Coal reservoir characteristics and fluid transport properties for coalbed methane (CBM) evaluation

Weniger, Susan; Littke, Ralf; Swennen, Rudy

doi:36553

Coal reservoir characteristics and fluid transport properties for coalbed methane (CBM) evaluation

Weniger, Susan^RWTH*

2016 & 2017

Verantwortlichkeitsangabevorgelegt von Dipl.-Geol. Susan Weniger

ImpressumAachen 2016

Umfang1 Online-Ressource (xvi, 144 Seiten) : Illustrationen, Diagramme

Dissertation, RWTH Aachen University, 2016

Veröffentlicht auf dem Publikationsserver der RWTH Aachen University 2017

Genehmigende Fakultät
Fak05

Hauptberichter/Gutachter
Swennen, Rudy (Thesis advisor)^RWTH* ; Littke, Ralf (Thesis advisor)^RWTH*

Tag der mündlichen Prüfung/Habilitation
2016-10-28

Online
DOI: 10.18154/RWTH-2017-07782
URL: https://publications.rwth-aachen.de/record/698513/files/698513.pdf
URL: https://publications.rwth-aachen.de/record/698513/files/698513.pdf?subformat=pdfa

Einrichtungen

Inhaltliche Beschreibung (Schlagwörter)
BIB-SEM (frei) ; CBM (frei) ; cleats (frei) ; coal (frei) ; methane (frei) ; permeability (frei) ; porosity (frei)

