MAGS EP5 - Stand der Arbeit

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1 MAGS EP5 - Stand der Arbeit FU Berlin, FR Geophysik 8. Oktober 212 Berlin, Oktober 212

2 Themen 1. Seismogenic Index 2. Modellierung Dipol (Produktion/Zirkulation) 3. Modellierung heterogener Permeabilitätsverteilung 4. Nichtlineare Diffusion (backfront-analyse) Berlin, Oktober 212

3 Seismogenic Index - tabellarisch Lokation (Jahr/Typ) Fluid [m 3 ] Σ Basel (26/EGS) Cooper (23/EGS) Ogachi (1991/EGS) Ogachi (1993/EGS) Soultz (1993/EGS) Soultz (1995/EGS) Soultz (1996/EGS) Soultz (2/EGS) KTB (1994/SCI) KTB (24-5/SCI) Paradox V. ( /WD) Barnett (FRAC) Cotton V. A (FRAC) Cotton V. B (FRAC) Cotton V. C (FRAC) Seismogenic Index: Aufnahme neuer Datensätze Analyse Korrelationen Σ = log 1 N log 1 V I +bm EGS: Enhanced Geothermal System, SCI: Scientific, WD: Waste Disposal, FRAC: Hydraulic Fracturing Berlin, Oktober 212

4 Seismogenic Index - tabellarisch Seismogenic Index: neue Datensätze MAGS Daten: Unterhaching weitere Daten: hydro-fracking Daten aus McGarr (212): (im Wesentlichen) waste-disposal Injektionen EGS: Enhanced Geothermal System, HYD: Hydrothermal System, SCI: Scientific, WD: Waste Disposal, FRAC: Hydraulic Fracturing Lokation (Typ) Fluid [m 3 ] Σ Unterhaching (HYD) Data A (FRAC) Data B (FRAC) Data C (FRAC) Data D (FRAC) Σ = log 1 N log 1 V I +bm Lokation (Typ) Fluid [m 3 ] Σ Raton Basin 1 (WD) Raton Basin 2 (WD) Raton Basin 3 (WD) RM Arsenal (WD) 63.3 POH (WD) GAK (WD) 63. ASH 1 (WD) ASH 2 (WD) YOH (WD) 8. GAR (FRAC) BUK (FRAC) Σ = bm max log 1 V I Berlin, Oktober 212

5 Seismogenic Index - graphisch Berlin, Oktober 212

6 Seismogenic Index - Korrelationen a - CC.65 b - CC.4 c - CC.79 d - CC Seismogenic Index Seismogenic Index b value Cumulative Seismic Moment [Nm] PGA [m/s 2 ] Depth [km] Seismogenic Index Seismogenic Index e - CC.79 a: PGA (tectonic seismicity): GSHAP hazard map [Giardini et al., 23] b: depth of stimulated reservoir and induced seismicity c: b value of the frequency magnitude distribution d: cumulative seismic moment release e: seismic energy normalised to hydraulic energy Hydraulic Efficiency Seismogenic Index Berlin, Oktober 212

7 Modellierung - Produktion Modellierung der Porenfluiddruck- und Spannungsänderungen (poroelastische Kopplung) als Dipol (Injektionsbohrung - Förderbohrung) Berlin, Oktober 212

8 Modellierung - Parameter Abmessung x,y,z Abstand Dipol Dipol Zeit 3m 1m t1 = 3 Tage, t1 = 2 Tage t2 = 12 Monate, t2 = 1 Monat t3 = 1 Jahre, t3 = 1 Jahr Permeabilität, isotrop κ = m 2 anisotrop κ = diag(5,1,1) 1 18 m 2 Fliessrate q = 5 l/s Young Modul E = 9GPa Bulk Modul, grain material K gr = 2GPa Wasser K fl = 2.25GPa Viskosität(15 C) η = 1.75Pas Porosität φ =.5 Poisson Zahl ν =.28 Porenfluiddruckänderungen p(r, t) Spannungsänderungen σ i,j (r,t), i,j = 1,2,3 Modelle: Ausrichtung Dipol unterschiedliche Raten für Injektion und Förderung Berlin, Oktober 212

