Zur in situ Messung von Richtung und Geschwindigkeit des Grundwasserstromes in nur einer Bohrung wurde ein Mikroflowmeter auf der Basis der kontinuierlich thermischen Anregung entwickelt. Das Messprinzip beruht auf der Deformation des Temperaturfeldes, das sich in Abhängigkeit vom antreibenden Gradienten des Grundwasserstromes mehr oder weniger stark unsymmetrisch als Wärmefahne im Messbereich der Sonde abbildet. Von Interesse sind dabei horizontale Fluidbewegungen mit sehr geringen Fließgeschwindigkeiten. Zur Realisierung der Aufgabenstellung werden sowohl eine Modellierung des Wärmetransports als auch Versuche zur Simulation von Strömungsvorgängen und Testmessungen im Gelände durchgeführt. Als Ergebnis der Abhandlung verschiedener numerischer Randwertprobleme erweist sich die Temperaturabhängigkeit der Fluiddichte als eine nicht zu vernachlässigende Einflussgröße, die in Form einer nach oben gerichteten Auftriebsströmung den Wärmetransport maßgebend bestimmt. Infolge der Überlagerung von freier und erzwungener Konvektion wird eine Mitführung von Wärme mit der Grundwasserbewegung gehemmt und die Ausbildung einer in Strömungsrichtung weisenden Wärmefahne drastisch eingeschränkt. Laborversuche bestätigen die am numerischen Modell gewonnenen Ergebnisse.

Zur in situ Messung von Richtung und Geschwindigkeit des Grundwasserstromes in nur einer Bohrung wurde ein Mikroflowmeter auf der Basis der kontinuierlich thermischen Anregung entwickelt. Das Messprinzip beruht auf der Deformation des Temperaturfeldes, das sich in Abhängigkeit vom antreibenden Gradienten des Grundwasserstromes mehr oder weniger stark unsymmetrisch als Wärmefahne im Messbereich der Sonde abbildet. Von Interesse sind dabei horizontale Fluidbewegungen mit sehr geringen Fließgeschwindigkeiten. Zur Realisierung der Aufgabenstellung werden sowohl eine Modellierung des Wärmetransports als auch Versuche zur Simulation von Strömungsvorgängen und Testmessungen im Gelände durchgeführt. Als Ergebnis der Abhandlung verschiedener numerischer Randwertprobleme erweist sich die Temperaturabhängigkeit der Fluiddichte als eine nicht zu vernachlässigende Einflussgröße, die in Form einer nach oben gerichteten Auftriebsströmung den Wärmetransport maßgebend bestimmt. Infolge der Überlagerung von freier und erzwungener Konvektion wird eine Mitführung von Wärme mit der Grundwasserbewegung gehemmt und die Ausbildung einer in Strömungsrichtung weisenden Wärmefahne drastisch eingeschränkt. Laborversuche bestätigen die am numerischen Modell gewonnenen Ergebnisse.

