TU Darmstadt / ULB / TUprints

Aufschlussanalogstudie zur geothermischen Reservoircharakterisierung des Permokarbons im nördlichen Oberrheingraben

Aretz, Achim :
Aufschlussanalogstudie zur geothermischen Reservoircharakterisierung des Permokarbons im nördlichen Oberrheingraben.
Technische Universität, Darmstadt
[Ph.D. Thesis], (2016)

[img]
Preview
Text
Dissertation_AretzAchim.pdf
Available under Creative Commons Attribution Non-commercial No-derivatives 3.0 de.

Download (28MB) | Preview
Item Type: Ph.D. Thesis
Title: Aufschlussanalogstudie zur geothermischen Reservoircharakterisierung des Permokarbons im nördlichen Oberrheingraben
Language: German
Abstract:

Die siliziklastischen Formationen des Permokarbons, die aus Sand-, Silt-, Tonsteinen und Konglomeraten bestehen, weisen das größte hydrothermale Potenzial im nördlichen Oberrheingraben in Südwest-Deutschland auf und wurden bislang nur in großräumigen Studien untersucht. Das Permokarbon, dessen Oberkante dort in einer mittleren Teufe zwischen 600 m und 2.990 m liegt und Temperaturen 150 °C überschreiten, kommt für eine hydrothermale Stromerzeugung in Betracht. Um ein genaueres Verständnis des geothermischen Reservoirpotenzials des Permokarbons zu erhalten, sind thermophysikalische und hydraulische Kennwerte sowie Kenntnisse über dessen strukturellen Aufbau im Reservoir unverzichtbar. In dieser Arbeit wurde eine Reservoircharakterisierung des Permokarbons durchgeführt, die die Arbeitspakete Thermofazies, Gebirgsdurchlässigkeiten und 3D-Strukturmodell beinhaltete. Im Arbeitspaket Thermofazies wurde eine Aufschlussanalogstudie im Saar-Nahe-Becken westlich und im Sprendlinger Horst und Wetterau östlich des nördlichen Oberrheingrabens durchgeführt. An 850 Aufschlussproben und 62 Proben aus Bohrungen, die das Permokarbon im nördlichen Oberrheingraben in Tiefen zwischen 1.800 m und 2.990 m angetroffen oder durchteuft haben, wurden die Porosität, Permeabilität, Wärme- und Temperaturleitfähigkeit gemessen. Petrographische Untersuchungen wurden an 155 Dünnschliffen, die aus Proben aus Aufschlüssen und Reservoirtiefe erstellt wurden, zur Bestimmung des Modalbestandes, der Sortierung und Rundung der Körner und Zementationsart durchgeführt und dessen Einfluss auf die Porositäts-Permeabilitätsbeziehung, den Kompaktionsgrad und Illitgehalt untersucht. Es wurden drei Einflussparameter für die Charakterisierung von geothermischen Matrixeigenschaften des Permokarbons im nördlichen Oberrheingraben definiert. Der stärkste und vernichtenste Einfluss auf die Reservoirqualität wird in spätdiagenetischen Prozessen gesehen. Die Bildung porenfüllenden illitischen, kaolinitischen und Bitumenzements wird auf die Präsenz kohlenwasserstoffhaltiger Fluide und Öl im Porenwasser zurückgeführt, deren Entstehung in unterliegenden karbonischen Erdölmuttersteinen gesehen wird. Es wird angenommen, dass die Migration dieser kohlenwasserstoffhaltigen Fluide im Perm zur Lösung von hämatitischem Zement in den unteren Formationen des Permokarbons (Glan-Subgruppe) führte. Während der Subsidenz des Oberrheingrabens im Eozän wurden die Porositäten und Permeabilitäten von Sandsteinen aus diesen Formationen auf bis zu 2,5 % and 3,2·10-18 m² reduziert. Der zweitwichtigste Einfluss auf die Reservoirqualität wird in den Ablagerungsbedingungen und ihrem Einfluss auf frühdiagenetische Prozesse gesehen. Äolische Sandsteine von Aufschlüssen und aus Reservoirtiefe weisen die höchsten Porositäten (16,4 %; 12,3 %) und Permeabilitäten (2,0·10-15 m²; 8,4·10-16 m²) auf. Die Bildung von