Nutzbarmachung klüftig-poröser Speichergesteine zur … · 2015. 11. 13. · speichern Methoden genutzt werden, die entsprechend dem Darcy-Gesetz für homogene, po-röse Speichergesteine

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Nutzbarmachung klüftig-poröser Speichergesteine zur abnehmernahen geothermischen Energiebereitstellung

FuE-Vorhaben BEO 0327063

Laut Zuwendungsbescheid des Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie vom 13.9.1999

ABSCHLUSSBERICHT

Berichtszeitraum : 1.7.1999 - 31.12.2002

Berichterstatter : Dr. rer. nat. Ernst Huenges GeoForschungsZentrum Potsdam, Telegrafenberg, 14473 Potsdam

Mitarbeiter im Berichtszeitraum (zum Teil auch in 0327063B, ZIP 0327063C und ZIP 327508):

Dr. Ali Saadat, Angela Spalek, Mathias Poser, Ute Trautwein, Jörg Schrötter, Silke Köhler, Wilfried Rockel, Falko Zetsche, Dr. Suzanne Hurter, Dr. Lutz Giese, Dr. Ke-mal Erbas, Dr. Mathias Bruhn, Dr. Andrea Seibt, Dr. Heinz Holl, Dr. Markus Wolf-gramm, Dr. Helmut Winter, Dr. Günter Zimmermann, Dr. Björn Legarth Kooperationspartner: ! Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe, Hannover ! Universität Stuttgart ! Institut für Geowissenschaftliche Gemeinschaftsaufgaben ! Ruhr-Universität Bochum ! Technische Universität Berlin

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I. Kurze Darstellung .................................................................................................. 3

1 Aufgabenstellung ...................................................................................................................3

2 Voraussetzungen, unter denen der FuE-Auftrag durchgeführt wurde ..........................................3

3 Planung und Ablauf des Auftrags ............................................................................................4

4 Wissenschaftlicher und technischer Stand, an den angeknüpft wurde .........................................6

4.1 Angabe bekannter Konstruktionen, Verfahren und Schutzrechte, die für die Durchführung des FuE-

Auftrags genutzt wurden ................................................................................................................................. 8 4.2 Angabe der verwendeten Fachliteratur sowie der benutzten Informations-/Dokumentationsdienste. 11

5 Zusammenarbeit mit anderen Stellen ............................................................................................. 12

II. Eingehende Darstellung..................................................................................... 14

1 Erzielte Ergebnisse ............................................................................................................14

1.1. Charakterisierung und Verbreitung klüftig-poröser Speichergesteine................................................ 14 1.1.1 Geologische Einordnung............................................................................................................... 1.1.2 Hydraulische, geomechanische und seismische Laborstudien ................................................ 19 1.1.3 Moderne Felduntersuchungen zur Erkundung von klüftig-porösen Speichern ........................ 26

1.2 Nutzbarmachung klüftig-poröser Speichergesteine unter Betrachtung bohrtechnischer und

geomechanischer Aspekte mit den Teilthemen: ............................................................................................ 27 1.2.1 Fördertechnisches Erschließen klüftig-poröser Speichergesteine ............................................ 27 1.2.2 Laboruntersuchungen zur Weiterentwicklung von Stimulationsverfahren............................... 30 1.2.3 Hydraulische Bohrlochtests zur Stimulations-Produktivitäts-Beziehung - Stimulationsexperimente und hydraulische Untersuchungen an der Bohrung Lindau ............................. 34 1.2.4 Faseroptische Temperaturmessungen zur Quantifizierung von Fluidströmungen in klüftig-porösen Speichergesteinen ....................................................................................................................... 40

1.3 Technischer Betrieb und energiewirtschaftliche Konsequenzen aus der Nutzung klüftig-poröser

Speichergesteine............................................................................................................................................ 42 1.3.1 Reinjektion von Thermalwässern in klüftig-poröse Speichergesteine und deren Einfluss auf die Permeabilität des Speichergesteins ........................................................................................................... 42 1.3.2 Anpassung des Thermalwasserkreislaufes an die Nutzung klüftig-poröser Speichergesteine .. 45 1.3.3 Energiebereitstellung – Konversionsanlagen............................................................................ 46 1.3.4 Bewertung von Explorations- und Aufschlussalternativen klüftig-poröser Speichergesteine mittels Kostenwirksamkeitsanalyse .......................................................................................................... 48 1.3.5 Optimierung des Wärmegewinns aus geklüftet-porösen Speichergesteinen mittels numerischer Modellrechnungen .................................................................................................................................... 50 1.3.6 Energiewirtschaftliche Analyse der Möglichkeiten und Grenzen einer geothermischen Energiegewinnung aus klüftig-porösen Speichergesteinen ...................................................................... 51

1.4 Zusammenfassung .............................................................................................................................. 52

2 Voraussichtlicher Nutzen, insbesondere der Verwertbarkeit der Ergebnisse................................. 53

3 Während der Durchführung des FuE- Auftrags dem Auftragnehmer bekannt gewordener Fortschritt auf dem Gebiet des Auftrags bei anderen Stellen ................................................................ 54

4 Erfolgte oder geplante Veröffentlichungen der FuE- Ergebnisse nach §11................................... 55

III. Erfolgskontrollbericht ....................................................................................... 59

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I. Kurze Darstellung

1 Aufgabenstellung

Im Mittelpunkt des Projektes stehen Problemlösungen zur langfristigen und nachhaltigen Be-reitstellung von Erdwärme für die Energieversorgung. Dabei soll besonders das abnehmerna-he Angebotspotenzial erweitert werden. Das ist nur möglich, wenn die weit verbreiteten klüf-tig-porösen Speichergesteine für eine geothermische Nutzung erschlossen werden können. Damit wird die Gewinnung von geothermischer Energie auch an Standorten ermöglicht, die bisher als nicht geeignet galten, da die Zielhorizonte (Speichergesteine) nicht die erforderli-chen Volumenströme für eine wirtschaftliche Nutzung produzieren.

Diese weit verbreiteten klüftig-porösen Speichergesteine sollen zur Wärmegewinnung nutzbar gemacht und die dafür notwendige Technologie entwickelt werden. Ziel des Projektes ist es darüber hinaus, das Fündigkeitsrisiko geeigneter Horizonte, d. h. primär gering ergiebiger, aber kontrolliert stimulierbarer Speichergesteine, zu reduzieren. Aufbauend auf Kenntnissen des geomechanischen Gesteinsverhaltens (ermittelt im Bohrloch und im Labor) werden wirt-schaftliche Stimulationsverfahren entwickelt. Für die Betriebsphase wichtige Untersuchungen des Langzeitverhaltens dieses Speichertyps werden durch Erfassung der Kinetik der chemi-schen Reaktionen an den Poren- und Kluftoberflächen durchgeführt. Die Untersuchungen um-fassen folgende Themenkomplexe:

1 Verbreitung der Zielhorizonte und petrophysikalische Charakterisierung 2 Nutzbarmachung der Zielhorizonte unter Betrachtung bohrtechnischer und geomechanischer Aspekte sowie 3 technischer Betrieb und energiewirtschaftliche Konsequenzen aus der Nutzung klüftig- poröser Speichergesteine.

2 Voraussetzungen, unter denen der FuE-Auftrag durchgeführt wurde

In der Bundesrepublik bestehen politische Einigkeit und gesellschaftlicher Konsens über den Stellenwert einer nachhaltigen Reduktion der CO2-Emissionen und die Gewährleistung einer sicheren, wirtschaftlich berechenbaren Energieversorgung. Um dieses Ziel zu erreichen, soll die Förderpolitik im Bereich Energieforschung und Energietechnologie gewährleisten, dass diejenigen Technologien entwickelt werden können, die nennenswert zur nachhaltigen Sen-kung der energiebedingten Umwelt- und Klimabelastungen und damit letztlich auch zu einer Schonung der endlichen Energieressourcen beitragen können. Da Klimaauswirkungen und Umweltprobleme nicht vor Staatsgrenzen Halt machen, sollen die Technologien auch zu Problemlösungen in anderen Ländern beitragen können und außerdem den besonderen Anfor-derungen gerecht werden, die die Entwicklung der Länder der Dritten Welt an uns stellt.

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3 Planung und Ablauf des Auftrags

Ein Arbeitsprogramm mit folgenden Schwerpunkten wurde erstellt:

I. Verbreitung und Charakterisierung klüftig-poröser Speichergesteine mit den eng vernetzten Teilthemen: Charakterisierung klüftig-poröser Speichergesteine durch hydraulische, geomechanische und seismische Laborstudien Verbreitung und Charakterisierung klüftig-poröser Speichergesteine durch die Analyse von Bohrungsdaten Moderne Felduntersuchungen zur Erkundung von klüftig-porösen Speichern

II. Die Nutzbarmachung klüftig-poröser Speichergesteine unter Betrachtung bohrtechnischer und geomechanischer Aspekte mit den Teilthemen: Fördertechnisches Erschließen klüftig-poröser Speichergesteine Laboruntersuchungen zur Weiterentwicklung von Stimulationsverfahren Hydraulische Bohrlochtests zur Stimulations-Produktivitätsbeziehung Stimulationsexperimente und hydraulische Untersuchungen an der Bohrung Lindau Faseroptische Temperaturmessungen zur Quantifizierung von Fluidströmungen in klüftig-porösen Speichergesteinen

III. Technischer Betrieb und energiewirtschaftliche Konsequenzen aus der Nutzung klüftig-poröser Speichergesteine mit den Teilthemen: - Bewertung von Explorations- und Aufschlussalternativen klüftig-poröser Speicherge-steine - Reinjektion von Thermalwässern in klüftig-poröse Speichergesteine und ihr Einfluss auf die Permeabilität des Speichergesteins - Anpassung des Thermalwasserkreislaufes an die Nutzung klüftig-poröser Speichergesteine - Energiewirtschaftliche Analyse der Möglichkeiten und Grenzen einer geothermischen Energiegewinnung aus klüftig-porösen Speichergesteinen - Optimierung des Wärmegewinns aus klüftig-porösen Speichergesteinen mittels nume-rischer Modellrechnungen

In Tabelle 1 sind die oben aufgeführten Themen im Arbeitsplan des Gesamtprojekts darge-stellt.

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1999 2000 2001 2002 Charakterisierung und Verbreitung klüftig-poröser Speichergesteine

Klassierung der klüftig-porösen Gesteinstypen

Aufbau des geothermisch/petrophysikalischen Labors

Petrophysik zementierter mesozoischer Sandsteine

Petrophysik zementierter paläozoischer Sandsteine

Petrophysik von Karbonatgesteinen

Petrophysik von Kluftspeichergesteinen

regionale Verteilung und geochemische Charakterisierung

Entwicklung geophysikalischer Abbildungsverfahren

Testarbeiten zur Nutzbarmachung

fördertechnisches Erschließen

Standortauswahl Geothermalbohrung

Recherche Frac- und Spülungschemikalien

Tests in Flachbohrungen

Laboruntersuchungen zur Stimulation

Planung der Stimulationsexperimente

Stimulationstest in Geothermalbohrung

Entwicklung thermisch-hydraulischer Bohrlochmessungen

thermisch-hydraulische Bohrlochmessungen

geophysikalische Experimente an Geothermalbohrung

Technischer Betrieb und energiewirtschaftliche Konsequenzen

Recherche 2 Phasen-Gemische im Thermalwasserkreislauf

Verfahrenstechnik des 2 Phasen-Thermalwasserkreislaufes

technische Anlagenkonzepte

wirtschaftliche Datensammlung zu Stimulationstechniken

Kostenwirksamkeitsanalyse

Optimierung der Wärmegewinnung

Energiewirtschaftliche Analyse

Kompilation

Tabelle 1: Zusammenfassung des vorgesehenen und weitgehend umgesetzten Arbeitsplans des Gesamtprojekts:

Abschlussbericht zum FuE Vorhaben 0327063

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4 Wissenschaftlicher und technischer Stand, an den angeknüpft wurde

Die Energiebereitstellung aus klüftig-porösen Speichergesteinen steht noch am Anfang. Die deutsche Geothermieforschung konzentrierte sich seit den 70er Jahren zunächst auf leicht zu-gängliche hydrothermale Ressourcen, später dann auf die HotDryRock-Technologie zur Stromerzeugung. Motiviert durch die Möglichkeiten der CO2-Reduktion sind seit Anfang der 90er Jahre wieder zunehmend hydrothermale Ressourcen in Porenspeichern von Interesse.

Im Rahmen des im Jahr 1998 abgeschlossenen Geothermie-Projekts Evaluierung geowissen-schaftlicher und wirtschaftlicher Bedingungen für die Nutzung hydrogeothermaler Ressour-cen wurden insbesondere Grundlagen für die Beurteilung der geowissenschaftlichen, techni-schen und ökonomisch-ökologischen Bedingungen der Nutzung hydrothermaler Ressourcen in Deutschland entwickelt. Die Ergebnisse dieses Projekts ermöglichten die Einschätzung der Wirtschaftlichkeit einer Geothermieanlage, wenn auch zunächst beschränkt auf Standorte mit Porenspeichern. Es wurden gleichzeitig Empfehlungen zur Optimierung der Errichtung und des Betriebes von Anlagen erarbeitet. Mit den durchgeführten Untersuchungen wurde nach-gewiesen, dass die Nutzung der Erdwärme unter bestimmten Voraussetzungen konkurrenzfä-hig gegenüber konventionellen Energieträgern und im Vergleich zu anderen regenerativen Energieträgern sogar erheblich kostengünstiger ist. Eine wesentliche Voraussetzung ist dabei das gleichzeitige Vorhandensein von ergiebigen Nutzhorizonten und geeigneten Abnehmern.

Das Abnehmerpotenzial, das durch Erdwärme abgedeckt werden kann, ist an den untersuch-ten Standorten mit Porenspeichern nur begrenzt. Der Beitrag der hydrothermalen Geothermie zum Energiemix mit konventionellen Technologien kann daher nur gering sein. Ein wesent-lich größeres Abnehmerpotenzial kann dann versorgt werden, wenn das technisch und wirt-schaftlich gewinnbare Potenzial geothermischer Energie wesentlich erweitert und die derzei-tig starke Standortabhängigkeit verringert werden kann.

Einige Forschungsvorhaben zum Thema der Nutzung hydrogeothermaler Ressourcen wurden gefördert, um das hydraulische, thermische und mechanische Verhalten geothermisch genutz-ter Aquifere zu untersuchen. Diese Arbeiten unterstützen das Ziel, den Betrieb von Anlagen, die Porenspeicher nutzen, zu optimieren.

Dem wichtigen Ziel, auch andere Ressourcen als Porenspeicher, wie Kluftspeicher, aufzu-schließen, kommen die in Deutschland und durch die EU geförderten Arbeiten zur Machbar-keit der HotDryRock-Technologie sehr nahe. Die Arbeiten zielen auf die Errichtung einer wissenschaftlichen Pilotanlage zur Erzeugung von Strom aus Erdwärme. Man konzentriert sich dabei auf einen Standort, so dass Forschungsbedarf für die Übertragbarkeit der Erkennt-nisse auf abnehmernahe Standorte und die erweiterte Nutzung der Wärme (Kraft-Wärme-Kopplung) bestehen bleibt.


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Kenntnisse zum hydrodynamischen Verhalten klüftig-poröser Speichergesteine basieren vor allem auf Testen in Erdöl- und Erdgasbohrungen, die auch zur Definition dieses Speichertyps führten. Kluftporosität ist heute ein wesentliches Kriterium bei der weltweiten Kohlenwasser-stofferkundung. Während zur Auswertung hydrodynamischer Untersuchungen von Poren-speichern Methoden genutzt werden, die entsprechend dem Darcy-Gesetz für homogene, po-röse Speichergesteine gelten, sind für klüftig-poröse Speichergesteine Modelle eingeführt worden, die von der gleichzeitigen Existenz statistisch zufällig verteilter Kluft- und Matrix-permeabilitäten in einem Aquifer ausgehen.

Unter den geologischen Gegebenheiten Deutschlands sind klüftig-poröse Speichergesteine in Sandsteinen und Karbonatgesteinen unterschiedlichen stratigraphischen Alters anzutreffen. Im Vergleich zu Porenaquiferen weisen sie zumeist einen höheren diagenetisch/tektonischen Beanspruchungsgrad und somit ein wesentlich reduzierteres primäres Porenvolumen auf. Die Orientierung und Geometrie der Fließkanäle in diesen Aquiferen variiert in weiten Grenzen, da sich klüftig-poröse Speichergesteine neben einer gering permeablen Gesteinsmatrix durch höher permeable bis hoch permeable Kluft-Fließwege auszeichnen. Bedingt durch ihr unter-schiedliches Durchströmungs- und Speicherverhalten sind die klüftig-porösen Speichergestei-ne zwischen den Kluft- und Porenaquiferen einzuordnen.

Klüftig-poröse Speichergesteine werden im Gegensatz zu reinen Kluft- und Porenspeichern in Deutschland zur Wärmegewinnung bisher kaum genutzt. Erste Erfahrungen im Hinblick auf eine geothermische Nutzung dieses Speichertyps wurden bei Bohrlochtests im mittleren Bunt-sandstein des Rheingraben, in den Bohrungen Bruchsal und Simmozheim, gewonnen. Aus-wertung und Vergleich der Testergebnisse haben gezeigt, dass die tektonische bzw. die Ver-senkungsgeschichte des Buntsandsteins im Rheingraben die heutige geothermische Nutzbar-keit der Speichergesteine wesentlich mitbestimmt. Aus den verschiedensten Erdgas- und Erd-ölreservoiren ist weiterhin bekannt, dass eine Zerklüftung bzw. Rissbildung in Sedimentge-steinen zumeist nur im Anfangsstadium zur Ausbildung einer bedeutenden sekundären Per-meabilität führt, da diese später durch migrierende Lösungen meist wieder reduziert wird. Ähnlich wie in der Kohlenwasserstofferkundung ist deshalb überwiegend davon auszugehen, dass meist nur relativ jung gebildete Klüfte und Mikroklüfte höhere Permeabilitäten produzie-ren.

Zur Beurteilung von Kluftporositäten und –permeabilitäten ist die Kenntnis der in situ Öff-nungsweite und der Dichte von Klüften wichtig. Traditionell ergaben Kernuntersuchungen die besten Näherungen. Die daraus resultierenden Angaben sind jedoch nur als sehr grobe Anga-ben zu den an der Oberfläche im Kern existierenden Klüften zu verstehen. Korrekturen hin-sichtlich der Druckentlastung des Kernes und seiner Deformation während des Bohrprozesses sind schwer möglich. Seit Mitte der 80er Jahre sind elektrische Abbildungen des Bohrlochs mittels Bohrlochmessung möglich. Diese orientierten Abbildungen hoher vertikaler und late-raler Auflösung liefern Informationen zur Kluftintensität, zur Kluftorientierung und zur Öff-nungsweite der Klüfte. Die komplexe Untersuchung entsprechender Kohlenwasserstoff-Speichergesteine mittels Formation-Microscanner (FMS), Televiewer, Porositäts- (Neutron-,


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Sonic-, Density-log) und Spülungslogs sowie Kernuntersuchungen haben gezeigt, dass die e-lektrisch leitfähigsten Klüfte überwiegend auch diejenigen mit der größten Fluid-Produktion sind.

Aus dem oben Dargestellten ergibt sich, dass neben der durch Intensität, Öffnung, Orientie-rung, Mineralisation und Wandrauhigkeit der Klüfte bestimmten Kluftpermeabilität zur Beur-teilung der geothermischen Nutzungsmöglichkeiten klüftig-poröser Speichergesteine auch die Ausbildung der von den Klüften durchzogenen Gesteinsmatrix und deren Gefüge von großer Bedeutung sind. Für die Stimulation primär gering ergiebiger Speichergesteine sind neben der Kenntnis des regionalen Spannungsfeldes und der primären Permeabilität auch die Matrix be-schreibende Parameter von entscheidender Bedeutung. Darüber hinaus kann erwartet werden, dass sich aus der Analyse klüftig-poröser Speichergesteine Schlussfolgerungen zur Stimulati-on von primär gering ergiebigen Porenspeichern ergeben.

4.1 Angabe bekannter Konstruktionen, Verfahren und Schutzrechte, die für die Durchführung des FuE-Auftrags genutzt wurden

Methode/Proben/Apparaturen/Bedingungen am GFZ Das GFZ verfügt über ein breites Spektrum an Apparaturen (http://www.gfz-potsdam.de/pb5/pb52/devices/welcome.html), das im Rahmen der Projektbearbeitung genutzt wurde.

Konventionelle Druck-/Temperatur-Messtechnik: Druck-/Temperatursonde (p/T 20) für Temperaturmessungen bis max. 150 °C (Temperaturauflösung 0,001 K) und Druckmessungen bis zu 60 MPa, Durchmesser der Sonde 45 mm. Sondenzopf mit 5 Messstellen im Abstand von 1m für Temperaturmessungen bis max. 100 °C für Online-Betrieb (Temperaturauflösung 0,01 K); im Memory-Betrieb bis max. 80 °C. Einsatz in Bohrungen bis max. 2.000 m Tiefe. Drucksonde (P max < 1,5 bar) für Pegelmessungen. Mobile Winden-Messtechnik: Für den mobilen Einsatz wurde eine Messwinde konzipiert, die in nur einer Zargesbox (l,b,h 80 x 60 x 40 cm³) integriert ist. Die Messwinde arbeitet mit einem 1000m 1/10“-Vector-Kabel und wird von einem 12V-Motor 140W angetrieben. Die Fahrgeschwindigkeit kann zwischen 0 – 10 m/min geregelt werden. In Kombination mit die-ser Messwinde werden spezielle, analoge und schlanke Messsonden (Durchmesser 28 mm) eingesetzt. Optische Temperatur-Messtechnik: In den letzten Jahren wurde ein neues Temperatur-messverfahren, das auf dem Einsatz optischer Fasern beruht, in die Geowissenschaften und in die geothermische Bohrlochmessung im eigentlichen Sinne eingeführt. Das Konzept, das die-sem Messprinzip zugrunde liegt, basiert auf der Messung der rückgestreuten Raman-Komponente des Laserlichtes in einer optischen Faser. Im Gegensatz zu anderen Anwendern dieser Technologie konzentrierte sich das GFZ Potsdam in den letzten Jahren darauf, ein wie-der verwendbares Bohrloch-Messsystem zu entwickeln, das die Einbettung der optischen Fa-ser in ein Messkabel beinhaltet.


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Ausrüstung für hydraulische Tests: Pumpversuche dienen zur Abschätzung hydraulischer Parameter, die mit bekannten Verfahren (z.B. Horner-Verfahren) bestimmt werden können. Grundsätzlich unterscheidet man zwei Arten von Tests: die Fördertests und die Injektions-tests. Mit den am GeoForschungsZentrum Potsdam (GFZ) vorhandenen Ausrüstungen können Fördertests mit moderaten Fließraten (bis zu 5 m³/h) unter Verwendung einer Unterwasser-Förderpumpe, die in die Bohrung eingehängt wird, durchgeführt werden. Die maximale Ein-bautiefe der Pumpe beträgt ca. 340 m, wodurch die maximale Absenkung des dynamischen Wasserspiegels in der Bohrung beschränkt ist. Aus den Druckmessungen und den Fließraten lassen sich folgende Parameter bestimmen bzw. berechnen:

! Transmissivität,

! Permeabilität,

! Ausdehnung des Reservoirs.

Außerdem kann die chemische Zusammensetzung des zu fördernden Formationsfluids als Funktion der Zeit untersucht werden. Die untertägige Ausrüstung besteht aus den folgenden Komponenten, die gemeinsam sowie getrennt verwendet werden können:

! Unterwasserpumpe und Messeinheit: Modell SP 5A 85 der Fa. Login

! Schlauch-Packer (optional)

! p/T-Sonde mit wire-line (memory tool, optional)

Mit Hilfe der Messeinheit oberhalb der Tiefenpumpe werden Druck, Temperatur sowie der Durchfluss mit Hilfe eines Flowmeters gemessen. Das geförderte Formationswasser wird mit Hilfe von Steigrohren zur Oberfläche gepumpt und danach in Containern gelagert, bis es ord-nungsgemäß entsorgt werden kann. Übertage dient ein zweites Flowmeter zur Kontrolle des Durchflusses.

Standard-Laborausrüstung: Die Sandsteine sind unterschiedlich stark zementiert und wei-sen einen breiten Wertebereich in Bezug auf Porosität und Permeabilität auf. Die Porenraum-struktur wird mit folgenden Methoden charakterisiert: Mikroskopie, RDA-Analysen zur Un-tersuchung der Zemente, Quecksilber-Injektion und Stickstoff-Adsorption/-Desorption zur Charakterisierung der Porengrößenverteilung und der Oberflächenstruktur der Poren.

Vakuum-Wäge-Messstand: Die Messung der Porosität und Dichte erfolgt mit einer Kombi-nation aus Porenvolumenabschätzung bei Flüssigkeitssättigung (Sättigungsmethode) und der Messung des Gesamtvolumens unter Auftrieb nach Archimedes. Dazu stehen ein Vakuumtro-ckenschrank, Exikatoren, Vakuumpumpen und Wägeequipment zur Verfügung.

Gas–Wasser–Permeameter: Zur Bestimmung der Durchlässigkeit von Gesteinen unter Um-gebungsdruck und –temperatur wird ein Permeameter zur axialen Durchströmung zylinder-förmiger Gesteinsproben genutzt. Die Probenhalter sind auf zylinderförmige Proben von 25 bzw. 50 mm und 50 bzw. 100 mm Länge ausgelegt. Mit dieser Anlage kann die Permeabilität sowohl stationär als auch instationär gemessen werden. (http://www.gfz-potsdam.de/pb5/pb52/devices/gasperm/welcome.html).


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Multiparameter-Durchströmungsanlage: Hydraulische und elektrische Transporteigen-schaften unter Normaldruck und kontrollierten Temperaturbedingungen bis 60°C werden in der Multiparameter-Durchströmungsanlage bestimmt. Es stehen zwei Messzellen für zylinder-förmige Gesteinsproben von 25 bzw. 50 mm und 50 bzw. 100 mm Länge zur Verfügung (http://www.gfz-potsdam.de/pb5/pb52/devices/multipara/welcome.html).

Wärmeleitfähigkeit: Die Wärmeleitfähigkeit unter Normalbedingungen wird mit einer kommerziellen Nadelsondenapparatur gemessen (http://www.gfz-potsdam.de/pb5/pb52/ devices/wlf-teka/welcome.html), die Wärme- und Temperaturleitfähigkeit bei hoher Temperatur in einem liegenden Drei-Zonen-Rohrofen. (http://www.gfz-potsdam.de/pb5/pb52/devices/wlf-ht/welcome.html).

Gammaspektroskopie: Die Spektralanalyse der beim radioaktiven Zerfall auftretenden Gamma-Strahlung erlaubt eine hochauflösende Bestimmung der quantitativen Gehalte von Kalium, Uran und Thorium in Gesteinsproben. (http://www.gfz-potsdam.de/pb5/pb52/ devices/labrheat/welcome.html).

Strukturuntersuchungen an Gesteinen: Mikroskopie und Bildanalyse: Das Mikroskopie- und Bildanalyse-System besteht aus einem Polarisationsmikroskop für Durchlicht, Auflicht und Fluoreszenzanregung, einer digitalen Kamera, die über ein Glasfaserkabel mit einem leis-tungsstarken Computer verbunden ist, sowie speziell angepasster Bildverarbeitungs- und Bildanalysesoftware. (http://www.gfz-potsdam.de/pb5/pb52/devices/imaging/welcome.html).

Quecksilberintrusion: Die Messung der Porenradienverteilung erfolgt mit dem Quecksilber-porosimeter WS2000 von Fision Instruments im Bereich von 300 bis 0,004 µm. Das Mess-prinzip beruht darauf, dass das nicht benetzende Quecksilber mit zunehmendem Druck in den Porenraum einer Gesteinsprobe eingepresst und dabei das bis zu dem jeweiligen Druck in die Probe eingedrungene Quecksilbervolumen registriert wird. Der Zusammenhang zwischen aufgebrachtem Injektionsdruck und Porenradius ist durch die Kapillardruckbeziehung von Purcell gegeben (http://www.gfz-potsdam.de/pb3/pb32/).

Hochdruckequipment: Hochdruck-Hochtemperatur-Durchströmungsanlage: Zur Untersu-chung der Transporteigenschaften von Gesteinen und der mit Transportprozessen in Verbin-dung stehenden physiko-chemischen Erscheinungen steht eine Hochdruck-Hochtemperatur-Durchströmungsanlage zur Verfügung. In ihr können Permeabilität, thermische Transportei-genschaften und seismische Geschwindigkeiten in Abhängigkeit von Druck- und Temperatur (Umschließungsdruck max. 300 MPa, Porendruck max. 100 MPa und Temperatur max. 300 °C) bestimmt und bei Durchströmung mit unterschiedlichen Porenfluiden (CaCO3- oder CO2-haltig) physiko-chemische Gesteinswechselwirkungen analysiert werden. Die Innenauf-bauten sind für eine Probengröße von maximal 50 mm im Durchmesser und 100 mm Länge (zylinderförmig) konzipiert (http://www.gfz-potsdam.de/pb5/pb52/devices/hd-hdhtd/welcome. html).

Triaxialpresse: Der Messstand besteht aus einer triaxialen Hochdruckpresse und einem Flu-idpumpensystem zur Untersuchung von mechanischen Materialeigenschaften bei axialsym-


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metrischen Spannungszuständen und gekoppelten gesteinsphysikalischen Parametern kontinu-ierlich während der Deformation bei maximal 4600 kN Axiallast, 140 MPa Umschließungs-druck, 140 MPa Porendruck und maximal 200 °C. Das System ist ausgestattet mit Sensorik zur Messung von Deformation, Permeabilität, elektrischem Probenwiderstand und Ultra-schallwellengeschwindigkeit. Der PC-gesteuerte vollautomatische Versuchsablauf kann onli-ne anhand typischer Kennlinien verfolgt werden.(http://www.gfz-potsdam.de/pb5/pb51/html/ triax.html).

4.2 Angabe der verwendeten Fachliteratur sowie der benutzten Informations- und Dokumentationsdienste

Die verwendete Fachliteratur ist in den einzelnen Kapiteln aufgeführt. Das GeoForschungs-Zentrum Potsdam bietet hausintern den Zugang zu folgenden Datenbanken:

GeoRef Herausgeben vom American Geological Institute. Weitere Informationen. 1785 - present

GeoBase – GFZ Herausgeben von Elsevier Science. Weitere Informationen. 1980 - present

GeoLine – GFZ Herausgegeben von der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR). Weitere Informationen. 1970 - present

EconLit – PIK Database for economics, provides bibliographic citations, with selected abstracts, to the international literature on economics since 1969.

ICSD – GFZ ICSD (Inorganic Crystal Structure Database) is a comprehensive database on the complete structural information for inorganic compounds.

Online Contents Che-mie, Mathematik, In-formatik, Physik, Technik, Umwelt

ein fachbezogener Auszug aus der SwetsBlackwell-Datenbank Online Contents, die laufend durch ausgewählte Zeitschriftentitel der zuständigen Sondersammelgebiets-bibliothek (DFG) ergänzt werden.

Phase Equlibria Dia-grams

lokale CD (weitere Information)

Zeitschriftenaufsätze Aufsatzsuche auf der Basis der elektronischen Angebote der Verlage und wiss. Ge-sellschaften.

Presearch in STN-Datenbanken

Vorabrecherche in den kostenpflichtigen Datenbanken von STN.

ADS Phys-ics/Geophysics Ab-stract Service

Abstracts zu u.a. Geophysik, Geologie, Seismologie, Geomagnetismus. 1975 - pre-sent. Herausgegeben von NASA und Harvard-Smithsonian Center for Astrophysics.

Agricola National Agricultural Library - Publikationen zu allen Aspekten der Landwirtschaft und verwandten Disziplinen, u.a.: animal and veterinary sciences, entomology, plant sciences, forestry, aquaculture and fisheries, farming and farming systems, agricul-tural economics, extension and education, food and human nutrition, and earth and environmental sciences.

ARC Cross archive searching - Metasuche in Volltextarchiven weltweit (auch: arxiv.org). Bibliothekskataloge Weltweit Cold Regions Bibli-ography Project

American Geological Institute - z.Zt. frei zugänglich

DepatisNet Patentrecherche via Deutsches Patent- und Markenamt


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Dissertationen (UMI)

Eine Datenbank von UMI (ca. Mio Dissertationen), eigentlich zur Bestellung von Dissertationen gedacht, aber durchaus zur Suche nutzbar!

EarthRef Databases EarthRef Digital Archive, Seamount Catalog, GERM Reservoirs Database contains summary data on the geochemistry of all reservoirs in the Earth, GEOROC database, PETDB petrologic and chemical database.

Earthquake Engineer-ing Abstracts

EEA covers the world literature in earthquake engineering since 1971. Contents in-clude selected technical reports, conference papers, monographs, and journal articles. By National Information Service for Earthquake Engineering, University of Califor-nia, Berkeley.

Euler Portal zu mathematischer Literatur Geodok GEODOK ist ein Suchprogramm mit über 60.000 ausgesuchten Einträgen für seit

1980 erschienene geographische Literatur. Die primär Aufsatzverweise (z.B. für Zeit-schriften wie Geographische Rundschau , Erde und fast 400 anderen geographischen Zeitschriften und Serien) enthaltende Datenbank wurde vom Institut für Geographie der Universität Erlangen erstellt.

Geophoka Literaturdatenbank GEOdäsie, PHOtogrammetrie, KArtographie. seit Ende 1984 ge-führt. Ca 40 000 Literaturnachweise, wobei der jährliche Zuwachs ca. 2 400 Nach-weise beträgt. Für GEOPHOKA wurde und wird die Literatur der genannten Fachge-biete aus dem In- und Ausland regelmäßig ausgewertet.

Geothermal Resources Council Database

GetInfo GetInfo verzeichnet Literatur aus allen Bereichen der Naturwissenschaften und Tech-nik, auch graue Literatur.

Metlis Bibliothekskatalog des Dt. Wetterdienstes - Meteorologie, Klimatologie (Bücher, Aufsätze)

OAIster Suche nach digitalen Resourcen (Open Archives Initiative) Ocean Drilling Pro-gram Database

database contains over 18,000 citations related to Deep Sea Drilling Project (DSDP) and Ocean Drilling Program (ODP) research spanning from 1969 to the present.

Scirus Suchmaschine des Verl. Elsevier Sicherheitsdatenblätter SDB von Merck mit ChemDAT Theo online Deutsche Dissertationen online Umweltbundesamt Datenbanken des Umweltbundesamtes US Geological Survey USGS Publications Verzeichnisse lieferba-rer Bücher

Buchhändlerische Verzeichnisse

arXiv.org e-Print ar-chive

Physics preprints

Zeitschriftendatenbank welche Zeitschriften in welcher deutschen Bibliothek?

5 Zusammenarbeit mit anderen Stellen

Das Projekt wurde mit Förderung durch das BMBF (BEO 0327063B) in einer Vorphase 1998 und durch das BMWi (BEO 0327063) 1999 gestartet.

Die Kooperationspartner Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe Hannover, das Institut für Geowissenschaftliche Gemeinschaftsaufgaben Hannover, die Technische Universi-


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tät Berlin, die Universität Stuttgart, die Ruhruniversität Bochum und mit den eigenständigen Projekten der Unternehmen MeSy GmbH Bochum und GTN GmbH Neubrandenburg wurden die in Tabelle 2 zusammengefassten Themenkomplexe bearbeitet.

GFZ Potsdam

Grundlagen zu: -Geologie -Geophysik -Bohrtechnik -Bohrlochmessungen -Bohrlochtests -Geomechanik -Geochemie -Verfahrenstechnik -Betriebswirtschaft -Energiewirtschaft -Modellierung

Standortauswahl Planung Pilotprojekt Modellierung Transportprozesse Geochemie

EndproduktPilotprojekte Klüftig- poröse Speicher mit Nutzungspotenzial

Frac-Technologie Spannungsfeld Hydraulik von Klüften Stimulationsservice

Geophysik RU Bochum

Bohrtechnik TU Berlin

BGR Hannover

IER Stuttgart

GGA Hannover

GTN Neubranden-

burg

MeSy Bochum

Tabelle 2: Übersicht der am Projekt beteiligten Kooperationspartner und Fachdisziplinen


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II. Eingehende Darstellung

1. Erzielte Ergebnisse

1.1. Charakterisierung und Verbreitung klüftig-poröser Speichergesteine 1.1.1. Geologische Einordnung

Gesteine mit ausreichender Porosität und Permeabilität bilden Porenspeicher, die von Fluiden durchströmt werden können. In Kluftspeichern dagegen erfolgt eine Zirkulation der Tiefen-wässer ausschließlich über offene Trennflächen. Die hier betrachteten klüftig-porösen Spei-chergesteine sind eine Mischung aus beiden Reservoirtypen: Gesteine, deren Eigenschaften – speziell das Förder- und Injektionsverhalten – durch den Porenraum und zusätzlich auch durch Klüfte und Risse bestimmt werden. Prinzipiell sind alle denkbaren Kombinationen zwi-schen reinem Porenspeicher und Kluftspeicher möglich.

Geothermische Reservoire oder im internationalen Sprachgebrauch Enhanced Geothermal Systems genannt, sind nutzbare Wärmespeicher, in denen große Mengen (hydrogeothermale Speicher) oder nur geringe Mengen (HDR-Systeme) Tiefenwasser vorhanden sind. Das in hydrogeothermalen Speichern natürlich vorhandene heiße Wasser muss für die geothermische Nutzung nur erschlossen werden. In HotDryRock-Systemen dagegen dient der Untergrund hauptsächlich als Wärmetauscher, d.h. zur Wärmegewinnung wird nicht im Untergrund vor-handenes Wasser genutzt, sondern von außen verpresstes Wasser eingesetzt.

Gesteinsklüftung als Folge tektonischer Beanspruchung ist im Bereich der Mitteleuropäischen Senke weit verbreitet. Sowohl in Obertageaufschlüssen als auch in Tiefbohrprofilen kann sie in allen Strukturstockwerken und Gesteinstypen beobachtet werden. Je nach Intensität der tek-tonischen Einwirkung treten Makroklüfte, Mikroklüfte oder Haarrisse auf. Durch Druckent-lastung können außerdem Entspannungsklüfte sichtbar werden. Die einzeln oder gehäuft auf-tretenden Klüfte sind in Abhängigkeit von Alter, regionaltektonischer Stellung und strukturel-ler Situation offen oder teilweise bis vollständig mit Mineralausfällungen verheilt.

Ziel dieses Projekts ist es poröse Gesteine zu finden, deren Wegsamkeit (potenzielle Förder- und Injektionsleistungen) durch Kluftsysteme entscheidend geprägt oder zumindest verbessert wird (Abbildung 1). Offene Kluftsysteme von teilweise beträchtlicher Reservoirgröße sind vorrangig an große, bis in die Gegenwart wirksame regionale Bruchsysteme gebunden (z.B. Oberrheingraben). Älter angelegte Klüfte sind häufig verheilt, in einigen Fällen (z.B. Kohlen-wasserstoff-Lagerstätten der Lausitzer Lagune) verhinderten Erdgas- oder Erdölfüllungen den Zementationsprozess (ZIEGENHARDT, 1976). Eine besondere Stellung nehmen der Süddeut-sche Malm oder vergleichbare verkarstete Kalkgesteine ein, in denen übergroße Poren (Lö-sungshohlräume) quasi wie Klüfte wirken. Dabei können begleitende dichte Gesteine durch zusätzliche Klüftung in ein teilweise auch die Erdoberfläche erreichendes Gesamtsystem ein-bezogen sein (STOBER, 1986).


15

Neben natürlich geklüfteten Speichergesteinen sind auch Gesteinsschichten interessant, die bei Anwendung konventioneller Erschließungsmethoden eine wirtschaftliche Nutzung auf-grund zu geringer Ergiebigkeiten bisher ausschließen. Das können sowohl Porenspeicher mit geringer Permeabilität oder Mächtigkeit als auch Kluftspeicher mit ungenügender hydrody-namischer Verbindung zum Bohraufschluss sein. In beiden Fällen kann durch geeignete Sti-mulationsmaßnahmen versucht werden, die erforderlichen Volumenströme über die Schaf-fung künstlicher Risssysteme zu erreichen.

Neben den bekannten und als hydrothermale Ressourcen bereits erfassten gut porösen, teil-weise hoch permeablen mesozoischen Aquiferen (KATZUNG, 1984; HÄNEL & STAROSTE, 1988; DIENER et al., 1988/92; HURTIG et al., 1992; SCHULZ et al.,1994) wurden durch eine Vielzahl von Tiefbohrungen weitere thermalwasserführende Formationen erschlossen, deren Nutzung wegen zu geringer Ergiebigkeiten bisher ausgeschlossen wurde.

Die ungünstigen Speichereigenschaften ergeben sich sowohl aus der Sedimentanlage als auch durch diagenetische Prozesse im Gestein. Gegenüber den jüngeren mesozoischen Schichten besitzen diese Formationen aufgrund der deutlich tieferen Versenkung erheblich bessere Temperaturpotenziale.


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NordalpinesMolassebecken

Oberrhein-graben

Süd - Deutschland

NorddeutschesBecken

Nord - Deutschland

bisher nicht nutzbare Aquiferemit geringer Porosität / Permeabilität,hohe Temperaturen große Teufenlagen,für praktische Untersuchungs-arbeiten geeignete Tiefbohrungen

UNTERSUCHUNGS-RICHTUNG,KRITERIEN,ANFORDERUNGEN:

BEARBEITUNGS-SCHRITTE:

BEARBEITUNGSGEBIETE(BECKEN- und GRABEN-STRUKTUREN):

junge regionale Bruchzonenmit offenen Kluftsystemen,hohe Temperaturen große Teufenlagen

Auswertung von Tiefbohrungen

Klüftung durch sekundäreRißbildungnatürliche Klüftung

(und Verkarstung)KLUFTGENESE:

Erfassung regionaler Bruch-zonen (und Karstgesteine),Auswertung von Tiefbohrungen

Nutzbarmachung bisher nicht geeigneter Aquifere(Sandstein, Kalkstein)

Nutzungsmöglichkeitenklüftig-poröser Speicher(im Langzeitbetrieb)

ZIELSTELLUNGEN:

Abbildung 1: Konzept zur geologischen Erkundung klüftig-poröser Speicher in Deutschland

Im Folgenden werden geologische Vorarbeiten zur Auswahl einer Testlokation bzw. einer Altbohrung, die sich für die Erforschung und Entwicklung von Technologien zur Nutzbar-machung klüftig-poröser Aquifere eignet, beschrieben. Die Anforderungen an die Unter-suchungsformation wurden formuliert, um damit regionale geologische Einheiten zu bewer-ten. Eine detaillierte Datengrundlage ermöglichte die Auswahl der regionalen Einheit und Formation.