Sind Geothermiebohrungen nicht fündig, bedeutet dies, dass das Wasser im Untergrund nicht die während der Projektplanung prognostizierte Temperatur hat bzw. nicht in ausreichender Schüttung zu Tage gefördert werden kann. Die Folgen sind meist der Projektabbruch und hohe finanzielle Verluste für den Investor. Beim Bohren nach Öl und Gas bringt schon jetzt nur eine von sieben Erkundungsbohrungen das gewünschte Ergebnis. Da die noch vorhandenen Öl- und Gasvorkommen immer schwieriger zu erschließen sind, steigen mit dem Risiko von Fehlbohrungen die Kosten und damit folgerichtig auch die Brennstoffpreise. Ein Grund für die aufgezeigte Problematik ist, dass die bisher in Bohrgarnituren eingesetzten Messgeräte zwar das Umfeld um die Bohrung, nicht aber den Bereich vor dem Bohrmeißel erkunden können. Seit Ende 2007 arbeitet eine Forschergruppe an einem neuen Messgerät, das in der Lage sein soll, seismische Energie gezielt in Bohrrichtung zu verstärken. Für die Manipulation der Abstrahlrichtung wird das bisher noch nicht in der Seismik genutzte Phased Array Prinzip angewandt. Die bisherigen Versuche im Labormaßstab waren erfolgversprechend. In der vorliegenden Arbeit wird untersucht, wie ein seismisches Messgerät in eine Bohrgarnitur integriert und im Feld eingesetzt werden könnte. Behandelt werden drei wesentliche Fragestellungen: (1) In welchem Bereich vor dem Bohrmeißel soll die seismische Energie verstärkt werden? Eine Richtbohrgarnitur kann zwar durch den Untergrund gelenkt werden, ihr Aktionsradius hängt jedoch von verschiedenen Randbedingungen ab. (2) An welcher Stelle in der Bohrgarnitur soll das Messgerät platziert werden? Ganz vorne befindet sich der Bohrmeißel, dahinter typischerweise die Steuer- und Messgeräte zur Richtungssteuerung der Garnitur, denn der Bohrpfad lässt sich umso genauer steuern, je geringer die Distanz zwischen diesen Geräten und dem Bohrmeißel ist. (3) Wann und wie soll gemessen werden? Jede zusätzlich für Messungen benötigte Zeitspanne ist ein Kostenfaktor, der die Bohrung verteuert. Die Versorgung des Messgeräts mit Energie und die Ansteuerung hängen darüberhinaus von der technischen Ausstattung der Bohrgarnitur und dem Zeitpunkt der Messung im Bohrprozess ab. Angesichts der Fragestellungen wird eine Analyse der bestehenden und neuen Systeme der Tiefbohrtechnik und der Seismik vorgenommen und auf dieser Grundlage ein ganzheitliches Modell entwickelt. Anhand dieses zentralen Modells werden mehrere Konzepte für Richtbohrgarnituren mit integriertem seismischem Messgerät erarbeitet sowie bewertet und die Wechselwirkungen zwischen Mess- und Bohrprozess untersucht. Ein Ergebnis der Arbeit ist die Definition des Begriffs „Vorauserkundung“. Um eine Vorauserkundung durchführen zu können, ist es wichtiger, das Messgerät in eine Richtbohrgarnitur zu integrieren, die hohe Bohrlochkrümmungen ermöglicht, als es so nahe wie möglich hinter dem Bohrmeißel zu platzieren. Mit den im Modell erarbeiteten Bewertungskriterien kann die Weiterentwicklung sowie die praktische Anwendung des seismischen Messgeräts begleitet und beurteilt werden.

Bohrlochintegrität ist unerlässlich für die erfolgreiche und nachhaltige Produktion und Injektion von Fluiden aus Reservoirgesteinen, wie beispielsweise bei der Nutzung von Kohlenwasserstoffen, Geothermie oder Standorten für geologische Speicherung. Um die Integrität einer Bohrung über seine Lebenszeit zu gewährleisten, ist vor allem eine erfolgreiche primäre Komplettierung nötig. Besonders die Zementation der Rohre stellt dabei ein großes Risiko dar, weil durch die natürlichen Gegebenheiten im Bohrloch viele Faktoren Einfluss auf die Zusammensetzung und Verteilung der Zementsuspension haben. Diese Studie untersucht das Monitoring-potenzial von faseroptischer ortsverteilter Dehnungsmessung DSS (distributed strain sensing). Ergänzend zu faseroptischer ortsverteilten Temperaturmessung DTS (distributed temperature sensing), welche seit mehr als zwei