Thematische Einordnung (Klassifikation)
DDC: 620

Kurzfassung
Gas in unverritzten Kohleflözen (coalbed methane, CBM) ist eine unkonventionelle Ressource, deren Gewinnung ein fundamentales Verständnis der Kontrollfaktoren von Fluidtransport in Kohlen voraussetzt. Um die Gewinnbarkeit von Flözgas in Deutschland zu untersuchen wurde eine Studie zur Reservoircharakterisierung durchgeführt. Diese Dissertation umfasst Arbeiten die im Rahmen des Projektes „RWTH-EMPG Investigation of Coal Seam Gas: Gas storage and transport processes in coal seams“ als Teil der CBM-Studie durchgeführt wurden. Im Vordergrund der Arbeit standen die Untersuchung von Kontrollfaktoren der Permeabilität sowie die Bestimmung von Rahmenwerten („end members“) der Permeabilität, welche mit Grenzwerten für eine wirtschaftliche Gewinnung verglichen wurden. Für das Projekt standen Kohleproben aus deutschen Steinkohlebergwerken, Kernproben aus Explorationsbohrungen sowie zusätzliche Proben aus anderen Ländern zur Verfügung. Speziell die Meso- und Makroporen sowie Schlechten (cleats) wurden mittels optischer Methoden untersucht und bezüglich ihres Einflusses auf den Fluidtransport interpretiert. Zusätzlich wurden Fluidtransporteigenschaften der gleichen Proben anhand von Durchströmungsexperimenten im Labor ermittelt und in Beziehung zur Gasgewinnung gesetzt. Die Erkenntnisse über den Zusammenhang zwischen dem Poren- und Kluftsystem von Kohle und der Permeabilität wurden integriert und die Relevanz für Flözgasgewinnung diskutiert. Für die Untersuchung der Meso- und Makroporosität von Kohle wurde erstmals die BIB-SEM Methode („broad ion beam milling“ in Kombination mit Rasterelektronenmikroskopie (SEM)) angewandt. Die BIB Aufbereitung erzeugt eine reliefarme Oberfläche (±5 nm), wodurch Porenstrukturen, die bei herkömmlichen Schliffen z.T. nicht von Reliefschatten unterschieden werden können, erkennbar werden. Hochauflösende SEM erlaubt eine Betrachtung von Poren im Nanometer Bereich. Proben mit unterschiedlichem Inkohlungsgrad wurden ausgewählt um die Methode zu testen und um den Zusammenhang zwischen Poren, Maceralen und Schichtung zu untersuchen. Weniger als 2% der Meso- und Makroporen wurden in Vitrinit gefunden. Die Porenmorphologie von Inertinit is Maceralabhängig: Fusinit besitzt große, langgestreckte Poren, wogegen Macrinit kleine, runde Poren besitzt. Die Porengrößenverteilung lässt sich mit einem Potenzgesetzt anpassen. Mikro- und Makroporen zeigen unterschiedliche Größenverteilungen. BIB-SEM hat sich für die Untersuchung der Porenmorphologie von Kohle als nürtzlich erwiesen. Zusätzliche Untersuchungen an weiteren Maceralen sind notwendig um die Skalierbarkeit der Resultate für Fluidtransport in heterogenenen Kohlen zu ermöglichen. Zur Untersuchung des Cleatsystems wurden Techniken der Kluftcharakterisierung eingesetzt, die üblicherweise bei der Charakterisierung von Speichergesteinen angewandt werden. Daten zur Apertur, Höhe, Verteilung und zum Typ der Cleats (z.B. face cleats und butt cleats), sowie zum Zusammenhang mit Kohlelithotypen wurden entlang von 1D Scanlinien an digital eingescannten Mikroskopiebildern erhoben und daraus unter Annahme eines kubischen Zusammenhangs die Permeabilität und Porosität ermittelt. Insgesamt wurden 16 Kohleproben untersucht und ein umfangreicher Datensatz aus mehr als 8000 einzelnen Messungen erzeugt. Das untersuchte Cleatsystem umfasst mehrere Größenordnungen (µm - cm). Butt Cleats zeigen eine stärkere Beziehung zu Lithotypen und sind dadurch verglichen mit Face Cleats stärker von der Mächtigkeit und mechanischen Festigkeit der Macerallagen abhängig. Apertur, Höhe und Verteilung hängen vom Cleattyp ab. Ein Verhältnis von Face zu Butt Cleats von 5:1 bei einer Apertur von 12µm wurde ermittelt. Dies ist vergleichbar mit publizierten Verhältnissen zur Permeabilitätsanisotropie von Kohle. Die ermittelte Porosität übersteigt die aus Permeabilitätsexperimenten unter in-situ Stressbedingungen bestimmte Porosität um ein Vielfaches. Daraus lässt sich eine Stressbedingte Abnahme