Die Entsorgung nuklearer Abfälle in geologischen Tiefenlagern muss in Gebieten erfolgen, die vom Grundwasserstrom ausreichend isoliert bleiben. Andernfalls können Fluidströmungsprozesse bei einer gestörten Entwicklung des Endlagers die Migration von Radionukliden in die Biosphäre begünstigen. Nur wenige Studien befassen sich mit den Folgen des weiträumigen Radionuklidtransports in solchen Worst-Case-Szenarien. Die hydrogeologischen Bedingungen des Gesamtsystems in der Nachbetriebsphase werden sich jedoch letztendlich von denen zum Zeitpunkt des Endlagerbaus unterscheiden und werden sowohl von äußeren Faktoren (z.B. Klimawandel) als auch von intrinsischen Beckeneigenschaften stark beeinflusst. Dieses Vorhaben im Bereich der Umweltrisiken zielt darauf ab, die Auswirkungen von (i) Vereisung, (ii) Permafrost und (iii) tektonischen Ereignissen auf die hydrologischen und hydromechanischen Grenzen zu untersuchen, die den großräumigen Grundwasserfluss in der Nähe von hypothetischen Abfalldeponien bestimmen. Zu diesem Zweck dient der Yeniseisky-Standort (YS) in Russland, ein potenzielles geologisches Tiefenlager für radioaktive Abfälle in kristallinem Gestein, als Fallstudie, der auf einzigartige Weise alle drei oben genannten Merkmale der geologischen Umgebung umfasst. Multiphysikalische Simulationen von thermisch-hydraulisch-mechanisch-chemisch gekoppelten Prozessen (THM-C) werden angewendet, um Szenarien der Fernfeld-Radionuklidentwicklung im Extremfall eines Endlagerstörfalls zu liefern. Die Neuartigkeit der THM-C-Modelle und der Zugang zu einer einzigartigen Datenbank der YS werden das klassische Verständnis von anomaler Fluid-, Wärme- und Massentransportvorgänge innerhalb tektonisch aktiver Becken erweitern. Während sich das vorgeschlagene Vorhaben auf die Thematik der nuklearen Entsorgungsforschung bezieht, können die den entwickelten Modellen zugrunde liegenden physikalischen und numerischen Konzepte auf eine Vielzahl von Nutzungsszenarien der Geosphäre (z.B. CO2-Speicherung, Abfallentsorgung, Entstehung seismischer Ereignisse) angewendet werden. Darüber hinaus sind entsprechende Benchmarkstudien in ähnlichen kristallinen geologischen Formationen geplant.
Enhanced Geothermal Systems (EGS) zielen darauf ab, die in der Erdkruste gespeicherte Wärme durch zirkulierende Flüssigkeiten zwischen Injektions- und Produktionsbohrlöchern zu extrahieren. Ideale Bedingungen finden sich typischerweise in Formationen in einer Tiefe von 2 bis 5 km, in denen die Durchflussrate für kommerzielle geothermische Anlagen nicht ausreicht und in denen die Temperaturen hoch sind (d. H. >> 100 ° C). Daher ist die Hochdruck-Flüssigkeitsinjektion, die als hydraulische Stimulation bekannt ist, eine allgemein angewandte Technik, um ein verbundenes Bruchnetzwerk zu erzeugen, das die Flüssigkeitszirkulation erleichtert. Die hydraulische Stimulation geht typischerweise mit einer induzierten Seismizität einher, die von der Öffentlichkeit wahrgenommen werden kann und sogar Schäden verursacht. Das Ziel dieses Projekts ist es, ein grundlegendes Verständnis der induzierten Seismizität in gebrochenen Gesteinen zu vermitteln, das die Fähigkeit verbessert, das seismische Risiko vorherzusagen und zu kontrollieren. Dieses Projekt geht von der Hypothese aus, dass die Seismizität gemeinsam durch die Bruchnetzgeometrie und die aktivierten thermo-hydromechanischen (THM) Prozesse in geologischen Systemen gesteuert wird. Wir werden Discrete Fracture Networks (DFN) anwenden, um die strukturellen Diskontinuitäten darzustellen und die THM-Prozesse mit hoher Auflösung zu modellieren. Dieses Projekt verwendet die Datensätze aus kleinen (Dekameter-) Stimulationsexperimenten am Grimsel-Teststandort in der Schweiz und modernste numerische Modelle, um Folgendes zu erreichen: 1) Testen Sie die Wirksamkeit hochauflösender Modelle zur Erfassung der seismische, hydraulische und mechanische Prozesse, die mit kleinen Experimenten beobachtet wurden; 2) Verknüpfung der geometrischen Attribute eines Bruchnetzwerks (wie Intensität, Konnektivität, Länge und räumliche Verteilung) mit der räumlichen, zeitlichen und Größenverteilung der induzierten Seismizität; 3) ein neuartiges Prognosemodell für die maximal mögliche Größe vorschlagen und testen, das die gemeinsamen Auswirkungen von Multiphysikprozessen berücksichtigt, die unter standortspezifischen geologischen Bedingungen und Betriebsbedingungen dominieren; 4) Bewertung der Hochskalierung der hochauflösenden DFN-Modelle im kleinen Maßstab (Dekameter), um die Experimente im Reservoir-Maßstab (Kilometer) zu simulieren. Dieses Forschungsprojekt ist neu in der Behandlung der durch Injektion induzierten Seismizität durch hochauflösende physikbasierte Modelle und hochwertige Datensätze, die aus einzigartigen In-situ-Experimenten abgeleitet wurden. Die vorgeschlagene Forschung hat erhebliche Auswirkungen auf die Förderung der Übergangspolitik hin zu einer Versorgung mit erneuerbaren Energien und trägt dazu bei, unser Wissen über die Auslösemechanismen induzierter Erdbeben zu erweitern.
