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Quantifizierung verdrängter Sole aus salzwasserführenden Grundwasserleitern und mechanische Auswirkungen bei der geologischen CO2-Speicherung
Carbon Capture and Storage (CCS) is considered as a promising measure to
reduce anthropogenic greenhouse gas emissions into the atmosphere. Scientific
assessments suggest that deep porous rock formations saturated with brine
(saline aquifers) provide the largest storage potential due to their abundance
in the Earth’s sedimentary basins. However, geological underground storage of
CO2 (carbon dioxide) may also cause serious negative environmental and
infrastructural impacts. The far-reaching pressure build-up affects regional
fluid flow and may compromise mechanical rock integrity by changes in the
recent stress field. Structural failure of reservoir, caprock or adjacent
fault zones, accompanied by CO2 leakage or large-scale displacement of brines
are among potential risks associated with CO2 injection into deeper saline
formations. If brine reaches shallower aquifer complexes by upward migration
through conductive pathways such as improperly sealed abandoned wells,
permeable faults or erosive discontinuities in the overlying rocks, freshwater
resources can be endangered by salinization. The present thesis aims at
evaluating the hydraulic and mechanical impacts of industrial-scale CO2
injection and the resulting pressure increase for a potential saline onshore
storage formation in the Middle Buntsandstein sequence of the Northeast German
Basin. Here, the main emphasis is to assess the degree and bandwidth of
potential shallow aquifer salinization by upward brine migration through
permeable regional fault zones at the Beeskow-Birkholz storage site. Thereby,
it is important to determine, which geological conditions promote upward brine
displacement in geological CO2 storage, and whether the pressure build-up
affects the mechanical integrity of fault zones and/or caprocks. Four
geological 3D models with an extent between 1,765 km2 and 10,000 km2 and
different layer structures serve as the basis for this research and are
implemented in multi-phase flow and coupled hydro-mechanical simulations. The
methodology applied for model set up and data integration varied, depended on
the respective focus of investigation. For flow simulations, regional fault
zones are described in the models either by real grid elements or by virtual
elements that allow for a discrete fault representation without introducing
specific grid refinements in the near-fault area. In the mechanical
simulations, a plasto-elastic constitutive model for fault zones is applied,
using embedded weak planes of corresponding dip angle and dip direction at the
respective fault element locations. Multi-phase flow simulation results show
that the magnitude of pressure build-up in the storage formation and pressure
development over time determine the intensity and duration of brine flow into
overlying aquifers. Salinity in the shallower aquifer increases only locally
close to the fault zones, whereby the degree in salinization mainly depends on
the lateral boundary conditions, the effective damage zone volume of fault
zones, the presence of overlying reservoirs and the initial salinity
distribution defined for the simulation scenario. The permeability of fault
zones, however, has a comparatively minor impact on shallow aquifer
salinization. Short hydraulically conductive fault segments lead to the
highest local salinity increase, whereas laterally open boundaries and
overlying reservoirs connected to the fault zones significantly diminish the
risk of shallow aquifer salinization. Knowledge on the initial salinity
distribution in the fault is essential for salinization assessments, since the
displaced brine originates from the upper part of the faults only, and not
from greater depths. Structural failure of fault zones as a consequence of
injection-induced pressure build-up and effective stress changes can increase
the risk of upward brine migration. To assess the fault slip and dilation
tendencies at the respective site, one-way coupled hydro-mechanical
simulations were applied in subsequent analysis. A one-way coupling procedure
considers the time-dependent pore pressure development obtained from the
dynamic flow simulations as input to hydro-mechanical simulations. The hydro-
mechanical simulator then calculates potential rock mass failure resulting
from stress changes without providing feedback to the flow simulator. In a
first approach, the pressure distribution obtained from the flow simulations,
was fitted by polynomial functions and integrated into the hydro-mechanical
simulator for selected time steps. Simulation results demonstrate that only
very few fault elements in the model are affected by shear and tensile rock
failure, so that the development of a consistent slip plane along the faults,
