While 3D geological models exist for Lower Saxony (TUNB), Hesse (Hessen 3D 2.0) , Thuringia (INFLUINS), and Northrhine-Westphalia (NRW3D), the area of Southern Lower Saxony forms a model gap beween these regions. This is impeding an effective and targeted development and implementation of geothermal energy within the region. To overcome this limitation and accelerate the rollout of geothermal projects, as well as to identify areas where additional subsurface data acquisition is required, a structural 3D geological model for Southern Lower Saxony is under development.

Using SKUA-Gocad, the bases of the following horizons are modeled: Cenozoic, Jurassic, Keuper, Muschelkalk, Upper, Middle and Lower Buntsandstein and Zechstein (equivalent to top basement). Muschelkalk, Middle Buntsandstein, Zechstein and the basement can be considered as targets for different geothermal systems, including heat storage in salt formations. Facies and thickness changes are especially considered, e.g those of the Middle Buntsandstein related to the Eichsfeld-Altmark-Swell in the east. A key tectonic element in the center of the model is the Leinetalgraben. Its multi-stage tectonic history involved Mesozoic extension, Late Cretaceous transpression and probably renewed Cenozoic extension. This introduces considerable uncertainty regarding fault geometries, fracture networks, and their sealing or permeability-enhancing potential, increasing uncertainties of reservoir property prediction. The data base includes high resolution geological mapping, but only two recent seismic lines and very few wells with a depth of max. 1300 m. While it is already clear that the model will suffer from a relative lack of subsurface data, it will constitute a crucial preliminary tool.

Enhanced Geothermal Systems (EGS) present significant environmental and safety concerns due to the potential of induced seismicity. To mitigate these risks, researchers are exploring combined hydraulic and chemical stimulation methods. This study examines the shear-slip behavior of granites with artificially generated fractures, before and after a treatment by an environmentally friendly chelating agent, N, N-bis(carboxymethyl)-L-glutamic-acid tetrasodium salt (GLDA-Na₄), at 150°C, under initial conditions of 55 MPa axial stress and 30 MPa confining pressure. The experiments demonstrate that GLDA-Na₄ preferentially dissolves biotite minerals, creating a rough fracture surface that leads to interlocking of the surfaces. This results to a stronger frictional response, characterized by an increase in the static friction coefficient from 0.48 ± 0.03 to 0.62 ± 0.01. Moreover, the treatment resulted in narrowing of the shear velocity range, from 10^-5 to 10^-3 m‧s^-1, which included both intermediate and fast slip rates, to a range limited to intermediate slip rates around 10^-6 to 10^-5 m‧s^-1, leading towards slower slip events. These findings suggest that chelating agent-based chemical stimulation can enhance hydraulic reservoir performance while minimizing induced seismic events. By optimizing injection parameters and using targeted chemical treatments, EGS operators can reduce the potential for seismic events, ensuring safer and more efficient geothermal energy exploration.

To study the effect of acid injection on porosity and permeability of rocks, a series of reactive flow-through experiments were run using the thermo-triaxial device. Additionally, a numerical THC transport model was developed to simulate the injection impact. The present experiments aim to provide a deeper understanding of the evolution of permeability and porosity, as well as the physicochemical processes associated with acid injection into the rock matrix. Distilled water and hydrochloric acid (HCl, pH 2.0) were injected over ~25 days into Remlinger-Sandstone samples. Tests were performed at 90 °C, with a mean confining pressure of 25 MPa and differential pore pressure of 0.5 MPa. To quantify mineral dissolution, thin-section analyses and ICP-MS measurements were conducted post-test. A coupled simulation using the Porous Flow and Geochemistry module in MOOSE replicated the reactive transport process. Porosity and permeability changes ranged from ~0.8% to 1.4% in the experiments and 0.6% to 1.8% in the model, correlating with pH variations. Thin-section analyses showed greater mineral dissolution near the inlet and gradually decreasing toward the outlet. Fluid chemistry analyses revealed higher concentrations of Mg²⁺ (5–20 mg/l) and Ca²⁺ (10–60 mg/l), confirming carbonate-related ion dissolution and transport. The study confirms that reactive flow-through experiments under high-pressure, high-temperature conditions are feasible with the thermo-triaxial setup. The THC model successfully simulated acid-rock interactions, though it remains a simplified representation and doesn’t consider spatial mineral variability. Still, it offers a cost-effective tool for preliminary assessment of acid injection in larger-scale geothermal applications.

