ABSCHLUSSBERICHT. BOREHOLE TESTING HYDROFRACTURING STRESS MEASUREMENTS System Design Planning Lab + Field Measurements

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1 MeSy GmbH Meesmannstr. 49 D Bochum BOREHOLE TESTING HYDROFRACTURING STRESS MEASUREMENTS System Design Planning Lab + Field Measurements ABSCHLUSSBERICHT Aufschluss und Stimulation klüftig / poröser Warmwasserspeicher zur Nutzung der Erdwärme an Standorten mit Nutzungspotential, Stimulation von Bohrungen in Kluftwasserspeichern Auftraggeber : Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie Förderkennzeichen : / 3 Datum Bewilligungsbescheid : Laufzeit : Berichterstatter : Prof. Dr. F. Rummel Berichtsdatum : Berichtsnummer : Amtsgericht Bochum 14 HRB 2572 Telefon (0234) Sparkasse Bochum Geschäftsführer: Prof. Dr. F. Rummel Telefax (0234) (BLZ )

2 ABSCHLUSSBERICHT NR I INHALT Seite 1. KURZDARSTELLUNG 1.1 Aufgabenstellung 1.2 Voraussetzungen zur Durchführung des Vorhabens 1.3 Planung und Ablauf des Vorhabens 1.4 Kenntnisstand bei Beginn des Vorhabens 1.5 Zusammenarbeit mit anderen Stellen 1.6 Literatur zu Kapitel 1 2. EINGEHENDE DARSTELLUNG 2.1 Erzielte Ergebnisse Spannungsfeld Mitteleuropa Frac - Technologie Klufthydraulik Stimulationsservice Zusammenfassung Literatur zu Kapitel Verwertbarkeit der Ergebnisse 2.3 Fortschritte bei anderen Stellen 2.4 Geplante Veröffentlichung der Ergebnisse 3. ERFOLGSKONTROLLBERICHT

3 1. KURZDARSTELLUNG ABSCHLUSSBERICHT NR Aufgabenstellung Warmwasservorkommen in porös - durchlässigen Gesteinsformationen im obersten Krustenbereich werden an Standorten mit entsprechenden geologischen Bedingungen seit langem für Heizzwecke und balneologische Anwendung genutzt (Beispiele in Mitteleuropa: Pariser Becken, Heizzentralen im Norddeutschen Becken, Bäderanlage im süddeutschen Molassebecken). Die Nutzung des tiefen heißen kristallinen Untergrunds mittels der HDR - Technologie wird gegenwärtig im Europäischen HDR-Projekt im Elsaß sowie in Bad Urach erstmals erprobt. Obwohl diese Ressource auch in Deutschland bei weitem das größte geothermische Potential darstellt (TAB-Studie 2003), bedarf deren Entwicklung zur Breitennutzung noch 1 bis 2 Jahrzehnte. Klüftig - poröse Speichergesteine mit großem Wassergehalt im Kluftraum sind in Deutschland ebenfalls weit verbreitet und bieten sich an Standorten mit Wärmeabnehmerpotential zur Nutzung an. Ihre Erschließung bedarf neben ihrer Identifikation (räumliche Charakterisierung des Kluftsystems, Permeabilität / Konduktivität der Speicherformation) und entsprechender Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen meist Stimulationsmaßnahmen zur Steigerung der Produktivität von Bohrungen. Im Vergleich zur Bohrtechnik befindet sich die Stimulationstechnik im Geothermiebereich noch im Pilotstadium (TAB - Studie 2003). Das Ziel des vorliegenden Vorhabens lag von Beginn an auf dem Gebiet der Stimulation von Bohrungen, d.h. der Weiterentwicklung der Frac-Technik. Dies umfasste die Betrachtung des tektonischen Spannungsfeldes als kontrollierende Größe des Stimulationseffekts wie auch die hydraulische Charakterisierung des Gebirges vor und nach einer Stimulation. Im Rückblick können die Ziele und Arbeitsschritte wie folgt definiert werden: Sammlung von Spannungsdaten für Deutschland und Studium des Einflusses von Spannungen auf die hydraulischen Eigenschaften des geklüfteten Gebirges; Entwicklung eines neuen Stimulationskonzepts auf der Basis der Bruchmechanik (Reißverschlußkonzept) und dessen Erprobung in geeigneten Bohrungen;

4 ABSCHLUSSBERICHT NR Beurteilung von Stimulationsmaßnahmen in Bohrungen durch Hydrauliktests vor und nach einer Stimulation; Verfügungstellung von Meß- und Pumpservice im Rahmen des Gesamtprojekts an einer ausgewählten Tiefbohrung. 1.2 Voraussetzungen zur Durchführung des Vorhabens Bereits im Geothermik-Frac-Projekt Falkenberg (Kappelmeyer und Rummel, 1987) wurden in der Zeit in-situ Frac-Versuche im Kristallin (Granit) durchgeführt. Diese lieferten erste Erkenntnisse zur Hydraulik von induzierten Rissen und führten zur Entwicklung eines Wireline-Hydrofrac-Packersystems, (z.b. Baumgärtner et al., 1987), das von MeSy für Bohrungen bis 5 km Tiefe weiterentwickelt und in den Tiefbohrungen Urach und Soultz-sous-Forets eingesetzt wurde (z.b. Klee und Rummel, 1992 / 1993). Gleichzeitig wurden Simulationsmodelle zur hydraulischen Rißausbreitung auf der Basis der Bruchmechanik entwickelt (z.b. Rummel und Hansen, 1989; Weber und Rummel, 1995) und die Reißverschluß-Stimulationsmethode zur optimalen Anbindung von Bohrungen an das Gebirgskluftsystem konzipiert und erstmals in-situ erprobt (Rummel 1997). Die Entwicklung intelligenter Stimulationsmethoden bei MeSy war auch Gegenstand eines Coal-Bed-Methane Projekts mit einem CBM - Konsortium, wobei mehrere Karbonbohrungen z.t. erfolgreich stimuliert wurden. In Laborversuchen wurde der Einfluß der Gebirgsspannung auf die hydraulische Durchlässigkeit von induzierten Rissen untersucht (z.b. Klee 1991, Teza 2001). Die Entwicklung eines Bohrloch-Simulationsautoklaven bei MeSy ermöglichte die Erprobung von Packersystemen und Bohrlochsonden vor einem Einsatz in Tiefbohrungen (z.b. Hegemann and Rummel, 1995). Nicht zuletzt war eine Voraussetzung für die Beteiligung von MeSy an der Durchführung des Vorhabens die Erfahrung bei der praktischen Anwendung der Frac-Technologie in zahlreichen Geotechnikprojekten weltweit (z.b. Rummel, 2002). Die Umsetzung dieser Erfahrungen zur Stimulation von Geothermiebohrungen war somit eine offensichtliche Herausforderung. 1.3 Planung und Ablauf des Vorhabens Um die unter 1.1 angegebenen Aufgaben zu erfüllen, wurde in Abstimmung mit den Partnern des Gesamtprojekts ein Arbeitsprogramm entwickelt, das bei Antragstellung folgende Arbeitsschritte enthielt:

5 ABSCHLUSSBERICHT NR Sichtung von Frac-Daten aus Tiefbohrungen. Bruchmechanische Betrachtung der Ergebnisse vorliegender Injektionsversuche Stimulationsversuche in vorhandenen Bohrungen und deren Auswertung Weiterentwicklung der Stimulationsmethoden und deren Anwendungen in einer für das Gesamtprojekt ausgewählten Bohrung Zusammenstellung der Ergebnisse in Abstimmung mit den Projektpartnern. Aufgrund der zeitlichen Verfügbarkeit von Testbohrungen erfolgte der tatsächliche Ablauf der Arbeiten in veränderter Form: 1999 Erfassung bestehender Bohrungen als mögliche Testbohrungen. Kurzzeitinjektionstest in der KTB-Hauptbohrung und erste Erprobung der neu entwickelten Pump- und Datenerfassungssysteme. Umstellung der Hydrofrac-Datenbank und Erweiterung der Datenbasis Mitarbeit bei der Auswahl der Bohrung Groß-Schönebeck 3 als Geothermie- Tiefenlabor und einem ersten Produktionstest nach Wiederöffnung und Vertiefen der Bohrung. Injektionsversuche in der Bohrung Allermöhe und Langzeitinjektionstest in der KTB-Hauptbohrung. Simulationsrechnungen für Stimulationstests in der Bohrung Groß-Schönebeck Seminar Stimulationsmethoden bei MeSy. Entwicklung eines Konzepts für moderate Injektionstests und erste Packertests in der Bohrung Groß-Schönebeck 3.

