TY - THES A1 - Tranter, Morgan Alan T1 - Numerical quantification of barite reservoir scaling and the resulting injectivity loss in geothermal systems N2 - Due to the major role of greenhouse gas emissions in global climate change, the development of non-fossil energy technologies is essential. Deep geothermal energy represents such an alternative, which offers promising properties such as a high base load capability and a large untapped potential. The present work addresses barite precipitation within geothermal systems and the associated reduction in rock permeability, which is a major obstacle to maintaining high efficiency. In this context, hydro-geochemical models are essential to quantify and predict the effects of precipitation on the efficiency of a system. The objective of the present work is to quantify the induced injectivity loss using numerical and analytical reactive transport simulations. For the calculations, the fractured-porous reservoirs of the German geothermal regions North German Basin (NGB) and Upper Rhine Graben (URG) are considered. Similar depth-dependent precipitation potentials could be determined for both investigated regions (2.8-20.2 g/m3 fluid). However, the reservoir simulations indicate that the injectivity loss due to barite deposition in the NGB is significant (1.8%-6.4% per year) and the longevity of the system is affected as a result; this is especially true for deeper reservoirs (3000 m). In contrast, simulations of URG sites indicate a minor role of barite (< 0.1%-1.2% injectivity loss per year). The key differences between the investigated regions are reservoir thicknesses and the presence of fractures in the rock, as well as the ionic strength of the fluids. The URG generally has fractured-porous reservoirs with much higher thicknesses, resulting in a greater distribution of precipitates in the subsurface. Furthermore, ionic strengths are higher in the NGB, which accelerates barite precipitation, causing it to occur more concentrated around the wellbore. The more concentrated the precipitates occur around the wellbore, the higher the injectivity loss. In this work, a workflow was developed within which numerical and analytical models can be used to estimate and quantify the risk of barite precipitation within the reservoir of geothermal systems. A key element is a newly developed analytical scaling score that provides a reliable estimate of induced injectivity loss. The key advantage of the presented approach compared to fully coupled reservoir simulations is its simplicity, which makes it more accessible to plant operators and decision makers. Thus, in particular, the scaling score can find wide application within geothermal energy, e.g., in the search for potential plant sites and the estimation of long-term efficiency. N2 - Aufgrund der tragenden Rolle der Treibhausgasemissionen für den globalen Klimawandel ist die Entwicklung von nicht-fossilen Energietechnologien essenziell. Die Tiefengeothermie stellt eine solche Alternative dar, welche vielversprechende Eigenschaften wie eine hohe Grundlastfähigkeit und ein großes ungenutztes Potenzial bietet. Die vorliegende Arbeit befasst sich mit Barytausfällungen inner- halb geothermaler Systeme und der damit einhergehenden Verringerung der Gesteinsdurchlässigkeit, welche ein Haupthindernis für die Aufrechterhaltung einer hohen Effizienz darstellen. Dabei sind hydro-geochemische Modelle unerlässlich, um die Auswirkungen von Ausfällungen auf die Effizienz eines Systems zu quantifizieren und vorherzusagen. Ziel der vorliegenden Arbeit ist es, mittels numerischer und analytischer reaktiver Transportsimulationen, den induzierten Injektivitätsverlust zu quantifizieren. Für die Berechnungen werden die klüftig-porösen Reservoire der deutschen Geothermieregionen Norddeutsches Becken (NDB) und Oberrheingraben (ORG) betrachtet. Für beide untersuchte Regionen konnte ein ähnliches, tiefenabhängiges Fällungspotenzial bestimmt werden (2,8–20,2 g/m3 Fluid). Die Reservoirsimulationen zeigen jedoch, dass der Injektivitätsverlust aufgrund von Barytablagerungen im NDB erheblich ist (1,8%–6,4% pro Jahr) und die Langlebigkeit der Anlage dadurch beeinträchtigt wird, dies gilt insbesondere für tiefere Reservoire (3000 m). Im Gegensatz dazu deuten die Simulationen der ORG-Standorte auf eine untergeordnete Rolle von