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Aufschlussanalogstudie zur Charakterisierung oberjurassischer geothermischer Karbonatreservoire im Molassebecken

Homuth, Sebastian :
Aufschlussanalogstudie zur Charakterisierung oberjurassischer geothermischer Karbonatreservoire im Molassebecken.
Technische Universität, Darmstadt
[Ph.D. Thesis], (2014)

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Item Type: Ph.D. Thesis
Title: Aufschlussanalogstudie zur Charakterisierung oberjurassischer geothermischer Karbonatreservoire im Molassebecken
Language: German
Abstract:

Die Abschätzung des Potenzials und der Produktivität eines hydrothermalen oder petrothermalen geothermischen Reservoirs erfordert möglichst umfassende Kenntnisse der thermo- und petrophysikalischen sowie geomechanischen Gesteins- und Gebirgskennwerte. Im Falle von Karbonaten ist es schwierig die Heterogenität verschiedener Faziesbereiche in seismischen Erkundungen zu erkennen. Dies trifft im Besonderen auf den Zielhorizont Oberer Jura (Malm) im süddeutschen Molassebecken zu. Aufschlussanalogstudien ermöglichen die direkte Ermittlung und Korrelation von faziesbezogenen thermo- und petrophysikalischen Kennwerten. Da diese Kennwerte faziesbezogene Trends aufweisen, kann durch eine thermofazielle Klassifikation der Karbonate ein Verständnis der Reservoirheterogenitäten sowie eine Identifikation von Produktionszonen ermöglicht werden. Die vorliegende Arbeit soll in diesem Zusammenhang einen Beitrag zum besseren Systemverständnis und optimierten Erschließungskonzept der geothermischen Karbonatreservoire im Bereich des süddeutschen Molassebeckens liefern. Mit Kenntnis der Zusammenhänge zwischen Lithologie und fazieller Entwicklung sowie den geothermisch relevanten Gesteinskennwerten ist es unter Berücksichtigung von Transfermodellen (Druck-, Temperatur und Tiefenabhängigkeit) möglich, eine Prognose der Reservoireigenschaften der analogen Gesteinsformationen der Schwäbischen und Fränkischen Alb für die Reservoirtiefe vorzunehmen. Hierzu dienen sowohl eigene ermittelte Korrekturfunktionen, als auch solche, die in der Kohlenwasserstoffindustrie zur Umrechnung der Kennwerte auf in situ Reservoirbedingungen verwendet werden. Um eine auch statistischen Ansprüchen genügende Datengrundlage thermo- und petrophysikalischer Gesteinskennwerte zu erarbeiten, wurde in mehreren Feldkampagnen eine umfangreiche Aufschlussanalogstudie des Oberen Jura in der Schwäbischen und Fränkischen Alb durchgeführt. Weiterhin erfolgte ein Abgleich an Gesteinsmaterial aus Tiefbohrungen, die im Wesentlichen die berechneten Reservoirkennwerte bestätigten. Die Ermittlung statistisch abgesicherter gesteinsbezogener Kennwerte dient hierbei zur optimierten Prognose mit Quantifizierung der Unsicherheiten von Gesteinskennwerten als Grundlage für Empfehlungen einer geothermischen Explorations- und Erschließungsstrategie.

Es wurden die thermo- und petrophysikalischen Gesteinskennwerte Wärmeleitfähigkeit, Temperaturleitfähigkeit, spezifische Wärmekapazität, Matrixpermeabilität, Porosität und Gesteinsdichte sowie untergeordnet einaxiale Druckfestigkeit und thermische Expansionskoeffizienten ermittelt. Die Zuordnung und Anwendung von Faziesmodellen auf die Matrixkennwerte ermöglicht eine Extrapolation in den 3D-Raum, ergibt aber zunächst eine konservative bis unterschätzende Reservoirprognose. Werden Gesteinskennwerte mittels Korrekturfunktionen, bestimmt aus eigenen Messungen sowie Literaturangaben, auf Reservoirbedingungen übertragen sowie Informationen zum Spannungsfeld, der Verkarstung und sekundäre Porositäten hinzugefügt, ist eine verbesserte Reservoirprognose bereits vor Beginn der eigentlichen geophysikalischen Reservoirerkundung möglich.

