Abstract
Understanding of spatial distribution of fractures or cracks-induced anisotropy is essential to minimise the failure of drilling and for fluid flow conduit in reservoir rocks in order to enhance productivity for geothermal energy. To comprehend the above tasks, this study applied for the first time the method of velocity variation with azimuth (VVA) using 3-D seismic reflection data of the geothermal research platform Groß Schönebeck (NE German Basin). The method is to determine the degree and direction of azimuthal velocity anisotropy which is interpreted as the effect of sub-vertical fracturing based on the Horizontal Transverse Isotropy (HTI) model. The method and model were used to analyse the assumed sub-vertical fractures of the four target horizons or layers named as the S1, X1 (above the Zechstein salt) and Z1 and Elbe Reservoir Sandstone-ERS (base and below the Zechstein salt). The result shows that the observed anisotropy of the analysed layers above the Zechstein salt roughly correlates with fault structures formed by an upwelling salt pillow. At base, faults resulting in fracture-induced anisotropy are not obvious and indicate the direction of less pronounced anisotropy. Furthermore, below the salt the interpreted anisotropy follows the trend of the regional stress field and is fairly consistent with previous studies. The fracturing in the extensional setting above salt pillows may cause higher permeability and better conditions for geothermal exploitation compensating the low temperature because of shallow reservoir depth. Moreover, the fracturing below the salt also demonstrates potentially good permeability of the reservoir and is due to its deep-laying layer concerning to higher temperature. Additionally, the interesting magnitude anisotropy and its trends of all analysed layers, except the layer below the Z1 horizon are in the range azimuth 0-30° N. These characteristics could be further verified by well log data and be the input for geologists and reservoir engineers to construct the permeability model. Future geothermal exploration and exploitation particularly at Groß Schönebeck and other worldwide geothermal potentials could be supported by this methodical analysis.
Das Verständnis der räumlichen Verteilung von Brüchen und damit einhergehender Riss-induzierter Anisotropie ist von entscheidender Bedeutung, um Fehl-Bohrungen zu vermeiden, Ausbreitungswege für Fluide in Reservoirgesteinen vorherzusagen und dadurch die Produktivität bei der Nutzung von geothermischer Energie zu steigern. Um zu den oben genannten Aufgaben beizutragen, wurde in dieser Studie zum ersten Mal die Methode der Geschwindigkeitsvariation mit Azimut (VVA) unter Verwendung von seismischen 3-D-Reflexionsdaten an der geothermischen Forschungsplattform Groß Schönebeck (Nordostdeutsches Becken) angewandt. Die Methode dient der Bestimmung des Grades und der Richtung der azimutalen Geschwindigkeitsanisotropie, die auf der Grundlage des Modells der horizontalen transversalen Isotropie (HTI) als Effekt der subvertikalen Frakturierung interpretiert wird. Die Methode und das Modell wurden verwendet, um die angenommenen subvertikalen Brüche der vier Zielhorizonte oder -schichten S1, X1 (oberhalb des Zechsteinsalzes) und Z1 sowie des Elbe-Basis-Sandsteins ERS (Basis und unterhalb des Zechsteinsalzes) zu analysieren. Die Ergebnisse zeigen, dass die beobachtete Anisotropie der untersuchten Schichten oberhalb des Zechsteinsalzes in etwa mit Verwerfungsstrukturen korreliert, die durch ein aufgestiegenes Salzkissen gebildet werden. An der Basis sind Verwerfungen, die zu einer bruchbedingten Anisotropie führen, nicht offensichtlich und zeigen die Richtung einer weniger ausgeprägten Anisotropie an. Außerdem folgt die interpretierte Anisotropie unterhalb des Salzes dem Trend des regionalen Spannungsfeldes und stimmt weitgehend mit früheren Studien überein. Die Frakturierung in der Dehnungsumgebung oberhalb der Salzkissen kann zu einer höheren Durchlässigkeit und besseren Bedingungen für die geothermische Nutzung führen, wodurch die niedrigere Temperatur aufgrund der geringeren Tiefe des Reservoirs ausgeglichen wird. Darüber hinaus zeigt die Frakturierung unterhalb des Salzes ebenfalls eine potenziell gute Durchlässigkeit des Reservoirs, was auf die tief liegende Schicht und die damit verbundene höhere Temperatur zurückzuführen ist. Die abgeleiteten Anomalien mit erhöhter Anisotropie weisen für alle untersuchten Schichten mit Ausnahme der Schicht unterhalb des Z1-Horizonts Vorzugsrichtungen im Azimutbereich von 0-30° N auf. Diese Merkmale könnten durch Bohrlochdaten weiter verifiziert werden und als Grundlage für die Erstellung eines Permeabilitätsmodells dienen. Künftige geothermische Explorationen und Nutzungen, insbesondere in Groß Schönebeck und anderen geothermischen Reservoiren weltweit, könnten durch diese methodische Analyse zusätzlich unterstützt werden.