Baryt hin (< 0,1%–1,2% Injektivitätsverlust pro Jahr). Die entscheidenden Unterschiede zwischen den untersuchten Regionen sind die Reservoirmächtigkeiten und das Vorhandensein von Rissen im Gestein sowie die Ionenstärke der Fluide. Der ORG weist in der Regel klüftig-poröse Reservoire mit deutlich höheren Mächtigkeiten auf, was zu einer größeren Verteilung der Präzipitate im Untergrund führt. Weiterhin sind die Ionenstärken im NDB höher, was die Barytausfällung beschleunigt und diese dadurch konzentrierter um das Bohrloch herum entstehen lässt. Je konzentrierter die Präzipitate um die Bohrung herum auftreten, desto höher ist der Injektivitätsverlust. In dieser Arbeit wurde ein Workflow erarbeitet, innerhalb dessen mittels numerischer und analytischer Modelle das Risiko von Barytausfällungen innerhalb des Reservoirs geothermischer Systeme abgeschätzt und quantifiziert werden kann. Ein zentrales Element ist ein neu entwickelter, analytischer Scaling-Score, der eine zuverlässige Schätzung des induzierten Injektivitätsverlustes ermöglicht. Der entscheidende Vorteil des präsentierten Ansatzes im Vergleich zu voll-gekoppelten Reservoirsimulationen liegt in ihrer Einfachheit, die sie für Anlagenbetreiber und Entscheidungsträger zugänglicher macht. Somit kann insbesondere der Scaling-Score eine breite Anwendung innerhalb der Geothermie finden, z.B. bei der Suche nach potenziellen Anlagenstandorten und der Abschätzung der langfristigen Effizienz. KW - geothermal energy KW - formation damage KW - reactive transport KW - radial flow KW - barite KW - Geothermie KW - radiale Strömung KW - Baryt KW - reaktiver Transport KW - Formationsschaden Y1 - 2022 U6 - http://nbn-resolving.de/urn/resolver.pl?urn:nbn:de:kobv:517-opus4-561139 ER - 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 - Schintgen, Tom Vincent T1 - The geothermal potential of Luxembourg T1 - Das geothermische Potenzial von Luxemburg BT - geological and thermal exploration for deep geothermal reservoirs in Luxembourg and the surroundings BT - geologische und thermische Erkundung nach tiefen geothermischen Lagerstätten in Luxemburg und Umgebung N2 - The aim of this work is the evaluation of the geothermal potential of Luxembourg. The approach consists in a joint interpretation of different types of information necessary for a first rather qualitative assessment of deep geothermal reservoirs in Luxembourg and the adjoining regions in the surrounding countries of Belgium, France and Germany. For the identification of geothermal reservoirs by exploration, geological, thermal, hydrogeological and structural data are necessary. Until recently, however, reliable information about the thermal field and the regional geology, and thus about potential geothermal reservoirs, was lacking. Before a proper evaluation of the geothermal potential can be performed, a comprehensive survey of the geology and an assessment of the thermal field are required. As a first step, the geology and basin structure of the Mesozoic Trier–Luxembourg Basin (TLB) is reviewed and updated using recently published information on the geology and structures as well as borehole data available in Luxembourg and the adjoining regions. A Bouguer map is used to get insight in the depth, morphology and structures in the Variscan basement buried beneath the Trier–Luxembourg Basin. The geological section of the old Cessange borehole is reinterpreted and provides, in combination with the available borehole data, consistent information for the production of isopach maps. The latter visualize the synsedimentary evolution of the Trier–Luxembourg Basin. Complementary, basin-wide cross sections illustrate the evolution and structure of the Trier–Luxembourg Basin. The knowledge gained does not support the old concept of the Weilerbach Mulde. The basin-wide cross sections, as well as the structural and sedimentological observations in the Trier–Luxembourg Basin suggest that the latter probably formed above a zone of weakness related to a buried Rotliegend graben. The inferred graben structure designated by SE-Luxembourg Graben (SELG) is located in direct southwestern continuation of the Wittlicher Rotliegend-Senke. The lack of deep boreholes and subsurface temperature prognosis at depth is circumnavigated by using thermal modelling for inferring the geothermal resource at