Jahrzehnten in der Industrie Anwendung findet, kann jeder Ort einer Glasfaser zusätzlich Informationen über den mechanischen Spannungszustand geben. Experimentelle und analytische Arbeiten wurden durchgeführt, um die Auswirkung von Laständerungen auf einer Faser zu quantifizieren. Desweiteren wurde der Einfluss komplexer mehrschichtiger Bohrlochkabel auf Dehnungsmessergebnisse untersucht. Ein faseroptisches Messkabel wurde im Zuge dieser Arbeit im Ringraum entlang der Produktionsrohrtour einer Bohrung installiert. Die gemessenen Geländedaten zeigen Ergebnisse aus zwei Arbeitsschritten der Fertigstellung der Bohrung - der Filterverkiesung und der Zementation. Aufgrund der Dichtedifferenz von Kies und Bohrspülung wurde am Kabel ein Dehnungseffekt gemessen. Die Teufe, in welcher der Dehnungseffekt auftritt, korreliert mit Wireline Gamma-Gamma-Dichtedaten, welche im gleichen Zeitfenster gemessen wurden. Die anschliessende Kompaktion des Kieskopfes wurde durch das Glasfaserkabel in Form einer zunehmenden mechanischen Belastung erfasst. Während der anschliessenden Zementation der Rohrtour wurde ein Dehnungseffekt in der Mischzone von Flüssigkeiten mit unterschiedlichen rheologischen Eigenschaften gemessen. Anhand eines Experiments konnte bestätigt werden, dass fluidrheologische Parameter (wie die Fluidviskosität) mit einem faseroptischen Messkabel quantifiziert werden können. Hierfür werden Fluidscherspannungen gemessen, welche durch das Fliessen von Fluiden an der Kabeloberfläche hervorgerufen werden (amtliches Zeichen zur Patentanmeldung: EP 19171265.2). DSS-Messungen erweiten das Verständnis von Fluidverdrängungsvorgängen in Bohrlöchern und ermöglichen eine Beurteilung von Komplettierungsvorgängen in Echtzeit. / Borehole integrity is fundamental for the successful and sustainable utilization of hydrocarbons, geothermal energy and sites for geological storage. The success of the primary well completion is necessary to ensure the integrity of a well over its lifetime. In particular, the casing cementation represents a great risk because many factors have an influence on the composition and distribution of the cement suspension due to the natural conditions in the borehole. This study investigates the monitoring potential of fiber-optic distributed strain sensing (DSS) using a measurement cable which is installed in the annulus of a well. Similar to distributed temperature sensing (DTS), which is used for temperature monitoring in industry applications for more than two decades, fibers additionally convey information about their mechanical stress state. Laboratory as well as analytical work was performed to quantify the effect of load changes on a fiber. In addition, the influence of complex multilayered downhole cable on the strain response is examined. The presented field data shows results from two stages of the well completion - the gravel packing and the cementation. Due to the difference in density of gravel and drilling fluid, a deformation is measured on the cable. The depth at which the stretching effect occurs correlates with wire-line gamma-gamma density data measured in the same time window. The subsequent compaction of the gravel head, which was not revealed by the logging measurement, was detected by the fiber optic cable in the form of an increasing mechanical load on the cable. During cement pumping, fluid shear stresses create a measurable load on the cable, especially in the mixing zone of liquids with dfferent rheological properties. Based on this observation, an experiment was designed and conducted which aims at measuring fluid rheological parameters such as fluid viscosity. For this purpose, the fluid shear stresses acting on the fiber optic sensing cable in the flow path are measured (patent application number: EP 19171265.2). DSS measurements extend the understanding of fluid displacements in wellbores and allow an assessment of well completion process in real time.

