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Alberta besetzt den weltweit ersten EGS Lehrstuhl - ein Interview mit Inga Moeck über die Möglichkeiten der Geothermieforschung in Kanada

Das Interview führte Dr. Sabine Volland

Frau Moeck, Sie haben fünf Jahre am GFZ als Reservoirgeologin geforscht, einem international namhaften Institut mit guter technischer und finanzieller Ausstattung. Im Januar 2013 erhielten Sie den Ruf nach Kanada auf den EGES Lehrstuhl an der University of Alberta. Was hat Sie gereizt, diesem Ruf zu folgen?

Es ist der weltweit erste EGS Lehrstuhl überhaupt. Als Forscherin habe ich bisher vorwiegend in Enhanced Geothermal Systems (EGS) gearbeitet. Da hat sich jetzt die Möglichkeit ergeben, als Professorin dieses Thema auszubauen, besonders in der Lehre. Bisher mussten die Studenten erst über längere Zeit in dieses Thema eingearbeitet werden. Jetzt kann ich EGS an einer Universität als eigenes Fach lehren. Und das in einer Region, in der bereits viele EGS-verwandte Themen an der Universität bearbeitet und unterrichtet werden, wie z. B. die gesamte Reservoirgeologie, Bohrdatenanalyse, Seismikinterpretation. Es gibt sogar einen eigenen Lehrstuhl für induzierte Seismizität. Diese Fächer werden dort für die Kohlenwasserstoffindustrie gelehrt. Mich reizt der Technologie-Transfer von verwandten Themen der unkonventionellen Reservoire, die in Alberta seit den 1980er Jahren exploriert werden, hin zur Geothermie. Ich profitiere von der Fülle der vorhandenen Geodaten. Seit 1950 ist es dort Pflicht, die Hälfte eines Bohrkerns am Geologischen Landesamt für die Dokumentation zu archivieren. In deren Kernlager steht eine Fülle von Bohrkernen für Untersuchungen zur Speicherqualität von geothermisch relevanten Horizonten zur Verfügung. Das ist einzigartig. Man kann hier geothermische Forschung betreiben wie nirgends auf der Welt. Das waren meine wesentlichen Gründe, den Ruf anzunehmen: der erste EGS Lehrstuhl weltweit und diese Fülle von Geodaten.

Kanada nutzt bislang keine tiefe Geothermie zur Energiegewinnung. Warum wird ausgerechnet an der Universtity of Alberta der weltweit erste EGES Lehrstuhl etabliert?

Die Geothermie hat in Alberta momentan noch keinen großen Stellenwert, weder wissenschaftlich noch ökonomisch. Den wird sie in naher Zukunft auch nicht haben, weil Erdgas einfach viel zu billig ist. Aber aufgrund seiner hohen CO2-Emissionen bekommt Alberta langsam ein Imageproblem in Bezug auf seine Ökobilanz. Der hohe Treibhausgasausstoß Albertas drückt die Gesamt-CO2-Bilanz Kanadas. Alberta muss etwas tun, um seine Darstellung im Umweltbereich deutlich zu verbessern. Das Geld für diese Professur kommt vom Forschungsministerium der Provinz, Alberta Innovates. Sie erhalten Finanzmittel aus der Wirtschaft, die den Firmen wiederum für Umweltforschung zur Verfügung gestellt werden. Dazu gehört jetzt auch die Geothermie.

Was wird Ihr Forschungsschwerpunkt an der Universität Alberta sein?

Hier geht es mir um die Vorlandbeckenforschung. Das Albertabecken ist ein echtes Geoenergiesystem, das Ressourcen wie Erdgas, Erdöl, Kohle und tiefe Geothermie birgt. Primär sehe ich mich dort in der Geothermieforschung, weil sie einfach fehlt. Aber ich bin auch Teil der gesamten Geoenergieforschung, weil sich die Explorationsmethoden, Erkundungsstrategien, Bohrmethoden und noch vieles mehr in den unterschiedlichen Energiesystemen überschneiden und decken. In diesen Dingen können wir viel voneinander lernen.