der Apertur um den Faktor vier für in-situ Reservoirbedingungen prognostizieren. Die kalibrierte Porosität liegt zwischen 0.01% und 1.8% und stimmt mit publizierten Daten überein. Diese Daten könne in Reservoirsimulations Modellen eingesetzt werden. Für die Untersuchung der Permeabilität von niedrigpermeabler Kohle und Sandstein wurde eine neue „steady-state“ Methode entwickelt und die gewonnenen scheinbaren Permeabilitäts-koeffizienten mit Resultaten aus zwei Weiteren, häufig verwendeten Methoden verglichen. Die neue Methode besteht aus zwei gegenläufigen Kolbenpumpen („counter acting pston pumps“, CAPP), welche an den jeweiligen Enden einer Durchflusszelle angebracht sind. Diese Methode wurde bisher nur für Tonsteine und Kalksteine eingesetzt und wurde hier erstmalig für Kohle angewandt. Ein Vorteil dieser Methode ist, dass ein konstant niedriges Druckdifferential zwischen der „upstream“ und „downstram“ Seite der Probe bei zugleich hohen Porendrücken ermöglicht wird. Die zweite Methode folgt ebenfalls dem „steady-state“ Prinzip, jedoch wird der Differentialdruck immer gegen Atmosphärendruck auf der „downstream“ Seite aufgebaut („to atmospheric pressure“ TAP). Die TAP Methode wurde bereits in mehrfach an Kohleproben angewandt. Die dritte Methode basiert auf einem an der University of Queensland in Australien entwickelten Anlage, die Permeabilitäts-messungen unter wirklichen triaxial einstellbaren Stressbedingungen erlaubt („true triaxial stress coal permeameter“, TTSCP). Permeabilitäts wurden ans Sandstein und Kohleproben untersucht. TAP und CAPP nutzen zylindrische Proben mit einem Durchmesser von 38mm, wogegen für TTSCP Würfel mit 80mm Kantenlänge zum Einsatz kommen. Die scheinbaren Permeabilitätskoeffizienten als Funktion des mittleren Porendrucks lagen für die drei Methoden innerhalb der gleichen Größenordnung, waren jedoch für TAP größer als CAPP und für CAPP größer als für TTSCP. Bei der TAP Methode werden die Transportwege auf der downstream Seite verengt, wogegen CAPP und TTSCP durch den höheren Porendruck die Wege offen halten. TAP eignet sich gut für Proben mit rigider Matrix (z.B. Sandstein), wogegen CAPP und TTSCP besser für elastischere Materialien wie Kohle geeignet sind, um zwischen Einflüssen von Differentialdruckgradienten und wechselnden mittleren Porendrücken zu unterscheiden. Scheinbare Permeabilitätskoeffizienten die mit CAPP bestimmt wurden sind besser für CBM Modellierung geeignet, da in Produktionsbohrungen selten atmospherischer Druck vorliegt. Höhere Permeabilitäten der TTSCP Methode sind vermutlich durch die größere durchströmte Fläche bedingt. Bei den Permeabilitätsexperimenten wurden Unterschiede zwischen der Permeabilität in „face cleat“ und „butt cleat“ Richtung beobachtet, was auf unterschiedliche horizontale Anisotropie der hindeutet. Niedrig inkohlte Kohle aus Colorado zeigte höhere scheinbare Permeabilität in „face cleat“ Richtung, wogegen Anthrazitkohle aus Deutschland Permeabilität in „butt cleat“ Richtung höher war. Dieser Unterschied lässt sich mit milroskopisch beobachteten Unterschieden im Cleatsystem korrelieren, welche durch Inkohlung und die tektonische Geschichte bedingt sein können. Die Cleatkompressibilität wurde als Funktion der Änderung der scheinbaren Permeabilität bei wechselndem effektivem Stress und konstantem Porendruck bestimmt. Die Kompressibilität ist mit der effektiven Porosität vergleichbar und kann Aufschluss über die Sensibilität der Permeabilität gegenüber wechselndem Reservoirstress während der Produktionsphase liefern. Die Laborexperimente zeigen, dass für Kohleproben aus Colorado und aus dem Ruhrbecken (Flöz Girondelle) die Permeabilität als Funktion des Stresses innerhalb der Grenzwerte für eine wirtschaftliche Gewinnung liegen. Cleatkompressibilität wird in Reservoirsimulatoren genutzt um den Zeitpunkt der ersten Gasproduktion vorherzusagen. Kenntnis über die Permeabilitätsanisotropie spielt eine wichtige Rolle bei der CBM Feldesentwicklung, Konzipierung von Bohrprogrammen sowie der Lagerstättenstimulation.