Sind Geothermiebohrungen nicht fündig, bedeutet dies, dass das Wasser im Untergrund nicht die während der Projektplanung prognostizierte Temperatur hat bzw. nicht in ausreichender Schüttung zu Tage gefördert werden kann. Die Folgen sind meist der Projektabbruch und hohe finanzielle Verluste für den Investor. Beim Bohren nach Öl und Gas bringt schon jetzt nur eine von sieben Erkundungsbohrungen das gewünschte Ergebnis. Da die noch vorhandenen Öl- und Gasvorkommen immer schwieriger zu erschließen sind, steigen mit dem Risiko von Fehlbohrungen die Kosten und damit folgerichtig auch die Brennstoffpreise. Ein Grund für die aufgezeigte Problematik ist, dass die bisher in Bohrgarnituren eingesetzten Messgeräte zwar das Umfeld um die Bohrung, nicht aber den Bereich vor dem Bohrmeißel erkunden können. Seit Ende 2007 arbeitet eine Forschergruppe an einem neuen Messgerät, das in der Lage sein soll, seismische Energie gezielt in Bohrrichtung zu verstärken. Für die Manipulation der Abstrahlrichtung wird das bisher noch nicht in der Seismik genutzte Phased Array Prinzip angewandt. Die bisherigen Versuche im Labormaßstab waren erfolgversprechend. In der vorliegenden Arbeit wird untersucht, wie ein seismisches Messgerät in eine Bohrgarnitur integriert und im Feld eingesetzt werden könnte. Behandelt werden drei wesentliche Fragestellungen: (1) In welchem Bereich vor dem Bohrmeißel soll die seismische Energie verstärkt werden? Eine Richtbohrgarnitur kann zwar durch den Untergrund gelenkt werden, ihr Aktionsradius hängt jedoch von verschiedenen Randbedingungen ab. (2) An welcher Stelle in der Bohrgarnitur soll das Messgerät platziert werden? Ganz vorne befindet sich der Bohrmeißel, dahinter typischerweise die Steuer- und Messgeräte zur Richtungssteuerung der Garnitur, denn der Bohrpfad lässt sich umso genauer steuern, je geringer die Distanz zwischen diesen Geräten und dem Bohrmeißel ist. (3) Wann und wie soll gemessen werden? Jede zusätzlich für Messungen benötigte Zeitspanne ist ein Kostenfaktor, der die Bohrung verteuert. Die Versorgung des Messgeräts mit Energie und die Ansteuerung hängen darüberhinaus von der technischen Ausstattung der Bohrgarnitur und dem Zeitpunkt der Messung im Bohrprozess ab. Angesichts der Fragestellungen wird eine Analyse der bestehenden und neuen Systeme der Tiefbohrtechnik und der Seismik vorgenommen und auf dieser Grundlage ein ganzheitliches Modell entwickelt. Anhand dieses zentralen Modells werden mehrere Konzepte für Richtbohrgarnituren mit integriertem seismischem Messgerät erarbeitet sowie bewertet und die Wechselwirkungen zwischen Mess- und Bohrprozess untersucht. Ein Ergebnis der Arbeit ist die Definition des Begriffs „Vorauserkundung“. Um eine Vorauserkundung durchführen zu können, ist es wichtiger, das Messgerät in eine Richtbohrgarnitur zu integrieren, die hohe Bohrlochkrümmungen ermöglicht, als es so nahe wie möglich hinter dem Bohrmeißel zu platzieren. Mit den im Modell erarbeiteten Bewertungskriterien kann die Weiterentwicklung sowie die praktische Anwendung des seismischen Messgeräts begleitet und beurteilt werden.