hämatitreichen Kutanen auf Kornoberflächen, die hauptsächlich in äolischen Sandsteinen der Kreuznach-Formation in der Nahe-Subgruppe (Oberes Permokarbon) vorkommen, werden als Schutz gegen die Präzipitierung von Zement, Kompaktion und Illitisierung während der Versenkung interpretiert. Der dritte wichtige Einflussparameter auf die Reservoirqualität ist der Quarzgehalt, der aus Proben der Kreuznach-Formation im Reservoir mit 73,8 % am höchsten ist. Die höchsten Wärmeleitfähigkeiten weisen Aufschlussproben der Quirnbach-Formation (Untere Glan-Subgruppe) mit 2,78 W·m-1·K-1 und Proben aus Reservoirtiefe der Lauterecken-Formation (Untere Glan-Subgruppe) mit 2,92 W·m-1·K-1 auf. Die höchsten Temperaturleitfähigkeiten weisen Aufschlussproben der Wadern-Formation (Nahe-Subgruppe) mit 1,76·10-6 m²·s-1 und Proben aus Reservoirtiefe der Nierstein-Formation (Obere Nahe-Subgruppe) mit 1,65·10-6 m²·s-1 auf. Die Wärme- und Temperaturleitfähigkeiten wurden als Funktion des Porenraums und Quarzgehalts interpretiert, der in den Aufschlussproben und Proben aus Reservoirtiefe mit der Matrixwärmeleitfähigkeit korreliert. Im Arbeitspaket Gebirgsdurchlässigkeiten wurden Gebirgsdurchlässigkeiten von 461 Pumpversuchsdaten von westlich und östlich des Oberrheingrabens liegenden und im Mittel 100 m bis 200 m tiefen Bohrungen ermittelt und nach Tiefe, Stratigraphie, Distanz zur nächsten Störung und deren Orientierung ausgewertet. Die Gebirgsdurchlässigkeiten sind in der Kreuznach-Formation (6,1·10-05 m·s-1) am höchsten und in den Kusel-Schichten (9,0·10-07 m·s-1), Lebach-Schichten (1,9·10-06 m·s-1) und Tholey-Schichten (3,5·10-06 m·s-1) der Glan-Subgruppe reduziert. Außerdem wurde ein etwa 120 m langer und bis zu 20 m hoher Sandsteinaufschluss des Permokarbons im östlichen Saar-Nahe-Becken abgescannt, um aus dessen dreidimensionaler Visualisierung Informationen über Kluftorientierungen-, längen- und dichten zu erhalten, die zusammen mit der Kluftöffnungsweite als Eingabeparameter für ein Discrete Fracture Network (DFN)-Modell genutzt wurden, um darin die Kluftpermeabilität im Aufschluss zu bestimmen. Im Arbeitspaket 3D-Strukturmodell wurde ein 5 km³ großes 3D-Seismikmodell vom westlichen Teil des nördlichen Oberrheingraben genutzt. Es wurde von der Überlandwerk Groß-Gerau GmbH als Explorationsmethode für die Erschließung der hydrothermalen Ressourcen des Permokarbons erstellt, die von einem in Bau befindlichen Geothermiekraftwerk in Groß-Gerau genutzt werden sollen. In dem Modell wurden die wichtigsten Störungen und Teufenlagen der stratigraphischen Horizonte des Permokarbons modelliert und deren Mächtigkeiten und Reservoirtemperaturen berechnet. Die Kreuznach-Formation liegt innerhalb des Horizonts „Top_Rotliegend“, der etwa 600 m mächtig ist, dessen Oberkante in einer maximalen Tiefe von 2.770 m liegt und in dem die berechneten Reservoirtemperaturen 141 °C bis 163 °C betragen. Die obere Donnersberg- und Wadern-Formation (Nahe-Subgruppe) liegen innerhalb des Horizonts „Top_Donnersberg“, der bis zu 370 m mächtig ist, dessen Oberkante in einer maximalen Tiefe von 3.320 m liegt und in dem die berechneten Reservoirtemperaturen 163 °C bis 175 °C betragen. Daher sollten die Kreuznach-, Wadern- und obere Donnersberg-Formation am westlichen Grabenrand das Hauptziel einer geothermischen Erschließung sein. Die in dieser Arbeit erzielten Ergebnisse führen zu einem besseren Verständnis des geothermischen Reservoirpotenzials des Permokarbons im nördlichen Oberrheingraben und reduzieren das Fündigkeitsrisiko geothermischer Kraftwerke.

