Item

Abstract

Die geologische Speicherung von Kohlenstoffdioxid (CO2) in tiefen salinen Aquiferen kann durch Migration von verdrängtem Salzwasser aus der Speicherformation zur Versalzung von oberflächennahen Süßwasserreserven führen. Hydraulisch leitfähige Störungen können hierbei als bevorzugte Leckagepfade für den aufwärtsgerichteten Salzwasserfluss dienen. Im Rahmen dieser Studie wurde daher untersucht, in welchem Maße eine Salzwasser-migration über permeable Störungen als Folge einer CO2-Speicherung den Salzgehalt in Formationen oberhalb der Speicherformation beeinflusst. Basierend auf strukturgeologischen Daten eines potenziellen CO2-Speicherstandortes im Nordosten Deutschlands1, wurde ein statisches 3D-Modell mit einer Größe von 42 km x 42 km und Gesamtmächtigkeit von 766 m erstellt. Für die Durchführung von großskaligen numerischen Mehrphasen-Mehrkomponenten- (CO2, NaCl, H2O) Simulationen wurde der Reservoirsimulator TOUGH2-MP/ECO2N (Zhang et al., 2008) auf einem Hochleistungsrechner verwendet. Die diskrete Beschreibung der Störungen erfolgt durch die Implementierung von virtuellen Elementen in das Modellgitter, die eine separate und beliebige Störungsparametrisierung erlauben (TILLNER et al., 2013). Der potenzielle Speicherstandort liegt im Nordostdeutschen Becken und ist Teil einer durch salztektonische Prozesse entstandenen Antiklinalstruktur, die durch einen mehrschichtigen Grundwasserleiter geprägt ist. Die Modellgrenzen im NE und SW des Untersuchungsgebietes werden durch die Fürstenwalde Gubener und die Lausitzer Störungszone begrenzt, die im Modellgebiet durch vier, jeweils 20 m mächtige diskrete Störungen beschrieben werden. Daneben wurden vier Grundwasserleiter zur Untersuchung einer potenziellen Salzwasser-migration über die vier Störungen in das Modell integriert (s. Abbildung). Die Injektion von 1,7 Mt/CO2 pro Jahr erfolgte im Modell direkt in den Top der Antiklinale der untersten Formation, über einen Gesamtzeitraum von 20 Jahren. Neben variablen Störungspermeabilitäten wurden unterschiedliche Randbedingungen untersucht, um den Effekt einer möglichen Reservoirkompartmentalisierung auf Druckanstieg und Salzwassermigration zu bestimmen. Die Simulationsergebnisse zeigen, dass lateral geschlossene Modellränder in den unteren Grundwasserleitern (Detfurth- und Hardegsen-Formationen) und vier hoch permeable Störungen (> 1.000 mD) den höchsten Anstieg der Salinität im obersten Grundwasserleiter (Stuttgart Formation) von 0,24 % (407 mg/l) nach 20 Jahren Injektionszeit zur Folge haben. Geringere Änderungen der Salinität in der Stuttgart-Formation wurden entsprechend bei geschlossenen Randbedingungen und nur einer permeablen Störung beobachtet. Entgegen der Erwartung hat die Störungspermeablität keinen wesentlichen Einfluss auf den Salinitätsanstieg in der Stuttgart Formation. Diese steigt nach 20 Jahren Injektionszeit um 0,04 % (75 mg/l) bei einer Störungspermeablität von 1.000 mD und um 0,06 % (96 mg/l) bei einer Störungspermeablität von 10.000 mD. Unter Berücksichtigung der Modellierungsergebnisse, wird eine Versalzung oberflächennaher Grundwasserresourcen im Untersuchungsgebiet im Nordostdeutschen Becken als unwahrscheinlich angesehen.