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Outcrop analogue studies of rocks from the Northwest German Basin for geothermal exploration and exploitation

Fault zone structure, heterogeneous rock properties, and application to reservoir conditions

dc.contributor.advisorPhilipp, Sonja L. Prof. Dr.
dc.contributor.authorReyer, Dorothea
dc.date.accessioned2014-10-09T08:11:15Z
dc.date.available2014-10-09T08:11:15Z
dc.date.issued2014-10-09
dc.identifier.urihttp://hdl.handle.net/11858/00-1735-0000-0023-98FA-1
dc.identifier.urihttp://dx.doi.org/10.53846/goediss-4720
dc.description.abstractSchichtung und Störungszonen sind typische Phänomene in Sedimentbecken wie dem Nordwestdeutschen Becken. Diese Gesteinsheterogenitäten können großen Einfluss auf viele verschiedene Fragestellungen im Zusammenhang mit der Exploration, dem Bohren und der hydraulischen Stimulation des geothermischen Reservoirs haben. Diese Doktorarbeit liefert Aussagen und Ansätze, wie hoch aufgelöste Daten, die in Aufschlüssen erhoben wurden, für eine verbesserte Vorhersage des Störungszonenaufbaus und der gesteinsmechanischen Eigenschaften in größeren Tiefen verwendet werden können. Um den Aufbau von Störungszonen und assoziierten Bruchsystemen in Sedimentgesteinen besser zu verstehen, wurden 58 Abschiebungen im Aufschlussmaßstab detailliert analysiert. Der Schwerpunkt lag dabei auf der Analyse von Bruchorientierung, -dichte, -öffnungsweite und -länge – jeweils getrennt betrachtet für Bruchzone und Nebengestein – sowie auf den strukturellen Indizes. Es konnten deutliche Unterschiede zwischen karbonatischen und klastischen Gesteinen festgestellt werden: in karbonatischen Gesteinen treten häufig ausgeprägte Bruchzonen mit erhöhten Bruchdichten auf. Während die maximale Öffnungsweite für beide Einheiten ähnlich ist, ist der Anteil an Brüchen mit großen Öffnungsweiten in der Bruchzone deutlich größer als im Nebengestein. In Karbonatgesteinen kann die Bruchorientierung in der Bruchzone stark von der im Nebengestein abweichen. In klastischen Gesteinen dagegen sind in beiden Einheiten ähnliche Bruchorientierungen zu finden. Die Auswertung der strukturellen Indizes zeigt, dass Abschiebungen in Karbonatgesteinen eher bruchzonen-dominiert sind als solche in klastischen Gesteinen und folglich größeren positiven Einfluss auf die Reservoirpermeabilität haben. Auf Basis der bestimmten Bruchdichtenverteilungen und Elastizitätsmoduli wurden effektive Steifigkeiten Ee innerhalb der Abschiebungen berechnet. Dabei zeigen Bruchzonen in klastischen Gesteinen eine deutlich geringere Abnahme der Steifigkeiten als solche in Karbonatgesteinen. Um die Kenntnisse über Eigenschaften typischer Gesteine im Nordwestdeutschen Becken zu erweitern, wurden physikalische (Vp-Geschwindigkeit, Porosität, Rohdichte und Korndichte) und gesteinsmechanische Parameter (Einaxiale Druckfestigkeit [UCS], Elastizitätsmodul, Zerstörungsarbeit und Zugfestigkeit; jeweils parallel und senkrecht zur sedimentären Schichtung) an 35 Gesteinsproben aus Aufschlüssen und 14 Bohrkernproben bestimmt. Für einen Teil dieser Proben (eine Vulkanit- sowie jeweils drei Sandstein- und Kalksteinproben) wurden Triaxialmessungen durchgeführt. Da Bohrkernmaterial selten ist, war es Ziel dieser Arbeit, die in-situ-Gesteinseigenschaften anhand von Aufschlussproben vorherzusagen. Die Eigenschaften von Proben aus größeren Tiefen werden dann mit denen äquivalenter Proben verglichen, d.h. Bohrkern und äquivalente Aufschlussprobe haben das gleiche stratigraphische Alter und eine