The accurate prediction of rocks and properties in the subsurface is essential for successful and cost-effective geothermal drilling. In this study, we present a probabilistic structural geological modeling approach specifically designed for geothermal exploration applications in the canton of Thurgau, Switzerland. Initially, a synthetic geological model is constructed based on the representative subsurface structure of the Thurgau region. Geophysical parameters are assigned using existing literature. With all this information, forward geophysical modeling is performed to generate synthetic data that contains potential field observations. This dataset is then used within the GeoBUS probabilistic workflow to evaluate the capability of the model to determine key geological features under uncertainty. This approach allows us to test the performance and sensitivity of our probabilistic structural framework before applying it to the real data. With this approach, we aim to target geothermal reservoirs and mitigate the risk associated with drilling costs under uncertainty. Ultimately, this work will contribute to more informed decisions in geothermal development projects, which have a direct implication for energy transition strategies in Europe.

Porosity generation and maintenance of permeability in low-porosity rock systems are essential for Enhanced Geothermal Systems (EGS), as they enable efficient fluid flow and transport in a low-permeability reservoir. In EGS, reactive transport processes, triggered by chemical stimulation, drive dynamic changes in permeability structures and mineral composition. However, the parameters that control the efficiency of chemical stimulation of granitic rocks are incompletely understood and experimental studies are still scarce.

In this study, we investigate these reactive transport processes by performing batch and flow-through experiments, analyzing the interactions of granites with acidic F-bearing aqueous fluids under simulated geothermal reservoir conditions. We used X-ray powder diffraction (XRD) and scanning electron microscopy (SEM) to characterize and quantify mineralogical changes while assessing the microstructural evolution of granites exposed to reactive fluids.

Our first experiments have demonstrated that significant porosity is created through chemical stimulation of low-permeability granite, driven by preferential dissolution of feldspar and mica in the host rock and the precipitation of amorphous silica and denser F-bearing phases that pseudomorphically replace the original mineral assemblages. Key findings underscore the potential of reactive transport processes to enhance permeability in granitoid rocks, emphasizing the critical influence of initial fluid composition on both permeability formation and the overall chemical evolution of the rock system. The experimental results will be used as input data and validation for reactive transport models on a small scale, as well as numerical simulations on a larger scale, to predict the potential for EGS reservoir development.

Fractures in the Middle Buntsandstein in the Upper Rhine Graben play an important role in flow pathways and increasing permeability. In this study, an integrated Thermo-hydro-chemical (THC) modeling workflow is implemented, linking PHREEQC-based geochemical reaction calculations with COMSOL Multiphysics' thermo-hydraulic simulations through the iCP interface. The framework is applied to the Middle Buntsandstein sandstone in the Upper Rhine Graben. This approach enables the simulation of brine compositions with varying saturation indices relative to calcite, from undersaturation to oversaturation, thereby allowing the assessment of both equilibrium and kinetic reaction controls.
A key aspect of the study is investigating the interaction between the brine of the vertical cross-formation flow in the high-permeable fractures and the saturated brine in the surrounding porous matrix. The relatively rapid advective transport in fractured pathways prevents the brine from reaching chemical equilibrium with the host rock, in contrast to the commonly assumed equilibrium condition of the pore fluid within the matrix. This work focuses on calcite as the dominant reactive mineral, evaluating its volume fraction changes under different brine compositions and saturation states.
The results of the coupled THC simulations will be presented, highlighting calcite volume fraction changes within the fracture and porous medium. Finally, corresponding porosity and permeability variations will be analyzed to assess their impact on the rock architecture.