17

Es werden gering poröse und gering permeable Gesteine gefordert, die

1. Temperaturen von mehr als 120° C aufweisen bzw. tiefer als 3000 m liegen,

2. weitflächig verbreitet sind, um eine Übertragbarkeit der Untersuchungsergebnisse zu begünstigen,

3. eine gewisse Vielfalt an lithologischen Einheiten zur Untersuchung bieten.

Aus der Forderung möglichst hoher Schicht- und Thermalwassertemperaturen beschränkt sich das Interesse auf die bekannten regionalen Beckenstrukturen, in denen mehrere bisher nicht nutzbare Aquifere verbreitet sind (Tabelle 3).

Region Regional-geologische Einheit Stratigraphie

Norddeutschland Norddeutsches Becken Mittlerer Buntsandstein Rotliegend

Nordalpines Molassebecken Keuper Permokarbon

Süddeutschland Oberrheingraben Buntsandstein

Tabelle 3: Übersicht der geothermisch bisher nicht nutzbaren Aquifere in Deutschland

Besonders das im gesamten Norddeutschen Becken verbreitete und im Rahmen der Erdgas-suche intensiv untersuchte Rotliegend bietet im Vergleich mit anderen Formationen mehrere Vorteile:

1. Das Rotliegend ist im gesamten Mitteleuropäischen Permbecken verbreitet und er-reicht als stratigraphisch älteste Formation am ehesten große Teufenbereiche.

2. Durch die EE-Exploration ist es insbesondere in Norddeutschland gut untersucht.

3. Mit dem Auftreten von porös-permeablen Sandsteinen, weitgehend dichten Siltsteinen und Vulkaniten sind mehrere Gesteinstypen im Profil vertreten, die unter sehr unter-schiedlichen Aspekten für eine Nutzbarmachung von Interesse sind.

4. Bergrechtliche Restriktionen sind insbesondere für den Bereich Nordostdeutschlands weitgehend abgebaut. Die Erdgassuche im Rotliegend ist nahezu abgeschlossen, so dass eine ganze Reihe großflächiger Konzessionsgebiete freigegeben werden konnte (KARNIN et al., 1998).

5. Wesentliche Untersuchungsergebnisse und Erkundungsdaten stehen seitens der Explo-rationsfirma Erdgas Erdöl GmbH (EEG, Berlin) zur Verfügung.

6. Von den zahlreichen verfüllten Tiefbohrungen sind ausgewählte Lokationen mög-licherweise für technische Untersuchungen geeignet.

Außer des weiterhin vergebenen Konzessionsgebietes Erdgaslagerstätte Salzwedel-Peckensen wurden durch die E/E-Industrie im Gebiet zwischen Berlin und Vorpommern relevante Er-kundungsdaten von etwa 100 Präzechsteinbohrungen ausgewertet. Dabei erwies sich das Rot-liegend als regional lithologisch differenziert entwickelte Formation (GAST ET AL., 1998). Das


18

Hauptaugenmerk richtete sich – auch aufgrund der verfügbaren Porenwassermengen – auf die in ihren Eigenschaften (Mächtigkeit, Korngröße, Diagenese, Petrophysik) stark veränderli-chen Sandsteine.

Hinsichtlich der stratigraphischen Einordnung der erbohrten Rotliegendprofile wurde vorerst die in allen Unterlagen der Erdgas-Erdöl GmbH verwendete ostdeutsche Gliederung bei-behalten. Ein Übersichtsvergleich mit der neuen, an einem konkreten zeitstratigraphischen Gerüst sich orientierenden Gliederung erfolgt in Tabelle 4.

Mellin

Peckensen

Eldena

Rambow

Mirow

Parchim

Gliederung Ostdeutschland

SchichtenFormationSubgruppeGruppe

Hannover

Dethlingen

Neugliederung nach SCHRÖDER et al. (1995)

Mirow

Parchim

Elbe

Havel

Müritz

Unter-rotliegend

Rot

liege

nd

Tabelle 4: Stratigraphische Gliederung des Rotliegend im Norddeutschen Becken (vereinfacht)

Bevorzugt in der Dethlingen-Formation der Elbe-Subgruppe (Eldena- und Rambow-Schichten nach der in Ostdeutschland angewendeten Gliederung), untergeordnet auch in der Havel-Gruppe auftretende Sandsteine, besitzen im Allgemeinen sehr schlechte Speichereigenschaf-ten (Porosität 2-5 %, Permeabilität < 1 mD). Im Bereich der Barnim-Senke (unmittelbar nörd-lich Berlins) wurden aber auch mehrere etwa 50 m mächtige Sandsteinabschnitte mit erhöhter Porosität und Permeabilität angetroffen. Danach konzentrierten sich die geologischen Detail-untersuchungen auf dieses Gebiet, um eine der verfüllten Tiefbohrungen, die sich zur Durch-führung hydraulischer Experimente eignet, zu finden.

Aus der Übereinstimmung der geologischen Bedingungen, der bohrtechnischen Möglich-keiten und der aktuellen Standortsituation wurde die Bohrung E Groß Schönebeck 3/90 als


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Lokation für ein In situ Tiefenlabor gewählt, in dem Stimulationsexperimente durchgeführt werden sollen. Bergrechtliche Anträge zur Aufwältigung dieser Altbohrung wurden bewilligt.

Literatur

DIENER, I. et al., (1988/92): Geothermische Ressourcen Nordteil der DDR/Nordostdeutschland, 1 : 200 000. – Zentrales Geologisches Institut / UWG Gesellschaft für Umwelt- und Wirtschaftsgeologie mbH, Berlin (unveröff. Ber.).

GAST, R., PASTERNAK, M., PISKE, J. & RASCH, H.-J. (1998): Das Rotliegend im norddeutschen Raum: Regionale Übersicht, Stratigraphie, Fazies und Diagenese. - Geol. Jb. A 149, 59 – 79.

HÄNEL, R. & STAROSTE, E. (Hrsg.) (1988): Atlas of Geothermal Resources in the European Commu-nity, Austria and Switzerland. – Verl. Th. Schäfer, Hannover.

HURTIG, E., CERMAK, V., HAENEL, R. & ZUI, V. (Eds.) (1992): Geothermal Atlas of Europe. – Her-mann Haack Verlagsgesellschaft, Gotha.

KARNIN, W.-D., MERKEL, J., PISKE, J. & SCHRETZENMAYR, S.: Historie und gemeinsames Explorati-onskonzept EEG / BEB nach 1990. - Geol. Jb. A 149, 7 – 23.

KATZUNG, G. (Hrsg.) (1984): Geothermie-Atlas der Deutschen Demokratischen Republik. – Zentrales Geologisches Institut, Berlin.

KÖHLER, S. & SAADAT, A. (2000): Möglichkeiten und Perspektiven der geothermalen Stromerzeu-gung. – GFZ Potsdam, Scientific Technical Report STR00/23, 7-28, POTSDAM.

SCHULZ, R., BEUTLER, G., RÖHLING, H.-G., WERNER, K.-H., ROCKEL, W., BECKER, U., KABUS, F., KELLNER, T., LENZ, G. & SCHNEIDER, H. (1994): Regionale Untersuchungen von geothermischen Re-serven und Ressourcen in Nordwestdeutschland. – ArchivNr. 111 758, Niedersächsisches Landesamt für Bodenforschung, Hannover.

STOBER, I. (1986): Strömungsverhalten in Festgesteinsaquiferen mit Hilfe von Pump- und Injektions-versuchen. - Geol. Jb. C 42, 3-204, Hannover.

ZIEGENHARDT, W. (1976): Bau und Genese salinartektonisch angelegter Strukturen des Staßfurtkar-bonats im Zechstein der Lausitz – Teil II. – Z. angew. Geol., 22 (3), 106 – 113, Berlin.

1.1.2. Hydraulische, geomechanische und seismische Laborstudien

Ziel eines Teilprojektes war es, durch ein umfassendes Laboruntersuchungsprogramm unter Einschluss von gekoppelten geomechanischen, hydraulischen und petrophysikalischen Expe-rimenten Schlüsselparameter zur Charakterisierung klüftig-poröser Speichergesteine hinsicht-lich der Übertragbarkeit der laborphysikalischen Ergebnisse auf regionale Strukturen zu ge-winnen.

Die Arbeit im Rahmen dieses Teilprojektes lässt sich in 3 Abschnitte gliedern: 1. Auswahl von repräsentativen Gesteinsproben, 2. deren grundlegende Charakterisierung unter Anwendung petrophysikalischer Standardmethoden, 3. innovative Laborexperimente zur gekoppelten Messung hydraulischer, elektrischer und mechanischer Gesteinsparameter.


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Obertägig anstehende Referenzproben für potenzielle geothermische Speichergesteine deck-ten ein weites Spektrum an petrophysikalischen Eigenschaften ab. Die Vorauswahl der Sand-steine erfolgte mit Hilfe der Gesteinsbeschreibungen im Bildatlas wichtiger Denkmalgesteine der Bundesrepublik Deutschland (GRIMM, 1990).

Auswahlkriterien waren:

! Versenkungstiefe: Es wurden nur Sandsteine berücksichtigt, die in für Deutschland geothermisch interessanten Teufen auftreten können (Trias und älter).

! Porosität: Einzige vorab verfügbare Größe, die Einfluss auf die petrophysikalischen Eigenschaften hat.

! Textur: Korngröße und Sortierung.

! Zementation: Art und Grad der Zementation beeinflussen ebenfalls das petrophysika-lische Verhalten.

! Homogenität: Ein in sich homogener Probenblock ist die Voraussetzung für die Rea-lisierung der grundlegenden Charakterisierung in statistisch repräsentativem Umfang.

Gestein Lokation Probenart Alter

BW1 Pfrondorfer Sandstein Tübingen-Lustnau anstehend Keuper

BW2 Pliezhausener Sandstein Pliezhausen-Rübgarten anstehend Keuper

BW3 Heilbronner Sandstein Heilbronn anstehend Keuper

BW4 Neuensteiner Sandstein Neuenstein anstehend Keuper

BW5 Neckartäler Hartsandstein Eberbach anstehend Buntsandstein

BW6 Mainsandstein Wertheim-Dietenhahn anstehend Buntsandstein

H1 Edersee-Grauwacke Korbach anstehend Karbon

H2 WrexenerSandstein Diemelstadt anstehend Buntsandstein

H3 Roter Wesersandstein Wülmersen anstehend Buntsandstein

H4 Grauer Wesersandstein Bad Karlshafen anstehend Buntsandstein

H5 Friedewalder Quarzsandstein Friedewald anstehend Buntsandstein

H6 Friedewalder Quarzsandstein Friedewald anstehend Buntsandstein

SA1 Solling Basissandstein Nebra-Kriebsholz anstehend Buntsandstein

SA2 Solling Basissandstein Nebra-Bockberg anstehend Buntsandstein

FB Flechtinger Bausandstein Bebertal anstehend Rotliegend

GS Elbe-Basissandstein

Havel-Sandstein Groß Schönebeck Kern Rotliegend

Tabelle 5: Übersicht Probenmaterial

Geologisch-petrophysikalische Charakterisierung

Im Rahmen der geologisch-physikalischen Charakterisierung klüftig-poröser Reservoirgestei-ne im Labor wurde ein grundlegender Datensatz unter Anwendung von Standardmethoden geschaffen:


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! Dichte und Porosität: Tauchwägung nach Archimedes-Prinzip

! Permeabilität: stationäre Durchstömungsexperimente mit Argon und Wasser

! Formationswiderstand: Spannungsmessung in 4-Punkt-Anordnung

In Abbildung 2 sind ausgewählte Ergebnisse der petrophysikalischen Charakterisierung des Referenzprobenmaterials dargestellt. Die Ergebnisse zeigen, dass die gewonnenen Referenz-proben ein weites Spektrum an Porositäten und Transporteigenschaften abdecken und damit mit ihrer Charakteristik repräsentativ für die Matrixeigenschaften zahlreicher potenzieller klüftig-poröser Speichergesteine sind.

0,0001

0,001

0,01

0,1

1

10

100

1000

10000

0 5 10 15 20 25 30Porosität [%]

Perm

eabi

lität

[mD

]

1

1,25

1,5

1,75

2

-1,3 -1,1 -0,9 -0,7 -0,5

log(ΦΦΦΦ)

Log(

F)

Referenzproben Sandstein H2 Sandstein BW1 Sandstein H3Legende

a b

m=3,6

m=2,2

m=1,3

Abbildung 2: Physikalische Charakterisierung klüftig-poröser Speichergesteine a) Permeabilitäts-Porositäts-Beziehung, b) Beziehung Formationsfaktor-Porosität mit Zementationsexponent m nach erster Archie-Gleichung (log(F)=-m*log(Φ)Φ)Φ)Φ)). Die Ausbildung des Porenraums der drei farblich hervorgehobenen Proben H2, BW1 und H3 ist in Abbildung 3 dargestellt

Die Schlüsselgröße zur Eignung eines Gesteins als Reservoirgestein ist seine hydraulische Durchlässigkeit. Sie wird weniger durch den volumetrischen Anteil des Porenraums am Ge-steinsvolumen als durch die Porenraumstruktur beschrieben. Zur Charakterisierung der Poren-raumstruktur fanden folgende Methoden Anwendung:

! Porenradienverteilung: Quecksilberintrusion

! Porenraumgeometrie: Bildanalyse von Gesteinsdünnschliffen


22

1E-3 0,01 0,1 1 10 1000

20

40

60

80

100

Porenradius [µm]

gew

icht

snor

m.P

oren

volum

en[m

m³/g

]

400 µm400 µm 400 µm

Abbildung 3: Charakterisierung der Porenraumstruktur durch Gesteinsdünnschliffe (Porenraum mit blau-gefärbtem Harz gesättigt) und Quecksilberintrusion am Beispiel von drei ausgewählten Sandsteinen (von links nach rechts: H2, BW1, H3, siehe Abbildung 2).

Abbildung 3 zeigt die Ausbildung des Porenraums im Dünnschliffbild mit zugehöriger Poren-radienverteilung gemessen mittels Intrusion von Quecksilber am Beispiel von drei ausgewähl-ten Sandsteinen: H2 mit guten, BW1 mit mäßigen und H3 mit schlechten Reservoireigen-schaften (siehe Abbildung 2). Während der gute Reservoirsandstein ein großes, überwiegend intergranulares Porenvolumen und hydraulisch aktive Porenradien um die 10 µm besitzt, ist das Porenvolumen des schlechten Reservoirsandsteins klein, überwiegend intragranular und die hydraulisch aktiven Porenradien sind kleiner 0,2 µm.

Innovative Laborexperimente zur gekoppelten Messung hydraulischer, elektrischer und mecha-nischer Gesteinsparameter:

In der Regel ist es nicht ausreichend, das Verhalten von Reservoirge-steinen unter Oberflächenbedingungen zu messen und über empirische Beziehungen auf ihr Verhalten unter in situ Bedingungen zu schließen. Ein besseres Verständnis der in der Tiefe ablaufenden Prozesse kann nur entwickelt werden, indem ihr Verhalten unter realen Druckbedin-gungen simuliert wird. Zur Durchführung solcher Laborexperimente steht eine hochpräzise triaxiale Hochdruckpresse der Firma MTS zur Verfügung. Das System ist eine für das GFZ zusammengestellte Ein-zelanfertigung für Festigkeitsuntersuchungen und wurde im Rahmen des Projektes mit neuen Innenkonstruktionen ausgestattet, die es erlau-ben, hydraulische, elektrische und akustische Parameter kontinuierlich und gleichzeitig während der Deformation zu messen (Abbildung 4).

Abbildung 4: Innenkonstruktion zur gekoppelten Messung mechanischer, hydraulischer und elektrischer Gesteinsparameter unter simulierten in situ Bedingungen


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Damit lassen sich unter in situ Bedingungen ablaufende, dynamische Prozesse experimentell simulieren. Die Betrachtung der Porendruckabhängigkeit der Permeabilität unter in situ Be-dingungen ist erforderlich als Grundlage zur Beurteilung des Langzeitverhaltens klüftig-poröser Speichergesteine bei Produktion und Injektion.

Bei der Durchführung der Experimente zur Druckabhängigkeit wurden drei verschiedene Spannungspfade berücksichtigt: hydrostatische Belastung, deviatorische Belastung und Po-rendruckabsenkung unter einaxialen Verformungsbedingungen. Bei der Porendruckabsenkung unter einaxialen Verformungsbedingungen stellt sich der Spannungspfad passiv in Abhängig-keit der mechanischen Gesteinseigenschaften ein und liegt zwischen der rein hydrostatischen und der rein deviatorischen Belastung. Laborergebnisse zeigen, dass die Druckabhängigkeit von Gesteinen neben ihrer strukturellen Ausbildung vor allem von der Art der Druckbelas-tung, insbesondere der deviatorischen Stresskomponente und der Belastungsgeschichte ab-hängen.

Hydrostatische Druckabhängigkeit: Untersuchung der Druckabhängigkeit petrophysikali-scher Parameter, bei der der allseitig wirkende hydrostatische Umschließungsdruck erhöht wird.

Deviatorische Druckabhängigkeit: Ausgehend von einem Anfangsdruckzustand wird nur die Axiallast und damit die Differenzspannung erhöht. Neben der Abhängigkeit der Parameter vom Deviator liefert dieser Experimenttyp hydraulische und elektrische Leitfähigkeiten wäh-rend der Ausbildung von mechanisch erzeugten Rissen (Abbildung 5). Dargestellt sind die Ergebnisse eines triaxialen Druckversuches, durchgeführt am Sandstein H6 mit einer Porosität von 15 % und einer Gaspermeabilität von 5 mD, gemessen im unbelasteten Zustand. Permea-bilität und elektrischer Widerstand wurden in axialer Richtung gemessen, die der Richtung der maximalen Belastung entspricht. Mit steigender Differenzspannung steigt der elektrische Probenwiderstand bis etwa zur Hälfte der erreichten Maximalfestigkeit von 105 MPa an. Da-nach signalisiert der fallende Widerstand mit weiterem Anstieg der Differenzspannung die Auflockerung des Gesteins mit Öffnung von elektrischen Transportwegen in Richtung der maximalen Hauptnormalspannung. Die Permeabilitätsreduktion mit steigender Differenz-spannung ist gering und es kommt vor Erreichen der Maximalfestigkeit zum Anstieg der Permeabilität durch Ausbildung von hydraulisch aktiven Rissen in Richtung der maximalen Belastung.


24

0

50

100

Diff

eren

zspa

nnun

g [M

Pa]

700

750

800

850

Wid

erst

and

[ohm

]

0 25 50

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

Perm

eabi

lität

[10

m]

-15

2

Zeit [min]Manteldruck = 10 MPA, Porendruck = 3 und 4 MPa, 1MPa Druckdifferenz

Verformungsrate = 3*10 sec-6 -1

Abbildung 5: Triaxialer Duckversuch mit kontinuierlicher Messung von Permeabilität und elektrischem Widerstand während der Ausbildung mechanisch erzeugter Risse

Porendruckabsenkung unter einaxialen Verformungsbedingungen: Ein in der Kohlen-wasserstoffindustrie gebräuchliches Modell zur Vorhersage der initialen Horizontalspannung und der produktionsinduzierten Änderungen des horizontalen Spannungszustandes durch Po-rendruckabsenkung ist das so genannte einaxiale Verformungsmodell (KHAN & TEUFEL, 2000). Dabei ist Verformung nur in axialer Richtung zugelassen. Da bei Porendruckabsen-kung die Auflast der überlagernden Gesteinsschichten erhalten bleibt, steigt die effektive a-xiale Belastung und die axiale Deformation zeigt sich beispielsweise in Absenkung der Ge-ländeoberfläche. LateLaterale Verformung tritt aufgrund der krustalen Einspannung des Re-servoirs nicht auf.

Abbildung 6 demonstriert die Abhängigkeit petrophysikalischer Parameter vom Porendruck unter einaxialen Verformungsbedingungen am Beispiel von drei Rotliegend-Sandsteinen aus der Bohrung Groß Schönebeck 3/90. Ausgehend vom in situ Druckzustand in 4200 m Tiefe wird der Porendruck mit 0,05 MPa/min auf 5 MPa abgesenkt. Dabei werden kontinuierlich Porosität, Permeabilität und Formationsfaktor gemessen. Mit sinkendem Porendruck nimmt die Porosität leicht ab, wobei die dichteste Probe die größte relative Porositätsreduktion auf-weist. Die relative Permeabilitätsabnahme mit sinkendem Porendruck beträgt zwischen 15 und 30 % vom Ausgangswert. Während die Permeabilität von GS19 linear mit dem Poren-druck abnimmt, zeigen GS10 und GS20 eine deutliche Nichtlinearität mit Tendenz zum Wie-deranstieg bei niedrigem Porendruck (entspricht hoher deviatorischer Belastung). Die relative Zunahme des Formationsfaktors mit abnehmendem Porendruck liegt zwischen 5 und 15 % vom Ausgangswert und ist bei der Probe mit den besten Reservoireigenschaften und der linea-ren Porendruck-Permeabilitäts-Beziehung (GS10) am geringsten.


25

a)

0,992

0,994

0,996

0,998

1

01020304050Porendruck [MPa]

Poro

sitä

t ΦΦ ΦΦ/ ΦΦ ΦΦ

0

GS 10 Phi = 15,3 %GS 20 Phi = 9,8 %GS 19 Phi = 18,3 %

b)

0,6

0,7

0,8

0,9

1

1,1


Perm

eabi

lität

k/k

0

GS 10 k = 1,5 mDGS 20 k = 0,15 mDGS 19 k = 15,9 mD

c)

0,95

1

1,05

1,1

1,15


Form

atio

nsfa

ktor

F/F

0

GS 10 F = 22,6GS 20 F = 65,9GS 19 F = 16,9

Abbildung 6: Porendruckabhängigkeit von a) Porosität, b) Permeabilität und c) Formations-faktor unter einaxialen Verformungsbedingungen (Parameter bezogen auf ihren Wert im in situ Druckzustand vor Porendruckabsenkung)

Der Vorteil der gekoppelten Messung von mechanischen und petrophysikalischen Parametern liegt in der simultanen Erfassung von Deformation und hydraulischer sowie elektrischer Leit-fähigkeit an derselben Gesteinsprobe zur selben Zeit. Fehlerquellen bedingt durch unter-schiedliche Druckbedingungen oder Vorbelastung sowie der Inhomogenität des Gesteins bei Verwendung verschiedener Proben eines Sandsteins werden so ausgeschlossen und eine di-rekte Korrelation der Parameter ermöglicht.

Anlagen I. Laboruntersuchungen zur Charakterisierung klüftig-poröser Speichergesteine, Poster II. Petrophysikalische Charakterisierung des Rotliegenden in der Bohrung Groß Schönebeck

3/90, Poster III. Changes of Petrophysical Rock Properties, Poster, BiotConference 2002 IV. Changes of Petrophysical Rock Properties, Abstract, BiotConference 2002 V. Gekoppelte petrophysikalisch-mechanische Laborexperimente, FKPE-Workshop 2001 Literatur

GRIMM, W. D. (1990): Bildatlas wichtiger Denkmalgesteine der Bundesrepublik Deutschland. – Baye-risches Landesamt für Denkmalpflege, Arbeitsheft 50, München.

KHAN, M. & TEUFEL, L.W. (2000): The effect of geological and geomechanical parameters on reser-voir stress path and its importance in studying permeability anisotropy. - SPE Reservoir Evaluation & Engineering 3 (5), 394-400.


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1.1.3 Moderne Felduntersuchungen zur Erkundung von klüftig-porösen Speichern

Mit dem Ziel, die Leistungsfähigkeit moderner seismischer Methoden zur Erkundung tiefer Speichergesteine zu testen, wurde beispielhaft am Standort Groß Schönebeck ein seismisches Experiment durchgeführt, das als Vorbereitung für ein seismisches Monitoring-Experiment diente.

Im Februar 2001 fand eine Vorstudie statt, die zusätzlich zu theoretischen Betrachtungen die zeitliche Stabilität der seismischen Strukturen in der Umgebung von Groß Schönebeck unter-suchte. Das Untersuchungsgebiet befindet sich in der Nähe von Groß Schönebeck, etwa 2.5 km süd-westlich der Bohrung E GrSk 3/90. Als Zielhorizont diente ein markanter Geschwindigkeits-kontrast, welcher in der Bohrung in 2660 m Tiefe gefunden wurde. Hierbei handelt es sich nach Aussage von Hrn. Dipl.-Geol. M. Bauer (Geophysik GGD Leipzig, persönliche Mittei-lung) um einen Anhydrithorizont innerhalb der Zechsteinsalze.

Es wurden 630 Wiederholungsmessungen mit einer konstanten Quelle, in unserem Fall ein Vibrator, durchgeführt. Die Aufzeichnung erfolgte mit einer festen Geophonauslage von 50 Geophonen mit einem räumlichen Abstand von je 30 m. Zur Anregung der seismischen Wel-len diente ein Vibrator-Fahrzeug (siehe Abbildung 7 ), es wurde jeweils mit zwei verschiede-nen Frequenzbändern (10-50 Hz und 10-100 Hz) und zwei unterschiedlichen Sweeplängen (10 s und 20 s) gearbeitet.

Abbildung 7: Messprinzip, schematische Darstellung

Ziel der Untersuchung war es abzuschätzen, inwieweit die unter den oben genannten konstan-ten Bedingungen erhaltenen Signale stabil bzw. wie groß die Fluktuationen infolge des Rau-schens sind. Diese Fluktuationen müssten von dem zu erwartenden Signal der temporären


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Strukturveränderung infolge der Injektion überschritten werden, um sicher nachgewiesen werden zu können (z.B. siehe Abbildung 8).

Ausgewertet wurden die reflektierten Signale eines Reflektors in ca. 2.4 km Tiefe, für den die Messgeometrie optimal war.

Abbildung 8: Amplitudenvariationen mit der Zeit von einem Geophon

Die Aufzeichnungen zeigten für verschiedene Tages- und Nachtzeiten Fluktuationen, die weit größer waren als die zu erwartenden Signale infolge der massiven Injektion. Wegen der nied-rigen Erfolgschancen eines seismischen Monitoringexperiments (vor allem vor dem Hinter-grund der extrem hohen Kosten) wurde von der Durchführung Abstand genommen.

1.2 Die Nutzbarmachung klüftig-poröser Speichergesteine unter Betrachtung bohr-technischer und geomechanischer Aspekte

1.2.1 Fördertechnisches Erschließen klüftig-poröser Speichergesteine

Für eine nachhaltige Nutzung bei konstanten Förderraten ist eine Druckhaltung des Reservoirs erforderlich. Diese muss über die Reinjektion der entnommenen und abgekühlten Fluide in den Förderhorizont erfolgen (Dubletten-System). Dabei ist auf eine ausreichende laterale Dis-tanz zwischen Förder- und Reinjektionsort zu achten. Der erforderliche Abstand im Speicher ergibt sich aus den Speicherparametern (Dichte ρf und Kompressibilität cf des Fluids und des Aquifers ρA , cA), der Mächtigkeit des Nutzhorizontes h und der thermischen Durchbruchszeit tB bzw. der Betriebsdauer der Anlage. Folgende Gleichung wird für die Abstandsberechnung von Sonden in einem gespannten Aquifer verwendet (SCHULZ, 1987).


28

hcqct

aAA

ffB

⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅

=ρπρ

43

Typische Sondenabstände in einem Dubletten-System betragen 1 km bis 2 km im Nutzhori-zont (SCHULZ, 2002). Am Reinjektionsort entsteht eine Wärmesenke, die sich als Kaltfront in das Gebirge ausbreitet (SCHALLENBERG, 1999). Die Ausbreitungsgeschwindigkeit ist unter anderem abhängig von den petrophysikalischen und thermischen Eigenschaften der Gesteine sowie von der erzeugten Temperaturdifferenz bei einer spezifischen Förderrate q. Die Distanz der Sonden voneinander entscheidet unter anderem über die Dauer des Eintreffens dieser Kaltfront am Förderort und demnach über die Betriebsdauer der Anlage (ROCKEL et al., 1999).

Die laterale Distanz muss daher als Kompromiss zwischen Druckhaltung und Temperaturabsenkung an das jeweilige Förderfeld angepasst werden. Ein abfallender Reservoirdruck kann in gewissen Grenzen noch durch eine Erhöhung des Förderaufwands kompensiert werden. Ein Temperaturabfall ist hingegen nur über lange Regenerationsphasen auszugleichen. Da die geothermalen Fluide ohnehin aus entsorgungswirtschaftlichen und umweltschutztechnischen Gesichtspunkten in den Untergrund reinjiziert werden müssen, ist auch eine Verbringung in einen „Schluckhorizont“ denkbar, der hydraulisch vom Nutzhorizont entkoppelt ist. Eine solche Variante wird jedoch nur dann möglich, wenn es sich um sehr ergiebige Reservoire handelt, bei denen die Druckhaltung nur für sehr lange Förderzeiträume eine Rolle spielt. Abbildung 9 zeigt das Erschließungskonzept in seiner einfachsten Form (Dubletten-System) inklusive der diskutierten Systemkomponenten und Charakteristiken.

Abbildung 9: Dubletten-System für die Erschließung sedimentärer, flächendeckend verteilter Speicherge-steine für die Nutzung der geothermischen Niedertemperaturwärme

Die Kombination aus der Erschließung flächendeckend verbreiteter Nutzhorizonte, deren se-kundärer Produktivitätssteigerung sowie der Stromerzeugung aus Niedertemperaturwärme

Nutzung


29

stellt ein Gesamtkonzept dar, welches im Erfolgsfall einen erheblichen Beitrag zur Reduzie-rung der Standortgebundenheit geothermischer Energiegewinnung leisten kann.

Im Folgenden wird der Förderaufwand in Abhängigkeit von der Reservoirproduktivität be-stimmt:

Im Rahmen der Untersuchungen wird keine konkrete Pumpenauslegung, sondern eine Be-stimmung des Förderaufwands im Hinblick auf den notwendigen Stimulationsbedarf und eine geeignete Förderhilfsmittelart durchgeführt. Dieser Ansatz ermöglicht eine globalere Bewer-tung, d.h. eine Übertragbarkeit der Ergebnisse auf weitere Standorte mit ähnlichen Bedingun-gen.

Die Berechnungen wurden für eine elektrisch betriebene Tauchkreiselpumpeneinheit (ESP) durchgeführt. Es handelt sich dabei um sowohl in der Kohlenwasserstoff- als auch in der geo-thermischen Industrie im Bereich der relevanten Förderregime standardmäßig eingesetzte Förderhilfsmittel. Es existieren eine Vielzahl weiterer technischer Förderhilfsmittel, die je-doch aus Kostengründen (z.B. Gas-Lift) oder aus Gründen der Förderkapazität und/oder Fle-xibilität (z.B. Gestängepumpen) hier keine Berücksichtigung fanden. Neben den ESP kom-men speziell in der geothermischen Industrie alternative Tauchkreiselpumpensysteme zum Einsatz, deren Antriebseinheit sich übertage befindet. Der Aufbau der untertägigen Pumpen-einheit gleicht dem der ESP. Die Antriebswelle wird in offener oder geschlossener Ausfüh-rung innerhalb des Steigrohrstranges zur Pumpe geführt. Für die Schmierung der Welle sorgt das vorbeiströmende Fördermedium. Sie werden den konventionellen ESP-Systemen auf Grund geringerer Kosten und langer Erfahrung oft vorgezogen. Die alternativen Pumpensys-teme sind jedoch bis zu Einbauteufen von 250m limitiert (ECONOMIDES et al., 1987).

Obwohl die Kosten der Förderhilfsmittel auch eine Rolle spielen, ist es vor allem der Energie-einsatz bei der Förderung, auf den man insbesondere bei relativ geringen installierten Anla-genleistungen achten muss.

Die erforderliche Pumpenantriebsleistung wird von den Eigenschaften des Reservoirs, den hydraulischen Bedingungen in der Sonde und den Charakteristika des verwendeten Aggregats bestimmt. Die Haupteinflussgrößen sind hierbei:

! hydraulisches Zuflussverhalten des Reservoirs (IPR bzw. Produktivität),

! Porendruck und Dichte des Formationsfluids,

! mechanischer Wirkungsgrad der verwendeten Pumpeneinheit.

Parameter wie Fluidzusammensetzung (Gasgehalte, Fluidchemie), Geometrie der Steigrohre und der Bohrung, Bohrlochkopfdruck, Druckverluste und Temperaturbedingungen im Förder-system spielen weiterhin eine Rolle. Es sind jedoch die drei erstgenannten Parameter, die über den Förderaufwand zur Realisierung der veranschlagten Raten entscheiden.


30

Literatur

ECONOMIDES, M. UNGEMACH, P. (1987): Applied Geothermics, John Wiley & Sons, Great Britain.

ROCKEL, W. & POPPEI, J. (1999): Methodische Aspekte der Speicherbewertung bei der Prognose, Er-kundung und Errichtung Geothermischer Heizwerke, Geothermisches Heizwerk Neustadt-Glewe, GeoForschungsZentrum Potsdam, Scientific Technical Report STR99/04, 117-160, Potsdam.

SCHALLENBERG, K. (1999): Langzeitbeobachtungen der Temperatur im Nutzhorizont während des Betriebes des Geothermischen Heizwerkes, Geothermisches Heizwerk Neustadt-Glewe, GeoFor-schungsZentrum Potsdam, Scientific Technical Report STR99/04, 103-116, Potsdam.

SCHULZ, R. (1987), Analytical model calculations for heat exchange in a confined aquifer, J. Geo-phys., 61, 12-20.

SCHULZ, R. (2002): Geothermische Stromerzeugung – Erschließungsverfahren im süddeutsch-oberösterreichischen Molassebecken, VDI-Berichte 1703, Geothermische Stromerzeugung – Stand der Technik und Perspektiven, Tagung Potsdam, 17. und 18. Okt., VDI-Gesellschaft Energietechnik, 43-58, Düsseldorf.

1.2.2 Laboruntersuchungen zur Weiterentwicklung von Stimulationsverfahren

Die Nutzung der Erdwärme aus klüftig-porösen Gesteinsformationen setzt die Schaffung von effizienten Fließwegen für die künstliche Fluidzirkulation als unterirdischer Wärmetauscher voraus. Die Fließwege werden im Wesentlichen durch hydraulische Stimulation mittels Hochdruckinjektion von geeigneten Flüssigkeiten im offenen Bohrloch unter Beachtung geo-chemischer Wirkungen geschaffen. Unter Stimulation sind dabei die Schaffung von Rissen und die hydraulische Aktivierung von bestehenden Fluidtransportwegen mit geringer Trans-missivität zu verstehen.

Im Projekt stand die Stimulation der Forschungsbohrung Groß Schönebeck 3/90 in Rotlie-gend-Sandsteinen und Vulkaniten im Vordergrund. Hinsichtlich der Stimulation in diesen Ge-steinen war das Gestein physikalisch zu charakterisieren und die hydraulische Risserzeugung durch Laborversuche zu untersuchen. Das erfolgte sowohl an Bohrkernen aus der Bohrung Groß Schönebeck als auch an lithologisch vergleichbaren Gesteinen. Die Ergebnisse der La-boruntersuchungen sollten auf Stimulationsversuche in Bohrungen übertragen werden. Das erfolgte im Rahmen von Stimulationsversuchen in der Forschungsbohrung Lindau/Ofr., in der ähnliche Gesteinsformationen wie in der Bohrung Groß-Schönebeck angetroffen werden.

Laboruntersuchungen zur Gesteinscharakterisierung

Das aus der Forschungsbohrung Groß Schönebeck zur Verfügung stehende Kernmaterial be-schränkte sich auf einige wenige Kernstücke, die systematische Untersuchungen kaum zulie-ßen. Deshalb wurden bereits zu Projektbeginn sowohl geeignete Sandsteintypen als auch ein Vulkanit aus Übertageaufschlüssen ausgewählt.

! Bentheimer Sandstein (Steinbruch Gildehausen) ! Wrexener Sandstein (Diemelstadt) ! Wertheim/Dietenhahn Sandstein ! Flechtinger Bausandstein ! Neckartäler Hartsandstein


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! Vulkanit (Löbejüner Granitporphyr, Halle) Tabelle 6: Ergebnisse der physikalischen Gesteinscharakterisierung (pm = Manteldruck)

Bentheimer Sandstein

Wertheim/ Dietenhahn Sandstein

Flechtinger Bausandstein

Wrexener Sandstein (Diemelstadt)

Neckartäler Hartsand-stein

Löbejüner Granit-porphyr

Gestein Sandstein, mittelkör-

nig, gut sor-tiert

Platten-sandstein

Zum Teil ar-kosereicher Litharenit

Sandstein mit Gesteinsbruch-

stücken

Sandstein m. Gesteins-

bruch-stücken

Vulkanit mit porphyri-

schem Gefü-ge

Dichte [g/cm³] 2,31 ± 0,06 2,14 ± 0,08 2,39 ± 0,01 2,06 ± 0,11 2,29 ± 0,01 2,49 ± 0,03 Ultraschall-geschwindig-keit [km/s]

vp = 2,9 ± 0,1

vs = 1,9 ± 0,1

vp= 2,4 ± 0,1

vs= 1,4 ± 0,1

⊥ Schich-tung:

vp = 2,9 vs = 1,7

|| Schichtung:

vp = 3,0 vs = 1,8

vp = 2,3 ± 0,1 vs = 1,7 ± 0,1

|| Schichtung: vp= 3,0 ± 0,1

⊥ Schich-

tung: vp= 2,8 ± 0,1

vp = 4,8 vs = 3,1

Porosität [%]

23,0 ± 0,2

12,9 ± 0,1

11,4 ± 0,5

25,5 ± 0,3

14,6 ± 0,1

ca. 1

Einaxiale Druckfestigkeit σ1max [MPa]

40,7 ± 12,0

70,7 ± 13,4

58,9 ± 2,8

37,5 ± 3,6

-

220,0 ± 13,9

E-Modul [GPa] 16,0 ± 3,5 20,0 ± 2,5 24,5 ± 0,6 14,0 ± 2,4 - 59,6 ± 5,2

Triaxiale Druckfestigkeit [MPa] (Deformations-rate 10 –5 s-1)

60 + 4,5*pm - - 45 + 3,2*pm - 228 + 8,4*pm

Hydr. Zugfes-tigkeit [MPa] (0,1 ml s-1 / 1,0 ml s-1)

-

-

2,8 / 12,4 -

11,6 / 12,2

20,6 / 27,7

Mittl. Bruch-zähigkeit [MN/m –3/2]

0,59 ± 0,06 0,93 ± 0,22

⊥ Schich-tung:

= 0,30 ± 0,03

|| Schichtung: = 0,46 ± 0,02

0,36 ± 0,08 0,42 ± 0,08 1,72 ± 0,20

Bruchenergie [J/m²]

23 ± 2 37 ± 5

⊥ Schich-tung:

= 12 ± 3

|| Schichtung: = 19 ± 5

9 ± 3 11 ± 4 45 ± 6

Wärmeleit-fähigkeit [W/(mK)]

- -

⊥ Schich-tung:

= 4,2 ± 0,24

|| Schichtung: = 6,0 ± 0,15

- 4,1 -

Permeabilität [m²]

- -

⊥ Schich-tung:

= 2,5*10 -17

|| Schichtung: = 0,15*10 -17

- 0,95*10 -17 -


32

Laboruntersuchungen zur Stimulation von Gesteinen

Eyperimente an Sandsteinen und Vulkaniten

In Stimulationsexperimenten wurde untersucht, ob und wie eine Ausbreitung hydraulisch er-zeugter Risse in Abhängigkeit vom Umgebungsdruck in Gesteinen unterschiedlicher petrographischer Ausbildung stattfindet.

Dazu wurden Minifrac-Tests an kombinierten Sandstein- und Vulkanitproben durchgeführt. Es wurden ca. 30 zylindrische Proben aus dem verfügbaren Probenmaterial gewonnen (Länge ca. 20 mm, Durchmesser ca. 30 mm). In jeweils der halben Anzahl der Sandstein- und Vulka-nitprobekörper wurde eine Injektionsbohrung (Durchmesser ca. 3 mm) eingebracht. Diese Zy-linder wurden nicht vollständig durchbohrt, um später den direkten Kontakt von Injektionsflu-id (Öl) und Klebefläche zu vermeiden. Anschließend wurde jeweils ein mit Bohrung versehe-ner Sandstein- bzw. Vulkanitprobekörper mit einem Vulkanit- bzw. Sandsteinprobekörper ohne Bohrloch durch Klebung verbunden. Es folgten Frac-Experimente bei Manteldrücken von 0 bis ca. 40 MPa.

Die Experimente zeigten, dass sich bei erhöhtem Umgebungsdruck ein hydraulisch induzier-ter Riss über petrographische Grenzflächen hinweg ausbreitet. Je höher der Umgebungsdruck, desto weiter lief der Riss in das Gegenstück hinein. Ohne Umgebungsdruck trat das injizierte Öl an der Grenzfläche aus und die Rissausbreitung stoppte (Abbildung 10).

Übertragen auf die Verhältnisse im Bohrloch bedeutet dieses, dass die Höhe des lithostati-schen Drucks einen erheblichen Einfluss auf die Ausbreitung hydraulisch induzierter Risse hat. Mit zunehmenden Gebirgsdruck werden vorhandene, als potenzielle Fließwege dienende Grenzflächen geschlossen und damit die hydraulische Risserzeugung über Formationsgrenzen hinweg begünstigt.

A. Injektion im Vulkanit

Manteldruck : 0 MPa Manteldruck : 18,7 MPa Manteldruck : 29,2 MPa


33

B. Injektion im Sandstein

Manteldruck : 0 MPa Manteldruck : 20,3 MPa Manteldruck : 29,7 MPa

Abbildung 10: Rissausbreitung in kombinierten Sandstein-/Vulkanitproben bei unterschiedlichem Man-teldruck.

