Monitoring. Univ.-Prof. Dr. habil. Marco Bohnhoff. Hannover, 24. Juni Sektion 3.2: Geomechanik und Rheologie. Einsatz von mikroseismischem

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1 Monitoring Univ.-Prof. Dr. habil. Marco Bohnhoff Hannover, 24. Juni 2013 Sektion 3.2: Geomechanik und Rheologie Einsatz von mikroseismischem Monitoring zur geomechanischen Charakterisierung von Reservoiren und zur Detektion potenzieller Leckagen Univ.-Prof. Dr. habil. Marco Bohnhoff Hannover, 24. Juni 2013 Sektion 3.2: Geomechanik und Rheologie 1

Worin besteht der Nutzen von Induzierter Seismizität? Induzierte Seismizität = Erdbeben?

2 Worum geht es? Warum tritt Induzierte Seismizität bei Fracking oder Reservoir-Stimulation auf? Wie lässt sich Fracking mikroseismisch überwachen? Worin besteht der Nutzen von Induzierter Seismizität? Induzierte Seismizität = Erdbeben? Erdbebenmagnitude (Richterskala) Magnitude < -1 Bruchfläche m² Versatz mm (Bild rekonstruiert) Magnitude >7 Bruchfläche >10³ km² Versatz m 2

3 Induzierte Seismizität = Erdbeben? Energie -2 x30-1 x30 0 x30 1 x30 2 x30 3 x30 4 x30 5 x30 6 x30 7 x30 Erdbebenmagnitude (Richterskala) Magnitude < -1 Bruchfläche m² Versatz mm (Bild rekonstruiert) Magnitude >7 Bruchfläche >10³ km² Versatz m Induzierte Seismizität = Erdbeben? 6*1014 Energie -2 x30-1 x30 0 x30 1 x30 2 x30 3 x30 4 x30 5 x30 6 x30 7 x30 Erdbebenmagnitude (Richterskala) Magnitude < -1 Bruchfläche m² Versatz mm (Bild rekonstruiert) Magnitude >7 Bruchfläche >10³ km² Versatz m 3

4 Induzierte Seismizität = Erdbeben? 6*1014 Energie -2 x30-1 x30 0 x30 1 x30 2 x30 3 x30 4 x30 5 x30 6 x30 7 x30 Erdbebenmagnitude (Richterskala) Magnitude < -1 Bruchfläche m² Versatz mm (Bild rekonstruiert) Magnitude >7 Bruchfläche >10³ km² Versatz m Ja, aber in fast allen Fällen weder spürbar noch messbar! Ursache Induzierter Seismizität τ = C + µ ( P f ) µ = Reibungskoeffizient τ = Scherspannung = Normalspannung P f = Porenfluiddruck C = Kohäsion Erhöhung Porenfluiddruck τ P f 4

5 Ursache Induzierter Seismizität τ = C + µ ( P f ) µ = Reibungskoeffizient τ = Scherspannung = Normalspannung P f = Porenfluiddruck C = Kohäsion τ Erhöhung Porenfluiddruck Erniedrigung Normalspannung P f Ursache Induzierter Seismizität τ = C + µ ( P f ) µ = Reibungskoeffizient τ = Scherspannung = Normalspannung P f = Porenfluiddruck C = Kohäsion τ Erhöhung Porenfluiddruck Erniedrigung Normalspannung Reaktivierung Bruchfläche P f 5

Ursache Induzierter Seismizität τ = C + µ ( P f ) µ = Reibungskoeffizient τ = Scherspannung = Normalspannung P f = Porenfluiddruck C = Kohäsion τ Erhöhung Porenfluiddruck Erniedrigung Normalspannung

6 Ursache Induzierter Seismizität τ = C + µ ( P f ) µ = Reibungskoeffizient τ = Scherspannung = Normalspannung P f = Porenfluiddruck C = Kohäsion τ Erhöhung Porenfluiddruck Erniedrigung Normalspannung Reaktivierung Bruchfläche P f Abbau Scherspannung Nutzen von Bohrlochgeophonen M~ 1 Dektektionsgrenze Oberfläche 1 MIN M~ -2 gesehen in 2.7 km Tiefe M~ -1 gesehen in 2.7 km Tiefe (P. Malin, pers. comm.) 6

$auch Wachstum) des hydraulischen Risses (hydro-frac) einer geomechanischen Charakterisierung von Schiefer-Gas- Reservoiren oder auch Gas-Speicherhorizonten der Überwachung potenzieller Leckagen$

7 Analyse Induzierter Seismizität Mikroseismische Überwachung von geologischen Reservoiren vor, während und nach Fracking oder Stimulation dient dem Ziel der Ortung und Größenabschätzung (ggf. auch Wachstum) des hydraulischen Risses (hydro-frac) einer geomechanischen Charakterisierung von Schiefer-Gas- Reservoiren oder auch Gas-Speicherhorizonten der Überwachung potenzieller Leckagen entlang von (Alt-) Bohrungen und im Deckgestein Ansatz: Anwendung von in der Grundlagenforschung etablierten seismologischen Verwahren auf Fragestellungen der Reservoir- Geomechanik. Monitoring von Reservoir-Stimulation Meist Kurz-Einsatz von Bohrloch-Geophon-Ketten in einer oder wenigen Überwachungsbohrung(en) zur Überwachung von Frack-Operationen in Kohlenwasserstoff-, Geothermie- oder Schiefergas-Reservoiren. (Rutledge et al., BSSA, 1998) (Kwiatek, Acta Geophys., 2010) 7

Juni 13 Monitoring von Reservoir-Stimulation

Well head pressure Injection rate SH max 250m

8 Juni 13 Monitoring von Reservoir-Stimulation Überwachung der raum-zeitlichen Migration von Induzierter Seismizität und Abgleichen mit Stimulationsparametern (zb Injektionsvolumen). Well head pressure Injection rate SH max 250m (Kwiatek, et al., subm.) Detektion von Leckagen in Altbohrungen Bohnhoff et al., IJGGC (2010) 8

9 Detektion von Leckagen in Altbohrungen Quellsignal: Volumenzunahme von CO 2 während des Aufstiegs Richtung Oberfläche entlang von Bohrungen. Resonator: Wassergefüllte Risse in der Formation und/oder Hohlräume und Defekte in der Zementierung hinter der Verrohrung. (Bohnhoff & Zoback, JGR, 2010) Take-Home Message Der weitaus größte Teil Induzierter Seismizität stellt ein Nutzsignal dar, durch das eine Überwachung von Fracking- Prozessen erst möglich wird. Durch den gezielten Einsatz von Bohrlochgeophonen kann die Größe und Ausbreitung des hydraulischen Risses abgebildet werden. Bohrlochseismologische Registrierungen liefern ergänzende Hinweise auf mögliche Leckagen entlang von (Alt-)Bohrungen und im Deckgestein. 9

10 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! 10

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