Geothermal energy is being explored as a supplement to traditional fossil fuel resources to meet growing energy demand and reduce carbon emissions. Geothermal energy plants harvest heat stored in the Earth’s subsurface by bringing high temperature fluids to the surface and generating steam to produce electricity. Development of geothermal resources is often inhibited by large upfront risk and expense. Successful mitigation of those costs and risks begins with efficient characterization of the resource before development. A typically successful geothermal reservoir consists of a fractured reservoir that conducts hydrothermal fluids and a cap rock seal to limit convective heat loss through fluid leakage. The controls on the system include the density and orientation of fractures, mechanical rock properties, and the local stress field acting on those rocks. The research presented in this dissertation utilizes diverse data sets to characterize core, wireline borehole logs, and laboratory data to describe the distribution of fractures, rock properties, and the orientation and magnitude of stresses acting on the borehole. The research demonstrates there is a potential resource in the region and describes the controls on the vertical extent of the hydrothermal fluids. The distribution of fractures is controlled by the distribution of elastic rock properties and rock strength. A cap rock seal is present that limits hydrothermal fluid loss from a fractured artesian reservoir at 1,745 m (5,726 ft). In addition to characterization of the resource, this research demonstrates that an equivalent characterization can be used in future exploration wells without the expense and risk of collecting core. It also demonstrates that multiple methods of analysis can be utilized simultaneously when some data are not available. Data collection from deep wellbores involves risk and data loss or tool failure is a possibility. In these cases, our methods show that successful characterization is still possible, saving time and money, and minimizing the financial risk of exploration

Schichtung 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.

Störungszonen in den karbonatischen Wechselfolgen des Muschelkalks (Mittlere Trias) sind potenzielle Ziele für hydrothermale Projekte im Oberrheingraben (ORG). Es wurden verschiedene Methoden miteinander kombiniert, um die Permeabilitäts-Strukturen solcher Störungszonen, deren Spannungszustände und lokale Spannungsfelder abzuschätzen. Diese Arbeit kann damit zur Exploration von störungsgebundenen Muschelkalk-Reservoiren im ORG beitragen. Sie vergleicht diese mit einem bereits erfolgreich getesteten (störungsgebundenen) hydrothermalen Reservoir, den Sandsteinen des Buntsandsteins. Um für den Muschelkalk die Charakteristika von Störungszonen zu definieren und die zugehörige Permeabilitätsstruktur abzuschätzen, wurden verschiedene Störungszonentypen (z.B. Abschiebungen, invertierte Störungszonen, Schrägabschiebung) mit unterschiedlichen Maßstäben (Versatz: mittel-skalig 1-10 m, groß-skalig >10 m) detailliert untersucht. Eine Aufschlussanalogstudie zu einer groß-skaligen Störungszone (Schrägabschiebung) in dickbankigen Sandsteinen (Buntsandstein, Untere Trias) wurde zum Vergleich herangezogen. Der besondere Schwerpunkt lag jeweils auf der Charakterisierung von Bruchzone und Störungskern sowie des assoziierten Bruchsystems (Bruchdichte, Öffnungsweitenverteilung, Vernetzungsgrad, vertikale Ausdehnung). Die Daten zeigen, dass Bruchsysteme in eher homogenen Einheiten einen positiven Effekt auf die Reservoir-Permeabilität haben. Sie bieten, vor allem in der Nähe des Störungskerns, potenzielle Fließwege auch über mehrere Schichten und zeigen eine starke Vernetzung zwischen vergleichsweise kurzen Brüchen. Im Gegensatz dazu scheinen störungsgebundene Bruchsysteme in Einheiten mit einer starken mechanischen Schichtung einen geringeren Einfluss auf die Reservoirpermeabilität zu haben. Störungskerne zeigen stellenweise eine signifikante Komplexität, da sie vor allem abdichtende aber stellenweise auch durchlässige Strukturen aufweisen. Groß-skalige Störungszonen (im Reservoir-Maßstab) lassen sich für beide potenzielle Reservoirhorizonte am besten als kombinierte Barriere-Leiter-Systeme beschreiben. Diese Barriere-Leiter-Systeme zeichnen sich durch ein potenziell hydraulisch durchlässiges Bruchsystem in der Bruchzone (und im Buntsandstein zusätzlich in der Übergangszone) sowie einen schwach durchlässigen bis abdichtenden Störungskern aus. Um die Kenntnisse zum lokalen Spannungsfeld in Störungszonen im geschichteten Muschelkalk (Reservoirtiefe: 2.900 m) zu verbessern, wurden mit der Finite-Elemente-Software COMSOL Multiphysics® numerische 3D-Modelle erstellt. Es wurden deutliche Unterschiede des lokalen Spannungsfelds in Abhängigkeit von (1) der Orientierung, (2) dem Einfluss der maximalen Horizontalspannung SH im Spannungsregime, (3) Störungszonen-Maßstab und (4) den Kontrasten der mechanischen Eigenschaften festgestellt. In Spannungsregimen mit starker horizontaler Kompression wurde für Spannungsmagnituden und Versatz eine deutliche Abhängigkeit von der Orientierung der Störungszone festgestellt. Vor allem groß-skalige Störungszonen mit einem 30°-Winkel zu SH scheinen einen SH-induzierten Horizontalversatz innerhalb weicher Störungszoneneinheiten zu begünstigen; in dieser wurden die höchsten Versatzbeträge festgestellt. Die typische Abnahme von Spannungsmagnituden in weicheren Störungszoneneinheiten verringert sich in Richtung von Störungszonen, die senkrecht zu SH streichen. Der Einfluss der mechanischen Schichtung steigt mit zunehmender horizontaler Kompression, was zu einem vertikal heterogenen Spannungsfeld führt. Um Annahmen zu einer möglichen hydraulischen Aktivität einer Störungszone zu treffen, werden für die untersuchten Störungszonen analytische Abschätzungen zu Bewegungs- und Dehnungstendenzen unter Reservoir-Bedingungen präsentiert. Die Ergebnisse zeigen unterschiedliche Spannungszustände der analysierten Störungszonen, die auf das rezente Übergangsregime sowie unterschiedliche Orientierungen der maximalen Horizontalspannungen SH zurückzuführen sind. In dieser Arbeit präsentierte Ergebnisse von Aufschlussanalogstudien helfen dabei, fundierte Annahmen zur Permeabilitätsstruktur von Störungszonen zu treffen und damit vielversprechende Bohrziele im ORG zu definieren. In diesem Zusammenhang konnten sedimentäre Wechselfolgen identifiziert werden, die als potenzielle geothermische Reservoire ausgeschlossen werden können. Die Ergebnisse der numerischen 3D-Modellierungen können dazu beitragen, möglicherweise nötige Stimulationsmaßnahmen im Muschelkalk Reservoir optimal auszulegen. Darüber hinaus bieten die Ergebnisse die Möglichkeit, Einblick in potenzielle Probleme während der Bohrungsherstellung in Muschelkalk-Reservoiren zu bekommen, wie zum Beispiel die Wahrscheinlichkeit eines vertikal heterogenen Spannungsfeldes.

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