Entwicklung der Porosität - uni-goettingen.de · 2015-05-05 · M.Geo.137 LV2: Diagenese und Verwitterung Ton- / Siltsteine • Hohe Porosität / hoher Wassergehalt (70-90%) •

M.Geo.137 LV2: Diagenese und Verwitterung

Entwicklung der PorositätSebastian Schölzel

Christian KnellJan Schönig

Matthias NieuwenhuisJannick KaliesStefan Strube

6. Mai 2015


Porosität

Der gas- oder flüssigkeitsgefüllte Anteil am Gesamtgesteinsvolumen[Murawski & Meyer, 2010]

n = VPoren / VGesamt

[Landesforschungszentrum Geothermie, 2007]

Basics – Siliziklastika – Karbonate – Nano-Poren – Erdöl/Erdgas


Nutzbare (effektive) Porosität PE

• Anteil an Gesamtporosität, der unter Druckänderungen Fluid freigibt

• PE = PG – PR

PG: Gesamtporosität

PR: Residualporosität (Haftwasser und Totraumporen)

[TU Freiberg Prof. Merkel, 2006]



[Wolkersdorfer, 2009]


Primäre & sekundäre Porosität

• Primäre:� entspricht den vorhandenen Poren bei der

Ablagerung

• Sekundäre:

� Bildung von Poren durch äußere Einflüsse (Metamorphose, Lösungen, tektonische Prozesse)


[Heubeck, 2007]


[Heubeck, 2007]


Intergranular und intragranularePorosität

• Intergranular:�Leerer Raum (Porosität) zwischen den

Körnern

• Intragranular:�Porenraum innerhalb einzelner Partikel

[Larsen, 1979]


[Heubeck, 2007]


Permeabilität

Bezeichnung für die Durchlässigkeit von Gesteinskörpern für Flüssigkeitenoder Gase.

[Murawski & Meyer, 2010]



[Heubeck, 2007]



Einfluss von Kornform und Verteilung


[Jordan & Weder,1995]


Sandsteine

• Steigende Versenkung und wachsender Druck führt zu dichteren Kornpackungen

• Gut sortierte Sandsteine zeigen eine höhere Porosität als schlecht sortierte Sandsteine

• Kornrundung hat einen kleinen Effekt auf die Porosität (Prinzip dichteste Kugelpackung)[Füchtbauer, 1988]



Ton- / Siltsteine

• Hohe Porosität / hoher Wassergehalt (70-90%)• Kartenhausähnlicher Aufbau bei der

Tonmineralablagerung• Verdichtung bzw. Versenkung führt zur

Erniedrigung des Porenwassergehalts und einem Sinken der Porosität

• Mechanische Verdichtung bei einer Tiefe von ca. 1500m abgeschlossen

• Einsetzen von mineralischer Umwandlung ab 1500m[Blatt, 1982; v. Engelhardt, 1973]



[Füc

htba

uer

& R

eine

ck, 1

963;

Max

wel

l, 19

64;

Füc

htba

uer,

196

7; K

alte

nber

g, 1

968]

Porositätsabnahme mit der Tiefe

Faktoren:

(1) Maximale Versenkungstiefe

(2) Mittlere Korngröße(3) Zusammensetzung(4) Temperaturgradient(5) Alter(6) Porenwasserdruck(7) Ölfüllung[Füchtbauer, 1988]



Porositätsabnahme mit der Tiefe[S

ELL

EY

, 197

8]


Faktoren:

(1) Maximale Versenkungstiefe

(2) Mittlere Korngröße(3) Zusammensetzung(4) Temperaturgradient(5) Alter(6) Porenwasserdruck(7) Ölfüllung[Füchtbauer, 1988]


Sekundäre Porosität

[Füchtbauer, 1979]

Dünnschliff-Kriterien:a. Dezementationb. Überdimensionale Porenc. Anlösung von Feldspätend. Zerbrechung

Durch Auflösung von Karbonatzement, Anhydritzement, Kalkpartikeln, Feldspäten, Illit, Apatit(Schmidt & McDonald, 1979); (Drong, 1979); (Chowdhuri, 1982; Stoll-Steffan, 1987); (Morton, 1984)


d



(1) Maximale Versenkungstiefe:− Generelle Abnahme der Porosität mit der Tiefe durch

Kompaktion.− Porosität spiegelt maximale Versenkungstiefe wieder.

(2) Mittlere Korngröße− In geringen Tiefen haben feinkörnige Gesteine eine höhere

Porosität als grobkörnigere, da größere Körner sich leichter verdichten lassen.

− Chemische Kompaktion ab ≈500m.− Porositätskurven von Feinsandsteinen und gröberen Sandsteinen

schneiden sich in einer Tiefe von 2000m bis 3000m, da Quarz-Zement Feinsandstein bevorzugt.

− Porositätskurven von Sand- und Tonsteinen schneiden sich bei ≈1000m.