depth. For this approach, profound structural, geological and petrophysical input data are required. Conceptual geological cross sections encompassing the entire crust are constructed and further simplified and extended to lithospheric scale for their utilization as thermal models. The 2-D steady state and conductive models are parameterized by means of measured petrophysical properties including thermal conductivity, radiogenic heat production and density. A surface heat flow of 75 ∓ 7 (2δ) mW m–2 for verification of the thermal models could be determined in the area. The models are further constrained by the geophysically-estimated depth of the lithosphere–asthenosphere boundary (LAB) defined by the 1300 °C isotherm. A LAB depth of 100 km, as seismically derived for the Ardennes, provides the best fit with the measured surface heat flow. The resulting mantle heat flow amounts to ∼40 mW m–2. Modelled temperatures are in the range of 120–125 °C at 5 km depth and of 600–650 °C at the crust/mantle discontinuity (Moho). Possible thermal consequences of the 10–20 Ma old Eifel plume, which apparently caused upwelling of the asthenospheric mantle to 50–60 km depth, were modelled in a steady-state thermal scenario resulting in a surface heat flow of at least 91 mW m–2 (for the plume top at 60 km) in the Eifel region. Available surface heat-flow values are significantly lower (65–80 mW m–2) and indicate that the plume-related heating has not yet entirely reached the surface. Once conceptual geological models are established and the thermal regime is assessed, the geothermal potential of Luxembourg and the surrounding areas is evaluated by additional consideration of the hydrogeology, the stress field and tectonically active regions. On the one hand, low-enthalpy hydrothermal reservoirs in Mesozoic reservoirs in the Trier–Luxembourg Embayment (TLE) are considered. On the other hand, petrothermal reservoirs in the Lower Devonian basement of the Ardennes and Eifel regions are considered for exploitation by Enhanced/Engineered Geothermal Systems (EGS). Among the Mesozoic aquifers, the Buntsandstein aquifer characterized by temperatures of up to 50 °C is a suitable hydrothermal reservoir that may be exploited by means of heat pumps or provide direct heat for various applications. The most promising area is the zone of the SE–Luxembourg Graben. The aquifer is warmest underneath the upper Alzette River valley and the limestone plateau in Lorraine, where the Buntsandstein aquifer lies below a thick Mesozoic cover. At the base of an inferred Rotliegend graben in the same area, temperatures of up to 75 °C are expected. However, geological and hydraulic conditions are uncertain. In the Lower Devonian basement, thick sandstone-/quartzite-rich formations with temperatures >90 °C are expected at depths >3.5 km and likely offer the possibility of direct heat use. The setting of the Südeifel (South Eifel) region, including the Müllerthal region near Echternach, as a tectonically active zone may offer the possibility of deep hydrothermal reservoirs in the fractured Lower Devonian basement. Based on the recent findings about the structure of the Trier–Luxembourg Basin, the new concept presents the Müllerthal–Südeifel Depression (MSD) as a Cenozoic structure that remains tectonically active and subsiding, and therefore is relevant for geothermal exploration. Beyond direct use of geothermal heat, the expected modest temperatures at 5 km depth (about 120 °C) and increased permeability by EGS in the quartzite-rich Lochkovian could prospectively enable combined geothermal heat production and power generation in Luxembourg and the western realm of the Eifel region. N2 - Die Zielsetzung dieser Arbeit ist die Bewertung des geothermischen Potenzials in Luxemburg. Der Ansatz besteht aus einer gemeinsamen Ausdeutung verschiedener Daten die für eine erste eher qualitative Abschätzung der tiefen geothermischen Lagerstätten in Luxemburg und den angrenzenden Regionen in den benachbarten Ländern Belgien, Frankreich und Deutschland notwendig sind. Für die Erkennung geothermischer Lagerstätten durch Erkundung sind geologische, thermische, hydrogeologische und strukturgeologische Kenntnisse erforderlich. Bis vor kurzem jedoch waren verlässliche Informationen über das thermische Feld und die Geologie und somit über mögliche