6 ABSCHLUSSBERICHT NR Erprobung des Reißverschluß-Stimulationskonzepts in den Bohrungen Waffenbrunn und Bad Teinach Stimulationsversuche in der Bohrung Lindau / Ofr. als lithologisches Analogon zur Bohrung Groß-Schönebeck. Konzeptentwicklung für die Sandsteinstimulation in der Bohrung Groß-Schönebeck 3 und apparative Vorbereitung der Sandsteinstimulation Up-date der MeSy Hydrofrac Spannungsdatenbank und Abstimmung mit der World Stress Map. 1.4 Kenntnisstand bei Beginn des Vorhabens Die Nutzung geothermischer Energie aus klüftig - porösen Speichergesteinen befindet sich gegenüber der Nutzung hydrothermaler Vorkommen (in Deutschland: Norddeutsches Becken, Molassebecken) und der Forschung auf dem Gebiet der HDR-Technologie am Anfang. Eine der Grundlagen des Vorhabens war jedoch die Entwicklung der Stimulationstechnik und des Hydraulik-Fracturing in geothermischen Tiefbohrungen sowie die Ergebnisse des 1998 abgeschlossenen GFZ-Projekts "Evaluierung der Nutzung hydrothermaler Ressourcen" (BMBF ). Weitere relevante Forschungsarbeiten wurden im DGMK-Projekt "Stimulation geringpermeabler tiefer Gaslagerstätten" (BMFT 03E-3068B) bereits in den 80er Jahren geleistet. Zusätzlich wurden von der Gasindustrie erhebliche Anstrengungen zur Erschließung von Methan aus Kohlenlagerstätten aufgebracht. Als Ergebnis konnte festgestellt werden: die im Erdöl- / Erdgas erfolgreichen Stimulationstechniken können nicht unmittelbar auf die Erschließung geothermischer Energie übertragen werden, hydraulische Stimulation unter Verwendung von Wasser als "Frac-Fluid" ist der richtige Weg, das tektonische Spannungsfeld bestimmt die Stimulation, die Ausbreitung und Öffnung induzierter Risse und stimulierter Klüfte und damit den Fluidund Wärmetransport in geringpermeablen Gesteinsformationen, intelligente Stimulatiosntechniken zur Wirksamkeit der Stimulation befinden sich im Entwicklungsstadium (siehe auch TAB-Studie 2003). Anbetracht dieses Kenntnisstands lag des Schwergewicht des beantragten Vorhabens auf der Stimulationstechnik in Kombination mit der Berücksichtigung

7 ABSCHLUSSBERICHT NR der geologisch / hydraulischen / tektonischen Gegebenheiten. Ziel war die Steigerung der Produktivität von Geothermiebohrungen zur Wärmenutzung. Für die Durchführung des Vorhabens standen folgende Geräte zur Verfügung: Wireline-Bohrlochwindensysteme MKW 5000, MKW 1500, MKW 400 zur Messung in Tiefbohrungen bis 5000 m. Hydrofrac-Doppelpackersonden für Stimulationsversuche in Bohrungen mit Durchmesser bis zu 11 Zoll. Bohrloch-Simulationsautoklaven für die Erprobung von Bohrlochsonden bei Druck-Temperaturbedingungen von 200 MPa / 200 C. Digitale Mehrkanal-Datenerfassungssysteme für Druck, Temperatur, Fließrate, Deformation. Pumpenkapazität für Injektionsversuche mit 40 MPa, ca. 3 l/s. Gesteinsphysiklabor mit servo-geregelten Pressen. 1.5 Zusammenarbeit mit anderen Stellen Am Gesamtprojekt nahmen folgende Projektpartner teil: GFZ Potsdam mit - Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe Hannover - Institut für geowissenschaftliche Gemeinschaftsaufgaben Hannover - TU Berlin - Universität Stuttgart - Ruhr Universität Bochum GTN GmbH Neubrandenburg MeSy GmbH Bochum Die Aufgabenverteilung auf die Projektpartner ist in Tabelle 1 schematisch dargestellt.

8 ABSCHLUSSBERICHT NR Tab. 1 : Übersicht der beteiligten Kooperationspartner und Fachdisziplinen am Gesamtprojekt. GFZ Potsdam Geophysik RU Bochum Bohrtechnik TU Berlin BGR Hannover Grundlagen zu Geologie Geophysik Bohrtechnik Bohrlochmessungen Bohrlochmessungen Bohrlochtests Geomechanik Geochemie Verfahrenstechnik Betriebswirtschaft Energiewirtschaft IER Stuttgart GTN Neubrandenburg Standortauswahl Planung Pilotprojekt Modellierung Transportprozesse Geochemie Endprodukt Pilotprojekte Klüftig- Poröse- Speicher mit Nutzungspotential MeSy Bochum Frac-Technologie Spannungsfeld Hydraulik von Klüften Stimulationsservice

9 1.6 Literatur zu Kapitel 1 ABSCHLUSSBERICHT NR Baumgärtner J, Rummel F, Chu Z (1987) : Wireline hydraulic fracturing stress measurements in the Falkenberg Granite Massif. Geol. Jb., Reihe E, H. 39, S , Hannover. Hegemann P, Rummel F (1995) : A borehole autoclave for logging tool testing at HDR environment. Proc. World Geotherm. Congr. Florence, Vol. 4, Kappelmeyer O, Rummel F (1987) : Terrestrial heat from impervious rocks - Investigations in the Falkenberg Granite Massif. Geol. Jb., Reihe E, H. 39, Hannover. Klee G (1991) : Experimentelle Untersuchung der Druckverteilung in hydraulisch induzierten Rissen. Dipl. Arbeit, Geophysik, Ruhr Univ. Bochum. Klee G, Rummel F (1992) : Hydrofrac Spannungsmessungen in den Bohrungen Urach 3 und Soultz GPK1 / EPS 1. Tagungsbd. Geoth. Fachtagung Erding, Klee G, Rummel F (1993) : Hydrofrac stress data for the European HDR research project Soultz s. F. Int. J. Rock Mechanics, Vol. 30/7, Rummel F, Hansen J (1989) : Interpretation of hydrofrac pressure recordings using a simple fracture mechanics simulation model. Int. J. Rock Mechanics, Vol. 26/6, Rummel F (1997) : Stimulation einer Mineralwasserbohrung mit geringer Schüttung. Der Mineralbrunnen, Vol. 10, Rummel F (2002) : Crustal stress derived from fluid injection tests in boreholes. In : In-situ characterization of rocks (ed. Sharma & Saxena), Chapt. 6, , Balkema. TAB - Studie (2003) : Möglichkeiten geothermischer Stromerzeugung in Deutschland, TAB - Arbeitsbericht 84.

