Einzelprojekt 5: Modellierung der Auftrittswahrscheinlichkeiten fluidinduzierter Erdbeben mit einer gegebenen Magnitude bei der Stimulation geothermischer Systeme
Das Auftreten seismischer Ereignisse in der Geothermie beschränkt sich nicht nur auf die hydraulischen Stimulationen in so gennannten EGS (Enhanced Geothermal Systems), welche der Gegenstand unserer Forschung im Vorgängerprojekt MAGS waren. Induzierte Seismizität wird auch an Standorten im regulären Produktionsbetrieb beobachtet. Dazu gehören, neben den im Projekt MAGS2 zu untersuchenden Reservoiren im Süden Münchens und in der Südpfalz, beispielsweise auch die geothermischen Felder in Kalifornien (USA), welche aufgrund der langen Betriebszeiten zu den meist untersuchten Geothermie-Standorten zählen (z.B., Eberhart-Phillips und Oppenheimer, 1984, Romero et al., 1994, Feng und Lees, 1998, Majer und Peterson, 2007, Julian et al., 2009). Für die kalifornischen geothermischen Felder Coso und Geyser wird berichtet, dass Seismizität vornehmlich an den Injektionsbohrungen auftritt und diese zeitlich mit den Fliessraten korreliert (Feng und Lees, 1998, Majer und Peterson, 2007). Für das Reservoir in Unterhaching wird ähnliches beobachtet, d.h., induzierte seismische Ereignisse treten im Umfeld der Re-Injektionsbohrung auf, aber nicht an der Förderbohrung (Megies und Wassermann, 2013). Dieses deutet darauf hin, dass die Entnahme von Fluid und die hierdurch verursachten Spannungsänderungen keinen signifikanten Einfluss auf die Seismizität haben.
Schematische Darstellung der Simulationen zur Berechnung von gekoppelten Porenwasserdruck- und Spannungsänderungen für eine Dublette
Quelle: FU Berlin
Einfache Modellierungsansätze zur Berechnung von Spannungsänderungen für das Geyser Geothermie-Feld zeigen, dass thermoelastische Beanspruchung durch die Re-injektion von kaltem Fluid nicht zu vernachlässigen ist und langfristig eine wichtige Rolle bei der Änderung des Spannungszustandes im Reservoir einnehmen kann (Segall und Fitzgerald, 1998). Den Modellen zugrunde liegt aber die Annahme, dass Porenwasserdruck- und Temperaturänderungen uniform im gesamten geothermischen Feld sind. Es fehlt bisher noch eine sowohl qualitative als auch quantitative Bestimmung der Spannungsänderungen, die zum Auslösen der seismischen Ereignisse führen, unter Berücksichtigung von räumlicher und zeitlicher Instationarität. Hierfür sind detaillierte Modellierungen erforderlich, welche Einfluss und Wechselwirkung der Betriebsparameter (Fliessraten, Drücke, Temperatur) auf die Auslösemechanismen aufzeigen. Diese Modellierungen stellen einen Schwerpunkt im Projekt MAGS2 dar.
Im Detail ist geplant, die im Vorgängerprojekt MAGS entwickelten Algorithmen und Modelle zu erweitern, um induzierte Seismizität in geothermischen Feldern mit multipler Anzahl von Injektions- und Förderbohrungen mit unterschiedlichen Betriebsparametern zu beschreiben. Die erarbeiteten Modelle werden anhand der gemachten Beobachtungen in den Feldern kalibriert. Das Ziel der Modellierungen ist zum einen die Identifizierung seismizitäts-kontrollierender Betriebsparameter, zum anderen die Bestimmung von statistischen Skalierungsrelationen für die induzierte Seismizität.
