Predictability and controlling factors of overpressure in the North Alpine Foreland Basin, SE Germany: an interdisciplinary post-drill analysis of the Geretsried GEN-1 deep geothermal well

Drews, Michael C.; Hofstetter, Peter; Zosseder, Kai; Shipilin, Vladimir; Stollhofen, Harald

doi:10.1186/s40517-020-00175-8

Geothermal Energy

Science – Society – Technology

Table 2 Pore pressure deviations (dP) between 3D basin models and estimated/measured pressures as average absolute deviation (dPP_TVD; dPP_max), at depth of estimated maximum pore pressure (dPP_TVD), and maximum pore pressures (dPP_max)

From: Predictability and controlling factors of overpressure in the North Alpine Foreland Basin, SE Germany: an interdisciplinary post-drill analysis of the Geretsried GEN-1 deep geothermal well

Model ID	Permeability model^a				Average abs(dPP_max)	Average abs(dPP_TVD)	Well A (PP_max = 1.09 g/cm³)		Well B (PP_max = 1.65 g/cm³)		Well C (PP_max = 1.89 g/cm³)		Well D (PP_max = 1.76 g/cm³)
	Ch	Ru	Sch	UC	Average abs(dPP_max)	Average abs(dPP_TVD)	dPP_{2554 m}	dPP_max	dPP_{4035 m}	dPP_max	dPP_{4278 m}	dPP_max	dPP_{3633 m}	dPP_max
	Ch	Ru	Sch	UC	g/cm³	g/cm³	g/cm³	g/cm³	g/cm³	g/cm³	g/cm³	g/cm³	g/cm³	g/cm³
Pressure calibration
C1	50	50	50	50	0.52	0.66	− 0.23	− 0.04	− 0.73	− 0.58	− 0.89	− 0.76	− 0.79	− 0.7
C2	70	70	70	70	0.16	0.53	− 0.17	0.06	− 0.64	− 0.1	− 0.7	− 0.23	− 0.62	− 0.26
C3	90	90	90	90	0.57	0.40	0.21	0.89	− 0.53	0.58	− 0.47	0.35	− 0.37	0.45
C4	50	50	090B	090B	0.39	0.40	− 0.06	− 0.04	− 0.47	− 0.46	− 0.59	− 0.59	− 0.46	− 0.46
C5	50	70	090B	090B	0.29	0.30	− 0.06	− 0.04	− 0.41	− 0.4	− 0.39	− 0.38	− 0.35	− 0.35
C6	50	90	090B	090B	0.05	0.06	− 0.04	− 0.04	− 0.1	− 0.09	− 0.03	0	− 0.06	− 0.06
C7	50	050B	090B	090B	0.25	0.25	− 0.06	− 0.04	− 0.32	− 0.31	− 0.32	− 0.32	− 0.31	− 0.31
C8	50	070B	090B	090B	0.08	0.03	− 0.04	− 0.03	0.04	0.12	0	0.09	0.04	0.06
C9	50	090B	090B	090B	0.37	0.05	0.08	0.08	0.09	0.53	− 0.02	0.41	0.03	0.45
C10	50	070B	070B	070B	0.05	0.20	− 0.04	− 0.04	− 0.4	− 0.06	− 0.18	0.03	− 0.19	− 0.06
C11	50	070B	070B	090B	0.04	0.04	− 0.04	− 0.04	− 0.08	0.04	− 0.04	0.06	− 0.01	0.01
C12	50	070B	090B	070B	0.05	0.06	− 0.04	− 0.03	− 0.09	0.07	− 0.09	0.07	− 0.03	0.03
C13	50	90	070B	070B	0.16	0.22	− 0.07	− 0.04	− 0.4	− 0.3	− 0.18	− 0.09	− 0.24	− 0.22
C14	50	90	070B	090B	0.08	0.10	− 0.07	− 0.04	− 0.18	− 0.16	− 0.07	− 0.04	− 0.09	− 0.09
C15	50	90	090B	070B	0.09	0.12	− 0.04	− 0.04	− 0.19	− 0.15	− 0.11	− 0.03	− 0.14	− 0.13
C16	60	90	070B	070B	0.09	0.18	− 0.03	0	− 0.33	− 0.17	− 0.17	− 0.06	− 0.2	− 0.15
C17	60	90	070B	090B	0.03	0.06	− 0.04	0	− 0.1	− 0.06	− 0.06	− 0.01	− 0.05	− 0.05
C18	60	90	090B	070B	0.04	0.08	0.03	0.04	− 0.11	− 0.05	− 0.1	− 0.01	− 0.09	− 0.06
C19 (best fit)	60	90	090B	090B	0.03	0.03	0.03	0.04	− 0.02	0.01	− 0.02	0.03	− 0.03	− 0.03
C20	60	070B	070B	070B	0.03	0.20	0.02	0.03	− 0.39	− 0.02	− 0.19	0.02	− 0.18	− 0.05
C21 (Fig. 8)	60	070B	070B	090B	0.04	0.03	0.01	0.02	− 0.06	0.06	− 0.05	0.06	0	0.02
C22	60	070B	090B	070B	0.06	0.06	0.04	0.04	− 0.08	0.08	− 0.1	0.06	− 0.03	0.04
C23	60	070B	090B	090B	0.08	0.04	0.04	0.04	0.05	0.13	− 0.01	0.08	0.04	0.06
C24	70	90	070B	070B	0.08	0.16	0.1	0.2	− 0.24	0.04	− 0.14	0.01	− 0.15	− 0.05
C25	70	70	090B	090B	0.12	0.11	0.16	0.2	0	0.08	− 0.16	− 0.09	− 0.12	− 0.1
C26	70	90	090B	090B	0.13	0.09	0.22	0.25	0.09	0.14	0.01	0.07	0.03	0.06
Impact of Schoeneck Formation and Eocene
Sch1	60	90	50	090B	0.04	0.07	− 0.06	− 0.01	− 0.12	− 0.07	− 0.06	− 0.01	− 0.05	− 0.05
Sch2 (Fig. 8)	60	90	Lmst	090B	0.22	0.70	− 0.06	− 0.01	− 0.8	− 0.28	− 1.01	− 0.22	− 0.91	− 0.38
Eo1^b (Fig. 8)	60	90	090B	090B	0.09	0.18	0.02	0.03	− 0.16	− 0.09	− 0.37	− 0.12	− 0.18	− 0.12
Impact of Upper Cretaceous
LC1	60	90	090B	50	0.08	0.17	0.03	0.04	− 0.15	− 0.07	− 0.34	− 0.1	− 0.17	− 0.11
LC2	60	90	090B	Lmst	0.08	0.18	0.03	0.04	− 0.15	− 0.08	− 0.35	− 0.11	− 0.18	− 0.11
LC3^c (Fig. 8)	60	90	090B	090B	0.25	0.24	0.75	0.75	0.17	0.17	0	0.04	0.02	0.02

^a50, 60, 70, 90 = clay content in percentage applied to the porosity, permeability model of Yang and Aplin (2010); 50B, 70B, 90B = 2-phase permeability model of Busch and Amann-Hildenbrand (2013) applied to porosity–permeability model of Yang and Aplin (2010) with clay contents of 50%, 70% and 90%, respectively. Lmst = ooid grain stone (Hantschel and Kauerauf 2009)
^bEocene modeled as ooid grain stone (Hantschel and Kauerauf 2009)
^cLower Cretaceous modeled as 2-phase permeability-corrected (Busch and Amann-Hildenbrand 2013) porosity–permeability relationship (Yang and Aplin 2010) for 90% clay content

Back to article page