Effective geothermal reservoirs are characterized by high permeability, elevated geothermal gradients and active hydrothermal fluid dynamics. Targeting zones with these features is essential to ensure sufficient temperature and flow rate at the wellhead, which is the key factor for the economic viability of geothermal projects. The Upper Rhine Graben (URG) is characterized by numerous positive temperature anomalies and abundant permeable fault zones that facilitate fluid movement, which could lead to the development of hydrothermal convection cells in the subsurface. Accurately identifying such zones can substantially reduce the risk associated with geothermal prospecting. To improve the reliability of predicting the location of hydrothermal convection cells, numerical simulation can be utilized to simulate the interactions of coupled thermo-hydraulic (TH) processes in the subsurface. This study presents a workflow for integrating a 3D geological model from Petrel into OpenGeoSys (OGS) to simulate coupled TH processes in the geothermal system of the Northern URG on a regional scale. The 3D geological model is based on the Artemis project, which incorporates data from previous projects, including GeORG, Hessen 3D 1.0 & 2.0, and DGE-ROLLOUT. The results of the TH simulation indicate that hydrothermal convection cells develop within and around fault zones, enhancing both upward and downward fluid flow. These flow patterns lead to localized positive and negative temperature anomalies. The workflow developed in this study lays the groundwork for the “ConvEx” project, which aims to establish integrated exploration methods for mapping hydrothermal convection cells as key targets in deep geothermal energy exploration.

Geothermale Fluide stellen ein komplexes System dar und sind mit zahlreichen Herausforderungen verbunden – insbesondere im Kontext von Mineralgewinnung, geothermischer Stromerzeugung und Wärmebereitstellung. Eine zentrale Problematik ist die unkontrollierte Mineralausfällung, die durch Änderungen von Druck, Temperatur oder pH-Wert ausgelöst werden kann. Zur Vorhersage des Ausfällungspotentials wird geochemisches Modellieren eingesetzt.
Grundlage jeder Modellierungssoftware ist eine thermodynamische Datenbank (TD), welche thermodynamische Daten für jede modellierbare wässrige, feste und gasförmige Spezies enthält. Diese thermodynamischen Daten (Gibbs-Energie, Enthalpie, Entropie) beruhen auf unterschiedlichen experimentellen Studien. Dadurch variieren die zugrunde liegenden thermodynamischen Daten, welche mit verschiedenen Modellen extrapoliert werden können. Für viele Minerale liegen nur wenige experimentelle Daten vor – oftmals lediglich unter Standardbedingungen –, sodass für geothermische Systeme eine Extrapolation auf höhere Temperaturen und Drücke erforderlich ist. Dadurch kann ein Modell teilweise stark divergierende Resultate bei der Verwendung von unterschiedlichen TDs aufweisen. Für neue Nutzer ist es besonders schwierig, die gültigen Temperatur- und Druckbereiche der jeweiligen TDs einzuschätzen. Thermodynamische Datenbanken unterscheiden sich unter anderem in den enthaltenen Spezies, den verwendeten Zustandsgleichungen sowie in Herkunft und Nachvollziehbarkeit der zugrunde liegenden thermodynamischen Daten.
Vor diesem Hintergrund wurde eine neue Datenbank mit verbesserten thermodynamischen Daten für mehr als 15 Mineral- und Gasphasen entwickelt. Die Datensätze basieren auf einer systematischen Auswertung begutachteter experimenteller Studien und wurden mit den gängigsten PHREEQC-TDs verglichen, um die akkuratesten thermodynamischen Datensätze zu identifizieren. Ziel ist die Verbesserung der Modellgenauigkeit für geochemische Prozesse in Niederdruck-/Hochtemperatursystemen wie sie beispielsweise in Geothermiekraftwerken vorkommen.

Im Rahmen der Masterarbeit wurde die Errichtung eines kalten Nahwärmenetzes zur potentiellen Wärmeversorgung eines Bestandsgebäude-Quarties in Berlin Kreuzberg untersucht. Als primäre Energiequelle des Wärmenetzes wurde oberflächennahe Geothermie (Grundwasser) gewählt. Die Masterarbeit umfasste die Ermittlung der anliegenden Wärmebedarfe, die Auslegung des kalten Wärmenetzes inkl. Erschließung der Umweltenergiequellen und eine techno-ökonomische Analyse des Gesamtsystems. Das Softwaretool Leanheat Network der Danfoss GmbH wurde genutzt, um die Energieflüsse im Jahresverlauf zu simulieren. Als primäre Energiequelle wurde ein Horizontalfilterbrunnen ausgelegt, welcher einen Niedertemperatur-Aquiferspeicher zur saisonalen Wärmespeicherung erschließt. Innerhalb verschiedener Szenarien wurden drei verschiedene Umweltenergiequellen zur Regeneration des NT-ATES bewertet: Solare Energie (PVT-Anlagen), Außenluft (Luftrückkühler) und Abwasserwärme (Druckleitung-Wärmetauscher). Es wurden die Wärmegestehungskosten der jeweiligen Szenarien gebildet und verglichen. Des Weiteren wurden Stromverbrauch, ATES-Energiebilanz und technische Parameter wie die Netzdimensionierung auf Basis der Simulationsergebnisse ausgewertet.

