Eine nachhaltige Wärmeerzeugung ist die Grundvorraussetzung für jedes Geothermieprojekt. Neben vielen Faktoren ist die optimale Reservoirbewirtschaftung ein essentieller Baustein. Diese umfasst aus Perspektive der Ressource sowohl die Fragestellung einer langfristigen Sicherstellung der Produktivität und Injektivität als auch der Födertemperatur.

Die mesozoischen Reservoire des Norddeutschen Beckens sind insbesondere für ihre lokalen, fluviatilen Ablagerungen bekannt. Somit ist die Lage des Reservoirs im Hinblick auf den Projektstandort von großer Bedeutung. Aber auch Hetergoenitäten innerhalb der Flussysteme sind von Bedeutung.

Für das Reservoirmangements müssen daher die Fragen zur geometrischen Ausprägung der Ressource aber auch des geothermischen Entwicklungspotenzials frühzeitig berücksichtigt werden. Der Einfluss der Reservoirkomplexität auf die Prognosefähigkeit des geothermischen Modells werden im vorliegenden Beitrag untersucht.

Obwohl Tiefengrundwasser grundsätzlich Teil des hydrologischen Kreislaufs ist, muss es als begrenzte Ressource betrachtet werden. Dies betrifft die hydrochemische Zusammensetzung, die Altersstruktur und die im Grundwasser gespeicherte Wärme. Das Monitoring von Veränderungen im Reservoir ist essentiell für eine frühzeitige Erkennung von nutzungsbedingten und nutzungsabhängigen Veränderungen im Reservoir.

In dieser Studie wird ein Konzept vorgestellt, mit dem die Veränderungen im Reservoir anhand des hydrochemischen Fingerabdrucks erkannt, auf Fließprozesse zurückgeführt und bewertet werden können. Exemplarisch wird das Konzept auf einen Tiefengrundwasserleiter angewandt, der zur Produktion von Heil- und Mineralwasser genutzt wurde. Diese Daten dienen später dem Test eines Prognosemodells, dessen erste Phase mit Produktionsdaten aus Geothermiebohrungen kalibriert wird.

Im betrachteten Mineralwasserleiter zeigen Daten der letzten 40 Jahre eine hydrochemische Schichtung, wobei Salinität und Alter mit der Tiefe zunehmen. Mit fortlaufender Reservoirnutzung haben das hydraulische Potential, die Gesamtmineralisation des geförderten Wassers und dessen CO₂-Gehalt stetig abgenommen. Diese Ergebnisse lassen in Kombination mit Tiefenmessungen darauf schließen, dass der Salzwasserhorizont im Reservoir nutzungsbedingt signifikant abgesunken ist. Die Summe der Veränderungen sowie vorhandene Anzeichen einer dauerhaften Veränderung wären demnach ein Indikator für den "Abbau" des Mineralwassers.

Auch in den Carbonaten des Oberjura im bayerischen Molassebeckens lassen sich mehrere Grundwassertypen unterscheiden. Auch wenn Geothermieanlagen kein tiefenaufgelöstes Monitoring der hydrochemischen Zusammensetzung erlauben, muss bei den großen Mächtigkeiten der erschlossenen Reservoire eine Tiefenzonierung angenommen werden. Kontinuierliches faseroptisches Temperaturmonitoring ermöglicht die Überwachung der hydraulisch aktiven Zonen im Reservoir. In Kombination mit gemessenen Veränderungen der hydrochemischen Charakteristik am Brunnenkopf können die Entwicklung des Reservoirs und regionale Zuflüsse abgegrenzt werden.

Das hydrothermale Reservoir, bestehend aus den Karbonaten des Oberjura und Purbeck, im Süddeutschen Molassebecken ist das wichtigste Reservoir für die geothermische Energieversorgung in Bayern. Die komplexe Hydrogeologie des Oberjura Reservoirs wird durch eine heterogene Geologie mit Verkarstungen, Riff- und Beckenfazies und tiefen Störungszonen verursacht.

Das große Interesse an dem Reservoir für die geothermische Energieversorgung führte zu einem verstärkten Ausbau von Geothermiekraftwerken im Großraum München in den letzten Jahren. Heute werden in diesem Gebiet 18 geothermische Kraftwerke für die Fernwärme- und Stromerzeugung genutzt.

Das Verständnis der Dynamik innerhalb des Reservoirs ist wichtig, um eine lange und nachhaltige Nutzung der geothermischen Ressource zu gewährleisten. Tracerversuche sind ein dabei wichtiges Instrument zur Untersuchung der Grundwasserströmungswege, zur Erkennung möglicher thermischer Durchbrüche und zur Minimierung potenzieller negativer Interferenzen zwischen geothermischen Kraftwerken.

