Thermohydromechanische (THM) Modelle der Gasspeicherung in porösen Medien liefern wertvolle Informationen für verschiedene Anwendungen, die von der Vorhersage von Verschiebungen an der Bodenoberfläche über die Bestimmung des maximalen Lagerstättendrucks bis hin zur Speicherkapazität zur Aufrechterhaltung der Störungsstabilität und der Integrität des Deckgebirges reichen. Die in Zusammenarbeit mit Forschungsinstituten und Untertage-Gasspeicherunternehmen in Deutschland durchgeführte Studie befasst sich mit der numerischen Modellierung von geomechanischen Effekten, die durch die Speicherung von Erdgas (potenziell Wasserstoff) in einem unterirdischen, erschöpften Gasfeld verursacht werden. Die geomechanische Bewertung konzentriert sich auf ein ehemaliges Gasfeld im Bayerischen Molassebecken östlich von München, für das eine hypothetische Umwandlung in einen unterirdischen Gasspeicher (UGS) betrachtet wird. Das Zielreservoir ist der Chatt Hauptsand aus dem oberen Oligozän mit drei gasführenden Schichten mit einer Gesamtdicke von 85 m. Die Reservoirformation ist hochporös mit einer durchschnittlichen Porosität von 23 % und einer Permeabilität im Bereich zwischen 20 mD und 80 mD. Die Lagerstätte hat von 1958 bis 1978 Erdgas produziert und befindet sich seither in einer Shut-in-Phase. Der Speicherbetrieb erfordert ein genaues Verständnis der Reservoirmechanik und der Spannungen; daher hilft die gewählte Methodik, diese Fragen im Detail zu analysieren. Die geomechanische Analyse wird mit Hilfe eines modernen THM-Modells mit den folgenden Zielen durchgeführt: (1) Analyse der Variation des Hauptspannungsfeldes, die durch die Feldaktivitäten induziert wird, (2) Analyse der effektiven Spannungsänderungen mit sich änderndem Porendruck in kurz- und langfristigen, auch unregelmäßigen Injektions-/Produktionsplan-Fällen, (3) Vorhersage der Verschiebung der Erdoberfläche über dem Feld, (4) Analyse der möglichen Aktivierung von Verwerfungen und Brüchen und der sicheren Speicherkapazität des Reservoirs, und (5) thermische Spannungsänderungen mit der Injektion von kälterem Fremdgas in das unterirdische Reservoir. Die Methodik umfasst eine 1D mechanische Erdmodellierung (1D MEM) zur Berechnung der elastischen Eigenschaften sowie eine erste Abschätzung der vertikalen und horizontalen Spannungen an den Bohrlochstandorten anhand von Logdaten. Diese Modellierungsphase bietet vollständige Analysen von Log-, Kern- und Labordaten, die zu detaillierten 1D-MEM aller für das Fallstudienreservoir verfügbaren Bohrungen führen. Diese Informationen werden dann verwendet, um ein 3D-Finite-Elemente-Modell (3D MEM) aufzubauen, das aus seismischen Daten erstellt wurde und nicht nur das Reservoir, sondern das gesamte Deckgebirge bis zur Erdoberfläche sowie einen Teil des Unterlagers umfasst. Die Größe dieses Modells beträgt 30 × 24 × 5 km3 und die 3D- Parametrisierung wurde durch Anwendung eines geostatistischen Ansatzes für die Inter-/Extrapolation von Eigenschaften durchgeführt. Das Verhalten des Porendrucks in dem Feld wurde aus der dynamischen Strömungssimulation durch History Matching für die Produktions- und anschließenden Shut-down-Phase des Feldes abgeleitet. Anschließend werden die Veränderungen im Porendruckfeld während der Injektions- und Produktionsphase und der anschließenden Shut-down-Phase für wöchentliche und saisonale Testsszenarien analysiert. Die daraus resultierenden Porendruckänderungen werden mit einem geomechanischen 3D-Modell gekoppelt, um ein vollständiges Verständnis der Spannungsänderungen während dieser Vorgänge zu erhalten. In zwei Szenarien wird der Stromüberschuss in Deutschland aus erneuerbaren Energiequellen wie Sonne und Wind aus dem Jahr 2017 berücksichtigt. Es zeigt sich, dass der Deutsche Überschussstrom in unterirdischen Gasspeichern mit einem Power-to-Gas (PtG)-Konzept gespeichert werden kann und dass das gespeicherte Gas wiederverwendet werden kann. Zusätzlich werden am THM-Modell auch Störungsreaktivierungs- und thermische Spannungsanalysen durchgeführt, um den maximalen Schwellenwert (Injektionsdruck) sowie die sichere Speicherkapazität des Reservoirs zu bewerten. Die Störungsreaktivierung erfolgt bereits beim 1,25 fachen des anfänglichen Reservoirdrucks, was eine sichere Speicherrate von 100.000-150.000 m3/Tag im Fallstudienreservoir ermöglicht. Das validierte THM-Modell kann u. a. für die Analyse neuer Bohrungen für die zukünftige Feldentwicklung und das Testen weiterer beliebiger Injektions-Produktionspläne verwendet werden. Die Methodik kann auf jede UGS-Anlage nicht nur im Molassebecken, sondern überall auf der Welt angewendet werden.