Alternative Abstract:
Alternative AbstractLanguage
Permocarboniferous siliciclastic formations consisting of sand-, silt- and mudstones and conglomerates represent the largest hydrothermal reservoir in the northern Upper Rhine Graben in SW Germany and have so far been investigated in large-scale studies only. Due to the subsidence in this graben structure, the top of the up to 2 km thick Permocarboniferous is located at a depth of 600 m to 2,990 m and is overlain by Tertiary and Quaternary sediments. At this depth, the reservoir temperatures exceed 150 °C, which are sufficient for geothermal electricity generation with binary power plants. To further assess the potential of the geothermal reservoir of the Permocarboniferous, detailed information on its thermophysical and hydraulic properties und knowledge of its geologic structure in the reservoir are essential. Here we present a reservoir characterization of the Permocarboniferous which contained the work packages thermofacies, rock permeabilities and 3D structure model. In the work package thermofacies an integrated study of outcrop analogues and drill core material in the Saar-Nahe Basin west and the Sprendlinger Horst and Wetterau east of the northern Upper Rhine Graben was conducted. In total 850 outcrop samples and 62 plugs taken from drillings that encountered or intersected the Permocarboniferous at depth between 1,800 m and 2,990 m in the northern Upper Rhine Graben were analysed measuring porosity, permeability, thermal conductivity and thermal diffusivity. Petrographic analysis of 155 thin sections of outcrop samples and samples taken from reservoir depths were conducted to quantify the mineral composition, sorting and rounding of grains and the kind of cementation. Its influence on porosity, permeability, the degree of compaction and illitisation was quantified. Three parameters influencing the reservoir properties of the Permocarboniferous were detected. The strongest and most destructive influence on reservoir quality is related to late diagenetic processes. The formation of pore filling illite, kaolinite and bitumen cement has been related to the presence of hydrocarbonacous fluids and oil which origin is seen in underlying Carboniferous hydrocarbon source rocks. It is assumed that the migration of these fluids into the lower Permocarboniferous formations (Glan Subgroup) in Permian times led to the dissolution of haematite cements and bleaching of their sandstones. During the Eocene subsidence of the Upper Rhine Graben porosities and permeabilities of these sandstones were strongly reduced to 2.5 % and 3.2·10-18 m². The second important influence on reservoir quality is the distinct depositional environment and its influence on early diagenetic processes. Eolian sandstones taken from outcrops and reservoir depths exhibit the highest porosities (16.4 %; 12.3 %) and permeabilities (2.0·10-15 m²; 8.4·10-16 m²). The formation of grain covering haematite coatings which typically occur in eolian sandstones of the Kreuznach Formation in the Nahe Subgroup (Upper Permocarboniferous) are interpreted to inhibit cementation, compaction and illitisation of pore space during burial. A third important influence on reservoir quality is seen in the mineral composition and quartz content. Samples taken from the Kreuznach Formation in reservoir depths exhibit the highest quartz content with 73.8 %. The highest thermal conductivities exhibit outcrop samples of the Quirnbach Formation (Lower Glan Subgroup) with 2.78 W·m-1·K-1 and samples from reservoir depths of the Lauterecken Formation (Lower Glan Subgroup) with 2.92 W·m-1·K-1. The highest thermal diffusivities exhibit outcrop samples of the Wadern Formation (Nahe Subgroup) with 1.76·10-6 m²·s-1 and samples from reservoir depths of the Nierstein Formation (Upper Nahe Subgroup) with 1.65·10-6 m²·s-1. The measured thermal conductivities and diffusivities were interpreted as function of the pore space and quartz content which correlates with the matrix thermal conductivity in outcrop samples and samples from reservoir depths. In the work package rock permeabilities the rock permeabilities of 461 pumping tests of wells west and east of the graben were evaluated according to their depth, stratigraphy as well as to the distance to the next fault and its orientation. The rock permeabilities are the highest in the Kreuznach Formation (6.1·10-05 m·s-1) and reduced in the Kusel beds (9.0·10-07 m·s-1) the Lebach beds (1.9·10-06 m·s-1) and the Tholey beds (3.5·10-06 m·s-1) of the Glan Subgroup. In the eastern Saar-Nahe Basin a 3D terrestrial laserscanning of 120 m long and 20 m high outcrop was conducted to gain information of the orientations, lengths and density of its fractures. They were used as input parameters for a Discrete Fracture Model to calculate the fracture permeability of the outcrop. In the work package 3D structure a 5 km³ large seismic model of the western part of the northern Upper Rhine Graben was used. It was conducted by the Überlandwerk Groß-Gerau GmbH as an exploration method for the exploitation of the hydrothermal resources of the Permocarboniferous which will be used by a geothermal power plant in Groß-Gerau. The model was used to model the main faults and depths of the main stratigraphic horizons of the Permocarboniferous to calculate their thicknesses and reservoir temperatures. The Kreuznach Formation is part of the horizon “Top_Rotliegend” with a thickness up to 600 m. Its top is located at a maximal depth of 2,700 m and reservoir temperatures range between 141 °C and 163 °C. The upper Donnersberg and Wadern formations (Nahe Subgroup) are part of the horizon “Top_Donnersberg” with a thickness of 270 m to 370 m. Its top is located in a maximal depth of 3,320 m and reservoir temperatures range between 163 °C and 175 °C. Hence, the Kreuznach, Wadern and upper Donnersberg formations at the western graben boundary should be the main target of a hydrothermal exploitation. The results of this study lead to a better understanding of the geothermal ressources of the Permocarboniferous in the Upper Rhine Graben, enable an appropriate well design for their exploration and exploitation and reduce the exploration risk of geothermal power plants.English
Place of Publication: Darmstadt
Classification DDC: 500 Naturwissenschaften und Mathematik > 550 Geowissenschaften
Divisions: 11 Department of Materials and Earth Sciences > Earth Science > Geothermal Science and Technology
Date Deposited: 26 Jan 2016 07:11
Last Modified: 26 Jan 2016 07:11
URN: urn:nbn:de:tuda-tuprints-52485
Referees: Sass, Prof. Dr. Ingo and Götz, Prof. Dr. Annette E.
Refereed: November 2015
URI: http://tuprints.ulb.tu-darmstadt.de/id/eprint/5248
Export:
Actions (login required)
View Item View Item

Downloads

Downloads per month over past year