C. Experimente an Vulkanitwürfeln An Würfeln aus dem Löbejüner Granitporphyr (Halle) wurden die mit der Aktivierung von Scherflächen verbundenen Prozesse untersucht. Die Versuche wurden gemeinsam mit MeSy Bochum geplant und durchgeführt.

Die Injektionsversuche wurden an 2 Gesteinswürfeln mit jeweils 20 cm Kantenlänge durchge-führt. In jeden Würfel wurde durch ultraschallüberwachtes Spalten eine künstliche Scherflä-che mit natürlicher Charakteristik induziert, welche durch eine Injektionsbohrung im Winkel von ca. 45° durchörtert wurde. Durch Druckstoß-Tests wurde die hydraulische Kommunikati-on zwischen Bohrloch und Scherfläche nachgewiesen. Die Gesteinswürfel waren triaxial be-lastet (σ1 = 2 σ2, σ3 = 0 / σ3 ≠ 0) die Injektionsraten variierten zwischen 0,1 ml/s und 1,0 ml/s. Es wurden sowohl Scherbewegung entlang der Scherfläche als auch induzierte akustische E-missionen erfasst.

Abbildung 11: Würfel nach Rissinduktion


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Im ersten Fall (σ3 = 0) wurde in der Bohrung ein axialer Riss induziert, der sich senkrecht zu σ3 = 0 ausbreitete. Die Scherverschiebung entlang der Scherfläche und die damit verbundenen akustischen Emissionen waren zu vernachlässigen. Anschließend wurden die hydraulisch in-duzierte Rissfläche durch mehrere Bohrungen durchörtert und Strömungsversuche entlang der Rissfläche durchgeführt. Diese lieferten Daten zur Druckverteilung in einem hydraulisch be-anspruchten Riss. Im zweiten Fall (σ1 ≈ σ2, σ3 ≈ 0,5 σ1) wurde die Scherfläche bei Fluidinjek-tion geöffnet und Scherverschiebung entlang der Scherfläche sowie akustische Emissionen beobachtet. Abbildung 11 zeigt einen der Versuchswürfel nach der Rissinduktion.

In den nachträglich eingebrachten Bohrungen wurden Frac-Experimente durchgeführt. Dabei zeigte sich, dass die Ausbildung und räumliche Orientierung künstlich induzierter Trennflä-chen nicht wesentlich durch ein bestehendes Trennflächenmuster beeinflusst wird. Die künst-lich induzierten Risse waren immer parallel zur Richtung der maximalen Spannung orientiert.

Literatur

RUMMEL, F.; FUHRMANN, G. & ZERBIAN, A. (2000): Physikalische Eigenschaften des Flechtinger Sandsteins. 1. Bericht zum Projekt: Nutzbarmachung klüftig-poröser Speichergesteine zur abnehmer-nahen Erdwärmenutzung.

KLEIN, E. (2000): Deformation and fracture experiments on sandstone. 2. Bericht zum Projekt: Nutz-barmachung klüftig-poröser Speichergesteine zur abnehmernahen Erdwärmenutzung.

RUMMEL, F. & WITTHAUS, M. (2000): Physikalische Eigenschaften von Vulkanitproben. 3. Bericht zum Projekt: „Nutzbarmachung klüftig-poröser Speichergesteine zur abnehmernahen Erdwärmenut-zung“.

TEZA, D. (2001): Risse als hydraulische Ventile in Gesteinen. Diplomarbeit Institut für Geologie, Mi-neralogie und Geophysik, Ruhr-Universität Bochum.

RUMMEL, F. ; KLEE, G. & WEBER, U. (2002): Stimulationsversuche in der Forschungsbohrung Lin-dau/Oberfranken. Bericht zum BMWI–Projekt Nr. 0327065.

RUMMEL, F. (2002): Crustal stress derived from fluid injection tests in boreholes. In: In situ Charac-terization of Rocks. (ed. SHARMA & SAXENA), 205 – 244, Balkema.

Anlagen

VI. Berichte aus Bochum

1.2.3 Hydraulische Bohrlochtests zur Stimulations-Produktivitäts-Beziehung: Stimulationsexperimente und hydraulische Untersuchungen an der Bohrung Lindau

Eine Erfolg versprechende Methode zur Produktivitätssteigerung von Geothermiebohrungen ist die hydraulische Risserzeugung (Stimulation). Mit hohen Raten wird ein Fluid verpresst und Druck aufgebaut, so dass Risse im Gestein entstehen. Durch diese Risse wird der hydrau-lische Anschluss der Bohrung an das umgebende Gestein verbessert und die Produktivität er-höht. Diese Methode wurde z.B. im Granit der Bohrungen in Soultz erfolgreich angewendet.


35

Als Injektionsfluid wurde hierbei Wasser eingesetzt (Wasser-Frac). Die künstlich geschaffe-nen Risse stützen sich infolge von Scherbewegungen der Rissoberflächen selbst ab, so dass eine dauerhafte Restöffnung der Risse und damit eine dauerhafte Produktivitätssteigerung verbleiben. In anderen weniger dichten Gesteinsformationen, insbesondere in Sandsteinen, bestehen kaum Erfahrungen über die Wirksamkeit von Wasser-Fracs. Um die Prozesse der Rissausbreitung durch Wasser-Facs in Sandsteinen zu untersuchen sowie die Bedingungen zu analysieren, unter denen die künstlich geschaffenen Risse im Sandstein zu einer Produktivi-tätssteigerung führen, ist es zunächst sinnvoll, Stimulationsexperimente an vergleichsweise flachen Bohrungen durchzuführen. Hier können derartige Experimente mit geringem Risiko und deutlich weniger Kosten als an einer tiefen Geothermiebohrung realisiert werden. Die an einer Flachbohrung erzielten Resultate können wesentliche Impulse für die geeignete Stimula-tion von tiefen Geothermiebohrungen liefern.

Die Forschungsbohrung Lindau erschließt den mittleren und unteren Buntsandstein, den Zechstein und im Bohrlochtiefsten das Rotliegend mit einer Mächtigkeit von ca. 250 m. Die Bohrung erreicht eine Endteufe von 530 m. Die Bohrung Lindau bot aufgrund des Bohrungs-ausbaus, des geologischen Profils sowie der guten Datenlage günstige Voraussetzungen für Stimulationstests. Insbesondere konnten hier Experimente in unterschiedlichen Sandsteinfor-mationen durchgeführt werden: in dem relativ dichten und kompakten Rotliegend-Sandstein und in dem geklüfteten unteren Buntsandstein. Durch Experimente in den Rotliegend-Sandsteinen ist ein direkter Bezug zu dem Projekt Groß Schönebeck gegeben. An der Geo-thermiebohrung ist die Frage nach der geeigneten Stimulation der Rotliegend-Sandsteine von enormer Bedeutung, allerdings in einer deutlich größeren Tiefe.

In die Bohrung Lindau wurde ein 2 3/8“ Strang mit Packeranordnung eingebaut. Durch die hydraulisch setzbaren Packer wurden die gewünschten Intervalle separiert und in diese Inter-valle Leitungswasser injiziert. Der Bohrlochkopfdruck und die Fließrate wurden kontinuier-lich aufgezeichnet.

Es wurden 2 Intervalle ausgewählt. Zunächst wurde ein Einzelpacker in 441 m im Rotliegend eingebracht und die gesamte Bohrlochstrecke bis zur Endteufe unter Druck gesetzt. Anschlie-ßend wurden im Intervall 162 – 170.5 m im unteren Buntsandstein Stimulationsexperimente durchgeführt. Grundsätzlich fanden in jedem Intervall mehrere Stimulationstests statt. Die In-jektionsrate wurde in den aufeinander folgenden Stimulationsphasen erhöht, so dass die ge-schaffenen Risse sukzessive ausgeweitet wurden. Zwischenzeitliche Testphasen (Injektions-tests) dienten der Beobachtung von Veränderungen der Injektivität. Im Anschluss an jede In-jektions-/Stimulationsphase wurde der ungestörte Druckabfall beobachtet.

Aussagen über die erzeugten Risse wurden vor allem mit folgenden Methoden gewonnen:

! Die hydraulische Interpretation des Druckverlaufs während der Injektionstests gestattet neben der Beurteilung der aktuellen Injektivität auch Aussagen über die vorhandenen Ris-


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se. Es können daraus Parameter wie die Risstransmissibilität und Risslänge abgeschätzt werden.

! Im Anschluss an die jeweiligen Stimulationsphasen wurden wiederholt kurzzeitige Aus-lauftests durchgeführt. Es wurde mit einer definierten Rate ein bestimmtes Volumen aus der Bohrung entnommen und die Änderung des Drucks vor und nach dem Auslauftest be-stimmt. Aus dieser Druckänderung kann das an die Bohrung angeschlossene Rissvolumen und die Druckabhängigkeit der Rissöffnung abgeschätzt werden.

! Diese Auslauftests dienten gleichzeitig dazu, die hydraulische Leitfähigkeit (Transmissibi-lität) der Risse zu bestimmen. Aus dem Druckabfall während des Auslauftests kann un-mittelbar auf die Transmissibilität des Risses geschlossen und daraus die Weite des er-zeugten Risses abgeschätzt werden.

! Die Interpretation von Bohrlochmessungen (insbesondere Televiewer) gestattet Aussagen über die Rissausbildung an der Bohrlochwand.

Im Intervall unterhalb von 441 m im Rotliegend wurde in einem sehr kompakten Sandstein ein künstlicher, neuer Riss erzeugt und sukzessive ausgeweitet. Infolge der geringen Permea-bilität des Rotliegend-Sandsteins verblieb der Druck im Anschluss an die Stimulationsphasen über längere Zeit auf hohem Niveau. Es bestand hier die Möglichkeit Auslauftests, wie oben erwähnt, durchzuführen. Deren Auswertung lieferte eine Rissweite von bis zu 0,4 mm und ein Rissvolumen >= 50 m3. Es wurde demnach ein Riss mit einer Risstransmissibilität von bis zu 5 Dm erzeugt und eine Risslänge von über 200 erreicht. Dennoch bewirkte dieser Riss keine Produktivitätssteigerung. Trotz der enormen Länge fand dieser Riss keinen Anschluss an na-türliche Klüfte. Zudem muss davon ausgegangen werden, dass sich der Riss nach Druckent-lastung wieder schließt. Die durchgeführten Injektionstests zeigen, dass bei einem Druck deutlich unterhalb des Rissausbreitungsdrucks keine nachweisbare Rissöffnung verbleibt.

Grundsätzlich andere Ergebnisse wurden im unteren Buntsandstein im Intervall 162 – 170.5 m erzielt. Hier wurde kein neuer Riss erzeugt, sondern bereits natürlich vorhandene Risse ausgeweitet und der hydraulische Anschluss an bereits vorhandene Zuflusszonen ver-bessert. Die Injektionstests (Abbildung 12) weisen hier auf eine Rissweite von ca. 0,4 mm hin. Die Risse blieben auch nach Druckentlastung geöffnet, so dass nach jeder Stimulations-phase ein Anstieg der Injektivität beobachtet wurde. Insgesamt stieg die Injektivität in diesem Intervall auf etwa das Zehnfache. Es wurde ein näherungsweise linearer Zusammenhang zwi-schen der Injektionsrate während der Stimulation und der Injektivität nach der Stimulation ge-funden. Die Steigerung der Injektivität/Produktivität ist proportional zur Stimulationsrate.


37

0 0.25 0.5 0.75Zeit (h)

0

5

10

15

Dru

ckdi

ffere

nz (b

ar)

Druck

Rate: 0.1 l/s

0 0.5 1Zeit (h)

0 0.25 0.5 0.75Zeit (h)

0

0.5

Rat

e (l/

s)

vor Stimulation:I = 0.007 l/(s*bar)

Druck

Rate: 0.1 l/s Rate: 0.2 l/s

Druck

nach 1. Stimulation:I = 0.03 l/(s*bar)


Abbildung 12: Injektionstests vor und nach der 1. und 2. (massiven) Stimulation. I: Injektivität

Nach den Versuchen im Rotliegend und im Unteren Buntsandstein wurde über die gesamte Bohrung ein Fördertest ausgeführt. Hierbei wurde eine Produktivitätssteigerung um ca. 15 % registriert, die anhand einer Flowmeterbefahrung dem Stimulationsintervall im Unteren Bunt-sandstein zuzuordnen ist.

Hinsichtlich der Übertragung auf tiefe Geothermiebohrungen sind vor allem folgende Punkte bedeut-sam:

! Bei vergleichbaren Gebirgsspannungen und ähnlichen Formationen sollten die hier gefun-denen Ergebnisse auch auf größere Tiefen übertragbar sein. Im Stimulationsintervall im Rotliegend findet man aus den Druckabfallkurven eine effektive minimale Hauptspannung von ca. 55 bar und im unteren Buntsandstein von ca. 30 bar. Als Vergleich ist insbesonde-re die Bohrung Groß Schönebeck interessant. Hier beträgt die minimale effektive Haupt-spannung in 4100 m ca. 100 bar. Obwohl die Bohrung Groß Schönebeck folglich mehr als zehnmal tiefer ist, ist die für die Rissausbreitung wesentliche Effektivspannung nur um den Faktor 2-3 größer. Die Übertragung der hier gewonnenen Ergebnisse auf tiefe Geo-thermiebohrungen ist daher nicht unrealistisch.

! In dem sehr kompakten Rotliegend-Sandstein konnte ein großer Riss erzeugt werden, der sich jedoch nach Druckentlastung wieder schließt. Es wurde keine Produktivitätssteige-rung erzielt. Andererseits wurde im geklüfteten unteren Buntsandstein die Produktivität durch Aktivierung von natürlichen Rissen deutlich gesteigert. Die hier durch Stimulation aufgeweiteten Risse schlossen sich nach Druckentlastung nicht vollständig. Als vorläufige Konsequenz kann man schlussfolgern, dass die Stimulation durch Wasser-Fracs vor allem dann wirksam ist, wenn bereits natürliche Inhomogenitäten/Klüfte vorhanden sind. Über-trägt man dieses Ergebnis auf tiefe Geothermiebohrungen, so sind vor allem Bohrungen im Umfeld von Störungszonen für Wasser-Fracs als gut geeignet anzusehen. In homoge-nen und kompakten Sandsteinen sind die Erfolgschancen demnach eher gering.


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! Die im unteren Buntsandstein gefundene lineare Beziehung zwischen der Stimulationsrate und der Produktivitätssteigerung gestattet in einfacher Weise die Produktivität nach der Stimulation zu prognostizieren. Im Granit der Tiefbohrungen in Soultz wurde ein ähnli-cher Zusammenhang gefunden. Die aktuellen Ergebnisse zeigen, dass es sich hierbei of-fensichtlich um eine Beziehung von allgemeiner Bedeutung handelt. Für das Design von Stimulationsexperimenten hat diese Beziehung enorme Bedeutung, da hierdurch die Injek-tionsraten während der Stimulation in einfacher Weise auf die gewünschte Produktivitäts-steigerung ausgerichtet werden können.

Stimulationsexperimente in der Forschungsbohrung Lindau

Bei weiteren in situ Versuchen in der Forschungsbohrung Lindau wurde das von Rummel (1997) vorgeschlagene Reißverschlusskonzept erprobt. Dafür wurde im Bohrlochtiefsten ein Riss induziert, der anschließend durch Versetzen der Doppelpackersonde über einen mög-lichst großen Bohrlochabschnitt verlängert wurde. Insgesamt wurden ca. 50 Stimulationsver-suche im Buntsandstein, Zechstein und Rotliegend sowie 5 Produktionstests durchgeführt. Aus den Injektionsdaten wurden die Transmissivitätswerte für die einzelnen Testintervalle vor und nach der Stimulation abgeleitet (Tabelle 7).

Formation Tiefenbereich

(m) K (m/s)

K* (10m) (m/s)

Steigerung der Transmissivität

Buntsandstein 162 - 178 2.6 · 10-7 4.4 · 10-6 16 Zechstein 180 - 200 8.5 · 10-10 1.9 · 10-7 220 Rotliegend 423 - 442 7 · 10-11 6 · 10-8 860

Tabelle 7: Änderung der Transmissivitätswerte K durch die Stimulation

Nur in einigen Fällen konnte ein induzierter Riss über mehrere Testintervalle ausgebreitet werden. Die Stimulation hat sich in den permeablen Grobsandsteinen und Konglomeraten des Buntsandsteins kaum ausgewirkt. In den dichten tonigen Sandsteinen des Rotliegend wurde dagegen durch die Stimulation die Gebirgstransmissivität um fast drei Zehnerpotenzen gestei-gert. Die Wasserergiebigkeit aus dem Rotliegend liegt damit immer noch 1 bis 2 Zehnerpo-tenzen unter der Transmissivität des Buntsandsteins (Abbildung 13). Die Stimulation der Rot-liegendtonsteine hat somit nur geringfügig zur Produktivität der Bohrung beigetragen.

Die Stimulation der Teststrecken steigerte die Produktivität der Bohrung um ca. 30% auf 8,3 l/MPa *s. Dieses Ergebnis ist wahrscheinlich beeinflusst durch vorangegangene Injektions-versuche im Buntsandstein, welche von der BGR Hannover durchgeführt wurden. Die Injek-tivität der Teststrecken stimmt aber in der Größenordnung mit der Produktivität der Bohrung überein.

Die Ergebnisse der Tests und Experimente trugen zu einem tieferen Verständnis der die Ef-fektivität von Fluid-Stimulation bestimmenden Prozesse bei. Es wurde gezeigt, dass eine Steigerung der Transmissivität durch die Schaffung von künstlichen Fließwegen zwischen


39

Bohrloch und vorhandenen Trennflächensystemen nur dann effektiv möglich ist, wenn es ge-lingt, neu geschaffene Fließwege dauerhaft offen zu halten.

150

160

170

180

190

200

210

Teu f

e,m

420

430

440

Teu f

e,m

10-11 10-10 10-9 10-8 10-7 10-6 10-5 10-4

k, m/s

P-Teststep-rate (R = 10 m)step-rate (R = 100 m)

Buntsandstein

Zechstein

Rotliegendes

Abbildung 13: Hydraulische Durchlässigkeit abgeleitet aus Druckstoß–Tests (Pulse–Tests) und Stufen– Injektionstests

Anlagen

VII. Stimulationstests an der Forschungsbohrung Lindau (Tischner&Röckel)


40

1.2.4 Einsatz faseroptischer Temperaturmessungen zur Quantifizierung von Fluidströmungen in klüftig-porösen Speichergesteinen

Thermisches Flowmeter

Es wurde untersucht, ob es physikalisch möglich ist, ein testbegleitendes Verfahren zur De-tektierung und Quantifizierung von Fluidbewegungen in Bohrlöchern zu entwickeln. Die fa-seroptische Temperaturmessung dient dabei als Basismessverfahren. Bei diesem Verfahren wird entlang einer optischen Faser ein Temperaturprofil gemessen. Für die hydraulische In-terpretation der Temperatur ist die Genauigkeit der Temperatur ausschlaggebend sowie die hohe Auflösung im Orts- und Zeitbereich die Voraussetzung.

Im Rahmen der Arbeiten wurde zunächst ein Verfahren zur stabilen und nachvollziehbaren Kalibrierung der Fasern erarbeitet. Danach wurde ein Technikum eingerichtet, in dem länger-fristig die thermische Flowmetermethode entwickelt werden kann.

Kalibrierung

In der Klimakammer des GFZ wurden Messbedingungen geschaffen, die eine genaue Kalib-rierung faseroptischer Bohrlochmesskabel für Temperaturmessungen gestatten.

Mit der bei ERBAS et al. (1999) beschriebenen Vorgehensweise wurden vorhandene Messka-bel kalibriert und gleichzeitig eine Systematik für zukünftige Hochtemperatur-Kalibrierungen entwickelt.

Für die Auswertung kontinuierlich gewonnener Temperaturlogs mittels der so genannten Distributed Temperature Sensoring (DTS) Technik ist entscheidend, dass die erzielbaren Ge-nauigkeiten zum einen von der Länge der verwendeten Faser abhängen. Die andere maßgebli-che Größe ist die Integrationszeit, innerhalb derer die Temperaturen ermittelt werden. Längere Integrationszeiten liefern zwar genauere Temperaturen, zur Erfassung schneller zeitlicher Veränderungen sind sie jedoch weniger geeignet als eine Serie kürzerer Messreihen. Durch nachträgliche Stapelung lassen sich dann wiederum der Problemstellung angepasste Zeitfens-ter auswerten.

Der Vergleich der Referenzstrecken während der Kalibrierungen mit denen von Messungen im Bohrloch erlaubt eine Beurteilung der Messgüte.

Die erreichbare Genauigkeit für Messungen an einem 700m Bohrloch-Messkabel für ein Zeit-intervall von 30 Minuten ist < ± 0,08 °C mit einer Reproduzierbarkeit (Standardabweichung) von < 0,075 °C. Für jedes einzelne Messintervall im 0,25 m Abstand beträgt die Genauigkeit ± 1,15 °C für Messzeiten von 7s bzw. ± 0,25 °C für 70s und < ± 0,15 °C für 140 s. Für das untersuchte 2000m Kabel ergaben sich folgende Genauigkeiten: Für Zeitintervalle von 30 Minuten < ± 0,1 bei einer Reproduzierbarkeit von < 0,15 °C. Für ein einzelnes Messintervall


41

beträgt die Genauigkeit ± 2 °C für Messzeiten von 7s bzw. ± 0,25 °C für 70s und <± 0,15 °C für 140 s.

Die Temperaturkonstanz der geschaffenen Referenztemperatur ist deutlich höher als die der geräteinternen Referenzbereiche. Damit ist die Möglichkeit gegeben, die Messungen als Grundlage für ein externes Processing der vom Messgerät erfassten Rohdaten zu verwenden. So können z.B. verschiedene Filterverfahren auf ihre Anwendbarkeit getestet werden und da-durch u. U. die Aussagefähigkeit der transienten Daten gesteigert werden.

Mit der nachgewiesenen Genauigkeit der Temperaturänderungen in den verschiedenen Zeit-intervallen ist es nun möglich, hydraulisch induzierte Temperaturänderungen, die in der glei-chen Größenordnung liegen, zu erfassen. Damit wurde ein Ziel dieses Teilvorhabens erreicht.

Aufbau eines Versuchsstandes zur Entwicklung eines thermischen Flowmeters

In diesem Technikum können verschiedene Strömungszustände simuliert werden. Es ist eine Heizung für das faseroptische Kabel vorgesehen, so dass Temperaturmessungen am Kabel sowohl ungeheizter als auch geheizter Zustände den Einfluss der Strömung wiedergeben.

Es wurde ein Plexiglasbecken 4 x 0.2 x 0.5 m³ aufgebaut, das in 3 flüssigkeitgefüllte Kam-mern unterteilt ist. Zentral wurde ein Edelstahlröhrchen angeordnet, das die optische Faser enthält. Um einen Temperaturgradienten erzeugen zu können, wurde eine Begleitheizung in-tegriert. Als unabhängige Temperaturmessung dienen an ausgewählten Stellen noch 16 pT1000-Elemente. Verschiedene Durchströmungszustände werden durch 49 Ventile gesteu-ert. Die Versuchsanordnung ist in Abbildung 14 dargestellt.

A. Bild der Flowmeter-Anordnung

Optische Faser + Heizdraht

pT 1000

Ventile

Kammern


42

B. Schema der Flowmeter-Anordnung

Abbildung 14: Bild (A) und Schema (B) der Anordnung

In den ersten Versuchsreihen wurden folgende Experimente durchgeführt:

! Abgleich und Kalibrierung der pT1000-Sensoren und der optischen Faser ! Eine Langzeitmessung zur Bestimmung der Stabilität des Systems ! Ein Messzyklus, welcher den Ausgangszustand, eine Heizperiode und den Durchfluss um-

fasst.

Die bisher erzielten Ergebnisse sind als vorläufig anzusehen, so dass sie in diesem Bericht noch nicht aufgeführt werden. Die Arbeiten werden im Rahmen weiterer Projekte fortgeführt.

1.3 Technischer Betrieb und energiewirtschaftliche Konsequenzen aus der Nutzung klüftig-poröser Speichergesteine

1.3.1 Reinjektion von Thermalwässern in klüftig-poröse Speichergesteine und ihr Einfluss auf die Permeabilität des Speichergesteins

Wesentliche Unterscheidungsmerkmale zu den bislang geothermisch genutzten Nord-deutschen Tiefenwässern

Im Vergleich zu den in Norddeutschland bisher geothermisch genutzten niedrigthermalen Wässern haben die in den potenziellen klüftig-porösen Speichern anzutreffenden Fluide eine andere chemische Zusammensetzung. Alle recherchierten Daten zu Schichtwässern von in Frage kommenden Standorten (s. Geologiebeitrag) haben einen sehr hohen Salzgehalt. Die


43

Salzkonzentration liegt oftmals in der Nähe der Sättigungsgrenze. Die damit verbundenen Schwierigkeiten bei der Probenahme hinsichtlich Ausfällungen zeigen sich darin, dass die Angaben hauptsächlich auf die Gehalte an Calcium, Magnesium, Bromid, Jodid, Ammonium bezogen sind. Die Natrium- und Chloridgehalte wurden oftmals berechnet.

Eine Klassifizierung der Wässer kann hinsichtlich ihrer Kationenverhältnisse vorgenommen werden. Die bisher geothermisch genutzten Tiefenwässer sind Natriumchloridwässer mit ge-ringem Anteil an Ca und Mg. Bei den Schichtwässern im Plattendolomit, Rotliegend und Zechstein verschiebt sich dieses Verhältnis zugunsten von Ca und Mg. Die Salzverteilung in dem Schichtwasser ist inhomogen. Die geringsten Schwankungen für fast alle Ionen sind in den Gesteinen des Devon, die höchsten im Rotliegend zu verzeichnen. Ein weiteres wesentli-ches Unterscheidungsmerkmal ist, dass nicht immer ein Zusammenhang zwischen Teufe und Gesamtmineralisation besteht.

Aus der Erdölindustrie ist bekannt, dass der Gasgehalt der Schichtwässer von Standort zu Standort variieren kann. Das Rotliegend ist z.B. durch einen hohen Anteil von Stickstoff ge-kennzeichnet. Dagegen sind im Staßfurtkarbonat (Zechstein) Kohlenwasserstoffgehalte von bis zu 70 Vol.-% ausgewiesen. Oft wird eine Gassättigung erreicht.

Einige wenige zur Verfügung stehende Analysedaten zur Eisenkonzentration in Schichtwäs-sern des Rotliegend (Bohrungen in Grüneberg TB E Gür 3/76 - ~ 180 g/L Fegelöst und TB E Gür 2/74 - ~ 190 g/L Fegelöst) unterstützten die Annahme, dass auch in der ausgewähl-ten Bohrung E Gr Sk 3/90 mit hohen gelösten Eisen(II)-konzentrationen in dem Tiefenwasser zu rechnen war. Deshalb wurde eine Literaturstudie zu den Einflussfaktoren auf die Ge-schwindigkeitskonstante der Eisen(II)-oxidation erstellt. Die Kinetik der Eisen(II)-Oxidation in wässrigen neutralen Systemen sowie in Lösungen, deren Salzgehalt ungefähr dem des Meerwassers entspricht, ist hinreichend untersucht wurden. Über die Ermittlung der Aktivi-tätskoeffizienten der an der Reaktion beteiligten Ionen und des aktivierten anorganischen Ei-senkomplexes kann die Geschwindigkeitskonstante aus der für unendlich verdünnte Lösungen berechnet werden, was für Ionenstärken bis 1 ohne weiteres möglich ist. Aufgrund der zu be-achtenden Wechselwirkungen zwischen den in hoch mineralisierter Lösung vorliegenden ho-hen Anzahl an Ionen ist dies nicht ohne weiteres möglich. Anhand der Literaturdaten wurde ersichtlich, dass eine Vielzahl von Faktoren auf die Reaktion Einfluss haben. In einem natür-lichen System wird die Erfassung der Rolle einzelner Parameter noch aufwändiger.

Laborexperimente, Kinetische Experimente zur Eisen(II)-oxidation

Die im Formationsfluid der Bohrung E Gr Sk 3/90 nachgewiesenen hohen Konzentrationen an gelösten Eisen(II)-Ionen könnten Hauptprobleme bei der späteren energetischen Nutzung darstellen. Die Eisen(II)-Ionen oxidieren bei Sauerstoffeintrag und bei pH-Wert-Erhöhung zu Eisen(III). Die sich anschließende Ausfällung komplexer Oxihydroxide kann für den übertä-gigen Thermalwasserkreislauf, insbesondere aber bei der Reinjektion, eine Gefahr für den bohrungsnahen Speicherbereich bedeuten.


44

Im Rahmen des Themas erfolgte der Aufbau einer Versuchsapparatur zur Bestimmung der Geschwindigkeit der Eisenoxidation. Als erster Schritt wurden Versuche in wässrigem Medi-um, bei pH-Werten um den Neutralpunkt durchgeführt, um einen Vergleich mit Literaturwer-ten zu ermöglichen. Die Anpassung der Versuchsbedingungen an reale Bedingungen (Salz-konzentration, hohe Temperaturen, Kontakt mit dem Speichergestein) muss noch weiter aus-gebaut werden. (s. Bericht zur Kinetik der Eisen(II)-Oxidation)

Es wurden Mischungsversuche mit Tiefenwasser und Fracfluiden zur Bestimmung des einzu-stellenden pH-Wertes durchgeführt, um die Gefährdung durch Eisenausfällung zu minimieren

Um Reservoirschädigungen, hervorgerufen durch Reaktionen zwischen Schichtwasser und dem zu injizierenden Wasser, möglichst gering zu halten, wurden folgende Maßnahmen zur Aufbereitung des am Standort Groß Schönebeck erschlossenen Brunnenwassers vorgeschla-gen:

- Filtration des Injektionswassers mind. 2-5 Mikrometer - Ansäuerung der Injektionswassers mit HCl - Ansalzen des Injektionswassers auf ca. 2 Gew.% KCl.

Um die Wechselwirkungsreaktionen zwischen Tiefenwasser und Brunnenwasser zu verfol-gen, wurden Mischungen aus unterschiedlichen Anteilen Tiefenwasser und Brunnenwasser (KCl- Matrix 2%) mit unterschiedlichem Ausgangs-pH-Wert hergestellt und auf gelöste Ei-sen(II)- und Mangan(II)-Ionen zum Zeitpunkt 0 h (20.6.01, 15 Uhr und nach 210 h 29.06.01, 9 Uhr) untersucht. (s. Bericht Bohrungsbegleitende Experimente)

Geochemisch-thermodynamische Modellierung

Zur Ermittlung der Sättigungszustände der Fluide in Abhängigkeit der thermodynamischen Zustandsgrößen Druck und Temperatur werden geochemische Modellierungsprogramme ge-nutzt. Bei den Tiefenwässern des Rotliegend mit einer höheren Gesamtmineralisation sowie höheren Temperaturen als bei den bislang beurteilten Wässern, sind die üblichen Simulati-onsprogramme, aber auch die bereits vorhandenen Expertensysteme (z. B. XPS-FROCKI) für die Fragestellungen nur begrenzt einsetzbar. Prinzipiell konnten nur tendenzielle Aussagen zur Wassergenese, Geothermometrie und zur Scalinggefahr aus den berechneten SI-Werten abgeleitet werden. Zum einen ist zu beachten, dass der Sättigungsindex eine rein thermody-namische Größe ist, zum anderen können derzeit die Speziesaktivitäten mit dem verwendeten Programm SOLMINEQ.88 nur auf der Grundlage der Debye-Hückel-Gleichungen bei Tem-peraturen >25°C berechnet werden. Die durchgeführten geochemischen Modellrechnungen weisen auf die Möglichkeit der Scalingbildung von Baryt und Kieselsäure, bedingt auch von Calcit bzw. Aragonit, hin. Die geochemische Modellierung stark salinarer, thermaler Wässer stellt aber weiterhin ein Problem dar.

Die Ergebnisse wurden veröffentlicht:


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GIESE, L.B., SEIBT, A., WIERSBERG, T., ZIMMER, M., ERZINGER, J., NIEDERMANN, S. & PEKDEGER, A. (2002): Zur Geochemie der Formationsfluide der Bohrung E Groß Schönebeck 3/90.- GFZ Pots-dam, Geothermie Report STR02-14, 51-71.

SEIBT, A., GIESE, L.B., PEKDEGER, A. & WOITH, H. (2002): Geochemische Charakterisierung der Fluide der Bohrung E Groß Schönebeck im Hinblick auf eine geothermische Nutzung.- 7. Geothermi-sche Fachtagung, 6.-8. November 2002, Waren.

GIESE, L.B., SEIBT, A., ERBAS, K., HUENGES, E., HURTER, S., KÖHLER, S., SAADAT, A. & TRAUT-WEIN, U. (2001): Field study on the utilization of jointed-porous rocks to generate electricity from geothermal in Gross Schönebeck, Germany, 6. Deutsch-Türkisches Energiesymposium, 19.6.-26.6.2001, Izmir.

A. SEIBT (2000) Welche Faktoren können die Eisen(II)-oxidation in Formationswässern beeinflussen? in: E. Huenges, et al. (Herausg.), Geothermie Report 00-23, Geothermische Technologieentwicklung, GeoForschungsZentrum Potsdam, Scientific Technical Report STR00/23, 51-70, Potsdam.

1.3.2 Anpassung des Thermalwasserkreislaufes an die Nutzung klüftig-poröser Spei-chergesteine

Der Thermalwasserkreislauf ist das Bindeglied zwischen dem thermischen Potenzial im Un-tergrund und der Abnehmeranlage. Er besteht aus der Förderung des Thermalwassers aus der Bohrung und der Weiterleitung an das Heiz- bzw. Kraftwerk, der Wärmeübertragung an das Sekundärsystem und der Aufbereitung des Thermalwassers für die Injektion.

Das Thermalwasser wird mit einer Tiefpumpe aus der Förderbohrung an die Oberfläche ge-pumpt. Bohrungen im Norddeutschen Becken sind im Normalfall nicht artesisch, der Ruhe-wasserspiegel liegt deutlich unter der Geländeoberkante. Während der Förderung sinkt der Wasserspiegel bis auf den sog. dynamischen Wasserspiegel ab. Der dynamische Wasserspie-gel hängt im Wesentlichen vom geförderten Thermalwasserstrom und der Durchlässigkeit des Reservoirs sowie einer Reihe von mechanischen Parametern (z. B. Reibungsverluste in der Bohrung) und Stoffparametern (z.B. Dichte des Thermalwassers) ab.

Für die Einbautiefe der Pumpe muss der so genannte Gasentlösungspunkt berücksichtigt wer-den. Damit wird der Punkt bezeichnet, an dem der Druck der statischen Wassersäule nicht mehr ausreicht, das im Thermalwasser gelöste Gas in Lösung zu halten. An dieser Stelle kommt es zur Gasentlösung und es liegt eine Zwei-Phasen-Strömung vor. Bei den bisher in-stallierten Anlagen wurde die Pumpe stets unterhalb des Gasentlösungspunktes eingebaut.

Wenn der Gasentlösungspunkt allerdings deutlich tiefer liegt, wird dieses Vorgehen voraus-sichtlich nicht wirtschaftlich durchführbar sein. Das ist schon bei Gasgehalten von 250 cm³/Liter der Fall. Als technische Alternative steht dann die Trennung von Gas und Flüssig-keit direkt vor der Pumpe zur Verfügung. Für die Phasentrennung werden statische und dy-namische Systeme eingesetzt. Mit statischen Systemen können Medien gefördert werden, die bis zu 10 vol. % freies Gas an der Saugseite der Pumpe enthalten. Dynamische Systeme arbei-ten mit Speziallaufrädern, die der ersten Kreiselpumpenstufe vorgeschaltet sind. Sie erreichen eine vollständige Abscheidung des Gases bei Gasanteilen von 30-40 vol. %.


46

Die entscheidende Aufgabe bei der Dimensionierung der Thermalwasserleitungen sowie der zugehörigen Anlagen zur Druckerhöhung besteht in der Bestimmung der Druckänderung ent-lang der Strömungsrichtung. Wenn eine Zwei-Phasen- Strömung vorliegt, ist eine zuverlässi-ge Vorhersage der sich einstellenden Strömungsform sowie der Volumenanteile von Gas und Flüssigkeit zwingend erforderlich.

Die Form der Phasenverteilung bei Gas/ Flüssigkeitsströmung in Rohren wird durch das Zu-sammenwirken von Schubspannungskräften, Trägheitskräften, Druckkräften, Oberflächen-spannungskräften und Schwerkraft in Gas und Flüssigkeit bestimmt. Die Bestimmung der Strömungsform geschieht anhand empirischer oder halbtheoretisch gewonnener, so genannter Strömungsbilderkarten oder auch Strömungsformkarten.

Aus der Verfahrenstechnik sind einige empirische oder halbtheoretisch gewonnene Strö-mungsformkarten für Einstoff-Mehrphasengemische bekannt. In der Offshore-Industrie be-stehen vergleichbare Karten für Gemische aus Öl, Wasser und Erdgas. Für die bei der Nut-zung der tiefen Geothermie auftretenden Mehrstoff-Mehrphasen Systeme und ihre Strömun-gen existieren solche Karten bisher nicht. Für die Charakterisierung der Strömung im Ther-malwasserkreislauf anhand von Strömungskarten müssen neue Berechnungsansätze entwi-ckelt und spezifische Laborexperimente durchgeführt werden. Mit den Ergebnissen sollen die zurzeit existierenden Ansätze zur Beschreibung des im Thermalkreislauf auftretenden Strö-mungsverhaltens modifiziert und in ihrem Geltungsbereich erweitert werden (siehe MAYIN-

GER 1982/). Die im Norddeutschen Becken vorkommenden hohen Mineralisationen stellen nicht nur besondere Anforderungen an die Materialauswahl. Auch bei der Berechnung der Phasengleichgewichte und beim Design der Laborexperimente müssen die aus ihnen resultie-renden Effekte dringend berücksichtigt werden.

Literatur

MAYINGER, F. (1982): Strömungen und Wärmeübertragung in Gas-Flüssigkeits-Gemischen, Springer-Verlag, Wien.

1.3.3 Energiebereitstellung – Konversionsanlagen

Um die Wärme aus der Erde in elektrische Energie zu wandeln, stehen verschiedene Prozesse und Anlagen zur Verfügung. Alle beinhalten eine Turbine, in der das Arbeitsmedium ent-spannt und dabei über eine Welle einen Generator antreibt. Der klassische Dampfkraftprozess (Clausius-Rankine Prozess) und der offene Gasturbinen Prozess standen Pate für diese Pro-zesse. Das aus der Bohrung geförderte Fluid dient entweder direkt als Arbeitsmedium oder es überträgt die Wärme in einem Wärmeübertrager an ein Sekundärfluid (KÖHLER & SAADAT, 2000). In Deutschland können nur geothermische Ressourcen mit niedrigem bis mittlerem Exergiegehalt (Definition nach LEE, 2001) erschlossen werden. Damit kommen ausschließlich Kraftwerksprozesse mit einem Sekundärkreislauf (sog. Binärkraftwerke) in Frage.


47

Binäre Kraftwerke, Umwandlung der thermischen Energie in elektrische Energie in ORC Anlagen (Organic Rankine Cycle)

Die Netzanschlussleistung eines binären, geothermisch angetriebenen Kraftwerkes ist eine Kombination aus der Fähigkeit des Kraftwerkskreislaufs, das Thermalwasser abzukühlen, und dem thermischen Wirkungsgrad (KÖHLER, 2003). Die Rücklauftemperatur des Thermalwas-sers ist eine charakteristische Größe für einen spezifischen Anlagenentwurf mit dem zugehö-rigen Satz an Prozessparametern (Drücke, Temperaturen, Massenströme). Mit zunehmender Rücklauftemperatur des Thermalwassers nimmt die entzogene Wärmeleistung ab, während sich der thermische Wirkungsgrad aufgrund der insgesamt höheren Temperatur der Wärmezu-fuhr erhöht. Die vom Kraftwerkskreislauf abgegebene mechanische Leistung ist das Produkt aus entzogener Wärmeleistung und thermischem Wirkungsgrad. Somit existiert eine optimale Rücklauftemperatur des Thermalwassers, bei der die mechanische Leistung maximal wird. In dem betrachteten Temperaturbereich sind Wärmesenke und Wärmequelle gleichermaßen wichtig. Die Verminderung der Kondensationstemperatur von 40°C auf 20°C (z.B. durch den Wechsel von direkter Trockenkühlung zu Frischwasserkühlung) bewirkt fast die gleiche Ver-besserung der mechanischen Leistung wie die Erhöhung der Thermalwassertemperatur von 150°C auf 175°C (z.B. durch das Erschließen eines tiefer liegenden Speichers). Eine Emp-findlichkeitsanalyse zeigt, dass die Wahl des Arbeitmediums im Kraftwerkskreislauf zwar wichtig ist, letztendlich aber die Qualität und die Dimensionierung der Apparate und Maschi-nen die erzielbare Nettoleistung entscheiden. Sie sind genau wie die sorgfältige Abstimmung der internen Prozessparameter Schlüsselgrößen für die Optimierung des Gesamtsystems.

Hybridkraftwerke

Die Einbindung geothermischer Energie in klassische Kohlekraftwerke stellt eine Alternative zu den binären Kraftwerken dar (BRUHN, 2002). Dafür werden konventionelle Vorwärme mit Anzapfdampf durch geothermische Vorwärmstufen ersetzt. Die geothermische Vorwärmung des Speisewassers führt dazu, dass die mittlere Temperatur der Wärmezufuhr im konventio-nell beheizten Teil der Kraftwerke steigt und so die Exergieverluste bei diesem Teil der Wär-mezufuhr verringert werden. Die Einbindung der Geothermie kann zur Verminderung des be-nötigten Brennstoffes bei gleicher Netzanschlussleistung (fuel saving operation) oder zur Er-höhung der Netzanschlussleistung bei gleicher Brennstoffzufuhr (booster operation) realisiert werden.