geothermische Lagerstätten nicht verfügbar. Bevor eine genaue Bewertung des geothermischen Potenzials durchgeführt werden kann müssen eine umfassende Untersuchung der regionalen Geologie und eine Abschätzung des thermischen Feldes erfolgen. Als erstes wird die Geologie und Struktur des Mesozoischen Trier–Luxemburger Beckens (TLB) mittels kürzlich erschienenen Erkenntnissen über die Geologie und Strukturen sowie verfügbaren Bohrdaten in Luxemburg und den angrenzenden Gebieten überprüft und aktualisiert. Eine Bouguer Schwerekarte liefert einen Einblick in die Tiefe, Morphologie und Strukturen des variskischen Grundgebirges welches unter dem Trier–Luxemburger Becken verborgen ist. Die Schichtenfolge in der alten Bohrung Cessingen wird neu gedeutet und bietet in der Gesamtdeutung der verfügbaren Bohrdaten einheitliche Angaben für die Erzeugung von Mächtigkeitskarten. Diese veranschaulichen die synsedimentäre Entwickung des Trier–Luxemburger Beckens. Ergänzende, beckenübergreifende geologische Schnitte verdeutlichen die Entwicklung und Struktur des Trier–Luxemburger Beckens. Die gewonnenen Erkenntnisse widerlegen das alte Konzept der Mulde von Weilerbach. Die beckenumspannenden Schnitte, sowie die strukturgeologischen und sedimentologischen Beobachtungen im Trier–Luxemburger Becken legen nahe dass die Beckenentwicklung wahrscheinlich über einer Schwächezone stattgefunden hat die durch einen verborgenen Rotliegendgraben erzeugt wird. Die vermutete Grabenstruktur mit der Bezeichnung ‚Südost-Luxemburg Graben‘ befindet sich in unmittelbarer südwestlicher Fortsetzung der Wittlicher Rotliegend-Senke. Das Fehlen von Tiefbohrungen und einer Vorhersage der Untergrundtemperaturen in der Tiefe wird durch thermische Modellierung als Mittel zur Bestimmung der tiefen geothermischen Resourcen umgangen. Für diese Herangehensweise werden tiefgreifende strukturgeologische, geologische und gesteinsphysikalische Eingangsdaten benötigt. Konzeptionelle geologische Krustenschnitte werden erstellt und dann für die Benutzung als thermische Modelle vereinfacht und auf Lithospärenmaßstab erweitert. Die thermisch stationären und konduktiven Modelle werden mittels im Labor gemessenen petrophysikalischen Eigenschaften wie der Wärmeleitfähigkeit, der radiogenen Wärmeproduktion und der Gesteinsdichte parameterisiert. Ein terrestrischer Oberflächenwärmestrom von 75 ∓ 7 (2δ) mW m–2 zur Überprufung der thermischen Modelle konnte im Untersuchungsgebiet ermittelt werden. Die Modelle sind weiter begrenzt durch die geophysikalisch ermittelte Tiefe der Lithospäre-Asthenosphärengrenze (LAB) die sich durch die 1300 °C Isotherme definiert. Eine LAB-Tiefe von 100 km, wie seismisch für den Bereich der Ardennen bekannt, führt zur besten Übereinstimmung mit dem ermittelten Oberflächenwärmestrom. Der sich ergebende Mantelwärmestrom beträgt ∼40 mW m–2. Die Modelltemperaturen liegen im Bereich von 120–125 °C in 5 km Tiefe und 600–650 °C an der Krustenuntergrenze (Moho). Die möglichen thermischen Auswirkungen des 10–20 Ma alten, sogenannten Eifelplumes, der offenbar einen Aufstieg des asthenosphärischen Mantels bis in 50–60 km Tiefe verursacht hat, wurden mit Hilfe eines thermisch stationären Szenarios modelliert und ergeben einen Oberflächenwärmestrom von mindestens 91 mW m–2 (im Fall eines Plume Top in 60 km Tiefe) im Gebiet der Eifel. Die vorliegenden Wärmestromwerte sind deutlich niedriger (65–80 mW m–2) und zeigen dass die durch den Plume bedingte Lithospären- und Krustenerwärmung die Oberfläche noch nicht erreicht hat. Nach der Erstellung der konzeptionellen geologischen Modelle und der Berechnung des thermischen Feldes kann das geothermische Potenzial von Luxemburg und den angrenzenden Gebieten abgeschätzt werden. Die Bewertung geschieht durch die Einbeziehung der Hydrogeologie, des Stressfeldes und unter Berücksichtigung tektonisch aktiver Gebiete. Zum einen werden Niedrigenthalpie-Lagerstätten in mesozoischen Aquiferen in der Trier–Luxemburger Bucht (TLE) in Betracht gezogen. Andererseits werden petrothermale Lagerstätten im unterdevonischen Grundgebirge der Ardennen und der Eifel für die Erschließung durch EGS (Enhanced/Engineered Geothermal Systems) berücksichtigt. Unter den mesozoischen Aquiferen ist der Buntsandstein Aquifer mit Temperaturen bis 50 °C ein geeignetes hydrothermales Reservoir das mittels Wärmepumpen oder