Migration und Lagerstättenbildung

Oberseminar 1999/2000
Thema:
Kohlenwasserstoffe Migration und Lagerstättenbildung
Betreuer: Dr. Volkmann
Bearbeiter: Eva Enkelmann
Freiberg, den 14.01.2000
Inhaltsverzeichnis:
1. Zusammenfassung
2. Migrationsprozesse
2.1 Primäre Migration
2.2 Sekundäre Migration
2.3 Tertiäre Migration
3. Lagerstättenbildung
3.1 Migrationspfade und Beckentypen
3.2 Fallenstrukturen
3.2.1 Antiklinallagerstätten
3.2.2 Halokinetische Strukturen
-1-
1. Zusammenfassung
Die Migration von Kohlenwasserstoffen unterteilt sich in drei Prozesse. Die primäre
Migration umfaßt die im Muttergestein ablaufende Differenzierung von flüchtigen und
fixen Kohlenwasserstoffen (KW). Sie wird auch als Expulsion (= Austreibung)
bezeichnet.
Die sekundäre Migration umfasst die Wanderung der mobilen Stoffe vom Muttergestein
zum Speichergestein. Ausschlaggebend ist dabei das 3-Phasen-System (Gas, Öl, Wasser).
Entscheidend sind Permeabilitätsgrenzen, die von den Gesteinseigenschaften und der
Viskosität der migrierenden Medien bestimmt werden.
Die Dichtetrennung innerhalb der Lagerstätte wird als tertiäre Migration bezeichnet.
Bei der Betrachtung der Migrationspfade und der Beckentypen, lassen sich drei
prinzipielle Systeme (Rift-System, Alte Kratone und Orogengürtel) unterscheiden.
Ausschlaggebend für die Akkumulation von Öl und Gas ist das Vorhandensein von
Fallen. Dabei unterteilt man in strukturelle, stratigraphische und kombinierte Fallen.
2. Migration
Definition:
Die Bewegung der Kohlenwasserstoffe vom Muttergestein über ein
Gesteinsdrainagesystem zum Speichergestein wird als Migration
Bezeichne ( WELTE& TISSOT 1984).
Zur Lagerstättenbildung kommt es erst, wenn die in feinkörnigen, tonigen oder
karbonatischen Muttergesteinen gebildeten mobilen organischen Komponenten durch
den Prozess der Migration in poröse und permeable Speichergesteine gelangen und dort
angereichert werden ( BENDER et al. 1984).
Um zu verstehen, dass es zu einer KW-Akkumulation kommt, ist es nötig die Prozesse im
4- dimensionalen (x-,y-,z-Raumkoordinaten, Zeit) zu rekonstruieren. Das heißt die
Untersuchung der Charakteristik des Migrationspfades – Gesteins und
Flüssigkeitsproportion – als eine Funktion der Entwicklungsgeschichte des sedimentären
Beckens (WELTE & TISSOT 1984). Dabei ist zu berücksichtigen, dass eine noch so
komplette Rekonstruktion nur eine Idealisierung ist.
2.1 Primäre Migration
Der Prozess wird auch als Expulsion, als Austreibung bezeichnet.
Es ist der im Muttergestein ablaufende Prozess der Differenzierung von flüchtigen und
fixen Kohlenwasserstoffen.
Die wichtigste Form der primären Migration während der Hauptphase der Öl- und
Gasbildung ist die KW Bewegung (DICKEY 1975; HUNT 1979; MOMPER 1978;
TISSOT und WELTE 1984; DURAND 1988; UNGERER 1990; MANN 1994).
Da der KW- Fluss nicht in Micro- oder Mesoporen stattfinden kann, müssen die
Macroporen erreicht werden. Die Diffusion direkt nach der Öl- Entstehung ist der
wichtigste initiale Mechanismus bevor er in den druckgetriebenen Ölfluss übergeht.
Der zunächst kontrollierend wirkende Faktor ist das Muttergestein, spezifiert durch
Menge und Typ des Kerogens, der Lithologie und Fazies, sowie die Textur und
Mächtigkeit. Sie bestimmen die Wegsamkeiten für das Auswandern der KW durch Poren
und Rissstrukturen.
