Modelling of in-reservoir petroleum biodegradation : principles and application

Blumenstein-Weingartz, Irene Ortrun; Littke, Ralf

doi:3939

Modelling of in-reservoir petroleum biodegradation : principles and application = Modellierung von Biodegradationsprozessen in Erdöllagerstätten : Gesetzmäßigkeiten und Fallbeispiele

Blumenstein-Weingartz, Irene Ortrun

2011 & 2012

Verantwortlichkeitsangabevorgelegt von Irene Ortrun Blumenstein-Weingartz

ImpressumAachen : Publikationsserver der RWTH Aachen University 2011

Umfang132 Bl. : Ill., graph. Darst.

Aachen, Techn. Hochsch., Diss., 2011

Prüfungsjahr: 2011. - Publikationsjahr: 2012

Genehmigende Fakultät
Fak05

Hauptberichter/Gutachter
Littke, Ralf (Thesis advisor)

Tag der mündlichen Prüfung/Habilitation
2011-02-04

Online
URN: urn:nbn:de:hbz:82-opus-39396
URL: https://publications.rwth-aachen.de/record/82667/files/3939.pdf

Einrichtungen

Inhaltliche Beschreibung (Schlagwörter)
Biologischer Abbau (Genormte SW) ; Mikrobieller Abbau (Genormte SW) ; Erdöl (Genormte SW) ; Finite-Elemente-Methode (Genormte SW) ; Geowissenschaften (frei) ; Biodegradation (frei) ; petroleum biodegradation (frei) ; petroleum systems modelling (frei)

Thematische Einordnung (Klassifikation)
DDC: 550

Kurzfassung
Die korrekte Voraussage der Erdöl- und Erdgasqualität stellt eine Hauptherausforderung in der Risikobewertung in der Erdöl- und Erdgasexploration dar. Während Erdöl- und Erdgaszusammensetzungen und PVT-Eigenschaften inzwischen routinemäßig als Teil der "Petroleum Systems Analysis" vorausgesagt werden, lassen sich die Prozesse in der Lagerstätte, die zu einer Abnahme der Erdöl- und Erdgasqualität führen, noch nicht adäquat quantifizieren. Der ökonomisch wichtigste Prozess in der Lagerstätte ist die mikrobielle Degradation von Kohlenwasserstoffen, Biodegradation genannt. Dieser Prozess bewirkt eine Erhöhung der Viskosität von Rohöl, eine Anreicherung von polaren und hochmolekularen Bestandteilen und eine Abnahme des ökonomischen Wertes. Das Auftreten und das Ausmaß der Biodegradation hängt stark von der Temperatur- und Füllungsgeschichte, sowie von der Lagerstättengeometrie ab. All diese Einflüsse können mithilfe des "Petroleum Systems Modelling" quantifiziert werden, das deshalb ein geeignetes Werkzeug für die Abschätzung und Vorhersage von Biodegradation darstellt. Basierend auf theoretischen Überlegungen und der Analyse weithin akzeptierter Biodegradationskonzepte, wurde im Rahmen dieser Studie ein Microsoft Excel-basiertes Rechenschema namens Biodexx entwickelt, um das Ausmaß der Erdöl- und Erdgasbiodegradation in der Lagerstätte vorauszusagen. Das Massenbilanzkonzept basiert auf der Beschreibung der Zusammensetzung des Erdöls und -gases mittels 14 individueller Komponenten, bzw. Komponentengruppen. Jeder davon wird eine spezifische biologische Abbaubarkeit ("biodegradability") und relative Abbaugeschwindigkeit ("biodegradation rate") zugewiesen, um den beobachteten Unterschieden ihrer Empfindlichkeit bezüglich der Biodegradation Rechnung zu tragen. Die erforderlichen Informationen über die primäre Erdöl- und Erdgaszusammensetzung, Temperaturgeschichten, Füllungsraten und volumetrische Informationen werden aus den Ergebnissen der Petroleum-Systems-Modelle gewonnen. Für zwei Untersuchungsgebiete in unterschiedlichen geologischen Situationen – ein Festlandbecken und ein marines Becken – wurden dynamische 3D Petroleum-Systems-Modelle erstellt. Diese numerischen Simulationen lieferten detaillierte Informationen über die Zeitlichkeit der Erdöl- und Erdgasbildung und der Lagerstättenfüllung. Die Temperatur- und Füllungsgeschichten der einzelnen Erdöl- und Erdgaslagerstätten, sowie die jeweilige Erdöl- und Erdgaszusammensetzung wurden anschließend als Eingabedaten in das Biodexx-Programm benutzt. Die erste Fallstudie befindet sich im Gebiet des Gifhorner Troges im Niedersächsischen Becken, Norddeutschland. Für die Voraussage der Biodegradationsprozesse in den Erdöl- und Erdgaslagerstätten waren durch diese Studie erste wichtige Kalibrierungsparameter verfügbar. Es konnte gezeigt werden, dass die beobachteten Unterschiede in der Erdölzusammensetzung der beiden untersuchten Lagerstätten nicht auf deren Temperaturgeschichten zurückzuführen sind. Hingegen lässt sich die heutige Ölqualität direkt durch die Füllungsgeschichte erklären. Für die Biodegradationsvoraussage bedeutet dies, dass der Rekonstruktion der Lagerstättenfüllungsgeschichte die höchste Priorität eingeräumt werden sollte. In der zweiten Fallstudie, vor der Küste Großbritanniens gelegen, war es das Ziel, subtile durch Biodegradation hervorgerufene Unterschiede der Ölzusammensetzung in einem Öl- und Gasfeld zu reproduzieren und zu erklären. Ein neuer, flexibler Arbeitsablauf für die Biodegradationsvoraussage in einem komplexeren Szenario wurde entwickelt und in dieser Fallstudie angewendet. Auch hier zeigte sich, dass die Temperatur einen geringeren Einfluss auf das Ausmaß der Biodegradation hat. Stattdessen konnten Variationen der Biodegradation durch Unterschiede der Verhältnisse von Ölvolumen zu Öl-Wasser-Kontaktflächen erklärt werden, während die Füllungsgeschichte nicht so großen Einfluss hat. Der Bereich der Lagerstätte mit der größeren Öl-Wasser-Kontaktfläche im Vergleich zum Ölvolumen zeigte ein höheres Maß an Biodegradation, obwohl die Füllung später erfolgte. In einem anderen Teil des Feldes wurde ein größeres früheres Ölvolumen trotz längerer Verweildauer aufgrund einer kleineren Öl-Wasser-Kontaktfläche nahezu von Biodegradation abgeschirmt. Die Ergebnisse dieser Arbeit zeigen, dass Petroleum-Systems-Modellierung in Verbindung mit einer einfachen Tabellen-basierten Berechnung eine aussagekräftige Abschätzung des Biodegradationsrisikos im Vorfeld einer detaillierten Exploration ermöglicht.