Literatur

BRUHN, M. (2002): Hybrid geothermal–fossil electricity generation from low enthalpy geothermal re-sources: geothermal feedwater preheating in conventional power plants. Energy - The International Journal, 27, 329 - 346.

KÖHLER, S. (2003): Return Temperature of the Brine and Efficiency of a Binary Geothermal Power Plant. Energy - The International Journal, submitted.

KÖHLER, S. & SAADAT, A. (2000): Möglichkeiten und Perspektiven der geothermischen Stromerzeu-gung. In: A.S. Ernst Huenges, Silke Köhler, Wilfried Rockel, Suzanne Hurter, Andrea Seibt, Dirk


48

Naumann, Martin Zimmer, Jörg Erzinger, Thomas Wiersberg, Björn Legarth und Helmut Wolff (Edi-tor), Geothermische Technologieentwicklung: geologische und energietechnische Ansatzpunkte. Sci-entific Technical Report. GeoForschungsZentrum Potsdam, Potsdam, pp. 9 - 28.

LEE, K.C. (2001): Classification of geothermal resources by exergy. Geothermics, 30(4): 431-442.

1.3.4 Bewertung von Explorations- und Aufschlussalternativen klüftig-poröser Speichergesteine

Vertikale Bohrungen machen bei Erschließungsteufen von 4-5 km über 90% der Investitions-kosten des Untertageteils einer geothermischen Dublettenanlage aus. Eine möglichst präzise Abschätzung dieser Kosten sowie die Bestimmung der Sensitivitäten sind daher obligatorisch für eine grundlegende Wirtschaftlichkeitsanalyse.

Kosten-Teufenkurven dienen der Extrapolation von Kostendaten auf einen größeren Teufen-bereich und damit der Abschätzung absoluter Bohrungskosten. Die Kurven variieren je nach Art der Bohrung, nach geologischen und geographischen Bedingungen und Markteinflüssen. Auf Grund dessen wurden Kostendaten von Onshore-Bohrungen aus Deutschland und den USA verglichen und diese zusätzlich auf ein Basisjahr (2001) normiert.

Die Kosten-Teufenkurve für Deutschland in Abbildung 15 soll als allgemeine Tendenz mit der Teufe für das Untersuchungsgebiet (Norddeutsches Becken) gelten. Es handelt sich um Nettobohrungskosten, d.h. es sind weder Kosten für Unvorhergesehenes noch für eine Mehr-wertsteuer enthalten. Kostendaten für Deutschland stammen sowohl von geothermischen als auch von Kohlenwasserstoffbohrungen. Dabei stellt jeder Datenpunkt die Gesamtinvestition in eine Bohrung der spezifischen Teufe ohne zusätzlichen Komplettierungsaufwand (Spei-cherkomplettierung, Fördereinbauten und Testarbeiten etc.) dar. Der eingerechnete Komplet-tierungsaufwand beinhaltet lediglich die Installation der erforderlichen Rohrtouren zur Her-stellung eines gesicherten und permanenten Zugangs zur Lagerstätte. Im Falle der US-amerikanischen Kosten- und Teufendaten handelt es sich um arithmetische Mittelwerte einer variierenden Anzahl n von ausschließlich Kohlenwasserstoffbohrungen. Es wird unterschie-den zwischen Explorations- und Produktionsbohrungen. Der Vergleich mit den deutschen Kostendaten wird für die Gesamtheit der Bohrungen erstellt. Die Daten stammen aus der jähr-lich veröffentlichten Bohrungskostenstudie (Joint Association Survey on Drilling Costs) des American Petroleum Institute (API) (LEGARTH, 2003).

Für die Identifizierung von spezifischen Einflüssen und Kostenreduktionspotenzialen bei der Herstellung von geothermischen Bohrungen ist eine Ermittlung der Kostenanteile notwendig. Die Höhe des jeweiligen Anteils ist vor allem von der Teufe der Bohrung abhängig. Die Kos-tenanteile einer Bohrung mit einer vertikalen Teufe von 5 km sind in Abbildung 16 darge-stellt. Da die zeitgebundenen Kosten einen Anteil von mehr als 55% ausmachen, ergibt sich das Haupteinsparpotenzial durch die Verkürzung der Projektdauer. Das kann vor allem durch die Erhöhung des Bohrungsfortschritts erreicht werden, der wiederum von geologischen und technologischen Faktoren beeinflusst wird (LEGARTH, 2003).


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Literatur

LEGARTH, B.A. (2003): Erschließung sedimentärer Speichergesteine für eine geothermische Stromer-zeugung. Dissertation (im Druck), Technische Universität Berlin.

25

n = 4300n = 3135

n = 1670

n = 619

n = 301

n = 81

n = 13

( )4,20787,638

9,829−

⋅=x

ey

Boh

rung

skos

ten,

10³

€ (2

001) B

ohrungskosten, 10³ € (2001)

vertikale Teufe (TVD), m

Abbildung 15: Kosten-Teufenverhältnisse von Onshore-Bohrungen im Ländervergleich; Nettokosten normiert auf das Jahr 2001 ohne Unvorhergesehenes

18Surveys: 4,1

Bohrloch-messungen: 2,8Spülungs-

behandlung- und service: 2,0

Bohroperator-pauschale: 4,5

Energie: 5,1

Kernrohre, StabilizerJars: 3,5

Rohreinbau und Zementation: 8,2

Platz, Zufahrt, Wasser: 7,4

An- und Abtransport der Anlage: 4,2

Auf- und Abbau der Anlage: 3,5

Bohrwerkzeuge: 6,4

Spülungsmaterial und Entsorgung: 2,5

Rohrkosten: 9,8Materialkosten

18,7 %18,7 %

mengenvariable Servicekosten

26,0 %26,0 %

Bohranlagenmiete

36,1 %36,1 %

zeitvariable Servicekosten

19,2 %19,2 %

Abbildung 16: Prozentuale Kostenanteile einer Onshore-Referenzbohrung mit einer vertikalen Teufe von 5 km; Nettokosten ohne Unvorhergesehenes


50

1.3.5 Optimierung des Wärmegewinns aus klüftig-porösen Speichergesteinen mittels numerischer Modellrechnungen

Die Stimulation des klüftig-porösen Speichers in Groß-Schönebeck stellte neben den Anfor-derungen an die Bildung einer sinnvollen Modellvorstellung auch eine Herausforderung im Bereich der numerischen Simulation dar. Es hat sich im Laufe des Projektes gezeigt, dass er-hebliche Weiterentwicklungen im Bereich der Numerik erforderlich waren, um zu akzeptab-len Ergebnissen zu kommen. Diese wurden im Rahmen des Simulationspakets Rockflow imp-lementiert und in die Standardversion der Software übernommen.

Insbesondere wurden

- Gittergeneratoren,

- Möglichkeiten zur Bilanzierung von Wärme- und Stoffflüssen,

- nichtlineare Materialkopplung für Permeabilitäten und Speicherkoeffizienten,

- Multikontinuumsberechnungen für das Druckfeld,

- ein Interface zu einem schnellen, algebraischen Gleichungslöser (UMFPack; Davis, 2002) und

- Methoden zur verlustfreien Dämpfung von Oszillationen

entwickelt.

Im Laufe des Projekts zeigte sich, dass die während der Ersterkundung erhobenen geologi-schen Daten nicht mit den Ergebnissen nach dem Wiederaufwältigen in Einklang zu bringen waren. Das stellte die Simulation vor erhebliche Probleme, da die als Ausgangsbasis der Si-mulation zu verwendenden geologischen Strukturdaten nicht mehr als sicher anzusehen wa-ren. Es wurde daher versucht, sowohl für die neu erhobenen Daten Auswertungen und Inter-pretationen zu erstellen als auch auf der Basis der alten Daten Szenarienrechnungen durchzu-führen.

Die numerische Behandlung des großräumigen Fließsystems mit einer Gesamthöhe von mehr als 5000 m zusammen mit kleinräumigen Prozessen in der Nähe der Bohrungen, die sich im Zentimetermaßstab bewegen, ist äußerst schwierig. Daher wurde ein Konzept gewählt, bei dem das Gesamtsystem in drei entkoppelte Einzelsysteme zerlegt ist, die getrennt untersucht werden:

- Absteigendes Fluid in der Injektionsbohrung

- Ausbreitung des injizierten Fluids in den untersuchten Schichten

- Aufsteigendes Fluid in der Förderbohrung

Durch diesen Ansatz konnte der numerische Aufwand erheblich reduziert werden bzw. eine Lösung wurde dadurch erst ermöglicht. Das ist vor dem Hintergrund zu verstehen, dass die Zahlengenauigkeit gängiger Computer beschränkt ist. Es kann nicht erwartet werden, dass noch sinnvolle Ergebnisse zu erzielen sind, wenn das Größenverhältnis kleinster und größter


51

Elemente und das Permeabilitätsverhältnis durchlässiger und undurchlässiger Bereiche zu vie-le Größenordnungen überstreichen. Durch die oben genannte Aufteilung des Systems und die Verwendung eines schnellen, exakten Gleichungslösers (DAVIS 2002) ist es gelungen, eine deutlich größere Spanne zu erreichen als es bisher möglich war.

Literatur

DAVIS, T.A. (2002): UMFPack Version 4.0 User Guide. – Dept. of Computer and Information Science and Engineering. University of Florida, Gainesville, Florida.

Anlagen

VIII. Thorenz, C.: Optimierung der Wärmegewinnung aus geklüftet-porösen Speichern mittels numerischer Modellrechnungen.

1.3.6 Energiewirtschaftliche Analyse der Möglichkeiten und Grenzen einer geothermi-schen Energiegewinnung aus klüftig-porösen Speichergesteinen

Mit dem Ziel die Treibhausgasemissionen in ihrem Anstieg zu verringern oder wenigstens zu verlangsamen, gewinnt die geothermische Stromerzeugung im Speziellen und eine Stromer-zeugung aus anderen regenerativen Energien i. Allgemeinen immer mehr an Bedeutung. Ein wesentlicher Vorteil der Stromerzeugung aus Erdwärme im Vergleich beispielsweise zur Stromerzeugung aus Windkraft oder Solarstrahlung, liegt dabei in der ständigen und damit von jahres- und tageszeitlichen Schwankungen unabhängigen Verfügbarkeit der Erdwärme. Geothermische Stromerzeugung steht zeitlich nachfrageorientiert zur Deckung des Verbrauchs zur Verfügung. Wesentlicher Nachteil sind jedoch die noch vergleichsweise ho-hen Kosten einer Strom- bzw. Strom- und Wärmebereitstellung (ROGGE & KALTSCHMITT 2002). Diese z. T. erheblichen Mehrkosten im Vergleich beispielsweise zu ei-ner Stromerzeugung aus Steinkohle sind vor dem Hintergrund des politischen Ziels einer Re-duktion der energiebedingten Umweltauswirkungen nur dann politisch und gesellschaftlich zu rechtfertigen, wenn dadurch die Umwelt signifikant entlastet wird. Zur Beurteilung, inwieweit die geothermische Stromerzeugung zu einem umweltfreundlicheren Energiesystem beitragen kann, werden also Informationen über die Umwelteffekte – im Verlauf des gesamten Lebens-weges – benötigt. Die folgenden Ausführungen sollen diese Informationen für die geothermi-sche Stromerzeugung im Vergleich zur Stromerzeugung aus anderen erneuerbaren und fossi-len Energien bereitstellen.

Dazu werden zuerst die näher untersuchten Technologien beschrieben, die für typische An-wendungsfelder in Deutschland nach dem gegenwärtigen Stand der Technik definiert werden. Für diese so genannten Referenztechniken wird dann eine detaillierte Lebenszyklusanalyse durchgeführt. Dazu werden zunächst wesentliche Grundlagen der Ökobilanz dargestellt und zusätzlich die entsprechenden Systemfestlegungen getroffen. Auf der Grundlage der Ergeb-nisse dieser Ökobilanzen kann dann die geothermische Stromerzeugung im Vergleich zu an-deren Optionen bewertet werden.


52

Die Ergebnisse der Ökobilanzbetrachtung lassen sich wie folgt zusammenfassen:

! Die geothermische Stromerzeugung kann im Vergleich zu einer Bereitstellung elektrischer Energie aus fossilen Energieträgern signifikant zu einer Reduktion der energiebedingten Treibhausgasemissionen und an Emissionen mit versauernder Wirkung beitragen.

! Ist eine entsprechende Wärmenachfrage am Anlagenstandort gegeben und damit Kraft-Wärme-Kopplung möglich, ist eine weitere merkliche Reduzierung der hier untersuchten Emissionen möglich.

! Die hier betrachteten Stofffreisetzungen einer geothermischen Stromerzeugung werden zum überwiegenden Teil durch den Bau der Anlage verursacht. Beispielsweise resultieren die pro bereitgestellter kWh elektrischer Energie emittierten CO2-Äquivalente eines geo-thermischen Kraftwerks zu 87 % aus der Errichtung des untertägigen und nur zu 6 % aus dem übertägigen Anlagenteil. Weitere 6 % resultieren aus dem Betrieb und nur 1 % aus der Entsorgung der Anlage.

! Im Vergleich zu den Emissionen anderer Optionen einer Stromerzeugung aus regenera-tiven Energien und fossilen Energieträgern ist damit die geothermische Stromerzeugung eine Möglichkeit, die – ähnlich wie eine wind- und wassertechnische Stromerzeugung sowie ggf. eine Stromerzeugung aus Biomasse – durch sehr geringe Klimagasemissionen gekennzeichnet ist.

Literatur:

ROGGE, S. & KALTSCHMITT, M. (2002): Strom- und Wärmebereitstellung aus Erdwärme – Eine öko-nomische Analyse; Erdöl – Erdgas – Kohle 118, 1, S. 34 – 38.

Anlagen

IX. ROGGE, S. & KALTSCHMITT, M. (2003): Geothermische Strom- und Wärmebereitstellung – Eine ökologische Analyse – 11 S.

1.4 Zusammenfassung

Das Ziel des Projektes ist die Einbeziehung klüftig-poröser Speichergesteine in eine geother-mische Energiebereitstellung. Diese Speicher sind in der geothermischen Energiegewinnung bisher im Wesentlichen auf Grund ihrer Teufenlage und geringer Ausgangsergiebigkeiten nicht für eine Nutzung in Frage gekommen. Es sind jedoch gerade diese fluidgesättigten Spei-cher, die auf Grund ihrer weiten Verbreitung, etwa im gesamten Bereich des Norddeutschen Beckens in Teufen zwischen vier und fünf Kilometern, ein sehr hohes energetisches Potenzial darstellen. Die Förderung von Fluiden aus diesen Strukturen bei ausreichend hohen Raten er-möglicht wegen ihrer Temperatur zudem eine Stromerzeugung mit Hilfe binärer Konversi-onsanlagen. Hierbei ist darauf zu achten, dass die Förderung langfristig und vor allem effi-zient realisiert wird, um die Wirtschaftlichkeit des Systems zu erreichen. Das erfordert unter anderem die Reinjektion der extrahierten Fluide in den Untergrund.

Reine Porenspeicher haben bereits Eingang in Werke wie den Geothermischen Ressourcenat-las Europas gefunden. Sie werden mehrfach deutschlandweit konventionell und ausschließ-lich in geringeren Teufen für die geothermische Wärmeversorgung und für balneologische


53

Zwecke erschlossen. Die Nutzung reiner Kluftspeicher unter Zirkulation formationsfremder Fluide wird an Standorten im Oberrheingraben mit dem HDR-Konzept erprobt. Die Zwi-schenform, Porenspeicher in großen Versenkungsteufen mit einem Anschluss an geklüftete Tiefenbereiche, ist bislang jedoch ohne Referenzen hinsichtlich ihrer geothermischen Nut-zung.

Das Projekt hat in seinen Hauptbestandteilen die geologische Einordnung sowie Konzepte zur erforderlichen Steigerung der Ergiebigkeit bei der Nutzung klüftig poröser Speichergesteine erarbeitet. Im Ergebnis liegen Konzepte zur Charakterisierung der Speichergesteine und An-sätze zur Erschließungs- und Stimulationstechnologie unter Berücksichtigung mechanischer und geochemischer Sachverhalte vor. Des weiteren wurden Erkenntnisse zu Fragen des Zu-gangs zur Lagerstätte und zur Fördertechnik erarbeitet. Darüber hinaus erfolgten weitere Un-tersuchungen im Bereich der Kraftwerkstechnik, der energiewirtschaftlichen Analyse und der ökologischen Bilanzierung des Gesamtsystems. Letztere lieferten Aussagen zur technischen Umsetzbarkeit der Energiegewinnung übertage und komplettierten damit den Untersuchungs-rahmen. Das Projektziel der Lieferung erster gesamtheitlicher Erkenntnisse zu dieser Thema-tik ist daher erreicht worden.

Eine Bestätigung der allgemeinen Relevanz und Bedeutung der Ergebnisse lieferte auch die Aufnahme der ökonomischen- und ökologischen Betrachtungen in den Sachstandsbericht Möglichkeiten geothermischer Stromerzeugung in Deutschland (TAB Studie Nr. 84, Feb. 2003) des Deutschen Bundestages.

2 Voraussichtlicher Nutzen, insbesondere der Verwertbarkeit der Er- gebnisse

Die Eignung klüftig-poröser Speichergesteine zur abnehmernahen geothermischen Energiebe-reitstellung wurde mit einem Programm geowissenschaftlicher, bohrtechnischer sowie ener-gie- und verfahrentechnischer Methoden untersucht. Im Ergebnis sind für die weitere Techno-logieentwicklung Schlüsselprobleme in entscheidenden Teilaspekten erarbeitet und Lösungs-ansätze entwickelt worden

Es ergab sich weiterer Forschungsbedarf in anschließenden Folgeprojekten mit den Zielstel-lungen, neue Technologien zur Erschließung der Erdwärme für die Stromerzeugung bzw. zur standortunabhängigen Erdwärmenutzung zu entwickeln. Die Forschungsbohrung E Groß Schönebeck 3/90 mit dem In situ Geothermielabor wurde mit dem im Projekt erarbeiteten Know How eingerichtet, um der speziellen Entwicklung einer Technologie zur geothermi-schen Stromerzeugung zu dienen. Die dort vorhandenen Temperaturen und Tiefenwässer bie-ten die für ein 1:1 Experiment nötigen Voraussetzungen. Das Labor dient der Durchführung geologischer und geophysikalischer Messungen und Experimente im nahezu zeitgleich abge-schlossenen Projekt Erschließung klüftig-poröser Speicher im Norddeutschen Becken -


54

Experimente zur Stimulation von Sandstein in der Geothermiebohrung Groß Schönebeck. Über die Ergebnisse wird parallel berichtet.

Der interdisziplinäre Ansatz mit den beteiligten Fachdisziplinen ist übertragbar auf die Fin-dung von Lösungsansätzen für die Zukunftsaufgabe der Speicherung von CO2 im Untergrund. Synergien bestehen für die Erschließungstechnik, im Reservoirmanagement und in der Ent-wicklung von modernen Untertage-Monitoringverfahren.

Die erarbeitete Expertise in der Gesteinsphysik hat die Initiierung eines industriegeförderten Projekts zur Charakterisierung von CO2-Speichergesteinen befördert. Ein Teil der Entwick-lungsarbeiten zum faseroptischen thermischen Flowmeter (hier moderne Kalibrierverfahren) haben u.a. die Voraussetzungen geschaffen, in Bohrungen auf Hawaii sowie in Nordkanada das jeweils stark hydraulisch gestörte Temperaturfeld qualitativ hochwertig zu messen und zu interpretieren.

Die in dem Projekt erarbeitete Kompetenz in der Entwicklung der Erschließungstechnologie wird in die Planungen von Anlagen zur geothermischen Stromerzeugung einfließen. Auch die weiteren Karriereschritte der mit Projektmitteln finanzierten Mitarbeiter spiegeln den Erfolg des Projektes wider. Alle fanden neue Betätigungsfelder wie z.B. in einer ausgegründeten Firma (Frau Dr. Seibt), bei der VEAG AG , jetzt Vattenfall, (Herr Dr. Bruhn), im Vorstands-stab des GeoForschungsZentrums (Herr Dr. Erbas), bei Shell International (Frau Dr. Hurter), bei der Bundesanstalt für Materialforschung (Herr Dr. Giese) sowie bei der Geothermie Neu-brandenburg GmbH (Herr Dr. Wolfgramm).

3 Während der Durchführung des FuE- Auftrags dem AN bekannt gewor-dener Fortschritt auf dem Gebiet des Auftrags bei anderen Stellen

Das Arbeitsgebiet tangiert verschiedene Bereiche und Disziplinen, so dass auch an anderen Stellen verwertbare Fortschritte während der Durchführung des FuE-Auftrags zu verzeichnen sind. Zu nennen ist zunächst die Herausgabe des Europäischen Atlas für Geothermische Res-sourcen (HURTER & HAENEL 2002). In diesem Kartenwerk sind klüftig-poröse Speicherge-steine als potenzielle Ressourcen nicht explizit enthalten, da Porenspeicher bei der Erstellung im Vordergrund standen. Mittlerweise ist eine Studie, beauftragt vom Deutschen Bundestag, zur Ausweisung potenzieller Ressourcen für die geothermische Stromerzeugung fertig gestellt worden, die in diesem Aspekt zumindest dem Gebiet Deutschlands Rechnung trägt (JUNG et al., 2002). Durch die Integration einer Mitarbeiterin des laufenden Projektes, Frau Rogge, in die Projektbearbeitung wurde auch zum Fortschritt auf diesem Gebiet beigetragen. In der Ge-steinsphysik sind die Ergebnisse von PAPE et al. (1999, Geophysics) anzuführen, die die Mo-dellierung der hydraulischen Eigenschaften von Gesteinen unterstützen. In der Erschließungs-technologie hat man durch die Vertiefung der Bohrung in Soultz-sous-Forets (auf 5 km in ei-ner 200°C-Umgebung) und dem Stimulationsexperiment in der vertieften Bohrung neue expe-


55

rimentelle Daten auf dem Gebiet des Auftrages jedoch in einer anderen geologischen Umge-bung (WEIDLER et al., 2002) erhalten. Auch in der international vorangetriebenen Entwick-lung der Enhanced Geothermal Systems gibt es methodische Verbesserungen, die erwäh-nenswert sind. Die allseits wichtige Frage der Abbildung erzeugter Fracs konnte durch eine japanische Gruppe (ASANUMA et al., 2001) sowohl in der Messtechnik als auch in der Inter-pretation verbessert werden.

4 Erfolgte oder geplante Veröffentlichungen der FuE- Ergebnisse nach §11

Das GeoForschungsZentrum Potsdam macht durch die Wahl geeigneter Veröffentlichungs-mittel die erzielten Ergebnisse möglichst zügig für Anwender zugänglich. Die Sektion Geo-thermie des GFZ, in der das Projekt angesiedelt ist, hat sich dabei entschlossen, zweigleisig zu fahren. Zum einen werden mittels intern reviewter Scientific Technical Reports erste Daten und Interpretationen allen Interessierten zur Verfügung gestellt. Diese Reports wurden mit ei-ner Auflage von 250 Exemplaren gedruckt und sind weitgehend vergriffen. Die Reports sind zudem als PDF-Files im Internet herunterladbar, eine Option, die vielseitig genutzt wird. Zum anderen ist man bestrebt Auszüge der Arbeiten und Ergebnisse in internationalen reviewten Journalen (z.B. nach ISI) zu veröffentlichen. Das ist jedoch mit längerfristigen Reviewprozes-sen verbunden, so dass darüber in Bezug auf das gerade abgeschlossene Projekt zum jetzigen Zeitpunkt noch nicht berichtet werden kann. Zur Information wird diesem Bericht ein Auszug aus der Publikationsliste der Sektion beigefügt.

Geothermie-Reports In situ Geothermielabor Groß Schönebeck 2000/2001: Bohrarbeiten, Bohrlochmessungen, Hydraulik,

Formationsfluide, Tonminerale. Herausgeber: Ernst Huenges & Suzanne Hurter; GeoForschungsZentrum Potsdam, Scientific Technical Report STR02/14, 2002.

Geothermische Technologieentwicklung: geologische und energietechnische Ansatzpunkte. Ernst Huenges, Ali Saadat, Silke Köhler, Wilfried Rockel, Suzanne Hurter, Andrea Seibt, Dirk Naumann, Martin Zimmer, Jörg Erzinger, Thomas Wiersberg, Björn Legarth & Helmut Wolff; GeoForschungsZentrum Potsdam, Scientific Technical Report STR00/23, 2000.

Salinare Tiefenwässer in Norddeutschland: Gas- und isotopengeochemische Untersuchungen zur Herkunft geothermischer Nutzung. Dirk Naumann; GeoForschungsZentrum Potsdam, Scienti-fic Technical Report STR00/21, 2000.

Reproduzierbarkeit und Auflösungsvermögen faseroptischer Temperaturmessungen für Bohrlochan-wendungen: Untersuchungen in der Klimakammer des GFZ. Kemal Erbas, Grit Dannowski, Jörg Schrötter; GeoForschungsZentrum Potsdam, Scientific Technical Report STR99/19, 1999.

Evaluierung geowissenschaftlicher und wirtschaftlicher Bedingungen für die Nutzung Hydrogeother-maler Ressourcen - Abschlussbericht - BMBF-Projekt BEO 0326969. Kemal Erbas, Andrea Seibt, Peer Hoth & Ernst Huenges; GeoForschungsZentrum Potsdam, Scientific Technical Report STR99/09, 1999.

Geothermisches Heizwerk Neustadt-Glewe: Zustands- und Stoffparamter, Prozessmodellierungen, Betriebserfahrungen und Emissionsbilanzen. Herausgeber: Kuno Schallenberg, Kemal Erbas, Ernst Huenges, Heiner Menzel; GeoForschungsZentrum Potsdam, Scientific Technical Report STR99/04, 1999.


56

ISI Journals 2003 DANNOWSKI, G. AND HUENGES, E., 2003, The thermo-hydraulic field of the Mauna Kea volcano (Hawaii) - constraints from borehole temperature measurements and coupled thermohydraulic model-ing: Tectonophysics, in press. GIURGEA, V., RETTENMAIER, D., PIZZINO, L., UNKEL, I., HÖTZL, H., FÖRSTER, A., AND QUATTROC-CHI, F., 2003, Preliminary hydrogeological interpretation of the Aigion area from AIG10 borehole data: Comptes Rendus Geoscience, submitted. KÖHLER, S., 2003, Return temperature of the brine and efficiency of a binary geothermal power plant: Energy, submitted. PRIBNOW, D., SCHÜTZE, C., HURTER, S.J., FLECHSIG, C., AND SASS, J.H., 2003, Fluid flow in the re-surgent dome of Long Valley Caldera: Implications from thermal data and deep electrical sounding: J. Volcanol. Geoth. Res., submitted. RETTENMAIER, D., GIURGEA, V., HÖTZL, H., AND FÖRSTER, A., 2003, Interpretation of the litho-log in the context of regional geology and tectonics: Comptes Rendus Geoscience, submitted. 2002 REVIL, A., HERMITTE, D., SPANGENBERG, E., AND CHOCHEME, J.J., 2002, Electrical properties of zeolitized volcaniclastic materials: J. Geophys. Res., v. 107, p. 10, 1029-10,1045. MACFARLANE, P.A., FÖRSTER, A., MERRIAM, D.F., SCHRÖTTER, J., AND HEALEY, J.M., 2002, Moni-toring artificially stimulated fluid movement in the Cretaceous Dakota aquifer, western Kansas: Hydrogeology J., v. 10, p. 662-673. BRUHN, M., 2002, Hybrid geothermal - fossil electricity generation from low enthalpy geothermal re-sources: geothermal feedwater preheating in conventional power plants: Energy, p. 329-346. SEIPOLD, U., 2002, Investigation of the thermal transport properties of amphibolites: I. Pressure de-pendence: High Temperatures - High Pressures, v. 34, p. 299-306. 2001 FÖRSTER, A., 2001, Analysis of borehole temperature data in the Northeast German Basin: Continuous logs versus bottom-hole temperatures: Petroleum Geosience, v. 7, p. 241-254. SPANGENBERG, E., 2001, Modeling of the influence of gas hydrate content on the electrical properties of porous sediments: J. Geophys. Res., v. 106, p. 6535-6548. TOMMASI, A., GIBERT, B., SEIPOLD, U., AND MAINPRICE, D., 2001, Anisotropy of thermal diffusivity in the upper mantle: Letters to Nature, v. 411, p. 783-786. YANG, X., JIN, Z., HUENGES, E., SCHILLING, F.R., AND WUNDER, B., 2001, Experimental studies on dehydration melting of biotite-plagioclase gneiss under granulite facies conditions (in Chinese): Chi-nese Sci. Bull., v. 46, p. 867-872. Journals/Transactions (reviewed) 2002 DANNOWSKI, G. & HUENGES, E. (2002): Continuous temperature observations in the Hawaii NSF/ICDP borehole – results and models: Proceedings 27th Workshop on Geothermal Reservoir Engi-


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HUENGES, E., HURTER, S., KÖHLER, S., SAADAT, A. & TRAUTWEIN, U. (2001): Geothermie, Natur-wissenschaft und Technik: Landsberg (Germany), Verlagsgesellschaft AG & Co. KG.

SAADAT, A., KÖHLER, S., HURTER, S., TRAUTWEIN, U. & HUENGES, E. (2001): Geothermie, Enzy-klopädie Naturwissenschaft und Technik, 6. Ergänz.-Lieferung: Landsberg (Germany), Verl.-Ges. AG &Co. KG. 2000 MERRIAM, D.F. & FÖRSTER, A. (2002): Paleoearthquakes and late Paleozoic recurrent structural movement in the U.S. Midcontinent, in Ettensohn, F.R., Rast, N., and Brett, C.E., eds., Ancient Seis-mites, Volume 359: Special Paper, Geol. Soc. America, p. 99-108.

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1999 FÖRSTER, A. & MERRIAM, D.F. (1999): Problems and potential of industrial temperature data from a cratonic basin environment, in Förster, A., and Merriam, D.F., eds., Geothermics in Basin Analysis:


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HUENGES, E., HOTH, P. & SCHEYTT, T. (1999): Technisch nutzbare Erdwärmevorkommen, in Kaltschmitt, M., Huenges, E. & Wolff, H., eds., Energie aus Erdwärme: Stuttgart (Germany), Verlag für Grundstoffindustrie, p. 40-59.

KALTSCHMITT, M., HUENGES, E. & WOLFF, H. (1999): Energie aus Erdwärme: Deutscher Verlag für Grundstoffindustrie, Stuttgart (Germany), p. 1-265.

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63

Anlagen zum Bericht

I. Laboruntersuchungen zur Charakterisierung klüftig-poröser Speichergesteine

(Poster, Trautwein)

II. Petrophysikalische Charakterisierung des Rotliegend in der Bohrung Groß Schönebeck

(Poster, Trautwein)

III. Changes of Petrophysical Rock Properties, BiotConference 2002

(Poster, Trautwein)

IV. Changes of Petrophysical Rock Properties, BiotConference 2002(Trautwein)

V. Gekoppelte petrophysikalisch-mechanische Laborexperimente, FKPE-Workshop 2001

(Trautwein)

VI. Berichte aus Bochum (Ruhr Universität Bochum)

VII. Stimulationstests an der Forschungsbohrung Lindau (Tischner&Röckel)

VIII. Optimierung der Wärmegewinnung aus geklüftet-porösen Speichern mittels

numerischer Modellrechnungen (Thorenz)

IX. Geothermische Strom- und Wärmebereitstellung – Eine ökologische Analyse

(Rogge & Kaltschmitt)

S T I F T U N G D E S Ö F F E N T L I C H E N R E C H T S

Ute Trautwein, GeoForschungszentrum Potsdam, Telegrafenberg, 14473 Potsdam

Laboruntersuchungen zurCharakterisierung klüftig-poröser Speichergesteine

Reservoir-Charakterisierung

StrukturparameterKorngrößenverteilung

KornkontakteZementationPorenstruktur

PorenradienverteilungKonstriktivität

TortuositätinnereOberfläche

petrophysikalische ParameterPorosität

PermeabilitätFormationswiderstand

WärmeleitfähigkeitParameter der Festigkeit

und Verformbarkeit

ReservoireigenschaftenProduktivitätInjektivität

SpeicherfähigkeitStimulierbarkeit

Langzeitverhalten

„Nutzbarmachung klüftig-poröser Speichergesteine“ - eine wesentlicheGrundlageist dieCharakterisierungdieses Speichertyps.

Grundsätzlich stellen klüftig-poröse SpeichereineMischform aus Kluft-undPorenspeichern dar. ZunächstwirddiekluftfreieMatrixanSandsteinen ausobertägigen Aufschlüssen untersucht. Die Sandsteine wurden nachunterschiedlichen Kornverteilungen, Matrix- und Zementgehaltenausgewählt und decken ein weites Porositäts-Permeabilitätsspektrum ab.Neben der petrophysikalischen Charakterisierung der Referenzgesteinewird besonderes Gewicht auf die Ausbildung der Porenraumstrukturgelegt.In der nächsten Versuchsphase werden an diesen Gesteinen sowie anKernmaterial der ehemaligen Erdgas-Erkundungsbohrung GroßSchönebeck 3/90 gekoppelte geomechanisch-hydraulische Experimentedurchgeführt.

Innovative Laborexperimente zugekoppelten geomechanisch-hydraulischen

Gesteinseigenschaften

Analyse der porendruckabhängigenPermeabilitätsentwicklung unter“uniaxialstrain”-Bedingungen

Veränderung von Permeabilität undelektrischer Leitfähigkeit w ährend derEntstehung mechanischer Klüfte

März 2001

0

50

100

700

750

800

850

0 25 50

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

Zeit [min]

Triaxialer Druckversuchmit kontinuierlicher Messung von Permeabilität

und elektrischem Widerstand

Manteldruck = 10MPA,Porendruck= 3 und 4 MPa, 1MPa Druckdifferenz

Verformungsrate = 3*10 sec-6 -1

“uniaxial strain” - Versuch- Spannungspfad -

Zeit

stufenweiseErhöhung desManteldrucks z urMessungder druckabhängigenPermeabilität

Entlastung

Manteldruckreagiertpassiv, um lateraleVerformungzu halten

PorendruckManteldruckAxialspannung

triaxialeBelastung

“ ”-Bedingungen:Porendruckreduktionbei kon-stanterAxiallast undkonstantgehaltener lateralerVerformung

uniaxial strain

1E-3 0,01 0,1 1 10 1000

20

40

60

80

100

Porenr adius[µm]

1E-3 0,01 0,1 1 10 1000

20

40

60

80

100

Porenradius [µm]

Porenradienverteilung und petrophysikalische Eigenschaften

Sandstein H3Buntsandstein Hessenfeinsandig, gut sortiertstark zementiert

= 2,640 g/cm³= 7 , 0 %

k = 4,24*10 m²F = 75,3r = 0,051µm

ρΦ

-18

eff

1E-3 0,01 0,1 1 10 1000

20

40

60

80

100

Porenradius [ µm]

400µm

Sandstein H2Buntsandstein Hessenfeinsandig, gut sortiertschwach zementiert

= 2,636 g/cm³= 24,9 %

k = 2,33*10 m²F = 11,4r = 4,6µm

ρΦ

-13

eff

400µm

Sandstein B W1Keuper Baden-Württb.feinsandig, gut sortiertmäßig zementiert

= 2,649 g/cm³= 14,3 %

k = 4,15*10 m²F = 31,9r = 3,3 µm

ρΦ

-14

eff

400µm

Geothermiebohrungen Neustadt-Glewe, Neubrandenburg, R heinsbergBuntsandstein HessenBuntsandstein Baden-WürttembergKeuper-Sandsteine Baden-Württemberg

Geothermiebohrungen Neustadt-Glewe, Neubrandenburg, R heinsbergBuntsandstein HessenBuntsandstein Baden-WürttembergKeuper-Sandsteine Baden-Württemberg

Buntsandstein HessenBuntsandstein Baden-WürttembergKeuper-Sandsteine Baden-Württemberg

Beziehung Formationsfaktor-Porosität

5 10 15 20 25 30 351E-3

0,01

0,1

1

10

100

1000

Porosität [%]

Permeabilitäts-Porositäts-Beziehung

Porosität0,1

10

100

0,40,07


Petrophysikalische Charakterisierung des Rotliegendenin Groß Schönebeck 3/90

Trautwein / April 2002

Kompilierung der EEG-Daten von 1990: Lithologisches Profil und Gliederung basieren auf der bohrlochgeophysikalischen Auswertung. In den gekerntenAbschnitten wurden Porosität und Permeabilität im Labor gemessen. Für die Lithologieeinheiten sind mittlere Porosität (arithmetisches Mittel) und Permeabilität(geometrischesMittel) angegeben.DiebestenSpeichersandsteine befinden sich im unteren Elbe-Basissandstein.

0,0001

0,001

0,01

0,1

1

10

100

1000

0 5 10 15 20Porosität [%]

Elbe-Wechselfolge 1 Elbe-Wechselfolge 2Elbe-Wechselfolge 3 Elbe-Basissandstein 1Elbe-Basissandstein 2 Elbe-Basissandstein 3oberer Havel-Sandstein unterer Havel-SandsteinHavel-Konglomerat Unterrotliegend Vulkanite

Laboruntersuchungen an Bohrkernen: Für weiterführende Laboruntersuchungen ist heute nur noch das unterste Drittel des ursprüglichen Kernmaterialsverfügbar. Davon wurden imApril 2001 54 Kernproben von 5 bis 25 cm Länge entnommen. An diesen Probenwurden und werden Labormessungen zur hydraulischen,elektrischen, elastischen,mechanischenundthermischenCharakterisierung der Gesteine durchgeführt.

Sandstein KonglomeratSiltstein Vulkanit verfügbares Kernmaterial,Rest vermutl. verkippt!KerngewinnLegende:

Lithologie

siltig - tonige W echsellagerung mit Feinsandlagen (0,4 - 4 mmächtig), 8,3 m gekernt

pelitischeAbfolge ohne Sandsteinlagen, 16 m gekernt

pelitisch - feinsandige Wechsellagerung (0,3 - 1,31 m mächtig),Zunahme des Sandanteils zum Liegenden, vollständig gekernt

mittelsandige Feinsandsteine mit 0,11 - 1,15 m mächtigen Silt-und Tonsteinlagen, vollständig gekernt

Feinsandsteine mit teilweiseerheblichen Bankmächtigkeiten (3,2- 6,1 m), Mittel- und Grobsandanteil nimmt zum Liegenden zu,vollständiggekernt

Feinsandstein, mittelsandiger Feinsandstein und Mittelsandstein,vollständig gekernt

Feinsandstein, vollständig gekernt

Mittelsandstein, schlecht sortiert mit Feinkieslagen,Basiskonglomerat (4228,05 - 4230,50m), vollständig gekerntUnterrotliegend Andesite

Endteufe4294 m

Profil

Zechstein

Mellin-Schichten

Peckensen-Schichten

Eldena-Schichten

Rambow-Schichten

Havelgruppe

Unterrotliegendes

3881,80

3941,40

4027,00

4141,90

4192,30

4230,5

3900

4000

4100

4200

Kern-gewinn

Porosität[%]

10 20 0,001 0,1 10 1000

Permeabilität[mD]

0mit arith. Mittel mit geom. Mittel

1,5

1,8

2,0

4,8

9,7

13,4

10,24,5

4,2

4,8

0,0001

0,003

stark siltiger Feinsandstein, vollständig gekernt

0,005

0,018

1,33

13,3

0,730,0033

0,0067

0,003

Φ [%] k [mD] F Vpdry [ms- 1] Vpwet [ms-1]Anzahl 82 32 3 3 2

Minimum 1,5 0,0043 5,8 2434,3 3411,0Maximum 20,4 236,0 14,9 3082,3 3583,6

arithmetisches Mittel 13,4 66,9 10,3 2675,0 3497,3geometrisches Mittel 12,3 13,3 9,6 2660,0 3496,2

Median 14,5 41,4 10,2 2508,6 3497,3

Φ [%] k [mD] F Vpdry [ms-1] Vpwet [ms-1]Anzahl 21 17 7 6 5

Minimum 3,7 0,0038 9,8 2447,3 3427,2Maximum 18,3 94,0 105,2 5547,3 4865,3


Median 9,8 0,55 24,6 3347,4 4549,5

Φ [%] k[mD] F Vp dry [ms-1] Vp wet [ms -1]Anzahl 16 13 5 3 5

Minimum 1,4 0,0001 31,6 3216,1 3822,9Maximum 7,3 0,060 90,6 3516,6 5250,0

arithmetischesMittel 4,5 0,0115 51,0 3409,0 4868,1geometrischesMittel 4,3 0,0033 46,7 3406,2 4835,9

Median 4,7 0,0039 39,1 3494,3 5095,7

Φ [%] k [mD] F Vpdry [ms-1] Vpwet [ms-1]Anzahl 31 25 7 7 2

Minimum 1,0 0,0001 44,7 3798,6 4937,3Maximum 7,7 0,173 102,1 5889,5 4963,5


Median 3,9 0,0062 69,3 4492,3 4950,4

Φ [%] k[mD] F Vpdry [ms-1] Vpwe t [ms-1]Anzahl 12 4 8 8 4

Minimum 1,5 0,00037 33,2 2408,9 4747,8Maximum 6,3 0,0138 89,6 4970,4 5426,2

arithmetisches Mittel 4,8 0,0060 50,6 3458,3 5134,1geometrischesMittel 4,5 0,0030 48,4 3347,4 5126,5

Median 5,1 0,0050 46,2 3340,4 5181,2

Elbe-Basissandstein 3

oberer Havelsandstein

Unterrotliegend Vulkanite

Havel-Konglomerat

unterer Havelsandstein

0

5

10

15

20

poreradius[µm]0,01 0,1 1 10 100

0

25

50

75

100

0

5

10

15

20

pore radius [µm]0,01 0,1 1 10 100

0

25

50

75

100

0

2

4

6

pore r adius[µm]0,01 0,1 1 10 100

0

25

50

75

100

0

2

4

6

poreradius[µm]0,01 0,1 1 10 100

0

25

50

75

100

0

2

4

6

pore radius [ µm]0,01 0,1 1 10 100

0

25

50

75

100

Porosität Permeabilität Formationsfaktor p-WellengeschwindigkeitPorenradienverteilung


Ute Trautwein, GeoForschungsZentrum Potsdam, Telegrafenberg, 14473 Potsdam, email: [email protected] of Petrophysical Rock Properties as a Function of Pore Pressure

August2002

Understanding the stress and strain in a reservoir duringinjection or production is a key to the successfuldevelopment of deep geothermal reservoirs. Laboratoryexperiments were performed under uniaxial strainboundary conditions holding lateral strain and total axialload corresponding to crustal confinement andoverburden pressure. Thanges of porosity , permeability k in axial direction,

formation resistivity factor F and ultrasonic wave velocitiesv and v induced by pore pressure

constant,he focus of this investigation is on

c

variations.