(3) Zusammensetzung:− Kompaktion nimmt mit Tongehalt zu [SELLEY, 1978].− Kompaktion vulkanoklastischer Sandsteine (viele diagenetisch

labile Gesteinsbruchstücke) stärker als von Arkosen und Kompaktion von Arkosen stärker als von Quarzsandsteinen.

(4) Temperaturgradient:− Porositätsabnahme mit der Tiefe verstärkt sich mit zunehmenden

geothermischen Gradienten.

(5) Alter:− Ähnliche siliziklastische Gesteine haben in gleicher Tiefe höhere

Porosität, je schneller sie versenkt wurden




(6) Porenwasserdruck:− Abnormal niedriger Porenwasserdruck verstärkt die

Kompaktion.− Abnormal hoher Porenwasserdruck verringert die

Kompaktion.[GRETENER, 1969]

(7) Ölfüllung:− Porenraum kann durch Ölfüllung vor starker

Zementation bewahrt werden [WILSON, 1977].[FÜCHTBAUER, 1988]



Sandsteine vs. Karbonate

• Ort der Sedimentproduktion

allochthon vs. autochthon

• Höhere chemische Reaktivität der Karbonate

� beeinflusst die Qualität des Gesteins als Reservoir für Erdöl/Erdgas

Basics – Siliziklastika – Karbonate – Erdöl/Erdgas – Nano-Poren


Porosität vs. Tiefe (global)

[Ehrenberg & Nadeau, 2005]

P90 P50

P10



• P90, P50, P10: berechnete Kurven, bei denen 90, 50, 10% aller Datenpunkte eine höhere Porosität aufweisen

• Trends:– Große Variationen der Porosität in geringen bzw.

mittleren Tiefen beider Lithologien– Lineare Abnahme der Porosität (P50 und Max) beider

Lithologien– Sandsteine besitzen in bestimmter Tiefe eine höhere

Porosität (P50 und Max) als Karbonate– Sandsteine mit Porosität zwischen 0-8% selten

Porosität vs. Tiefe (global)Basics – Siliziklastika – Karbonate – Erdöl/Erdgas – Nano-Poren


Porosität vs. Tiefe (Alberta, Kanada)

[Ehrenberg & Nadeau, 2005]



• Gemeinsamkeiten mit globalen Trends:– Abnehmende Porosität mit der Tiefe– Porosität der Karbonate bei bestimmter Tiefe geringer

(P50 und Max)– Gering poröse (0-8%) Sandsteine treten nicht auf

• Unterschiede:– Steilere P50 und Max Kurven bei Sandsteinen– Keine Porositätsabnahme (P50) der Karbonate in

Alberta – Datencluster zwischen 2,5 und 3,5 km Tiefe und 3-

10% Porosität

Porosität vs. Tiefe (Alberta, Kanada)



Interpretation

• Unterschiedliche Lithologien verlieren unterschiedlich schnell an Porenraum bei Versenkung– Ursprüngliche Porosität (Kornsortierung & -

größe, Anteil an feinkörnigem Material)

– Unterschiede in Fazies (und Lithologie)

• Sekundäre Porosität spielt eine untergeordnete Rolle



Nano-Poren

• Weiterführende Forschung – Porosität in Tonen (Boom Clay)

• Mögliche Lagerstätte für radioaktive Abfälle (Desbois et al., 2009-2010)

• Neuartige Methoden genutzt und angepasst, um auf die Eigenschaften zu schließen



Methode (FIB)

Schematische Zeichnung „Focused ionbeam“ (FIB) [Hemes et al., 2012].

• Erstellung 3D – Abbildung der Morphologie des Porenraumes

• Erstellung von vielen Bildern

• Einzelne Bilder entstehen in y-x Richtung und weitere Bilder werden in z-Richtung angereiht.

• Nano-tomography in nm Größenordnung



Bestimmung des Anteils an Porenraum in den einzelnen Schnitten aus den Proben [Hemes et al., 2012]

• Einzelne Bilder können auf Anteil an Porenraum untersucht werden

• Manuelle oder automatische Auswertung

• Werden in binäre Bilder umgewandelt, um einen größeren Kontrast zu gewährleisten

• Abschließend kann eine Unterteilung in Porenraum/kein Porenraum durchgeführt werden



Ergebnisse

• Untersuchung von Probengröße, Trocknungsmethoden und Porengröße

• Charakterisierung von Porengröße und Unterscheidung in Eigenschaften von

inter-/ intraphase porosity[Hemes et al., 2012]



Danke für eure Aufmerksamkeit!