Bei den Gesteinen des Malms handelt es sich keineswegs um eine Abfolge homogener Kalksteine. Vielmehr lassen sich auf kleinstem Raum einzelne Faziesbereiche und deren Verzahnung erkennen, die in Geometrie, Struktur, Gefüge und Zusammensetzung unterschieden werden können. Diese Unterschiede wirken sich auf die thermo- und petrophysikalischen Eigenschaften der Gesteine aus. Es kann eine hohe Variabiltät der thermophysikalischen Kennwerte beobachtet werden. Daher ist die Angabe von Mittelwerten nicht geeignet, um alle typischen Reservoirszenarien abbilden zu können. Es wird die Angabe von Schwankungsbereichen für die Gesteinskennwerte des Malm empfohlen. Prinzipiell ist jedoch für die geringporösen Karbonate ein Anstieg der thermophysikalischen Kennwerte mit dem Dolomitisierungsgrad und der Gesteinsdichte festzustellen. Die hydraulischen Kennwerte variieren innerhalb von vier Größenordnungen, selbst innerhalb eines Faziesbereichs, einer stratigraphischen Einheit oder gar eines Aufschlusses. Jedoch bewegen sich die Messergebnisse in einem Bereich, der alle Karbonate des Malm nach DIN 18130 als schwach bis sehr schwach durchlässig ausweist. Ergiebige Wasserwegsamkeiten in den Malmkarbonaten der Fränkischen Alb und Schwäbischen Alb, beziehungsweise in den Analogen des Molassebeckens, sind somit an Struktur- und Schwächezonen innerhalb des Gesteinsverbandes, wie Klüfte, Störungen, Zerrüttungszonen und Verkarstung sowie an damit ggf. verbundene dolomitisierte Bereiche geknüpft. Die Gebirgspermeabilität hingegen kann hohe Werte annehmen und faziesbezogen unterschiedlich stark ausgeprägt sein. Neben den tektonisch bedingten Wegsamkeiten ermöglicht der Chemismus der Karbonate und deren hohe Mächtigkeit eine ebenfalls faziesabhängige Ausprägung der Dolomitisierung und Verkarstung und damit bereichsweise eine hohe Gebirgspermeabilität. Grundsätzlich stellt die Massenfazies mit im Vergleich zur Beckenfazies potenziell günstigeren thermo- und petrophysikalischen Eigenschaften das fazielle Primärziel einer Exploration dar. Basierend auf der großen Schwankungsbreite der Gesteinskennwerte sollte jedoch eine Explorationsstrategie grundsätzlich zuerst auf strukturelle hydraulisch wirksame Durchlässigkeit (Störungen, tektonisierte Bereiche) ausgelegt sein und erst in zweiter Priorität die Lithofazies berücksichtigen, um Volumenströme im Sinne einer hinreichenden Fündigkeit erschließen zu können.

Diagenetische Veränderungen, die räumlich getrennt von den Aufschlussanaloggebieten stattfanden und vermutlich bereichsweise auch noch rezent anhalten, stellen eine wichtige Einflussgröße für die Gesteinseigenschaften dar. Vor allem der diagenetische Prozess der Dolomitisierung ist als Ursache für signifikante Unterschiede thermo- und petrophysikalischer Gesteinseigenschaften identifiziert worden. In zukünftigen Studien sollte daher ein Fokus auf petrographischen Untersuchungen zur Identifizierung von diagenetischen Prozessen und deren zeitlicher Abfolge liegen, um quantifizierbare Aussagen über diagenetisch bedingte Veränderungen der geothermischen Reservoireigenschaften zu ermöglichen.

Der Schlüssel zu einer verlässlichen Reservoirprognose für den Oberen Jura des Molassebeckens liegt in der Zusammenführung von strukturgeologischen, diagenetischen, hydraulischen und thermofaziellen Modellen auf Grundlage einer statistisch abgesicherten Datenbasis in einem integrierten dreidimensionalen Modellansatz.

