TY - JOUR A1 - Niemz, Peter A1 - Dahm, Torsten A1 - Milkereit, Claus A1 - Cesca, Simone A1 - Petersen, Gesa Maria A1 - Zang, Arno T1 - Insights into hydraulic fracture growth gained from a joint analysis of seismometer-derived tilt signals and scoustic emissions JF - Journal of geophysical research : Solid earth N2 - Hydraulic fracturing is performed to enhance rock permeability, for example, in the frame of geothermal energy production or shale gas exploitation, and can potentially trigger induced seismicity. The tracking of increased permeabilities and the fracturing extent is often based on the microseismic event distribution within the stimulated rock volume, but it is debated whether the microseismic activity adequately depicts the fracture formation. We are able to record tilt signals that appear as long-period transients (<180 s) on two broadband seismometers installed close (17-72 m) to newly formed, meter-scale hydraulic fractures. With this observation, we can overcome the limitations of the microseismic monitoring alone and verify the fracture mapping. Our analysis for the first time combines a catalog of previously analyzed acoustic emissions ([AEs] durations of 20 ms), indirectly mapping the fractures, with unique tilt signals, that provide independent, direct insights into the deformation of the rock. The analysis allows to identify different phases of the fracturing process including the (re)opening, growth, and aftergrowth of fractures. Further, it helps to differentiate between the formation of complex fracture networks and single macrofractures, and it validates the AE fracture mapping. Our findings contribute to a better understanding of the fracturing processes, which may help to reduce fluid-injection-induced seismicity and validate efficient fracture formation.
Plain Language Summary Hydraulic fracturing (HF) describes the opening of fractures in rocks by injecting fluids under high pressure. The new fractures not only can facilitate the extraction of shale gas but can also be used to heat up water in the subsurface in enhanced geothermal systems, a corner stone of renewable energy production. The fracture formation is inherently accompanied by small, nonfelt earthquakes (microseismic events). Occasionally, larger events felt by the population can be induced by the subsurface operations. Avoiding such events is important for the acceptance of HF operations and requires a detailed knowledge about the fracture formation. We jointly analyze two very different data sets recorded during mine-scale HF experiments: (a) the tilting of the ground caused by the opening of the fractures, as recorded by broadband seismometers-usually deployed for earthquake monitoring-installed close to the experiments and (b) a catalog of acoustic emissions, seismic signals of few milliseconds emitted by tiny cracks around the forming hydraulic fracture. The novel joint analysis allows to characterize the fracturing processes in greater detail, contributing to the understanding of the physical processes, which may help to understand fluid-injection-induced seismicity and validate the formation of hydraulic fractures. KW - hydraulic fracturing KW - fracture growth KW - tilt KW - acoustic emissions KW - injections KW - broadband seismometer Y1 - 2021 U6 - https://doi.org/10.1029/2021JB023057 SN - 2169-9313 SN - 2169-9356 VL - 126 IS - 12 PB - American Geophysical Union CY - Washington ER - TY - THES A1 - Niemz, Peter T1 - Imaging and modeling of hydraulic fractures in crystalline rock via induced seismic activity T1 - Charakterisierung und Modellierung hydraulischer Brüche in Kristallingestein mit Hilfe induzierter Seismizität N2 - Enhanced geothermal systems (EGS) are considered a cornerstone of future sustainable energy production. In such systems, high-pressure fluid injections break the rock to provide pathways for water to circulate in and heat up. This approach inherently induces small seismic events that, in rare cases, are felt or can even cause damage. Controlling and reducing the seismic impact of EGS is crucial for a broader public acceptance. To evaluate the applicability of hydraulic fracturing (HF) in EGS and to improve the understanding of fracturing processes and the hydromechanical relation to induced seismicity, six in-situ, meter-scale HF experiments with different injection schemes were performed under controlled conditions in crystalline rock in a depth of 410 m at the Äspö Hard Rock Laboratory (Sweden). I developed a semi-automated, full-waveform-based detection, classification, and location workflow to extract and characterize the acoustic emission (AE) activity from the continuous recordings of 11 piezoelectric AE sensors. Based on the resulting catalog of 20,000 AEs, with rupture sizes of cm to dm, I mapped and characterized the fracture growth in great detail. The injection using a novel cyclic injection scheme (HF3) had a lower seismic impact than the conventional injections. HF3 induced fewer AEs with a reduced maximum magnitude and significantly larger b-values, implying a decreased number of large events relative to the number of small ones. Furthermore, HF3 showed an increased fracture complexity with multiple fractures or a fracture network. In contrast, the conventional injections developed single, planar fracture zones (Publication 1). An independent, complementary approach based on a comparison of modeled and observed tilt exploits transient long-period signals recorded at the horizontal components of two broad-band seismometers a few tens of meters