10 ABSCHLUSSBERICHT NR Teza D (2001) : The role of fractures as hydraulic valves in rocks. Dipl. Arbeit, Geophysik, Ruhr Univ. Bochum. Weber U, Rummel F (1995) : Fracture mechanics models for sensitivity analysis of hydraulic fracturing model parameters. Proc. World Geothermal Congr. Florence, Vol. 4,

11 2. EINGEHENDE DARSTELLUNG 2.1 Erzielt Ergebnisse Spannungsfeld Mitteleuropa ABSCHLUSSBERICHT NR Basierend auf der Hydrofrac Spannungsdatenbank STRESS, die Ende der 80er Jahre am Institut für Geophysik der Ruhr-Universität angelegt wurde, wurde Anfang der 90er Jahre bei MeSy die Hydrofrac- Spannungsdatenbank STRESS im dbase-format angelegt. Aufgrund der Weiterentwicklung von Datenbanksystemen unter dem Betriebssystem Windows war die Umstellung der MeSy Hydrofrac-Spannungsdatenbank STRESS in das System FILE MAKER PRO erforderlich. Hierin entsprechen die Meßdaten in jeder Bohrung einem Datensatz, dem ca. 100 Felder für Eintragungen zugeordnet sind. Die Eintragungen betreffen Lokationsdaten (Bohrlokation), Bohrungsdaten (Tiefe, Durchmesser, Wasserstand etc.), in-situ Meßdaten (Druckwerte, Injektionsraten), Angaben zu Geologie und Lithologie, abgeleitete Hauptspannungswerte (Spannungsmagnituden, Spannungsgradienten, Orientierung der Hauptspannungen), gesteinsphysikalische Parameter, die in Labormessungen ermittelt wurden, sowie Hinweise auf Quellen. Derzeit enthält die Datenbank Eintragungen von ca. 300 Lokationen. Als Beispiel der Darstellungsmöglichkeit aus der Datenbank ist die Richtung maximaler Kompression für Deutschland in Abbildung 2.1 gezeigt. Die meisten der Hydrofrac-Spannungsdaten gingen in die World-Stress-Map ein, die 1987 im Rahmen des Lithosphärenprogramms angelegt wurde und seit 1995 bei der Heidelberger Akademie der Wissenschaften verwaltet wird. Für Europa existieren in der WSM derzeit ca Spannungsdaten, die allerdings aus verschiedenen Verfahren stammen (Herdflächenlösungen von Erdbeben, Bohrlochrandausbrüche, Over-coring Messungen, geologische Indikationen, sowie Hydrofrac-Daten) und unterschiedlichen Krustentiefen zugeordnet werden müssen. Als Beispiel ist die Richtung maximaler horizontaler Hauptspannung für Europa in Abbildung 2.2 gezeigt (z.b. Reinecker et al. 2003). Demnach unterscheiden wir in Europa i.w. 3 Spannungsprovinzen: Nordeuropa (Skandinavien) mit WNW - ESE Kompression, Mittelmeerraum mit E - W Kompression Westeuropa mit einer mittleren Kompressionsrichtung von N 145 ± 26 (Abbildung 2.3).

12 ABSCHLUSSBERICHT NR Das gesamte Spannungsfeld in Europa wird durch die Kollision zwischen Europa und der afrikanischen Platte beherrscht. Ein Spannungs-Tiefenprofil kann für das Ruhrkarbon angegeben werden, wofür Ergebnisse aus ca Hydrofrac-Versuchen in Bergwerken und Tiefbohrungen bis fast 2 km Tiefe vorliegen (Abb. 2.4). Die mittlere Richtung maximaler Kompression beträgt N 148 ± 21 (gute Übereinstimmung mit der WSM für Mitteleuropa), das Spannungs-Tiefenprofil kann durch folgende Beziehungen angegeben werden: S v, MPa = z, m S h, MPa = ( 8.8 ± 1.1) + (0.016 ± 0.001) (z, m - 580) S H, MPa = (17.4 ± 3.6) + (0.031 ± 0.004) (z, m - 580). Hierin sind S v die Vertikalspannung (S v = ρgz, ρ = 2.5 g/cm 3 ), S h und S H die kleinere und größere Horizontalspannung. Die Verteilung der Spannungsdaten für Deutschland ist in Abbildung 2.3 gegeben. Betrachtet man die Orientierung maximaler Kompression an verschiedenen Lokationen und für verschiedene Tiefenstockwerke, beobachtet man ein z.t. noch uneinheitliches Bild (Abb. 2.5 a-c). Eine Detailbetrachtung ist arbeits-intensiv, jedoch dringend erforderlich.

13 ABSCHLUSSBERICHT NR Abb. 2.1 Hydrofrac - Spannungsdatenbank STRESS: Orientierung der maximalen horizontalen Hauptspannung in Deutschland. Breite, Münster Hamm Duisburg Köln Saarbrücken Bremen Frankfurt a. M. Hamburg Hannover Kassel Stuttgart Ulm Erfurt Nürnberg München Leibzig Berlin Dresden Länge,

14 ABSCHLUSSBERICHT NR Abb. 2.2 Orientierung der maximalen horizontalen Hauptspannung S H in Europa (Reinecker et al., 2003).

15 ABSCHLUSSBERICHT NR Abb. 2.3 Orientierung der maximalen horizontalen Hauptspannung S H im zentralen Bereich der westeuropäischen Spannungsprovinz (Reinecker et al., 2003).

16 ABSCHLUSSBERICHT NR Abb. 2.4 Primärspannungen für das Ruhrkarbon abgeleitet aus Hydrofrac - Versuchen in Bergwerken und Tiefbohrungen. Die durchgezogen Linien kennzeichnen die Spannungs - Tiefen - Profile, die schraffierten Bereiche die Streuung. geschlossene Symbole: S h offene Symbole: S H Sh, SH und Sv [MPa] Bergwerke CBM-Bohrung 1 CBM-Bohrung 2 Tiefe [m]

17 ABSCHLUSSBERICHT NR Abb. 2.5 a Orientierung der maximalen horizontalen Hauptspannung S H in Deutschland (Tiefe bis 500 m) Breite, Münster Hamm Duisburg Köln Saarbrücken Bremen Frankfurt a. M. Hamburg Hannover Kassel Stuttgart Ulm Erfurt Nürnberg München Leibzig Berlin Dresden 47 WSM Rel 97-1 MeSy Länge,

18 ABSCHLUSSBERICHT NR Abb. 2.5 b Orientierung der maximalen horizontalen Hauptspannung S H in Deutschland (Tiefe: m) Breite, Münster Hamm Duisburg Köln Saarbrücken Bremen Frankfurt a. M. Hamburg Hannover Kassel Stuttgart Ulm Erfurt Nürnberg München Leibzig Berlin Dresden WSM Rel 97-1 MeSy Röckel, Vorabinformation Länge,

19 ABSCHLUSSBERICHT NR Abb. 2.5 c Orientierung der maximalen horizontalen Hauptspannung S H in Deutschland (Tiefe ab 2000 m). Breite, WSM Rel 97-1 MeSy Grote, R. Röckel, Vorabinformation Münster Hamm Duisburg Köln Saarbrücken Bremen Frankfurt a. M. Hamburg Hannover Kassel Stuttgart Ulm Erfurt Nürnberg München Leibzig Berlin Dresden Länge,