-2-
Sekundär kontrollierende Faktoren sind die Druckdifferenz, Temperaturerhöhung in
geologischen Zeitraum und die Permiabilität des Gesteins, die durch die Versenkung
reguliert werden. Abhängig von diesen Faktoren ist der Beginn der Migration allgemein
bei 1000-1500m anzusetzen.
Temperatur:
Die Temperatur ist abhängig vom geothermischen Gradient, das heisst vom Wärmefluss
im Untergrund (geotektonische Situation). Ein weiteres Kriterium ist die
Wärmeleitfähigkeit der Sedimente, wobei es petrophysikalisch bedingte Unterschiede
gibt.
Druck:
Es lassen sich zwei Druckkomponenten unterscheiden. Zum einen den Anteil der
Gebirgsauflast (lithostatische Druck), zum anderen der hydrostatische Druck im
Porenraum, der abhängig ist von der Dichte der Porenfüllung. Bei der Absenkung wirkt
der hydrostatische Druck dem lithostatischen Druck entgegen.
Um ein Fliessen innerhalb von Macroporen oder Brüchen zu erreichen, ist ein
bestimmter Druckgradient nötig.
Um die Fliesskraft für die Expulsion aufzubringen ist Kompaktion eine der
Möglichkeiten (MEISSNER 1978; HUNT 1979; DU ROCHET 1981). Die Gebirgslast
kann teilweise von den Gesteinskörnern auf die Fluide übertragen werden. Bei schneller
Sedimentation kann das Porenwasser aus dem Muttergestein nicht entweichen. Es
entsteht ein Überdruck.
Die Volumenerhöhung durch die Umwandlung von fest zu flüssig und fest zu gasförmig
während der KW Erzeugung bewirkt ebenfalls die Zunahme des Druckes im
Muttergestein (SNARSKY 1962; SOKOLOV et al. 1964; HEDBERG 1974; MOMPER
1978). Es werden 10-20% Volumenerhöhung geschätzt, wobei die Gasbildung den
höchsten Druckzuwachs verursacht.
Als aquathermalen Druck wird die Wärmeausdehnung des Wassers bezeichnet
(BARKER 1972). Dieser Mechanismus ist für den unnormal hohen Porendruck in
vorrangig flachen und
undurchlässigen Sedimenten, in Gebieten mit hohem
geothermischen Gradient verantwortlich (DAINES 1982).
Eine weitere Möglichkeit zur Auslösung der primären Migration ist die TonmineralDehydration (BURST 1969; PERRY & HOWER 1977).
Der eigentliche Transportmechanismus des KW- Substrats ist noch ungeklärt. Es
existieren einige Theorien. Zum Beispiel die Heissöltheorie, Mizellentheorie, die
Expulsion des Öls zusammen mit Gasphasen oder als kontinuierlicher Ölfluss.
Eine Expulsion mit dominanter Ölanreicherung wird als effizient bezeichnet. Ineffiziente
primäre Migration liegt vor wenn vornehmlich Gas akkumuliert und Öl in der Minderheit
ist.
2.2 Sekundäre Migration
Nachdem das Öl aus den dichten, feinkörnigen und gering permeablen Muttergestein als
KW- Phase ausgetrieben wurde und in größer porige Bereiche eindringt, bilden sich
größere Öl- und Gasvolumina.
Die flüchtigen KW wandern vom Muttergestein zum Speichergestein als 3-Phasen-Fluss
(Öl, Wasser, Gas).
-3-
Entscheidend für die Bewegung sind Permeabilitätsgrenzen, die von den
Gesteinseigenschaften und der Viskosität der migrierenden Medien abhängig sind. Es
handelt sich nicht nur um einen Transportvorgang, sondern auch um eine stoffliche
Differenzierung.
