Risikostudie Fracking – Zusammenfassung und Empfehlungen

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 gar nicht sichtbar wäre. Diese Störfläche könnte aber bei dem Probe-Frac dann schon durch einen Ausreisser-Frac (Zitat: Folie) 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 & Seismiker