direkte Wärmebereitstellung für verschiedene Nutzungsmöglichkeiten in Frage kommen könnte. Das thermisch günstigste Gebiet befindet sich im Bereich des Südost-Luxemburg Graben unter dem oberen Alzettetal sowie dem Kalksteinplateau im nördlichen Lothringen wo der Buntsandstein Aquifer unter einer mächtigen Mesozoischen Bedeckung liegt. An der Basis des vermuteten Rotliegendgrabens in demselben Gebiet werden Temperaturen bis 75 °C erwartet. Allerdings sind die geologischen Verhältnisse und die hydraulichen Eigenschaften unbekannt. In dem unterdevonischen Grundgebirge werden mächtige sandsteinlastige beziehungsweise quarzitreiche geologische Formationen mit Temperaturen >90 °C in Tiefen >3,5 km erwartet und ermöglichen wahrscheinlich eine direkte Wärmenutzung. Die geologische Situation der Südeifel einschliesslich der Region des Müllerthales nahe Echternach (Luxemburg) als tektonisch aktive Zone könnte tiefe hydrothermale Reservoire im geklüfteten unterdevonischen Grundgebirge zur Folge haben. Auf Basis der erarbeiteten Kenntnisse über das Trier–Luxemburger Becken in Luxemburg und speziell der Südeifel wurde das neue Konzept der Müllerthal–Südeifel Depression (MSD) aufgestellt. Es handelt sich um eine gegenwärtig tektonisch aktive und absinkende känozoische Struktur und hat deshalb eine große Bedeutung für die zukünftige geothermische Erkundung. Neben der direkten Nutzung geothermischer Wärme ermöglichen die mäßigen Temperaturen von 120 °C in 5 km Tiefe und eine verbesserte Durchlässigkeit der quarzitreichen Schichten des Lochkoviums mittels EGS potentiell die kombinierte Wärmebereitstellung und Stromproduktion in Luxemburg und im westlichen Bereich der Eifel. KW - Mesozoikum KW - Perm KW - Beckenentwicklung KW - Beckenstruktur KW - Eifeler Nord-Süd-Zone KW - Weilerbach-Mulde KW - Pariser Becken KW - Wittlicher Senke KW - Trier-Luxemburger Becken KW - Trier-Luxemburger Bucht KW - Oberflächenwärmefluss KW - thermische Modellierung KW - Wärmeleitfähigkeit KW - radiogene Wärmeproduktion KW - Rhenohercynische Zone KW - Luxemburg KW - Geothermie KW - Südeifel KW - Buntsandstein KW - Unterdevon KW - hydrothermale Systeme KW - petrothermale Systeme KW - Mesozoic KW - Permian KW - basin evolution KW - basin structure KW - Eifel Depression KW - Paris Basin KW - Trier-Luxembourg Basin KW - Trier-Luxembourg Embayment KW - surface heat flow KW - thermal modelling KW - thermal conductivity KW - radiogenic heat production KW - Rhenohercynian Zone KW - Luxembourg KW - geothermal energy KW - South Eifel KW - Buntsandstein KW - Lower Devonian KW - hydrothermal systems KW - petrothermal systems KW - Enhanced Geothermal Systems Y1 - 2016 U6 - http://nbn-resolving.de/urn/resolver.pl?urn:nbn:de:kobv:517-opus4-87110 ER - TY - THES A1 - Cherubini, Yvonne T1 - Influence of faults on the 3D coupled fluid and heat transport N2 - Da geologische Störungen können als Grundwasserleiter, -Barrieren oder als gemischte leitende /stauende Fluidsysteme wirken. Aufgrund dessen können Störungen maßgeblich den Grundwasserfluss im Untergrund beeinflussen, welcher deutliche Veränderungen des tiefen thermischen Feldes bewirken kann. Grundwasserdynamik und Temperaturveränderungen sind wiederum entscheidende Faktoren für die Exploration geothermischer Energie. Diese Studie untersuchte den Einfluss von Störungen auf das Fluidsystem und das thermische Feld im Untergrund. Sie erforschte die physikalischen Prozesse, welche das Fluidverhalten und die Temperaturverteilung in Störungen und in den umgebenden Gesteinen. Dazu wurden 3D Finite Elemente Simulationen des gekoppelten Fluid und Wärmetransports für synthetische sowie reale Modelszenarien auf unterschiedlichen Skalen durchgeführt. Um den Einfluss einer schräg einfallenden Störung systematisch durch die schrittweise Veränderung der hydraulischen Öffnungsweite und der Permeabilität, zu untersuchen, wurde ein klein-skaliges synthetisches Modell entwickelt. Ein inverser linearer Zusammenhang wurde festgestellt, welcher zeigt, dass sich die Fluidgeschwindigkeit in der Störung jeweils um ~1e-01 m/s verringert, wenn die Öffnungsweite der Störung um jeweils eine Magnitude vergrößert wird. Ein hoher Permeabilitätskontrast zwischen Störung und umgebender Matrix begünstigt die Fluidadvektion hin zur Störung und führt zu ausgeprägten Druck- und Temperaturveränderungen innerhalb und