20 2.1.2 Frac - Technologie ABSCHLUSSBERICHT NR Von der Erdölindustrie wurden in der Vergangenheit eine Vielzahl von massiven Frac-Stimulationen im norddeutschen Rotliegenden erfolgreich durchgeführt. Das verpreßte Fluidvolumen pro Behandlung betrug ca m 3, in Kombination mit Stützmitteln. Demgegen bedarf die Stimulation eines HDR- Wärmetauschers ein Injektionsvolumen in der Größenordnung von 10 5 m 3 (z.b. Weidler 2000). Allein dieser Vergleich zeigt bereits auf, daß herkömmliche Stimulationsverfahren nicht ohne weiteres in die Geothermie übertragen werden können. Für die zukünftige Entwicklung der Geothermie-Nutzung ist es daher von zentraler Bedeutung, mit Hilfe von neuen Stimulationstechniken wirksame Wärmetauscher wirtschaftlich zu stimulieren bzw. Fließwege im Untergrund zur Erzielung hoher Produktionsraten zur Wärmenutzung zu schaffen (TAB-Studie 2003). Zur Weiterentwicklung der Stimulationstechnik hat MeSy auf der Basis von Laborversuchen (Klee 1991, Teza 2001), von Modellrechnungen auf der Basis der Bruchmechanik (z.b. Weber and Rummel, 1995) sowie zahlreichen in-situ-tests (z.b. Rummel, 1997) erste Erfahrungen gesammelt. Zur praktischen Erprobung einiger Stimulationskonzepte (Reißverschluß-Frac-Methode, Puls-Verfahren, zyklische Hydraulikversuche) wurden daher im Berichtszeitraum Stimulations- / Frac-Versuche in bestehenden Bohrungen durchgeführt. Der Bericht beschränkt sich auf Versuche an folgenden Lokationen : Bohrung Allermöhe 1, Hamburg Bohrung Waffenbrunn, Oberpfalz Bohrung Otto-Therme, Bad Teinach Bohrung Lindau, Trebgast, Ofr. (i) Bohrung Allermöhe 1 (MeSy 2000) Die Bohrung wurde 1997 aus dem Dogger (ehemalige Erdölbohrung) von 2187 m bis in das Liegende des Mittelrhät-Hauptsandsteins vertieft (Endteufe : 3305 m). Ziel war die geothermische Nutzung des Rhätsandsteins bei Temperaturen um 125 C. Ein 1997 durchgeführter Produktionstest von ca. 10 Stunden Dauer lieferte eine Produktivität von m 3 /Pa s. Für den Rhätsandstein wurde eine Permeabilität von 3 md abgeleitet wurde von der BGR Hannover (Trans-Viet et

21 ABSCHLUSSBERICHT NR al. 1998) ein Injektionstest mit 39 m 3 Süßwasser mit einer Injektionsrate von 50 l/min durchgeführt. Dies lieferte eine Transmissivität von 0.2 bis 0.6 Dm oder eine Permeabilität von 3-9 md. Am Kernmaterial wurde eine Permeabilität von ca. 3 md ermittelt. Diese Werte ließen vermuten, daß der Porenraum des Sandsteins durch Anhydritzementation verstopft ist. Deswegen sollte eine Langzeitinjektion mit HCL-Lösung erfolgen. Der Test erfolgte im Auftrag und in Beteiligung mit der BGR Hannover in der Zeit vom bis Der Test bestand aus 7 Injektionsphasen mit einer Injektionsrate von 60 l/min mit jeweils darauffolgenden Shut-in-Phasen. Insgesamt wurden ca. 400 m 3 Frischwasser unter Zugabe von 1.5 ml 15%-ige Salzsäure pro Liter und abschließend NaCl- Lösung verpreßt. Der Testaufbau ist in Abbildung 2.7, der Testablauf in Abbildung 2.8 dargestellt. Der maximale Injektionsdruck betrug konstant ca. 5.8 MPa, die Injektivität lag konstant bei ca m 3 /Pa s und ist nahezu gleich der initialen Produktivität im Jahr Für eine Aquifermächtigkeit von 75 m kann aus den Versuchswerten eine Permeabilität von ca. 8 md abgeleitet werden. Damit wurde aufgezeigt, daß die Säureinjektion keine Produktionssteigerung bewirkte bzw. die Annahme einer Anhydritzementation des Porenraums wahrscheinlich unzutreffend war. Leider konnten die Versuche in der z.t. verrohrten Bohrung nicht durch Packertests ergänzt werden, außerdem war ein weiteres Versuchsprogramm nicht möglich, da die Bohrung verfüllt werden mußte. Der Versuch ist im MeSy-Bericht Nr detailliert dargestellt.

22 ABSCHLUSSBERICHT NR Abb. 2.7 Schema der Hydraulik-Installation an der Bohrung Allermöhe 1.

23 ABSCHLUSSBERICHT NR Abb. 2.8 Druck- und Injektionsratenregistrierung des Injektionsexperiments in der Bohrung Allermöhe 1.

24 ABSCHLUSSBERICHT NR (ii) Bohrung Waffenbrunn TB1, Oberpfalz (MeSy 2001) Die Bohrung Waffenbrunn (Landkreis Cham) wurde Anfang 2001 als Grundwasserbohrung im klüftigen Gneis niedergebracht. Die Endteufe betrug 151 m mit einer Open-hole-Sektion ab 38 m unter Geländeoberkante. Die erwartete Produktionsrate betrug 3 l/s. Bohrlochmessungen zeigten einen Wasserzutritt von 0.5 l/s in 55 m Tiefe. Zur Steigerung der Produktivität der Bohrung wurden in der Zeit vom bis insgesamt 22 Doppelpacker-Injektionsversuche und 3 Einzelpacker-Injektionstests durchgeführt. Die Doppelpackerversuche erfolgten an überlappenden Testsektionen (Reißverschlußkonzept), wobei pro Versuch ca. 1 m 3 Wasser mit Injektionsraten von 3 l/s verpreßt wurde. Vom injiziierten Wasser konnte nur ein Bruchteil wiedergewonnen werden, ein Beweis dafür, daß die Testsektionen an das Gebirgskluftsystem angeschlossen wurden. An mehreren aufeinanderfolgenden Testsektionen konnte anhand des erforderlichen Pumpdrucks klar erkannt werden, daß ein einmal induzierter Riß (Frac) sich Reißverschluß-artig in die anschließenden Testsektionen vorantreiben ließ (Abb. 2.9). Bei den Versuchen wurde die hydraulische Durchlässigkeit des Gebirges von ca m/s auf ca bis 10-7 m/s gesteigert (Abb. 2.10). Allerdings konnte die Injektivität der Bohrung lediglich um ca. 30 Prozent auf m 3 /Pa s gesteigert werden. Dieser Wert ist in Übereinstimmung mit einer beobachteten Steigerung der Produktionsrate auf 0.7 l/s bei einer Wasserspiegelabsenkung um 60 m. Die Stimulation kann daher qualitativ als erfolgreich angesehen werden, obwohl die erhoffte Produktionsrate von 3 l/s bei weitem nicht erreicht wurde.

