Schwerin-Lankow: erste Standortneuerschließung seit 30 Jahren!

Die Geothermiebohrung Schwerin 6/17, Foto: K. Obst (LUNG)
Die Geothermiebohrung Schwerin 6/17, Foto: K. Obst (LUNG)

Durch die Geothermiebohrung Schwerin 6/17 wurde ein hydrothermales Reservoir der Unteren Exter-Formation erschlossen, das hervorragende hydraulische Eigen-schaften aufweist und für den Dublettenbetrieb bestens geeignet ist. Innerhalb des Norddeutschen Beckens stellt die fündige Bohrung Schwerin 6/17 die erste Neuerschließung eines Standortes für die kommunale Wärmeversorgung seit über 30 Jahren dar!

 

Bereits 2011 wurde durch den Vorhabenpartner GTN eine Kenntnisstandsanalyse im Auftrag der Stadtwerke Schwerin GmbH ausgeführt, die die Möglichkeiten der geothermalen Wärmenutzung für den im östlichen Stadtgebiet gelegenen Standort „Waisenhausgärten“ aufzeigt. In einem nächsten Schritt erarbeitete GTN im Jahr 2014 jeweils Machbarkeitsstudien für hydrothermale Reservoire des Eozäns, des Unteren Juras und des Oberen Keupers für diesen Standort, die auch verschiedene anlagentechnische Konzeptionen und deren Wirtschaftlichkeit in Betracht zogen. Im Jahr 2015 folgte die Ausarbeitung einer weiteren Machbarkeitsstudie für einen Ausweichstandort in Schwerin-Lankow, der im nordwestlichen Stadtgebiet liegt. In dieser Studie kam zum ersten Mal das Kartenwerk geothermischer Reservoire Norddeutschlands zum Einsatz, das in den Vorhaben Sandsteinfazies und GeoPoNDD entwickelt wurde. Auf Grundlage des Kartenwerks wurde im Rahmen einer GTN-Machbarkeitsstudie im Untergrund des Standortes Schwerin-Lankow in der Unteren Exter-Formation (Postera-Sandstein) ein hydrothermales Reservoir mit hervorragenden hydrau-lischen Eigenschaften prognostiziert (Wolfgramm et al. 2015).


Die Geothermiebohrung Schwerin 6/17

Ausbau und Geologie der Bohrung Gt Schwerin 6/17, aus Franz & Wolfgramm (2019).
Ausbau und Geologie der Bohrung Gt Schwerin 6/17, aus Franz & Wolfgramm (2019).

Die Bohrung Gt Schwerin 6/17 wurde im Zeitraum Oktober 2018–Januar 2019 als erste Bohrung einer Dublette abgeteuft. Im Dezember 2018 erreichte die Geothermiebohrung Schwerin 6/17 mit 1296 m ihre Endteufe, nachdem sie im Abschnitt 1245–1294 m ein Reservoir mit einer Nettomächtigkeit von 49 m durch-fahren hatte. Der Bohrlochausbau wird in Buse et al. (2019) und Franz & Wolfgramm (2019) detaillierter erläutert.

 

Im Abschnitt von ca. 1.103 bis 1.286 m wurden acht Kernmärsche mit insgesamt 87,8 m Kernmaterial gezogen. Zur Bestimmung der hydraulischen Eigenschaften des erschlossenen Reservoirs wurden zwei Kurzzeitpumpversuche (Fördertest und Flowmetertest) in Form eines N2-Lift-Tests durchgeführt. Im Zuge des siebenstündigen Fördertestes wurde ein Gesamtvolumen von 633 m3 Schichtwasser entnommen. Nach einer anfänglichen Slug-Flow-Förderung konnte zum Ende des Testes eine nahezu konstante Förderrate von 36 l/s bei einer sehr geringen Absenkung von etwa 1 bar realisiert werden. Als maximale Fördertemperatur wurden 56,8 °C gemessen. Aus den Testdaten errechnen sich eine Durchlässigkeit von 6,2 D bzw. 304 Dm und ein Produktivitätsindex von 36 l/(s×bar). Das geförderte Schichtwasser ist Wasser vom Na-Cl-Typ mit einer Salinität von ca. 145 g/l und einem Gasgehalt von ca. 110 Nml/l, wobei das Gas CO2-dominiert ist und nur Spuren von Methan enthält.

 

Aufgrund der hervorragenden Testergebnisse wurde die Bohrung Schwerin 6 zur Förderbohrung ausgebaut und mit der Planung der Bohrung Schwerin 7 begonnen, die im Herbst 2020 abgeteuft werden soll.


Das Reservoir

Das Reservoir mit wesentlichen hydraulischen Kenndaten
Das Reservoir mit wesentlichen hydraulischen Kenndaten

Im Anschluss an den Fördertest wurden an den Kernstrecken des Reservoirs sedimentologisch-fazielle bzw. hydraulische Untersuchungen durchgeführt. Dabei konnte die Bildung des Reservoirs in einem fluviatilen Rinnengürtel bestätigt werden. Durch die schrittweise laterale Verlagerung der mäandrie-renden Rinne kamen die eigentliche Rinnenfüllung (Gleithang) sowie die rin-nennahen Ablagerungen, z. B. Deichbruchfächer und Uferdeiche, zur Über-lagerung und bildeten ein, in lithofazieller Hinsicht, komplex aufgebautes Sandsteinreservoir von relativ hoher Mächtigkeit. Die hohe Gesamt-mächtigkeit von 49 m erklärt sich auch aus der Amalgamierung der Ober-keuper-Reservoire A und B, d. h. aus zwei unterschiedlichen Generationen des Flusssystems.

 

Analysedaten der Porosität und Permeabilität ergaben eine Porosität mit Median von 31,0 % (30 Werte) und eine Permeabilität mit Median von 11,4 Darcy (27 Proben). Damit liegt die im Labor gemessene Permeabilität deutlich über der Permeabilität des Feldtests.