Beispiel für ein Simulationsergebnis: Anzahl induzierter Ereignisse in einem synthetisch generierten Katalog, nach einem Monat (links), nach einem Jahr (Mitte) und nach zehn Jahren (rechts) Fluidzirkulation in einer Dublette
Quelle: FU Berlin
Wesentliches Interesse gilt hierbei der Magnitudenstatistik der seismischen Ereignisse. Beobachtungen an zahlreichen geothermischen Standorten lassen schlussfolgern, dass diese Statistik durch die Größe und die Geometrie des seismisch aktiven Volumens beeinflusst ist. Die Magnituden-Häufigkeitsverteilungen zeigen eine Unterrepräsentation stärkerer Ereignisse als entsprechend der klassischen Gutenberg-Richter-Beziehung zu erwarten wäre. Erste Modellierungen einer finiten Reservoirgröße approximiert als Ellipsoid mit darin zufällig verteilten, unterschiedlich langen Bruchzonen bestätigen diese Beobachtungen (Shapiro et al, 2011). Mittels detaillierter Studien soll eine modifizierte Gutenberg-Richter-Beziehung zur Beschreibung der Magnitudenstatistik in geothermischen Feldern erarbeitet werden. Dieses stellt einen wichtigen Beitrag zur Bewertung der seismischen Gefährdung dar. Ein weiterer Aspekt in den geplanten Arbeiten sind weiterführende Analysen zum Seismogenen Index (Shapiro et al., 2010, Dinske und Shapiro, 2013). Es soll untersucht werden, ob räumliche Variationen dieser Kenngröße innerhalb von großräumigen geothermischen Feldern auftreten und wie diese ggf. in die Modellierungen zu berücksichtigen sind.
Balkenplan EP5 (PDF, 10 KB)
Projektvorstellung KickOff 12/2013
Projektvorstellung Workshop München 10/2014
Projektvorstellung Workshop Mainz 09/2015
Projektvorstellung gemeinsamer Workshop MAGS2 - SHynergie, Bochum 10/2016
Referenzen
Dinske, C. and S.A. Shapiro, 2013, Seismotectonic state of reservoirs inferred from magnitude distributions of fluid-induced seismicity, J Seismol, 17, DOI: 10.1007/s10950-012-9292-9
Eberhart-Phillips, D. and D.H. Oppenheimer, 1984, Induced seismicity in the Geysers geothermal area, California, J Geophys Res, 89, DOI: 10.1029/JB089iB02p01191
Feng, Q. and J.M. Lees, 1998, Microseismicity, stress, and fracture in the Coso geothermal field, California, Tectonophysics, 289, DOI: 10.1016/S0040-1951(97)00317-X
Julian, B.R., G.R. Foulger and F.C. Monastero, 2009, Seismic monitoring of EGS stimulation tests at the Coso geothermal field, California, using microearthquake locations and moment tensors, 34 Workshop on Geothermal Reservoir Engineering, Stanford, SGP-TR-187
Majer E.L. and J.E. Peterson, 2007, The impact of injection on seismicity at the Geysers, California geothermal field, Int J Rock Mech Min Sci, 44, DOI: 10.1016/j.ijrmms.2007.07.023
Megies, T. and J. Wassermann, 2013, Microseismicity observed at a non-pressure-stimulated geothermal power plant, Geothermics, in review
Romero, A.E., A. Kirkpatrick, E.L. Majer and J.E. Peterson, 1994, Seismic monitoring at the Geysers geothermal field, Geotherm Resour Counc Trans, 18, 331-338
Segall, P. and S.D. Fitzgerald, 1998, A note on induced stress changes in hydrocarbon and geothermal reservoirs, Tectonophysics, 289, DOI: 10.1016/S0040-1951(97)00311-9
Shapiro, S.A., C. Dinske, C. Langenbruch and F. Wenzel, 2010, Seismogenic Index and magnitude probability of earthquakes induced during reservoir fluid stimulations, The Leading Edge, 29, DOI: 10.1190/1.3353727
Shapiro, S.A., O.S. Krüger, C. Dinske and C. Langenbruch, 2011, Magnitudes of induced earthquakes and geometric scales of fluid-stimulated rock volumes, Geopysics, 76, DOI: 10.1190/GEO2010-0349.1