dc.contributor.author
Martínez-Garzón, Patricia
dc.date.accessioned
2018-06-07T22:29:41Z
dc.date.available
2014-08-19T12:36:50.275Z
dc.identifier.uri
https://refubium.fu-berlin.de/handle/fub188/9332
dc.identifier.uri
http://dx.doi.org/10.17169/refubium-13531
dc.description.abstract
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.
de
dc.description.abstract
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.
de
dc.format.extent
XI, 136 S.
dc.rights.uri
http://www.fu-berlin.de/sites/refubium/rechtliches/Nutzungsbedingungen
dc.subject
induced seismicity
dc.subject
focal mechanisms
dc.subject
fluid injection
dc.subject.ddc
500 Naturwissenschaften und Mathematik::550 Geowissenschaften, Geologie
dc.title
Seismo-mechanical reservoir characterization from fluid-induced seismicity
dc.contributor.contact
patricia@gfz-potsdam.de
dc.contributor.firstReferee
Prof. Dr. Marco Bohnhoff
dc.contributor.furtherReferee
Prof. Dr. Serge Shapiro
dc.date.accepted
2014-06-30
dc.identifier.urn
urn:nbn:de:kobv:188-fudissthesis000000097168-7
dc.title.translated
Seismologische und geomechanische Charakterisierung von Geo-Reservoiren durch
Analyse fluidinduzierter Seismizität
en
refubium.affiliation
Geowissenschaften
de
refubium.mycore.fudocsId
FUDISS_thesis_000000097168
refubium.mycore.derivateId
FUDISS_derivate_000000015558
dcterms.accessRights.dnb
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dcterms.accessRights.openaire
open access