Zudem kann man hier Grundlagenforschung zu den relevanten Themen der tiefen Geothermie betreiben. Das Albertabecken ist vom geologischen Aufbau her sehr gut mit dem Molassebecken in Süddeutschland vergleichbar. Beide Systeme sind Vorlandbecken mit karbonatischen Aquiferen als geothermische Ressource und der zum Gebirge hin typischen Vertiefung, ein ideales geothermisches System. Wenn wir den Aufbau und die Porenraumentwicklung eines potentiellen karbonatischen Aquifers im Albertabecken studieren mit Hilfe der dortigen Geodaten, dann können wir diese Prozesse übertragen, da beide Becken trotz unterschiedlichen Ablagerungsraums eine ähnliche geodynamische Entwicklung durchgemacht haben. Im Molassebecken werden bereits erfolgreich geothermische Speicher entwickelt. Da kann Alberta viel von Deutschland lernen.

Welche Aufgaben werden Sie am EGES Lehrstuhl wahrnehmen?

Zum einen werde ich die Geothermie in der Lehre etablieren, grundsätzliches wie „Was bedeutet EGS“ oder „Geothermische Systemanalyse“. Parallel dazu muss die Forschung angekurbelt werden. Wie startet man Geothermie in einer Provinz, in einem Land, wo es vorher überhaupt keine Geothermie gab? Das muss zweigleisig laufen. Auf der einen Seite arbeite ich intensiv mit den geologischen Diensten von Kanada und der Provinz Alberta zusammen. Auf der anderen Seite gibt es Kooperationen mit vielen Kollegen aus der Erdöl- und Erdgasindustrie. Wir arbeiten vor Ort an Themen, die für die Geothermie wichtig sind, wie Spannungsfeldanalyse, Methodenentwicklung zur Reservoirevaluierung, Geomechanik und 3D Modellierung. Diese Methoden möchte ich dort in der Forschung und Lehre sowie in unseren Labors einbauen. Es gibt ein großes 3D Modellierungslabor mit verschiedenen bekannten großen Softwaren, an die sich auch Firmen anschließen können.

Zum anderen ist in Kanada die politische Motivation für die Geothermie groß, besonders in Bezug auf ihr CO2-Einsparpotential. Es kommen immer wieder Anfragen von Gemeinden für Abschätzungsstudien. Darüber kann man die Forschung ebenfalls anstoßen. Zusammen mit dem geologischen Dienst Kanadas werden wir demnächst in einer kleinen Gemeinde in den Rocky Mountains eine Ortsbegehung für eine Potentialstudie machen. Danach folgt eine Strategieentwicklung, in der die Studenten der Universität Alberta eingebunden werden. Je nach Projektgröße sind das entweder Bachelor- oder Master-Studenten oder auch Doktoranden.

Sie haben in Kanada Bedingungen, wie Sie sie in der deutschen Forschungslandschaft nirgends finden werden. Würde es für Sie dennoch einen Anreiz geben, wieder nach Deutschland zurück zu kommen?

Die Bedingungen in Kanada sind unwahrscheinlich gut. Sie müssen sich vorstellen, durch die jahrzehntelange Kohlenwasserstoffexploration gibt es in Alberta 360.000 Bohrungen. Wir haben hier Forschungsmaterial für unendlich viele Themen. Ebenso ist das Umfeld der Universität Alberta sehr inspirierend. Sie ist eine der größten Universitäten auf dem nordamerikanischen Kontinent mit einer sehr guten technischen Ausstattung. Auch die Professur ist finanziell gut ausstaffiert. Allerdings sehe auch, wie schwer es sein kann, die Geothermie dort zu etablieren. Dass es in Alberta einmal zu einer Geothermie Forschungsbohrung kommt, sehe ich momentan noch in weiter Ferne.

Im Vergleich zur Ölsandförderung ist die Geothermie nicht lukrativ genug. Dennoch, das Interesse der Firmen wächst, weil das Potential des Technologietransfers zu den unkonventionellen Reservoiren erkannt wird. Meine Verbindungen nach Deutschland sind noch immer intensiv und erweitern sich zunehmend, da hier einfach eine lebendige Geothermieszene mit hochinteressanten Forschungsthemen besteht. In Deutschland muss mit schmalen Gewinnmargen gearbeitet werden. Daher ist es wichtig, hier ebenfalls eine Begleitforschung aufzubauen, zum Beispiel im Molassebecken.

