittelozeanischen Rücken an Land liegt. Es zeigt sich, dass selbst sehr nahe an der Plattengrenze eine tiefenunabhängige, eindeutige Spannungsorientierung existiert. In dem zweiten Manuskript präsentiere ich einen kalibrierten 3D geomechanisch-numerischen Modellierungsansatz des in-situ Spannungszustandes des bayrischen Molassebeckens welches den regionalen (70x70x10km³) und den lokalen (10x10x10km³) Spannungszustand untersucht. Um diese zwei Modelle zu verbinden, habe ich ein mehrstufigen Modellansatz entworfen, welcher eine zuverlässige und effiziente Methode darstellt um Randbedingungen und Initialbedingungen für das kleinere Modell aus dem größeren Modell abzuleiten. Des Weiteren quantifiziere ich die Unsicherheiten in den Modellergebnissen, welche im Allgemeinen durch geomechanisch-numerische Modellierung und im Speziellen durch den Mehrstufenansatz entstehen. Ich zeige, dass die Signifikanz der Modellergebnisse hauptsächlich durch die Unsicherheiten in den Materialeigenschaften sowie der geringen Anzahl vorhandener Spannungsmagnitudendaten zur Kalibrierung reduziert wird. In dem dritten Manuskript untersuche ich das Phänomen injektionsinduzierter zeitlicher Rotationen des Spannungstensors und deren kontrollierende Parameter. Ich führe eine Sensitivitätsanalyse mit einem generischen 3D thermo-hydro-mechanischen Modell durch. Darin zeige ich, dass die Schlüsselparameter, welche die Rotationen des Spannungstensors kontrollieren, die Permeabilität des Reservoirgesteins als der entscheidende Faktor, die Injektionsrate und die initiale Differenzspannung sind. Insbesondere für geothermische Systeme nach dem Hot-Dry-Rock-Verfahren mit einer geringen Permeabilität weisen die Ergebnisse auf große Rotationen des Spannungstensors hin. Gemäß diesen Ergebnissen kann die initiale Differenzspannung in einem Reservoir abgeschätzt werden, sollte die Permeabilität bekannt sein und der Winkel der Spannungsrotation beobachtet werden. Ich schlage vor, dass Spannungsrotationen ein Schlüsselfaktor in Bezug auf das Potenzial für induzierte Seismizität sind, welche auf prä-existierenden Störungen entsteht, die durch die Reorientierung des Spannungsfeldes optimal orientiert werden. KW - stress KW - stress changes KW - induced seismicity KW - geothermal KW - geomechanical modelling KW - Spannung KW - Spannungsänderungen KW - induzierte Seismizität KW - Geothermie KW - geomechanische Modellierung Y1 - 2017 U6 - http://nbn-resolving.de/urn/resolver.pl?urn:nbn:de:kobv:517-opus4-403838 ER - TY - THES A1 - Feldbusch, Elvira T1 - Geochemische Charakterisierung eines Formationsfluids im Unteren Perm T1 - Geochemical characterization of a formation fluid of Lower Permian reservoir BT - Herkunft, betriebsbedingte Prozesse und Rolle organischer Verbindungen im geothermischen Kreislauf BT - origin, operational processes and role of organic compounds in the geothermal cycle N2 - Diese Arbeit befasst sich mit der ganzheitlichen Betrachtung der Fluideigenschaften eines unterpermischen Reservoirs am Geothermie Forschungsstandort Groß Schönebeck (GrSk) bei Reservoirbedingungen und im Betrieb der Geothermieanlage. Die Untersuchungen zur Fluidherkunft ergeben, dass es sich um ein konnates Wasser meteorischen Ursprungs ohne den Einfluss der darüberliegenden Zechsteinwässer handelt. Die Ionen und Isotopenverhältnisse im Formationswasser gelöster Komponenten in GrSk belegen einen gemeinsamen Genesepfad mit Wässern anderer Rotliegend-Reservoire des Nordostdeutschen Beckens (NEGB). Die Isotopenverhältnisse von ⁸⁷Sr/⁸⁶Sr ≈ 0,7158 und von δ³⁴SV CDT ≈ 4,1 ‰ des Sulfats weisen auf die Anreicherung des Fluids mit schweren Isotopen durch die Fluid Gestein-Wechselwirkung mit Vulkaniten und Rotliegend Sandsteinen des Unteren Perms hin. Das im Formationswasser bei Reservoirbedingungen gelöste Gas (Gas/Wasser ≤ 2 bei STP) enthält Stickstoff (δ¹⁵NAir ≈ 0,6 ‰) und thermogenes Methan (δ¹³CV-PDB ≈ - 18 ‰) aus organischen Karbonablagerungen (Kerogen Typ - III Kohlen) hoher Reife. Die Isotopenverhältnisse der Edelgase belegen eine krustale Herkunft des Gasgemisches. Die berechnete Verweilzeit τ (⁴He) der Gase im Reservoir liegt zwischen 275 und 317 Ma und überschreitet damit bei gegebener Konzentration von Mutternukliden im Reservoirgestein das allgemein angenommene Zeitalter der Sedimentgruppe. Das lässt sich durch eine Zuwanderung von Gasen aus älteren Sedimentfolgen erklären. Die Veränderungen der physikochemischen Fluidparameter während des Anlagenbetriebs sind hauptsächlich temperaturbedingt. Bei stabilen Produktionsbedingungen und einer Temperatur von ca. 100 °C stabilisieren sich auch die Fluideigenschaften. Bei In situ Bedingungen übertage beträgt die Dichte ρ = 1,1325 ± 0,0002 g ∙ mL⁻¹, das Redoxpotential Eh = -105,5 ± 1,3 mV und der pH = 6,61 ± 0,002. Die relative Zusammensetzung der Gasphase bei stabilen Produktionsbedingungen zeigt dagegen eine geringe Erhöhung des Stickstoffanteils sowie des Anteils der Kohlenwasserstoffe (Ethan, Propan, usw.) und Abnahme des relativen Methananteils im Laufe des