and thus fault reactivation is consequently expected not to occur at the
Beeskow-Birkholz site under the given assumptions. For coupling evaluation,
the applied one-way procedure was carried out for an equivalent saline onshore
storage site in the Norwegian-Danish Basin close to the city of Vedsted,
including a numerical modelling benchmark against the results produced by
another well-established modelling group. The application of identical models
for this process coupling allows an element-wise implementation of the time-
dependant pore pressure distribution from the dynamic flow into the hydro-
mechanical simulator. Simulation results show that mechanical impacts are
mainly determined by fault conductivity and caprock permeability, which are
influencing the spatial pore pressure distribution. A higher permeability of
the caprock above the storage formation consequently induces higher vertical
uplifts at the ground surface. In the present thesis, it is shown that the
presence of hydraulically conductive faults must not necessarily lead to
shallow aquifer salinization, since various factors have been proven to
influence the occurrence and degree of salinization under the tested
constraints at the respective storage site. The magnitude of pressure increase
in the reservoir is the driving factor in upward brine migration through fault
zones: larger pressures induce stronger brine displacement, and consequently
result in higher salinities in shallow aquifers. The magnitude of pressure
build-up in turn, depends on the chosen lateral boundary conditions, the
presence of overlying reservoirs and the effective damage zone volume of
faults. At Beeskow-Birkholz, shallow aquifer salinization did not occur over
large areas and the faults were not affected by structural failure. However,
if brine reaches groundwater bodies, the local maximum salinity increase above
the salt-freshwater boundary can reach a concentration larger than the limit
prescribed by the German Drinking Water Directive. In summary, numerical
models can be well applied to obtain site-specific insights into the fluid
flow dynamics in geological CO2 storage. At the same time, the simulations
help to identify the geological conditions with the greatest impact on upward
brine migration and provide an initial assessment of the anticipated risks
including their extent and significance.Die Abscheidung und Speicherung von Kohlenstoff (engl. Carbon Capture and
Storage, CCS) wird als eine vielversprechende Maßnahme angesehen, die
anthropogen verursachten Treibhausgasemissionen in die Atmosphäre zu
reduzieren. Wissenschaftliche Schätzungen gehen davon aus, dass poröse und mit
Salzwasser gesättigte Gesteinsformationen (saline Aquifere), aufgrund ihrer
weiten Verbreitung in den Sedimentbecken der Erde, das größte
Speicherpotential bieten. Die Nutzung des Untergrunds für die Speicherung von
CO2 (Kohlenstoffdioxid) kann jedoch schwerwiegende umweltschädliche und
infrastrukturelle Auswirkungen haben. Durch die im Allgemeinen sehr
weitreichende Druckerhöhung wird die regionale Grundwasserströmung beeinflusst
und die mechanische Gesteinsintegrität durch Änderungen im rezenten
Spannungsfeld gefährdet. Strukturelles Versagen von Reservoir, abdeckender
Barriereschicht, oder nah gelegenen Störungszonen sowie CO2-Leckage oder
großräumige Verdrängung von hoch salinaren Wässern (Sole) werden als
potentielle Risiken der CO2-Speicherung in tiefen salinen Aquiferen angesehen.
Erreicht die Sole über hydraulisch durchlässige Migrationspfade, wie
möglicherweise unzureichend verschlossene Altbohrungen, permeable Störungen
oder erosive Diskontinuitäten im Deckgebirge, flachere
Grundwasserleiterkomplexe, können Süßwasserreserven durch Versalzung erheblich
beeinträchtigt werden. In der vorliegenden Dissertation soll daher für eine
potentielle saline Speicherformation im Mittleren Buntsandstein des
Nordostdeutschen Beckens untersucht werden, welche hydraulischen und
mechanischen Auswirkungen eine industriemaßstäbliche CO2-Speicherung und die
damit einhergehende Porendruckerhöhung zur Folge haben kann. Der Schwerpunkt
liegt hierbei darauf, den Grad und die Bandbreite einer möglichen Versalzung
von überliegenden Aquiferen durch Solemigration über permeable regionale
Störungszonen für den Standort Beeskow-Birkholz abzuschätzen. Des Weiteren
soll untersucht werden, welche geologischen Gegebenheiten eine
aufwärtsgerichtete Solemigration über Störungen begünstigen und wie sich die
Druckerhöhung im Speicherhorizont auf die geomechanische Integrität von
Störungszonen und/oder Abdecker auswirkt. Vier geologische 3D Modelle, mit
einer Ausdehnung zwischen 1.765 km2 und 10.000 km2 und einem unterschiedlichen
Schichtaufbau, bilden die Basis für Mehrphasenfluss- und gekoppelte
hydromechanische Simulationen. Modellaufbau und Datenintegration erfolgten in
Abhängigkeit des jeweiligen Untersuchungsschwerpunktes unter Anwendung