Φ

p s

Gs 10length = 100 mm, diameter = 50 mmsandstone from Rotliegend,North German Basin, depth 4180,39 m

core sample

1001010,10,01pore radius [µm ]

0

5

10

15

20

kF

Φarch

Gas

===

15,3 %3,3 mD5,8

19

20

21

22

0,7

0,8

0,9

1

14,82

14,84

14,86

14,88

14,90

14,7

14,9

15,1

15,3hydrostatic loading b efore

hydrostatic loading a fter

uniaxial strain test

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

19

20

21

22

Stage I: hydrostatic loadingbefore uniaxial strain test, k ,F, v , v )(P )(Φ p s c

Stage II: uniaxial strain teststart at insitu stresscondition Groß Schönebeck

= 100 MPa, = 53 MPa, P = 45MPa, k, F, v , v )(P )

σ σ(Φ

1 3 p

p s p

Stage III: hydrostatic loadingafter uniaxial strain test, k, F, v , v )(P )(Φ p s c

P decrease (0,05 MPa/min) performed under uniaxialstrain boundary condition ( = const., = const.)causes a decrease of and therefore an increase of

. The mean effective stress ( = (2 + )/3) - P )is increasing a s well. For calculation of = 0,8wasassumed.

p

lat 1

3

dev eff 3 1 p

eff

ε σσ

σ σ σ σ ασ α

Porosity

Permeability

Formationresistivity factor

Ultrasonicwavevelocities

decrease with increasing anddecrease with hydrostatic loading is stronger thanwith deviatoric stressporosityloss remains after loading

decrease at lower andincreasefor high (>68 MPa)permeability loss remains after loading (but timedependent decreasing flow rates occur in addition)

increasewith increasing andincrease with deviatoric stress is stronger thanwithhydrostatic loading (but temperature dependentchanges in fluid conductivity have strong influenceon F)

increasewith increasing andno dependence of stress pathno difference between velocities before and afterloading except for the verylow stress regime

!

!

!

!

!

!

!

!

!

!

!

σ σ

σ σσ

σ σ

σ σ

dev eff

dev eff

dev

dev eff

dev eff

The increase of permeability with higher deviatoricstress could be the result of development ofmicrocracs in direction of maximum stress. Theopening and closure of thesemicrocracs is reversibleand repeatable with everydeviatoric loading cycle. Atcomparable under hydrostatic loading themicrocracskeep closed.

σeff

Uniaxial Strain Test, 2. Cycle Hydrostatic LoadingPorosity [%]

Permeability [mD]

Formation Resistivity Factor [-]

Porosity [%]

Permeability [mD]

Formation Resistivity Factor [-]

Ultrasonic Wave Velocities [ms ]-1

3700

3900

4100

4300

0 10 20 30 40 50 602100

2300

2500

2700vp vs

vs

vp

P decreasep

P increasep

P decreasep

P increasep

P decreasep

P increasep

stage IIstage I stage III100

75

50

25

00 2500 5000

time [min]

confining pressure σ3

deviatoric stress -σ3=σ σdev 1

pore pressure PP

total axial load σ1

σeff [MPa]

cosideration oftemperature effects

σDev [MPa]

Ultrasonic Wave Velocities [ms ]-1

vp vs

4350

4375

4400

4425

50 55 60 65 70 752500

2525

2550

2575

vp-decrease vs - decrease

P decreasep

vp

vs

1 INTRODUCTION

Understanding the evolution of stress and strain in a reservoir during injection and production of fluids is a key to the success of geothermal energy recovery. Pore pressure decrease during production leads to reservoir compaction and, consequently, deteriorates the reservoir quality with time. Reservoir engineers usually assume that reservoirs are subjected to uniaxial strain boundary condition (Ruistuen et al., 1999). The uniaxial strain modell implies that horizontal deformation is impeded as occurs in the earth’s crust. The axial load corresponding to the overburden is kept constant while pore pressure is varied thereby simulating the production or injection of fluids.

A laboratory set-up was developed to investigate porosity, permeability, electrical resistivity and ultrasonic wave velocities during the deformation of rock samples. This paper presents results of pore pressure induced changes of porosity and permeability observed from triaxial test under uniaxial strain boundary conditions on a Rotliegend sandstone (Flechtinger Bausandstein), which is a quite homogeneous sandstone, fine grained with a porosity of 6,4 %, an average pore radius of 0,3 µm determined from mercury intrusion and a gas permeability of 0,2 mD.

The Rotliegend in the North German Basin is the focus of an interdisciplinary project with the purpose to recover geothermal energy from this formation. In-situ hydraulic tests and a logging program were carried out in the former gasexploration well Groß

Schönebeck located 50 km northeast of Berlin (Huenges et al, 2002). The experiments described in the following will be part of an integrated approach to understand processes at different scales: centimeters in the laboratory and meters in the borehole.

2 EXPERIMENTAL PROCEDURE

The rock samples were submitted to in-situ stress conditions in a triaxial testing system. The cylindrical specimens of 50 mm in diameter and 100 mm long were jacketed with a heat shrinking tube to separate the pore fluid from the confining hydraulic oil. Axial strain was measured by two extensometers placed on opposite sides of the sample and radial strain was determined by measuring circumferential strain around the middle of the sample. The fluid pump system consisted of four paired pumps which provide a continous flow of water through the sample in axial direction. Using a constant pressure gradient while the inflowing and outflowing fluid volume per time is recorded it is possible to calculated permeability (steady state method). The porosity change was computed from pore volume change given by the difference of inflowing and outflowing pump volume. The effective mean stress acting on the sample was obtained from the normal stresses applied on the sample less the counteracting pore pressure. Deviation of the biot coefficient from 1 was not taken into account so far.

Permeability changes as a function of pore pressure in sandstones: laboratory experiments under uniaxial strain boundary conditions

U. Trautwein GeoForschungsZentrum Potsdam, Germany

ABSTRACT: Laboratory experiments on a low porous sandstone (Flechtinger Bausandstein) were performed to investigate the influence of pore pressure change on reservoir properties during production and injection of fluids. The triaxial experiments under uniaxial strain boundary condition show that pore pressure variations have a strong impact on porosity and permeability. The parameters decrease with decreasing pore pressure and are in addition dependent on the frequency of pore pressure variation.

0 -5 -10 -15 -20 -25 -30

10

15

20

25

mea

n ef

fect

ive

stres

s [M

Pa]

pore pressure drop [MPa]

pore pressure decrease pore pressure increase

Figure 1. Mean effective stress resulting from pore pressure variation of 30 MPa.

The sample was loaded up to 85 MPa total axial

load and 60 MPa confining pressure. This corresponds to a deviatoric stress of 25 MPa. In the beginning of the experiment the pore pressure was near below the confining pressure, so the effective load on the sample was small. The differential pore pressure over the specimen was 1 MPa in the beginning and was increased to 2 MPa after the first loading cycle in order to get measurable flowing rates. Now uniaxial strain conditions were forced, maintaining lateral strain and axial stress constant while the pore pressure is decreased and increased at a constant pressure rate of 0,2 MPa/min.

3 EXPERIMENTAL RESULTS FOR FLECHTINGER BAUSANDSTEIN

Pore pressure drop under uniaxial strain boundary condition is accompanied by a confining pressure decrease in order to hold the lateral deformation and by an increase of deviatoric stress due to an constant axial load. Consequently, the effective mean stress on the sample is increasing about 15 MPa and it is decreasing if pore pressure is increasing (Figure 1). Resulting deformation from the first load is stronger than from the following. Therefore multiple loading cycles were carried out. With each loading cycle irreversible deformation is remaining (Figure 2). Consequently, porosity and permeability are decreasing with every loading cycle. Figures 3 and 4 show the dependence of porosity and permeability from pore pressure for the fourth loading cycle. With pore pressure decrease of 30 MPa porosity decreases from 6,24 % to 5,74 %. Permeability is reduced from 0,152 mD to 0,072 mD.

10 15 20 250,0015

0,0020

0,0025

loading cycle 1 loading cycle 2 loading cycle 3 loading cycle 4 loading cycle 5

axial

strai

n [m

m/m

m]

effective mean stress [MPa]

Figure 2. Increasing deformation as a result of multiple loading cycles observed from pore pressure change under uniaxial strain boundary condition.

0 -5 -10 -15 -20 -25 -30

5,7

5,8

5,9

6,0

6,1

6,2

6,3 pore pressure decrease pore pressure increase

poro

sity

[%]


Figure 3. Porosity of Flechtinger Sandstone as a function of pore pressure decrease under uniaxial strain boundary conditions (loading cycle 4).

0 -5 -10 -15 -20 -25 -300,06

0,08

0,10

0,12

0,14

0,16

perm

eabi

lity

[mD

]


pore pressure decrease pore pressure increase

Figure 4. Permeability of Flechtinger Sandstone as a function of pore pressure decrease under uniaxial strain boundary conditions (loading cycle 4).

4 CONCLUSION

Pore pressure variations under uniaxial strain boundary condition have an strong influence on porosity and permeability. In addition these parameters are dependent on the frequency of pore pressure variation (loading cycle). Remaining deformation after each loading cycle implies that structural alteration of the rock takes place. The first strong increase in deformation with the first load could belong to an irreversible closure of microcracs. With each further load and unload it could be possible that connections between grains get loose and particles rearrange. The particles turn to a closer position and, consequenly, porosity and permeability are decreasing.

5 OUTLOOK

This type of experiment will be extended to cores of Rotliegend sandstones from Groß Schönebeck well. At present the hydraulic experiments in this well are being interpreted in terms of probable permeability changes that may be related to processes involving pore pressure. The experiments described here may help the understanding of the observations made at the borehole scale.

6 REFERENCES

Huenges, E., Hurter, S., Saadat, A., Köhler, S., & Trautwein, U. 2002. The in-situ geothermal laboratory Groß Schönebeck - learning to use low permeability aquifers for geothermal power. Twenty-Seventh Workshop on Geothermal Reservoir Engineering, 28-30 January 2002.

Ruistuen, H., Teufel, L.W. & Rhett, D.W. 1999. Influence of Reservoir Stress Path on Deformation and Permeability of Weakly Cemented Sandstone Reservoirs. SPE Reservoir Eval. & Eng. 2 (3), paper SPE 56989.

In: Poromechanics II, Auriault et a. (eds.) Proceedings of the second Biot Conference on Poromechanics Grenoble/France/26-28 August 2002 2002 Swets & Zeitlinger, Lisse

Gekoppelte petrophysikalisch-mechanische Laborexperimente zur porendruckabhängigen Permeabilitätsentwicklung im deviatorischen Spannungsfeld Ute Trautwein, GeoForschungsZentrum Potsdam, Telegrafenberg, 14473 Potsdam email: [email protected] Einleitung Gewinnung geothermischer Energie in Deutschland erfordert bei normalen geothermischen Gradienten das Erbohren tiefer hydrothermaler Lagerstätten. Am Standort Groß Schönebeck untersucht das GeoForschungsZentrums im „Insitu Geothermie-Labor“ die Nutzung der Geothermie im Norddeutschen Becken (siehe HUENGES ET AL, 2002). Zielhorizont ist dort das Rotliegende in einer Tiefe von über 4000 m. In solchen Tiefen sind die hydraulischen Gesteinseigenschaften für die Förderung von Wasser von Natur aus ungünstig. Wird zudem Fluid aus einem Reservoir produziert, sinkt der Porendruck und die Effektivspannungen steigen, was zu Kompaktion und damit zu einer Verschlechterung der petrophysikalischen Eigenschaften des Reservoirs, insbesondere der Permeabilität, führt. Es ist deshalb für eine erfolgreiche Gewinnung geohydrothermaler Energie wichtig, das porendruckabhängige Spannungs-Verformungs-Verhalten der Lagerstätte und die damit verbundenen Änderungen der Permeabilität zu verstehen. Zur Untersuchung der porendruckabhängigen Permeabilitätsentwicklung im Labor wurden in einer triaxialen Hochdruckpresse zwei verschiedene gekoppelt mechanisch-petrophysikalische Laborexperimente an Sandsteinen durchgeführt, ein triaxialer Druckversuch („single failure test“) und ein einaxialer Verformungs-Test („uniaxial strain test“). Im folgenden werden die Experimente und erste Ergebnisse vorgestellt. Testequipment Das triaxiale Hochdruck-Test Equipment besteht aus einer triaxialen Hochdruckpresse und einem Fluidpumpensystem zur Erzeugung von Porendruck (Pp) und Durchströmung (Q). Die Axiallast (σ1) kann bis zu 4600 kN aufgebracht werden. Manteldruck (σ2 = σ3) wird hydraulisch bis zu 140 MPa erzeugt. Hoch präzise Sensoren zur Messung von Axiallast (Lastzelle) und axialer sowie lateraler Verformung (Extensometer) befinden sich innerhalb der Zelle. Das Pumpensystem besteht aus 4 Zylindern, die durch Schrittmotoren angetrieben werden. Nutzt man die Zylinder in einem paarig angeordneten Modus, kann Fluid (hier 0,1 molare NaCl-Lösung) kontinuierlich mit einem definierten Druckgradienten axial durch die Probe gepumpt und bei konstantem Durchfluß und Druckgradient die Permeabilität nach Darcy bestimmt

werden. Elektroden erfassen die über der Probe abfallende Spannung, aus der Probenwiderstand, Leitfähigkeit sowie Formationsfaktor berechnet werden. Werden langsame Deformationsraten verwendet, so ist es mit diesem Aufbau möglich, während der Deformation gleichzeitig die hydraulische und elektrische Leitfähigkeit der Gesteinsprobe zu erfassen. Für die folgenden Experimente wurden zylinderförmigen Sandsteinproben von 50 mm Durchmesser und 100 mm Länge verwendet. Experiment 1: Triaxialer Druckversuch (single failure test) Die Durchführung eines triaxialen Druckversuches mit dem oben beschriebenen Messaufbau liefert eine kontinuierliche Erfassung hydraulischer und elektrischer Leitfähigkeit während der Kompaktion und Auflockerung des Gesteins bis zum Bruch (Abb.1).

-10 0 10 20 30 40 50 60

0

20

40

60

80

100

120 Differenzspannung

Diffe

renz

span

nung

[MPa

]

Zeit [min]

700

720

740

760

780

800

820

840

860 Probenwiderstand

Wid

erst

and

[ohm

]

0,25

0,30

0,35

0,40

0,45

0,50

0,55

0,60

0,65

0,70

0,75

Permeabilität

Perm

eabi

lität

[mD]

-0,020

-0,018

-0,016

-0,014

-0,012

-0,010

-0,008

-0,006

-0,004

-0,002

0,000

0,002

Deformation

Volu

met

risch

e De

form

atio

n [m

m/m

m]

Abb.1: Bei einem „single failure test“ wird die Differenzspannung bis zum Bruch erhöht.

Deformation, Permeabilität und Widerstand werden während der Deformation gemessen. Für dieses Experiment wurde ein Buntsandstein (Friedewalder Quarzsandstein, Hessen) verwendet. Er besitzt eine Porosität von 15 % und eine Gaspermeabilität von 5 mD. Die Gesteinsprobe wird mit einem Manteldruck von 10 MPa belastet. Der Porendruck beträgt am Probeneingang 4 MPa und am Probenausgang 3 MPa. Die Axiallast wird mit konstanter Deformationsrate von 3*10-6 sec-1 bis zum Versagen der Probe bei 105,5 MPa erhöht. Die volumetrische Deformation zeigt mit ihrer Zunahme die Kompaktion der Probe bis zu einer Versuchslaufzeit von 12 min an, danach setzt Dilatation ein. Die Permeabilität sinkt von 0,36 mD auf ein Minimum von 0,31 mD und steigt dann wieder auf 0,35 mD bei

Maximalfestigkeit der Probe an. Der Probenwiderstand zeigt sein Maximum, das ebenfalls der maximalen Kompaktion entspricht, bei einer Versuchslaufzeit von 10,85 min, also vor dem Maximum in der Deformationskurve, und sinkt dann um 9 % vom Maximalwert bis zum Erreichen der Maximalfestigkeit der Gesteinsprobe. Experiment 2: Einaxialer Verformungs-Versuch (uniaxial strain test) Gewöhnlich nehmen Reservoir-Ingenieure an, dass Reservoirs bei Produktion oder Injektion einaxialen Verformungsbedingungen folgen (RUISTUEN et al., 1999). Zur experimentellen Simulation im Labor wird deshalb häufig das sogenannte „uniaxial strain“ Modell angewendet. Dabei ist Verformung nur in eine Richtung zugelassen. Bei konstant gehaltener Querdehnung und konstanter Axiallast entsprechend krustaler Einspannung und Überlagerungsdruck wird der Porendruck entsprechend der Produktion oder Injektion variiert. Damit verändern sich der effektive axiale und laterale Druck auf das Gestein und damit auch seine physikalischen Eigenschaften.

1000 2000 3000

0

25

50

75

100

125

Druc

k [M

Pa]

Zeit [min]

Manteldruck Axiallast Porendruck mittlere Effektivspannung

Porendruckabsenkung unter „uniaxial strain“ Bedingungen

1000 2000 3000

0

25

50

75

100

125

Druc

k [M

Pa]

Zeit [min]

Manteldruck Axiallast Porendruck mittlere Effektivspannung

Porendruckabsenkung unter „uniaxial strain“ Bedingungen

Abb.2: Ablauf des „uniaxial strain test“. Die Gesteinsprobe wird in der Triaxialzelle stufenweise in ein angenommenes Insitu-Druckregime gebracht (Abb.2). In diesem Experiment liegt der Manteldruck bei 80 MPa und die Axiallast bei 110 MPa. Der Porendruck befindet sich nur wenig unter dem Manteldruck bei 78 MPa. Nun wird unter „uniaxial strain“ Bedingungen der Porendruck mit 0,24 ml/min auf 0,5 MPa abgesenkt. Der bei diesem Experiment verwendete Keupersandstein (Steinbruch Neuenstein, Baden-Württemberg), mit einer Porosität von 17,7 % sowie einer Permeabilität von 2 mD, zeigt folgende Ergebnisse:

2600 2700 2800 2900 30000

10

20

30

40

50 mittlere Effektivspannung

mitt

lere

Effe

ktiv

span

nung

[MPa

]

Zeit [min]

600

625

650

675

700 Probenwiderstand

Wid

erst

and

[ohm

]

0,25

0,50

0,75

1,00

1,25

1,50 Permeabilität

Perm

eabi

lität

[mD]

0,004

0,005

0,006

0,007

0,008

0,009

0,010

0,011

0,012

0,013

0,014

axiale Deformation

axia

le D

efot

mat

ion

[mm

/mm

]

Abb.3: Entwicklung von Deformation, Permeabilität und Widerstand bei Porendruckabsenkung

unter „uniaxial strain“ Bedingungen. Um die laterale Deformation konstant zu halten, sinkt der Manteldruck passiv um 56 MPa auf 24 MPa. Durch Anstieg der deviatorischen Belastung bleibt die Axiallast auf 110 MPa. Abb.3 zeigt die mittlere Effektivspannung (σeff = (2(σ3 - PP) + (σeff - PP))/3) und die daraus resultierende Deformation, Permeabilität sowie den Widerstand über der Zeit. Die mittlere Effektivspannung steigt linear von 11,4 MPa auf 50,2 MPa und hat eine Verdoppelung der axiale Deformation (laterale Deformation = const.) von 4,8*10-3 mm/mm auf 1*10-2 mm/mm zur Folge. Die Permeabilität fällt einer polynomischen Kurve folgend von 1,5 mD auf ein Minimum von 0,45 mD bei einer Versuchslaufzeit von 2850 min und steigt danach wieder auf 0,75 mD an. Der gemessene Probenwiderstand nimmt während der Porendruckabsenkung um 15 % zu. Auffällig ist bei einer Versuchslaufzeit von 2775 min eine leichte Verringerung der Widerstandszunahme mit der Zeit. Diese Beobachtungen könnten analog Experiment 1 auf beginnende Auflockerung des Gesteins zurückzuführen sein. Diskussion und Ausblick Beide Experimente zeigen, dass die zeitliche Varianz der Permeabilität und des Widerstandes deutlich von der mittleren Effektivlast bzw. der deviatorischen Spannung abhängen. Bei vergleichbarer Änderung der mittleren Effektivlast ist die Permeabilitätsabnahme bei einer Belastung unter „uniaxial strain“ Bedingungen größer als bei einem triaxialen Stresspfad, da bei letzterem die deviatorische Belastung größer ist. Zunehmende deviatorische Belastung bewirkt die Öffnung von Mikrorissen, die sich bevorzugt in Richtung der größten Maximalspannung, die bei den Experimenten der Durchströmungsrichtung entspricht, ausbilden. Die Abhängigkeit der

Permeabilitätsentwicklung vom Stresspfad wurde beispielsweise von KHAN & TEUFEL (2000) untersucht. Der „single failure test“ zeigt deutlich, dass der Übergang von Kompaktion zu Dilatation zuerst in der elektrischen Messung durch ein Maximum in der Widerstandskurve detektiert wird, noch bevor er sich in der von den Extensometer gemessenen Volumenverformung zeigt. Ein Anstieg der Fließrate tritt erst wesentlich später auf. Dieses ist ein Beispiel für die Sensibilität des Probenwiderstandes auf Strukturveränderungen im Gestein. So können elektrische Messungen als Indikator für stressinduzierte Strukturveränderungen verwendet werden. Beide Experimenttypen bieten sich zur Untersuchung des porendruckabhängigen Spannungs-Verformungsverhaltens von Reservoirgesteinen im Labor an. Der Vorteil der gekoppelten Messung von mechanischen und petrophysikalischen Parametern liegt in der simultanen Erfassung von Deformation und hydraulischer sowie elektrischer Leitfähigkeit an derselben Gesteinsprobe, zur selben Zeit, in demselben Druckregime, nach derselben Behandlung. Der „uniaxial strain test“ ermöglicht zudem Aussagen über die Entwicklung eines Reservoirs bei produktions- oder injektionsinduzierten Porendruckänderungen zu treffen, da der Porendruck als einziger Parameter aktiv gesteuert wird, während sich Druckregime, Deformation, Permeabilität und Widerstand passiv einstellen. Literatur HUENGES, E., HURTER, S., SAADAT, A., KÖHLER, S., AND TRAUTWEIN, U. (2002): „ The in-situ geothermal laboratory Groß Schönebeck - learning to use low permeability aquifers for geothermal power.” - Twenty-Seventh Workshop on Geothermal Reservoir Engineering, Stanford University, Stanford, California, January 28-30, 2002 KHAN, M. AND TEUFEL, L.W. (2000): “The Effect of Geological and Geomechanical Parameters on Reservoir Stress Path and Its Importance in Studying Permeability Anisotropie.” – SPE Reservoir Eval. & Eng. 3 (5), paper SPE 66184. RUISTUEN, H., TEUFEL, L.W. AND RHETT, D.W. (1999): “Influence of Reservoir Stress Path on Deformation and Permeability of Weakly Cemented Sandstone Reservoirs.” – SPE Reservoir Eval. & Eng. 2 (3), paper SPE 56989.

1

Stimulationstests an der Forschungsbohrung Lindau Torsten Tischner, Thomas Röckel

Die Bohrung Ende des Jahres 2001 wurde die Forschungsbohrung Lindau durch das Bayerische Geologische

Landesamt abgeteuft1. Die Forschungsbohrung befindet sich in unmittelbarer Nähe der Ortschaft

Lindau, auf halber Strecke zwischen Kulmbach und Bayreuth. Mit der Bohrung wurde vor allem das

Ziel verfolgt, den nur unzureichend bekannten Schichtaufbau des Deckgebirges in Nordostbayern

weiter zu erkunden. Vom vorrangigen Interesse waren hierbei der Buntsandstein und die oberen

Abfolgen des Perm. Die Bohrung durchdrang den mittleren und unteren Buntsandstein, den Zechstein

und erbohrte das Rotliegende mit einer Mächtigkeit von ca. 250 m (Abb. 1). Die Bohrung wurde bis

100 m verrohrt und erreichte eine Endteufe von 530 m. Der Bohrungsdurchmesser beträgt 146 mm im

unverrohrten Abschnitt (100 – 530 m).

Nach umfangreichen geophysikalischen, hydraulischen und chemischen Untersuchungen konnte die

Bohrung für Stimulationsexperimente nachgenutzt werden.

Verrohrung

UntererBuntsandstein

Oberrotliegendes

100m

178m

281m

418m

ET: 530m

Zechstein

Rotliegendes

Mittl. Buntsandstein10m

162m

170.5m2. Frac

441m

530m

1. Frac

Abb. 1: Geologisches Profil der Forschungsbohrung Lindau.

Warum Stimulationsexperimente an der Bohrung Lindau ? Stimulationsexperimente sind vor allem im Hinblick auf die Erdwärmenutzung tiefer

Gesteinsformationen bedeutsam. Derzeit laufen mehrere große Forschungsprojekte in Deutschland,

die die Nutzung der tiefen Erdwärme zum Ziel haben. Das Hauptproblem bei der geothermischen

Nutzung tiefer Gesteinsformationen ist die im allgemeinen unzureichende hydraulische

1 Die Bohrung wurde mit Sondermitteln der Bayerischen Regierung finanziert.

2

Durchlässigkeit des Gesteins. Die erfolgversprechendste Methode zur Produktivitätssteigerung

(Stimulation) der Bohrungen ist die hydraulische Rißerzeugung. Mit hohen Raten wird ein Fluid

verpreßt und Druck aufgebaut, so daß Risse im Gestein entstehen. Durch diese Risse wird der

hydraulische Anschluß der Bohrung an das umgebende Gestein verbessert, die Produktivität erhöht,

bzw. sogar ein unterirdisches Zirkulationssystem geschaffen. Diese Methode wurde z.B. im Granit der

Bohrungen in Soultz (Jung et al., 1998) erfolgreich angewendet. Als Injektionsfluid wurde hierbei

Wasser eingesetzt („Wasserfrac“). In anderen Gesteinsformationen, insbesondere in Sandsteinen,

bestehen kaum Erfahrungen über die Wirksamkeit von Wasserfracs. Bevor in tiefen Bohrungen

kostenaufwendige Stimulationsexperimente durchgeführt werden, ist es sinnvoll, ähnliche Tests an

flachen Bohrungen mit geringerem Aufwand durchzuführen.

Aufgrund des Bohrungsausbaus, des geologischen Profils sowie der guten Datenlage, bot die

Forschungsbohrung Lindau günstige Voraussetzungen für diese Stimulationstests. Insbesondere

konnten hier an einer Bohrung Experimente in unterschiedlichen Sandsteinformationen durchgeführt

werden.

Durch die Stimulationsexperimente an der Forschungsbohrung Lindau sollten grundsätzliche

Erkenntnisse hinsichtlich der Wirksamkeit von „Wasserfracs“ in Sandsteinformationen gesammelt

sowie Aussagen über die Eigenschaften von künstlich geschaffenen Rissen in Sandsteinen gewonnen

werden.

Ausgangssituation Nach Abteufen der Bohrung wurde ein ausgedehnter Pumptest durchgeführt. Die Produktivität der

Bohrung wurde hierbei mit 0.5 l/(s*bar) bestimmt. Durch Fluidlogging und Flowmeterbefahrung

konnten die Zuflußzonen ermittelt werden. Fast der gesamte Zufluß stammt aus dem Unteren

Buntsandstein (97 %). Hier können eine Vielzahl von einzelnen diskreten Zuflußzonen unterschieden

werden, die auf wasserführende Klüfte hinweisen. Im Zechstein und im Rotliegenden werden

vereinzelte, sehr schwache Zuflußzonen vermutet.

Neben weiteren Bohrlochmessungen wurde eine akustische Televiewer-Befahrung durchgeführt.

Insbesondere wurde hiermit der Ist-Zustand der Bohrlochwand vor den Stimulationsmaßnahmen

dokumentiert.

Der Ruhewasserspiegel befindet sich 29 m unter GOK.

Versuchsablauf/Ausrüstung Im Zeitraum April 02 bis Juni 02 wurden die Stimulationsexperimente ausgeführt. In die Bohrung

wurde ein 2 3/8“ Strang mit Packeranordnung eingebaut. Durch die hydraulisch setzbaren Packer

wurden die gewünschten Intervalle separiert und in diese Intervalle injiziert. Zur Injektion wurde eine

Hochdruckpumpe verwendet, mit der Fließraten bis zu 3 l/s (6 l/s) bei maximal 150 bar (75 bar)

realisiert werden konnten. Die Fließrate wurde über ein der Pumpe nachgeschaltetes Stromregelventil

eingestellt. Es wurde Leitungswasser injiziert, welches in einem 50 m3 Wasserkissen

zwischengespeichert wurde. Am Bohrlochkopf wurden der Druck und die Fließrate kontinuierlich

aufgezeichnet.

3

Zunächst wurde ein Einzelpacker in 441 m im Rotliegenden gesetzt und die gesamte Bohrlochstrecke

bis zur Endteufe unter Druck gesetzt. Anschließend wurden im Intervall 162 – 170.5 m im Unteren

Buntsandstein Stimulationsexperimente durchgeführt (Abb. 1).

Grundsätzlich wurden in mehreren Stimulationsphasen Risse erzeugt und ausgeweitet, wobei

zwischenzeitliche Testphasen eingeschoben wurden, um die jeweilige Veränderung der

Injektivität/Produktivität zu bestimmen.

Intervall 441-530 m (Rotliegendes) Zunächst wurde ein initialer Injektionstest durchgeführt, um die hydraulische Durchlässigkeit in diesem

Abschnitt zu bestimmen. Die Formation erwies sich mit einer mittleren Permeabilität von ca. 10 µD

deutlich dichter als erwartet.

In Abbildung 2 sind der Druckverlauf und die Fließrate für die ersten beiden Stimulationsphasen

dargestellt. Es wurde hierbei mit einer mittleren Rate von ca. 60 ml/s jeweils über wenige Minuten

injiziert. Der beobachtete Druckverlauf ist typisch für das Erzeugen und anschließende Wiederöffnen

eines neuen Risses. Die Druckspitze zum Beginn kennzeichnet das Aufreißen des Gebirges.

Anschließend weitet sich der Riss aus und der Druck fällt deutlich ab. In einer nachfolgenden

Stimulationsphase wird der Riss wieder geöffnet und weiter ausgeweitet. Charakteristisch für das

Wiederöffnen eines vorhandenen Risses ist die weniger ausgeprägte Druckspitze in der 2. Phase.

Infolge der sehr geringen Permeabilität der Formation kann dass im Riss gespeicherte Wasser nur

langsam abfließen und der Riss bleibt auch lange Zeit nach Beendigung der Injektion geöffnet. Dieses

Verhalten spiegelt sich in dem extrem langsamen Druckabfall in den Einschlußphasen z.B. in

Abb.2/Abb. 4 wider.

0 0.25 0.5 0.75Zeit (h)

0

20

40

60

80

100

120

Dru

ckdi

ffere

nz (b

ar)

0

0.05

0.1

Rat

e (l/

s)

Druck

Rate

1. Phase 2. Phase

Shut in Shut in

Abb. 2: Druck und Fließrate für die ersten beiden Stimulationsphasen im 1. Intervall (Rotliegend). Dargestellt ist die Druckdifferenz gegenüber dem Gleichgewichtsdruck in der Formation2.

2 Hier und in allen weiteren Darstellungen wird jeweils die Druckdifferenz zum Gleichgewichtsdruck angegeben. Die angegebene Druckdifferenz unterscheidet sich vom gemessenen Kopfdruck um 2.9 bar.

4

0 1 2 3Zeit (h)

0

20

40

60

80

Dru

ckdi

ffere

nz (b

ar)

0

0.05

0.1

Rat

e (l/

s)

Rate

V=113 l

Druck

a

b

Abb. 3: Druck und Fließrate für eine weitere Stimulationsphase im 1. Intervall (Rotliegend). Mit a und b sind 2 kurzzeitige Auslauftests während der Einschlußphase benannt auf die im Text Bezug genommen wird.

Somit bestand die Möglichkeit, die Eigenschaften des geschaffenen Risses (insbesondere Rissweite)

durch Auslauftests in den Einschlußphasen näher zu untersuchen.

Die Druckeinbrüche in der Einschlußphase in Abb. 3 wurden durch kurzzeitige Auslauftests

verursacht. Durch Messung des Volumenstroms und des Druckabfalls während der Auslauftests

können die Reibungsverluste im Riss und die Rissweite bestimmt werden. In Anlehnung an

Witherspoon et al. (1980) gilt für die Rissweite (w) näherungsweise folgendes kubisches Gesetz:

312

Risspqw

∆⋅⋅≈ µ

.

q: Auslaufrate µ: Viskosität (1*10-3 Pa*s) ∆pRiss: Druckabfall im Riß

Hierbei wird die plausible Annahme getroffen, dass der während der Auslauftests bestimmte

Druckabfall ausschließlich aus Reibungsverlusten im Riss resultiert. Für die in Abb. 3

gekennzeichneten Auslauftests a und b erhält man Rissweiten von 1.4 und 0.9 mm bzw.

Transmissibilitäten von 60 – 200 Dm. Dies verdeutlicht, welches großes Potenzial in der Schaffung

von künstlichen Rissen zur Produktivitätssteigerung besteht, vorausgesetzt, die Risse bleiben nach

Druckentlastung durch Selbstabstützung („selfpropping“) hinreichend geöffnet und es wird Anschluß

an ein produktives Reservoir gefunden.

In einem folgenden Stimulationstests wurde über weitere ca. 2 h mit der kleinen Rate von ca. 70 ml/s

injiziert und der Riss ausgeweitet. Der im Anschluß komplett und ungestört aufgezeichnete Druckabfall

liefert wesentliche Hinweise auf den Rissschließdruck (Abb. 4).

5

0 5 10 15 20Zeit (h)

0

20

40

60

80

Dru

ckdi

ffere

nz (b

ar)

0

0.05

0.1

Rat

e (l/

s)

Druck

Rate

V=595 l

Rissschließdruck

Abb. 4: Bestimmung des Rissschließdruckes in einer weiteren Stimulationsphase. Der Rissschließdruck wird durch den Schnittpunkt der eingezeichneten gestrichelten Geraden ermittelt.

0 2 4 6 8Zeit (h)

0

20

40

60

80

100

Dru

ckdi

ffere

nz (

bar)

0

3

6

Rat

e (l/

s)

92m3

Druck

Rate

Abb. 5: Druck und Fließrate während der abschließenden Stimulationsphase im Rotliegenden. Die folgende Einschlussphase ist nicht dargestellt.

In der Einschlussphase fällt der Druck zunächst sehr langsam nahezu linear ab. Etwa 8 h nach Beginn

der Aufzeichnung beginnt der Druck stärker zu fallen. Rein hydraulisch ist nur der 2. Teil der Kurve,

ein steiler und sich allmählich abflachender Druckabfall erklärbar. Der 1. Teil des Druckabfalls muß

hingegen mit dem Schließen des Risses interpretiert werden. Der Wechsel im Anstieg nach ca. 8 h bei

ca. 53 bar markiert den Rissschließdruck, bei dem der Riss seine endgültige Rissweite einnimmt. Der

Rissschließdruck entspricht der mittleren minimalen Hauptspannung, welche demnach 97 – 106 bar

beträgt. Der Schwankungsbereich resultiert aus der Unkenntnis der genauen Rissinitiierungstiefe im

Intervall.

Legt man aufgrund des Überlagerungsdruckes für die vertikale Hauptspannung einen Bereich von

110 – 130 bar zugrunde und nimmt weiterhin an, dass die vertikale Hauptspannung die maximale

Hauptspannung ist, so ergeben sich relativ isotrope Spannungsverhältnisse im Rotliegenden. Für die

wünschenswerte Rissaubreitung durch Scherung liegen folglich keine günstigen Bedingungen vor.

6

Zum Abschluß der Untersuchungen in diesem Intervall wurden 92 m3 Wasser bei einer mittleren Rate

von ca. 4 l/s verpreßt und der Riss maximal ausgedehnt (Abb. 5). Anschließend wurden der

Druckabfall über 2 Tage aufgezeichnet und vielfache Auslauftests durchgeführt. In diesen Auslauftests

wurden ca. 65 m3, d.h. ca. 70 % des verpreßten Fluids zurückbefördert, ohne daß hierbei der statische

Druck unter den Rissschließdruck sank. Der Riss war folglich auch 2 Tage nach Ende der Injektion

noch nicht geschlossen und die zurückbeförderten 65 m3 müssen dem geschaffenen Riss entnommen

worden sein. Das maximale Rissvolumen war somit größer als 65 m3.

Diese Angabe gestattet eine Abschätzung über die Risslänge. Legt man einen kreisförmigen Riss mit

einer mittleren Rissweite von 1 mm zugrunde, so erhält man eine radiale Rissausdehnung

(Risshalblänge) von 140 m. Bei Annahme eines rechteckförmigen, vertikalen Risses mit 100 m

Risshöhe, würde man bereits eine Risshalblänge von ca. 300 m erhalten. Beides sind eher als untere

Abschätzungen anzusehen, da die mittlere Rissweite über den gesamten Riss vermutlich kleiner als

1 mm sein wird. Es verbleibt der überraschende Befund, dass über eine Länge von mehr als 100 m

ein Riss erzeugt wurde, hierbei jedoch kein Anschluss an natürlich vorhandene Klüfte oder ein

anderes Reservoir erzielt wurde.

Viele der aus diesem Intervall vorliegenden Daten bedürfen noch einer weiteren intensiven

Auswertung, um insbesondere die Frage zu beantworten, welche Rissweite und damit

Transmissibilität die geschaffenen Risse nach Druckentlastung behalten haben.

Intervall 162-170.5 m (Unterer Buntsandstein) Die mittlere Permeabilität in diesem Intervall beträgt ca. 10 mD und ist damit etwa 3 Größenordnungen

höher als im ersten Intervall Zur Druckerzeugung und Rissausbreitung sind hier folglich deutlich

höhere Injektionsraten notwendig.

Die Druckkurven bei der Risserzeugung/Rissausweitung zeigen hier keine charakteristische

Druckspitze, wie in Abb. 2. Folglich wurde kein neuer Riss geschaffen, sondern ein vorhandener

aufgeweitet. In Abb. 6 und 7 sind der Druck und die Injektionsrate für die beiden in diesem Intervall

durchgeführten massiven Stimulationen mit Raten von 3 bzw. 6 l/s dargestellt. In Abb. 7 fällt

insbesondere der plötzliche Druckabfall nach ca. 2.5 h Injektionsdauer bei konstanter Rate auf. Hier

wurde offensichtlich ein massiver hydraulischer Widerstand durchbrochen. In Abb. 8 sinkt der Druck

kontinuierlich um mehr als 10 bar während der Injektion und die Rate nimmt kontinuierlich zu. Das

heißt, hier wird nahezu während der gesamten Zeit der hydraulische Widerstand durch

Rissausbreitung/Rissverbreiterung reduziert.

Aufgrund der relativ hohen Permeabilität der Formation in diesem Abschnitt fällt nach den

Stimulationsphasen der Druck sehr schnell ab und der Riss schließt sich bis auf seine

Restöffnungsweite. Auslauftests zu direkten Bestimmung von Rissparametern, wie sie im 1. Intervall

durchgeführt wurden, sind deshalb hier nicht möglich.

7

0 1 2 3 4 5Zeit (h)

0

20

40

60

80

Dru

ckdi

ffere

nz (b

ar)

0

2

4

6

Rat

e (l/

s)

Druck

Rate

37.4m3

Abb. 6: Druckverlauf und Injektionsrate während der 1. (massiven) Stimulation im Intervall 162-170.5 m

0 2 4 6 8Zeit (h)

0

20

40

60

80

Dru

ckdi

ffere

nz (b

ar)

0

4

8R

ate

(l/s)

Druck

Rate

Abb. 7: Druckverlauf und Injektionsrate während der 2. (massiven) Stimulation im Intervall 162-170.5 m

Vor und nach den beiden wesentlichen Stimulationsphasen wurden Injektionstests mit geringer Rate

durchgeführt (Abb. 8), um die Änderung der Injektivität zu bestimmen. Infolge der 1. Stimulation wurde

die Injektivität um etwa das Vierfache erhöht und durch die 2. Stimulation erfolgte eine nochmalige

Steigerung der Injektivität auf das Doppelte. Insgesamt wurde damit die Injektivität um den Faktor 8

auf ca. 0.06 l/(s*bar) erhöht. Dieses Ergebnis zeigt, dass der während der Stimulation erzeugte bzw.

ausgeweitete Riss nach Druckentlastung seine hydraulischen Eigenschaften wesentlich beibehält. Der

Riss schließt sich nicht vollständig. Zudem kann aufgrund der vorliegenden Daten eine direkte

Proportionalität zwischen der Injektionsrate während der Stimulation und der verbleibenden Injektivität

nach der Stimulation gefolgert werden (nicht dargestellt).

Nach den Experimenten wurde nochmals ein Fördertest über die gesamte Bohrung und eine

Flowmeterbefahrung durchgeführt. Hierbei konnte gezeigt werden, dass die Produktivität der

gesamten Bohrung um etwa 10-15 % angestiegen ist. Dieser Anstieg korrespondiert mit der zuvor

gemessenen Erhöhung der Injektivität im 2.Stimulationsintervall. Die direkte Bestätigung, dass die

8

Produktivitätssteigerung tatsächlich durch die Stimulation in diesem Intervall bewirkt wurde, erfolgte

durch die Flowmeterbefahrung (nicht dargestellt). Hier wurde eine neue Zuflußzone, die mit 10-15 %

zum Gesamtzufluß beiträgt, sichtbar.

Die vorhandenen Daten aus diesem Intervall bedürfen ebenfalls noch einer weiteren Auswertung.