This thesis provides a feasibility study on the determination of formation anisotropy parameters from logging-while-drilling (LWD) borehole acoustic measurements. For this reason, the wave propagation in fluid-filled boreholes surrounded by transverse isotropic (TI) formations is investigated in great detail using the finite-difference method. While the focus is put on quadrupole waves, the sensitivities of monopole and flexural waves are evaluated as well. All three wave types are considered with/without the presence of an LWD tool. Moreover, anisotropy-induced mode contaminants are discussed for various TI configurations. In addition, the well-known plane wave Alford rotation has been generalized to cylindrical borehole waves of any order, except for the monopole. This formulation has been extended to allow for non-orthogonal multipole firings, and associated inversion methods have been developed to compute formation shear principal velocities and accompanying polarization directions, utilizing various LWD (cross-) quadrupole measurements.:1 Introduction 1.1 Borehole acoustic configurations 1.2 Wave propagation in a fluid-filled borehole in the absence of a logging tool 1.3 Wave propagation in a fluid-filled borehole in the presence of a logging tool 1.4 Anisotropy 2 Theory 2.1 Stiffness and compliance tensor 2.1.1 Triclinic symmetry 2.1.2 Monoclinic symmetry 2.1.3 Orthotropic symmetry 2.1.4 Transverse isotropic (TI) symmetry 2.1.5 Isotropy 2.2 Reference frames 2.3 Seismic wave equations for a linear elastic, anisotropic medium 2.3.1 Basic equations 2.3.2 Integral transforms 2.3.3 Christoffel equation 2.3.4 Phase slowness surfaces 2.3.5 Group velocity 2.4 Solution in cylindrical coordinates for the borehole geometry 2.4.1 Special case: vertical transverse isotropy (VTI) 2.4.2 General case: triclinic symmetry 3 Finite-difference modeling of wave propagation in anisotropic media 3.1 Finite-difference method 3.2 Spatial finite-difference grids 3.2.1 Standard staggered grid 3.2.2 Lebedev grid 3.3 Heterogeneous media 3.4 Finite-difference properties and grid dispersion 3.5 Initial conditions 3.6 Boundary conditions 3.7 Parallelization 3.8 Finite-difference parameters 4 Wave propagation in fluid-filled boreholes surrounded by TI media 4.1 Vertical transverse isotropy (VTI) 4.1.1 Monopole excitation 4.1.2 Dipole excitation 4.1.3 Quadrupole excitation 4.1.4 Summary 4.2 Horizontal transverse isotropy (HTI) 4.2.1 Monopole excitation 4.2.2 Theory of cross-multipole shear wave splitting 4.2.3 Dipole excitation 4.2.4 Quadrupole excitation 4.2.5 Hexapole waves 4.2.6 Summary 4.3 Tilted transverse isotropy (TTI) 4.3.1 Monopole excitation 4.3.2 Dipole excitation 4.3.3 Quadrupole excitation 4.3.4 Summary 4.4 Anisotropy-induced mode contaminants 4.4.1 Vertical transverse isotropy (VTI) 4.4.2 Horizontal transverse isotropy (HTI) 4.4.3 Tilted transverse isotropy (TTI) 4.4.4 Summary 5 Inversion methods 5.1 Vertical transverse isotropy (VTI) 5.2 Horizontal transverse isotropy (HTI) 5.2.1 Inverse generalized Alford rotation 5.2.2 Inversion method based on dipole excitations 5.2.3 Inversion method based on quadrupole excitations 5.3 Tilted transverse isotropy (TTI) 5.4 Challenges in real measurements 5.4.1 Signal-to-noise ratio (SNR) 5.4.2 Tool eccentricity 6 Conclusions References List of Abbreviations and Symbols List of Figures List of Tables A Integral transforms A.1 Laplace transform A.2 Spatial Fourier transform A.3 Azimuthal Fourier transform A.4 Meijer transform B Stiffness and compliance tensor B.1 Rotation between reference frames B.2 Cylindrical coordinates C Christoffel equation C.1 Cartesian coordinates C.2 Cylindrical coordinates D Processing of borehole acoustic waveform array data D.1 Time-domain methods D.2 Frequency-domain methods D.2.1 Weighted spectral semblance method D.2.2 Modified matrix pencil method

