Warum gibt es keine 3D-Seismik vor (!) dem ersten Probe-Frac ?
Sehr geehrte Damen und Herren,
in der Präsentation von Herrn Prof. Borchardt zur Abschlusskonferenz vom 25.April 2012 gibt es mehrere Folien,
in denen auf das Risiko einer möglichen lateralen Gasmigration aus der gasführenden Schieferformation
(korrekter: Tonformation) durch einen 'Ausreisser-Frac' in Richtung benachbarter Störungen hingewiesen wird.
Diese Störungen könnten prinzipiell eine vertikale Wegbarkeit hin zu flacheren poröseren Schichten darstellen.
Zu guter letzt würde dann das Gas an der Erdoberfläche austreten, wie z.B. im Untergrundgasspeicher Bad
Lauchstätt am 29.März 1988 geschehen; bedingt durch eine Leckage der Zementierung/Verrohrung in ca. 112m
(s. http://www.kgs.ku.edu/Hydro/Hutch/GasStorage/other.html).
Die bisher für die verschiedenen Untersuchungsgebiete (u.a. südliches Niedersachsen, Nordhessen <-- BNK
Petroleum) vorgesehenen Untersuchungen in der Aufsuchungsphase sehen die Messung von 2D-Seismik, aber
auch bereits Probe-Fracs in der Aufsuchungsphase vor (nicht zu verwechseln mit der sich anschliessenden
Erschliessungsphase; sprich Produktionsphase) vor. Zu diesem Zeitpunkt ist an den Bohrungen zwar punktuell
ein Spannungsfeld (über die gesamte Bohrstrecke ?) gemessen worden, das regionale Spannungsfeld jedoch ist
komplett unbekannt. Dieses regionale Spannungsfeld hat aber verständlicherweise ebenfalls einen
massgeblichen Einfluss auf die Ausbreitung des Fracture-Netzwerks. 3D-seismische Messungen sind zu diesem
Zeitpunkt noch nicht vorgesehen und soweit mir bekannt auch im Bergrecht nicht vorgeschrieben.
Die zum Zeitpunkt der Probe-Fracs interpretierte 2D-Seismik ist nach Stand der 3D seismischen Ölexploration
(also bereits seit ca. 1985) bei weitem nicht geeignet, Störflächen zweifelsfrei zu identifizieren und deren exakte
Lage im dreidimensionalen Raum relativ zu den Probe-Fracs zu ermitteln. Im schlechtesten Fall würde eine
Störung in der Nachbarschaft eines Probe-Fracs parallel zu den wenigen 2D-Linien steil einfallen, so dass sie in 2D-Seismik gar
nicht sichtbar wäre. Diese Störfläche könnte aber bei dem Probe-Frac dann schon durch einen 'Ausreisser-Frac'
(Zitat: Abschlusspräsentation Prof. Borchardt) hydraulisch angeschlossen werden, was weder beabsichtigt wäre,
noch zwingend bemerkt würde.
Nach heutigem Stand der seismischen Exploration ist nur eine hochauflösende 3D-Seismik (Spurabstände <=
12.5m) in der Lage, das regionale Spannungsfeld mit Störungen und deren exakter Lage im Raum zu erkennen.
Diese hochauflösende 3D-Seismik, gepaart mit den hochauflösenden Bohrlochmessungen (DSI, FMI) zur
Bestimmung des lokalen Spannungsfeldes rund um die Bohrung sollte dann die Basis für die Erstellung eines
3D-geomechanischen Untergrundmodelles (u.a. auch 3D Porositätsmodell) bieten. Dieses bezüglich der
Geomechanik aber auch bezüglich möglicher Migrationspfade detailierteste Modell sollte dann für eine
quantitative Risikoabschätzung geeigneter sein. Erst danach sollte dann der erste Probe-Frac erfolgen.
