Petroleum system and thermal history of the Upper Rhine Graben : implications from organic geochemical analyses, oil-source rock correlations and numerical modelling

Böcker, Johannes; Littke, Ralf; Leythaeuser, Detlev

doi:HT018945941

Petroleum system and thermal history of the Upper Rhine Graben : implications from organic geochemical analyses, oil-source rock correlations and numerical modelling = Kohlenwasserstoff-Systeme und thermische Entwicklung des Oberrheingrabens : Implikationen von organo-geochemischen Analysen, Öl-Muttergestein-Korrelationen und numerischen Modellierungen

Böcker, Johannes

2015 & 2016

Verantwortlichkeitsangabevorgelegt von M.Sc. Johannes Josef Böcker

ImpressumAachen 2015

Umfang1 Online-Ressource (XII, 154 Seiten) : Illustrationen, Karten

Dissertation, RWTH Aachen, 2015

Veröffentlicht auf dem Publikationsserver der RWTH Aachen University 2016

Genehmigende Fakultät
Fak05

Hauptberichter/Gutachter
Littke, Ralf (Thesis advisor) ; Leythaeuser, Detlev (Thesis advisor)

Tag der mündlichen Prüfung/Habilitation
2015-12-07

Online
URN: urn:nbn:de:hbz:82-rwth-2016-027797
URL: https://publications.rwth-aachen.de/record/572508/files/572508.pdf
URL: https://publications.rwth-aachen.de/record/572508/files/572508.pdf?subformat=pdfa

Einrichtungen

Inhaltliche Beschreibung (Schlagwörter)
Geowissenschaften (frei) ; Upper Rhine Graben (frei) ; oil (frei) ; gas (frei) ; Lias (frei) ; Posidonia Shale (frei) ; Fish Shale (frei) ; thermal maturity (frei) ; Erdöl (frei) ; Erdgas (frei) ; Posidonienschiefer (frei) ; Fischschiefer (frei) ; thermische Reife (frei) ; Oberrheingraben (frei)