25 ABSCHLUSSBERICHT NR Abb. 2.9 Frac - bzw. Maximaldruck und Einschluss (shut - in) - Druck während der Stimulationsversuche in der Bohrung Waffenbrunn. Die durch Linien verbundenen Datenpunkte charakterisieren die Bereiche mit Reißverschluss-artiger Risserzeugung und Erweiterung Pc bzw. Pmax und Psi [MPa] Pc bzw. Pmax Psi Tiefe [m]

26 ABSCHLUSSBERICHT NR Abb Hydraulische Durchlässigkeit abgeleitet aus Druckstoß - Tests (Pulse - Tests) zu Beginn und Stufen - Injektionstests am Ende der Stimulationsversuche in der Bohrung Waffenbrunn k [m/s] Pulse-Test Stufen-Test Tiefe [m]

27 (iii) Otto - Therme, Bad Teinach ABSCHLUSSBERICHT NR Die Bohrung Otto - Therme liegt im Mineral- und Thermalwassergebiet von Bad Teinach. Die Bohrung wurde 1980 bis zu einer Endteufe von 1001 m im kristallinen Grundgebirge abgeteuft. Im unteren Teil der Bohrung beträgt der Bohrlochdurchmesser 8-1/2 Zoll. Im oberen Bereich ist eine 7-5/8 Zoll Verrohrung abgehängt. In den letzten Jahren ließ die Schüttung der Bohrung signifikant nach, sodaß eine Re-Stimulation der Bohrung in Betracht gezogen wurde. Aufgrund des Bohrlochdurchmessers, der hängenden Verrohrung und der baulichen Gegebenheiten (Thermenkeller) war die Stimulation eine technische Herausforderung und erforderte erhebliche Vorbereitungen. Die Stimulation sollte im Dezember 2001 mittels der MeSy Wireline Methode unter Anwendung des Reißverschluß-Frac-Konzepts mit einer 5-1/2 Zoll Doppelpackersonde erfolgen. Der Meßaufbau an der Therme ist in Abbildung 2.11 gezeigt. Leider ergab sich beim Sondenaufbau, daß die Bohrung aufgrund von Gesteinsnachfall bei 770 m Tiefe geschlossen war (Bohrlochdurchmesser 9-5/8 Zoll), so daß der 8-1/2 Zoll Bereich der Bohrung nicht zugänglich war. Dies ist eines der Beispiele der Suche nach geeigneten Bohrungen für die Entwicklung und Erprobung neuer Stimulationsmethoden. Es ist beabsichtigt, die Bohrung in der Zukunft aufzuwältigen und die Stimulationsversuche erneut in Angriff zu nehmen.

28 ABSCHLUSSBERICHT NR Abb Aufbau des Wireline Hydrofrac-Systems an der Otto-Therme, Bad Teinach.

29 ABSCHLUSSBERICHT NR (iv) Bohrung Lindau, Trebgast, Oberfranken (MeSy 2002) Die Bohrung Lindau bei Trebgast / Oberfranken wurde im Rahmen eines Forschungsprojekts zur Ermittlung der Buntsandsteinmächtigkeit bis 530 m Tiefe abgeteuft. Mit der Abfolge Buntsandstein / Zechstein / Rotliegendes entspricht die Lithologie i.w. der Lithologie, die in der Bohrung Groß-Schönebeck 3 in ca. 4 km Tiefe angetroffen wird (die Bohrung Groß-Schönebeck 3 wurde als Untersuchungsbohrung des Gesamtprojekts ausgewählt). Damit lag es nahe, in den Gesteinsformationen der Bohrung gezielte Stimulationsversuche durchzuführen. Die Geologie der Bohrung ist in Abbildung 2.12 dargestellt. Die Gesteinsabfolge bestand aus Grobsandsteinen und Konglomeraten des Unteren Buntsandsteins, Feinsandsteinen des Zechsteins und Tonsandsteinen des Oberrotliegenden. Leider liegt derzeit das Kernmaterial der Bohrung für Detailuntersuchungen noch nicht vor. Vor den Stimulationstests wurden in Verbindung mit geophysikalischen Bohrlochmessungen 2 Produktionstests durchgeführt, welche eine Produktivität von ca m 3 /Pa s aufzeigten. Gemeinsam mit der BGR Hannover wurden daraufhin in der Zeit Mai / Juni 2002 in der Bohrung ca. 50 Injektionstests und 5 Produktionstests durchgeführt. Die Injektionstests erfolgten größtenteils mit einer Doppelpackersonde mit einem Injektionsintervall von 3 m Länge und mit Injektionsraten bis zu ca. 30 l/min. Im Buntsandstein wurden pro Test im Mittel 630 Liter, im Zechstein ca. 520 Liter, im Rotliegenden ca. 114 Liter Wasser verpreßt. In Abbildung 2.13 bis 2.15 sind 3 typische Stimulationstests für den Buntsandstein, den Zechstein und das Rotliegende dargestellt. Im Buntsandstein werden keine Frac-Ergebnisse beobachtet, die Injektivität der Testintervalle variiert stark und liegt im Mittel konstant bei (3±5) m 3 /Pa s unabhängig von der Injektionsrate. Im Zechstein - Feinsandstein beträgt die Anfangsinjektivität der Testintervalle ca m 3 /Pa s und kann mit Injektionsraten von 25 l/min leicht um den Faktor 8 gesteigert werden, sobald ein Riß induziert wird. Ein noch besserer Stimulationserfolg wurde in den Rotliegend- Tonsandstein erzielt: Steigerung der Injektivität auf m 3 /Pa s bei nur 9 l/min gegenüber einer Anfangsinjektivität von m 3 /Pa s. Das Reißverschlußkonzept mit überlappenden Testintervallen war zumindest in einzelnen Bereichen erfolgreich, was durch die beobachteten Maximaldruckwerte zum Ausdruck kommt (Abb. 2.16). Vergleicht man die Gesamtproduktivität der Bohrung vor und nach den Stimulationstests (ca m 3 /Pa s gegenüber m 3 /Pa s) so wurde eine Steigerung fast um den Faktor 2 bewirkt.

30 ABSCHLUSSBERICHT NR Abb Geologisches Profil der Forschungsbohrung Lindau. FB Lindau / Ofr. 1 Mittl. Buntsandstein 10m GW: m Verrohrung: (ID: 160 mm) 100 m Unterer Buntsandstein bis 64m überwiegend Grobsandstein, bis 178m überwiegend Konglomerat) 178 m Zechstein Feinsandstein, tonig, dolomitisch/caliche 281m Oberrotliegendes Fanglomerat und Tonsandstein 418 m Rotliegendes Mittelsanstein, tlw. karbonatisch ET: 530 m

31 ABSCHLUSSBERICHT NR Abb Druck- und Injektionsratenregistrierung eines Stimulationstests im Buntsandstein der Forschungsbohrung Lindau in 162 m Tiefe. Intervalldruck Injektionsrate Abb Druck- und Injektionsratenregistrierung eines Stimulationstests im Zechstein der Forschungsbohrung Lindau in 188 m Tiefe. Intervalldruck Injektionsrate

32 ABSCHLUSSBERICHT NR Abb Druck- und Injektionsratenregistrierung eines Stimulationstests im Rotliegenden der Forschungsbohrung Lindau in 435 m Tiefe. Intervalldruck Injektionsrate

33 ABSCHLUSSBERICHT NR Abb Frac - bzw. Maximaldruck während der Stimulationsversuche in der Forschungsbohrung Lindau. Die durch Linien verbundenen Datenpunkte charakterisieren die Bereiche mit Reißverschluss-artiger Risserzeugung und Erweiterung. Maximaldruck, MPa Tiefe, m Buntsandstein Zechstein Tiefe, m 430 Rotliegendes 440

34 ABSCHLUSSBERICHT NR Klufthydraulik Die Klufthydraulik läßt sich durch die Konduktivität K (in m/s) darstellen. Als Ergebnisbeispiel werden wieder die Versuche in der Forschungsbohrung Lindau herangezogen. Die Anfangswerte vor Stimulation von Klüften betrugen: Permeabilität Konduktivität k, Darcy K m/s Buntsandstein Zechstein Rotliegendes Nach der Stimulation bzw. nach den Injektionsversuchen beträgt die Transmissivität in den 3 Gesteinsformationen (Abb. 2.17) : Konduktivität Steigerungsfaktor K * m/s Buntsandstein Zechstein Rotliegendes Die Konduktivitätssteigerung im nahezu impermeablen Zechstein und Rotliegenden kann ausschließlich der Induzierung von neuen Rissen zugeordnet werden. Die abgeleiteten Konduktivitätswerte von ca m/s können daher als charakteristisch für Klüfte angesehen werden und sollten auch die Hydraulik des klüftigen Gebirges gut beschreiben. Hieraus kann allerdings noch keine Aussage zur Druckverteilung in Rissen beim Fluidtransport abgeleitet werden.

