Characterization of an Upper Permian tight aas reservoir : a multidisciplinary, multiscale analysis from the Rotliegend, Northern Germany

Antrett, Philipp; Kukla, Peter

doi:31634

Characterization of an Upper Permian tight aas reservoir : a multidisciplinary, multiscale analysis from the Rotliegend, Northern Germany = Charakterisierung einer Tight-Gas-Lagerstätte aus dem Oberen Perm : eine multidisziplinäre Studie in verschiedenen Größenmaßstäben im Rotliegenden in Norddeutschland

Antrett, Philipp (Author)

2011 & 2012

Verantwortlichkeitsangabevorgelegt von Philipp Antrett

ImpressumAachen : Publikationsserver der RWTH Aachen University 2011

Umfang121 S. : Ill., graph. Darst., Kt.

Aachen, Techn. Hochsch., Diss., 2011

Prüfungsjahr: 2011. - Publikationsjahr: 2012

Genehmigende Fakultät
Fak05

Hauptberichter/Gutachter
Kukla, Peter (Thesis advisor)

Tag der mündlichen Prüfung/Habilitation
2011-12-16

Online
URN: urn:nbn:de:hbz:82-opus-38977
URL: https://publications.rwth-aachen.de/record/62925/files/3897.pdf

Einrichtungen

Inhaltliche Beschreibung (Schlagwörter)
Tight-Gas-Lagerstätte (Genormte SW) ; Perm (Genormte SW) ; Norddeutschland (Genormte SW) ; Dreidimensionale Seismik (Genormte SW) ; Rasterelektronenmikroskop (Genormte SW) ; Porosität (Genormte SW) ; Geoelektrik (Genormte SW) ; Basin and Range Province (Genormte SW) ; Geowissenschaften (frei) ; Analogstudie (frei) ; seismische Attributanalyse (frei) ; seismic attribute analysis (frei) ; upper permian (frei) ; tight gas (frei) ; porosity (frei) ; modern analogue (frei)

Thematische Einordnung (Klassifikation)
DDC: 550
rvk: TG 7000 * TZ 7500 * TZ 7600 * TG 8000 * TG 8100

Kurzfassung
Die vorliegende Arbeit beschreibt einen multidisziplinären Ansatz zur Analyse von Tight Gas Reservoiren. Der Fokus der Studie, die sich mit verschiedenen Größenordnungen, vom Reservoirmaßstab bis hin zum Porenmaßstab beschäftigt, liegt auf der Faziesarchitektur eines Tight Gas Feldes im Südlichen Permbecken in Ostfriesland. Um die Feldesentwicklung ökonomischer zu gestalten, wurden Informationen aus 3D-seismischen Daten, geophysikalischen Bohrlochmessungen und Bohrkernen mit einem modernen Analogbeispiel in Panamint Valley, Kalifornien (USA), verglichen. Die Sedimentation im Ober-Rotliegend II wurde durch periodisch trockene Salzseen, küstenparallele Dünenfelder, bestehend aus Dünen- und Interdünenablagerungen, nassen, feuchten und trockenen Sandflächen, dominiert. In seismischen Daten wurden polygonale Muster verschiedener Dimensionen auf horizon slices im Reservoirintervall und dem im Hangenden befindlichen Zechstein identifiziert. Die Umrisse der übergeordneten Polygone korrelieren mit interpretierten Störungen. Ähnliche polygonale Netzwerke existieren auf trockenen Seen im Westen der USA. Die Durchmesser der Polygone, die durch Mega-Risse auf dem periodisch trockenen See im nördlichen Panamint Valley gebildet werden, variieren zwischen Kilometern und Metern. Die Entwicklung dieser Risse, ihre Ausbreitung im Untergrund und ein möglicher Einfluss von tektonischen Prozessen bei ihrer Bildung, wurden mit Geoelektrikmessungen und Oberflächenkartierungen untersucht. Die Entstehung der Mega-Risse wird durch eine Volumenabnahme der Tonminerale, hervorgerufen durch einen veränderten Wassergehalt in Oberflächennähe, initiiert. Die Rissentwicklung setzt sich aus folgenden Schritten zusammen: In einer Tiefe von ~1 m entsteht durch die Volumenabnahme ein Hohlraum, der sich bis zur Oberfläche ausbreitet. Anschließend bricht die trockene Seeoberfläche in den Hohlraum ein. und die offenen Risse werden durch eingeblasenen Sand und kollabierende Seitenwände verfüllt. Der durch die heterogene Füllung der Risse entstandene Kompetenzkontrast zur umgebenen Seeoberfläche begünstigt die Entwicklung von Schwächezonen während der späteren Kompaktion. Fluidzirkulation und Spannungsabbau wird bevorzugt in diesen Bereichen kanalisiert. Geoelektrische Messungen weisen den Einfluss dieser Zonen auf den trockenen Seen bis in eine Tiefe von mehr als 3 m nach. Der maximale horizontale Einflussbereich auf der Seeoberfläche, der durch einen erhöhten Feuchtigkeitsgehalt bestimmt wurde, war 12 m. Solche Schwächezonen dienen möglicherweise als präferierte Orte für Störungsentwicklung und beeinflussen die Reservoirqualität bezüglich hydraulischer Konnektivität und Reservoirkompartmentalisierung. Initial hohe Porositäten und Permeabiltäten des Ober-Rotliegend II wurden durch Fluidmigration nachträglich invertiert. Permeabilitätsbarrieren und kompartmentalisierte Reservoire sind die Folge dieser Entwicklungen. Zusätzlich zu diesem großdimensionalen Ansatz der seismischen Interpretation im regionalen und Reservoirmaßstab wurde ein Arbeitsablauf zur Kombination von Rasterelektronenmikroskopbildern (REM-Bildern) und optischer Mikroskopie entwickelt. Die mit dem REM untersuchten Proben wurden mit einem Argon-Ionenstrahl geschnitten und besitzen dadurch eine polierte, ebene Oberfläche von ~1.5 mm2. Diese Technik ermöglicht es, Poren im Nanometermaßstab abzubilden. Diese Präparation liefert einen noch nie dagewesenen Einblick in Porengeometrien und -morphologien von niedrigpermeablen Gesteinen. Eine relative Kristallisationsabfolge wurde erstellt und mehrere Phasen von Tonmineralwachstum identifiziert. Zusätzlich wurden Porenorientierung und Stressindikatoren mit einer Bildanalysesoftware untersucht. Als ersten Schritt wurde ein Workflow für das Hochskalieren von SEM Bildern zu Dünnschliffen entwickelt. Um die Ablagerungsverhältnisse und die Verteilung der Reservoirgesteine im Südlichen Permbecken besser zu verstehen, wurden Bohrkerne des Tight Gas Felds in Ostfriesland bezüglich ihrer sedimentären Fazies analysiert und mit Kernen eines zweiten Studiengebiets in Norddeutschland verglichen. Der Fokus lag auf den sedimentären blagerungsräumen und der paläogeographischen Lage der beiden Arbeitsgebiete im Südlichen Permbecken zur Zeit des Ober-Rotliegend II. Im Gegensatz zum ostfriesischen Tight Gas Feld, das sich im südwestlichen Randbereich des Südlichen Permbeckens befand, lag das zweite Arbeitsgebiet in der Nähe des großen Salzsees, in einer zentralen Position. Während die Sedimentation in Ostfriesland durch äolische Sedimente dominiert war, überwiegt im zentralen Norddeutschland subaquatische Sedimentation, die den Einfluss des Rotliegend Sees widerspiegelt. Die Ergebnisse dieser Studie zeigen, dass multidisziplinäre Untersuchungen auf verschiedenen Größenskalen, die über standardisierte seismische Interpretation hinausgehen, als Basis für eine ökonomische Exploration von Tight Gas Reservoiren unumgänglich sind.