um die Störung herum. Bei geringem Permeabilitätskontrast zwischen Störung und umgebendem Gestein findet hingegen kein Fluidfluss in der Störung statt, wobei das hydrostatische Druck- sowie das Temperaturfeld unverändert bleiben. Auf Grundlage der synthetischen Modellierungsergebnisse wurde der Einfluss von Störungen auf einer größeren Skala anhand eines komplexeren (realen) geologischen Systems analysiert. Dabei handelt es sich um ein 3D Modell des Geothermiestandortes Groß Schönebeck, der ca. 40 km nördlich von Berlin liegt. Die Integration von einer permeablen und drei impermeablen Hauptstörungen, zeigte unterschiedlich starke Einflüsse auf Fluidzirkulation, Temperatur – und Druckfeld. Die modellierte konvektive Zirkulation in der permeablen Störung verändert das thermische Feld stark (bis zu 15 K). In den gering durchlässigen Störungen wird die Wärme ausschließlich durch Diffusion geleitet. Der konduktive Wärmetransport beeinflusst das thermische Feld nicht, bewirkt jedoch lokale Veränderungen des hydrostatischen Druckfeldes. Um den Einfluss großer Störungszonen mit kilometerweitem vertikalen Versatz auf das geothermische Feld der Beckenskala zu untersuchen, wurden gekoppelte Fluid- und Wärmetransportsimulationen für ein 3D Strukturmodell des Gebietes Brandenburg durchgeführt (Noack et al. 2010; 2013). Bezüglich der Störungspermeabilität wurden verschiedene geologische Szenarien modelliert, von denen zwei Endgliedermodelle ausgewertet wurden. Die Ergebnisse zeigten, dass die undurchlässigen Störungen den Fluidfluss nur lokal beeinflussen. Da sie als hydraulische Barrieren wirken, wird der Fluidfluss mir sehr geringen Geschwindigkeiten entlang der Störungen innerhalb eines Bereichs von ~ 1 km auf jeder Seite umgelenkt. Die modellierten lokalen Veränderungen des Grundwasserzirkulationssystems haben keinen beobachtbaren Effekt auf das Temperaturfeld. Hingegen erzeugen permeable Störungszonen eine ausgeprägte thermische Signatur innerhalb eines Einflussbereichs von ~ 2.4-8.8 km in -1000 m Tiefe und ~6-12 km in -3000 m Tiefe. Diese thermische Signatur, in der sich kältere und wärmere Temperaturbereiche abwechseln, wird durch auf- und abwärts gerichteten Fluidfluss innerhalb der Störung verursacht, der grundsätzlich durch existierende Gradienten in der hydraulischen Druckhöhe angetrieben wird. Alle Studien haben gezeigt, dass Störungen einen beachtlichen Einfluss auf den Fluid-, und Wärmefluss haben. Es stellte sich heraus, dass die Permeabilität in der Störung und in den umgebenden geologischen Schichten so wie der spezifische geologische Rahmen entscheidende Faktoren in der Ausbildung verschiedener Wärmetransportmechanismen sind, die sich in Störungen entwickeln können. Die von permeablen Störungen verursachten Temperaturveränderungen können lokal, jedoch groß sein, genauso wie die durch hydraulisch leitende und nichtleitende Störungen hervorgerufenen Veränderungen des Fluidystems. Letztlich haben die Simulationen für die unterschiedlich skalierten Modelle gezeigt, dass die Ergebnisse sich nicht aufeinander übertragen lassen und dass es notwendig ist, jeden geologischen Rahmen hinsichtlich Konfiguration und Größenskala gesondert zu betrachten. Abschließend hat diese Studie demonstriert, dass die Betrachtung von Störungen in 3D Finiten Elementen Modellen für die Simulation von gekoppeltem Fluid- und Wärmetransport auf unterschiedlichen Skalen möglich ist. Da diese Art von numerischen Simulationen sowohl die geologische Struktur des Untergrunds sowie die im Erdinnern ablaufenden physikalischen Prozesse integriert, können sie einen wertvollen Beitrag leisten, indem sie Feld- und Laborgestützte Untersuchungen vervollständigen. N2 - Faults can act as conduits, barriers or mixed conduit/barrier systems to fluid flow. Therefore, faults may significantly influence fluid flow regimes operating in the subsurface, possibly resulting in distinct variations of the deep thermal field. Both, flow dynamics and temperature changes are in turn crucial factors that need to be taken into account for geothermal energy exploration. This study investigated the influence of faults on the subsurface fluid system and thermal field and explored the processes controlling fluid behavior and thermal distribution both within host rocks and faults. For this purpose, 3D finite element simulations of coupled