The main objective of the thesis is a further development of the seismicity based reservoir characterization approach (SBRC). In general, the SBRC method is applied to earthquakes resulting from fluid injections into the subsurface. This method allows firstly, to estimate the fluid-transport properties of hydraulically stimulated reservoir, secondly, to examine the fluid-rock interaction, and thirdly, to reconstruct critical pressures of the activated fractures within the reservoir. To extend the applicability of SBRC the thesis focus on the following topics. The SBRC method so far assumes a constant injection source strength. This condition, however, is not always given, such as by the hydraulic stimulation of a geothermal reservoir in Basel (Switzerland). In the first part of the thesis, SBRC is extended in order to analyze seismicity resulting from fluid injections where the source strength is linearly increasing with time. For this purpose, an analytical solution of the diffusion equation is derived taking into account this special condition. The derived solution and the resulting expressions for the seismicity rate and the cumulative number of earthquakes are numerically verified using finite element modeling and synthetically generated seismicity. Afterwards, SBRC is applied to fluid-induced seismicity recorded in Basel providing consistent estimates of the permeability of the hydraulically stimulated reservoir and of the distribution of critical pressures. In the second part of the thesis, a model is introduced in order to interpret induced seismicity of single-planar hydraulic fractures. The model considers the growth of fracture and seismicity as a combined geometry- and diffusion-controlled process. It is confirmed by observations from fracturing-induced seismicity in the Cotton Valley gas reservoir (USA). The space-time diagrams (r-t diagrams) of induced earthquakes show signatures of fracture volume growth, loss of treatment fluid, and diffusion of injection-induced pore pressure perturbations. Evaluation of envelopes of the spatio-temporal distribution of induced seismicity allows to determine geometrical parameters and hydraulical properties of the fracture. Considering a volume balance principle of the injected fluid permits to quantify the fluid loss from the fracture into the reservoir and to estimate the reservoir permeability. The proposed interpretational approach is applied to earthquakes induced during three fracturing stages in Cotton Valley. Although the three stages differ with respect to the treatment design parameters, it is found that all stages resulted in similar fracture geometries. Ratios of fracture volume and total injected fluid volume are nearly identical. It means that the fracture growth process is likely decoupled from the type of treatment design. Estimates of fluid loss and reservoir permeability are consistent for the investigated fracturing stages. Fluid injections into the subsurface can sometimes induce earthquakes characterized by a significant magnitude. In particular, seismic events with larger magnitudes are reported from geothermal reservoirs. Understanding the scaling relations of magnitudes of fluid-induced seismicity is crucial for assessing the seismic risk by injection operations. In the last part of the thesis, a statistical model is introduced which describes the magnitude distribution of earthquakes induced during injections. It combines a Gutenberg-Richter statistics of magnitude probability with the cumulative number of induced earthquakes. Earthquake magnitudes presented in this thesis are in agreement with this model. Furthermore, the model allows to identify controlling parameters of the magnitude distribution. These include design parameters of a fluid injection, such as the injected fluid volume, and seismotectonic quantities like the probabilistic Gutenberg-Richter a- and b-value and the tectonic potential which is defined by statistical properties of pre-existing fractures.