Coalbed methane (CBM) is an unconventional resource and as such, requires a fundamental understanding of parameters and processes that control fluid transport. In order to examine the feasibility of CBM in Germany, a reservoir characterization study was conducted. This dissertation represents work carried out in the project “RWTH-EMPG Investigation of Coal Seam Gas: Gas storage and transport processes in coal seams”, which was part of the CBM reservoir characterization study. Priority was placed on investigating controls on permeability and determining end members for permeability, and whether these are above an economic threshold. A set of coal samples from active deep coal mines as well as core samples from explorations wells drilled in Germany were collected for this study and complemented with coal samples from other countries. In particular, meso- and macropores and cleats were examined visually and results were interpreted for their influence on fluid flow. In turn, fluid flow in some of the same samples was determined experimentally and the results were related to production. The insights gained from these three parts of the study -between pores, cleats and permeability- are integrated and their relevance to CBM exploration and development is discussed.Broad-ion beam (BIB) milling combined with scanning electron microscopy (SEM) was applied for the first time to coals to study their meso- and macroporosity. BIB milling prepares a low relief surface (±5 nm), improving recognition of pore structure, which can be indistinguishable from shadows cast by surface topography of non- milled samples. High resolution SEM is used to view pores down to the nanometer scale. Sample with varying degrees of coalification were selected to test the applicability of this new method. Samples were investigated as a function of maceral type and their relationship to bedding. Less than 2 % of all the meso- and macropores studied were found in vitrinites. Pore morphology of inertinite depends on the original maceral, e.g., fusinite yields large, elongated pores and macrinite yields small, round pores. A power law relationship was fit to the pore size distribution. Albeit, micropores and macropores belong to different size distributions. BIB-SEM is a useful tool to study meso- and macropore morphology in coals. However, more maceral types should be studied at different stages of coalification to be able to upscale the results for fluid flow to the heterogeneous matrix composition of coals. The coal cleat system was studied by applying fracture characterization techniques, commonly applied to reservoir rocks. Data on cleat aperture, height and spacing, as well as on cleat type, e.g. face or butt, and their relationship to lithotype, were gathered using a 1D scanline to determine fracture permeability and porosity assuming a cubic relationship. Sixteen different coals were examined, creating a large data set (>8000 individual measurements). Polished sections of the samples were digitally scanned under the microscope. The examined cleat system spanned several orders of magnitude from micrometers to centimeters. Butt cleats are more strongly related to lithotype, and thus bed thickness and mechanical strength of the bed, than face cleats. Cleat aperture and spacing depend on cleat type. A face to butt cleat ratio of 5:1 given an average aperture of 12 µm was found, which is similar to published permeability anisotropies. Calculated cleat porosity from aperture and spacing measured on un-stressed samples is several times greater than cleat porosity calibrated to laboratory permeability under stress. Aperture is predicted to decrease by as much as four times due to an increase in stress from surface to in-situ conditions. Calibrated porosity ranged from 0.01 % to 1.8 % and agrees with published values. This data can be used in reservoir simulation models. To study permeability of low permeable coal and sandstone as a function of stress, a new steady-state method was developed and apparent permeability coefficients are compared with results from two established methods. The new method combines two counter-acting piston pumps (CAPP) at opposite ends of the sample, which to date, has only been applied to shales and limestones. This method was applied to coal and sandstone for the first time. The advantage of this method is that it maintains a constant, low pressure differential between upstream and downstream compartments at high mean pore pressures. The second method, referred to as TAP (“to atmospheric pressure”), is a steady state method with adjustable upstream pressure and downstream pressure being atmospheric pressure. This method has been applied to coal in several previous studies. The third method used in the comparison, uses a “true triaxial stress coal permeameter” (TTSCP) developed at the University of Queensland, Australia. This method allows measurements of fluid transport in three dimensions using cubic coal samples under true triaxial stress conditions. The permeability experiments were performed on six coal samples and one sandstone sample. Laboratory permeability experiments with the TAP and CAPP use 38 mm cylindrical plugs, while the TTSCP uses 80x80x80 mm3 coal blocks. Apparent permeability coefficients as a function of mean pore pressure from the three methods generally resulted in TAP>CAPP and TAP>TTSCP but are all within the same order of magnitude. The TAP method restricts the fluid flow pathways on the downstream side, whereas the CAPP and TTSCP methods keep cleat apertures open. The TAP method is appropriate for samples with a rigid matrix, e.g. sandstone, while for more elastic materials, e.g. coal, CAPP and TTSCP are more suitable to distinguish the effect of differential pressure gradient and change in mean pore pressure. CAPP-derived apparent permeaiblity coefficients are better suited for CBM reservoir modeling since the downstream pressure is seldom atmospheric in a wellbore. Greater permeability from TTSCP than CAPP method is likely due to the larger area for fluid flow. Differences in apparent permeability derived from experiments performed on coal samples in face cleat and butt cleat direction were observed, indicating variable degree of horizontal permeability anisotropy. Low rank coal from Colorado showed greater apparent permeability coefficients in the face cleat direction than in the butt cleat direction, whereas for the anthracite from Germany the opposite trend was observed. This can be related to microscopically observed differences in cleat geometry between the two coals, or can indicate different connectivity of the cleat network. Differences in coal cleat system can be due to different thermal maturity or different tectonic history, or both. Cleat volume compressibility was determined as a function of the change in apparent permeability with a change in effective stress under constant pore pressure. Cleat compressibility is comparable to effective porosity and can be used to describe how sensitive coalbed permeability is to a change in reservoir stress, associated with the production of reservoir fluids. Results of the permeability study can be applied in CBM exploration, development and reservoir simulation. From the laboratory experiments of permeability as a function of stress, the samples from Colorado and the Ruhr basin (Girondelle) are above a given economic permeability threshold. Cleat compressibility is used in reservoir simulators to predict the time to first gas production and knowledge of the permeability anisotropy is important in the planning phase of CBM development and can have an impact on the drilling program, well placement and reservoir stimulation.

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