35 ABSCHLUSSBERICHT NR Abb Hydraulische Durchlässigkeit abgeleitet aus Pulse - Tests zu Beginn und Stufen - Injektionstests am Ende der Stimulationsversuche in der Forschungsbohrung Lindau. Transmissivität, Konduktivität, m/s m/s Tiefe, m P-Test Step-Rate Test (R=10m) Step-Rate Test (R=100m) Buntsandstein Zechstein 420 Tiefe, m Rotliegendes

36 2.1.4 Stimulationsservice ABSCHLUSSBERICHT NR Im Dezember 2000 wurde die ehemalige Erdölbohrung Groß-Schönebeck 3 durch Aufbohren von Zementbrüchen wieder geöffnet und um ca. 60 m bis in die Vulkanite vertieft. Die Bohrung sollte für das Gesamtprojekt als Geothermie-Tiefenlabor genutzt werden. Dies betrifft insbesondere den openhole Bereich der Bohrung zwischen 3874 m und der Endteufe bei 4294 m mit einem Durchmesser von 149 mm und einer Temperatur von ca. 145 C. Obwohl das Kernmaterial der Rotliegendsandsteine hinreichende Reservoir- Permeabilität aufweist, wiesen erste Bohrlochmessungen auf eine Schädigung des Porenraums hin. Daher waren für 2000 / 2001 / 2002 hydraulische Tests geplant, die z.b. auch mit einer Hochtemperatur-Doppelpackersonde durchgeführt werden sollten. Diese sollten Daten zur Gebirgspermeabilität, dem in-situ Spannungszustand und dem Frac-Druck als Eingangsgrößen für eine massive Stimulationsmaßnahme liefern. Nach entsprechender Planung und Vorbereitung (MeSy Bericht 2001) wurde der Versuchsaufbau an der Bohrung Groß-Schönebeck im Oktober 2002 installiert. Der Versuchsaufbau umfaßte die MeSy 5000 m - Kabelwinde, 5000 m Stahl-Tubing, ein Pumpsystem mit einer Kapazität von 40 MPa / 10 l/min, sowie die MeSy Doppelpackersonde mit speziellen Hochtemperatur-Packern vom Typ TAM 5-1/4 Zoll-VE-11, für die vom Hersteller für die Bohrung mit einem Durchmesser von 149 mm eine Kapazität von 35 MPa / 230 C angegeben wurde. Der Versuchsaufbau ist in Abbildung 2.18 gezeigt. Trotz aufwendiger Vorversuche in passenden Stahlrohren bei MeSy Bochum versagten die Packerelemente bereits bei den ersten Tests in m und 4000 m Tiefe, trotz einer glatten, maßgerechten Bohrlochwand und sorgfältigem Druckausgleich zwischen innerem und äußerem Packerdruck. Ursache war die Beschädigung des inneren Packerschlauchs (bladder) aufgrund geringfügigem äußeren Überdruck im Bohrlochfluid. Grund hierfür war die (unbekannte) Dichteverteilung im heißen Bohrlochfluid (ca. 1.2 g/cm 3 gegenüber 1.02 g/cm 3 der KCl-Injektionsflüssigkeit). Obwohl die Packer vom Hersteller repariert wurden und MeSy ein neues Konzept zum Einbau der Doppelpackersonde entwickelte, wurde zunächst davon abgesehen, Wireline-Doppelpackertests in der Bohrung Groß-Schönebeck durchzuführen. Stattdessen wurden für den nächsten Stimulationstest (Anfang 2003) Injektionstests durch die Verrohrung der Bohrung konzipiert, wofür MeSy gemeinsam mit

37 ABSCHLUSSBERICHT NR BGR das Injektionsschema plante und die apparative Durchführung vorbereitete (Abb. 2.19). Abb Schematische Darstellung des Versuchsaufbaus für die moderaten Injektionstests in der Bohrung Groß-Schönebeck 3. winch rig, tripod or crane coil-tubing pressure control panel data acquisition unit pressure-gauge flowmeter HP pump 7-conductor logging cable downhole pressure-gauge push-pull valve for packer and interval-pressurization packer elements test-interval

38 ABSCHLUSSBERICHT NR Abb Schema für die open-hole Stimulation in der Bohrung Groß- Schönebeck 3 im Januar / Februar R ate (l/s) Auszirkulation/Injektion (2 l/s fü r 8 h, danach 1.5 d bis auf "0"abfallende Rate) 80 Injektion m. S alz (1 l/s; 48 h) DAM, 2 d Injektion o. Salz? (7d, 1 l/s) DAM, 7 d O H -S tim ulation 2003 Stufeninjektion/Stimulation (2,3,4,5 l/s je 12 h; 9 l/s, 36 h) Injektion (1 l/s; 48 h) Minifrac + 2.Stimulation (72 h, 30 l/s) Stimulation (48h, 40l/s; 8h, 75l/s) 9100 Injektion (5, 10, 20 l/s; je 24 h) T F T F T F T F DAM, 2 d DAM, 2 d DAM, 2 d DAM, 3 d Denkpause, Umbau, 3d rote Zahlen: Volumina (m 3 ) schwarze Buchstaben: Testphase DAM: Druckabbau(aufbau)messung T : Temperaturlog F : Flow m eterlog : zw ischenzeitlicher Shut in/flow pulse/h IT a b c d e f g h i j k Umbau, 1d Vortest Injektion (1 l/s, 5 l/s je 24 h) DAM, 5 d DAM, 3 d Auslauftest (10 l/s, 24 h) F ö rdertest (5, 10, 20 l/s, je 24 h) DAM, 3 d Flowmeterbefahrung (6h, 20 l/s) l Zeit (d) Projekt/Vulkanit_stimuli/Konzept/Konzept_1.grf