In den letzten Jahren wurden an den bestehenden Anlagen mehrere Tracerversuche durchgeführt, und die wachsende Zahl von Projekten wird in den kommenden Jahren auch zu einer Zunahme von Tracerversuchen führen. Die Zunahme führt zur Anforderung Tracerversuche ganzheitlich mit dem Blick auf Interferenzen zwischen Geothermie-Standorten und Hintergrundwerten zu planen. Da nur eine begrenzte Anzahl herkömmlicher Tracerstoffe für den Einsatz in der tiefen Geothermie bei hohen Temperaturen zur Verfügung steht und an einigen Anlagen bereits Versuche durchgeführt wurden, wird vom Lehrstuhl für Hydrogeologie der Technischen Universität München in Kooperation mit dem Bayerischen Landesamt für Umwelt ein Tracermanagement für das Oberjura Reservoir entwickelt, das Richtlinien zur Durchführung von Tracerversuchen, die Eignung verschiedener Tracer für den Einsatz in der Geothermie und standortspezifische Empfehlungen enthält.

Im Rahmen des vom Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz der Bundesrepublik Deutschland (BMWK) geförderten Forschungsprojektes „GFK-Monitor“ wurde erstmalig ein Glasfaserkabel (GFK) in eine tiefe Geothermie-Bohrung (4180m MD, 3141m TVD) von GOK bis über 900m des Open-Hole-Bereichs der Reservoirsektion eingebaut. Der Glasfaserkabeleinbau erfolgte an einem Sucker-Rod-Strang in eine seit 3 Jahren im Betrieb befindliche Reinjektionsbohrung der Stadtwerke München am Energiestandort Süd.

Um den Erfolg des GFK-Einbaus zu garantieren, wurden u.a. Lessons Learnt aus einem bereits erfolgten GFK-Einbau im Cased-Hole-Bereich in einer der benachbarten Bohrungen herangezogen, komplettierungstechnische Sonderlösungen entwickelt, sowie ein Befahrbarkeitsnachweis des Open-Hole-Bereichs am Bohrgestänge, inkl. Bohrlochmessung, vor dem GFK-Einbau durchgeführt. Es werden sowohl bohr- und komplettierungstechnische Aspekte aus der Planung und Umsetzung des GFK-Einbaus als auch erste Ergebnisse der Auswertung der faseroptischen, ortsverteilten Temperatur- (DTS) und Dehnungsmessung (DAS) sowie der zwei punktuellen Druckmessungen durch faseroptische Tiefensonden auf Endteufe und oberhalb des Reservoirs vorgestellt.

Anhand der gewonnenen Temperaturdaten aus dem Stillstand und während der Reinjektion werden die hydraulisch aktiven Zonen im open-hole Bereich interpretiert und quantifiziert. Durch Korrelation mit geophysikalischen Logs werden die hydraulisch relevanten Bereiche in den lokalen und regionalen geologischen Kontext gesetzt. Der Vergleich mit stationären Flowmeter Messungen, welche nach Fertigstellung der Bohrung durchgeführt wurden, könnte auf Änderungen in den Injektionszonen hinweisen. Diese stehen womöglich im Zusammenhang mit einer stark verbesserten Injektivität der Bohrung. Abschließend werden mögliche Gründe für diese hydraulische Dynamik im Reservoir diskutiert.

A significant increase in geothermal site construction and drilling activity is necessary to reach the ambitious goal of supplying 25% of the building heat used in Bavaria. Thereby, drilling efficiency and safety are often challenged by the subsurface's difficult-to-predict geological and geomechanical conditions. One critical safety aspect is identifying and mapping gas reservoirs in shallow and deep stratigraphic layers. To achieve this goal, seismic reflection profiles, mainly acquired in the 1970s and 1980s, will be analysed for direct hydrocarbon indicators (DHIs) and trap structures. To also reduce the risk of drilling into shallow gas accumulations that cannot be detected with regular seismic measurements, shallow seismic reflection (P- & S-wave) is to be tested in the region of Simbach a. Inn, an area historically known for its abundance of shallow gas shows. Gas accumulations at shallow depths pose an elevated drilling risk as the total weight of the mud column in the borehole is still relatively low and blow-out prevention in the top hole section is usually limited due to the large hole diameter. In the area of interest, close to Simbach, a diffuse spot in two older 2D seismic reflection profiles could indicate a fault zone with potential gas migration/accumulation. We will give an overview of the first results of the shallow seismic campaign and an outlook on further plans for seismic gas detection in deeper layers in the North Alpine Foreland basin in SE Germany.

The work is part of the GeoChaNce project funded by the Bavarian Environmental Agency.