This thesis presents new insights into Alpine Fault structures at the drill site of the Deep Fault Drilling Project (DFDP)-2B at Whataroa in New Zealand. Despite the challenging conditions for seismic imaging within a glacial valley filled with sediments and steeply dipping valley flanks, several structures related to the valley itself as well as the tectonic fault system are imaged. The Alpine Fault at the West Coast in New Zealand is a major plate boundary forming a significant geohazard as large earthquakes (magnitude 7-8) occur regularly and the next earthquake is expected relatively soon. A major effort has been made to study the fault characteristics through scientific drilling in the Deep Fault Drilling Project (DFDP) Alpine Fault with the deepest DFDP-2B borehole located in the Whataroa Valley. A great variety of seismic data are newly acquired. First, the WhataDUSIE (Whataroa Detailed University Seismic Imaging Experiment) data set is a ~5 km long 2D profile acquired in 2011 prior to the drilling. As the 2D profile could not fully explain the 3D structures in the Whataroa Valley, an extended surface and borehole data set was acquired in 2016 after the drilling. This data set consists of shorter 2D lines (< 3 km), a dense 3D-array, and vertical seismic profiling (VSP) using the DFDP-2B borehole including the fibre-optic cable. 3D seismic data proved to be essential to understand the complex 3D structures of the glacial valley and the major fault. First-arrival travel time tomography and prestack depth migration (PSDM) are applied to obtain a P-wave velocity model and seismic images of the subsurface (<5 km). In this complex setting, the Fresnel volume migration (a focusing PSDM method) proved to best obtain structural information about the subsurface. Analysing the results of the seismic data processing, two major outcomes are achieved: improved knowledge about the glacial structures of the Whataroa Valley and structural images of the Alpine Fault zone. The Whataroa Valley is an overdeepened glacial valley with details of the basement topography visible in the seismic images. A deep trough is identified south of the DFDP-2B borehole with horizontal layering of the sediments. Valley flanks are identified in both the seismic images and the P-wave velocity model, particularly the western valley flank. Thus, Quaternary and glacial processes can be analysed with the help of the newly derived seismic images. The Alpine Fault is directly imaged with the seismic data, which is the first time in this region at shallow depths (<5 km). Several shorter fault segments between depths of 0.2 km and 2.2 km dipping 40-56° to the southeast are directly imaged. Further identified reflectors and faults are interpreted to represent Alpine Fault structures in the form of a damage zone and induced faults adding further complexity to the fault zone. In conclusion, the 3D seismic results presented in this thesis provide new insights into the Whataroa subsurface. Hence, the new results form a good basis for a deeper understanding of the Alpine Fault structures and underlying processes which is important for potential future drilling but also for the estimation of the geohazard in the region.

In dieser Arbeit werden bohrlochseismsiche Messungen sowohl mit Bohrlochmessungen als auch mit oberflächenseismischen Messungen ausgewertet und verglichen um das bohrlochnahe Umfeld der Forschungsbohrung COSC-1 (Collisional Orogeny in the Scandinavian Caledonides) zu beschreiben. Die bohrlochseismischen Daten zeigen deutlich hohe Reflektivität und seismische Anisotropie der erbohrten geologischen Einheit, der Seve-Decke. Diese Decke zeichnet sich durch einen häufigen Wechsel von mafischen und felsischen Gesteinen aus, welcher auch durch eine Clusteranalyse der Bohrlochmessungen deutlich wird. Die Ergebnisse der Clusteranalyse korrelieren gut mit den seismisch abgebildeten Untergrundstrukturen und den seismischen Geschwindigkeiten. Abschließend wurde die virtual source method als Beispiel der seismischen Interferometrie an einem Teildatensatz erfolgreich getestet. Mit dem Ansatz wurde eine künstliche Messgeometrie mit seismischen Quellen und Empfängern im Bohrloch erzeugt, welche eine gute Datenqualität aufzeigen. / In this thesis, the vicinity of the scientific borehole COSC-1 (Collisional Orogeny in the Scandinavian Caledonides) is investigated by the combination of a borehole seismic survey with downhole logging data and a surface seismic survey. The borehole seismic data show a significantly higher reflectivity and seismic anisotropy within the drilled geological unit, the Seve Nappe. This nappe is characterised by frequent changes of mafic and felsic lithologies that are also highlighted by a cluster analysis. The results of the cluster analysis correlate well with structures of the subsurface as imaged by the surface seismic survey and with seismic velocities. Additionally, the virtual source method as example for seismic interferometry is applied to a data subset. This approach created a virtual survey geometry with seismic sources and receivers within the borehole and a good data quality.