The evolution of halite, solid bitumen and carbonate in the petroleum system of the South Oman Salt Basin

Schönherr, Johannes; Urai, János

doi:HT015419837

The evolution of halite, solid bitumen and carbonate in the petroleum system of the South Oman Salt Basin = Die Entwicklung von Halit, Fest-Bitumen und Karbonat im Kohlenwasserstoffsystem des Süd-Oman Salzbeckens

Schönherr, Johannes (Author)

2007 & 2008

Verantwortlichkeitsangabevorgelegt von Johannes Schoenherr

ImpressumAachen : Publikationsserver der RWTH Aachen University 2007

Umfang295 S. : Ill., graph. Darst.

Aachen, Techn. Hochsch., Diss., 2007

Prüfungsjahr: 2007. - Publikationsjahr: 2008

Genehmigende Fakultät
Fak05

Hauptberichter/Gutachter
Urai, János (Thesis advisor)

Tag der mündlichen Prüfung/Habilitation
2007-12-19

Online
URN: urn:nbn:de:hbz:82-opus-21314
URL: https://publications.rwth-aachen.de/record/49930/files/Schoenherr_Johannes.pdf

Einrichtungen

Inhaltliche Beschreibung (Schlagwörter)
Steinsalz (Genormte SW) ; Kohlenwasserstoffe (Genormte SW) ; Calcit-Dolomit-Sediment (Genormte SW) ; Bitumen (Genormte SW) ; Salztektonik (Genormte SW) ; Organische Geochemie (Genormte SW) ; Geowissenschaften (frei) ; Halite (frei) ; Hydrocarbons (frei) ; Carbonate (frei) ; Solid Bitumen (frei) ; Salt tectonics (frei)