fluid and heat transport have been carried out, both for synthetic and real-case model scenarios on different scales. A small-scale synthetic model was developed to systematically assess the impact of an inclined fault by changing gradually its hydraulic width and its permeability within the simulations. An observed linear inverse relationship revealed that changing the fault width by one order of magnitude results in a fluid velocity decrease (~1e-01 m/s) within the fault. A high permeability contrast between fault and matrix favors fluid advection into the fault and leads to pronounced pressure and temperature changes in and around the same domain. When the permeability contrast between fault domain and host rock is low, however, no fluid flow is observed in the fault, thus resulting in undisturbed hydrostatic pressure and temperature fields. On the basis of these synthetic fault modelling results, the influence of faults on a larger scale have been analyzed within a more complex (real-case) geological setting,- a 3D model of the geothermal site Groß Schönebeck , located ~40 km north of Berlin. The integration of one permeable and three impermeable major faults, resulted in distinct changes observed in the local fluid circulation, thermal and pressure field. Modelled convective circulation within the permeable fault decisively modifies the thermal field (up to 15 K). Within the low permeable faults, heat is transferred only by conduction, inducing no thermal imprint but local deviations of the hydrostatic pressure field. To investigate the impact of major fault zones on the basin-scale geothermal field, coupled fluid and heat transport simulations have been conducted for a 3D structural model for Brandenburg region (Noack et al. 2010; 2013). Different geological scenarios in terms of modelled fault permeability have been carried out of which two end member models are analyzed. The results showed that tight fault zones affect the flow field locally. Acting as hydraulic barriers, fluid flow is deviated with very low velocities along them within a range of ~ 1 km on either sides. The modelled local changes in the groundwater circulation system have no considerable effect on the temperature field. By contrast, permeable fault zones induce a pronounced signature on the thermal field extending over a distance of ~ 2.4-8.8 km at -1000 m depth and ~6-12 km at -3000 m depth. This thermal signature, characterized by alternating cooler and hotter temperature domains, is controlled by up- and downward directed flow within the fault domain, principally driven by existing hydraulic head gradients. All studies demonstrated that faults have a considerable impact on the fluid and heat flow. The permeability in faults and surrounding geological layers as well as the specific geological setting turned out to be crucial factors in controlling the different kinds of heat transfer mechanisms that may evolve in faults. Temperature variations caused by permeable faults may be local but significant as well as changes in fluid dynamics by both conduits and barriers. Thus, the results demonstrated the importance to consider faults in geothermal energy exploration. In the final analysis, the simulations for the small-, regional- and basin-scale models showed that the outcomes cannot be transferred by upscaling and that it is necessary to consider each geological setting separately with respect to its configuration and scale dimension. In summary, this study demonstrated that the consideration of faults in 3D finite element models for coupled fluid and heat transport simulations on different scales is feasible. As these type of numerical simulations integrate both, the structural setting of the subsurface and the physical processes controlling subsurface transport, the outcomes of this thesis may provide positive contributions in that they valuably complement field- and laboratory-based investigations. T2 - Der Einfluss von Störungen auf den 3D gekoppelten Fluid- und Wärmetransport KW - geologische Störungen KW - 3D numerische Modelle KW - gekoppelter Fluid-und Wärmetransport KW - Geothermie KW - Brandenburg KW - faults KW - 3D numerical models KW - coupled fluid and heat transport KW - geothermics KW - Brandenburg Y1 - 2013 U6 - http://nbn-resolving.de/urn/resolver.pl?urn:nbn:de:kobv:517-opus-69755 ER -