0 0.25 0.5 0.75Zeit (h)

0

5

10

15

Dru

ckdi

ffere

nz (b

ar)

Druck

Rate: 0.1 l/s

0 0.5 1Zeit (h)

0 0.25 0.5 0.75Zeit (h)

0

0.5

Rat

e (l/

s)

vor Stimulation:I = 0.007 l/(s*bar)

Druck

Rate: 0.1 l/s Rate: 0.2 l/s

Druck



Abb. 8: Injektionstests vor und nach der 1. und 2. (massiven) Stimulation. I: Injektivität.

Zusammenfassung Es wurden Stimulationsexperimente in 2 unterschiedlichen Sandsteinformationen der

Forschungsbohrung Lindau ausgeführt.

Im Intervall 441 – 530 m im Rotliegenden wurden Experimente in einem sehr dichten Sandstein

durchgeführt. Durch mehrfache Stimulation konnte hier ein Riss mit vermutlich deutlich mehr als

100 m Länge geschaffen werden. Überraschenderweise wurde mit diesem Riss jedoch kein Anschluss

an wasserführende Klüfte erzielt.

Infolge der geringen Permeabilität der Formation blieb der Riss nach den Stimulationsphasen noch

lange geöffnet. Dadurch war es möglich, wesentliche Eigenschaften des Risses durch Auslauftests zu

bestimmen (z.B. Rissweite). Eine vorläufige Interpretation zeigt, dass Rissweiten bis zu 1 mm erzielt

wurden. Die Daten bedürfen jedoch noch einer weiteren Auswertung, insbesondere um die

Druckabhängigkeit des Rissschließvorgangs näher zu untersuchen und die Restöffnung des

erzeugten Risses zu bestimmen.

Im Intervall 162 – 170.5 m im Unteren Buntsandstein wurden ebenfalls mehrere

Stimulationsexperimente mit ansteigender Injektionsrate durchgeführt. Hier wurde ein natürlich

vorhandener Riß aufgeweitet bzw. ausgedehnt. Die Injektivität in diesem Intervall konnte dadurch

sukzessive bis auf das 8 fache gesteigert werden. Zudem wurde eine direkte Proportionalität zwischen

der Injektionsrate während der Stimulation und der Injektivität nach Druckentlastung beobachtet. Der

stimulierte Riss schließt sich nach Druckentlastung nicht vollständig, sondern behält eine hohe

9

Transmissibilität bei. Die durch die Stimulation im Unteren Buntsandstein bewirkte

Produktivitätssteigerung wurde in einem abschließenden Fördertest nachgewiesen.

Insbesondere durch die Untersuchungen im Unteren Buntsandstein konnte somit die Wirksamkeit von

„Wasserfracs“ im Sandstein zur Produktivitätssteigerung direkt gezeigt werden.

Literatur Jung, R., Baumgärtner, J., Rummel, F., Tenzer, H., Tran-Viet, T. (1998) Erfolgreicher Langzeit-

Zirkulationstest im europäischen HDR-Versuchsfeld Soultz-sous-Forets. Geothermische Energie,

Mitteilungsblatt der geothermischen Vereinigung, Nr. 22/23, 6.Jg., Heft 2/3, S. 1-6.

Witherspoon, P.A., Wang, J.S.Y., Iwai, K., Gale, J.E. (1980) Validity of cubic law for fluid flow in a

deformable rock fracture. Water Resour. Res., 16(6), 1016-1024.

Abschlußbericht zum Forschungsvorhaben

„ Optimierung der Wärmegewinnung aus geklüftet-porösen Speichern mittels

numer ischer Modellrechungen“

Sachbearbeiter: Dr.-Ing. C. Thorenz (1.11.2000 bis 30.7.2002)

2

Inhaltsverzeichnis

1 EINLEITUNG ............................................................................................. 3

2 METHODENENTWICKLUNG.................................................................... 5

2.1 Gittergener ierung.................................................................................................. 5

2.1.1 Gitter um eine Bohrung ................................................................................. 5

2.1.2 Gitter um eine Bohrung mit angehängter Kluft ............................................. 6

2.1.3 Brunnendoublette mit von den Bohrungen ausgehenden Klüften................. 8

2.2 Nichtlineares Mater ialverhalten........................................................................ 11

2.2.1 Veränderung der Transmissivität über das Druckgefälle............................. 11

2.2.2 Veränderung der Transmissivität über den Druck ....................................... 13

2.2.3 Veränderung des Speicherkoeffizienten ...................................................... 14

2.3 Multikontinua-Beschreibung des Kluftnetzwerkes......................................... 15

2.3.1 Einleitung..................................................................................................... 15

2.3.2 Modellierungskonzept.................................................................................. 15

2.3.3 Grundgleichungen........................................................................................ 19

2.3.4 Implementierungsaspekte ............................................................................ 20

2.3.5 Ergebnisse.................................................................................................... 22

3 SIMULATIONSRECHNUNGEN............................................................... 23

3.1 Versuchsauswertung des Pr imärtests 2001 ...................................................... 23

3.1.1 Zusammenfassung und Schlußfolgerungen................................................. 30

3.2 Prognosesimulationen für einen Wärmetauscher ............................................ 32

3.2.1 Ab- und aufwärts führende Bohrlochsträngen............................................. 33

3.2.2 Bohrungsanordnung und erzeugte Klüfte.................................................... 37

4 ZUSAMMENFASSUNG........................................................................... 47

5 LITERATUR............................................................................................. 48

3

1 Einleitung Die Simulation des geklüftet-porösen Speichers in Groß-Schönebeck stellte neben den

Anforderungen an die Bildung einer sinnvollen Modellvorstellung auch eine Herausforderung

im Bereich der numerischen Simulation dar. Es hat sich im Laufe des Projektes gezeigt, dass

erhebliche Weiterentwicklungen im Bereich der Numerik erforderlich waren, um zu

akzeptablen Ergebnissen zu kommen. Diese wurden im Rahmen des Simulationspakets

„RockFlow“ implementiert und in die Standardversion der Software übernommen.

Insbesondere wurden

− Gittergeneratoren,

− Möglichkeiten zur Bilanzierung von Wärme- und Stoffflüssen,

− nichtlineare Materialkopplungen für Permeabilitäten und

Speicherkoeffizienten,

− Multikontinuumsberechnung für das Druckfeld,

− ein Interface zu einem schnellen, algebraischen Gleichungslöser (UMFPack,

Davis, 2002) und

− Methoden zur verlustfreien Dämpfung von Oszillationen

entwickelt.

Im Laufe des Projekts zeigte sich, dass die während der Ersterkundung erhobenen

geologischen Daten nicht mit den Ergebnissen nach dem Wiederaufwältigen in Einklang zu

bringen waren. Dies stellte die Simulation vor erhebliche Probleme, da die als Ausgangsbasis

der Simulation zu verwendenden geologischen Strukturdaten nicht mehr als sicher anzusehen

waren. Es wurde daher versucht, sowohl für die neu erhobenen Daten Auswertungen und

Interpretationen durchzuführen als auch auf der Basis der alten Daten Szenarienrechnungen

durchzuführen.

Da die numerische Behandlung des großräumigen Fließsystems mit einer Gesamthöhe

von mehr als 5000m zusammen mit kleinräumigen Prozessen in der Nähe der Bohrungen, die

sich im Zentimetermaßstab bewegen, äußerst schwierig ist, wurde ein Konzept gewählt bei

dem das Gesamtsystem in drei entkoppelte Einzelsysteme zerlegt wurde, die getrennt

untersucht werden:

- Absteigendes Fluid in der Injektionsbohrung

- Ausbreitung des injizierten Fluids in den untersuchten Schichten

- Aufsteigendes Fluid in der Förderbohrung

4

Durch diesen Ansatz konnte der numerische Aufwand erheblich reduziert werden, bzw.

eine Lösung wurde dadurch erst ermöglicht. Dies ist vor dem Hintergrund zu verstehen, dass

die Zahlengenauigkeit gängiger Computer beschränkt ist. Es kann nicht erwartet werden, dass

noch sinnvolle Ergebnisse zu erzielen sind, wenn das Größenverhältnis kleinster und größter

Elemente und das Permeabilitätsverhältnis durchlässiger und undurchlässiger Bereiche

zuviele Größenordnungen überstreicht. Durch die o.g. Aufteilung des Systems und die

Verwendung eines schnellen, exakten Gleichungslösers (Davis, 2002) ist es gelungen eine

deutlich größere Spanne zu erreichen als es bisher möglich war.

5

2 Methodenentwicklung

2.1 Gittergenerierung

Um das Erzeugen von Rechengittern für die zu untersuchenden Fälle zu ermöglichen,

wurden verschiedene Generierungsprogramme für folgende Fragestellungen entwickelt:

- Symmetrisches Gitter um eine Bohrung

- Symmetrisches Gitter um eine Bohrung mit angehängter Kluft

- Gitter für eine Brunnendoublette mit von den Bohrungen ausgehenden Klüften

Die dafür nötigen Programme werden im Folgenden kurz vorgestellt.

2.1.1 Gitter um eine Bohrung

Das 3d_well_mesh.exe verarbeitet die Eingabedatei 3d_well_mesh.dat, die folgendes

Eingabedatenformat verarbeitet: �� !��"#��$ ��%'&(%�)��%'&(%�*��%'&(%�+%'&,��"%'&,��%'&$-&.*��&/�-0&�1&+2&��)2&-�"�&)�3'&��%�%2&4� �!��,�� 1��5,4� �!�� 6 -��*�32& 3738*7*7*9*9*:*9*7*9*7*9*7*9*6 3��%�%2& 3738*7*7*9*9*:*9*7*9*7*9*7*9*6 3��)�%2& 3739%7%7%9%9%:%9%7%9%7%9%7%9%6 3��+�%2& 3739%7%7%9%9%:%9%7%9%7%9%7%9%6 3�"��;& 373:�7�7�9�9�:�9�7�9�7�9�7�9�6 3�"�-�%2& 373:"7"7"9"9":"9"7"9"7"9"7"9"6 3�"�3�%2& 373<-7-7-9-9-:-9-7-9-7-9-7-9-6 3�"�)�%2& -7-9-7-7-9-9-:-9-7-9-7-9-7-9-6 3�"�*�%2& -7-9-7-7-9-9-:-9-7-9-7-9-7-9-6 3�"�+�%2& -7-9-7-7-9-9-:-9-7-9-7-9-7-9-6 3�-�-�%2& -7-9-7-7-9-9-:-9-7-9-7-9-7-9-6 3�3�%�%2&

6

Hierbei wird mit „Number_of_segments“ angegeben in viele Segmente

(„Kuchenstücke“) das Gitter aufgeteilt sein soll. „Number_of_node_rings“ kennzeichnet die

Anzahl der um den Brunnen liegenden Ringe von Knotenreihen. Die

„Number_of_node_layers“ kennzeichnet die Anzahl der Knotenlagen. Da geologische

Einheiten zwischen diesen eingeschlossen werden, braucht man n+1 „node layer“ für n

geologische Schichten. Hieran anschließend findet sich die Tabelle „Ring_radii“ , welche

„Number_of_node_rings“ Einträge enthält und die Radien der Knotenringe enthält. Die

folgende Tabelle „Layer_boundaries, Layer_material_numbers” spezifiziert den geologischen

Aufbau und ist als Abbild eines Vertikalschnittes zu verstehen. In der linken Spalte finden

sich „Number_of_node_layers“ Teufenangaben, die auf, oder zusätzlich auch zwischen,

Schichtgrenzen liegen. Darin eingebettet sind jeweils „Number_of_node_rings“ Einträge für

die Materialgruppennummern (s. Rockflow-Manual, Kolditz et al., 1999). Nach Starten des

Programms wird ein RFI-File erzeugt welches nach Umbenennen als RockFlow-Eingabefile

verwendet werden kann und ein Gitter wie in Abbildung 2.1 gezeigt enthält.

-4400

-4300

-4200

-4100

z[m

]

-100 -50 0 50 100

x [m]-100

0

100

y[m

]

Abb. 2.1: Außenansicht (links) und Innenansicht (rechts) des mit 3d_well_mesh erzeugten

Gitters.

Des Weiteren wird ein BC-File erzeugt, welches einen Textblock enthält, der die

Spezifizierung von Randbedingungen auf dem äußeren Rand erleichtert.

2.1.2 Gitter um eine Bohrung mit angehängter K luft

Um auch den Einfluss künstlich erzeugter Klüfte im Nahfeld einer Bohrung numerisch

erfassen zu können, wurde der o.g. Gittergenerator erweitert um die Möglichkeit, senkrecht an

die Bohrung angehängte Klüfte betrachten zu können. Dieses Programm,

7

3d_wellfrac_mesh.exe, ist in der Benutzung dem vorhergehenden sehr ähnlich. Es müssen

lediglich zusätzlich Materialgruppen für die Kluftbereiche angegeben werden. Der

entsprechende Ausschnitt aus der Eingabedatei zeigt folgende Struktur: �� !�� "� ��#�$�%�& &('

$)$+*,*-*,*-*,*)*-*,*-*,*# %.#�%/#%/#�%.# %.#%/#%.#%.#�%0#�%.#%/#%.#%

#�$�%�1&('$)$-&,&-&,&-&,&)&-&,&-&,&# %.#�%/#%/#�%.# %.#%/#%.#%.#�%0#�%.#%/#%.#%

#�$�%�2&('$)$-&,&-&,&-&,&)&-&,&-&,&# %.#�%/#%/#�%.# %.#%/#%.#%.#�%0#�%.#%/#%.#%

#�$�3% %4'$)$5%,%-%,%-%,%)%-%,%-%,%# %.#�%/#%/#�%.# %.#%/#%.#%.#�%0#�%.#%/#%.#%

#�$�3�6�&('$)$53,3-3,3-3,3)3-3,3-3,3# %.#�%/#%/#�%.# %.#%/#%.#%.#�%0#�%.#%/#%.#%

#�$�3�$ &('$)$76,6-6,6-6,6)6-6,6-6,6# %.#�%/#%/#�%.# %.#%/#%.#%.#�%0#�%.#%/#%.#%

#�$�3�1&('6)6-6,6-6,6-6,6)6-6,6-6,61)1-1,1-1,1-1,1)1-1/#%/#%.#%

#�$�3 *�&('6)6-6,6-6,6-6,6)6-6,6-6,6

# %.#�%/#%/#�%.# %.#%/#%.#%.#�%0#�%.#%/#%.#%#�$�3�2&('

6)6-6,6-6,6-6,6)6-6,6-6,6# %.#�%/#%/#�%.# %.#%/#%.#%.#�%0#�%.#%/#%.#%

#�$�66�&('6)6-6,6-6,6-6,6)6-6,6-6,6

# %.#�%/#%/#�%.# %.#%/#%.#%.#�%0#�%.#%/#%.#%#�$ $& &('

Es wird deutlich, dass für jeden Teufenbereich zwei Reihen mit Materialeigenschaften

vorgegeben werden. Hierbei kennzeichnet die erste Zeile den Aufbau der umliegenden

dreidimensionalen Matrix und die zweite Zeile die zweidimensionale Kluft. Hierbei wird eine

Materialgruppennummer „ -1“ als „nicht vorhanden“ definiert. D.h. also das in diesem

Beispiel sich eine Kluft im Teufenbereich -4260m bis -4270m bis zum viertletzten

Knotenring erstreckt. Die Lage der Kluft ist in Abbildung 2.2 grün gekennzeichnet.

-4400

-4300

-4200

-4100

z[m

]

-100

0

100

x [m]

-100-50

050

100

y [m]

-100

-50

0

50

100

y[m

]

-100 -50 0 50 100x [m]

8

Abb. 2.2: Aufgeschnittene Ansicht (links) und angeschnittene Draufsicht (rechts) des mit

3d_wellfrac_mesh erzeugten Gitters. Die Elemente, die der Kluft zugeordnet sind, sind in

grün hervorgehoben.

2.1.3 Brunnendoublette mit von den Bohrungen ausgehenden Klüften

Dieses stellt den komplexesten betrachteten Fall dar. Es muss das komplette Gebiet für

einen aus zwei Bohrungen bestehenden Wärmetauscher betrachtet werden. Dabei kann

an jede der Bohrungen eine (künstlich erzeugte) senkrecht verlaufende Kluft angehängt

sein. Der Gittergenerator „2wells2fracs_compressed“ wurde für diesen Fall entwickelt.

Er erzeugt zunächst ähnlich wie 3d_wellfrac_mesh rotations-symmetrische Gitter im

Nahfeld der Brunnen, verbindet diese dann miteinander und fügt schließlich noch einen

Saum äußerer Elemente für das Fernfeld hinzu. Zusätzlich ist es möglich, das Gitter

rund um die Brunnen nicht mit konstanten Winkeln zu generieren, sondern es in der

Nähe der Klüfte zu komprimieren um einen besseren Übergang zwischen Kluft und

Matrix zu erhalten. Dies verbessert die numerische Darstellung des

Ausbreitungsverhaltens in der Kluft erheblich. Beispielhaft sei hier auf Abbildung 2.3

verwiesen. Diese zeigt das Gitternetz für eine Brunnendoublette. Deutlich erkennbar ist

das Verschwenken des Netzes in der Nähe der Klüfte um deren Lage genau zu treffen

sowie die Komprimierung des Netzes zu den Klüften hin. Die relativ geringe

Netzqualität zwischen den Klüften ergibt sich aus der geringen Zahl von Segmenten die

hier gewählt wurde um eine übersichtliche Darstellung zu erreichen. Für tatsächliche

Berechnungsgitter sollte die Zahl der Segmente erhöht werden.

9

-4400

-4000

z[m

]

-500

0

500

x [m]

-500

0

500

y[m

]

Abb. 2.3: Außenansicht (oben) und angeschnittene Draufsicht (unten) des mit

3d_wellfrac_mesh erzeugten Gitters. Die Elemente, die der Kluft zugeordnet sind, sind in

grün hervorgehoben. Die relativ geringe Qualität der Elemente zwischen den Bohrungen wird

durch die Zahl der gewählten Segmente bestimmt.

Die Eingabedatei wurde um einige weitere Einträge erweitert, folgt aber der Logik der

vorhergehenden Beschreibungen und wird darum in den Unterschieden kommentiert: �� !��"

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#4#5�6�7�6�7�6�4�7�6�7�6�7�6�3 � 3 � 3 � 3 � 3 � 3 � 3 � 3 � 3 � 3 � 3 � 3 � 3 � 3 � 3 �3 � 3 � 3 � 3 � 3 � 3 � 3 � 3 � 3 � 3 � 3 � 3 � 3 � 3 � 3 �

3 #��)��"�

[...]

Die Eingabedatei wurde in folgenden Punkten erweitert:

− Distance_between_wells: Abstand der Brunnen

− Angle_first_well_frac: Winkel zwischen Kluft am ersten Brunnen und der

Verbindungslinie

− Angle_second_well_frac: Winkel zwischen Kluft am ersten Brunnen und der

Verbindungslinie

− Grid_compression_first_well_frac: Stärke der Komprimierung des Gitters in

der Nähe der ersten Kluft (1=keine Komprimierung)

− Grid_compression_second_well_frac: Stärke der Komprimierung des Gitters

in der Nähe der zweiten Kluft (1=keine Komprimierung)

− Distance_to_outer_boundary: Mindestabstand zwischen Brunnen und

Außengrenze der einzuhalten ist.

− Layer_boundaries: Die Materialien der ersten Zeile betreffen die Matrix des

ersten Brunnens, die Materialien der zweiten Zeile der Matrix des zweiten

Brunnens. Die Zeilen drei und vier spezifizieren die Klüfte beider Brunnen.

11

2.2 Nichtlineares Mater ialverhalten Die Permeabilität des Kluftnetzwerkes und die Speicherung von Wasser kann durch den

im Porenraum herrschenden Druck beeinflusst werden. Hierbei führt eine Erhöhung des

Druckniveaus zu einer Erhöhung der Permeabilität und des gespeicherten Wassers, eine

Absenkung entsprechend zu einer Verringerung.

Der nichtlineare Einfluss auf die Permeabilität ist bei Pumptests nur schwer von einem

durch die hohen Fliessgeschwindigkeiten verursachten nichtlinearen Fliessverhalten

(„Turbulenz1“ ) zu unterscheiden. Darum sind Injektions- und Extraktionstests notwendig, um

diese Effekte zu trennen. Da der Einfluss der mechanischen Kompaktion dem Wechsel des

Vorzeichens der Volumenströme folgt, der Einfluss der Turbulenz aber

Vorzeichenunabhängig ist, kann dadurch eine Trennung dieser Effekte erfolgen. Aufgrund der

dafür unzureichenden experimentellen Datenlage konnte diese Trennung nicht durchgeführt

werden.

Um verschiedene nichtlineare Abhängigkeiten in das Fließgesetz einzubringen, wurde

eine relative Permeabilität kr verwendet, die als Vorfaktor in den Darcy-Ansatz eingebracht

wird:

h gradkkv rff = (2.1)

Hierin beschreibt vf den Darcy-Fluss und h die Standrohrspiegelhöhe. Wenn nun

mehrere nichtlineare Einflussfaktoren berücksichtigt werden sollen, werden diese in Form

einer Produktreihe multipliziert:

∏=Effekte

Effektrr kktotal

(2.2)

Damit es möglich, verschiedene nichtlineare Einflussfaktoren gleichzeitig zu

berücksichtigen, sofern diese voneinander unabhängig sind.

2.2.1 Veränderung der Transmissivität über das Druckgefälle

Bei hoch advektiven Strömungsvorgängen, wie sie z.B. in der Nähe von Injektions-

oder Extraktionsbereichen auftreten können, sind die Beschleunigungsterme in den Navier-

1 Streng genommen sollte ein nichtlinearer Zusammenhang zwischen Druckgradient und

Fließgeschwindigkeit nicht ohne weiteres der „Turbulenz“ zugeschrieben werden. Dieser Zusammenhang beruht

zunächst auf dem steigenden Einfluss der Beschleunigungskräfte gegenüber den aus der Zähigkeit resultierenden

Kräften. Trotz alledem ist das Strömungsfeld in diesem Zustand oftmals noch nicht turbulent, da es noch nicht

durch hochfrequente Fluktuationen bestimmt wird, die das elementare Kennzeichen turbulenten Fließens sind.

12

Stokes-Gleichungen nicht mehr zu vernachlässigen. Das heißt, dass die Annahme eines

linearen Zusammenhanges zwischen Druckgefälle und Fließgeschwindigkeit, wie sie dem

Darcy-Ansatz zugrunde liegt, nicht mehr ohne weiteres gültig ist. Ein möglicher Ausweg ist

hierbei die Formulierung einer nichtlinearen Abhängigkeit, wie es von Forchheimer (1914)

vorgeschlagen wurde. Dazu wird der Darcy-Ansatz mit einem Exponenten b versehen, der

zwischen 0.5 (voll turbulent) und 1 (voll linear) liegen kann:

( )bff h gradkv = (2.3)

Da dieser Ansatz nicht ohne weiteres numerisch zu behandeln ist, wird er umgestellt zu:

( ) ( )

( ) dh grad a kcmit h gradkkv

:alsert implementi und

h gradh gradkh gradkv

1brrff

1bf

bff

<=<=

==

−

−

(2.4)

Hierbei dient der Faktor a der Skalierung und die Faktoren c und d der Begrenzung des

Wertebereichs. Der Faktor c sollte nur in gut begründeten Ausnahmen größer als Null sein.

Der Faktor d dient zur Festlegung des Übergangs zwischen linearem und turbulenten

Fliessverhalten (Abbildung 2.4).

grad h [m/m]

v f[m

s/s]

Linear flowTurbulent flowFinal

Linearregime

Turbulentregime

d(1/b-1)/a

Abb. 2.4: Abhängigkeit der Filtergeschwindigkeit vf vom Standrohrspiegelgradienten grad h im Übergang zwischen linearem und turbulenten Fließverhalten.

In den meisten Fällen ist es sinnvoll d=1 zu setzen und über den Faktor a die Stauchung

der Kurve und damit dann den Übergang zum turbulenten Verhalten festzulegen. Dann findet

bei grad h = 1/a der Übergang zwischen laminarem und turbulentem Fließen statt.

13

2.2.2 Veränderung der Transmissivität über den Druck

Das Öffnen von Klüften bei Erhöhung des Innendrucks verändert in nichtlinearer Weise

die Permeabilität dieser Klüfte. Die kann als Funktion der effektiven Spannung dargestellt

werden. Dabei wird angenommen, dass die Veränderung der Drücke im Kluftnetzwerk zu

einer Veränderung der Kluftöffnungsweiten führt, ohne dass eine großräumige Spannungs-

umlagerung stattfindet. Dieses Verhalten wurde in Form eines Potenzgesetzes in die

Formulierung der Permeabilitäten übernommen:

( )( )

0r

log VVr

32eff

k

ek

p- z VVeff10

KK ==

+=σσ−

(2.5)

Hierin ist K die resultierende Permeabilität, K 0 die Ausgangspermeabilität, kr die

relative Permeabilität als Skalierungsfaktor, V0 und V1 sind Formfaktoren, V2 ist die effektive

Normalspannung für z=0, V3 die Ableitung der effektiven Normalspannung über die Tiefe, z

die Tiefe und p der Porenwasserdruck. Für die Formfaktoren ergeben sich z.B. für die

Auswertung der Daten von Huenges et al. (1997): V0=127,3 und V1=7,0.

Als weitere Möglichkeit kann ein direkter Zusammenhang zwischen effektiver

Spannung und Permeabilität über benutzerdefinierte Kurven erfolgen. Hierbei wird durch den

Benutzer eine Funktion fV0 als Reihe von Stützstellen für die Abhängigkeit der relativen

Permeabilität von den effektiven Spannungen vorgegeben:

( )0r

effVr

21eff

k

fk

p- z VV

0

KK =

σ=+=σ

(2.6)

Dadurch ist es möglich, beliebige funktionale Zusammenhänge zwischen Permeabilität

und effektiven Spannungen zu realisieren.

So ist es z.B. möglich über das „Cubic-Law“ (Gleichung 2.7, Witherspoon et al., 1980)

einen Zusammenhang zwischen Kluftöffnungsweite b und Permeabilität k bzw.

Transmissivität bk der Kluft herzustellen. Zwar gilt der „Cubic-Law“-Ansatz streng

genommen nur für planparallele Platten, jedoch kann er auch bei moderater Rauhheit als

Modellvorstellung verwendet werden:

12b

bk3

= (2.7)

Die Beziehung zwischen Kluftöffnungsweite und Porenwasserdruck ist nicht trivial zu

ermitteln. Vielmehr wäre hierfür ein gekoppeltes hydro-mechanisches Modell erforderlich,

dass zudem über Rauhheitsinformationen für die Klüfte verfügen müsste, um die Abstützung

14

der Kluftoberflächen aufeinander darstellen zu können. Da dieses zurzeit nicht zur Verfügung

steht, wird von einem einfacheren Ansatz ausgegangen. Es wird angenommen, dass die

Kluftöffnungsweite eine beliebige Funktion der effektiven Spannung in der Kluft ist. Dabei

wird berücksichtigt, dass im verwendeten numerischen Modell eine Veränderung der

ursprünglichen Elementdicken b0 und Permeabilitäten k0 nicht vorgesehen ist. Diese werden

zusammen mit dem Cubic-Law-Ansatz verwendet und daraus eine relative Permeabilität

ermittelt, die der Veränderung der Transmissivität der Kluftelemente entspricht. Ein

möglicher Zusammenhang wäre:

( )

( )00

3eff

r

3eff

0r0

kb12f

k

12f

kkb

σ=

σ=

(2.8)

In der tatsächlichen Implementierung ist der Anwender frei in der Wahl des

Funktionalzusammenhangs. Es kann eine beliebige Koppelfunktion zwischen effektiven

Spannungen und Veränderungen der relativen Permeabilität angegeben werden.

2.2.3 Veränderung des Speicherkoeffizienten

Unter der Annahme eines idealen linear-elastischen Verhaltens einer planparallelen

Kluft ist die Aufweitung der Kluft proportional zum Innendruck. Damit wäre die Annahme

eines konstanten Speicherkoeffizienten eine geeignete Approximation. Tatsächlich aber

stützen sich die rauen Kluftoberflächen aufeinander ab und es kommt im umliegenden

Gestein zu Spannungsumlagerungen, so dass der Speicherkoeffizient variabel sein muss. Um

diesen Effekten gerecht zu werden, wurde eine funktionale Kopplung des

Speicherkoeffizienten an die effektiven Spannungen implementiert:

( )effV

21eff

0fS

p- z VV

σ=+=σ

(2.9)

Dadurch wird es möglich beliebige Abhängigkeiten zwischen Kluftwasserdrücken und

Speicherkoeffizienten zu berücksichtigen. Dies kann z.B. relevant sein wenn das gegenseitige

Abstützen der Kluftoberflächen bei Injektions-/Extraktionsversuchen zu Veränderungen der

Speicherfähigkeit führt.

15

2.3 Multikontinua-Beschreibung des Kluftnetzwerkes

2.3.1 Einleitung

Um mit numerischen Modellen das Fließsystem in stimulierten Speichern zu

beschreiben, ist eine vereinfachende Modellbildung für die Klüftung nötig. Dabei ist zu

berücksichtigen, dass die Klüftung auf verschiedenen Skalen zu beobachten ist:

− Großskalige Klüfte, bei denen gute Chancen bestehen ihre Lage und Richtung

zu erkunden. Dies können z.B. die durch Stimulations-Maßnahmen erzeugten

Klüfte entlang des Bohrlochs sein.

− Kleinskalige Klüfte und Fissuren, die im umliegenden Fels verteilt sind und

deren Verteilung und Richtung bestenfalls statistisch erfasst werden kann.

− Mikroskalige Strukturen und schließlich ein poröses Medium, die zwischen

den größerskaligen Features eingebettet sind.

Im Folgenden wird eine Erweiterung der Modellierungskonzepte für den Simulator

RockFlow (Kolditz et al., 1999) vorgestellt, die die o.g. Skalen abdecken kann.

2.3.2 Modellierungskonzept

RockFlow basiert auf der Finite-Elemente-Method (FEM) und beschreibt geklüftete

Medien als diskrete, zweidimensionale Klüfte die im dreidimensionalen Raum angeordnet

sind (Abbildung 2.5). Die Matrix zwischen diesen Klüften wird als poröses Medium

betrachtet. Dieser Ansatz ist gut geeignet für poröse Medien, die von nur wenigen Klüften

durchschnitten werden, jedoch wird er bei zunehmender Anzahl von Klüften schwieriger zu

realisieren. Dies gilt insbesondere, wenn eine große Anzahl unbekannter Kleinklüfte

vorhanden sind, deren Eigenschaften einen wesentlichen Einfluss insbesondere auf die

Druckantwort bei Pumpversuchen haben können.

16

Abb. 2.5: Resultierendes Finite-Elemente-Gitter für ein System von elf Klüften (Kasper,

1997, persönliche Mitteilung). Bedingt durch die große Anzahl von verschneidenden Klüften

ergeben sich viele Zwangspunkte für die Gittergenerierung, so dass die resultierende

Gitterqualität niedrig ist.

Das aus der anfänglichen Diskretisierung der Klüfte resultierende Gitter (Abbildung

2.5) macht es sehr schwer, die Zwischenräume mit 3d-Elementen zu füllen. Daher ist dieser

Ansatz nur geeignet, wenn lediglich eine sehr geringe Anzahl von Klüften betrachtet werden

soll.

Der Stoffaustausch zwischen Klüften und Matrix braucht nicht gesondert betrachtet zu

werden, da die Finite-Elemente-Formulierung für eine direkte Kopplung sorgt und so die

Flusskontinuität sicherstellt (Gärtner, 1987). Eine vereinfachte Darstellung des

Modellkonzepts findet sich in Abbildung 2.6:

17

Abb. 2.6: Modellkonzept für diskrete Klüfte in poröser Matrix

Ein anderer gangbarer Weg um Klüfte und Matrix zu diskretisieren ist eine

Würfelfüllung des Gebiets. Bei diesem Ansatz wird die Geometrie der Klüfte nur

approximativ beschrieben. Die Klüfte können als zweidimensionale Elemente entlang der

Würfelseitenflächen verlaufen oder aber entlang der Kluftfläche werden berührende Würfel

mit veränderten Materialparametern belegt. Diese Ansätze sind nur sinnvoll, wenn die sich

daraus ergebenden Geometriefehler einen vernachlässigbaren Einfluss haben und wenn das

Kluftnetzwerk nur aus wenigen Klüften besteht.

Besonders für die Simulation des Fließverhaltens in stimulierten Systemen ist es

notwendig, dass das Gebiet in der Nähe des Bohrlochs gut abgebildet wird. Um dieses Ziel zu

erreichen, ist in der Nähe des Bohrlochs ein fein abgestuftes Berechnungsgitter erforderlich.

Es ist außerordentlich schwierig ein Berechnungsgitter zu erzeugen, welches eine Vielzahl

natürlicher Klüfte, einige künstlich erzeugte Klüfte und schließlich das Bohrloch selbst

hinreichend gut abbildet. Deshalb wurde der „Diskrete Klüfte in einem porösen Medium“-

Ansatz erweitert zu einem „Diskrete Klüfte in einem Multi-Kontinua-Medium“. Bei diesem

Ansatz wird die diskrete Kluftbeschreibung beschränkt auf die wenigen bekannten Klüfte

rund um das Bohrloch (Abbildung 2.7). Dieser Ansatz wurde zusammen mit dem dazu

passenden, vorab bereits vorgestellten, Gittergenerator entwickelt (Abbildung 2.3).

18

3d elements forrock matrix

2d elements forstimulated fracture

1d elements forwell borehole

Abb. 2.7: Anschnitt des kombinierten Berechnungsgitters zur Beschreibung stimulierter

geothermischer Systeme. Das Gitter besteht aus 1d-Elementen zur Beschreibung des

Bohrlochs, 2d-Elementen für die Kluftflächen und 3d-Elementen in Multi-Kontinua-

Formulierung für die Matrix.

Die große Zahl kleiner Klüfte und Fissuren und schlussendlich das poröse Medium

werden als Kette miteinander interagierender Kontinua, also als Multi-Kontinua-Ansatz,

aufgefasst (Gerke & van Genuchten, 1993). Dieser kann gegebenenfalls zu einem Double-

Porosity-Konzept vereinfacht werden (Barenblatt et al., 1960). Die homogenisierten Kontinua

sind wiederum nahtlos an die die diskret modellierten Klüfte gekoppelt. Die Flüsse werden

zwischen der Kluft und dem ersten der homogenisierten Kontinua ausgetauscht. Zu den

weiteren Kontinua müssen Transferbedingungen formuliert werden (Abbildung 2.8), dazu

werden Transferfunktionen formuliert.

Im gewählten Ansatz werden Dirichlet-Randbedingungen auf alle Kontinua angewandt,

während Fluss-Randbedingungen („Neumann-RB“) nur auf die diskreten Klüfte und das erste

(bestleitende, die größten Klüfte darstellende) Kontinuum angewandt wird.

19

Abb. 2.8: Modellierungsansatz für diskrete Klüfte, die mit einer aus mehreren Kontinua

bestehenden Matrix verbunden sind.

In der aktuellen Implementierung des Simulators wird der Austausch zwischen den

Kontinua serialisiert betrachtet, d.h. jedes Kontinuum interagiert mit zwei (einem „höheren“

und einem „niedrigeren“ ) Kontinua. Dadurch werden Flüsse im Sinne einer Kette zwischen

den Kontinua durchgereicht.

2.3.3 Grundgleichungen

Die zugrunde liegenden Differentialgleichungen (Thorenz, 2001) werden durch

Austauschterme zwischen den Kontinua erweitert. Die resultierenden Gleichungen für das

Druckfeld sind:

( )

( )gk

q

q

ccc

cr

1cc1c-f

cc

c

ρp gradµ

kmit

,p,ppxQ divt

pS

c −−=

+=+∂

∂+

(2.10)

mit dem Index c für das betrachtete Kontinuum, S für den Speicherkoeffizienten, p

Druck, t Zeit, q Darcy-Fluss-Vektor, ρ Fluiddichte, kr relative Permeabilität aus nichtlinearen

Kopplungen, k Permeabilitätstensor, µ Fluidviskosität, g Gravitationsvektor, Q

Quellen/Senken und xf als dem volumetrischen Fluidfluss zwischen den Kontinua als

Funktion des Drucks in den verschiedenen Kontinua.

Hierbei ist die Druckgleichung eine Untermenge einer größeren Differentialgleichung,

welche eine Vielzahl von Fließprozessen beschreiben kann. Dazu zählen Ein- oder

Mehrphasenströmungen kompressibler oder inkompressibler Fluide, teilgesättigte

Strömungen (Richards’ -Ansatz) oder Dichteströmungen. Dadurch kann das gewählte

Fließmodell an die Bedürfnisse des Modellierers angepasst werden. Dieser Ansatz, genannt

„Modelladaptivität“ , wurde gewählt um die Menge redundanten Computercodes, der sonst bei

20

der Vielzahl möglicher Prozesse nötig wäre, gering zu halten (Thorenz, 2001). Hier wurde

dass Fließmodell für einphasige Strömungen leicht kompressibler Fluide verwendet.

Wenn auch für Transportvorgänge Multikontinuaansätze verwendet werden sollen,

müssen neben den beim Druckfeld verwendeten diffusiven Austauschtermen auch die aus

dem Austausch des Wasser resultierenden Austauschvorgänge berücksichtigt werden.

2.3.4 Implementierungsaspekte

Wenn die Differentialgleichungen für die Druckfelder der verschiedenen Kontinua in

einem gemeinsamen linearen Gleichungssystem gelöst werden, ergibt sich eine Struktur des

Gleichungssystems wie in Abbildung 2.9 dargestellt. Hier wird die Systemmatrix A, der

Unbekanntenvektor x und der Rechte-Seite-Vektor b für einen einfachen Testfall (1d, 10

Knoten, 2 Kontinua) gezeigt. In der Matrix kennzeichnen schwarze Einträge den Einfluss des

ersten Kontinuums und schwarz umrandete graue Einträge den des zweiten Kontinuums.

Bedingt durch die Koppelterme auf der rechten Seite, die sich aus den jeweiligen Ergebnissen

ergeben, muss dieses System wiederholt gelöst werden bis eine ausreichende Konvergenz

erreicht ist.

Abbildung 2.9: Belegung resultierender linearer Gleichungssysteme für ein einfaches 1d-

Beispiel mit zehn Knoten und zwei Kontinua. Die linke Grafik zeigt die Belegung des

Gleichungssystems bei teilweise impliziter Behandlung der Kopplungsterme, die rechte

Grafik für explizite Behandlung der Kopplungsterme.

Numerische Experimente haben gezeigt, dass die einfache Variante der Kopplung zu

erheblichen Konvergenzproblemen führt. Diese resultieren aus der ungenügenden Implizitheit

der Austauschterme in den Gleichungssystemen (Gleichung 2.10). Eine zweidimensionale

Taylorreihenanalyse der Austauschterme wurde benutzt um die Austauschterme besser

abzubilden und damit die Konvergenz zu fördern:

21

( ) ( ) ( )

( ) ( )i

11

11

i

11

11

i

11cc1-c

11cc1-c

∂∂−+

∂∂−+

∂∂−+≈

−+

++

−−

+−

++

++

c

fic

ic

c

fic

ic

c

fic

ic

ifif

p

xpp

p

xpp

p

xppp,p,pxp,p,px

(2.11)

In dieser Gleichung kennzeichnet der Index i den Iterationszähler. Es wird also eine

Schätzung für den Austausch xf vorgenommen, die auf der Austauschmenge des letzten

Zeitschritts und der Abhängigkeit zwischen Druck und Austauschmenge basiert. Dadurch ist

es möglich die Differentialgleichung für das Druckfeld umzuschreiben zu:

( )

( )i

11

i

11

i

1cc1-cc

i

1

11

i

1

11

i

1c

1

c

c1

c graddivS c

∂∂−

∂∂−

∂∂−+=

∂∂−

∂∂−

∂∂−

−−∂

∂

−+

−−+

−

++

−

+−

+++

c

fic

c

fic

c

fic

if

c

fic

c

fic

c

fic

ic

ric

p

xp

p

xp

p

xpp,p,pxQ

p

xp

p

xp

p

xpρp

µk

t

pg

k

(2.12)

Durch diesen Ansatz wird die Implizitheit des Iterationsschemas deutlich erhöht. Das

zugehörige lineare Gleichungssystem erhält dadurch zusätzliche Einträge die auf den

linearisierten Austauschtermen basieren (Linke Grafik in Abbildung 2.9). Durch dieses

Vorgehen wird die nötige Anzahl von Iterationen pro Zeitschritt stark reduziert. Falls einfache

lineare Funktionen als Austauschfunktionen benutzt werden, ist die Linearisierung ein

überflüssiger Schritt, da das Resultat direkt dem Austauschkoeffizienten entnommen werden

kann. In diesem speziellen Fall sind in der gekoppelten Formulierung keine Iterationen mehr

nötig.

Die Implementierung des Multi-Kontinua-Ansatzes für das Druckfeld wurde bisher nur

an einfachen Testbeispielen überprüft um die Funktionalität des Programms sicherzustellen.

Abbildung 2.10 zeigt die Ergebnisse für einen zweidimensionalen Testfall, bei dem der durch

eine Entnahme verursachte Druckabfall in Kluft und Matrix untersucht wurde. Die Reaktion

des Druckfeldes über die Zeit zeigt die für Multi-Kontinua-Ansätze typische S-förmige

Entwicklung über die Zeit.

22

Abbildung. 2.10: Druckabsenkung für einen zweidimensionalen Testfall. Der Druckabfall im

ersten Kontinuum (Kluftsystem) zeigt das typische Verhalten eines Multi-Kontinua-Ansatzes.

2.3.5 Ergebnisse

Die oben dargelegten Überlegungen zeigen einen möglichen Weg auf, um die

Schwierigkeiten bei Erkundung der Geologie und Erzeugung der Rechengitter für geklüftet-

poröse Speicher zu umgehen. Dies wird erreicht durch die Kombination von diskreten

Modellansätzen für die wenigen bekannten Einzelklüfte an den Bohrungen mit einem Multi-

Kontinua-Konzept für die Vielzahl unbekannter Klüfte im Gebiet zwischen den Bohrungen

und um diese herum.