verschiedener Methoden. In den Flusssimulationen werden die regionalen
Störungszonen in den Modellen entweder über reale Gitterelemente oder über
virtuelle Elemente repräsentiert, die eine diskrete Darstellung der Störungen
erlauben, ohne das Gitter im Störungsnahbereich zu verfeinern. Für die
mechanischen Simulationen werden die Störungszonen in die elastisch-
plastischen Modelle als Versagensflächen integriert, die entsprechend der
Störungen orientiert sind. Die Ergebnisse aus den Mehrphasenflusssimulationen
zeigen, dass die Intensität und Dauer von Solefluss in überliegende Aquifere
bestimmt wird, durch die Stärke des Druckaufbaus in der Speicherformation und
der Druckentwicklung über die Zeit. Die Salinität im flachen Aquifer steigt
nur lokal im Nahbereich der Störungen, wobei der Grad der Versalzung im
Wesentlichen von den definierten seitlichen Modellrandbedingungen, dem
durchflusswirksamen Störungsvolumen, dem Vorhandensein von überliegenden
Reservoiren sowie der initialen Salinitätsverteilung abhängt. Die
Permeabilität der Störungen hingegen, hat einen vergleichsweise geringen
Einfluss auf die Salinität flacherer Aquifere. Kurze hydraulisch durchlässige
Störungssegmente bewirken den stärksten lokalen Salinitätsanstieg, wohingegen
seitlich offene Modellränder und überliegende Reservoire, die ebenfalls mit
den Störungszonen verbunden sind, das Risiko einer Versalzung im flachen
Aquifer erheblich mindern. Die initiale Salinitätsverteilung in der Störung
ist bei der Beurteilung von Versalzungen ebenfalls von großer Bedeutung, da
die verdrängte Sole lediglich aus dem oberen Teil der Störung und nicht aus
großen Tiefen stammt. Strukturelles Versagen von Störungszonen, als Folge des
injektionsbedingten Druckanstiegs, würde das Risiko einer Solemigration in
überliegende Schichten erhöhen. Um die Tendenz einer Störungsreaktivierung am
Speicherstandort zu evaluieren, wurde eine Ein-Weg-Kopplung genutzt. In einer
Ein-Weg-Kopplung wird die zeitabhängige Porendruckverteilung aus den
Mehrphasenflusssimulationen an den hydromechanischen Simulator übergeben. Der
hydro-mechanische Simulator berechnet als Folge der Spannungsänderung
daraufhin mögliches strukturelles Versagen des Gesteins, ohne dass der
Mehrphasenflusssimulator Rückinformation erhält. In einem ersten Ansatz, wird
die Druckverteilung aus den vorangegangenen Mehrphasenflusssimulationen über
Polynomfunktionen angepasst und für ausgewählte Zeitschritte in den
hydromechanischen Simulator integriert. Die Simulationsergebnisse zeigen, dass
es im Modellgebiet nur sehr vereinzelt zu Scher- und Zugversagen kommt. Die
Ausbildung einer konsistenten Gleitfläche entlang der Störungen und folglich
eine Störungsreaktivierung, ist unter den getroffenen Annahmen am Standort
Beeskow-Birkholz daher eher unwahrscheinlich. Zur Kopplungsevaluierung wurde
die vorgestellte Ein-Weg-Kopplung im letzten Teil der Arbeit auch an einem
salinen Aquifer einer zweiten potentiellen CO2-Speicherformation, im
Norwegisch-Dänischen Becken, nahe Vedsted, angewandt. Dies schloss eine
numerische Benchmark-Studie mit ein, in der die Simulationsergebnisse mit
denen einer weiteren Modellierungsgruppe verglichen wurden. Die auf
identischen Modellen beruhende Prozesskopplung, ermöglicht eine elementweise
Übertragung des berechneten Porendrucks aus dem Mehrphasenflusssimulator an
den hydromechanischen Simulator, für ausgewählte Zeitschritte. Die
Simulationsergebnisse zeigen, dass eine mechanische Beeinträchtigung des
Gesteins von der hydraulischen Durchlässigkeit der Störungszonen sowie der
Durchlässigkeit der Deckschichten über der Speicherformation abhängt, da diese
die Porendruckverteilung im Reservoir wesentlich beeinflussen. Eine höhere
Durchlässigkeit der Deckschicht hat zur Folge, dass sich vertikale Hebungen an
der Erdoberfläche verstärken. In der vorliegenden Arbeit wird gezeigt, dass
hydraulisch durchlässige Störungen nicht zwingend zu einer Versalzung
oberflächennaher Aquifere führen müssen. Verschiedene Faktoren beeinflussen
nachweislich das Auftreten und den Grad einer Versalzung am
Untersuchungsstandort. Der Druck in der Speicherformation ist die treibende
Kraft der aufwärtsgerichteten Solemigration durch Störungen: in Abhängigkeit
der Druckzunahme erhöht sich die Menge der verdrängten Sole in flache Aquifere
wodurch der Versalzungsgrad steigt. Die Stärke des Druckaufbaus ist wiederum
abhängig von den seitlichen Modellrandbedingungen, dem Vorhandensein von
überliegenden Reservoiren und dem durchflusswirksamen Störungsvolumen. Am
Standort Beeskow-Birkholz wurde ein Salinitätsanstieg im flachen Aquifer nur
im Nahbereich der Störungen beobachtet, strukturelles Versagen an den
Störungen trat nicht auf. Simulationsergebnisse zeigen jedoch, dass die
Salzkonzentrationen im Grundwasser den Grenzwert der Deutschen
Trinkwasserverordnung im Bereich der Störungen lokal übersteigen können.
