The importance of fluid-injection experiments has widely increased in the past decades mainly due to their link with energy production activities (e.g. enhanced oil recovery, hydraulic fracturing/wastewater disposal, geothermal energy production and CO2 storage). These activities are frequently accompanied with the occurrence of induced micro-seismicity. While induced seismicity is mainly perceived as a problem for the public, it can also be used as a useful tool for efficient reservoir development and exploitation. For this reason, both seismological and geomechanical techniques can be combined to achieve a better understanding of the physical processes occurring in geological reservoirs. In this dissertation, the main aim is to improve the characterization of geo-reservoirs undergoing fluid injection under different scenarios. To do this, the seismic responses to fluid injection from a CO2 injection project (Penn West Pilot Project, Alberta, Canada) as well as from a geothermal field (The Geysers, California, USA) were analyzed and compared. Particular attention was given to the analysis of the stress field orientation by inverting focal mechanisms of induced seismicity, as well as investigating its relation with fluid injection/extraction processes. Also, a more general seismological and geomechanical (seismo-mechanical) reservoir analysis was performed to efficiently illuminate the processes that led to the occurrence of induced seismicity at The Geysers geothermal field. First, seismic and leakage signals from a CO2 injection – Enhanced Oil Recovery project in relation to a reported outflow of CO2/brine along the monitoring well were investigated. Looking for CO2 leakage signatures is important to ensure the safe storage of the CO2 within the target formation. Here, continuous seismic recordings from a borehole array near the reservoir as well as pressure/temperature data were examined. The seismological techniques applied revealed no associated micro-seismicity down to MW > -1, but remarkably elevated noise levels were observed in the seismic recordings framing the outflow time. Additionally, the pressure sensors located in-and above the reservoir reported leakage-related signals indicating the CO2 movement towards the surface. In the next step, the use of the stress tensor inversion as a tool for tracing the reservoir processes was explored. The understanding of the stress tensor inversion allowed developing an updated version of the linearized inversion scheme originally created by Hardebeck and Michael, (2006) and Michael, (1987). The software package was successfully designed together with corresponding extensive documentation system and it is now freely available to all users. To test the correct functioning of the software, it was applied to a natural seismicity catalog (North Anatolian Fault Zone), induced seismicity data (The Geysers geothermal field) as well as a synthetic catalog. Once the software package was ready, the stress field orientation was analyzed in detail at The Geysers geothermal field. There, the reservoir-wide distribution of the stress field orientation with depth was investigated. Normal faulting stress regime was observed at reservoir depth, while strike-slip regime appeared above and below the geothermal reservoir. Considering the long production history of The Geysers geothermal field, the changes in the stress regime were interpreted as an effect of the horizontal stresses reduction at reservoir depth due to reservoir depletion. Then, a specific cluster of seismicity at the northwestern part of the field was selected to look for potential temporal stress field orientation changes in response to fluid injection. For two injection cycles, the results reported significant changes of the stress field orientation at the time of high injection rates. These changes suggested that the stress field orientation might act as a proxy to detect changes in the in-situ reservoir stresses in response to fluid injection. Initially, the changes in the stress field were attributed either to the reactivation of a different set of fractures, or to the potential temporal opening of new tensile fractures. Lastly, the previously observed micro-seismicity at The Geysers was extensively analyzed to attain a comprehensive understanding of the characteristics of each injection stage (i.e. before/during/after high injection rates). To obtain a high quality dataset, seismicity relocation was performed and fault plane solutions were re-calculated. Then the temporal evolution of a number of seismological properties over different injection cycles was traced. Many of these properties displayed changes in response to the peak injections and suggested to be originating from the pore fluid pressure increase. It was proposed that the changes displayed in the seismicity properties could be related to the varying influence of two physical mechanisms inducing the seismicity during each injection stage. More specifically, the thermal fracturing of the reservoir may play the most important role regardless of the injection stage, while poroelastic stress changes could be significant at the times of peak-fluid injections. To finalize, a first estimation of the complete stress tensor in this area was provided. This dissertation contributes to the general understanding of the occurrence of induced seismicity associated to fluid-injection projects. In addition, many of the results obtained during this dissertation constitute a step forward with respect to previous knowledge on the state of stress associated to fluid injection projects.
