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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.
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.