The growing demand for renewable energy is driven by the urgent need to mitigate climate change, reduce greenhouse gas emissions, and transition from fossil fuels to sustainable energy sources. Ground source heat pump (GSHP) systems offer an efficient and sustainable heating and cooling solution that is a perfect alternative to meet this demand. The main limiting factor in the development of GSHP is its higher initial cost compared to other heating systems. This work presents a numerical evaluation of the hypotheses that are frequently used in standard borehole heat exchanger (BHE) sizing for GSHP, with the aim of enhancing sizing accuracy and preventing over- or undersizing.

To ensure a representative baseline for evaluating the impact of each hypothesis, this study introduces a reference case where parameter values are adjusted based on literature-documented ranges. After validation, the methodology to assess the consequences of each hypothesis on the final BHE sizing is presented. The results quantify the over- or underestimation of borefield length, providing insights into the potential economic implications. For the specific case studied, modeling the pipes as line heat sources, neglecting the influence of groundwater or ignoring the pipe's geometry appear to significantly impact the BHE behavior resulting in non-optimal sizing recommendations. Finally, compared to the Finite Line Source model—widely used in common standard design procedures—the numerical model–based approach resulted in a required BHE length up to 45% shorter.

Im Zuge der Energiewende und des Ausbaus erneuerbarer Energien gewinnen erdverlegte Infrastrukturen und Wärmetauschersysteme zunehmend an Bedeutung. Einen entscheidenden Effizienzfaktor bilden bei Einsatz dieser Systeme die thermischen Eigenschaften des sie umgebenden Untergrunds bzw. der eingesetzten Bettungsmaterialien.

Unter natürlichen sowie betriebsbedingten Bedingungen können Ausfällungsprozesse im Nahbereich thermisch beanspruchter Komponenten die thermischen Parameter wie die Wärmeleitfähigkeit eines Materials maßgeblich beeinflussen. Ein potenziell relevanter Mechanismus ist dabei die Veränderung der Porenstruktur infolge von Rekristallisationsprozessen, ausgelöst durch Verdunstung natürlich infiltrierter oder eingetragener salzhaltiger Lösungen. Diese Veränderungen können die thermischen Eigenschaften und somit die Wärmeübertragung im Untergrund beeinflussen.

Im Rahmen einer experimentellen Untersuchung wurde der Einfluss solcher Ausfällungsprozesse auf verschiedene Bettungsmaterialien untersucht. Die Proben wurden unter baustellentypischer Verdichtung in zwei identischen Versuchsreihen untersucht, jeweils mit und ohne gezielte Einbringung einer salzhaltigen Lösung zur Simulation von Ausfällungen. Untersucht wurden anschließend die thermischen, bodenphysikalischen und mechanischen Eigenschaften und die Versuchsreihen verglichen.

Die Ergebnisse zeigen, dass sich durch die Ausfällungsprozesse sowohl die Porenstruktur als auch die thermischen Parameter und die Festigkeit der untersuchten Bettungsmaterialien verändert haben, was bei der Auslegung und Bewertung von Erdwärmesystemen künftig stärker berücksichtigt werden sollte.

Die Dimensionierung von Erdwärmekollektoren kann für fest definierte Randbedingungen und Lastverläufe mit Tabellenverfahren, z. B. nach der Richtlinie VDI 4640 Blatt 2, erfolgen. Um Unterdimensionierungen von Anlagen zu vermeiden, werden die zulässigen Entzugsleistungen und Entzugsenergien dabei tendenziell unterschätzt. Für die Ermittlung aussagekräftiger Ergebnisse bei abweichende Randbedingungen sind i. d. R. numerische Simulationen notwendig, was einen erheblich höheren Aufwand erfordert.