Zusammenfassend kann festgehalten werden, dass durch die Anwendung von
numerischen Modellen standortspezifische Vorhersagen zu den Auswirkungen der
geologischen CO2-Speicherung getroffen werden können. Des Weiteren helfen sie
dabei, die geologischen Bedingungen zu identifizieren, die eine
aufwärtsgerichtete Solemigration durch Störungen begünstigen. Ferner können
numerische Modelle herangezogen werden, um erste Schätzungen hinsichtlich zu
erwartender Risiken, deren Ausmaß und Bedeutung vorzunehmen
Geological CO2 Storage Supports Geothermal Energy Exploitation: 3D Numerical Models Emphasize Feasibility of Synergetic Use
Geological storage of CO2 in deep saline aquifers is considered as option for
reducing anthropogenic greenhouse gas emissions into the atmosphere. Most
often the same aquifers might allow for provision of geothermal energy
potentially resulting in a competitive situation. Within the frame of the
present study we evaluated the feasibility of synergetic utilisation of a
reservoir suitable for both, CO2 storage and geothermal heat exploitation, by
3D numerical simulations of simultaneous CO2 and brine (re-) injection and
brine production. Based on structural and petrophysical data from a
prospective storage site in the North East German Basin different scenarios
were investigated taking into account reservoir permeability anisotropy and
varying flow related descriptions of existing faults. Simulation results show
that for an isotropic horizontal permeability distribution synergetic use is
feasible for at least 30 years. Nevertheless, permeability anisotropy and open
faults do have an impact on the CO2 arrival time at the brine production well
and should be taken into account for implementation of a synergetic
utilisation in the study area
3D Hydro-mechanical Scenario Analysis to Evaluate Changes of the Recent Stress Field as a Result of Geological CO2 Storage
AbstractA numerical scheme coupling TOUGH2 and the hydro-mechanical simulator OpenGeoSys is used to evaluate the deformations and in situ stress changes induced by CO2 injection at a potential storage site located in the Northeast German Basin (NEGB). Scenario analysis shows that under the given assumptions the vertical displacement of the reservoir is negligible and significant changes in the recent stress field are limited to the surrounding of the injection well. The undertaken assessment is generally representative for CO2 storage in the NEGB. However, simulation results suggest that a larger modeling area needs to be considered to avoid boundary effects
Coupled Dynamic Flow and Geomechanical Simulations for an Integrated Assessment of CO2 Storage Impacts in a Saline Aquifer
Pore pressure variation resulting from geological CO2 storage may compromise
reservoir, caprock and fault integrity. Therefore, we investigate the
mechanical impact of industrial-scale CO2 storage at a prospective Danish site
by coupled 3D hydro-mechanical simulations carried out by two independent
modelling groups. Even though the two chosen modelling strategies are not
identical, simulation results demonstrate that storage integrity is maintained
at any time. Vertical displacements are mainly determined by hydraulic fault
conductivity influencing spatial pore pressure elevation. The introduced fault
zone implementation in the hydro- mechanical model allows for localization of
potential leakage pathways for formation fluids along the fault plane
Fault Reactivation and Ground Surface Uplift Assessment at a Prospective German CO2 Storage Site
The present study assesses potential geomechanical impacts of pore pressure
increase induced by CO2 injection at a prospective CO2 storage site located in
the Middle Bunter sequence in Eastern Germany. A 3D supraregional-scale
structural geological model was implemented in one-way coupled hydro-
mechanical simulations to assess caprock and fault integrity. Simulation
results show a maximum ground uplift of 0.021 m at the end of CO2 injection,
while shear failure observed at the simulated time steps does not achieve a
significant density in the entire model. Consequently, reservoir, caprock and
fault integrity are not compromised at any time of CO2 injection operation