Die Bedeutung reservoir-geomechanischer Studien im Zusammenhang mit der Auffindung, Exploration und Produktion von Rohstoffen hat in den letzten Jahren stark an Bedeutung gewonnen. Dies betrifft sowohl die begleitende seismologische Überwachung von Fluid-Injektionen in den Untergrund zur Reservoir-Stimulation (Erhöhung der Permeabilität in der Zielformation, Hydraulic Fracturing) als auch die temporäre oder Langzeit-Speicherung von Fluiden oder Gasen im Untergrund (Brauchwasserverpressung, Kohlendioxid- Speicherung). Ziel derartiger Studien sind zumeist entweder die Optimierung von Förderraten (angewandter Aspekt) oder ein verbessertes Verständnis der im Reservoir ablaufenden Prozesse (Grundlagenforschung). Sowohl bei der Langzeit- Injektion mit geringen Fliessraten als auch bei massiven Kurzzeit-Injektionen unter entsprechend hohen Überdrucken kommt es in vielen Fällen zum Auftreten induzierter Mikroseismizität im Reservoir. Die überwältigende Anzahl der auftretenden seismischen Ereignisse (>95%) sind allerdings meist von so geringer Magnitude, dass sie an der Erdoberfläche weder von Menschen wahrgenommen noch von Seismographen registriert werden. In Ausnahmefällen kann es zum Auftreten spürbarer Seismizität, sogenannter large-magnitude events (LME) kommen. Während induzierte Seismizität von der Bevölkerung meist als Problem angesehen wird, ist sie vor allem aber ein Nutzsignal für Betreiber und Wissenschaft, das die Abbildung der Fluidfront im Untergrund und deren Nachverfolgung durch rein passive Methoden und eine damit verbundene Charakterisierung der Geo-Reservoire erlaubt. Durch eine Kombination von hydraulischen, geomechanischen und seismologischen Daten und Auswerte- Techniken lässt sich dem Ziel der Entschlüsselung von Prozessen im Untergrund damit entscheidend näherkommen. Im Rahmen dieser Dissertation wurden verschiedene derartige Ansätze eingesetzt und weiterentwickelt und in zwei verschiedenen Feldstudien zum Einsatz gebracht. In der ersten Feldstudie wurden kontinuierliche mikroseismische Registrierungen eines bohrlochgestützten Seismometer-Arrays im Rahmen des CO2–Speicherprojektes Penn West (Alberta, Canada) ausgewertet. Während keine induzierte Seismizität im Speicherhorizont bis herab zu Magnituden größer als -1 beobachtet wurde, konnten Änderungen im Rauschpegel an den Geophonen in Zusammenhang mit einem an der Oberfläche beobachteten CO2- und CH4-Ausfluss (Leckage) gebracht werden. Dem gezielten Einsatz von Bohrlochseismometern kann damit in Ergänzung zur klassischen mikroseismischen Überwachung auch eine Rolle im Zusammenhang mit der Dichtigkeitsüberwachung von Altbohrungen zukommen. In der zweiten Feldstudie wurden seismische Registrierungen aus dem weltweit größten Geothermiekraftwerk The Geysers (Kalifornien) verschiedenen Auswerteverfahren zugeführt und in Relation zu hydraulischen Reservoirdaten gesetzt. Besondere Aufmerksamkeit wurde dabei der Analyse der Orientierung des krustalen Spannungsfeldes in Reservoir-Tiefe gewidmet, dessen Änderung in direkten Zusammenhang mit den Fliessraten während der Reservoir-Stimulation gebracht werden konnte. Der hier verwendete Standard-Ansatz der Methode der Spannungstensorinversion wurde optimiert, weiterentwickelt und steht nun als frei verfügbarer Algorithmus der wissenschaftlichen Gemeinde zur Verfügung. Die kontinuierlichen seismischen Registrierungen des lokalen Seismometernetzes in der Region des The Geysers Geothermiefeldes wurden zunächst einer Kreuzkorrekationsanalyse und anschliessenden relativen Relokalisierung zugeführt. Dies resultierte in einer um etwa den Faktor zehn verbesserten Lokalisierungsgenauigkeit und entsprechende detaillierterer Abbildung der Seismizität im Reservoir. Zudem wurden systematische Variationen in der räumlichen Verteilung charakteristischer Herdmechanismen festgestellt. Unter Anderem wurde daraufhin eine vorher nicht bekannte Blattverschiebung im zentralen Teil des Reservoirs postuliert, deren potenzielle Aktivierung durch die nahegelegene Fluidinjektion nun ergründet werden muss. Die Anwendung der Inversion von Herdflächenlösungen induzierter seismischer Ereignisse zeigt signifikante Änderungen sowohl lokal und in kurzen Zeiträumen in Zusammenhang mit Fluidinjektion im Rahmen eines Enhanced Geothermal Systems im Nordwesten des Geothermiefeldes wie auch Langzeiteffekte durch jahrzehntelange Wärmeproduktion und damit verbundenen reduzierten Horizontalspannungen. Beide Beobachtungen liefern wichtige Aspekte für die geomechanische Antwortfunktion eines geothermischen Reservoirs auf Kurzzeit-Fluidinjektion und Langzeit- Wärmeextraktion. Die im Rahmen dieser Dissertation vorgelegten Teilstudien zeigen, dass durch den gezielten Einsatz von seismologischen Auswertetechniken im reservoir-geomechanischen Kontext Zusammenhänge erfasst und studiert werden können, die einen Beitrag zum Ziel eines verbesserten Prozessverständnis in Geo-Reservoiren im Zuge von Stimulation, Produktion und Speicherung leisten können.