Im Rahmen des Forschungsvorhabens QEWSplus „Qualitätssteigerung oberflächennaher Geothermiesysteme“ (FKZ: 03EE4020A-H, www.qewsplus.de) wurde ein Energie- und Leistungsbilanzverfahren für einlagig verlegte, horizontale Erdwärmekollektoren prototypisch entwickelt, mit dem Erdwärmekollektoren einfach für von der VDI 4640 Blatt 2 abweichende Randbedingungen dimensioniert werden können. Das Verfahren stellt einen Mittelweg zwischen statischen Tabellenverfahren und aufwändigen numerischen Simulationen dar. Lastprofile und Randbedingungen können dabei flexibel definiert werden. Über eine Leistungs- und Energiebilanz wird die Einhaltung der Auslegungskriterien (minimale Kollektoraustrittstemperatur und maximaler Radius des gefrorenen Erdreichs) überprüft, um daraus die benötigte Dimension des Kollektors zu ermitteln.

Dieses Verfahren wird im Rahmen einer studentischen Projektarbeit an der Hochschule Biberach weiterentwickelt und anhand von numerischen Simulationen verifiziert. Vorgestellt werden die weiterentwickelte Methodik, die Umsetzung des Rechenverfahrens, die Verifizierung mit mehrdimensionalen dynamischen Simulationen, sowie der Anwendungsbereich des Verfahrens und seine Grenzen.

In den letzten Jahrzehnten ist die nachhaltige Nutzung und Erzeugung von Energie zunehmend in den Fokus gerückt. Besonders der Wärme- und Kältebedarf stellt einen erheblichen Anteil am Gesamtenergieverbrauch dar – in europäischen Haushalten werden beispielsweise 63,5 % des Endenergieverbrauchs für Raumwärme verwendet. Eine vielversprechende Lösung zur Reduktion fossiler Energieträger ist die saisonale thermische Energiespeicherung (STES). Ein innovativer Ansatz innerhalb dieser Technologie ist die Mine Thermal Energy Storage (MTES), bei der stillgelegte, mit Wasser gefüllte Bergwerke als unterirdische Wärmespeicher genutzt werden. Diese bieten große Speicherkapazitäten und profitieren von der natürlichen Isolation des umgebenden Gesteins.

Im Rahmen dieser Masterarbeit wird eine Co-Simulation eines MTES-Systems in Kombination mit einem Wärme- und Kältenetz erstellt. Das betrachtete System ist Teil des PUSH-IT-Projekts in Bochum und wird mit dem Netz der Ruhr-Universität Bochum gekoppelt. Ziel ist es, die Nutzung eines MTES-Systems zu untersuchen und zu validieren. Hierfür wurde ein vereinfachtes geothermisches Untergrundmodell des MTES-Systems in Python entwickelt, das die thermischen Prozesse innerhalb des ehemaligen Bergwerks abbildet. Parallel dazu wird ein hydraulisch-thermisches Netzmodell in Modelica aufgebaut, das den Betrieb des Fernwärme- und -kältenetzes simuliert. Beide Modelle werden über Functional Mock-up Units (FMUs) gekoppelt, um im Rahmen einer Co-Simulation das dynamische Verhalten des Gesamtsystems realitätsnah abzubilden. Diese Methode ermöglicht es, unterschiedliche Szenarien hinsichtlich Wärmebeladung, Entladung sowie Regelstrategien durchzuspielen und deren Auswirkungen auf Systemeffizienz und Stabilität zu analysieren. Die Ergebnisse dieser Arbeit liefern eine erste Fallstudie zur Co-Simulation eines MTES-Systems und geben Einblick in das Potenzial solcher Speicherlösungen.

The primary aim of this study was to assess the Abaya Geothermal Development Project in Southern Ethiopia using the Draft Geothermal Sustainability Assessment Protocol (GSAP). Developed by Reykjavik Geothermal, the Abaya project plans the installation of a 300 MW geothermal power plant with prospects for future expansion. The GSAP, adapted from the Hydropower Sustainability Assessment Protocol, provides a comprehensive framework designed to evaluate geothermal projects across various environmental, social, and technical criteria.
This assessment, conducted collaboratively with Reykjavik Geothermal management, focused on evaluating the GSAP's suitability within the Ethiopian context, given the region's unique socio-economic and regulatory conditions. The project was evaluated on six crucial sustainability dimensions, achieving basic good practice (Level 3) on five topics, while one area scored slightly lower (Level 2), highlighting specific improvement needs.
Findings confirm that GSAP is highly applicable to the Ethiopian setting, demonstrating significant potential for guiding future geothermal projects towards international standards of sustainability. The protocol effectively facilitates stakeholder engagement, ensuring environmental and social considerations are adequately addressed, thereby enhancing community support and long-term project viability. The results underscore GSAP's importance as an essential tool for sustainable geothermal resource management and development in Ethiopia.