Thematische Einordnung (Klassifikation)
DDC: 550

Kurzfassung
Die vorliegende Arbeit handelt über diagenetische und strukturelle Prozesse im Kohlenwasserstoffsystem der Spät-Präkambrisch bis Früh-Kambrischen Ara Gruppe im Südlichen Oman Salz Becken (SOSB) und Ghaba Salz Becken (GSB). Die Ara Gruppe wird von bis zu 150 m mächtigen Karbonat-Körpern (sog. „stringer”) aufgebaut, die z.T. hohe Fluid-Überdrücke aufweisen, und sowohl Mutter- als auch Reservoirgestein darstellen. Diese „stringer” sind vollständig von mächtigen Ara Salzdiapiren eingeschlossen, die somit das Abdeckgestein dieses unkonventionellen Kohlenwasserstoffsystems in Versenkungstiefen zwischen 3 bis 6 km bilden. Es wurde die Entwicklung von Reservoir-Qualität in den „stringer” untersucht; im Speziellen die Zementierung von Porosität durch Halit und Fest-Bitumen sowie das Abdichtvermögen und die Rheologie des umgebenden Ara Salzes. Zusätzlich wurden die Daten aus den o.g. Untersuchungen mit Erkenntnissen von Ara Karbonat-„stringer” und Evaporiten aus sechs Salzdomen im GSB (Nord-Oman) verglichen. Die Methodik dieser Arbeit beinhaltete diverse petrographische Techniken, auf deren Basis Reife-Messung (Fest-Bitumen Reflektion), organisch-geochemische Analysen von Fest-Bitumen, stabile Isotopen von Karbonaten und die Bestimmung von Brom-Gehalten in Halit-Zementen durchgeführt wurden. Eine der größten Unsicherheiten für die Auffindung von Kohlenwasserstoffen in den Ara „stringer” stellt die weit verbreitete Zementierung von Halit dar. Eine frühe Phase der Halit-Zementierung fand vor der Entstehung von Fest-Bitumen im Porensystem des oberen Bereiches der Karbonat-„stringer” statt. Dieses Verteilungsmuster und außerordentlich hohe Brom-Gehalte (bis zu 280 ppm) dieser Halitzemente deuten auf eine Kristallisation aus hoch übersättigten Meerwasser hin, das während der Ablagerung des folgenden (überlagernden) Ara Salz Intervalls in die Karbonate einsickerte. Petrographisch später Halit (nach Fest-Bitumen) zeigt abgereicherte Brom-Gehalte (bis zu 170 ppm), was auf Lösung und Wiederausfällung des frühen Halits in Poren und Störungen innerhalb des diagenetisch geschlossenen Systems der Karbonat-„stringer” hindeutet. Fest-Bitumen ist ein weit verbreiteter Zement in den Ara „stringer” und umsäumt Poren und Mikrorisse, was zur weiteren Degradation der Reservoir Qualität beiträgt. Die extrem heterogene Verteilung von Paläo-Temperaturen (berechnet aus Reflektionsmessungen an Fest-Bitumen) über einen Tiefenintervall von 3-5.5 km und das Vorkommen von Pyrobitumen, der eine Reife von ca. 380°C aufweist, lassen auf hydrothermale Bildungsbedingungen (thermische Aufspaltung von Öl in Gas und Fest-Bitumen) für einen Großteil des Fest-Bitumens in den Ara „stringer” schließen. Der Eintrag dieser (externe) Fluide ist eng mit der Entwicklung hoher Fluid-Überdrücke in den „stringer” verknüpft. Eine Freisetzung dieser Überdrücke ist stellenweise in Salzbohrkernen direkt über- und unterhalb eines „stringer” dokumentiert. Dort ist das Salz intensiv schwarz gefärbt, was auf eine Imprägnierung von Korngrenzen und Mikrorissen des Salzes durch Fest-Bitumen zurückgeht. Subkorngrößen-Piezometrie an diesen Salzproben deutet eine maximale Paläo-Differential Spannung von weniger als 2 MPa an. In Kombination mit definierten Dilatanzkriterien für Steinsalz, deutet diese geringe Scherspannung darauf hin, dass das Öl das Salz unter Fluiddrücken nahe dem lithostatischen Gradienten plus des kapillaren Eintrittsdrucks infiltriert hat. Diese Bedingungen definieren die Begrenzung für das Abdichtvermögen von Steinsalz, über welcher die Permeabilität einen Anstieg mehrerer Größenordnungen erfährt. Triaxiale Deformationsexperimente zeigten, dass das Ara Salz ein ähnliches Kriechverhalten im Vergleich zu den am Häufigsten deformierten Salzgesteinen aufweist. Mikrostrukturelle Untersuchungen von Ara Salzproben aus dem Untergrund (SOSB) und der Erdoberfläche (GSB) zeigen, dass sich sog. „chevron” und „hopper” Kristalle in periodisch gefluteten flachmarinen Randbecken bildeten. Nachfolgend unterlag das Ara Salz mehrerer Phasen dynamischer Rekristallisation und fluid-unterstützter Korngrenzen-Migrationsrekristallisation während der beginnenden Halokinese (SOSB + GSB) und einer späteren Phase des reaktiven Diapirismus im GSB. Subkorngrößen-Piezometrie des Ara Salzes aus dem SOSB und dem GSB zeigt, dass die höchsten Differential-Spannungen (bis zu 5 MPa) im obersten Stockwerk eines Salz Diapirs herrschen. In diesem strukturellen Niveau unterliegen die Karbonat-„stringer” intensivster tektonischer Beanspruchung, bevor diese die Erdoberfläche durchstoßen. Dies wird durch eine deutlich meteorische Signatur (abgereicherte delta 18 O Werte) von syn-tektonischen Calcit-Zementen aus Mineraladern in tektonischen Brekzien der Karbonat-„stringer” aus den Salzdomen im GSB abgeleitet.