This thesis describes a multidisciplinary, multiscale approach to the analysis of tight gas reservoirs. It focused initially on the facies architecture of a Permian tight gas field in the Southern Permian Basin (SPB), East Frisia, Northern Germany. To improve field development, 3D seismic data, wireline and core data were compared to a reservoir analogue in the Panamint Valley, California, United States. Depositional environments of the Permian Upper Rotliegend II included perennial saline lakes, coastal parallel sand belts comprising wet, damp and dry sandflats and aeolian dunes with interdune deposits. Polygonal patterns at different scales were observed on seismic horizon slices in the reservoir intervals and the overlying Zechstein. Outlines of superordinate polygons coincide with interpreted faults. Similar polygonal networks were identified on satellite images of modern dry lakes in the western United States. The mega-crack pattern of ephemeral dry North Panamint Lake, United States, is characterized by variably sized polygons with diameters ranging from kilometres to metres. The evolution and subsurface extent of this polygonal pattern and a potential tectonic link was examined by ground resistivity measurements and surface mapping. Crack development is initiated by shrinking of clays due to changes in water content in the near surface range. For crack evolution the following processes are proposed: Cavities develop in ~1m (3ft) depth during a subsurface phase, followed by an upward progression and the evolution of the actual surface cracks with the collapse of the overburden into the existing cavities. Cracks are filled by wind-blown sand and dried-out lake sediments from collapsing crack walls. Following burial, differences in competence between crack-fill and surrounding playa lake sediments provide zones of structural weakness that might channelize stress release and faulting. Ground resistivity measurements confirmed the extent of the cracks to a depth of more than 3 m (9 ft). The maximum horizontal influence area expressed by increased moisture contents on the playa surface is up to 12 m (36 ft). Such fissures systems may develop into weakness zones that serve as fault grain and impact reservoir quality in terms of hydraulic connectivity of reservoir compartments. For the Rotliegend reservoirs, porosity and permeability in the reservoir interval was inverted/decreased by cementation along migration pathways during diagenesis. Permeability barriers and compartmentalised reservoirs are a potential result of this development. In addition to the large scale approach analysing seismic data on the regional and reservoir dimension, a workflow that investigates microporosity by combining Scanning Electron Microscopy-Broad Ion Beam (SEM-BIB) and optical microscopy was developed. The SEM-BIB technique displays pores down to nm-scale on polished surfaces (~area of 1.5 mm2). The ion beam preparation thus provides unprecedented insights into pore geometries and morphologies of tight rock formations in general. As a result, a relative timing of crystallization was established and multiple phases of clay mineral growth identified. Furthermore, the study focused on pore orientation analysis and stress indicator identification using image analysis as a tool. As a first step, a workflow for an upscaling from the SEM images to thin sections was developed. For a better understanding of the depositional environment and reservoir rock distribution in the SPB, a sedimentary facies analysis of four cores from the tight gas field in East Frisia was compared to a second study area in northern central Germany. The focus lay on a comparison of the depositional environments and palaeo-geographic positions in the SPB during the Upper Rotliegend II (Upper Permian). In contrast to the tight gas field, which was located at a marginal position of the SPB, the second interest area was situated closer to the great saline lake at the centre of the SPB. While the sedimentation was dominated by dry aeolian sediments in East Frisia, deposition in northern central Germany mainly took place under sub-aquatic conditions. The lake level changes of the Rotliegend lake are expressed as cyclicity in the sediments of the cores. This study demonstrates that tight gas exploration and production requires multidisciplinary, multiscale approaches beyond standard seismic interpretation workflows to better understand the temporal and spatial evolution of these complex reservoirs.

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