The correct prediction of petroleum quality constitutes a major challenge for risk assessment in petroleum exploration. While oil and gas compositions and PVT properties are routinely forecast as part of petroleum systems analysis, the in-reservoir processes that may lead to petroleum deterioration cannot yet be adequately quantified. The economically most important in-reservoir process is the microbial degradation of hydrocarbon fluids, commonly referred to as biodegradation. This process results in an increase of viscosity of the crude oil, enrichment in polar and high molecular compounds and a decrease in its economic value. The occurrence and extent of biodegradation strongly depend on the temperature and charge history as well as on reservoir geometry. All of these influences can be quantified by means of petroleum systems modelling which is therefore a suitable tool for the assessment and prediction of biodegradation. Based on theoretical considerations and analysis of widely accepted concepts of biodegradation, a Microsoft Excel-based calculation scheme named Biodexx has been designed in the frame of this study to predict the extent of in-reservoir petroleum biodegradation. The mass balance concept is based on a compositional description of the petroleum in terms of 14 individual compounds and compound groups. Each is attributed a specific "biodegradability" and biodegradation rate to account for observed differences in their susceptibility to biodegradation. The necessary information on original petroleum composition, temperature histories, reservoir filling rates and volumetrics for individual drainage areas is extracted from the petroleum systems models. Dynamic 3D petroleum systems modelling was performed for two study areas with different geological regimes – one onshore and one offshore sedimentary basin. This provided detailed information on the timing of petroleum generation and reservoir filling. The temperature and charge histories of individual petroleum reservoir traps as well as the respective petroleum composition were then used as input to the Biodexx routine. The first case study was conducted for the Gifhorn Trough area in the Lower Saxony Basin, Northern Germany. This study provided a first set of important calibration parameters for the prediction of biodegradation processes in petroleum reservoirs. It could be shown that reservoir temperature histories were not critical for explaining the present differences in oil quality of two reservoirs in the study region. The present day oil qualities are rather controlled by the filling histories. For biodegradation prediction this implies that the reconstruction of filling histories of reservoirs should be given highest priority. The second case study from offshore UK aimed to reproduce and explain subtle biodegradation-induced differences in oil composition within a single oil/gas field. A new flexible workflow for biodegradation prediction in a more complex biodegradation scenario was designed and applied in this case study. Here, too, temperature was found to be of minor influence on the extent of biodegradation. Instead, biodegradation variations can be attributed to different ratios of oil volume vs. oil-water contact area, whereas charge history was found to be of lesser importance. The part of the reservoir with the larger oil-water contact area in comparison with the oil volume was more biodegraded despite having received a later charge. In another section of the field, a larger early charge was almost protected from biodegradation due to a small oil-water contact area despite a long residence time. The results of this work indicate that petroleum systems modelling in combination with a simple spreadsheet-based calculation scheme may allow a good qualitative assessment of biodegradation risk ahead of drilling.

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