Innerhalb dieses Ansatzes werden die Flüsse zwischen diskreten Klüften und dem

“höchsten” Kontinuum nahtlos von der Finite-Elemente-Methode verarbeitet. Der Austausch

mit den niedrigeren Kontinua wird dann durch Transferfunktionen bestimmt. Erste

numerische Tests dieses Konzepts haben gezeigt, dass es notwendig ist diese

Transferfunktionen zu linearisieren. Dadurch wird die Implizitheit des Schemas deutlich

erhöht und die nötige Rechenzeit reduziert sich drastisch.

23

3 Simulationsrechnungen

3.1 Versuchsauswer tung des Pr imär tests 2001

Parallel zur durch die BGR durchgeführten Auswertung der Testdaten mittels eines

Welltest-Programms wurde versucht eine Auswertung mit dem Modellierungssystem

RockFlow (Kolditz et al., 1999; Thorenz, 2001) durchzuführen. Im Rahmen dieses Projektes

wurde das Modellierungssystem unter anderem um die Berücksichtigung des Einflusses der

effektiven Spannungen auf die Permeabilität und um die Nachbildung von klüftig-porösen

Medien über Multikontinua-Ansätze erweitert. Es wurden Auswertungen für ein ebenes,

zweidimensionales radialsymmetrisches System durchgeführt, welches einen Ausschnitt aus

einer relativ flachen leitfähigen Schicht darstellt. Diese werden im folgenden vorgestellt.

Für die Untersuchung des zweidimensionalen Systems wurde ein Ausschnitt aus dem

radialen Fließfeld verwendet, der einem achtzigstel Kreisabschnitt entspricht. Das

zugrundeliegende Berechnungsgitter wurde dabei stark gestuft. Die verwendeten

Elementlängen betragen 0,075 m am Brunnen und 4000 m am Außenrand des Systems

(Abbildung 3.1).

V 1,V 2

V2,

V3

5 0000 100000 150000

1. 5E +07

- 1E +07

- 5E +06

0

x [m]

y[m

]

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 80000

500

1000

1500

Detail

x [m]

y[m

]

0 10 20 30 40 50 60 70 800

5

10

15

Detail

x [m]

y[m

]

0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8

0

0.05

0.1

0.15

Abb. 3.1: Verwendetes Finite-Elemente-Netz für die 2D-Modellierung.

Für dieses System wurden mehrere Testfälle betrachtet. Zum einen wurde wie im

vorhergehenden Abschnitt die Historie der Drücke vor der zweiten Regenerationsperiode als

Randbedingung am Brunnen in das Modell eingespeist und dann auf dieser Basis die

Parameter angepasst. Für die Bestimmung der Schichtmächtigkeit wurde angenommen, dass

24

die Zuflüsse in etwa gleichförmig über einen Bereich von 20 m verteilt sind. Die damit

erzielten Parameter unterscheiden sich nur leicht von den vorab genannten:

Tabelle 3.1: Überblick über feste und variierte Parameter

feste Parameter: optimierte Parameter:

Schichtmächtigkeit : 20 m Formationspermeabilität : 3.7*10-15 m2

Porosität : 0.05 Ruhedruck : 42.8 MPa

Bohrlochspeicherkoeffizient : 4.0 m3/MPa

Speicherkoeffizient: : 10-9 Pa-1

Fluidviskosität : 0,37*10-3 Pa*s

Damit ergaben sich die in Abbildung 3.2 gezeigten Anpassungen für den Druckverlauf.

Die Anpassung für die zweite Erholungsperiode ist recht zufrieden stellend.

Regenerationszeit [s]

Reg

ener

atio

nsze

it*

Ab

leitu

ng

des

Dru

cks

[Pa]

102 103 104 105

1E+06

2E+06

3E+06

4E+065E+066E+067E+068E+069E+061E+07

Zeit [s]

Dru

ckab

senk

ung

[Pa]

0 100000 200000-1.6E+07

-1.5E+07

-1.4E+07

-1.3E+07

-1.2E+07

-1.1E+07

-1E+07

-9E+06

-8E+06

-7E+06

-6E+06

-5E+06

-4E+06

-3E+06

-2E+06

-1E+06

0

MessungSimulation

Fit für die zweite Pumpperiode t>60000sVorgeschichte über Druck eingesteuertPermeabilität k=3.7*10-15m2

Abb. 3.2: Ergebnis der Anpassung für die zweite Regenerationsperiode als Plot der

Druckabsenkung.

25

Zeit [s]

Dru

ckab

sen

kun

g[P

a]

0 100000 200000-1.6E+07

-1.5E+07

-1.4E+07

-1.3E+07

-1.2E+07

-1.1E+07

-1E+07

-9E+06

-8E+06

-7E+06

-6E+06

-5E+06

-4E+06

-3E+06

-2E+06

-1E+06

0

MessungSimulation

Fit für die zweite Pumpperiode t>60000sVorgeschichte über Druck eingesteuertPermeabilität k=8*10-15m2


Reg

ener

atio

nsz

eit*

Ab

leitu

ngde

sD

ruck

s[P

a]

102 103 104 105

1E+06

2E+06

3E+06

4E+065E+066E+067E+068E+069E+061E+07

Abb. 3.3: Ergebnis der Anpassung in der zweiten Regenerationsperiode für die Ableitung des

Drucks multipliziert mit der Regenerationszeit.

Jedoch zeigt die Ableitung des Druckverlaufs (Abbildung 3.3) deutlich, dass in der

untersuchten Zeitspanne kein radiales Strömungsfeld erreicht wurde. Dieses wäre durch ein

horizontales Ausklingen des abfallenden Astes gekennzeichnet gewesen. Auffällig ist auch

die deutlich geringere Steigung des abfallenden Astes gegenüber der Messung. Dies kann z.B.

auf ein sphärisches Fliessfeld, doppeltporöses Verhalten oder auch den Einfluss von Rändern

hindeuten. Um dies besser abschätzen zu können, wäre jedoch eine längere Datenreihe

erforderlich. Die sehr gute Anpassung des Anstiegs zeigt, dass das Speicherverhalten der

Bohrung gut approximiert wurde. Leider überdeckt diese Speicherung, die aus der gewählten

Versuchsanordnung mit freiem Bohrloch resultierte, alle eventuell vorhandenen

Informationen über Klüfte im Nahbereich der Bohrung, so dass darüber aus den Druckkurven

keine Informationen mehr gewonnen werden können.

Auf der Basis der so erhaltenen Systemkennwerte wurde nun ein weiterer Satz von

Rechnungen durchgeführt, bei denen die entnommenen Volumina im Brunnen statt der

gemessenen Drücke als Randbedingung verwendet wurden. Im Idealfall einer perfekten

Anpassung müsste auch hierbei ein gutes Ergebnis erzielt werden. Es sich jedoch, dass die

Anpassung in mehreren Punkten unbefriedigend ist (Abbildung 3.4).

26


Reg

ener

atio

nsz

eit*

Abl

eitu

ngde

sD

ruck

s[P

a]

102 103 104 105

1E+06

2E+06

3E+06

4E+065E+066E+067E+068E+069E+061E+07

Zeit [s]

Dru

ckab

sen

kun

g[P

a]

0 100000 200000-1.8E+07

-1.6E+07

-1.4E+07

-1.2E+07

-1E+07

-8E+06

-6E+06

-4E+06

-2E+06

0

MessungSimulation

Fit aus der zweiten Pumpperiode t>60000sVorgeschichte über Volumina eingesteuertPermeabilität k=3.7*10-15m2

Mächtigkeit 20mOhne Lift

Abb. 3.4: Druckantwort als Ergebnis für entnommenes Volumen im Brunnen auf der Basis

der Anpassung für die zweite Regenerationsperiode.

Insbesondere ist erkennbar, dass besonders am Anfang ein erheblicher Offset zwischen

Simulation und Rechnung besteht. Leider stehen keine Druckdaten aus der Ruheperiode vor

Inbetriebnahme des Liftstrangs zur Verfügung, so dass der Ruhedruck als Anpassungspa-

rameter geschätzt werden musste. Der anfängliche Offset ist eventuell ein Druckpeak, ähnlich

dem Peak bei 60000 s, oder der Rest der Druckerhöhung aus den Aufwältigungsarbeiten. Da

diese Peaks im numerischen Modell nicht abgebildet werden, muss es sich um einen bisher

komplett vernachlässigten physikalischen Effekt handeln. Weitere Simulationen bestätigten,

dass ähnliche Peaks durch die Berücksichtigung des Ausblasens des im Liftstrangs

befindlichen Wassers abgebildet werden können. Die Dauer des Ausblasvorgangs wurde aus

den gemessenen Druckkurven auf 4230 s geschätzt, die Menge des Wassers aus dem

Volumen des Liftstrangs auf 10,5 m3. Ein entgegen gesetzter, jedoch deutlich kleinerer Peak

ist auch beim Ausschalten und anschließenden Belüften des Liftstrangs zu erkennen.

Um den Einfluss des Liftstrangs im Modell wenigstens approximativ zu

berücksichtigen, wurde der zusätzliche Volumenstrom beim Einschalten und Ausschalten des

Lifts über die zu verdrängenden Volumina abgeschätzt. Dabei wurde angenommen, dass

dieser Ausgleichsprozess sehr schnell im Vergleich zum Austausch mit der Formation abläuft

und darum separat betrachtet werden kann. Dazu wurden aus den Drucklogs die äquivalente

Wasserspiegellage abgeschätzt und auf dieser Basis die dem Liftstrang zugehörigen Volumina

bestimmt.

27

Diese sind leicht für die Inbetriebnahme des Lifts zu bestimmen, da die

Wasserspiegellage in Liftstrang und Brunnen gleich ist. Beim Ausschalten und

anschließenden Belüften des Liftstrangs kann die Wasserspiegellage unter Vernachlässigung

der Wandstärke des Liftstrangs über den Ausdruck

( )( ) ( )( )( )

B

BLLBLW

WLBBLLB

A

zzAAzz

zzAzzAA

−−−=⇒

−=−−

(3.1)

abgeschätzt werden. Hierin kennzeichnen die Variablen A die Querschnittsfläche, z die Tiefe

unter GOK und die Indizes B, L und W den Wasserstand im Brunnen, die Unterkante des

Liftstrangs und die Lage des Gleichgewichtswasserstands. Damit ergibt sich das in den

Liftstrang strömende Volumen zu:

( ) ( )( )B

LBLLBLWLL A

AzzAAAzzV −−=−=

(3.2)

Damit ergeben sich die in der folgenden Tabelle angegebenen geschätzten Volumina,

die durch den Liftstrang beim An- oder Abschalten der Bohrung zugeführt oder entnommen

werden:

Tabelle 3.2: Überblick über die durch den Liftstrang verdrängten Volumina

Zeitpunkt Äquiv. Wasserspiegel Bewegte Volumina

Beginn der ersten Liftperiode -250 m +10,9 m3

Ende der ersten Liftperiode -650 m -7,3 m3

Beginn der zweiten Liftperiode -333 m +10,3 m3

Ende der zweiten Liftperiode -1300 m -3,7 m3

Für den Einschaltvorgang wurde aus den Drucklogs eine Verdrängungszeit von ca.

4200 s entnommen. Der daraus resultierende Volumenstrom wurde linear verteilt, so dass er

am Ende der Periode auf Null fällt. Für die Belüftung des Liftstrangs konnten keine Aussagen

aus den Daten entnommen werden, darum wurde dieselbe Dauer angesetzt.

28


Reg

ener

atio

nsz

eit*

Ab

leitu

ng

des

Dru

cks

[Pa]

102 103 104 105

1E+06

2E+06

3E+06

4E+065E+066E+067E+068E+069E+061E+07

Zeit [s]

Dru

ckab

sen

kung

[Pa]

0 100000 200000-1.8E+07

-1.6E+07

-1.4E+07

-1.2E+07

-1E+07

-8E+06

-6E+06

-4E+06

-2E+06

0

MessungSimulation

Fit aus der zweiten Pumpperiode t>60000sVorgeschichte über Volumina eingesteuertPermeabilität k=3.7*10-15m2

Mächtigkeit 20mMit Lift


Reg

ener

atio

nsze

it*

Abl

eitu

ngde

sD

ruck

s[P

a]

102 103 104 105

1E+06

2E+06

3E+06

4E+065E+066E+067E+068E+069E+061E+07

Zeit [s]

Dru

ckab

sen

kung

[Pa]

0 100000 200000-1.8E+07

-1.6E+07

-1.4E+07

-1.2E+07

-1E+07

-8E+06

-6E+06

-4E+06

-2E+06

0

MessungSimulation

Fit aus für die erste Pumpperiode t<60000sVorgeschichte über Volumina eingesteuertPermeabilität k=6.0*10-15m2


Abb. 3.5: Druckantwort mit Betrachtung des Wassers im Liftstrang. Das obere Bild zeigt das

Ergebnis auf der Basis der Anpassung für die zweite Periode, das untere bei Anpassung für

die erste Periode.

29

Durch die Berücksichtigung des aus dem Liftstrang verdrängten Wassers konnten

Druckpeaks im numerischen Modell erzeugt werden, die qualitativ denen der Messung

entsprechen (Abbildung 3.5). Jedoch zeigt sich jetzt ein deutlich zu großer Druckabfall

während der Pumpperioden. Dies lässt auf eine Unterschätzung der Permeabilitäten schließen

(Abbildung 3.5 oben). Eine Erhöhung der Permeabilität auf 6·10-15 m2 konnte die Anpassung

für die erste Pumpperiode bis etwa 60000 s erheblich verbessern, verschlechterte jedoch die

Anpassung der zweiten Periode (Abbildung 3.5 unten).

Als Kompromiss zwischen der Anpassungen für die erste und zweite Periode wurde

eine Permeabilität von 5·10-15 m2 verwendet. Das Resultat (Abbildung 3.6) liegt wie erwartet

zwischen den vorherigen. Daraus kann entnommen werden, dass es eine nichtlineare Rück-

kopplung der Druckabsenkung im Brunnen auf das Fliessfeld gibt.


Reg

ener

atio

nsz

eit*

Ab

leitu

ng

des

Dru

cks

[Pa]

102 103 104 105

1E+06

2E+06

3E+06

4E+065E+066E+067E+068E+069E+061E+07

Zeit [s]

Dru

ckab

sen

kung

[Pa]

0 100000 200000-1.8E+07

-1.6E+07

-1.4E+07

-1.2E+07

-1E+07

-8E+06

-6E+06

-4E+06

-2E+06

0

MessungSimulation

Mittlerer Fit für beide PumpperiodenVorgeschichte über Volumina eingesteuertPermeabilität k=5.0*10-15m2


Abb. 3.6: Druckantwort als Ergebnis für entnommenes Volumen im Brunnen auf der Basis

eines Mittelwertes der Permeabilitätsanpassungen.

Diese kann z.B. durch die bei hohen Absenkungen und damit Strömungsgeschwindigkeiten

nichtlinear steigenden Fliesswiederstände ausgelöst sein. Ebenfalls zu beachten ist eine

mögliche mechanische Reaktion des Kluftnetzwerkes auf die Druckabsenkung. Huenges et al.

(1997) stellten in der kontinentalen Tiefbohrung (KTB) eine erhebliche Veränderung der

Permeabilität um etwa eine Größenordnung bei Veränderung der effektiven Spannung um

15 MPa fest. Da die hier verursachten Spannungsänderungen in dieser Größenordnung liegen,

30

könnte dies auch hier eine plausible Ursache sein.


Reg

ener

atio

nsze

it*

Abl

eitu

ngde

sD

ruck

s[P

a]

102 103 104 105

1E+06

2E+06

3E+06

4E+065E+066E+067E+068E+069E+061E+07

Zeit [s]

Dru

ckab

senk

ung

[Pa]

0 100000 200000-1.8E+07

-1.6E+07

-1.4E+07

-1.2E+07

-1E+07

-8E+06

-6E+06

-4E+06

-2E+06

0

MessungSimulation

Einfluss der Veränderung der effektiven SpannungPermeabilität k=7.5*10-15m2 bei ∆p=0 PaPermeabilität k=2.5*10-15m2 bei ∆p=-1.5*107 PaMächtigkeit 20mMit Lift

Abb. 3.7: Druckantwort unter Berücksichtigung des Einflusses der

effektiven Spannungen auf die Permeabilität.

Die Berücksichtigung dieses Effekts in der Simulation zeigte einen guten Fit für die Pumppe-

rioden bei einer Reduktion der Permeabilität auf etwa ein Drittel für eine Druckabsenkung

von 15MPa (Abbildung 3.7). Hierdurch wurde jedoch die Anpassung für die zweite

Regenerationsperiode deutlich verschlechtert. Als Erklärung könnte hierfür in Betracht

kommen, dass die schon zuvor geschilderten Langzeiteffekte (sphärisches Fließfeld,

Multicontinua-Effekte, Ränder etc.) „demaskiert“ werden und so deutlicher zutage treten.

Auch möglich wäre es, dass die enorme Druckabsenkung zu einer dauerhaften mechanischen

Verformung des Gesteins geführt hat. Für eine genauere Trennung dieser Effekte ist die

Datendichte jedoch nicht ausreichend, hier könnten nur detaillierte Packertests zu

eindeutigeren Ergebnissen führen.

3.1.1 Zusammenfassung und Schlußfolgerungen

Die im späteren Verlauf des Versuchs auftretenden Abweichungen zwischen

Messwerten und Simulation sind vermutlich auf noch nicht erfasste Effekte zurückzuführen.

Diese können mit den vorhandenen Daten jedoch nicht identifiziert werden. Durch die Art des

durchgeführten Tests (Lifttest im offenen Bohrloch) dominieren der Bohrlochspeicher und die

31

dynamischen Effekte aus dem Betrieb des Lifts (stark schwankende Fliessraten,

Flüssigkeitsbewegung beim Be- und Entlüften des Liftstrangs, Bewegung des Gas-Wasser-

Gemischs im Bohrloch beim Ab- und Abschalten des Lifts) die anfänglichen Messwerte.

Dadurch werden in den Messdaten möglicherweise vorhandene Reaktionen der Formation

maskiert, so dass es nicht möglich ist, Aussagen über Rissströmungen in Bohrlochnähe zu

machen. Da nur ein Extraktions- aber kein Injektionstest vorgenommen wurde, können die

Einflüsse von mechanischer Reaktion und möglicherweise turbulentem Fliessen nicht

voneinander getrennt werden. Bedingt durch die Laufzeit der Messungen kann in den

Resultaten noch keine Stabilisierung eines radialen Fliessfeldes festgestellt werden. Um den

Einfluss doppeltporösen Verhaltens, die Veränderung von sphärischem zu radialem Fliessfeld

oder den Einfluss äußerer Ränder zu erkennen, wären längere Datenreihen erforderlich.

Es scheint ratsam, mittels gesetzter Packer (möglicherweise ein Einzelpacker im flachen

Bereich) weitere Injektions-/Extraktionsversuche vorzunehmen, um so den Einfluss des

Bohrlochspeichers aus den Messergebnissen auszublenden. Wenn diese Versuche mit

variierenden und alternierenden Druckstufen/Durchflüssen durchgeführt werden, kann dann

die Druckabhängigkeit der Permeabilität von den Einflüssen der Turbulenz getrennt werden.

Während dieser Versuche zugesetzte Tracer können wertvolle Informationen liefern, um die

(Wärme-)Transporteigenschaften der anstehenden Formationen zu charakterisieren.

32

3.2 Prognosesimulationen für einen Wärmetauscher Aufgrund der enormen Kosten, die beim Abteufen von Bohrungen anfallen, ist es

sinnvoll die Zahl der Bohrungen minimal zu halten. In der Praxis heißt das, dass

Brunnendoubletten als optimal anzusehen sind. Daher wurde abweichend von der

ursprüngliche Projektplanung darauf verzichtet Konfigurationen mit mehr als zwei Brunnen

zu betrachten.

Für die Prognosesimulationen wurde das Gesamtmodellgebiet in drei einzelne Teile

zerlegt, um die numerische Handhabung zu vereinfachen. Untersucht wurde der zeitliche

Verlauf der Temperaturen in den auf- und abwärts führenden Bohrungen sowie das Verhalten

im tiefliegenden Wärmetauscher. Im Zuge dieser Simulationen stellte sich heraus, dass der

Einfluß der Bohrungen auf das umliegende Gestein kleinräumig begrenzt bleibt und darum

die Entkopplung zulässig ist.

Bei der Simulation des untersuchten Systems existiert eine Fülle von Freiheitsgraden,

die nicht in ihrer Gesamtheit überprüft werden können. Neben den natürlichen geologischen

Faktoren, wie z.B.

− Schichtpermeabilitäten,

− Richtung, Dichteverteilung und Permeabilität der Klüftung,

− Größe des homogenen Bereichs des Wärmespeichers

sind auch die

− Länge,

− Höhe,

− Öffnungsweite und der

− Grad der Verfüllung

der künstlich erzeugten Risse am Bohrloch schwer abzuschätzen. Zudem kann eine

Vielzahl von Einflussgrößen aus der Konzeption des Doublettensystems einen Einfluss auf

das Fliessregime haben. Dies sind z.B. der

− Abstand der Bohrungen,

− Winkel zwischen Grundlinie der Bohrungen und erzeugten Klüften sowie die

− Förderraten.

Naturgemäß ist es nicht möglich, alle aus der Kombination dieser Einflussfaktoren

herstellbaren Szenarien zu betrachten und auf ihre Auswirkungen hin zu untersuchen. Darum

wurden einige besonders interessante Aspekte ausgesucht und genauer untersucht.

33

3.2.1 Ab- und aufwär ts führende Bohr lochsträngen

Bei der Entkopplung des Systems ist es wesentlich, dass die Rückkopplung der

einzelnen Teile nur jeweils in eine Richtung erfolgt. In diesem Fall wurde untersucht, ob das

injizierte Fluid auf dem Weg in den Wärmetauscher seine Temperatur wesentlich ändert, ob

das extrahierte Fluid auf dem Weg an die Oberfläche viel Wärme verliert und ob es an den

Bohrlöchern einen weiterreichenden Einfluss auf das Temperaturfeld gibt.

Dazu wurde die vorhandene Brunnenbohrung diskretisiert dargestellt als ein

radialsymmetrisches System mit einer Höhe von ca. 5000m und einer Breite von ca. 60m.

Dieses System besteht aus ca. 11000 Knoten/Elementen. Um den Wärmeübergang an der

Bohrung gut abbilden zu können, wurde die Gittergröße hier stark verringert, bis hin zu einer

Auflösung von 7,5mm direkt an der Bohrung. Die Gittergeometrie ist (stark gestaucht) in

Abbildung 3.8 (links) dargestellt.

-5000

-4000

-3000

-2000

-1000

0

z[ m

]-20

0

20

x[m

]

-200

20y [m]

Sediment-gesteine

Zechstein

Sediment-gesteine /Vulkanite

Bohrloch-zementierung

Bohrloch

55

00m

Abbildung 3.8: Links: Verwendetes FE-Gitter für die Simulation des auf- und abströmenden

Fluids in den Bohrungen. Rechts: Schnitt durch das System mit den zugeordneten

Materialgruppen.

Für die Untersuchung des Wärmeflusses zwischen dem in den Bohrungen befindlichen

Fluid und der Umgebung wurde ein Fluidvolumenstrom von 50m3/h zugrunde gelegt. Dieser

wurde gewählt da er die Minimalanforderung für das Abteufen einer zweiten Bohrung

darstellt und ist gleichzeitig der „worst-case“ für die Auskühlung des aufsteigenden Fluids.

Bei größeren Förderraten ist eine geringere Auskühlung zu erwarten. Die Materialparameter

wurden für diese Untersuchung in vier Gruppen zusammengefasst (Abbildung 3.8, rechts).

34

Für die Bohrung wurde angenommen, dass ein vollturbulentes Fliessregime herrscht, so dass

über den gesamten Bohrungsquerschnitt eine gleichmäßige Temperatur vorliegt. Tatsächlich

wird sich aber eine laminare Grenzschicht an der Wandung ausbilden, die eine gewisse

Isolationswirkung hat. Das Vernachlässigen dieser Schicht ist eine konservative Annahme, da

hierdurch der Wärmeverlust überschätzt wird. Des weiteren wurde die im oberen Teil

doppelwandige Ausführung des Brunnenrohrs vernachlässigt, die eine gewisse

Isolationswirkung hat. Für das Gestein wurde mit den in der folgenden Tabelle aufgeführten

Parametern gearbeitet, wobei Literaturstandardwerte verwendet wurden:

Tabelle 3.3: Überblick über die verwendeten thermischen Parameter

Materialgruppe Wärmeleitfähigkeit [W/(mK)] Wärmekapazität [MJ/(m3K)]

Bohrungsinnenraum →∞ (turbulente Durchmischung) 5,1

Bohrungszementierung 2,5 2,3

Zechstein 5 2,3

Sedimentgesteine/Vulkanite 2,5 2,3

3.2.1.1 Verhalten an der Injektionsbohrung

Für die Untersuchung des Injektionsfalls wurde am oberen Rand der Bohrung ein

konstanter Volumenstrom von 50m3/h mit einer Injektionstemperatur von 85°C angesetzt. Als

Anfangsbedingungen wurde ein hydrostatisches Druckfeld vorgegeben. Das Temperaturfeld

hat am oberen Rand eine Temperatur von 10°C, steigt dann mit 4,17°C/100m bis zur Grenze

des Zechsteins (z=-2400m) an, wo der Gradient auf etwa die Hälfte sinkt. Ab z=-3800m wird

dann wieder der anfängliche Gradient verwendet. Das System ist komplett geschlossen,

lediglich am unteren Rand wurden Druck und Temperaturfelder Randbedingungen

vorgegeben, die den Anfangsbedingungen entsprechen. Nach der Simulation von etwa drei

Tagen ergibt sich im Anschnitt das in Abbildung 3.9 gezeigte Bild. Es ist erkennbar, dass das

85°C warme Wasser auf den obersten 2000m Wärme an das umliegende Gestein abgibt, dann

jedoch umgekehrt Wärme entnimmt.

35

-5 0 5x [m]

-4000

-3000

-2000

-1000

0

z[m

]

TEMP [oC]1701501301109070503010

t=253890s

Abbildung 3.9: Schnitt in der Nähe der Injektionsbohrung nach ca. drei Tagen Injektionszeit.

Die Entwicklung der Temperaturen in der Bohrung zeigt, dass der Einfluss des

umgebenden Gesteins auf die Temperatur des injizierten Fluids schon nach kurzer Zeit

vernachlässigbar ist.

50 100 150 200TEMP [oC]

-5000

-4000

-3000

-2000

-1000

z[m

]

Ungestoerter BereichBohrung (3Tage)Bohrung (18Jahre)

Abbildung 3.10: Temperaturverlauf in der Injektionsbohrung nach ca. drei Tagen

und 18 Jahren Injektionszeit mit 85°C warmem Wasser.

36

3.2.1.2 Verhalten an der Extraktionsbohrung

Für die Untersuchung der Extraktion wurde am oberen Rand der Bohrung eine

konstante Entnahme von 50m3/h angesetzt. Der Zustrom warmem Wassers am unteren Rand

der Bohrung wurde als „unbegrenzt“ angenommen. Dies wurde erreicht durch Setzen von

Druck und Temperaturrandbedingungen in einer Tiefe von 4190m, die den Anfangs-

bedingungen entsprechen. Unter diesen Bedingungen ergibt sich nach ca. drei Tagen das in

Abbildung 3.11 im Schnitt dargestellte Temperaturfeld. Es ist erkennbar, dass das gesamte

Nahfeld der Bohrung deutlich aufgeheizt wurde. Im weiteren Verlauf der Förderung wird sich

dieser Bereich weiter ausdehnen.

-4 -2 0 2 4x [m]

-4000

-3000

-2000

-1000

0

z[m

]

TEMP [oC]1501301109070503010

t=253890s

Abbildung 3.11: Schnitt in der Nähe der Extraktionsbohrung

nach ca. drei Tagen Extraktionszeit.

Interessant ist bei diesem System insbesondere die Auswirkung dieses Wärmeabstroms

auf die Fördertemperatur. Dazu wurde die Fluidtemperatur in der Förderbohrung über die Zeit

verfolgt und als Graph aufgetragen (Abbildung 3.12). Es ist erkennbar, dass bereits sehr

schnell eine recht hohe Fördertemperatur erreicht wird. Es ist zu beachten, dass es sich hierbei

nur um eine Abschätzung handelt, da das Fließverhalten innerhalb der Bohrung nur in Bezug

auf die Massen- und Wärmeenergieerhaltung korrekt betrachtet werden konnte, dass

tatsächliche turbulente Fließverhalten sich der Betrachtung aber entzog. Es ist jedoch legitim,

dieses Ergebnis als konservative Abschätzung zu betrachten, da der Wärmeübergang zur

Wandung hier in seiner maximalen Größe betrachtet wurde. Es ist also anzunehmen, dass der

tatsächliche Anstieg schneller erfolgt als hier ermittelt.

37

102 103 104 105 106 107 108

Time [s]

10

30

50

70

90

110

130

150

Tem

p[o

C]

Abbildung 3.12: Temperaturentwicklung in der Extraktionsbohrung bei konstanter

Zustromtemperatur von 150°C.

3.2.2 Bohrungsanordnung und erzeugte Klüfte

Die Bohrungsanordnung kann in mehreren Parametern variiert werden, dies sind sowohl

der Abstand der Bohrungen voneinander als auch der Winkel der Bohrungsgrundlinie in

Bezug auf die Lage des Hauptspannungsfeldes und damit die Lage der erzeugten Klüfte

(„Fracs“). Des Weiteren kann über die eingesetzte Frac-Technik versucht werden, Fracs mit

bestimmter Größe in verschiedenen Tiefen zu setzen. Dadurch entsteht eine Vielzahl zu

betrachtender Möglichkeiten, deren Umfang nicht zu handhaben ist. Es wurden darum einige

typische Szenarien ausgewählt, um wesentliche Einflussfaktoren aufzuzeigen.

Da die Geologie des Systems in Groß-Schönebeck nur unzureichend bekannt ist und

zudem die Ergebnisse des Primärtests (2001) stark von den Ergebnissen der ursprünglichen

Erkundung (1990) abwichen, war es nicht möglich ein eindeutiges geologisches Modell

aufzubauen. Aus diesem Grunde wurde ein Prinzipmodell verwendet, welches die Ergebnisse

der 1990er Erkundung widerspiegelt. Insbesondere wurde dazu angenommen, dass die

Sandsteine der Rambow-Schichten im Bereich zwischen -4160m und -4211m den

Hauptwasserzufluss liefern. Da mit den Simulationen die Temperaturausbreitung bei

konstanten Volumenströmen untersucht werden sollte, ist die absolute Permeabilität nicht

38

wesentlich, sondern lediglich die Permeabilitätsunterschiede zwischen den Schichten

beeinflussen die Ausbreitung.

Für die Simulationen war es notwendig in Brunnennähe mit einer nur näherungsweisen

Abbildung des Brunnens zu arbeiten. Ansonsten hätten die sehr kleinen Elementlängen (vgl.

vorhergehenden Abschnitt) zusammen mit den hohen Strömungsgeschwindigkeiten zu

exzessiv kleinen Zeitschritten geführt. Dies hätte die Rechenzeiten unpraktikabel gemacht.

Um diesem Problem vorzubeugen, wurde im Modell ein Brunnenradius von 0,3m statt der

realen 0,075m angesetzt. Des Weiteren wurde die erste Elementreihe am Brunnen bereits

0,4m dick gewählt, im Gegensatz zu der hohen Auflösung von 0,0075m in den Injektions-

/Extraktionsuntersuchungen.

Für Auswahl der simulierten Szenarien wurde ein „Standardfall“ entwickelt und von

diesem ausgehend verschiedene Variationen betrachtet. Für den Standardfall wurde folgendes

Setup gewählt:

− 250m Bohrungsabstand

− Fracs senkrecht zur Verbindungslinie zwischen den Brunnen

− Frac-Länge ca. 40m

− Fracs im unteren Sandstein und den Konglomeraten (-4190m bis -4211m)

Hiervon ausgehend wurde einige der Parameter variiert und der Einfluss auf das

Gesamtverhalten untersucht.

3.2.2.1 Standardfall

Für diesen Fall wurde eine Situation mit 250m Brunnenabstand gewählt. Die Brunnen

wurden so angeordnet, dass die künstlich erzeugten Klüfte orthogonal zur Verbindungslinie

zwischen den Brunnen zu erwarten sind, d.h. die Brunnen liegen entlang der Richtung der

kleinsten horizontalen Hauptspannung. Für diesen Fall wurde ein Frac-Szenario

angenommen, bei dem eine Kluft von etwa 40m Länge zu beiden Seiten der Brunnen erzeugt

wird. Diese erstreckt sich über eine Höhe von 40m zwischen -4190m und -4230m, also im

unteren Teil der Sandsteine und in den Konglomeraten. Es wurde eine konstante Förderrate

von 50m3/h für Injektion und Extraktion bei einem stationären Strömungsfeld angesetzt. Für

die thermischen Materialparameter wurden die in Tabelle 3.3 gegebenen Werte verwendet.

Diese wurden um folgende Angaben ergänzt:

39

Tabelle 3.4: Überblick über die zusätzlichen Parameter

Materialgruppe Permeabilität [m2] Porosität [-]

Bohrungsinnenraum >10-6 (kaum Widerstand) 1

Zechstein (bis -3874m) <10-17 (undurchlässig) 0,005

Siltstein (bis -4160m) 10-15 0,005

Sandstein (-bis -4211m) 3⋅10-14 0,095

Konglomerate (bis -4230m) 2⋅10-16 0,05

Obere Vulkanite (bis -4240m) 2⋅10-16 0,05

Untere Vulkanite (bis -4600m) 2⋅10-16 0,04

Als Berechnungsgitter wurde ein System mit etwa 8000 Knoten erstellt, dieses wurde

mit Hilfe des vorab dargestellten Gittergenerators erzeugt. Das Gitter ist in der Nähe der

Brunnen sowie an den Klüften verdichtet, um eine gute Approximierung des Übergangs zu

erreichen. Insgesamt überspannt das Gitter ein Volumen von etwa 4km3.

-4500

-4000z[m

]

-1000

0

1000

x [m]

-1000

0

1000

y [m]

Abbildung 3.13: Berechnungsgitter für die Brunnendoublette.

Ausgehend von diesem Gitter wurde zunächst ein stationäres Strömungsfeld ermittelt,

welches dann als Eingangsituation für die Simulation der thermischen Ausbreitung verwendet

40

wurde. Dazu wurden mit Hilfe des Tools „ rf2tec“ (aus der RockFlow-Distribution) die zuvor

erzeugten Ausgabedateien in neue Eingabedateien umgewandelt.

-4200

-4000

z[m

]

-100

0

100

x[m

]

-100

0

100 y [m]

-4200

-4000

z[m

]

-100

0

100

x[m

]

-100

0

100 y [m]

Abbildung 3.14: Ausbreitung der 100°C-Isotherme nach 1,14⋅107s (links)

und 1,14⋅108s (rechts).

Die Simulation des thermischen Ausbreitungsverhaltens führte insbesondere in der

Nähe der Klüfte und der Brunnen zu numerischen Instabilitäten, die nur mit den neu

geschaffenen Möglichkeiten zur verlustfreien Oszillationsdämpfung unterdrückt werden

konnten. In Abbildung 3.14 ist die Ausbreitung der 100°C-Isofläche vom Injektionsbrunnen

aus zu sehen. Nach 1,14⋅107s (~4 Monate) ist die Wärmefront nur wenig über den Bereich der

Kluft (grün gekennzeichnet) am Injektionsbrunnen hinaus vorgedrungen und zeigt eine stark

durch die Kluft beeinflusste, abgeflachte Form. Nach 1,14⋅108s (~3,5 Jahre) ist der Einfluss

der Kluft auf die Form des Körpers nur noch gering, stattdessen bestimmt das großräumige

Strömungsfeld die Form. Die Isofläche wird bereits deutlich zum Extraktionsbrunnen

gezogen. Abbildung 3.15 zeigt, dass nach etwa 2⋅108s der Durchbruch stattfindet, jedoch noch

über einen längeren Zeitraum Wasser mit einer recht hohen Temperatur gefördert werden

kann. Es ist zu beachten, dass dieses Ergebnis auf der Annahme beruht, dass der gesamte

Sandsteinbereich mit einer Mächtigkeit von 50m als Speicher zur Verfügung steht.

41

1 2E+08 4E+08 6E+08Time [s]

110

120

130

140

150

Tem

pera

tur

[oC

]

Abbildung 3.15: Temperatur des entnommenen Wassers bei

einem Brunnenabstand von 250m.

3.2.2.2 Variierter Bohrungsabstand

Einer der kritischsten Parameter in der Auslegung geothermaler Anlagen ist die

Festlegung des Bohrungsabstandes. Hier wurden in Variation der Standardsituation zusätzlich

Bohrungsabstände von 100m und 500m betrachtet. Alle anderen Parameter und das

prinzipielle Vorgehen sind unverändert übernommen worden.

42

-4200

-4000

z[m

]-100

0

100

x[m

]

-100

0

100 y [m]

-4200

-4000

z[m

]

-100

0

100

x[m

]-100

0

100 y [m]


und 6,9⋅108s (rechts) bei einem Brunnenabstand von 100m.

Bei einem stark verringerten Bohrungsabstand von 100m ist das anfängliche

Ausbreitungsverhalten praktisch identisch mit dem vorhergehenden. Die Ausbreitung wird

nur durch die lokalen Parameter in der Nähe des Brunnens bestimmt und nicht durch die

Ausprägung des Gesamtfließfeldes. Zum späteren Zeitpunkt (~22 Jahre) hat die Kältefront

bereits auf gesamter Breite den Extraktionsbereich erreicht. Das an der Kluft entnommene

Wasser hat nun nur noch eine deutlich verringerte Mischtemperatur. Der Verlauf der

Wassertemperatur in der Entnahmebohrung (Abbildung 3.17) zeigt, dass der initiale

thermische Durchbruch bereits sehr früh erfolgt.

43

1 2E+08 4E+08 6E+08Time [s]

110

120

130

140

150

Tem

pera

tur

[o C]

Abbildung 3.17: Temperatur des entnommenen Wassers

bei einem Brunnenabstand von 100m.

Eine Veränderung des Brunnenabstand auf 500m zeigt eine deutlich andere Situation.

Hierbei wird auch zum Ende des Simulationszeitraums von 22 Jahren noch kein thermischer

Durchbruch festgestellt (Abbildung 3.18).

-4200

-4100

-4000

-3900

z[m

]

-2000

200

x [m]

-1000

100 y[m

]

-4200

-4100

-4000

-3900

z[m

]

-2000

200

x [m]

-1000

100 y[m

]


und 6,9⋅108s (rechts) bei einem Brunnenabstand von 500m.

Dementsprechend zeigt auch der zeitliche Verlauf an der Entnahmebohrung ein

gänzlich anderes Verhalten (Abbildung 3.19). Auch hier wird deutlich, dass der Durchbruch

noch bei weitem nicht erfolgt ist.

Interessant ist es bei der Variation der Brunnenabstände auch die Veränderung der

nötigen Druckdifferenz innerhalb der Doublette zu betrachten. Hierbei wird bei 100m

Brunnenabstand eine Druckabsenkung von 258mWS im Förderbrunnen benötigt, während für

44

das ungleich ergiebigere System mit 500m Brunnenabstand sich die Absenkung lediglich auf

375mWS vergrößert. Diese relativ geringe Vergrößerung der Absenkung ist im wesentlichen

darauf zurückführen, dass das Druckgefälle durch das Nahfeld um die Brunnen und Klüfte

und weniger durch das großräumige Fließfeld bestimmt wird.

1 2E+08 4E+08 6E+08Time [s]

110

120

130

140

150T

emp

erat

ur[o C

]

Abbildung 3.19: Temperatur des entnommenen Wassers bei

einem Brunnenabstand von 500m.

3.2.2.3 Var iier ter Winkel zwischen Grundlinie und erzeugten Klüften

Es kann davon ausgegangen werden, dass die künstlich erzeugten Klüfte in ihrer

Richtung der maximalen horizontalen Hauptspannung folgen. Da das Spannungsfeld im

Raum Groß-Schönebeck in etwa eingeschätzt werden kann, stellt es kein Problem dar eine

Bohrungsanordnung zu wählen, die zu Klüften senkrecht zur Brunnenverbindungslinie führt.

Sollte es jedoch zu unerwarteten Abweichungen von dieser Anordnung kommen, ist es

interessant festzustellen in wie weit dies Auswirkungen auf die Ausbreitung des abgekühlten

Wassers hat. Hierzu wurde wieder das „Standard“-Beispiel variiert, indem der Winkel

zwischen Klüften und Grundlinie auf 0° gesetzt wurde. In Abbildung 3.20 ist die Ausbreitung

der 100°C-Isotemperaturfläche dargestellt. Es ist erkennbar, dass die anfänglich sehr deutliche

Beeinflussung durch die Kluft zwar stark zurück geht, aber bis zum Durchbruch erkennbar

bleibt. Es bleibt offen, ob dies ein wirklich auftretender Effekt ist oder ob hier ein Einfluss des

Rechengitters zu erkennen ist. Dies müsste durch weitere numerische Tests untersucht

werden.

Auch der Vergleich der Durchbruchkurven für die Temperatur am Entnahmebrunnen

(Abbildung 3.21) zeigt das erwartete Verhalten. Mit stärkerem Einschwenken der Klüfte

erfolgt der thermische Durchbruch früher, jedoch ist dieser Effekt klein gegenüber dem

Einfluss des Bohrlochabstandes.

45

-4200

-4000

z[m

]-100

0

100

x[m

]

-100

0

100 y [m]

-4200

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100 y [m]

-4200

-4000

z[m

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-100

0

100

x[m

]

-100

0

100 y [m]

Abbildung 3.20: Ausbreitung der 100°C-Isotherme nach 107s (links), 108s (mitte) und

6,5⋅108s (rechts) bei einem Brunnenabstand von 250m und einem Kluftwinkel von 0°.

1 2E+08 4E+08 6E+08Time [s]

110

120

130

140

150

Tem

per

atu

r[o C

]

0o fracs45o fracs

Abbildung 3.21: Temperatur des entnommenen Wassers bei einem Brunnenabstand von 250m

und einem Winkel zwischen Klüften und Grundlinie von 0° und 45°.