Thematische Einordnung (Klassifikation)
DDC: 550

Kurzfassung
Der Oberrheingraben (ORG) ist ein räumlich engbegrenztes Sedimentbecken und zentraler Teil des Europäischen Känozoischen Riftsystems. Durch eine Vielzahl an abgeteuften Bohrungen, seismischen Profilen, und Erdöl und Erdgaslagerstätten ist der ORG als reife Erdölprovinz anzusehen, die aber immer noch Überraschungen bereithält. So wurde 2003 durch eine Geothermiebohrung im Buntsandstein unerwartet Erdöl gefunden und das Römerberg Ölfeld entdeckt, welches die kumulative Menge an förderbarem Erdöl im deutschen Teil des ORG schlagartig verdoppelte.Im ORG treten vier Ölfamilien auf, von denen drei von ökonomischem Interesse sind. Die ältesten Öle stammen aus den liassischen Tonmergeln (Ölfamilie C). Diese sind die wesentlichen Muttergesteine fast aller Ölfelder im Elsass und südlichen ORG, sowie der großen Ölfelder Pechelbronn, Landau und Römerberg. Des Weiteren treten einige tertiäre Muttergesteine auf. An vielen Stellen kommen wachsreiche Öle vor, die aus kohligen Tonsteinen und Sapropelkohlen des frühen Tertiärs (Eozän) stammen (Ölfamilie B). Öle aus dem rupelischen Fischschiefer (Hochberg-Subfm.) kommen sowohl im zentralen als auch nördlichen ORG vor (Ölfamilie D). Weiterhin gibt es noch zähe, schwefelreiche und frühreife Öle aus den Corbicula- und Hydrobienschichten (Ölfamilie A). Diese treten besonders im Raum des Heidelberg-Mannheim-Grabens auf, sind ökonomisch nicht relevant, aber sehr interessant um kitchen areas und Migrationsrichtungen abzuleiten.Vor diesem Hintergrund ist diese Dissertation dreigeteilt. Der erste Teil beleuchtet den Fischschiefer, der das wesentliche Muttergestein der großen Ölfelder Stockstadt und Eich-Königsgarten ist, sowie weiterer kleiner Ölfelder im nördlichen ORG. Die liassischen Muttergesteine sind hier erodiert. Durch petrographische und geochemische Analysen konnte der Fischschiefer als gutes bis sehr gutes Muttergestein mit typischem Typ II Kerogen, 4-5,5 % TOC und Hydrogen Index (HI) Werten von 450-550 mg KW/g Gestein im unreifen Stadium charakterisiert werden. Spezielle Biomarker wie charakteristische Steranverteilungen, altersbezogene Marker wie Oleanane, oder ein stark-verzweigtes Isoprenoid C25 mit Ursprung in marinen Diatomeen ermöglichen zuverlässige Öl-Muttergestein-Korrelationen. Der Fischschiefer ist über den gesamten Graben in einheitlicher Fazies entwickelt, weswegen die wesentlichen Aspekte, die das Ölgenerierungspotential kontrollieren, die Mächtigkeit und thermische Reife sind. Letztgenannte ist der limitiere Faktor für fehlende Öle aus dem Fischschiefer im Elsass und etwa südlich von Karlsruhe. Dieses konnte durch eine Karte der thermischen Reife (Vitrinitreflexion) gezeigt werden, die eindeutige kitchen areas identifiziert. Vorhandene Ölfelder mit vom Fischschiefer generiertem Öl konnten so mit den kitchen areas in Verbindung gebracht und Migrationspfade und -richtungen identifiziert werden.Der zweite Teil analysiert die liassischen Muttergesteine bei denen besonders die thermische Reife im Vordergrund steht. Eine über die Grenzen des ORG hinaus angelegte Untersuchung konnte zeigen, dass der Posidonienschiefer (Lias ε) vor der Grabenbildung im Eozän im Graben und dessen Umfeld eine Reife von ca. 0,5-0,6 % VRr erreicht hat. Liassische Aufschlüsse am Grabenrand, im Elsass, in der Schwäbischen Alb, am Alpenrand sowie Proben aus flachen Bohrungen (ca. < 1000-1500 m) im Graben zeigen eine relative einheitliche Reife, die mit einer recht gleichförmigen Absenkungsgeschichte und Temperaturzunahme vor der Grabenbildung zu erklären ist. Weiterhin zeigt diese Reife, dass die liassischen Muttergesteine nahezu keine Kohlenwasserstoffe vor der Grabenbildung abgegeben haben. Eine Karte der thermischen Riefe des Posidonienschiefers zeigt, dass dieser in weiten Bereichen des zentralen ORG das mittlere Ölfenster erreicht hat und im Bereich von Karlsruhe sogar im Nassgasfenster liegt.Der abschließende dritte Teil gibt einen Überblick über die Muttergesteine und das Petroleumsystem des ORG. Insbesondere der Posidonienschiefer kann als exzellentes Muttergestein charakterisiert werden und hat mit Abstand das meiste Öl im ORG generiert. Hohe mittlere TOC Werte von 8 % und HI Werte von > 550 mg KW/g TOC charakterisieren den Posidonienschiefer im unreifen Stadium. Zusätzlich haben auch die bituminösen Tonmergel des Lias α bedeutendes Muttergesteinspotential und haben zu Ölen der Familie C beigetragen. Darüber hinaus werden neue Erkenntnisse zu den Muttergesteinen der Ölfamilie B vorgestellt, viele neue Öl-Muttergesteins-Korrelationen gezeigt, sowie die Verteilung der Ölfamilien im Hinblick auf Migrationspfade analysiert. Die wachsreichen Öle (Familie B) sind ungleich verteilt, kommen aber vor allem im nördlichen und zentralen ORG vor und hier vor allem im westlichen Bereich. Diese Öle stammen aus lokal vorkommenden, kohligen Tonsteinen und Sapropelkohlen der frühen Graben-sedimente. Das Ölbildungspotential dieser Muttergesteine ist schwierig zu evaluieren, da sie in Mächtigkeit und Ausprägung deutlich heterogen sind. Teilweise besitzen die Sapropelkohlen außerordentlich gute Erdölmuttergesteinsqualität, was auch aus kinetischen Untersuchungen gezeigt werden konnte. Diese Muttergesteine haben auch zum großen Ölfeld Landau beigetragen.Interessanterweise kommen die großen Ölfelder Pechelbronn, Landau und Römerberg, deren Öle alle im Wesentlichen liassischen Ursprungs sind, dort vor, wo der Lias bereits erodiert ist bzw. unreif wie im Fall von Pechelbronn. Öle dieser Muttergesteine migrierten daher vor allem lateral in nordwestliche Richtungen und teils sukzessive in ältere stratigraphische Einheiten. Der Opalinuston, die liassischen Tonsteine, und die basalen tertiären Mergel wirken hierbei als wichtige Abdeckschichten. Weiterhin bilden Störungen, gerade im Fall Pechelbronn mit vielen kleinräumig zerstückelten Schollen, Eintrittspunkte vor allem in jüngere (Tertiäre) aber auch ältere (Triassische) Speicher. Diese Störungen sind aber aufgrund der strukturellen Konstellation der frühen Grabenbildung nicht zwangsläufig notwendig zur Migration von liassischem Öl in ältere stratigraphische Einheiten. Insgesamt ergibt sich so ein vollständiges Bild der Verteilung der Öle im ORG im Hinblick auf laterale und vertikale Migration.