apart from the injections. It validated the efficient creation of hydraulic fractures and verified the AE-based fracture geometries. The innovative joint analysis of AEs and tilt signals revealed different phases of the fracturing process, including the (re-)opening, growth, and aftergrowth of fractures, and provided evidence for the reactivation of a preexisting fault in one of the experiments (Publication 2). A newly developed network-based waveform-similarity analysis applied to the massive AE activity supports the latter finding. To validate whether the reduction of the seismic impact as observed for the cyclic injection schemes during the Äspö mine-scale experiments is transferable to other scales, I additionally calculated energy budgets for injection experiments from previously conducted laboratory tests and from a field application. Across all three scales, the cyclic injections reduce the seismic impact, as depicted by smaller maximum magnitudes, larger b-values, and decreased injection efficiencies (Publication 3). N2 - Hydraulisch-stimulierte tiefengeothermale Systeme (Enhanced Geothermal systems, EGS) gelten als einer der Eckpfeiler für die nachhaltige Energieerzeugung der Zukunft. In diesen geothermalen Systemen wird heißes Tiefengestein durch Fluidinjektionen unter hohem Druck aufgebrochen, um Wegsamkeiten zur Erwärmung von Wasser oder anderen Fluiden zu schaffen. Beim Aufbrechen werden zwangsläufig kleine seismische Ereignisse ausgelöst (induzierte Seismizität), die in sehr seltenen Fällen an der Oberfläche spürbar sind, jedoch in extremen Fällen auch Schäden verursachen können. Die Kontrolle bzw. die Reduzierung der seismischen Aktivität in EGS ist daher ein entscheidender Punkt, damit diese Art der Energiegewinnung eine breite gesellschaftliche Akzeptanz findet. Grundlage dieser Dissertation ist eine Serie von kontrollierten, hydraulischen Bruchexperimenten mit Bruchdimensionen von einigen Metern. Die Experimente wurden in einer Tiefe von 410 m in kristallinem Gestein eines Versuchsbergwerks (Äspö Hard Rock Laboratory, Schweden) mit unterschiedlichen Injektionsstrategien durchgeführt. Die detaillierte Auswertung der Bruch-Experimente in dieser Dissertation zielt darauf ab, die Nutzbarkeit von hydraulischen Stimulationen (hydraulic fracturing, HF) in EGS zu untersuchen und das Verständnis von Bruchprozessen sowie der hydromechanischen Beziehung zur induzierten Seismizität zu verbessern. Um die Schallemissionsaktivität (acoustic emissions, AE), die durch 11 piezoelektrische AE-Sensoren kontinuierlich aufgezeichnet wurde, zu extrahieren und zu charakterisieren, wurde ein halbautomatischer, wellenformbasierter Detektions-, Klassifizierungs- und Lokalisierungsworkflow entwickelt. Mit Hilfe des resultierenden Katalogs von 20000 AEs wurde das Bruchwachstum detailliert kartiert und charakterisiert. Das Experiment mit der neuartigen, zyklischen Injektionsstrategie (HF3) weist einen geringeren seismischen Fußabdruck auf als die Standard-Injektionsstrategie. HF3 induzierte weniger AEs und eine kleinere Maximalmagnitude. Außerdem hatte das Experiment einen signifikant höheren b-Wert, was einer verringerten Anzahl von großen AEs relativ zur Anzahl der kleineren AEs entspricht. Darüber hinaus zeigte HF3 eine erhöhte Komplexität im Bruchmuster mit mehreren Brüchen bzw. einem Netzwerk von Brüchen. Im Gegensatz dazu entwickelten die Standard-Injektionen einzelne, ebene Bruchzonen (Publikation 1). Zusätzlich zu den induzierten AEs wurden transiente, langperiodische Signale auf den horizontalen Komponenten von zwei Breitband-Seismometern, die wenige Meter von den Brüchen installiert waren, ausgewertet. Diese Signale wurden als Neigungssignale interpretiert und mit modellierten Neigungssignalen verglichen. Der Vergleich zeigt unabhängig, dass hydraulische Brüche geöffnet wurden und bestätigt, dass die AE-basierte Analyse die Bruchgeometrie verlässlich kartieren kann. Die gemeinsame Betrachtung von AEs und Neigungssignalen offenbart verschiedene Phasen des Bruchprozesses: das (wiederholte) Öffnen des Bruches, das Bruchwachstum und das weitere Wachsen des Bruches nach dem Ende der Injektion. Außerdem liefert die Analyse Hinweise auf die Reaktivierung einer natürlichen Bruchzone in einem der Experimente (Publikation 2). Eine neuentwickelte und hier präsentierte Wellenform-Ähnlichkeitsanalyse, die Informationen des gesamten Sensornetzwerkes nutzt und zum ersten Mal auf einen umfangreichen AE-Katalog angewendet wurde, unterstützt diese Interpretation. Um zu validieren, ob die verringerte Seismizität während der zyklischen Injektion auf der Meter-Skala (Bergwerk) auf andere Maßstäbe übertragbar ist, wurden Energie-Budgets für Injektionsexperimente aus zuvor durchgeführten Laborversuchen und aus einem Tiefengeothermie-Projekt berechnet. Über alle drei Skalen hinweg zeigen die zyklischen Injektionen einen verringerten seismischen Fußabdruck mit kleineren Maximalmagnituden, größeren b-Werte und einem kleineren Verhältnis von seismisch-abgestrahlter zu injizierter Energie (Publikation 3). KW - induced seismicity KW - hydraulic fracturing KW - enhanced geothermal systems (EGS) KW - injection KW - deformation KW - acoustic emissions KW - fracture growth KW - injection scheme KW - basement rock KW - Schallemissionen KW - Grundgestein KW - Deformation KW - verbesserte geothermische Systeme KW - Bruchausbreitung KW - hydraulisches Aufbrechen KW - Induzierte Seismizität KW - Injektion KW - Injektionsschema Y1 - 2022 U6 - http://nbn-resolving.de/urn/resolver.pl?urn:nbn:de:kobv:517-opus4-556593 ER -