3.2.2.4 Var iier te Kluft-Größe

Ausgehend von der ursprünglichen Konfiguration wurde die Größe der zur Injektion zur

Verfügung stehenden Kluft verringert. Wie zu erwarten ist, erhöht dies sehr deutlich die

nötige Druckdifferenz zwischen Injektions- und Extraktionsbohrung. Die Untersuchung des

thermischen Durchbruchs zeigte jedoch nur eine vernachlässigbare Variation gegenüber dem

Standardfall. Der Durchbruch erfolgte geringfügig früher, jedoch ist der Unterschied

irrelevant im Vergleich zum Einfluss des Bohrungsabstandes. Es kann daraus die Empfehlung

46

abgeleitet werden, die Kluftgröße maximal zu gestalten, um den hydraulischen Widerstand

des Systems zu minimieren. Ein wesentlicher Einfluss auf das thermische Verhalten ist nur zu

erwarten, falls sich die erzeugten Klüfte berühren sollten. Dies würde zu einem extrem

schnellen Durchbruch führen, falls nicht ein sehr großer Brunnenabstand gewählt wurde.

47

4 Zusammenfassung Im Rahmen dieses Projektes hat sich gezeigt, dass in dem zehnjährigen Zeitraum

zwischen ursprünglicher Erkundung der Bohrung und der Wiederaufwältigung eine lokale

Veränderung der Materialeigenschaften stattgefunden haben muss. Dies machte erhebliche

Umstrukturierungen im Ablauf des Gesamtprojektes nötig und betraf auch die Möglichkeiten

zur Simulation des geothermischen Speichers.

Da die zugrunde liegenden Daten für die Geologie des Systems durch die eventuelle

Zementation der Bohrung und die anschließenden Arbeiten, bei denen versucht wurde diese

zu entfernen, nicht mehr als gesichert angesehen werden konnten, wurde der Simulation die

Datengrundlage teilweise entzogen. Es wurde dennoch versucht auf der Basis der

vorhandenen Informationen qualitative Aussagen zu erzielen.

Das Projekt konnte erfolgreich dazu genutzt werden, um begleitend zur

Versuchsabwicklung die numerischen Werkzeuge weiter zu entwickeln. Neben Werkzeugen

zur einfachen Gittergenerierung wurde auch die physikalische Modellbildung und die

Numerik weiter vorangetrieben. Zur besseren Beschreibung von natürlich geklüfteten

Systemen wurde das numerische Modell um die Möglichkeit erweitert, das Druckfeld auf der

Basis eines gekoppelten Ansatzes für diskret dargestellte Klüfte und multiple poröse Kontinua

zu berechnen. Es wurden Materialkopplungsansätze verwirklicht, die es ermöglichen die

Auswirkungen eines veränderten Porenwasserdruckes auf Permeabilitäten und Speicher-

koeffizienten parametrisiert zu beschreiben. Im Bereich der Numerik wurde das Modell um

die Möglichkeit erweitert, Bilanzen für Stoff- und Energieflüsse über beliebige Gebietsränder

zu erstellen. Dies ist insbesondere für die Betrachtung der thermischen Langzeitentwicklung

äußerst hilfreich. Des Weiteren wurden Methoden zur bilanzerhaltenden Unterdrückung von

Oszillationen entwickelt, die es ermöglichen auch in numerisch kritischen Situationen noch

sinnvolle Ergebnisse zu liefern.

Aufbauend auf den entwickelten Werkzeugen wurden Simulationsrechnungen

durchgeführt, die die Auswertung des im Frühjahr 2001 durchgeführten Primärtests

begleiteten. Da die daraus resultierenden Ergebnisse aufgrund der vorgefundenen

Bohrungsschädigung nicht mit den ursprünglichen Erkundungsdaten in Einklang zu bringen

waren, wurden die Szenarienrechnungen für das geothermische Gesamtsystem unter der

Annahme durchgeführt, dass es gelingen würde durch Stimulationsmaßnahmen die

ursprünglichen Ergiebigkeiten wieder zu erreichen. Bei diesen Simulationen konnte

festgestellt werden, dass die Schichtdicke des leitfähigen Bereichs und der Brunnenabstand

alle anderen Parameter in ihrem Einfluss bei weitem Überdecken. Falls also tatsächlich ein

permeabler Sandsteinbereich von 50m Dicke angeschlossen werden kann, bleibt nur die

Variation des Brunnenabstands als zu optimierender Parameter.

48

5 Literatur Barenblatt, G. E., Zhelto, I. P. & Kochina, I. N. (1960) Basic Concept on the Theory of

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Thorenz, C. (2001): Model Adaptive Simulation of Multiphase and Density Driven Flow in

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Elektronisches Rechnen im Bauwesen der Universität Hannover.

1

Geothermischer Strom- und Wärmebereitstellung - Eine ökologische Analyse –

Geothermal Heat and Power – An Environmental Analysis-

SILKE ROGGE1 UND MARTIN KALTSCHMITT2, 1Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung (IER), Universität Stuttgart, 2Institut für Energetik und Umwelt (IE) gGmbH, Leipzig

1 EINLEITUNG................................................................................................................................................2

2 UNTERSUCHTE TECHNOLOGIEN.........................................................................................................2

2.1 GEOTHERMISCHE STROMERZEUGUNG ......................................................................................................2 2.2 VERGLEICHSTECHNOLOGIEN ....................................................................................................................4

3 UMWELTANALYSE....................................................................................................................................4

3.1 METHODIK UND SYSTEMANNAHMEN........................................................................................................4 3.2 ERGEBNISSE DER ÖKOBILANZEN ..............................................................................................................6

4 SCHLUSSBETRACHTUNG ......................................................................................................................11

Abstract

Bedingt durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) ist die geothermische Stromerzeugung in den letzten beiden Jahren immer mehr in den Brennpunkt des Interesses gerückt. Damit gewinnen auch Fragen nach den mit dieser Möglichkeit einer Nutzung regenerativer Energien verbundenen Kosten und Umweltaspekten zunehmend an Bedeutung. Daher werden im Folgenden ausgewählte Umwelteffekte – bestimmt im Verlauf des gesamten Lebensweges – einer ausschließlichen geothermischen Strom- und einer gekoppelten Strom- und Wärme-bereitstellung (KWK) unter den in Deutschland vorliegenden Bedingungen im Vergleich zur Nutzung anderer regenerativer und fossiler Energien analysiert. Insgesamt zeigt sich dabei u. a., dass eine geothermische Stromerzeugung signifikant zu einer Reduktion der hier untersuchten Umwelteffekte (u. a. Beitrag zum anthropogenen Treibhauseffekt) – im Vergleich zu einer Strom- bzw. Strom- und Wärmebereitstellung aus fossilen Energieträgern – beitragen kann.

Abstract:

Due to the feed-in law electricity generation from geothermal energy became more and more important within the last couple of years. Based on this also questions concerning the environmental impact of this option using renewable sources of energy gaining more and more public interest. Therefore the aim of this paper is it to assess selected environmental effects based on a life cycle analysis (LCA) for a geothermal electricity generation as well as for a combined heat and electricity production (CHP) from geothermal energy under German frame conditions. The results of this environmental analysis are compared to an electricity generation based on other options using renewable as well as fossil fuel energy. The paper makes it obvious that geothermal energy provision can contribute significantly to the reduction of the environmental effects investigated here (like contribution to the anthropogenic greenhouse effect) compared to an electricity an heat production from fossil fuel energy.

2

1 Einleitung

Mit dem Ziel die Treibhausgasemissionen in ihrem Anstieg zu verringern oder wenigstens zu verlangsamen, gewinnt die geothermische Stromerzeugung im Speziellen und eine Stromerzeugung aus anderen regenerativen Energien i. Allg. immer mehr an Bedeutung. Ein wesentlicher Vorteil einer Stromerzeugung aus Erdwärme im Vergleich beispielsweise zu einer Stromerzeugung aus Windkraft oder Solarstrahlung liegt dabei in der ständigen und damit von jahres- und tageszeitlichen Schwankungen unabhängigen Verfügbarkeit der Erdwärme. Eine geothermische Stromerzeugung steht zeitlich nachfrageorientiert zur Deckung des Verbrauchs zur Verfügung. Wesentlicher Nachteil sind jedoch die noch ver-gleichsweise hohen Kosten einer Strom- bzw. Strom- und Wärmebereitstellung /ROGGE & KALTSCHMITT 2002/. Diese z. T. erheblichen Mehrkosten im Vergleich beispielsweise zu einer Stromerzeugung aus Steinkohle sind vor dem Hintergrund des politischen Ziels einer Reduktion der energiebedingten Umweltauswirkungen nur dann politisch und gesellschaftlich zu rechtfertigen, wenn dadurch die Umwelt signifikant entlastet wird. Zur Beurteilung, inwieweit die geothermische Stromerzeugung zu einem umweltfreundlicheren Energiesystem beitragen kann, werden also Informationen über die Umwelteffekte – im Verlauf des gesamten Lebensweges – benötigt. Die folgenden Ausführungen sollen diese Informationen für die geothermische Stromerzeugung im Vergleich zur Stromerzeugung aus anderen erneuerbaren und fossilen Energien bereitstellen.

Dazu werden zuerst die näher untersuchten Technologien beschrieben, die für typische Anwendungsfelder in Deutschland nach dem gegenwärtigen Stand der Technik definiert werden. Für diese sogenannten Referenztechniken wird dann eine detaillierte Lebens-zyklusanalyse durchgeführt. Dazu werden zunächst wesentliche Grundlagen der Ökobilanz dargestellt; auch werden zusätzlich die entsprechenden Systemfestlegungen getroffen. Auf der Grundlage der Ergebnisse dieser Ökobilanzen kann dann die geothermische Stromerzeugung im Vergleich zu anderen Optionen bewertet werden.

2 Untersuchte Technologien

Ökologische Auswirkungen einer Nutzung einzelner Energieträger bzw. Energieströme zur Stromerzeugung hängen stark von der eingesetzten Energiewandlungstechnik und der Betriebsweise ab. Deshalb werden nachfolgend sogenannte Referenztechniken für die einzelnen Stromerzeugungsoptionen definiert.

2.1 Geothermische Stromerzeugung

Das Erschließen tief liegender Speichergesteine, welche sich u. a. zur Erzeugung von elektrischer Energie und/oder zur Wärmebereitstellung eignen, kann im Wesentlichen durch die nachfolgenden zwei unterschiedlichen Techniken bzw. Verfahren realisiert werden.

• Stromerzeugung aus klüftig-porösen Speichern. Die Errichtung einer Dublette zum Aufschluss eines Heißwasseraquifers (d. h. klüftig-poröser Speicher) zur Nutzung des Thermalwassers für balneologische Zwecke oder zur Raumheizung kann, sofern genügend hohe Temperaturen im Aquifer vorliegen und eine ausreichende Förderrate z. B. durch eine Stimulation realisierbar ist, auch zur Stromerzeugung genutzt werden. Dieser Ansatz wird in den Projekten Altheim, Speyer, Unterhaching, Offenbach/Pfalz und Groß-Schönebeck verfolgt /KALTSCHMITT & SCHRÖDER 2002/.

• Stromerzeugung mit der HDR-Technologie im Kristallin. Bei der HDR (Hot Dry Rock)-Technologie wird ein großer Wärmeübertrager im Kristallin durch das Fracen des Grund-

3

gebirges künstlich geschaffen. Anschließend wird im Kreislauf zirkulierendes Wasser in den dadurch geschaffenen bzw. verbundenen Klüften und Spalten erwärmt. Es kann dann für eine geothermische Strom- und/oder Wärmeerzeugung genutzt werden. Die HDR-Technologie wurde in Soultz erheblich weiter entwickelt und soll nun u. a. in Bad Urach unter anderen Randbedingungen eingesetzt werden /KALTSCHMITT & SCHRÖDER 2002/.

In Abbildung 1 sind die beiden prinzipiellen Möglichkeiten einer geothermischen Stromer-zeugung und einer gekoppelten Strom- und Wärmeerzeugung der übertägigen Anlagenkonfi-guration schematisch dargestellt.

Förderbohrung Injektionsbohrung

ORC - Anlage

Thermalwasserkreislauf

G

Förderbohrung Injektionsbohrung

ORC - Anlage

Nahwärmenetz

Thermalwasserkreislauf

G

Abbildung 1: Prinzipdarstellung: Stromerzeugung (links) und gekoppelte Strom- und Wärmeerzeugung (rechts) /ROGGE & KALTSCHMITT 2002/

Figure 1: Principal description: Electricity generation (left) and combined heat- and electricity (CHP) generation (right) /ROGGE & KALTSCHMITT 2002/

Die hier näher betrachtete geothermische Energiebereitstellung erfolgt an einem Standort im Norddeutschen Becken. Dazu wird ein klüftig-poröser Speicher in einer Tiefe von 4 500 m, der durch eine Förder- und eine 1 500 m entfernte Injektionsbohrung erschlossen wird, betrachtet (Abbildung 1). Der Förderhorizont wird – aufgrund zu geringer Permeabilität und Ergiebigkeit – stimuliert; dadurch kann eine Fördermenge von 100 m3/h erreicht werden. Am Standort liegt ein durchschnittlicher geothermischer Gradient von 3,5 °C pro 100 m vor. Bei einer Bohrtiefe von 4 500 m hat damit das geförderte Wasser eine Temperatur von rund 150 °C. Die elektrische Energie zum Betrieb der Förderpumpe (Leistung 230 kW bei einem Produktivitätsindex von 100 PI /LEGARTH 2002/) wird von der ORC-Anlage zur Verfügung gestellt. Unter diesen Bedingungen ergibt sich ein jährlicher Nettostromertrag von 4 950 MWh. Die Lebensdauer der Anlage beträgt 30 Jahre.

Insgesamt werden die folgenden vier Fälle einer oberirdischen Komplettierung betrachtet.

• Fall A. Die hier unterstellte ausschließliche Strombereitstellung aus Erdwärme erfolgt mittels einer ORC-Anlage (Organic-Rankine-Cycle) mit oben beschriebenen Leistungen. Die Stromerzeugungsanlage wird in der Grundlast mit 7 500 h/a betrieben. Der Eigen-bedarf an elektrischer Energie wird durch die Stromerzeugung selbst bereit gestellt.

• Fall B. Hier wird eine gekoppelte Strom- und Wärmebereitstellung unterstellt. Es wird von einem ORC-Prozess und einem Fördervolumen von 100 m3/h ausgegangen und wie in Fall A die Strombereitstellung vollkommen ausgenutzt. Zusätzlich wird die anfallende Niedertemperaturwärme (ca. 70 °C) an Haushaltskunden, die in einer nach dem Niedrig-energiestandard gebauten Wohnsiedlung leben, mit einer Volllaststundenzahl von 1 900 h/a über ein Nahwärmenetz (Rücklauftemperaturen ca. 45 °C) abgesetzt. Die

4

Grundlast dieses Nahwärmenetzes wird durch Geothermie (2,8 MW) und die Spitzenlast durch zwei mit fossilen Brennstoffen befeuerte Heizkessel mit je 3 MW abgedeckt.

• Fall C. Neben der vollständigen Ausnutzung der Stromerzeugungsanlage wie in Fall A, wird hier eine industrielle Nutzung (3 500 h/a) der anfallenden Niedertemperaturwärme bei einer Rücklauftemperatur von 35 °C unterstellt. Ein Spitzenlastkessel ist nicht erfor-derlich. Der Abnehmer wird über eine 500 m lange Leitung versorgt.

• Fall D. Hier wird ein – ebenfalls in 500 m Entfernung vom geothermischen Heizkraftwerk liegender – Industriebetrieb mit Prozesswärme versorgt (3 500 h/a, 110 °C/60 °C Vorlauf- bzw. Rücklauftemperatur). Die Wärmegrundlast stammt aus Erdwärme; dadurch reduziert sich die mögliche Strombereitstellung der KWK-Anlage. Die Spitzenlast von 2 200 MWh/a wird über einen konventionellen Heizkessel bereitgestellt, wobei auch hier aus Gründen der Versorgungssicherheit ein zweiter Kessel vorhanden ist /ROGGE & KALTSCHMITT 2002/.

2.2 Vergleichstechnologien

Für die weiteren hier untersuchten Optionen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien werden folgende Referenztechniken unterstellt: ein Windkraftkonverter im Binnenland, eine Photovoltaik-Dachanlage auf Basis von Modulen aus multikristallinem Silizium, ein kleines Flusskraftwerk (Laufwasseranlage) und eine mit Waldrestholz befeuerte Biomasseanlage zur ausschließlichen Stromerzeugung) /KALTSCHMITT, WIESE & STREICHER 2003/. Zum Ver-gleich mit einer Stromerzeugung in mit fossilen Brennstoffen befeuerten Kraftwerken werden zusätzlich auch ein modernes Steinkohle-Dampfkraftwerk und ein modernes Erdgas-GuD-Kraftwerk nach /KALTSCHMITT, WIESE & STREICHER 2003/ bilanziert.

3 Umweltanalyse

Nachfolgend wird zunächst kurz auf die Methodik der Ökobilanzierung und die zugrunde liegenden Systemannahmen eingegangen. Anschließend werden die Ökobilanzergebnisse der untersuchten Technologien diskutiert.

3.1 Methodik und Systemannahmen

Methodik. Um die Umwelteffekte einer Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien um-fassend im Vergleich untereinander analysieren zu können, müssen die Umweltbelastungen der einzelnen Bereitstellungs- und Nutzungs-Systeme im Verlauf des gesamten Lebenswegs erhoben werden. Dies ist mit Hilfe der Ökobilanzierung möglich. Dabei werden im Rahmen einer solchen Ökobilanz oder eines Life Cycle Assessment (LCA) nicht nur die direkten Umweltbelastungen infolge der eigentlichen Energieumwandlung berücksichtigt. Vielmehr werden auch die Umweltauswirkungen von allen vor- und ggf. nachgelagerten Prozessstufen (Brennstoffgewinnung, Transport, Entsorgung) betrachtet. Auch Prozesse, die nur indirekt an der Energiebereitstellung beteiligt sind, wie z. B. die Herstellung von Materialien oder die Bereitstellung von Infrastruktur, werden erfasst. Um den kompletten Lebensweg zu bilanzieren wird die Methode der Hybrid-Ökobilanzierung verwendet /MARHEINEKE 2002/

Eine Ökobilanz besteht nach DIN EN ISO 14040 /DIN EN ISO 14040 1997/ aus den vier Schritten: Festlegung des Ziels und des Untersuchungsrahmens, Sachbilanz, Wirkungsab-schätzung und Interpretation. Demnach wird nach der entsprechenden Festlegung der Rahmenbedingungen einer derartigen Untersuchung in der Sachbilanz ein Inventar aller In-

5

und Outputströme, die bei der Bereitstellung des untersuchten Produktes bzw. der betrach-teten Dienstleistung auftreten, erstellt. Ausgehend davon können im Rahmen der Wirkungsab-schätzung Wirkungsindikatorwerte quantifiziert werden. Dazu werden alle Stoffströme, die einen bestimmten Wirkungsbereich (z. B. Treibhauseffekt, Versauerung) beeinflussen, mit ihrem jeweiligen Gewicht zu einem Indikator für diesen Bereich aggregiert. Die in den einzelnen Schritten erarbeiteten Ergebnisse werden anschließend interpretiert, diskutiert und ggf. bewertet.

Bei Fall B, C und D werden die beiden Produkte "Strom" und "Wärme" in Kuppelproduktion bereitgestellt. Aus Vergleichsgründen müssen die Ergebnisse aber auf einen bestimmten End-energieträger bezogen werden. Dies wird hier durch eine Allokation realisiert; darunter wird die Zuordnung von Inputs (z. B. Energieverbrauch) und Outputs (z. B. Emissionen) auf die verschiedenen Produkte, die durch den gleichen Prozess hergestellt werden, nach bestimmten Regeln verstanden /ROGGE & KALTSCHMITT 2003/.

Dazu werden zwei unterschiedliche Varianten untersucht. Zum Einen wird eine Allokation entsprechend der Energiemenge realisiert (d. h. Strom und Wärme werden gleichgewichtig behandelt). Unberücksichtigt bleibt bei einer solchen üblicherweise realisierten Betrachtung jedoch, dass elektrische Energie – im Unterschied zu der in Kuppelproduktion anfallenden Niedertemperaturwärme – ausschließlich Exergie darstellt. Deshalb wird zum Anderen eine Aufteilung der Emissionen auf Strom und Wärme entsprechend dem Exergiegehalt realisiert. Dabei wird unterstellt, dass elektrische Energie eine Exergie von 1 aufweist. Demgegenüber ist der Exergiegehalt der Niedertemperaturwärme von der Temperatur abhängig und deutlich kleiner als 1 /JUNGBLUTH 2002/.

Systemannahmen. Der Lebensweg, der hier im Rahmen einer Ökobilanz einer Stromer-zeugung aus erneuerbaren Energien bilanziert wird, umfasst den Bau, den Betrieb und den Abriss der untersuchten Kraftwerke bzw. Konversionsanlagen. Dabei werden alle relevanten, im Verlauf des Lebenswegs benötigten Stoffe einschließlich ihrer Produktion, sämtlicher anfallender Transporte und der benötigten Infrastruktur berücksichtigt. Weiterhin werden auch die Dienstleistungen (Planung, Instandhaltung usw.) in der Bilanz berücksichtigt.

Die Daten der Input-Output-Rechnung beziehen sich dabei auf Deutschland 1997 /STATISTI-SCHES BUNDESAMT 2002 I/ bzw. 1999 /STATISTISCHES BUNDESAMT 2002 II/. Als funktionelle Einheit für die Analyse der Stromerzeugung aus regenerativen Energien wird die Bereit-stellung von 1 GWh Strom ab Klemme Kraftwerk gewählt. Die Versorgungssicherheit der Strombereitstellung ist dabei nicht berücksichtigt. Für die im Lebensweg eingesetzte elektri-sche Energie wird der deutsche Strommix von 1999 angesetzt. Die Herstellung der Basismate-rialien erfolgt nach dem technischen Stand in Mitteleuropa.

Wirkungsabschätzung. Die für die Untersuchung einer Energiebereitstellung aus regenera-tiven Energien herangezogenen Wirkungsgrößen sind der anthropogene Treibhauseffekt, die Versauerung von Böden und Gewässern und der kumulierter fossile Primärenergieaufwand (d. h. Verbrauch erschöpflicher Energieträger) (Tabelle 1).

6

Wirkungskategorie Wirkungsindikator Substanzen Anthropogener Treibhauseffekt CO2-Äquivalente Kohlenstoffdioxid a, Methan, Distickstoff-

oxid, SF6, CF4, C2F6 usw. Versauerung von Böden und Gewässern

SO2-Äquivalente Schwefeldioxid, Stickstoffoxide, Chlorwas-serstoff, Ammoniak usw.

Kumulierter fossiler Energieaufwand

Primärenergie Erdöl, Steinkohle, Braunkohle, Erdgas, Uranb

a das in der Biomasse gebundene CO2 wird nicht ausgewiesen, b Strom aus Kernenergie wird über einen Wirkungsgrad von 33 % in Primärenergie umgerechnet.

Tabelle 1: Zusammenstellung der untersuchten Parameter

Table 1: List of the analysed parameters

3.2 Ergebnisse der Ökobilanzen

Fallstudien. Abbildung 2 zeigt die Ergebnisse der Wirkungsabschätzungen für die Fälle A, B, C und D. Dabei werden die Koppelprodukte Strom und Wärme entsprechend dem Energie-inhalt bewertet.

Die CO2-Äquivalente (Abbildung 2, links) liegen demnach bei den untersuchten Fällen zwi-schen minimal rund 19 g/kWhel (Fall C) und maximal etwa 79 g/kWhel (Fall A). Maximale Werte nehmen die Emissionen dann ein, wenn entweder

• wie im Fall A nur elektrische Energie bereitgestellt wird (d. h. alle anfallenden Emissio-nen werden dem (geringen) Stromertrag angelastet) oder

• wie im Fall D eine hohe Wärmenachfrage gegeben ist, die nur durch eine Zufeuerung mit fossilen Energieträgern gedeckt werden kann.

Kann demgegenüber die Wärme mit einer hohen Volllaststundenzahl genutzt werden, ohne dass eine Zufeuerung fossiler Energieträger notwendig wird (Fall C), dann werden die Emissionen minimal. Dies gilt trotz der Tatsache, dass hier – im Vergleich beispielsweise zum Fall A – zusätzlich weitere Systemkomponenten (u. a. Wärmeübertrager, Wärmeleitung) benötigt werden. Die CO2-Äquivalente werden dabei von den CO2-Emissionen dominiert; Methan und Lachgas haben kaum einen Einfluss auf die gesamten Klimagasfreisetzungen.

Dabei können die CO2-Äquivalente der hier untersuchten Fälle durch den Bau – und hier im Wesentlichen durch den Bau der untertägigen Anlagenteile (im Wesentlichen die Bohrungen) – oder durch den Betrieb dominiert werden (Abbildung 2). Ersteres ist dann der Fall, wenn für den Anlagenbetrieb keine fossilen Energieträger benötigt werden (Fall A und C). Müssen demgegenüber zur Sicherstellung der Wärme-Spitzenlast Öl oder Gas eingesetzt werden, be-stimmt der Anlagenbetrieb – in Abhängigkeit des Anteils der aus fossilen Energieträgern durch das Geothermie-Kraftwerk bereitgestellten Endenergie – das Bilanzergebnis (Fall B und D). Demgegenüber ist der Einfluss des Abrisses und der Entsorgung der oberirdischen Anlagenteile auf das Bilanzergebnis von untergeordneter Bedeutung.

7

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

Fall A Fall B Fall C Fall D

CO 2

-Äqu

iv. i

n g

/kW

h el

AbrissBetriebBau ÜbertageBau Untertage

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

Fall A Fall B Fall C Fall D

SO2-Ä

quiv

. in

mg/

kWh e

l


Abbildung 2: CO2- (links) und SO2-Äquivalente (rechts) der untersuchten Fallbeispiele (Daten nach /Rogge & Kaltschmitt 2003/)

Figure 2: CO2-Equivalents (left) and SO2-Equivalents (right) from the analysed case studies (data from /Rogge & Kaltschmitt 2003/)

Die SO2-Äquivalente (Abbildung 2, rechts) variieren ebenfalls innerhalb einer großen Bandbreite. Mit rund 422 mg/kWhel werden sie bei einer ausschließlichen Stromerzeugung (Fall A) maximal, da hier – wie bei den CO2-Äquivalenten – die durch den Bau der Anlage dominierten Emissionen auf eine im Vergleich zu den drei anderen Fällen geringere bereitgestellte Endenergie (d. h. ausschließlich elektrische Energie) umgerechnet werden. Demgegenüber sind mit etwa 100 mg/kWhel die SO2-Äquivalente beim Fall C deutlich niedriger – wegen der hier deutlich größeren Endenergiebereitstellung infolge der unter-stellten Kraft-Wärme-Kopplung. Auch die Emissionen mit versauernder Wirkung werden primär verursacht durch den Bau der untertägigen Anlagenteile und – bei dem Fall B und D – durch die Nutzung fossiler Energieträger zur Spitzenlastbereitstellung.

Wird exemplarisch eine ausschließliche Strombereitstellung detaillierter betrachtet (Fall A), wird deutlich, dass die CO2-Äquivalete primär durch den Energieverbrauch zum Abteufen der Bohrung verursacht werden (ca. 34 % der CO2-Äquivalente; Abbildung 3). Ein weiterer signifikanter Anteil von 32 % wird bei der Bereitstellung des für die Bohrungen benötigten Materials freigesetzt (u. a. Stahl-, Beton-, Bentonitbereitstellung; in Abbildung 3 mit Bau Injektions- bzw. Förderbohrung bezeichnet). Die verbleibenden Emissionen aus der untertägigen Anlage resultieren aus dem Antransport der Rohre und der Bohrgeräte, der Materialbereitstellung für die Thermalwasserpumpen, der Stimulation und der Errichtung des Bohrplatzes. Demgegenüber beeinflussen der Bau der übertägigen Anlage, der gesamte Betrieb und die Entsorgung die Klimagasemissionsbilanzen geringer (19 % der CO2-Äquivalente).

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Energiebedarf Bohrung

34%

Bau Übertägige Anlage

3%Anlage zur Strombereit-

stellung6%

Untertägige Anlage15%

Betrieb gesamt 10%

Entsorgung geamt0%

Bau Injektionsbohrung

16%

Bau Förderbohrung

16%

Abbildung 3: Anteile der CO2-Äquivalente beim Fallbeispiel A

Figure 3: Shares of CO2-Equivalents in case study A

Sensitivitätsanalyse. Am Beispiel einer ausschließlichen Strombereitstellung (Fall A) werden nachfolgend die Einflüsse unterschiedlicher ergebnisbestimmender Parameter exemplarisch auf die CO2-Äquivalente aufgezeigt.

Bohrtiefe und Temperatur. Bei den diskutierten Analysen wird von einem geothermischen Gradienten von 3,5 °C/100 m ausgegangen. Daraus berechnet sich hier für eine bestimmte Bohrlochkopf-Temperatur mit rund 5 % Verlusten die notwendige Bohrtiefe. Durch eine Variation dieser Bohrtiefe (Abbildung 4) verändert sich somit die erreichbare Bohrlochkopf-Temperatur und dadurch auch die Leistung der ORC-Anlage.

Bei geringeren als in Fall A unterstellten Bohrtiefen – und damit geringeren Temperaturen (d. h. unter 150 °C) – steigen dabei die Klimagasemissionen signifikant an (d. h. geringerer Stromertrag bei nicht proportional sinkenden Emissionen). Mit weiter zunehmenden Tiefen (d. h. über 150 °C ansteigende Temperaturen) gehen demgegenüber die Emissionen zurück (d. h. überproportional zu dem Emissionsanstieg aus dem Bau der untertägigen Anlage zunehmender Stromertrag). Dieses Verhalten ist dabei bei allen hier untersuchten luftgetragenen Stofffreisetzungen erkennbar.

Volumenstrom. Der förderbare Volumenstrom bestimmt ebenfalls die Leistung einer ORC-Anlage wesentlich. Abbildung 4 zeigt deshalb auch den Einfluss des Volumenstroms auf die CO2-Äquivalente.

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0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

50 100

150

200

Fördervolumen in m³/h

CO 2

- Äqu

iv. i

n g/

kWh e

l

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

3750

m;1

25°C

4500

m;1

50°C

5250

m;1

75°C

6000

m;2

00°C

Tiefe in m und Fördertemperatur

in °C

CO2-Ä

quiv

. in

g/kW

h el

020406080

100120140160180

2500

3000

3500

4000

4500

Teufe in m

CO 2

- Ä

quiv

. in

g/kW

h el

Abbildung 4: Abhängigkeit der CO2-Äquivalente beim Fallbeispiel A von der Bohrlochkopf-Temperatur (links), vom förderbaren Volumenstrom (Mitte) und der Teufe (rechts)

Figure 4: CO2-Equivalents of case study A depending on the temperature (left) and on the volume of the thermal water (middle) and the depth (right)

Demnach wirkt sich die Veränderung des Fördervolumens auf die Klimagasbilanzen bei kleineren Fördervolumen sehr viel stärker als aus bei größeren Fördervolumen-Strömen. So sinken beispielsweise die CO2-Äquivalente bei einer Zunahme des Fördervolumens von 50 auf 100 m3/h von knapp 170 g/kWhel auf rund 79 g/kWhel; sie gehen bei einer weiteren Zunahme des Volumenstroms weiter – wenn auch nicht mehr so stark – zurück. Diese grundsätzliche Tendenz zeigt sich auch bei den SO2-Äquivalenten.

Geothermischer Gradient. Durch den Einfluss geothermischer Anomalien, wie sie u. a. im Oberrheingraben vorkommen, aufzuzeigen, kann die im Fall A unterstellte 150° C Bohrloch-kopf-Temperatur in unterschiedlichen Tiefen (2 500 bis 4 500 m) angetroffen werden; Abbil-dung 4 zeigt den entsprechenden Einfluss einer Variation dieser Größe auf die CO2-Äquiva-lente. Demnach werden – unter sonst gleichen Randbedingungen – bei einer Tiefe von 4 500 m beispielsweise CO2-Äquivalente von 79 g/kWhel und bei 3 000 m von knapp 52 g/kWhel freigesetzt. Damit sinken bzw. steigen die hier untersuchten Stofffreisetzungen mit geringerer bzw. größerer Bohrtiefe merklich. Die selben Effekte sind auch bei den anderen untersuchten Stofffreisetzungen erkennbar.

Organisches Kreislaufmedium der ORC-Anlage. Organische Kreislaufmittel, wie sie in ORC–Anlagen eingesetzt werden, besitzen z. T. außerordentlich hohe Treibhauspotenziale. In Anlehnung an die übliche Vorgehensweise wurde beim Fall A ausschließlich die Herstellung dieses Betriebsmittels und seine Entsorgung berücksichtigt (d. h. leckagefreier Betrieb). Demgegenüber wird z. B. für heutige Wärmepumpen und Kälteanlagen eine Verlustrate von 8 % pro Jahr und als zukünftiger Zielwert 2 % pro Jahr angegeben /FRISCHKNECHT 1999/. Werden diese Angaben auf die hier unterstellten ORC-Anlagen übertragen, errechnet sich bei einer Leckage von 2 % eine Emission von 7,6 mg/kWhel an CO2-Äquivalenten und bei 8 %

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von knapp 32 mg/kWhel. Bei gesamten Emissionen an CO2-Äquivalenten von knapp 79 g/kWhel sind die Emissionen damit rund drei Größenordnungen geringer und folglich näherungsweise vernachlässigbar.

Allokationsverfahren. Im Folgenden wird zusätzlich der Einfluss des gewählten Allokations-verfahrens untersucht. Hierbei wird um den Einfluss der Allokationen abzuschätzen, neben der energetischen auch eine exergetische Allokation durchgeführt (Abbildung 5). Demnach erhöhen sich beispielsweise die CO2-Äquivalente bei einer exergetischen im Vergleich zu einer energetischen Allokation bei den KWK-Varianten (Fall B, C und D) deutlich. Dies liegt primär darin begründet, dass bei der exergetischen Allokation die Klimagasfreisetzungen der geothermischen KWK-Anlage auf einen kleineren Output bezogen werden, da hier – im Unterschied zur energetischen Allokation – die Wärme mit einer kleineren Wertigkeit wie elektrische Energie in die Berechnungen eingeht. Die Emissionen die durch den Betrieb der Anlage hervorgerufen werden, stammen bei der exergetischen Betrachtung für Fall B und D vor allem aus der Verbrennung der fossilen Brennstoffe in der Spitzenlastanlage und bei Fall D machen sie einen Anteil von knapp 65 % an den gesamten CO2-Äquivalenten aus.

0

20

40

60

80

100

120

140

160

FallA

FallB

FallC

FallD

CO2-Ä

quiv

.in g

/kW

h el


0

20

40

60

80

100

120

140

160

FallA

FallB

FallC

FallD

CO2-Ä

quiv

. in

g /k

Wh e

l


Abbildung 5: Vergleich der energetischen (links) mit der exergetischen (rechts) Allokation

Figure 5: Comparison of the energetic (left) and exergetic (right) allocation

Vergleich mit anderen Strom- und Wärmebereitstellungssystemen. Eine geothermische Stromerzeugung kann auch verglichen werden mit einer Stromerzeugung aus anderen fossilen Energieträgern und regenerativen Energien. Beispielsweise liegen die Treibhausgasemissio-nen (CO2-Äquivalente) einer Stromerzeugung in einem mit Steinkohle bzw. mit Erdgas be-feuerten Kraftwerk bei 878 bzw. 399 g/kWhel. Demgegenüber liegen sie – je nach den jewei-ligen Randbedingungen vor Ort – bei einer Stromerzeugung aus Wasser bei 10 bis 17 g/kWhel, aus Wind bei 23 bis 46 g/kWhel und aus Sonne (PV) bei rund 105 bis 217 g/kWhel (Abbildung 6) /KALTSCHMITT ET AL 2003/. Demgegenüber liegen die CO2-Äqui-valent-Emissionen einer Stromerzeugung aus Biomasse bei rund 60 g/kWhel (Abbildung 6). Verglichen damit liegen die Treibhausgasemissionen (CO2-Äquivalente) einer geothermi-schen Stromerzeugung mit rund 20 bis 80 g/kWhel auf einem ebenfalls geringen Niveau.

Deutlich wird auch, dass die Emissionen bei den mit fossilen Energieträgern befeuerten Anlagen primär durch den Anlagenbetrieb und bei den Optionen zur Nutzung regenerativer Energien durch die Anlagenerrichtung bestimmt werden. Dies gilt nur dann nicht, wenn die

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bereitgestellte Energie frei Anlagenausgang bestimmt wird durch eine kombinierte Nutzung fossiler Energieträger und regenerativer Energien (z. B. Fall B und D).

ErdgasSteinkohle

Biomasse großBiomasse klein

PV amorphPV monoWind gut

Wind ungünstigWasser großWasser klein

Geothermie AGeothermie BGeothermie CGeothermie D

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900Äquivalent-Emissionen in g/kWh

BauBetriebAbriss

Abbildung 6: Vergleich der CO2-Äquivalente unterschiedlicher Stromerzeugungsoptionen /KALTSCHMITT ET AL 2003/

Figure 6: Comparison of the CO2-Equivalents of different options for an electricity production /KALTSCHMITT ET AL 2003/

Ähnliche Tendenzen lassen sich auch bei den anderen untersuchten Emissionen erkennen. Beispielsweise liegen die Emissionen mit versauernder Wirkung (SO2-Äquivalente) einer Stromerzeugung aus Steinkohle bei 1 051 mg/kWhel. Sie übersteigen damit die SO2-Äquivalente einer geothermischen Stromerzeugung von rund 420 mg/kWhel um rund den Faktor 2. Auch hier werden die meisten Emissionen bei der Verbrennung und somit beim Betrieb der Anlage freigesetzt.

4 Schlussbetrachtung

Die Ergebnisse der Ökobilanzbetrachtung lassen sich wie folgt zusammenfassen.

• Eine geothermische Stromerzeugung kann im Vergleich zu einer Bereitstellung elektrischer Energie aus fossilen Energieträgern signifikant zu einer Reduktion der energiebedingten Treibhausgasemissionen und an Emissionen mit versauernder Wirkung beitragen.

• Ist eine entsprechende Wärmenachfrage am Anlagenstandort gegeben und damit Kraft-Wärme-Kopplung möglich, ist eine weitere merkliche Reduktion der hier untersuchten Emissionen möglich.

• Die hier untersuchten Stofffreisetzungen einer geothermischen Stromerzeugung werden zum überwiegenden Teil durch den Bau der Anlage verursacht. Beispielsweise resultieren die pro bereitgestellter kWh elektrischer Energie emittierten CO2-Äquivalente eines geothermischen Kraftwerks zu 87 % aus der Errichtung des untertägigen und nur zu 6 % aus dem übertägigen Anlagenteil; weitere 6 % resultieren aus dem Betrieb und nur 1 % aus der Entsorgung der Anlage.

• Im Vergleich zu den Emissionen anderer Optionen einer Stromerzeugung aus regenera-tiven Energien und fossilen Energieträgern ist damit die geothermische Stromerzeugung eine Möglichkeit, die – ähnlich wie eine wind- und wassertechnische Stromerzeugung sowie ggf. eine Stromerzeugung aus Biomasse – durch sehr geringe Klimagasemissionen gekennzeichnet ist.

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Literatur

/DIN EN ISO 14040 1997/ DIN EN ISO 14040: Umweltmanagement – Produkt-Ökobilanz – Prinzipien und allgemeine Anforderungen. Beuth, Berlin, 1997

/FRISCHKNECHT 1999/ Frischknecht R.: Umweltrelevanz natürlicher Kältemittel – Ökobilanz von Wärmepumpen und Kälteanlagen; im Auftrag des Bundesamt für Energie (Schweiz), Bern 1999

/JUNGBLUTH 2002/ Jungbluth N, Frischknecht R., Faist M.: Ökobilanz für die Stromerzeugung aus Holzbrennstoffen und Altholz, im Auftrag des Bundesamtes für Energie Schweiz, Überarbeiteter Schlussbericht Februar 2002, Uster

/KALTSCHMITT & SCHRÖDER 2002/ Kaltschmitt, M.; Schröder, G.: Zusammenfassung der laufenden Projekte im Bereich der geothermischen Stromerzeugung; Symposium "Geothermische Stromerzeugung – Eine Investition in die Zukunft"; Landau, Juni 2002, Tagungsband

/KALTSCHMITT, WIESE & STREICHER 2003/ Kaltschmitt, M; Wiese, A.; Streicher, W. (Hrsg.): Erneuerbare Energien – Systemtechnik, Wirtschaftlichkeit, Umweltaspekte; Springer, Heidelberg, Berlin, 2003, 3. Auflage

/LEGARTH 2002/ Legarth, B.: Dissertation in Vorbereitung, Technische Universität Berlin, Juli 2002.

/MARHEINEKE 2002/ Marheineke, T.: Ganzheitliche Bilanzierung der Energie- und Stoffströme von Stromerzeugungstechniken. Dissertation. Universität Stuttgart 2002

/ROGGE & KALTSCHMITT 2002/ Rogge, S.; Kaltschmitt, M.: Strom- und Wärmebereitstellung aus Erdwärme – Eine ökonomische Analyse; Erdöl – Erdgas – Kohle 118(2002), 1, S. 34 – 38

/ROGGE & KALTSCHMITT 2003/ Rogge, S.; Kaltschmitt, M.: Emissionsbilanzen einer geothermischen Stromerzeugung; Erdöl Erdgas Kohle 119(2003),1, S. 35 - 40

/STATISTISCHES BUNDESAMT 2002 I/ Statistisches Bundesamt (Hrsg.): Volkswirtschaftliche Gesamtrechnungen. Fachserie 18 Reihe 2. Input-Output-Rechnung. Wiesbaden 2002

/STATISTISCHES BUNDESAMT 2002 II/ Statistisches Bundesamt (Hrsg.): Volkswirtschaftliche Gesamtrechnungen. Fachserie 19 Reihe 5. Umweltökonomische Gesamtrechnungen. Wiesbaden 2002

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