Sie haben auf dem GtV Kongress 2012 in Karlsruhe mit Ihrem Vortrag zur quantitativen Spannungsfeldanalyse großes Interesse bei den Projektbetreibern geweckt. Wie erklären Sie sich, dass dieses Thema bislang bei der Projektplanung wenig Beachtung gefunden hat, obwohl die Kenntnis des Spannungsfeldes für ein erfolgreiches Geothermieprojekt enorm wichtig ist, ebenso für die Abschätzung der zu erwartenden Seismizität?

Das ist auch meine Beobachtung. Es wird zwar in vielen Projekten mit dem Spannungsfeld gerechnet, aber es wird nicht bestimmt, da es einfach nicht viele Kollegen gibt, die sich darauf spezialisiert haben. Das liegt sicherlich auch daran, dass die angewandte Strukturgeologie im Studium weniger Beachtung findet als Hydro- oder Ingenieurgeologie. Der Strukturgeologe bestimmt aus der geologischen Situation heraus das Spannungsfeld. Es gibt zwar Methoden, über die 3D Seismik die Richtung von der größten horizontalen Spannung zu ermitteln, aber das ergibt noch kein Spannungsfeld. Und was machen wir, wenn wir keine 3D Seismik haben? Wie bestimmen wir dann das Spannungsfeld? In den Vorlesungen zur Strukturgeologie wird zwar viel Stoff gelehrt, aber die Methoden zur iterativen Spannungsfeldbestimmung innerhalb der Exploration werden häufig nicht ausreichend behandelt. Das möchte ich unbedingt in der Lehre etablieren, unabhängig von der Universität, an der ich lehre.

Könnten Sie sich vorstellen, dass solche quantitativen Spannungsfeldanalysen eines Tages mal Standard in der Projektplanung oder Exploration werden? Wie könnte diese Marktlücke geschlossen werden?

Absolut. Wir können sie schließen, in dem wir das in der Lehre wirklich vermitteln. Bislang sind wir nur in der Forschung tätig. Wir müssen langfristig denken und unsere Forschungsergebnisse statistisch untermauern, was man in Alberta sehr gut machen kann. Aber es ist noch viel Forschung nötig, um diese Methode zu standardisieren. Das Konzept der limitierenden Spannungen zur Berechnung des in-situ Spannungsfeldes müssen wir in verschiedenen Arbeiten überprüfen. Dazu benötigen wir Daten aus Bohrlöchern, Hydrofacs und Leak-off Tests. Auf solche Daten hat man in Alberta unbegrenzt Zugriff, da es dort viele Tausende von Hydrofracs gibt. Bestätigt sich unser Vorgehen durch die Daten der Leak-off Tests als reproduzierbares Ergebnis, zeigt es, dass die Methode der Spannungsfeldberechnung richtig ist und gute Daten liefert.

Auf vergleichbare Weise können wir die Slip Tendency Technique zur Quantifizierung des Störungsreaktivierungspotentials entwickeln. Das ist eine wichtige Methode, um das Verhalten des Reservoirs unter Produktions- und Injektionsbedingungen zu verstehen, denn eines ist klar: Sobald der Speicherbetrieb beginnt, ändert sich das Spannungsfeld. Ehemals offene Klüfte können sich schließen, andere können reaktiviert werden. Sind wir einmal so weit, diese Prozesse durch das Erkennen der relevanten Parameter nachvollziehen zu können, wäre es möglich, einen Best-Practice-Guide zur Spannungsfeldanalyse zu schreiben. Aber zur dessen Handhabung braucht man ein geologisches Grundlagenverständnis und eine geologisch basierte Klassifizierung geothermischer Systeme.

Die Budgets in den Projekten sind sehr knapp kalkuliert. Wie überzeugt man Projektbetreiber, dass für solche Untersuchungen Geldmittel bereitgestellt werden müssen, wenn diese Methode zum Standardrepertoire der Exploration gehören soll?