vergleichbare sedimentäre Fazies. Die Äquivalenz der Proben wurde anhand von Dünnschliffen sichergestellt. Empirische Beziehungen bzw. Korrelationen zwischen UCS und allen physikalischen und geomechanischen Parametern wurden mit Regressionsanalysen bestimmt, jeweils lithologisch getrennt für alle Proben (inkl. Bohrkerne) und nur für Aufschlussproben. Die meisten Korrelationen haben ein hohes Bestimmtheitsmaß; die Ergebnisse der Bohrkerne liegen meist innerhalb der 90% Prognosebänder der Korrelationen, die für Aufschlussproben berechnet wurden. Auf ähnliche Weise wurden anhand von mehreren Triaxialmessungen pro Probe linearisierte Mohr-Coulomb Versagenskriterien bestimmt, die sowohl in Hauptnormalspannungen als auch in Normal- und Scherspannungen angegeben werden. Ein Vergleich zeigt, dass es zwar für Klastika und Vulkanite aus Aufschlüssen möglich ist, Versagenskriterien, die in Hauptnormalspannungen ausgedrückt werden, auf Bohrkernproben anzuwenden, aber nicht für Karbonate. Sind die Versagenskriterien allerdings in Normal- und Scherspannungen angegeben, ist die Anwendbarkeit für alle Gesteinsarten gut. Eine Übertragbarkeit der empirischen Beziehungen auf die Tiefe wird abgeleitet. Die wichtigsten Parameter, um die Anwendbarkeit der Aufschlussdaten zu gewährleisten, sind eine vergleichbare Textur und eine ähnliche Porosität von Äquivalenzproben aus Steinbrüchen und Bohrkernproben. Die Bruchausbreitung infolge einer hydraulischen Stimulation von heterogenen Gesteinen wurde mit dem Programm FRACOD analysiert. Es wurden numerische Modelle erstellt, die für das NWGB charakteristisch sind und die sowohl geschichtete Abfolgen als auch bereits existierende Brüche berücksichtigen. Die Ergebnisse der Untersuchung von Bruchsystemen in Störungszonen und die gemessenen gesteinsmechanischen Eigenschaften werden als Eingangsparameter verwendet. Die Modellierung zeigt, dass ein großer mechanischer Kontrast zwischen einzelnen Schichten bezüglich Elastizitätsmodul und Poissonkoeffizient geringeren Einfluss auf die Ausbreitungsrichtung des Bruches hat, als stark unterschiedliche Bruchzähigkeiten. Werden bereits existierende Brüche in das Modell eingebaut, zeigt sich eine starke Wechselwirkung mit dem induzierten Hydrobruch. Die Ergebnisse dieser Doktorarbeit sind von vielfältigem Nutzen. Erstens helfen die Daten bei der Exploration von geothermischen Reservoiren in Störungszonen mit hohen natürlichen Permeabilitäten. Zweitens liefern die Ergebnisse der Labormessungen Aussagen und Ansätze, wie man die mechanischen Gesteinseigenschaften in größeren Tiefen anhand von Aufschlussproben vorhersagen und sie als Eingangsparameter für zukünftige numerische Modellierungen zu geothermischen Fragestellungen heranziehen kann. Außerdem liefert die numerische Modellierung der Bruchausbreitung infolge einer hydraulischen Stimulation in heterogenen Gesteinen Einblicke in die relevanten Parameter, die Einfluss auf die Ausbreitungsrichtung des induzierten Bruches haben. Dieses Wissen wird dabei helfen, die hydraulische Stimulation an die jeweiligen Reservoirbedingungen anzupassen.de
dc.language.isoengde
dc.rights.urihttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/3.0/
dc.subject.ddc910de
dc.subject.ddc550de
dc.titleOutcrop analogue studies of rocks from the Northwest German Basin for geothermal exploration and exploitationde
dc.title.alternativeFault zone structure, heterogeneous rock properties, and application to reservoir conditionsde
dc.typedoctoralThesisde
dc.contributor.refereePhilipp, Sonja L. Prof. Dr.