Poröse Reservoirgesteine werden sowohl zur Gewinnung von Kohlenwasserstoffen und geothermischer Energie als auch zur Zwischenspeicherung von Gasen genutzt. Dabei verursachen sedimentäre und strukturelle Grenzflächen (z. B. Schichtung, Störungen, Deformationsbänder) häufig Durchlässigkeitsunterschiede im Reservoir, die sich um mehrere Größenordnungen vom unbeeinflussten Gesteinsbereichen unterscheiden können. Diese Permeabilitätsanisotropien wirken sich durch hydromechanische Druckänderungen während der Reservoirnutzung auf den Zweiphasenfluss und damit auf die Reservoirintegrität aus.
Ziel des Verbundprojekts MERID ist es, den Einfluss von sedimentären und strukturellen Mikrogefügen auf die Fließeigenschaften in Reservoiren und auf deren Integrität zu quantifizieren. Hierzu sollen die durch Fluiddruckänderungen auftretenden Permeabilitätsvariationen in porösen siliziklastischen Reservoiren experimentell sowie numerisch analysiert und modelliert werden. Es ist geplant, verschiedene Prozesse auf der Kornskala zu untersuchen und mit Hilfe von digitalen Gesteinsmodellen auf die Reservoirskala zu übertragen. In den digitalen Gesteinsmodellen werden Eigenschaften wie Kornmorphologie, Schichtgefüge, mineralogische Zusammensetzung, und geomechanische Merkmale charakterisiert. Auf Grundlage dieser Modelle sollen mit systematischen Strömungssimulationen anisotrope Permeabilitätstensoren und Strömungskennlinien für verschiedene Sandsteine und Porendrücke bestimmt werden. Es ist geplant, die Untersuchungen im Rahmen von sieben Arbeitspaketen durchzuführen. Die Arbeiten umfassen eine Reservoircharakterisierung anhand von Bohrkernmaterial und analogen Gesteinsproben. Mit Hilfe von geomechanischen Laborversuchen wird die Entwicklung von Kompaktionsstrukturen und deren Auswirkungen auf die Porosität und Permeabilität untersucht. Diese Untersuchungen bilden die Grundlage für repräsentative digitale Gesteinsmodelle und fließen in Strömungssimulationen ein, bei der anisotrope Permeabilitätstensoren auf der Porenskala und Reservoirskala bestimmt werden. Hieran schließt sich eine geomechanische Simulation zur Spannungsverteilung im Reservoir an. Die im Rahmen der Untersuchungen ermittelten Veränderungen des Gesteinsgefüges und daraus resultierende Permeabilitätsanisotropien bewirken einen Abfall des Porendrucks im Reservoir und sollen mit Hilfe von realen Reservoirdaten (History Match) verifiziert werden. Als Ergebnis soll ein neuartiges gekoppeltes Modell (Simulator) vorliegen, das die zeitliche Änderung des Lagerstättendrucks auf die Fließeigenschaften eines Reservoirs berücksichtigt. Der Simulator kann zur Prognose der Permeabilitätsentwicklung genutzt werden und damit einen wesentlichen Beitrag zum sicheren und wirtschaftlichen Betrieb von Reservoiren leisten.
Poröse Reservoirgesteine werden als Kohlenwasserstoffreservoire exploriert und als geothermische oder Gas-Zwischenspeicher genutzt. Sie beinhalten sedimentäre Grenzflächen und durch Kompaktion verursachte Strukturen (Drucklösung, Deformationsbänder), die als Permeabilitätsanisotropien während der hydromechanischen Druckänderungen die Reservoirintegrität beeinflussen.