9 Modellierung - Synthetische Ereignisse Vergleich Kritikalität Änderungen CFS Seismizität Event cloud, dipole 1 r t diagram, dipole 5 Events per day, dipole Distance [m] 6 4 Seismicity Rate Time [days] Time [days] Berlin, Oktober 212

10 Modellierung - Synthetische Ereignisse, Unterhaching Seismizitätsrate: konstante Fliessraten Gleichgewichtszustand Events per year, dipole Events per month, dipole Events per 2 days, dipole Seismicity Rate 3 2 Seismicity Rate Seismicity Rate Time [years] Time [months] Time [days] Unterhaching: Seismizität infolge Änderungen in Fliessraten? Event Rate Event Number Time [Days] Daten aus Unterhaching zur Kalibrierung der Modell-Parameter Berlin, Oktober 212

11 Modellierung - Heterogenitäten in Permeabilität homogen heterogen 2D Modelle Mediumsdiffusivität Porenfluiddruck- Verteilung nach Injektion mit 1 MPa Injektionsdruck Berlin, Oktober 212

12 Modellierung - Heterogenitäten in Permeabilität Ausblick: realistische Modelle durch Bestimmung der Verteilung der Mediumsdiffusivität aus Bohrlochmessungen Porosität Permeabilität κ = C C φ m (1 φ) Costa (26, GRL): Diffusivität Tiefe [m] Permeabilität-Porosität Beziehung basierend auf fraktaler Porenraumgeometrie C C : Geometriefaktor m: Archie Exponent Porosität [%] KTB Hauptbohrung Berlin, Oktober 212

13 Giardini, D., Grünthal, G., Shedlock, K. M., and Zhang, P. (23). International Handbook of Earthquake & Engineering Seismology, volume 81 of International Geophysics Series, chapter The GSHAP Global Seismic Hazard Map, pages Academic Press, Amsterdam. Berlin, Oktober 212

14 Back front Signatures of Nonlinear Pore Pressure Diffusion October 212

15 Back front of seismicity Data are courtesy of S. Maxwell (formerly at Pinnacle Technologies, now at Schlumberger) Injection rate [l/s] Distance [m] Barnett Shale Pressure Injection rate events ~ t 1/2 ~ t 1/3 D bf =.16 m 2 /s Time [h] 5 4 Pressure [MPa] Back front Based on theory of linear poroelasticity: Back front of seismicity (Parotidis et al., 24)

16 Nonlinear fluid-rock interaction Diffusivity Observation: Pore pressure fractured rock with approx. constant pore-fluid pressure / diffusivity stimulated rock unfractured rock where porefluid pressure and diffusivity are at natural level Diffusivity Model: higher (constant) than in-situ conditions due to stimulation (constant) at in-situ conditions Distance from borehole

17 Spatio-temporal pore pressure evolution Rocks with a non-negligible initial diffusivity Granitic rock Geothermic reservoirs Rocks with almost insignificant initial diffusivity Shales Shapiro and Dinske (29) Hummel and Shapiro (212)

18 Hydraulic transport simulation Diffusivity [m 2 /s] Pressure [Pa] Pressure [Pa] 1 Injection pressure r1 Pore-fluid pressure r2 r r1 r2 r3 Nonlinear medium Frozen medium Time [s]

19 Results for frozen medium 1 Radial 2D exponential diffusion, =.2 Pa 1 Pore fluid pressure [Pa] t = 4 s t = 6 s t = 8 s t = 1 s Distance [m]

20 Real data example Data are courtesy of H. Kaieda (CRIEPI) Flow rate [l/s] Cooper Basin, main stage Treating pressure Injection rate Pressure [MPa] events D bf2d =.11 m 2 /s 13 (t t ).28 Distance [m] Time [d] October 212