Eine 3D-Seismikmessung vor Beginn von Probe-Fracs stellt natürlich ein nicht unerhebliches wirtschaftliches
Risiko für die Schiefergas-Explorateure da. Im schlechtesten Fall hätte man die Seismik an der 'falschen' Stelle
gemessen. Falsch wäre sie dann aber trotzdem nicht gewesen, da man bereits vor den ersten Probe-Fracs (mit
möglichem hydraulischen Anschluss von gasführenden Formationen an Störungen (oder andere potentielle
Migrationswege) wüsste, dass man an dieser Stelle besser nicht probe-fracked.
Mit freundlichen Grüssen
B.Otto
Geophysiker & Seismike
"In den Regionen, in denen Probefracs durchgeführt werden, liegen großflächige Untersuchungen durch 2D- und zum Teil 3D-Seismik sowie durch vorhandene Bohrungen vor, um ein möglichst genaues Bild vom Untergrund zu bekommen. Störungen zu kennen und meiden zu können, liegt auch im Interesse der Erdgasindustrie, denn nur so lässt sich eine wirtschaftliche Bohrung durchführen. Um dennoch bestehende Unsicherheiten auszuschließen, empfiehlt der Neutrale Expertenkreis, Demonstrationsvorhaben mit intensiven Erkundungsarbeiten durchzuführen, um Risikogebiete ausschließen sowie die Einhaltung von Sicherheitsabständen sicherstellen zu können."
Sehr geehrter admin,
leider sind sie auf die wesentlichen Punkte meines Beitrages/meiner Fragen nicht eingegangen.
Frage I: "Warum sieht das Aufschlussprogramm (erste Phase - nicht die Produktionsphase) rund um die Bohrungen mit Probefracs nicht zwingend (!!!) die Akquisition und vorherige Auswertung von hochauflösender 3D-Seismik (CDP-Abstand <= 12.5m) vor (!!!) den ersten Probefracs vor ?
Die Bergämter schreiben dieses zwar unverständlicherweise derzeit nicht vor, 3D-Seismik ist aber das einzige (!!!) unter anderem von ESSO, MOBIL und später EXXON etablierte Verfahren, um das strukturelle Risiko räumlich exakt und quantitativ zu erfassen. 'Witzigerweise' sehen alle mir bekannten Schiefergas-Projekte für die anschliessende Produktionsphase 3D-Seismik sehr wohl vor. Zu diesem Zeitpunkt könnte das Kind aber schon längst in den Brunnen gefallen sein; sprich das Schiefergasreservoir durch Probefracs über in 2D-Seismik nicht erkannte oder fehlinterpretierte Störflächen mit flacheren porösen Zonen (z.B. Grundwasserschichten oder Erdoberfläche) hydraulisch verbunden sein.
Die von Ihnen in Ihrer Antwort erwähnte 2D-Seismik (wieviele Linien auch immer) ist systembedingt (Stichwort: Out of Plane - Reflections) in keiner Weise geeignet, das regionale tektonische Spannungsfeld, welches massgeblichen Einfluss auf den Verlauf des Frackings (fracture half length und fracture azimuth) hat, zu ermitteln.
Die Unsicherheiten zum Zeitpunkt der ersten Probefracs sind somit am grössten, da eine 3D-Seismik gemäss den 'gängigen' Plänen noch nicht vorgesehen ist. Das heisst, zu diesem Zeitpunkt ist das Risiko, unbeabsichtigt und unbemerkt einen Migrationsweg via nahe gelegenen Störungen hydraulisch anzuschliessen am grössten. Genau aus diesem Grund wäre es meines Erachtens zwingend notwendig, 3D-Seismik VOR dem ersten Probefrac zu akquirieren.