A prospect analysis of a deep geothermal energy exploration and production study is initiated with a feasibility study using existing datasets. A reliable GIS model enables the visualization and geospatial analysis, providing opportunities for further planning. In this study, we present a hexagonal grid GIS model for the canton of Thurgau, Switzerland, a target area for deep geothermal exploration as part of the Horizon Europe GeoHeat project.

Our study integrates existing geological, structural, and borehole data within a Geographic Information System (GIS) environment. We systematically acquire spatial data and employ a hexagonal Discrete Global Grid System (DGGS) using the Uber H3 indexing system for prospect analysis within a GIS model. The h3 grid system offers several advantages for geospatial analysis, including a unique address for every grid and flexible resolution ranging from 0 to 15. Due to these advantages, the GIS model facilitates the evaluation of spatial patterns and geological trends relevant to geothermal prospectivity. Additionally, we incorporate subsurface temperature datasets for heat in-place analysis. Therefore, the model provides insight into the subsurface geological structure and temperature distribution, which is a fundamental aspect of assessing deep geothermal reservoirs.

This integrated approach utilizes the h3 hexagonal grid system for geospatial analysis in deep geothermal exploration prospecting. The resulting GIS model was also employed to support in designing a passive seismic survey, incorporating geological, temperature, drilling, and terrain datasets to achieve optimal results. Furthermore, the model would serve as the foundation for further technical work and targeting strategies.

Der Oberrheingraben ist ein etwa 300 km langes und 30–40 km breites aktives känozoisches Rift-System im Südwesten Deutschlands und stellt mit einem geothermischen Gradienten von bis zu 42 °C/km eine der wichtigsten geothermischen Regionen Deutschlands dar. In der Vergangenheit lag der Fokus auf der Gewinnung tiefengeothermischer Energie zur Strom- und Wärmeversorgung sowie seit einigen Jahren auf der Lithiumextraktion. Das geothermische Potenzial mitteltiefer Reservoire (400 bis 1500 Meter) ist bislang jedoch noch nicht umfassend bewertet worden, obwohl diese eine wichtige Rolle bei der Unterstützung der Wärmeversorgung in Deutschland spielen könnten. Um diesem Bedarf gerecht zu werden, wurde im Rahmen des ArtemIS-Projekts ein 3D-Strukturmodell des Oberrheingrabens erstellt, um zunächst das regionale Wärmepotenzial mithilfe der Heat-in-Place-Methode abschätzen zu können. Dieses Strukturmodell diente anschließend als Grundlage für die Erstellung mehrerer lokaler numerischer Modelle in COMSOL, die verschiedenen geologischen Strukturen und Rahmenbedingungen innerhalb des Oberrheingrabens abbilden. Ziel war die Bewertung des lokalen Wärmepotenzials und der Leistungsfähigkeit hydrothermaler Dubletten, Erdwärmesonden sowie thermischer Aquiferspeichersysteme über einen Zeitraum von 30 Jahren. Zur Darstellung von Best- und Worst-Case-Szenarien wurden dabei systematisch Parameter wie die Tiefe (500–1500 m), Reservoirkennwerte (z. B. Porosität, Permeabilität, Wärmeleitfähigkeit) und betriebliche Kennwerte (z. B. Bohrlochabstand, Förderrate, Injektionstemperatur) variiert. Die Ergebnisse der Parameterstudie bieten einen Ansatz zur Beurteilung von mitteltiefen geothermischen Systemen im Oberrheingraben und sollen als Anreiz für die Initiierung neuer Geothermieprojekte dienen. Die entwickelten Modelle sollen dabei als Grundlage für die Implementierung einer Simulationsschnittstelle auf der GeoTIS-Plattform im Bereich des Oberrheingrabens dienen und es den Nutzern ermöglichen, das Wärmepotenzial für beliebige Standorte abzuschätzen.