Im System von Wasser und Öl, ist im allgemeinen Wasser die benetzende Phase
(=Haftwasser). Bei geringer Wassersättigung bilden sich die pendularen Ringe um die
Kontaktstellen der Körner. Das Wasser hat keinen Zusammenhang untereinander, so dass
es nicht fliessen kann. Die Permeabilität des Wassers ist Null. Das Öl bildet eine
kontinuierliche Phase und hat maximale Fliessfähigkeit. Wenn die Wassersättigung
zunimmt, kommt es zu dem Punkt, wo es eine kontinuierliche Phase bildet. Die
Gleichgewichtssättigung tritt ein.
Bei weiterer Steigerung wird die Ölphase diskontinuierlich, der Fliesswiderstand steigt
und schliesslich bildet diese Ölphase nur noch kleine Tropfen (globulare Sättigung), die
nur mit hohen Drücken durch die Kapillaren gepresst werden können. Die Permeabilität
für Öl geht gegen Null, während die für Wasser ihr Maximum erreicht.
Ähnliche Beziehungen bestehen zwischen Gas und Wasser, Gas und Öl oder zwischen
allen drei Komponenten gemeinsam.
Im Gas-Öl-Diagramm ist deutlich zu erkennen, dass Gas die höchste Permeabilität hat
und die Ölphase verdrängt. Selbst bei 30%iger Ölsättigung ist der Ölfluss Null.
Die Kurve ändert sich mit der Gesteinsart.
Diese Beziehungen sind besonders für das Verständnis des Fliessverhaltens der in den
Poren befindlichen Stoffe und damit für die Bildung und Förderung einer Lagerstätte
wichtig (MEINHOLD 1976).
Die KW werden durch die direkten vertikalen Auftriebskräfte bewegt, wobei die
Intensität der Kräfte von der Dichtedifferenz zwischen Wasser und Öl abhängig ist. Die
Auftriebskraft muss den Kapillarwiderstand überwinden, der von der Variabilität der
Porendurchmesser und Porenöffnung abhängig ist ( WELTE& TISSOT 1984).
Deshalb migrieren die KW in gewundenen Pfaden, immer dem Weg des geringsten
Widerstandes folgend. Das heisst durch den Teil des Gesteines, mit der längsten
untereinander verbundenen Porenöffnung.
Diese kontinuierliche Migration von Ölbändern kommt so lange vor, wie KW aus dem
Muttergestein ausgetrieben werden, sich die Tröpfchen vereinigen und neue Adern
bilden. Dieses Modell geht zurück auf GUSSOW (1954); HOBSON (1954); POULET
(1968); BERG (1975); HOBSON und TIRATSOO (1975) und SCHOWALTER (1979).
Die Vorstellungen zu den Migrationspfaden unter hydrostatischem Druck geht auf
PRATSCH (1982) zurück. Auf Grund der Verwendung von empierischen Daten mehrere
sedimentärer Becken geht er davon aus, dass die sekundäre Migration im Zentrum des
Sedimentationsraumes beginnt, da hier die höchste Konzentration an reifen Muttergestein
anzzunehmen ist. Sie setzt sich entlang von Migrationspfaden fort, die der individuellen
Geometrie des Beckens bis zum Beckenrand folgen.
Das führt zu einer Differenzierung des Beckens in Teile mit KW-Konzentration und
Bereichen disperser KW-Verteilung. Nicht berücksichtigt ist dabei jedoch die laterale
Diskontinuität der Mutter- und Speichergesteine sowie die spezielle tektonische Situation
(WELTE & TISSOT 1984).
Im allgemeinen scheinen Mechanismus und Parameter der sekundäre Migration besser
geklärt zu sein als jene der Expulsation. Lediglich die Auftriebskraft, der kapillare
-4-
Widerstand, Hydrodynamik und die spezifischen Migrationssysteme entscheiden über die
Charakteristik des Prozesses nach der Austreibung aus dem Muttergestein.
2.3 Tertiäre Migration
Als Tertiäre Migration wird die Dichtetrennung der Phasen Gas – Öl – Wasser in der
Lagerstätte bezeichnet. Vergleiche mit Abb. 1.
