Borehole fluid injections are frequently used for diverse geo-technical and geo-energy applications. As such hydraulic stimulations modify the pore-fluid pressure level, they are typically accompanied by the occurrence of microearthquakes. Following the seismicity-based reservoir characterization approach, the spatio-temporal evolution of such earthquakes can be evaluated to quantify in-situ fluid transport properties of the rock, assuming that they are constant with time and pressure. However, field and laboratory experiments demonstrate that permeability can be significantly pressure-dependent. The main objective of this thesis is to further investigate the phenomenon of fluid injection induced earthquakes taking into account pressure-dependent hydraulic transport properties. In particular, a power-law as well as an exponential-dependent diffusivity model are considered in detail. They both lead to non-linear diffusion equations which are solved numerically to compute synthetic seismicity for the injection and post-injection phase. The analysis of their spatio-temporal characteristics shows that the triggering front concept still holds for the case of a pressure-dependent hydraulic transport. However, instead of providing an in-situ diffusivity estimate, the triggering front is found to hydraulically characterize the medium not before but after stimulation including hydraulic fracturing of the rock. Additionally, synthetic seismicity also demonstrates that the triggering front signature depends on the diffusivity model in use. For the power-law diffusivity model, this signature can yet change from a square root into a cubic root of time dependency. This behaviour is observed and verified for hydraulic fracturing induced seismicity from the Barnett Shale. For the post-injection phase, the spatio-temporal analysis of induced seismicity shows that the back front provides an estimate for the minimum principal component of the permeability tensor. This is demonstrated not only from synthetic seismicity but also from seismicity recorded during the two geothermal reservoir stimulations of Ogachi and Fenton Hill. Additionally, it is found that the linear diffusion back front is only applicable for a weak non-linear fluid-rock interaction. For such situations, which seem to correspond to Ogachi and Fenton Hill, a cubic root of time-dependent power-law function is then a good approximation of the exact back front. For a strong non-linear fluid-rock interaction like the hydraulic fracturing, the back front is found to deviate from its linear diffusion signature. This is observed from synthetic seismicity, which shows similar spatio-temporal characteristics as the ones observed from Horn River Basin hydraulic fracturing induced seismicity.
Fluidinjektionen in Bohrlöchern kommen regelmäßig im Rahmen unterschiedlicher geotechnischer und geo-energierelevanter Anwendungen zum Einsatz. Da derartige hydraulische Stimulationen Änderungen des Porenwasserdrucks verursachen, werden sie in der Regel durch das Auftreten von Mikroerdbeben begleitet. Nach der Methode der seismizitätsbasierten Reservoircharakterisierung kann das raum-zeitliche Ausbreitungsverhalten dieser Erdbeben ausgewertet werden, um die in-situ Fluidtransporteigenschaften des Gesteins, welche als konstant mit der Zeit und dem Druck angenommen werden, zu quantifizieren. Allerdings zeigen sowohl Feld- als auch Laborexperimente, dass die Permeabilität signifikant druckabhängig sein kann. Daher besteht der wesentliche Gegenstand dieser Dissertation darin, das Phänomen der durch Fluidinjektionen ausgelösten Erdbeben unter Berücksichtigung druckabhängiger hydraulischer Transporteigenschaften zu untersuchen. Diesbezüglich werden sowohl eine Potenz- als auch eine exponentielle Abhängigkeit der Diffusivität betrachtet. Beide führen zu nichtlinearen Diffusionsgleichungen die numerisch gelöst werden, um synthetische Seismizität für die Injektions- und Postinjektionsphase zu berechnen. Die Analyse ihrer raum-zeitlichen Charakteristika ergibt, dass die Back Front im Fall eines druckabhängigen hydraulischen Transportes immer noch anwendbar bleibt. Allerdings zeigt sich, dass anstelle einer Abschätzung der in-situ Diffusivität, die Triggering Front das Medium nicht vor, sondern nach der Stimulation bzw. dem Hydraulic Fracturing charakterisiert. Ferner belegen die synthetischen Seismizitätsverteilungen auch, dass der Charakter der Triggering Front vom verwendeten Diffusivitätsmodell abhängt. Für das potenzabhängige Modell kann sich diese Signatur von einer Quadratwurzel zu einer Kubikwurzel der Zeit ändern. Dies wird bei hydraulic fracturing induzierter Seismizität aus dem Barnett Shale gezeigt und verifiziert. Die raum-zeitliche Analyse der induzierten Seismizität der Postinjektionsphase ergibt, dass die Back Front eine Abschätzung der kleinsten Hauptkomponente des Permeabilitätstensors liefert. Dies resultiert sowohl aus synthetischer Seismizität, als auch aus der bei geothermischen Reservoirstimulationen in Ogachi und Fenton Hill beobachteten Seismizität. Darüber hinaus zeigt sich, dass die auf der linearen Diffusion basierte Back Front nur bei schwacher nichtlinear Fluid-Gestein Wechselwirkung angewendet werden kann. Für derartige Situationen, die auf Ogachi und Fenton Hill zuzutreffen scheinen, ist eine von der Kubikwurzel der Zeit abhängige Potenzfunktion eine gute Näherung der exakten Back Front. Für eine starke nichtlineare Fluid-Gestein Wechselwirkung wie dem Hydraulic Fracturing weicht die Back Front von ihrer auf der linearen Diffusion basierten Signatur ab. Dies wird schließlich bei synthetischer und hydraulic fracturing induzierten Seismizität aus dem Horn River Basin beobachtet.