This thesis deals with diagenetic and structural processes in the Late Precambrian to Early Cambrian Ara Group petroleum system of the South Oman Salt Basin (SOSB) and the Ghaba Salt Basin (GSB). The Ara hydrocarbon play is constituted by partly highly overpressured up to 150 m thick carbonate bodies (so-called ‘stringers’), which are source and reservoir rock at the same time. The stringers are fully enclosed by thick Ara salt diapirs, which form the bottom, side and top seal of this unconventional hydrocarbon system at burial depths of ~ 3 to 6 km. The evolution of reservoir quality of the stringers in the SOSB was investigated with special emphasis on the cementation of porosity by halite and solid bitumen as well as on the sealing capacity and rheology of the surrounding Ara salt. In addition, these findings were compared with data from the Ara Group, constituting six surface-piercing salt domes in the GSB (Northern Oman). Based on detailed microscopic investigations using different techniques, a number of geochemical analyses were carried out, involving organic geochemistry and correlated solid bitumen reflectance, stable isotopes of carbonates and bromine geochemistry of halite. Halite cementation is one of the greatest exploration risks in the Ara stringer play. An early phase of halite cementation pre-dates solid bitumen in pores of facies with initially favourable reservoir properties. In most cases, this early halite plugs all available porosity in the uppermost parts of the stringers. Geochemistry of the early halite revealed significantly high contents (up to 280 ppm) of bromine. The distribution patterns and the (high) bromine contents of early halite are consistent with precipitation due to seepage reflux of highly saturated brines during deposition of the following rock salt interval. Petrographically late halite post-dates solid bitumen in pores and fractures and is depleted in bromine (down to 170 ppm) as a result of solution-reprecipitation of early halite. Solid bitumen represents another reservoir-deteriorating phase in the Ara stringers and occurs as pore- and fracture-lining cement. It mainly formed by thermal cracking due to the influx of external hydrothermal fluids as deduced from a very heterogeneous distribution of maximum paleo-temperatures throughout the Ara stringer intervals. This is supported by the presence of coke-like solid bitumen, which indicates paleo-temperatures up to 380°C and by hydrothermal minerals in veins. The influx of these fluids into the carbonate stringers is considered to represent a major contribution to their strong overpressures. These high fluid overpressures were partly released into the over- and underlying Ara salt intervals as evidenced by black hydrocarbon-stained salt cores, which indicate repeated loss of its sealing capacity. Microstructures of this black salt show solid bitumen-impregnated grain boundaries and microcracks and also evidence for crystal plastic deformation and dynamic recrystallization. Subgrain size piezometry indicates a maximum differential paleo-stress of less than 2 MPa. Under such low shear stress, laboratory-calibrated dilatancy criteria indicate that oil can only enter the rock salt at near-zero effective stresses, where fluid pressures are very close to lithostatic. This means that the oil pressure in the carbonate reservoirs increased until it was equal to the fluid pressure in the low but interconnected porosity of the Ara Salt plus the capillary entry pressure. These conditions define the limits to the sealing capacity of halite, above which the permeability can increase by many orders of magnitude. Sealing capacity is regained, if the fluid pressure drops below sigma 3, at which point rock salt will re-seal to maintain the fluid pressure close to lithostatic values. Triaxial deformation experiments of the Ara salt revealed very similar creep behaviour compared to the most common deformed halite rocks with steady state creep at strain rates of 10-7 1/s, which is orders of magnitude higher than expected in-situ rates, except perhaps during borehole closure-related creep during drilling. Microstructural investigations of Ara salt from the subsurface (SOSB) and the surface (GSB) indicate growth of chevron and hopper crystals in marginally shallow marine brine pools. During subsequent passive diapirism, the salt started to dynamically recrystallize, accompanied by fluid-assisted grain boundary migration. Subgrain size piezometry of the Ara salt revealed that highest differential paleo-stresses (up to 5 MPa) occur in the narrow stem of a diapir. It is in this structural level, where the intra-salt stringers underwent most intense deformation as observed by tectonic breccias and veins of the surface-piercing carbonates in the GSB. Stable isotopes of these veins indicate a meteoric signature, suggesting deformation under diagenetic open conditions due to salt dissolution prior to final piercement of the surface.

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