39 2.1.5 Zusammenfassung ABSCHLUSSBERICHT NR Ziel des Gesamtprojekts ist die mögliche Einbeziehung klüftig / poröser tiefer Speicherformationen für die geothermische Nutzung. Die Nutzung wurde bisher nicht betrachtet, da bisherige Bohrungen nur geringe Förderraten lieferten. Zur Steigerung der Produktivität solcher Bohrungen sind daher, wie im Erdöl- / Erdgasbereich, Stimulationsmaßnahmen erforderlich. Aufgrund der unterschiedlichen Anforderungen (große Förderraten, Reinjektion der geförderten Fluide, Kluftwasserspeicher statt Porenspeicher) ist die Entwicklung neuer Stimulationsverfahren notwendig. Diese Entwicklung bedarf der Charakterisierung der Speicherformationen, der Betrachtung des in-situ Spannungsfelds, der numerischen Modellierung des Stimulationsprozesses, sowie Geräteentwicklung und Erprobung von Stimulationskonzepten. Hinsichtlich des Spannungsfelds wurden zunächst existierende Spannungsdaten für Mitteleuropa gesammelt, durch zusätzliche Hydrofrac-Spannungsmessungen in Tiefbohrungen ergänzt und in Spannungskarten sowie in Spannungs-Tiefenprofilen dargestellt. Die MeSy Hydrofrac-Datenbank umfaßt z.z. ca. 300 Lokationen und erstreckt sich bis zu ca. 2 km Tiefe (9 km für die Lokation KTB, 3 km für die Lokation Urach, 5 km für die Lokation Soultz s. F.). Für die Spannungsmessung wurde die Wireline Hydrofrac- Methode durch bruchmechanische Modelle weiterentwickelt. Diese Modellentwicklung enthält auch das Reißverschlußkonzept zur Schlitz-artigen Erweiterung von induzierten Rissen über weite Bohrlochsektionen. Das Konzept zielt auf eine möglichst gute Anbindung einer Bohrung an das klüftig-poröse Gebirge hin. Das Konzept konnte in einer Kristallinbohrung (Waffenbrunn / Opf.) und in der Forschungsbohrung Lindau / Ofr. mit z.t. gutem Erfolg erprobt werden. In beiden Fällen wurde eine Produktionssteigerung um den Faktor ca. 2 erzielt, obwohl die Injektivität einzelner Testsektionen im impermeablen Gestein (Granit, Zechstein, Rotliegendes) um den Faktor 100 oder 1000 erhöht wurde. Trotz dieser Erfolge weist die Stimulationstechnologie nach wie vor erheblichen Forschungs- und Entwicklungsbedarf auf. Dies gilt sowohl für die Erprobung von neuen Konzepten wie auch für apparative Entwicklungen für Tiefbohrungen mit hohen Temperaturen.

40 2.1.6 Literatur zu Kapitel 2.1 ABSCHLUSSBERICHT NR Klee G (1991) : Experimentelle Untersuchungen der Druckverteilung in hydraulisch induzierten Rissen. Dipl. Arb. Ruhr - Universität Bochum. MeSy - Bericht (2000) : Durchführung von in-situ Untersuchungen zur Anhydritlösung im Rhätsandstein in der geothermischen Erkundungsbohrung Allermöhe 1. Ber. Nr MeSy - Bericht (2001) : Durchführung von Stimulationsversuchen im Tiefbrunnen TB1 der Gemeinde Waffenbrunn. Ber. Nr MeSy - Bericht (2001) : Injektionsversuche mit Wireline-Doppelpackersonden in der Bohrung Groß-Schönebeck - Technische Planung. Ber. Nr MeSy - Bericht (2002) : Stimulatiosnversuche in der Forschungsbohrung Lindau / Oberfranken. Ber. Nr Reinecker J, Heidbach O, Müller B (2003) : The 2003 release of the World Stress Map. Rummel F (1997) : Stimulation einer Mineralwasserbohrung mit geringer Schüttung. Der Mineralbrunnen, Vol. 10, Teza D (2001) : Risse als hydraulische Ventile in Gesteinen. Dip.Arb. Ruhr - Universität Bochum. Trans-Viet T, Jung R, Schellschmidt R (1998) : Injektionstest in der Geothermiebohrung Allermöhe 1. BGR-Ber Weber U, Rummel F (1995) : Fracture mechanics models for sensitivity analysis of hydraulic fracturing model parameters. Proc. World Geoth. Congr. Florence, Vol. 4, Weidler R (2001) : Hydraulic stimulation of the 5 km deep well GPK2, HDR Project Soultz s.f. BGR Hannover.

41 2.2 Verwertbarkeit der Ergebnisse ABSCHLUSSBERICHT NR Für die geothermische Nutzung klüftig - poröser Wärmelagerstätten wurden im Berichtszeitraum erste Beiträge zur weiteren technischen Entwicklung erarbeitet. Dies betrifft insbesondere die Charakterisierung solcher Lagerstätten mittels moderater Injektionstests (Permeabilität, Transmissivität), die mögliche Produktionssteigerung von Geothermiebohrungen durch Anbindung von großen Bohrlochsektionen an das umgebende Gebirge sowie die Untersuchung des Einflusses von Gebirgsspannungen auf die Wirksamkeit von Stimulationsmaßnahmen. Diese Ergebnisse können unmittelbar in das bereits laufende Folgeprojekt eingebracht werden, das die erfolgreiche Stimulation der Bohrung Groß-Schönebeck (trotz der momentanen Bohrlochinstabilität) zum Ziel hat. Erfolgversprechend erscheint insbesondere die Einbindung der Vulkanitformation als Reservoir- und Zirkulationsgebirge. Darüber hinaus werden die gezielten Ergebnisse sowohl für die HDR-Technologie wie auch für die tiefe Grundwasserschließung aus gering - permeablen Gesteinen in Zukunft von Bedeutung sein. Auch hier sind gezielte Injektions- und Produktionstests für die Charakterisierung der Gebirgshydraulik dringend erforderlich. Derartige Versuche wurden von MeSy in den letzten Monaten z.b. zur Prognose der Gebirgsdurchlässigkeit in Bohrungen der Kupfermine Chuquicamata / Chile durchgeführt. Hierbei konnten insbesondere die Erfahrungen in der Forschungsbohrung Lindau / Ofr. verwendet werden. Die entwickelte Hochtemperatur-Doppelpackersonde wird sicherlich in derzeit geplanten Geothermieprojekten (z.b. Genesys, Prometheus, Bad U- rach) eingesetzt, gemeinsam mit dem Reißverschlußkonzept. Die für Deutschland zur Verfügung stehende Spannungsdatenbasis wird auch in bautechnischen Projekten, vor allem im Tunnelbau Verwendung finden. Nicht zuletzt hat sich das Projekt in 2 Diplomarbeiten an der Ruhr-Universität ausgewirkt. 2.3 Fortschritte bei anderen Stellen Die Gebirgshydraulik bzw. die Hydraulik des tieferen Untergrunds gewinnt gegenwärtig rasant an Bedeutung. Dies betrifft sowohl die Geothermie, insbesondere die HDR-Technik, die Grundwassererschließung aus dem tieferen Untergrund, die Planung technischer Bauwerke und die Endlagerung. Hieran wird in Europa im Europäischen HDR-Projekt und in den nationalen Endlagerprojekten, vor allem in der Schweiz (NAGRA), in Frankreich (ANDRA) oder in Schweden (SKB) gearbeitet. Demgegenüber befassen sich, auch international, nur wenige Forschungslabors mit der Weiterentwicklung der Stimulationstech-

42 ABSCHLUSSBERICHT NR nik. Hierbei sind evt. einige Projekte zur hydraulischen Stimulation von künstlichen Erdbeben zu erwähnen, z.b. SFB Rheologie der Erde (Ruhr-Universität Bochum). Auf dem Gebiet des Hydraulic Fracturing ist eine chinesische Arbeit aufzuführen, die sich mit einer detaillierten neuartigen Modellierung des Frac- Prozesses befaßt (TH Yang et al.: Influence of heterogeneity of mechanical properties on hydraulic fracturing in permeable rocks. Publ. in preparation, Rock Mechanics, 2003). Die bei MeSy seit 1987 begonnene Modell-Packertechnologie zum Einsatz bei extremen Bedingungen wird im Europäischen HDR-Projekt weiterhin eingesetzt. Gegenüber den Fortschritten auf dem Gebiet der Geothermie in Europa scheint die Geothermie in Japan oder den USA zu stagnieren, zumindest was die Forschung betrifft. Ein weiteres Problem besteht derzeit in der Ausbildung von Nachwuchskräften zur Weiterentwicklung der Nutzung der Geothermie, in Deutschland, in Europa und wahrscheinlich weltweit. 2.4 Erfolgte oder geplante Veröffentlichungen der FE-Ergebnisse nach 11 Im Berichtszeitraum entstanden durch MeSy-Mitarbeiter oder unter deren Beteiligung folgende relevante Veröffentlichungen bzw. Berichte: Klee G (2003) : Sustainable development of groundwater from hard rock formations. In : Rock Mechanics with Emphasis on Stress (ed. F. Rummel), Balkema (submitted). Klee G (2003) : The European HDR-Project in the tectonic regime of the Upper Rhine graben. In : Rock Mechanics with Emphasis on Stress (ed. F. Rummel), Balkema (submitted). Klee G (2003) : Abschätzung des Spannungzustands im Oberkarbon bis 4 km Tiefe. MeSy Ber. Nr Klee G, Weber U (2003) : Stimulation eines unterirdischen Wärmetauschers und der Einsatz von Stützmitteln. MeSy Ber. Nr Rummel F, Teza D (2001) : The role of fractures as hydraulic valves. RUB Yellow Report No. 29, Bochum.

