Diagenesis in Rotliegend, Triassic and Jurassic clastic hydrocarbon reservoirs of the Central Graben, North Sea

Lippmann, Robert

Im Mittelpunkt der vorliegenden Arbeit stand die Untersuchung der diagenetischen Entwicklung von ausgewählten klastischen HPHT (Hochdruck-Hochtemperatur) Lagerstätten aus dem Rotliegenden, der Trias und dem Jura des Zentralgrabens der Nordsee. Im Fokus stand dabei die petrographische Analyse unterstützt von geochemischen Analysen und der numerischen Modellierung ausgewählter diagenetischer Prozesse. Hauptaugenmerk wurde auf die triassische Skagerrak Formation des Jade- und des Judy-Feldes aus dem UK-Sektor gelegt, da zu diesen beiden Lagerstätten das meiste Probenmaterial und die umfangreichsten Datensätze zur Verfügung standen. Die eodiagenetische Entwicklung in allen untersuchten Bohrungen zeigte eine starke Abhängigkeit von sedimentärer Fazies und dem Ablagerungsraum. Eodiagenetische authigene Phasen bildeten zusammen mit den detritischen Komponenten das Ausgangsmaterial für spätere Versenkungsdiagenese und wurden von dieser stark überprägt. Die numerische Modellierung wurde benutzt, um verschiedene Szenarien zur Fluidentwicklung zu testen und das Verständnis diagenetischer Prozesse zu verbessern. Kein Einzelmodell war in der Lage alle beobachteten Veränderungen in der Sandsteinzusammensetzung während der Diagenese der Skagerrak Formation zusammen zu reproduzieren. Allerdings konnten wichtige Reaktionen in mehreren Modellen quantitativ rekonstruiert werden. Auf diese Weise konnte gezeigt werden, dass die meisten mesodiagenetischen Reaktionen mit anderen über verschiedene Spezies, die während der einzelnen Prozesse verbraucht oder produziert werden, gekoppelt sind. Mesodiagenetische Prozesse (wie z.B. Quarzzementation) sollten deshalb immer quantitativ und im Zusammenhang mit möglicherweise verbundenen Reaktionen betrachtet werden. Die Modellierung der Diagenese konnte ebenfalls zeigen, dass die Infiltration von Kohlenwasserstoffen in eine Lagerstätte in der Lage ist eine Reihe von diagenetischen Alterationen auszulösen. Dazu gehören: Bleichung von Rotsedimenten, Lösung von Komponenten und Zementen, sowie Chlorit- und Karbonatneubildung. Alle Modellierungen konnten keinen oder nur einen sehr geringen Gewinn an Netto-Porosität nachweisen. Das bedeutet, dass die neugebildete Sekundärporosität meist mit einer volumetrisch gleichen Zementation an anderer Stelle verbunden ist.

This study focused on petrographic analyses supported by geochemical investigations and diagenetic modelling, in order to investigate the diagenetic evolution of selected Rotliegend, Triassic and Jurassic HPHT (high pressure/high temperature) clastic reservoirs in the North Sea Central Graben. Focus was on the Triassic Skagerrak Formation of the Jade and the Judy Field in the UK sector, because most data and material was available from these two fields. Eodiagenesis in all studied settings was dependent on sedimentary facies and depositional environment. Eodiagenetic authigenic phases together with detrital components provided the framework for later burial diagenesis and were overprinted by it. Diagenetic modelling was used to improve the understanding of diagenetic processes and to test fluid evolution scenarios. No single model of this study is able to reproduce all observed changes in sandstone mineralogy during diagenesis in the Skagerrak Formation, but important mesodiagenetic changes can be reconstructed quantitatively. Diagenetic modelling shows that most mesodiagenetic reactions are linked to others via various species which are produced or consumed during the individual processes. Mesodiagenetic processes (such as quartz cementation) should therefore not be considered separately but examined quantitatively in the context of all possibly linked reactions. Diagenetic modelling can also show that the infiltration of hydrocarbons is able to trigger a number of mesodiagenetic reactions, such as bleaching of red beds, dissolution of grains and cements as well as chlorite formation and carbonate cementation. All models show no or only a very small gain in net-porosity. Therefore, all secondary porosity created was most likely plugged elsewhere by authigenic phases.

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Lippmann, Robert: Diagenesis in Rotliegend, Triassic and Jurassic clastic hydrocarbon reservoirs of the Central Graben, North Sea. 2012.

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