On the significance and predictability of geological parameters in the exploration for geothermal energy

On the significance and predictability of geological parameters in the exploration for geothermal energy

by Johanna Frederike Bauer
Cumulative thesis
Date of Examination:2017-11-06
Date of issue:2018-05-02
Advisor:Prof. Dr. Jonas Kley
Referee:Prof. Dr. Jonas Kley
Referee:Dr. David C. Tanner
Referee:Prof. Dr. Inga Moeck
Persistent Address: http://dx.doi.org/10.53846/goediss-6853

 

 

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Abstract

English

Sufficient reservoir permeability is essential to exploit heat resources for geothermal energy. Reliable prediction of permeability and in consequence flow rate in a deep geothermal reservoir is difficult to predict because subsurface data are rare. Since fracture density often increases around fault zones, fault-related reservoirs have become prime targets for exploration. However, this is not without risk, because fault-related permeability can vary greatly on the small scale. My cumulative thesis is part of the AuGE Project (Aufschlussanalogstudien und ihre Anwendbarkeit in der Geothermischen Exploration), which aims to establish outcrop studies as an important part of geothermal exploration. My thesis is concerned with the predictability of geological parameters of fault zones based on outcrop studies within the Upper Rhine Graben (URG), an area that, due to its elevated geothermal gradient, is promising for geothermal energy. Additionally, I investigated the influence and interaction of the most relevant parameters for geothermal reservoir quality in a numerical sensitivity study. I carried out fieldwork in faulted and unfaulted outcrops of Muschelkalk and Buntsandstein rocks. The results of these outcrop studies show that fault zones have the potential to increase flow rate by many orders of magnitude. My co-workers and I found that a relationship exists between the permeability of the fault zones and lithological parameters, but also that fault permeability is heterogeneous even within the same lithology. Quantification of these observations was, however, not possible. To test transferability of the data collected at the surface to depth, these results were compared with data from a nearby well. The study shows that certain petrological properties are comparable, but key parameters, such as petrophysical properties and fracture-system parameter, are not. The latter are responsible for the fluid flow rate and therefore extrapolation of outcrop data to depth would lead to misjudgement of the reservoir characteristics. Subsequently, I modelled the fluid and heat transport in a reservoir with a geothermal doublet with the aim to understand the influence of various structural parameters. I found that high permeabilities, permeability contrasts and anisotropies, caused by bedding and fractures, have a large potential to reduce the exploitable reservoir volume and thus the reservoir’s quality. Accordingly, faults with highly conductive damage zones are likely to provide only small utilisable volumes and are thus, in many cases, less suitable as geothermal reservoir. My sensitivity study also shows the role of the hydraulic gradient and how its importance depends on permeability and reservoir configuration. My dissertation helps to better estimate reservoir quality. I showed that structurally complex reservoirs are not only difficult to explore, but also potentially less yielding than homogenous reservoirs. In addition, increasing heterogeneity hinders the identification of outcrops as suitable analogues prior drilling. My sensitivity study constitutes a step forward in better understanding and classifying the parameters that control reservoir quality. My findings show that only a combination of outcrop and well data, together with geophysical exploration and tracer tests, and detailed knowledge of the impact of different parameters can allow a reliable estimation of the reservoir’s lifetime.
Keywords: Geothermics; Geothermal Exploration; Outcrop analogue study; Rock properties; Fracture-system parameters; Upper Rhine Graben; Fractured reservoir; Geothermal Energy; Fault zones; Predictability of fractured reservoirs; Numerical sensitivity study