Alternative Abstract:
Alternative AbstractLanguage
For the estimation of the potential and productivity of a hydrothermal or petrothermal geothermal reservoir a comprehensive knowledge of the thermo- and petrophysical as well as geomechanical rock and formation properties is mandatory. Outcrop analogue studies enable the determination and correlation of facies related thermophysical and petrophysical parameters. In the case of the carbonate reservoirs of the Molasse Basin the distinction of heterogeneities of different facies zones through seismic exploration is very challenging. As the rock parameters show facies related trends, applying a thermofacies classification on the carbonate formations is helpful to understand the heterogeneities and to identify production zones.This study shall contribute to a better understanding of the reservoir system and provide an optimised exploration concept for the geothermal carbonate reservoirs in the southern Molasse Basin. With the knowledge of the context of lithology and facies development as well as the according geothermal rock properties it is possible to optimize the prognosis of reservoir parameters of the analog rock formations of the Swabian and Franconian Alb by applying transfer models (pressure, temperature and depth correction functions). Therefore, inferred correction functions from own measurements and already in the hydrocarbon industry established parameter functions are used. To satisfy statistical requirements a database of thermo- and petrophysical rock parameters was established by conducting comprehensive field studies of outcrop analogues in the Swabian and Franconian Alb. Furthermore a comparison of measurements of analogue material and rock samples from deep drillings in the Molasse Basin was done. The results basically confirm the calculated reservoir parameters. The determination of a statistical proven rock parameter database serves for an optimized prognosis including the quantification of uncertainties of rock parameters which can be used for recommendations in terms of an geothermal exploration and exploitation strategy. The thermo- and petrophysical rock parameters thermal conductivity, thermal diffusivity, specific heat capacity, permeability, porosity, density, and to a minor extent also uniaxial strength and thermal expansion coefficients were measured. The classification of matrix parameters and application of facies models enable an extrapolation into the 3D continuum resulting in a conservative to undervaluated reservoir prognosis. By adapting these rock values to reservoir conditions via correction functions and adding information of stress field, karstification and secondary porosities an improved reservoir prognosis even prior to geophysical exploration is possible. The rocks of the Malm are by no means a homogenous formation of limestones. Within smallest areas different facies zones and their interfingering can be identified and differentiated by geometry, structure, fabric and composition. These differences have an affect on the thermo- and petrophysical rock porperties. A high variation of the thermo- and petrophysical parameters is observed. Due to the wide range of parameters the statement of average values is not practical; it is advised to state the full range of rock parameters to cover a set of typical reservoir scenarios. In principle, an increase of thermophysical parameters with increasing grade of dolomitization and rock density is identified. The petrophysical parameters vary within four orders of magnitude, even within one facies zone, stratigraphic unit or outcrop. By the DIN 18130 classification all measured values of the Malm carbonates are within the poor to very poor hydraulic conductivity range. Productive hydraulic flowpaths in the Malm carbonates of the Franonian and Swabian Alb, and respectively their analogues in the Molasse Basin, are linked to tectonic elements like fissures, joints, faults and structural weak zones as well as karstification and if so associated dolomitized zones within the rock formation. The reservoir permeability can reach high values depending on the facies pattern. Beside the tectonic influence the chemism of the carbonates and their high formation thickness determines an also facies controlled dolomitization and karstification. Both processes can result in high formation permeability. In comparison to the basinal facies the massive facies is the primary target of exploration due to their favorable thermo- and petrophysical rock properties. But based on the high variation of rock parameters the exploration strategy should focus on structural hydraulic active conductivity (faults, tectonic zones) and on second priority consider the lithofacies to encounter sufficient volume flows in the reservoir. Diagenetic alteration which has taken place in separated areas of the outcrop anlogues and the Molasse Basin and possibly is still ongoing is to be considered as a major influence in terms of the rock properties. Especially the dolomitization process is identified as the reason for significant differences in the thermo- and petrophysical rock properties. Future studies should focus on the petrographical investigation to identify diagenetic processes and their sequential development in time to quantify diagenetic caused alteration of the geothermal reservoirs. The key to reliable reservoir prognosis of the Upper Jurassic within the Molasse Basin is to integrate structural, diagenetic, hydraulic and thermofacies models based on a statistical proven database into an integrated three dimensional reservoir model. English
Place of Publication: Darmstadt
Classification DDC: 500 Naturwissenschaften und Mathematik > 550 Geowissenschaften
600 Technik, Medizin, angewandte Wissenschaften > 620 Ingenieurwissenschaften
Divisions: 11 Department of Materials and Earth Sciences
11 Department of Materials and Earth Sciences > Earth Science
11 Department of Materials and Earth Sciences > Earth Science > Geothermal Science and Technology
Date Deposited: 20 Nov 2014 14:56
Last Modified: 20 Nov 2014 14:56
URN: urn:nbn:de:tuda-tuprints-42094
Referees: Sass, Prof. Dr. Ingo and Götz, Prof. Dr. Annette E.
Refereed: 17 October 2014
URI: http://tuprints.ulb.tu-darmstadt.de/id/eprint/4209
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