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Frage 107: Einfluss von Fracking auf sicherheitstechnische Beurteilung
Im Jahr 2004 wurde im Gebiet der Gemeinde Weiach, damit also im Standortgebiet Nördlich Lägern, mittels Fracking Methode nach Erdgas gesucht. Die dabei entstehenden, meist vertikalen, Risse erhöhen die Durchlässigkeit des betroffenen Gesteins. Erfahrungen aus den USA zeigen, dass entlang solcher künstlichen Störzonen Erdgas bis in die oberflächennahen Schichten aufsteigen kann. Im Fall von Weiach also eventuell bis unter das Wirtgestein für das Tiefenlager.
Inwieweit wird diesem Umstand bei der sicherheitstechnischen Beurteilung im Auswahlverfahren für ein Standortgebiet für ein geologisches Tiefenlager berücksichtigt?
In der Forest Oil/SEAG Bohrung Weiach-2 wurden in den Jahren 2000 und 2004 Fracking Tests in dichten potenziellen Erdgas-Lagerstättengesteinen des Karbons durchgeführt. Ursprünglich geplant waren Tests in Tiefen von 1400 – 1900 mit einer vertikalen Rissausbreitung von rund 100 m (50 m oberhalb/unterhalb der Tests), also weit unterhalb des Opalinustons, der in diesem Gebiet in einer Tiefe von 500 – 700 m liegt. Nach ersten erfolglosen Mini-Frac Tests mit viel kleineren Rissausbreitungen in Tiefen > 1600 m (d.h. mindestens 900 m unterhalb des Wirtgesteins Opalinuston) wurde das Projekt abgebrochen. Weil die getesteten Schichten weit unterhalb des Opalinustons liegen und die erzeugten vertikalen Risse weder den Opalinuston noch seine Rahmengesteine verletzen besteht keine Notwendigkeit, diese Tests in einer Sicherheitsanalyse für ein Tiefenlager im Opalinuston in diesem Gebiet zu berücksichtigen. Weiter ist vorläufig auch mit keinen weiteren Aktivitäten zu rechnen.
Wie beim Schiefergas (Shale Gas) werden auch bei dichten Erdgas-Lagerstättengesteinen (Tight Gas Reservoirs) höhere Anforderungen an die Explorations- und Fördermethoden gestellt als bei konventionellen Lagerstätten (Reinicke 2011). Es handelt sich um Lagerstätten, bei denen ohne Stimulation und/oder horizontale Bohrungen oft nur schwierig oder gar kein Erdgas gefördert werden kann. Diese neuen Technologien haben sich in den letzten zehn Jahren stark entwickelt und werden weltweit angewendet. Gute Informationsquellen in deutscher Sprache sind auf der Webseite der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe zu finden: www.bgr.bund.de/DE/Themen/Energie/Projekte/laufend/NIKO/FAQ/faq_inhalt.html
Das exakte Verhalten bei einer Fracking-Massnahme lässt sich erst über die Einbeziehung der standortbezogenen Daten zu den geologischen Verhältnissen darstellen. Wenn diese bekannt sind, lässt sich die maximale Rissausbreitung mit Hilfe von Modellen mit genügender Genauigkeit und Zuverlässigkeit abschätzen. In der Regel handelt es sich um vertikale Rissausdehnungen im Bereich von 10er von Metern bis gut hundert Meter und horizontale Ausdehnungen bis mehrere hundert Meter, weil ja nur die für die Gasförderung relevante Schicht gefrackt werden soll (Figur 107-1). Die Rissausbreitung wird von mikroseismischen Ereignissen begleitet (Figur 107-2). Dadurch kann die Rissausbreitung dreidimensional abgebildet und mit den Modellrechnungen verglichen werden.
In der Bohrung Weiach-2 führten Forest Oil / SEAG im Jahr 2000 und PEOS / SEAG (2004) Fracking-Versuche in potenziell gasführenden Schichten des Stephanien (Karbon) durch (Figur 107-3). Geplant waren mehrere mehrstufige Frac-Tests (Multiple Fracks) im Tiefenbereich 1400 bis 1900 m, also weit unterhalb des Opalinustons, der in diesem Gebiet in einer Tiefe von 500 – 700 m liegt. Aufgrund von Rissausbreitungsmodellen wurde mit einer vertikalen Rissausbreitung von rund 100 m (50 m über und 50 m unter dem Injektionstest) und einer horizontalen Ausbreitungen von 160 m gerechnet (Berichte Archiv SEAG).
Erste Mini-Frac Tests in Tiefen > 1600 m mit viel kleinerer Rissausbreitung als ursprünglich geplant zeigten in beiden Testserien nicht den gewünschten Erfolg. Anstelle von Gaszutritten erfolgten Zutritte von hochsalinen Formationswässern. Im ersten Test betrug die Salinität 75 g/L, im zweiten Test 150 g/L. Die Entsorgung solcher Wässer ist sehr aufwändig und kostspielig. Nach diesen negativen Resultaten wurde das Bohrloch mit Zementbrücken konserviert, ohne weitere Tests oder die geplanten Frac-Stimulationen durchzuführen.
Fazit: Die Tests erfolgten mehr als 900 m unterhalb des Wirtgesteins Opalinuston und die vertikale Ausdehnung der Mini-Fracs war viel kleiner als 100 m. Es besteht somit keine Notwendigkeit, diese Tests in einer Sicherheitsanalyse für ein Tiefenlager im Opalinuston in diesem Gebiet zu berücksichtigen.
Referenzen
Reinicke, K.M. (2011): Unkonventionelles Gas – Wo liegen die Herausforderungen? Erdöl Erdgas Kohle 127/10, 340-342.