German

Um vorhandene geothermische Ressourcen profitabel nutzen zu können, sind ausreichende Reservoirpermeabilitäten unerlässlich. Die Abschätzung von Permeabilitäten, und folglich möglichen Fließraten, in tiefengeothermischen Reservoiren ist aber durch eine geringe Informationsdichte im Untergrund generell schwierig. Störungsgebundene Reservoire versprechen ein erhöhtes Potenzial, da sie oft eine erhöhte Bruchdichte und damit eine erhöhte strukturelle Permeabilität aufweisen. Problematisch ist allerdings, dass die Permeabilitäten von Störungen auf kleinstem Raum stark variieren können. Meine kumulative Dissertation, als Teil des Projektes AuGE (Aufschlussanalogstudien und ihre Anwendbarkeit in der Geothermischen Exploration), hatte zum Ziel, Aufschlussanalogstudien besser in das geothermische Explorationskonzept zu integrieren. Dazu haben wir die Vorhersagbarkeit von Gesteins- und Bruchsystemparametern um Störungszonen im Oberrheingraben (URG), einem potenziellen Gebiet für die hydrogeothermische Stromerzeugung in Deutschland, untersucht. Zusätzlich habe ich den Einfluss und die Wechselwirkung relevanter geologischer Parameter auf die Reservoirqualität in einer numerischen Sensitivitätsstudie untersucht. Die Geländearbeiten haben wir an gestörten und ungestörten Aufschlüssen im Muschelkalk und Buntsandstein durchgeführt. Die Ergebnisse unserer Aufschlussstudien stützen das Potenzial von Störungszonen, die Permeabilität um mehrere Größenordnungen zu erhöhen. Weiterhin fanden wir einen Zusammenhang zwischen der Permeabilitätsstruktur von Störungszonen und lithologischen Parametern. Es wurde jedoch auch deutlich, dass störungsgebundene Permeabilitäten innerhalb vergleichbarer Lithologien stark schwanken. Eine Quantifizierung dieser Beobachtung war aber nicht möglich. Um die Übertragbarkeit der an der Oberfläche gewonnenen Daten in den Untergrund zu überprüfen, haben wir diese mit Messungen aus einer im Arbeitsgebiet befindlichen Tiefbohrung verglichen. Die Ergebnisse zeigen, dass im Aufschluss bestimmte petrologische Eigenschaften mit ausreichender Genauigkeit auf das Reservoir übertragen werden konnten, die im Aufschluss beobachteten petrophysikalischen Eigenschaften wie Porosität und Permeabilität jedoch nicht. Auch die Bruchsystemparameter, welche hauptverantwortlich für die Fließraten sind, unterscheiden sich signifikant. Eine simple Extrapolation der Aufschlussdaten hätte somit zu einer Fehleinschätzung der Reservoirqualität geführt. Die anschließende numerische Sensitivitätsstudie habe ich am Beispiel einer geothermischen Dublette durchgeführt. Die Ergebnisse zeigen ab welchen Werten Permeabilitätskontraste und -anisotropien, hervorgerufen durch Schichtung und Brüche, das nutzbare Reservoirvolumen negativ beeinflussen. Meine Studie beschreibt auch den zunehmenden Einfluss des hydraulischen Gradienten auf die Reservoirqualität bei steigenden Permeabilitäten. Hochpermeable Störungszonen sind meinen Modellierungen zu Folge aufgrund verringerter Reservoirvolumen als geothermisches Reservoir oftmals wenig geeignet. Meine Dissertation hilft, die Qualität von geothermischen Reservoiren besser einzuschätzen und verdeutlicht, dass heterogene Reservoire nicht nur schwieriger zu explorieren, sondern potentiell auch weniger ergiebig sind als homogene Reservoire. Zunehmende Heterogenität erschwert es auch, geeignete Aufschlüsse vor dem Abteufen einer Bohrung als geeignetes Analog zu identifizieren. Meine Sensitivätsstudie ist ein Schritt, um Reservoirgüte bestimmende Parameter in ihrer Bedeutung besser einzuordnen. Die gewonnenen Erkenntnisse zeigen, dass nur die Kombination von Aufschlussdaten mit vorhandenen und zukünftigen Observationsbohrungen, geophysikalischen Daten und Tracerversuchen sowie dem Wissen über den genauen Einfluss der verschiedenen Parameter eine sinnvolle Abschätzung der Eignung und Nutzungsdauer eines Reservoirs für die geothermische Nutzung ermöglicht.
 
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