Literatur

• BLATT, H.(1982): Sedimentary petrology – Geological Magazine, Cambridge University Press, Volume 120, Issue 05, September 1983, pp 516-517

• CHOQUETTE, P. W. and PRAY, L. C., 1970. Geologic nomenclature and classification of porosity in sedimentary carbonates. Am. Assoc. Petrol. Geol. Bull., 54: 207- 250

• CHOWDHURI, A.N. (1982): Diagenetic modification of Lower Jurassic gas reservoirs, westernSverdrup Basin, Arctic Canada. – 11th Internat. Congr. Sedimentol., Hamilton, Abstr., 121.

• DESBOIS, G., URAI, J.L. and KUKLA, P.A. (2009): Morphology of the pore space in claystones –evidencefrom BIB/FIB ion beam sectioning and cryo-SEM observations. e-Earth 4, 1-8/15-22.

• DESBOIS G., URAI J., De CRAEN M. (2010): In-situ and direct characterization of porosity in Boom Clay (Molsite, Belgium) by using novel combination of ion beam cross-sectioning, SEM and cryogenicmethods. External Report of the Belgian Nuclear Research Centre, Mol, Belgium, SCK•CEN-ER-124, 31 p.

• DRONG, H.J. (1979): Diagenetische Veränderungen in den Rotliegend-Sandsteinen im NW-Deutschen Becken. – Geol. Rundschau, 68: 1172-1183.

• EHRENBERG, S. N. and P. H. NADEAU (2005): Sandstone vs. carbonate petroleum reservoirs: A global perspective on porosity-depth and porosity-permeability relationships - AAPG Bulletin, v. 89, no. 4 (April 2005), pp. 435–445

• v. ENGELHARDT, W. (1973): Die Bildung von Sedimenten und Sedimentgesteinen, Stuttgart• FÜCHTBAUER, H. (1967): Influence of different types of diagenesis on sandstone porosity. – 7th

World Petrol. Congr., Mexiko, Vol. 2: 353-369.• FÜCHTBAUER, H. (1979): Die Sandsteindiagenese im Spiegel der neueren Literatur. – Geol.

Rundsch., 68: 1125-1151.


Literatur• FÜCHTBAUER, H.; DIETRICH, H.; MÜLLER, G.; RICHTER, D.K.; SCHMINKE, H.-U.; SCHNEIDER, H.-J.;

VALETON, I.; WALTHER; H.W.; WOLF, M. (1988): Sedimente und Sedimentgesteine. – Sedimentpetrologie, Teil II, 4. Aufl., 1141pp.; Schweizbart, Stuttgart. [150-158]

• FÜCHTBAUER, H. & REINECK, H.-E. (1963): Porosität und Verdichtung rezenter, mariner Sedimente. –Sedimentology, 2: 294-306.

• GRETENER, P.E. (1969): Fluid pressure in porous media, ist importance in geology – a review. – Canadian Petrol. Geol. Bull., 51: 2197-2206.

• HEMES, S., DESBOIS, G., URAI, J.L., De CRAEN, M. and HONTY, M. (2012): Variability of the morphologyof the pore space in Boom Clay from BIBSEM, FIB and MIP investigations on representative samples. External Report of the Belgian Nuclear Research Centre March, 2012.

• KALTHERBERG, J. (1968): Beziehungen zwischen Korngrößenzusammensetzung und Porenvolumen in einigen vorbelasteten Schichten. – Fortschr. Geol. Rheinld.-Westf., 15: 167-180.

• MAXWELL, J.C. (1964): Influence of depth, temperature, and geologic age on porosity of quartzosesandstone. – Bull. Amer. Assoc. Petrol. Geol., 48: 697-709.

• MOORE, C.H., 1989. Carbonat Diagenesis and Porosity (Elsevier), Chapter 2, P. 21-42• MORTON, A.C. (1984): Stability of detrital heavy minerals in Tertiary sandstonrs from the North Sea Basin. –

Clay Minerals, 19: 287-308.• SCHMIDT, V. & McDonald, D.A. (1979): The role of secondary porosity in the course of sandstone

diagenesis. In SCHOLLE, P.A. & SCHLUGER, P.R. (eds.): Aspects of Diagenesis, - Soc. Econ. Paleont. Mineral. Spec. Publ., 26: 209-225.

• SELLEY, R.C. (1978): Porosity gradients in North Sea oil-bearing sandstones. – J. Geol. Soc., 135: 119-132; London.

• STOLL-STEFFAN, M.-L. (1987): Sedimentpetrographische Untersuchungen der Lias alpha- und Rhätsandsteine im westlichen Deutschen Alpenvorland. – Bochumer geol. geotechn. Arb., 24: 156-162.

• WILSON, H.H. (1977): „Frozen-in“ hydrocarbon accumulations or diagenetic traps – exploration targets –Amer. Assoc. Petrol. Geol. Bull., 61: 483-491.

Documents

Entwicklung der Porosität - uni-goettingen.de · 2015-05-05 · M.Geo.137 LV2: Diagenese und Verwitterung Ton- / Siltsteine • Hohe Porosität / hoher Wassergehalt (70-90%) •