Ich sehe momentan, dass immer mehr Betreiber sich schon vor oder während der Bohrungen für eine Spannungsfeldeinschätzung interessieren, die auf etwas basiert und nicht nur eine beliebige Annahme ist, damit eine sicherere Bohrpfadplanung durchgeführt werden kann. Wenn ich das Spannungsfeld kenne, weiß ich, ob hohe Differenzspannungen an der Bohrlochwand auftreten und somit in einer bestimmten Richtung und Neigungslage der Bohrung vermehrt Wandausbrüche zu erwarten sind. Will man das ganz genau wissen, kann man noch mehr Geld in die Hand nehmen und eine rissmechanische Analyse der Bohrlochwand machen. Das wäre das Optimum.

Die Reservoirgeomechanik ist ein junges Arbeits- und Forschungsfeld. In der Erdölindustrie kam es erst vor fünf bis sechs Jahren als wichtiges Thema auf. In der Geothermie ist alles immer etwas zeitversetzt. Das Thema muss sich erst Mal in der Wissenschaft etablieren, damit es sich anschließend in der Industrie umsetzen lässt.

Wäre Ihre Methode zur Spannungsfeldanalyse zum gegenwärtigen Stand der Forschung bereits in der Geothermie anwendbar, wenn beispielsweise Daten aus alten Erdölbohrungen und Altseismik zur Verfügung stünden?

Unbedingt. Beispielsweise stellt sich für die Geothermiepraxis im Molassebecken die große Frage, wie die Spannungen sich mit der Tiefe entwickeln, gerade in der strukturellen Position zur Alpennähe. Möglicherweise muss man hier von einem Wechsel aus einem Überschiebungs- in ein Strike-slip Regime ausgehen, weil die Vertikalspannungen mit der Tiefe stärker zunehmen als die Horizontalspannungen. Das hätte große Auswirkungen auf die sichere Bohrpfadauslegung. Für die Validierung eines Spannungsregimewechsels mit der Teufe sind Erdölbohrungen von 2.000 bis 3.000 m Tiefe ausreichend, ohne dass sie den Malmspeicher treffen. Eine strukturgeologische Analyse der Seismik wäre hier sehr sinnvoll.

Erste Untersuchungen zeigten bereits, dass sich das Überschiebungregime der Molasse nicht unbedingt im Malm wiederfindet. Es wäre wichtig zu wissen, wo Störungen enden, welche Störungsversätze über den gesamten Störungsbereich vorhanden sind und inwieweit sie stratigraphisch gebunden sind. Das ist auch mit einer 2D Seismik möglich, erfordert aber strukturgeologisches Denken von der Entstehung des Ablagerungsraums hin bis heute. Wir müssen Fragen nach dem Schichteinfallen nachgehen, ob es Indikatoren für Lateralversatz gibt, der durch schräges Schichteinfallen einen Vertikalversatz vortäuscht. Auf all diese Dinge muss man sehr achten. Ebenso sind Paläospannungsfelder für die Spannungsfeldanalyse wichtig, da Aussagen zur Entwicklungsgeschichte von Störungen getroffen werden können und somit über mögliche Zuflusszonen im rezenten Spannungsfeld. Die strukturgeologische Störungsflächenanalyse in der Seismik kann uns hier sehr viel weiterhelfen.

Wenn Sie drei Wünsche an die Geothermie Branche äußern dürften, welche wären das?

Zuerst würde ich mir eine Bereitschaft von Forschern und Industrie zur engen Zusammenarbeit wünschen, so dass die Forschung die Geothermieprojekte der Industrie sinnvoll begleiten kann, um die Geothermie als Energieressource fest zu verankern. Weiterhin wünsche ich mir durch Forschungsgelder finanzierte wissenschaftliche Begleitprogramme zu Bohrungen, wie z. B. ein Logging- und Kernprogramm. Das setzt aber die Bereitschaft der Industrie voraus, dies durchzuführen sowie Drittmittelgeber, die flexibel reagieren dürfen, denn der zeitliche Beginn der operativen Arbeiten in einem Geothermieprojekt ist schwer vorhersagbar. Zudem wäre mir ein Zusammenwirken der Behörden mit Forschung und Industrie auf nationaler und internationaler Ebene sehr wichtig, damit wir die Geothermie dort entwickeln können, wo es ein umsetzbares Potential gibt. Durch ein harmonisches und interdisziplinäres Miteinander in Deutschland und auch international können wir gemeinsam die Geothermie voranbringen. Davon bin ich überzeugt, und dafür setzte ich mich ein.

 

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