43 ABSCHLUSSBERICHT NR Rummel F (2002) : Crustal stress derived from fluid injection tests in boreholes. In : In-Situ Characterization of Rocks (ed. Sharma & Saxena), Chapt. 6, , Balkema. Rummel F, Klee G, Weber U (2002) : Stimulationsversuche der Forschungsbohrung Lindau / Oberfranken. MeSy Ber. Nr Rummel F, Schellschmidt R (2003) : Temperatur im Untergrund - Erdwärme als Mega - Energiequelle. In : Nationalatlas BRD, Bd. 2, Spektrum Akad. Verlag. Rummel F (2003) : Geothermal energy. In : Rock Mechanics with Emphasis on Stress (ed. F. Rummel), Balkema (submitted). 3. ERFOLGSKONTROLLBERICHT Die von MeSy erbrachten Leistungen auf den Gebieten Spannungsregime, Frac-Technik, Gebirgshydraulik sind wesentliche Beiträge zum Gesamtprojekt Nutzung geothermischer Ressourcen an klüftig - porösen Wärmelagerstätten. Das Energiepotential dieser Lagerstätten wurde in der TAB-Studie 2003 "Möglichkeiten geothermischer Stromerzeugung in Deutschland" herausgestellt. Darin wird auch insbesondere auf die Bedeutung der Weiterentwicklung der Stimulationstechnik hingewiesen. Der Kenntnisstand bezüglich des Spannungszustandes in Deutschland ist hinreichend was die Richtung horizontale Kompression betrifft. Diese ist durch die Kollision der afrikanischen und europäischen Platten geprägt und weist eine mittlere Richtung von NNW-SSE auf. Die Spannungsmagnituden sind allerdings meist nur durch Daten aus Flachbohrungen belegt. Lokal gültige Spannungs-Tiefen-Profile sind nur für wenige Gebiete belegt. Dies gilt insbesondere für den norddeutschen Raum. Im Vergleich zum hohen Niveau bei der Stimulation von Erdöl- / Erdgasbohrungen befindet sich die Stimulationstechnik bei der Erschließung der Geothermie an klüftig - porösen Gesteinen noch im Anfangsstadium. Neue Ansätze wie z.b. das auf der Bruchmechanik basierende Reißverschluß-Frac-Konzept haben beim Einsatz in Flachbohrungen erste Erfolge in der Steigerung von Injektivität / Produktivität geliefert. Allerdings sind hier weitere systematische in-situ Versu-

44 ABSCHLUSSBERICHT NR che dringend erforderlich. Dies betrifft auch die Modellierung und das Verständnis des Stimulationsprozesses. Hierzu sind weitere systematische und gezielte Hydrauliktests zur Charakterisierung der Hydraulik des geklüfteten Gebirges notwendig. Erste systematische Ergebnisse hierzu konnten von MeSy in den vergangenen Monaten durch eine mehrmonatige Meßkampagne in der Chuquicamata Kupfermine Chile in 13 Bohrungen bis 1000 m Tiefe erzielt werden. Es ist bedauerlich, daß Geotechnikprojekte mit Tiefbohrungen in Deutschland aufgrund Zeit- und Kostengründen ähnliche systematische Untersuchungen kaum zulassen. Systematische Stimulation in tiefen Geothermiebohrungen erfordert die Stimulation möglichst zahlreicher Bohrlochsektionen. Dies kann nur durch den Einsatz von Doppelpackersystemen erfolgen. Wie ein Test in der Bohrung Groß- Schönebeck in 4 km Tiefe bei ca. 145 C zeigte, besteht in der Entwicklung geeigneter Packerelemente dringend Handlungsbedarf. Schlauchhersteller in Deutschland sehen für die Entwicklung von Packerelementen für Geothermiebohrungen keinen Markt, man ist auf Packerhersteller der Ölindustrie in den USA angewiesen. MeSy hat deshalb mit der Entwicklung von Metallpackern aus Aluminium, Kupfer, Edelstahllegierungen begonnen und derartige Packer sowohl als Abdichtpacker wie auch als Gestängepacker erfolgreich erprobt. Die Entwicklung wurde von MeSy gemeinsam mit der EWIV-Wärmebergbau patentiert (Europa, Japan, USA). Allerdings ist eine wirtschaftliche Verwertung der Packerentwicklung derzeit noch nicht absehbar. Die TAB-Studie 2003 weist auf das Potential der Geothermie als zukünftige Energieoption hin. Die tatsächliche Entwicklung und Nutzung dieses Potentials bedarf zunächst der Errichtung von Pilotprojekten an verschiedenen Standorten mit unterschiedlichen geologisch - tektonischen Gegebenheiten. Das im Gesamtprojekt sowie in den Teilprojekten am GFZ, der GTN und von MeSy entwickelte Know-how kann in derartige zukünftige Pilotprojekte eingebracht werden, falls Kontinuität des Forschungs- und Entwicklungspotentials erhalten werden kann und wenn entsprechender qualifizierter Nachwuchs an den Hochschulen ausgebildet wird. Das erworbene Know-how wird derzeit von den Projektpartnern in die Projekte Europäisches HDR-Projekt, das Bad Urach Projekt, das Projekt Genesys des Forschungszentrums Hannover und das Prometheus Projekt zur Wärmeversorgung der Ruhr-Universität Bochum eingebracht. Die Projektpartner werden sich auch am Europäischen Coordinated Action Projekt ENGINE (Enhanced Geothermal Initiative Network for Europe) des 6. EU Programms beteiligen. Das Projekt wurde unter Federführung des BRGM Orleans

45 ABSCHLUSSBERICHT NR im März 2003 in Brüssel beantragt. Hieran werden sich ca. 30 Partner aus fast allen europäischen Staaten beteiligen. In Ansätzen wurden alle Ziele des Projekts erfüllt. Allerdings steht die Stimulation der Projektbohrung Groß-Schönebeck noch aus aufgrund der Instabilität der ehemaligen Erdölbohrung. Zur Lösung dieses Problems werden derzeit verschiedene Strategien diskutiert. Das Problem dürfte generell in der Verwendung von Altbohrungen für geothermische Zwecke liegen. Wie bei Projekten mit Tiefbohrungen zu erwarten, gab es Rückschläge in der Kosten- und Zeitplanung. Nicht alle Aufgaben konnten aufgrund von Zusatzkosten bewältigt werden, nicht alle Ziele konnten aufgrund von Zeitmangel bzw. der zeitlichen Verfügbarkeit einer Bohrung für systematische Untersuchungen bis zum Ende verfolgt werden. Einige Ziele werden jedoch im derzeit laufenden Folgeprojekt zumindest teilweise erreicht werden.

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