Hydromechanical Modelling of geothermal Rotliegend-Reservoirs

Die Rotliegend-Vulkanite aus dem Norddeutschen Becken (NDB) sind in jüngster Zeit stärker in den Fokus geothermischer Betrachtung gerückt. Ein wichtiger Meilenstein war das Forschungsprojekt Groß Schönebeck, bei dem wider Erwarten die Vulkanite als sekundärer Zielhorizont die besten Voraussetzungen für eine geothermische Erschließung boten. Über die hydraulisch/mechanischen Eigenschaften der Vulkanite im Untergrund ist jedoch kaum etwas bekannt und auch die Oberflächenäquivalente sind hinsichtlich geothermisch relevanter Parameter weitgehend unerforscht. Aus den positiven Erfahrungen des Standorts Schönebeck entstand die Motivation einer umfangreichen Analyse der Rotliegend-Vulkanite mit Blick auf eine tiefengeothermische Nutzung. Es wurden thermische, felsmechanische und petrophysikalische Untersuchungen von sieben Oberflächenäquivalenten durchgeführt; drei der Oberflächengesteine sowie zwei Tiefenbohrungen wurden ferner hinsichtlich auftretender Kluftmuster analysiert. Die Daten fungieren als Eingangsparameter für hydraulische sowie hydromechanische numerische Modellierungen zur Potenzialabschätzung und zum Prozessverständnis. Die thermische Analyse der Gesteine ergab eine hohe Wärmeleitfähigkeit für die quarzreichen und dichten Vulkanitvarietäten. Durch die Wärmekapazität und die Reservoirtemperatur wurde das technische Strompotenzial für die Eruptionsstadien ermittelt. Das größte Potenzial liegt im explosiven Ignimbritstadium und im Post-Ignimbritstadium und wird auf einen Wert geschätzt, der allein dem 20-fachen des deutschen Jahresstromverbrauchs entspricht. Regional betrachtet ist das größte Potenzial bei Standortwahl im zentralen östlichen NDB zu erwarten. Die untersuchten Vulkanite sind überwiegend dicht und erfordern Stimulationsmaßnahmen für eine erfolgreiche Erschließung. Auch die stärker porösen Tuffe erreichen nicht die erforderliche Matrixpermeabilität für einen Porenleiter. Triaxiale Druckversuche unter in-situ Spannungsbedingungen haben jedoch gezeigt, dass es nur bedingt möglich ist, Risse im intakten Gestein zu erzeugen. Man ist folglich auf eine gestörte Kruste, also Klüfte im Gestein angewiesen. Sowohl die Oberflächengesteine als auch die Vulkanite im Untergrund sind nachweislich geklüftet. Das tektonische Grundmuster beschreibt Klüfte, die NW-SE bis NNW-SSE sowie NE-SW bis NNE-SSW orientiert sind und dabei steil einfallen. Die Scherfestigkeitskriterien der Kluftflächen liegen deutlich unterhalb derer für das intakte Gestein, so dass die Bedingung für eine Aktivierung der Klüfte im Spannungsfeld des NDB positiv bewertet wird. Die Kluftdaten wurden zum Zwecke numerischer Modellierungen in diskrete Kluftnetzwerkmodelle überführt. Hydraulische Modellierungen ergaben eine bevorzugte Fließrichtung in NW-SE. Die mit der Tiefe zunehmende Kluftschließung führt zu einer Durchlässigkeit, die für eine geothermische Nutzung nicht ausreichend ist, das Gestein muss hydraulisch stimuliert werden. Eine Stimulation der Kluftflächen zur Steigerung der Fließrate wurde mittels hydromechanischer Modellierungen erfolgreich dargestellt. Die wichtigsten Kriterien für eine erfolgreiche Stimulation sind die Geometrie des Kluftsystems und die Orientierung des Spannungsfelds. Aufgrund der überwiegend vertikalen Kluftflächen im Vulkanit und der hohen Vertikalspannung im tiefengeothermischen Reservoir wird eine Erschließung über das Multiriss-Konzept empfohlen. Durch den in der vorliegenden Arbeit dargestellten methodischen Ansatz kann mittels repräsentativer Eingangsparameter für einen Standort entsprechend der notwendige Injektionsdruck sowie die Art und Intensität der Verformung der Kluftflächen für eine hydraulische Stimulation prognostiziert werden.Permian volcanic sequences of the Northern German Basin (NGB) have recently been investigated considering their geothermal potential. The research project Goß Schönebeck represents a substantial progress in this context, showing that Permian vulcanites, which primarily were not aim of this investigation, are very suitable for geothermal exploitation. Due to these auspicious results and scarce knowledge of the hydraulic/mechanic behaviour of such rocks in several kilometres depth as well as of their surficial equivalents, detailed analyses of Permian volcanic rocks are necessary considering their deep-geothermal potential. Therefore, thermal, mechanical, and petrophysical properties of seven surficial equivalents have been analysed as well as the joint pattern of three varieties of these rocks and of two deep drillings has been investigated during this work. These data represent the input parameters for subsequent hydraulic and hydromechanical numerical modelling. Thermal characterisation shows that the explosive ignimbrite-stadium and the post-ignimbrite-stadium have the greatest electrical potential being twenty times the mean annual German power consumption. Furthermore, the greatest potential is expected to be in the central and eastern parts of the Northern German Basin. The investigated volcanic rocks mainly exhibit a great density, thus have to be stimulated for a successful geothermal exploitation; also the porous tuffs do not have the required matrix-permeability being representative for an useable geothermal horizon. But triaxial pressure tests, characterised by an in-situ stress field, show that it is difficult to generate joints within the intact rocks. Therefore, rocks of the earth‘s crust have to be fractured in order to be geothermally exploited. All of the investigated volcanic rocks are considerably fractured whereupon the joint sets generally trend NW-SE to NNW-SSE as well as NE-SW to NNE-SSW showing a steep dip. Since shear strength criteria of joint planes is lower than that for intact rocks, effective stimulation of the volcanic rocks within the stress field of the Northern German Basin for geothermal exploitation is presumably promising. Based on the observed joint data, discrete fracture distributions have been used for hydraulic modelling. These models show a preferred flow path NW-SE direction, whereupon increasing joint closure with depth results in a permeability, which is ineffective for geothermal utilisation. Therefore, the concerned rocks have to be hydraulically stimulated. Such a stimulation accompanied by an increase of flow-rate has been demonstrated by hydromechanical modelling. Furthermore, it has been shown that the most important parameters for a successful stimulation are the geometry of the joint system and the orientation of the stress field. Due to mainly vertical joint planes within the investigated volcanic rocks and a great vertical stress within the deep geothermal reservoir, it is appropriated to apply the multi-fracture concept for geothermal exploitation of the Permian volcanic rocks within the Nortern German Basin. As shown in this work, this approach allows predicting the required injection pressure as well as the type and intensity of deformation along joint planes during hydraulic stimulation based on locally specific input-parameters