3. Lagerstättenbildung
3.1 Migrationspfade und Beckentypen
Immer wieder wurde das Verhältnis zwischen der geodynamischen (tektonischen)
Situation des sedimentären Beckens und dem KW- Fluss untersucht. Dabei lassen sich
drei unterschiedliche Migrationssysteme differenziert werden, die im Einklang mit den 3
Haupttypen von Sedimentationsbecken stehen ( WELTE & TISSOT 1984).
Das Störungs-Migrations-System (fault migration system) ist assoziiert mit kontinentalen
Rift Becken. Auf Grund der hohen tektonischen Subsidenz und dem hohen thermischen
Gradient kommt es zu einer schnellen Ablagerung und Reifung von Muttergestein.
Die Migration ist überwiegend in vertikaler Richtung, entlang reaktivierter Störungen
ausgebildet. Diese permeablen Brüche unterstützen die vertikale Migration, führen aber
auch zum wegführen in die Athmosphäre und Versickerung. Zeitweise geschlossene
Störungen können die Migration stoppen und einen hohen Überdruck erzeugen ( WELTE
& TISSOT 1984).
Migrations Systeme großer Reichweite ( long - range migration system) sind vorrangig
an alte kratonische Becken gebunden.
In diesen stabilen Becken werden über lange Zeiträume mit geringer Subsidenz und
geringem
Wärmefluss
Gesteine
abgelagert
und
wieder
erodiert.
Die
Muttergesteinsschichten sind meist limitiert und nur auf eine stratigrafische Einheit
beschrängt. So ist der Reifegrad für die Ölbildung meist nur im Beckenzentrum gegeben.
Geeignete Fallen für die Akkumulation existieren auch an den Rändern.
Es werden flache Plattformen aufgebaut, die auf Grund von Intervallen mit fehlender
Sedimentation oder Erosion viele Lücken beinhalten. Diese Plattformen liefern
einheitliche Speichergesteine und ein Wiederholen des Auftretens von Abdichtungen.
Das führt zu kurzen vertikalen primären Migrationspfaden und langen lateralen
(sekundäre) Migrationswegen und grossräumig angelegten Drainagesystemen führt.
Stratigrafische Fallen sind an lithologischen Unstetigkeiten in der Formation gebunden
(WELTE & TISSOT 1984).
Feinverteilte Öl- und Gaserhaltung innerhalb eines Sediments ist das Resultat von
dispersen Migrationssystemen ( dispersive migration system). Solche sind vorrangig in
orogenen Gürteln anzutreffen, in denen das Gebiet von Kompression und aktiver
Gebirgsbildung beeinflusst ist.
Diese Prozesse sind sehr variabel, aber meist mit einem geringen geothermischen
Gradient verbunden. Gravitation und Tektonik verursachen die Subsidenz. Die feine
Verteilung der KW wird durch die schnelle Formung des Systems und der heterogenen
Sedimentation verursacht.
-5-
Relativ kurze laterale und vertikale Migrationspfadesind typisch. Auf Grund der
anhaltenden Orogenese und Aktivierung von Störungen ist das Risiko für
Oberflächenentweichen der KW sehr groß. Deswegen können Versickerung,
Oberflächenanschnitte und biogradiertes Öl im Wechsel auftreten.
Vergleichbare heterogene sedimentäre Muster mit den selben Merkmalen von disperser
KW Migration findet man in Deltabereichen.
3.2 Erdöl und Erdgasfallen
Definition: Fallen sind Gebiete relativ kleinsten Strömungspotentials, d.h. es besteht zu
ihnen hin ein Potentialgefälle (MEINHOLD 1976).
Es gibt sehr viele Versuche, Fallen zu klassifizieren. Die meisten gehen dabei von
morphologischen Kennzeichen aus oder von der Genese. Fallen sind aufgrund der
vielfältigen geologischen Bedingungen stets einmalig. Eine zu weit gehende Unterteilung
ist deshalb ohne praktische Bedeutung, da es kaum eine Falle zwei mal geben wird.