Die wesentliche Zielsetzung der Dissertation ist eine Weiterentwicklung des Ansatzes der Seismizitätsbasierten Reservoircharakterisierung (SBRC). Die SBRC Methode wird im Allgemeinen auf Erdbeben, die durch die Injektion von Fluiden in den Untergrund ausgelöst werden, angewendet. Dieses ermöglicht einerseits die Fluidtransporteigenschaften des hydraulisch stimulierten Reservoirgesteins abzuschätzen, zweitens, die Fluid-Gesteins-Wechselwirkungen zu untersuchen, und drittens, die kritischen Drücke aktivierter Bruch- und Störungssysteme zu rekonstruieren. Zur Erweiterung der Anwendbarkeit der SBRC Methode konzentriert sich die Dissertation auf die folgenden Themen. Die SBRC Methode basiert bisher auf der Annahme einer konstanten Quellstärke einer Injektion. Diese Bedingung ist jedoch nicht immer gegeben, wie beispielsweise bei der hydraulischen Stimulation des geothermischen Reservoirs in Basel (Schweiz). Im ersten Teil der Dissertation wird die SBRC Methode erweitert, um Seismizität resultierend aus Fluidinjektionen in denen die Quellstärke linear mit der Zeit ansteigt, zu analysieren. Zunächst wird eine analytische Lösung der Diffusionsgleichung für diese spezielle Randbedingung hergeleitet. Die Lösung und daraus ermittelte mathematische Formulierungen für die Rate und die Anzahl der Erdbeben werden mit Finite-Elementen-Modellierung und synthetisch erzeugter Seismizität numerisch verifiziert. Anschließend wird die SBRC Methode auf den Katalog fluid-induzierter Seismizität in Basel angewendet, welches konsistente Abschätzungen der Permeabilität des hydraulisch stimulierten Reservoirs und der Verteilung der kritischen Drücke ergibt. Im zweiten Teil der Dissertation wird ein Modell hergeleitet, das die Interpretation induzierter Seismizität bei einfach-planaren hydraulischen Brüchen ermöglicht. Das Modell betrachtet das Wachstum eines hydraulisch- generierten Bruches und der assoziierten Seismizität als einen kombinierten Geometrie- und Diffusions-kontrollierten Prozess. Dieses wird anhand von Beobachtungen aus dem Cotton Valley Gasreservoir (USA) bestätigt. Die Raum- Zeit-Diagramme (r-t Diagramme) der induzierten Erdbeben zeigen Signaturen der Bruchausbreitung, des Verlustes von Fluid vom Bruch in das umgebende Reservoirgestein und die Ausbreitung von injektions-induzierten Perturbationen des Porenfluiddrucks. Die Auswertung der Einhüllenden der räumlich-zeitlichen Verteilung der induzierten Seismizität erlaubt die Bestimmung von geometrischen und hydraulischen Parametern des erzeugten Bruches. Ausgehend von dem Prinzip einer Volumenbalance des injizierten Fluid können der Fluidverlust und die Permeabilität des Reservoirs quantifiziert werden. Der vorgestellte Interpretationsansatz wird auf Erdbeben, die während dreier Phasen hydraulischer Bruchbildung in Cotton Valley ausgelöst worden sind, angewendet. Obwohl die drei Phasen sich hinsichtlich der Konzeption der Injektion unterscheiden, ergaben sich sehr ähnliche Bruchgeometrien. Das Verhältnis aus neu geschaffenem Bruchvolumen zu injiziertem Gesamtvolumen ist nahezu identisch in allen Phasen. Die Abchätzungen von Fluidverlust und Reservoirpermeabilität sind konsistent für die untersuchten Phasen. Fluidinjektionen in den Untergrund können zum Teil Erdbeben hervorrufen, die durch eine signifikante Magnitude charakterisiert sind. Insbesondere in geothermischen Reservoiren sind seismische Ereignisse mit größerer Magnitude beobachtet worden. Das Verständnis der Skalierungsverhältnisse von Magnituden fluid-induzierter Seismizität ist entscheidend für eine Beurteilung der seismischen Gefährdung. Im letzten Teil der Dissertation wird ein statistisches Modell vorgestellt, welches die Magnitudenverteilung von Erdbeben, die während der Injektion auftreten, beschreibt. Das Modell kombiniert die Gutenberg-Richter Statistik der Magnitudenwahrscheinlichkeit mit der kumulativen Anzahl der induzierten Erdbeben. Erdbebenmagnituden in Basel und in Cotton Valley sind in Übereinstimmung mit diesem Modell. Darüber hinaus ermöglicht das Modell, kontrollierende Parameter der Magnitudenverteilung zu benennen. Dazu zählen einerseits Konzeptionsparameter einer Fluidinjektion, wie zum Beispiel das injizierte Fluidvolumen, als auch standort-spezifische seismotektonische Kenngrößen.