The Upper Rhine Graben (URG) forms the central section of the European Cenozoic Rift System and is a mature hydrocarbon province. During previous exploration periods, about 50 oil fields and several gas fields were discovered accompanied by a huge number of exploration and production wells and numerous seismic profiles. Surprisingly, in 2003 a geothermal well found oil in the Buntsandstein reservoir and discovered unexpectedly the Römerberg oil field, which promptly doubled the total recoverable reserves (produced oil plus remaining reserves) in the German part of the URG. This discovery opened-up a new exploration play and implicated a review and revaluation of the petroleum system of the URG. Four distinct oil families occur in the URG. Three of those are of economic interest. The oldest oils are derived from the Liassic Black Shales (oil family C). These are the major source rocks for oil fields in the Alsace and southern URG as well as for the large oil fields Pechelbronn, Landau and Römerberg. Furthermore, several Tertiary source rocks exist. At many places high wax oils occur, which originated from early Tertiary (Eocene) coaly shales and sapropelic coals (oil family B). Oils from the Rupelian Fish Shale (Hochberg-Subfm.) occur especially in the northern and central URG (oil family D). In addition, highly viscous, sulphur-rich and early mature oils generated from the Corbicula- and Hydrobienschichten exist (Oil family A). These oils occur especially in the Micoene to Quaternary subsidence center, the Heidelberg-Mannheim-Graben. The oil family A oils are economically not relevant, but are of interest in order to derive kitchen areas and directions of migration.In this regard, the dissertation is subdivided into three studies. The first one focuses on a source rock characterisation of the Rupelian Fish Shale, which is the major source rock of the large oil fields Stockstadt, Eich-Königsgarten, and further smaller oil fields in the northern URG, where the Liassic source rocks are eroded. Based on petrographic and geochemical analyses the Fish Shale was characterised as good to very good source rock containing typical type II kerogens, 4-5.5 % TOC and Hydrogen Index (HI) values of 450-550 mg HC/g TOC (at an immature state). Special biomarkers such as characteristic sterane distributions, age-related markers such as oleanane, or a highly branched isoprenoid C25 with origin from marine diatoms enable reliable oil-source rock correlations. The Fish Shale is distributed in the entire graben in uniform facies. Thus, the thickness and thermal maturity are the factors controlling the amount of generated hydrocarbons. The latter is the limiting factor for missing oils derived from the Fish Shale in the Alsace and southern URG (south of Karlsruhe). This was shown by a vitrinite reflectance map, which distinctly identifies kitchen areas of the Fish Shale. Existing reservoired oils derived from the Fish Shale were correlated to these kitchen areas and migration pathways and directions were identified.The second part analyses the Liassic source rocks with focus on their thermal maturity. An investigation beyond the borders of the URG showed that the Posidonia Shale (Lias ε) reached a maturity of about 0.5-0.6 % VRr within the graben area and its surroundings before the formation of the URG in the Eocene. Liassic outcrops situated at the graben margin, in the Alsace, in the Swabian Alb, in the foreland of the Alps, and samples from shallow wells (ca. < 1000-1500 m) within the graben show a quite uniform maturity, which results from a relatively coherent burial history and temperature increase before the formation of the URG. In addition, this maturity indicates that the Liassic source rocks did not expel a significant quantity of oil before the formation of the graben. A map of the thermal maturity of the Posidonia Shale reveals a mid-oil window mature source rock in major parts of the central URG, which also reached the wet gas window in the area of Karlsruhe.The final third part gives an overview on source rocks and the petroleum system of the URG. Especially the Posidonia Shale can be characterised as excellent source rock and generated most oil in the URG. High mean TOC values of 8 % and HI values of > 550 mg HC/g TOC characterise the Posidonia Shale at an immature stage. Moreover, the bituminous Lias α marls and shales have important additional source rock potential and contributed to the oils of family C.Furthermore, new insights on source rocks of the different oil families and several new oil-source rock correlations are presented and the distribution of oil families in regard to migration pathways is discussed. The high wax oils (Family B) are heterogeneously distributed, but occur especially in the northern and central URG, in the latter predominantly in the western part. These oils are stemming from early Tertiary, locally occurring, coaly shales and sapropelic coals. The hydrocarbon generation potential of these source rocks is rather difficult to evaluate because of significant variations in thickness and source rock characteristics. Rock-Eval pyrolysis and bulk kinetic measurements of the sapropelic coals indicate a partly extraordinary high oil generation potential. These source rocks contributed also to the large Landau oil field. Interestingly, the large oil fields Pechelbronn, Landau and Römerberg, which are all predominantly charged by the Liassic source rocks, occur in areas where the Liassic source rocks are already eroded or immature, in case of Pechelbronn. Consequently, oils of the Liassic source rocks migrated mainly laterally in northwestern directions and successively into older stratigraphic units. The Opalinuston-Fm., Liassic claystones and basal Tertiary marls are acting in this context as important seals. In this progress, faults provide - in particular for the Pechelbronn field with numerous small, segmented fault blocks in the fetch area - entry points especially into younger (Tertiary) but also older (Triassic) reservoirs. However, as a consequence of the structural configuration during the early formation of the URG, faults are not indispensable for the migration of Liassic oil into older stratigraphic units. All in all, a comprehensive overview on the distribution of oil families in the URG with respect to their vertical and lateral migration pathways is given in this thesis.

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