Auch die von Ihnen erwähnten Bohrungen und die zugehörigen Bohrlochmessungen liefern nur eine punktuelle Informationen über durchbohrte Störflächen. Selbst bei Vorhandensein geeigneter Bohrlochmessungen (wie z.B. Dip meter, Formation MicroScanner) im Bereich dieser Störzonen wird es nahezu unmöglich sein, aus diesen den exakten räumlichen Verlauf von Störflächen (sprich potentiellen vertikalen Migrationswegen) zu ermitteln. Eine Ausnahme stellen Multi azimuth, multi offset VSPs dar. Aus Kostengründen wurden die oben genannten speziellen Bohrlochmessungen bisher fast ausschliesslich im Bereich des Trägerhorizontes gemessen und bis auf wenige Ausnahmen nicht (!!!) im Bereich von Störzonen im Oberbau.
Im Bezug auf mögliche Störzonen betonen Sie ebenfalls, dass auch die Erdgasindustrie ein grosses Interesse an diesen Zonen hat. Zitat: "...denn nur so lässt sich eine wirtschaftliche Bohrung durchführen".
Das heisst im Klartext, man steht bereits bei den Probefracs in der Aufschlussphase unter dem ökonomischen Zwang, möglichst nahe an auf Basis von ungeeigneter 2D-Seismik 'identifizierte' Störzonen heran zu bohren, um von den möglicherweise vorhandenen natürlichen Klüften (fractures) in der Nähe dieser Störungen durch erhöhte Produktivität zu profitieren. Eine Probebohrung, die nicht den Nachweis ökonomischer Produktivität erbrächte, könnte im schlechtesten Fall das gesamte Projekt gefährden und das ganze Gebiet zur NO SHALE GAS - Zone erklären.
Anders interpretiert: Bis zum Zeitpunkt des Nachweises der Wirtschaftlichkeit am Ende der Probefracs (möglichst nahe an einer Störzone) ist man bereit, ein erhebliches ökologisches Risiko in Kauf zu nehmen. Erst dann sieht man einen Sinn darin, weitere strukturelle Unsicherheiten durch 3D-Seismik zu reduzieren.
Diese Störzonen sollten aber nicht in erster Linie aus wirtschaftlichen Erwägungen von Interesse sein, sondern vielmehr deshalb, weil das Schiefergas entlang dieser Störzonen in flachere Zonen migrieren könnte. Damit wäre die Integrität des Reservoirs aber nicht mehr gewährleistet. Diese ist jedoch jederzeit durch den Operator sicher zustellen, nicht erst nach Nachweis der Wirtschaftlichkeit.
Aspekt I (basierend auf Frage I): Auf Basis der 3D-Seismik sollte bereits vor dem ersten Probefrac ein 3D-Porositätsmodell zu Ermittlung anderer möglicher Migrationspfade vorab erstellt werden (neben Störungen kommen ja z.B. auch noch sandgefüllte Rinnen im Tertiär in Frage). Dieses Modell wäre geeignet, verschiedenste Risikoszenarien quantitativ durch zu spielen; wie z.B. eine nicht seltene Undichtigkeit des Casings und die daraus resultierende unkontrollierte Gasmigration (s. Gasexplosion in Bad Lauchstätt 1988; Quelle: http://www.kgs.ku.edu/Hydro/Hutch/GasStorage/other.html)
Aspekt II: Aus dem integrierten 3D-Struktur -und Porositätsmodell sollte dann auf Basis der Bohrlochmessungen (insbesondere Dipole Shear Imager) ein 3D-geomechanisches Modell erstellt werden. Dieses Modell erlaubt ein semi-quantitative Abschätzung der Veränderungen des Spannungstensors durch Fracs, aber auch mögliche Subsidenzen.
Frage II (ebenfalls nicht beantwortet): Welches sind die Mitglieder des neutralen Expertenkreises, die über ausreichende seismische (nicht seismologische !) Kenntnisse verfügen ?
...diese Kenntnisse sollten eigentlich zwingend im neutralen Expertenkreis vorhanden sein, um eine Risikobewertung und eine Abschätzung zur Anlagensicherheit abgeben zu können.
Mit freundlichen Grüssen
B.Otto
Geophysiker und Seismiker