Eine häufig verwendete Klassifizierung folgt einer genetischen Einteilung und gliedert
sich weiter nach morphologischen Gesichtspunkten.
In einer permeablen Schicht, in der ein hydrodynamisches System mit einem
entsprechendem Druckgradient herrscht, stellt eine Zone mit relativ kleinen Druck eine
Falle für Öl und Gas dar. Flüssigkeiten und Gase kommen in solchen Zonen zur Ruhe.
Solche strukturellen Fallen werden im allgemeinen durch tektonische Vorgänge und
Halokinese geschaffen (Schiefstellung von Schichten, Faltungen, Brüche, Diskordanzen).
Ändern sich die petrophysikalischen Eigenschaften des Speichergesteins, können
Veränderungen des Kapillardruckes eine beherrschende Rolle spielen. Die mobilen Stoffe
bewegen sich immer in Richtung des kleinsten Kapillardruckes, also in Richtung
zunehmender Porengröße. Solche Bereiche sind prädestiniert für die Ausbildung von
lithologischen oder auch stratigraphischen Fallen.
Die jeweils dominante Eigenschaft ist für die Benennung der Typen maßgebend. Ist eine
Vorherrschaft nicht erkennbar, existieren Mischtypen.
Strukturelle Fallen:
-Antiklinalen, Falten
-Dome, Beulen, Strukturnasen
-Verwerfungen, Überschiebungen
-Scheitel über Salzstöcken und Flanken an Salzstöcken
-Transgressionsfallen
Stratigraphische Fallen:
-Sandlinsen, Deltasande
-fossile Flussläufe, Strandzonen, Barrensande
-Riffe
-Caprock-Fallen über Salzstöcken
-Zonen sekundärer Porosität ( dolomitisierte Zonen, verkarstete Schichten ,
Zonen mit Kluftporosität)
Kombinierte Fallen:
Kombination von strukturellen und lithologischen Fallen;
z.B. Permeabilitätsschranken an Antiklinalen, Verwerfungen in Sandlinsen u.a.
-6-
Eine mit KW gefüllte Falle wird als Lager bezeichnet. Eine Reihe solcher Fallen in einer
geologischen Einheit wird als Lagerstätte bezeichnet.
So kann eine Lagerstätte an einem Salzstockbeispielsweise aus Lagern in Scheitelfallen,
Flankenfallen, Verwerfungsfallen u.a. bestehen ( MEINHOLD 1976).
3.2.1 Antiklinallagerstätten
Die Antiklinalen sind langgestreckte konvexe Faltenstrukturen, die symmetrisch oder
asymmetrisch sein können, mit flachen bis überkippten Flanken und gewellten Achsen.
Es sind die typische Fallenstrukturen und haben meist eine gute Trennung von Wasser,
Öl und Gas.
Das Fassungsvermögen einer antiklinalen Struktur wird von der tiefsten Isohypse des
Speichers bestimmt. Die nutzbare Höhe ist der Abstand zwischen der von dieser Isohypse
umschlossenen Fläche und der höchsten Kulmination des Speichers in der Struktur
(MAINHOLD 1976).
3.2.2 Salztektonische Strukturen
Schildkrötenstrukturen werden die durch Salztektonik entstandenen antiklinalartigen
Strukturen genannt. Zwischen zwei Salzakkumulationen werden mächtige Sedimente
abgelagert. Durch weiteren Aufstieg des Salzes zu Stöcken entstehen sekundäre
Randsenken. Die primäre Senke wird zum Hochgebiet, es bilden sich flache Antiklinalen.
Literaturverzeichnis:
Bender, F. (1984): Angewandte Geowissenschaften. Band III. Stuttgart (Enke).
Mainhold, R. (1976): Erdölgeologie. 1.Lehrbrief.Bergakademie Freiberg.
Snarsky, A.N. (1963): Geologische und Physikalische Grundlagen der Erdöl- und Erdgas
Speichergesteine. Bergakademie Freiberg Fernstudium.
Welte, D.H. & Tissot, B.P. (1984): Petroleum formation and occurrence. 2. edn. Springer.
-7-