dc.date.examination2013-10-24
dc.description.abstractengRock heterogeneities in terms of layering and fault zones are common phenomena in sedimentary basins such as the Northwest German Basin (NWGB). At geothermal projects, these heterogeneous rock properties affect many issues associated with exploration, drilling, and reservoir stimulation. This thesis investigates how high resolution data from outcrop analogues can be used to improve predictions of both normal fault structure and rock mechanical conditions at greater depths. To better understand normal fault structure and associated fracture systems in sedimentary rocks of the NWGB, 58 outcrop-scale normal fault zones were analysed in detail. The focus was on fracture orientations, densities, apertures and lengths, separately for fault damage zones and host rocks, as well as structural indices. Pronounced differences between carbonate and clastic rocks were found, and mainly in carbonate rocks clear damage zones with increased fracture densities occur. While the maximum aperture is similar for both rock types, the percentage of fractures with large apertures is much higher in the damage zones. In carbonate rocks, damage zone fractures may differ significantly in orientation from that in the host rocks. In clastic rocks, fractures show a similar orientation in both fault damage zones and host rocks. Structural indices indicate that normal fault zones in carbonate rocks are more damage-zone dominated and have more profound effects on enhancing permeability in fluid reservoirs than those in clastic rocks. Based on measured Young’s moduli and fracture density distributions, effective stiffnesses Ee within normal faults are calculated and yield a significantly smaller stiffness decrease for clastic-rock damage zones compared with carbonate rocks. To improve knowledge about properties of typical NWGB rocks, physical (P-wave velocities, porosity, and bulk and grain density) and geomechanical parameters (Uniaxial compressive strength (UCS), Young’s modulus, destruction work and indirect tensile strength; each perpendicular and parallel to layering) were determined for 35 outcrop samples taken from quarries and 14 equivalent core samples. A subgroup of these samples, consisting of one volcanic rock sample, three sandstone and three carbonate samples, was used for triaxial tests. Because core material is rare, this thesis aims at predicting in situ rock properties from outcrop analogue samples. Properties of samples from depths are compared with equivalent outcrop samples – that is, same stratigraphic age and comparable sedimentary facies. Equivalence is confirmed using thin section analyses. Empirical relations of UCS with all physical and geomechanical parameters were determined with regression analyses, lithologically separated for outcrop and core samples. Most relations have high coefficients of determination; properties of core samples lie within 90% prediction bands of empirical relations for outcrop samples. Similarly, linearized Mohr-Coulomb failure criteria, expressed in both principal stresses as well in shear and normal stresses were determined from triaxial test sequences. A comparison with core samples shows that it is possible to apply principal stress failure criteria for clastic and volcanic rocks, but less so for carbonates. Expressed in shear and normal stresses, however, applicability is good for all rock types. Transferability of empirical relations to rocks at depths is expected. The most important aspects regarding applicability of obtained criteria are porosity and textural comparability of outcrop equivalents with core samples. Using FRACOD, fracture propagation in heterogeneous rocks at stimulation treatments was analysed for numerical models involving layered and fractured scenarios characteristic for NWGB. Results of both fault-related fracture systems and geomechanical properties are used as input parameters. Contrasts in Young’s modulus and Poisson’s ratio between alternating layers were found to have less effect on the fracture trajectory than contrasts in fracture toughness. Scenarios involving a set of parallel pre-existing fractures reveal a complex interaction with an induced hydrofracture. Presented results of this thesis can be of manifold use: they will help to explore fault-related geothermal reservoirs with high natural permeabilities; laboratory measurements provide approaches as to how to predict mechanical properties at greater depths from outcrop samples, as well as input data for future numerical modelling of geothermal problems; and numerical modelling of hydrofracture propagation in heterogeneous rocks gives insight on relevant parameters affecting fracture path which helps adapting the stimulation strategy to reservoir conditions.de
dc.contributor.coRefereeSauter, Martin Prof. Dr.
dc.contributor.thirdRefereeThomas, Rüdiger Dr.
dc.subject.engOutcrop analoguede
dc.subject.engGeothermal explorationde
dc.subject.engRock propertiesde
dc.subject.engFault zonede
dc.subject.engNorthwest German Basinde
dc.identifier.urnurn:nbn:de:gbv:7-11858/00-1735-0000-0023-98FA-1-3
dc.affiliation.instituteFakultät für Geowissenschaften und Geographiede
dc.subject.gokfullGeologische Wissenschaften (PPN62504584X)de
dc.identifier.ppn798243570


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