Gleichzeitig werden die Gesteine von einem Zweiphasenfluss (injiziertes Fluid vs. Formationswasser, Öl vs. Formationswasser) durchströmt, wobei die relativen Permeabilitäten von den Benetzungseigenschaften der mineralogischen Mikrostrukturen abhängen. Ziel des interdisziplinären Projekts ist die Modellierung des mikrostrukturellen Einflusses auf den Zweiphasenfluss und die Reservoirintegrität. Hierzu werden die während der Fluiddruckänderungen variierenden vertikalen und horizontalen Permeabilitäten in porösen Reservoiren experimentell und numerisch analysiert und modelliert. Durch gekoppelte geomechanische und hydrodynamische Modelle wird die dreidimensionale Hydrodynamik des Mehrphasenflusses unter Berücksichtigung der Benetzungseigenschaften auf der Kornskala berechnet und das repräsentative Volumen für die Reservoir-Skala abgeleitet. Die Ergebnisse werden anhand vorhandener Reservoirdaten validiert und die gewonnenen Erkenntnisse zur Reservoirintegrität quantifiziert. In dem integrierten interdisziplinären Ansatz werden erstmalig kornskalige Prozesse in Reservoirprozessen appliziert. Die Ergebnisse finden Anwendung in der effizienteren Nutzung von tiefen Reservoiren.
Für eine sichere und nachhaltige Nutzung unterirdischer Geosysteme muss die Integrität von Reservoir- und Barrieregesteinen langfristig gewährleistet sein. Eine besondere Rolle spielen dabei Prozesse, welche durch Rissbildung und Risswachstum zu einer Schwächung des Gesteins führen können. Diese Schwächung kann z. B. durch Diffusions- und Transportprozesse infolge wechselnder Druck- und Spannungsbedingungen hervorgerufen werden. Dabei ist die Rissbildung und Rissausbreitung im Untergrund mit seismischen Ereignissen verbunden. Diese Mikrobeben sind zumeist nur mit entsprechend sensitiver Messtechnik registrierbar, die Seismizität kann allerdings auch spürbare Größenordnungen erreichen oder sogar zu Schädigungen an Bauwerken und Infrastruktur führen. In konventionellen Kohlenwasserstofflagerstätten wird häufig nach einem längeren Produktionszeitraum eine erhöhte seismische Aktivität festgestellt, die auf Kompaktionsprozesse des Reservoirgesteins und die Aktivierung von Bruchzonen zurückzuführen ist. Bei der hydraulischen Stimulierung unkonventioneller Kohlenwasserstofflagerstätten oder geothermischer Reservoire werden seismische Ereignisse aufgezeichnet, die je nach Belastungszyklus und Gesteinstyp stark variieren können. Auch in Gasspeichern führen Belastung und Rissbildung zu erhöhter Seismizität, welche Prozesse anzeigt, die sich ungünstig auf die Speicherstabilität auswirken.
Im Rahmen des Verbundprojekts SECURE sollen skalenübergreifende Werkzeuge zur Prognose und Charakterisierung hydromechanischer Prozesse bei der Nutzung unterirdischer Reservoirsysteme entwickelt werden. Die Forschungsarbeiten konzentrieren sich dabei auf Rissbildung und Risswachstum in Reservoiren und Deckgesteinen, welche als mikroseismische Ereignisse detektiert werden können. Hierzu sollen Modelle konzipiert werden, die erstmals bruchmechanische Prinzipien mit probabilistischen Seismizitätsmodellen kombinieren. Das Verbundprojekt gliedert sich in drei Arbeitspakete. Im Mittelpunkt des ersten Arbeitspakets steht das Monitoring. Dabei soll geprüft werden, wie schwache Mikroseismizität bestmöglich detektiert und charakterisiert werden kann. Ein Schwerpunkt der Arbeiten liegt in der Entwicklung einheitlicher Standards zur Beschreibung von Magnituden und Herdparametern. Das zweite Arbeitspaket umfasst die Entwicklung fluidmechanischer Reservoirmodelle anhand von vier Fallstudien. Hierfür werden von den Industriepartnern Daten aus konventionellen Erdgasfeldern, aus Experimenten zur hydraulischen Stimulierung, aus Gasspeichern und aus geothermischen Aquifersystemen bereitgestellt. Ziel ist es, Druck- und Spannungsfelder als Funktion der Produktions- und Feldparameter zu bestimmen. Im dritten Arbeitspaket sollen auf Basis von Spannungssimulationen Seismizitätsmodelle entwickelt werden, welche zur Kalibrierung der fluidmechanischen Reservoirmodelle dienen. (Text gekürzt)