Betriebs. Die quantitative Untersuchung der sekundären mineralischen Ausfällungen im Fluid mittels sequentieller Extraktion zeigte, dass Schwermetalle als eine Hauptkomponente der Fluidfestphase größtenteils in Verbindung mit organischen Molekülen vorliegen. Experimente zum Einfluss organischer Verbindungen unterschiedlicher Substanzklassen auf eine Mobilisierung der Schwermetalle aus dem Reservoirgestein ergaben, dass die Verbindungen wie Fettsäuren und PAK (polyzyklische aromatische Kohlenwasserstoffe) die Freisetzung von Kupfer, Nickel, Chrom und Blei verhindern bzw. zu derer Immobilisierung beitragen. Im Gegensatz dazu wird die Mobilität von Zink in Anwesenheit von diesen Verbindungen erhöht. Niedermolekulare Monocarbonsäuren und stickstoffhaltige Heteroaromaten tragen, mit Ausnahme von Blei, zur Freisetzung bzw. Mobilisierung von Schwermetallen aus dem Reservoirgestein bei. Die gewonnenen Erkenntnisse dieser Arbeit bestätigen das Risiko massiver Ausfällungen auf der kalten Seite der Geothermieanlage bei Inbetriebnahme des Kraftwerks, wenn keine an den Fluidchemismus angepassten Präventionsmethoden eingesetzt werden. Die Isotopenzusammensetzung der Fluidkomponenten sowie geringfügige Schwankungen der Gaszusammensetzung im kontinuierlichen Anlagenbetrieb lässt eine Kommunikation des unterpermischen Reservoirs mit dem darunter liegenden Oberkarbon vermuten, was eine nachträgliche Veränderung der Fluidzusammensetzung beim Dauerbetrieb der Anlage bedeuten kann. N2 - This work represents a holistic study of the properties of fluid from the Lower Permian reservoirs of the geothermal research site Gross Schönebeck at reservoir and at wellhead conditions during fluid circulation. Investigations of the fluid origin show that the formation water represents a connate water of meteoric origin without any evidence of influences from overlying Zechstein. The tracers of formation water as well as the isotopic signatures of relevant components reveal a common genesis path with waters of other Rotliegend reservoirs of the Northeast German Basin (NEGB). The isotope ratios of ⁸⁷Sr/⁸⁶Sr ≈ 0,7158 and sulphate δ³⁴SV-CDT ≈ 4,1 ‰ indicate strong water rock interaction with Lower Permian Rotliegend sandstones and volcanic rocks, resulting in an enrichment with 87Sr and 34S. The fluid dissolves about gas/water ≤ 2 (at STP) of formation gas at reservoir conditions. Major components are nitrogen (δ¹⁵NAir ≈ 0,6 ‰) and methane (δ¹³CV PDB ≈ - 18 ‰) of thermogenic origin from carboniferous organic matter with kerogen Type III coals of high maturity. The noble gases represent a gas mixture of crustal origin with a residence time τ (⁴He) in the reservoir of 275 - 317 Ma. This value exceeds commonly accepted age and parent radionuclide content of the stratigraphic group. This indicates migration of gases from older sediment layers. The changes of physico-chemical fluid properties above ground during plant operation are primarily temperature-affected. At steady operating conditions with a stable temperature of ~ 100 °C fluid properties stabilise with an in-situ density ρ = 1,1325 ± 0,0002 g ∙ mL⁻¹, redox potential Eh = -105,5 ± 1,3 mV and pH = 6,61 ± 0,002. The composition of formation gas at steady operating conditions shows a slight increase of nitrogen content and lower concentrated hydrocarbons (ethane, propane, etc.). Methane content decreases during fluid production, which could be an indicator for gas migration from different reservoir sections. A quantitative examination of secondary mineral precipitations in the fluid by means of sequential extractions indicates that heavy metals are largely bonded on the organic matter. Experiments on the impact different classes of organic components on the mobilisation of heavy metals from the reservoir rock demonstrated that the most heavy metals (Cu, Pb, Cr and Ni) can hardly be mobilized by fatty acids and polycyclic aromatic hydrocarbons or can be precipitated from the fluid. Zinc showed the opposite behaviour with these organic compounds. Organic components such as monocarboxylic acids and nitrogen heterocycles contribute to removing of heavy metals from the reservoir rock, with exception of lead. The findings of this work confirm the risk of considerable precipitation on the cold side of the geothermal plant during commissioning of the power station unless prevention methods adapted for the fluid chemistry are applied. The isotopic composition of fluid components as well as a minor fluctuation of gas composition during continuous plant operation indicates a potential communication of the Lower Permian reservoir with the underlying Upper Carboniferous formation. This may lead to a subsequent change of the fluid composition during a long-term operation of the plant in GrSk. KW - Groß Schönebeck KW - Rotliegend KW - Formationsfluid KW - Schwermetalle KW - Herkunft KW - geothermal KW - origin KW - formation fluid KW - heavy metals KW - onsite monitoring Y1 - 2015 U6 - http://nbn-resolving.de/urn/resolver.pl?urn:nbn:de:kobv:517-opus4-87402 ER -