Paleozoic petroleum systems of northern Germany and adjacent areas : a 3D modeling study

Uffmann, Anna Kathrin; Littke, Ralf

doi:4915

Paleozoic petroleum systems of northern Germany and adjacent areas : a 3D modeling study = Paläozoische Kohlenwasserstoffsysteme in Norddeutschland und angrenzender Gebiete : eine 3D Modellierungsstudie

Uffmann, Anna Kathrin (Author)

2013 & 2014

Verantwortlichkeitsangabevorgelegt von Anna Kathrin Uffmann

ImpressumAachen 2013

UmfangXVI, 156 S. : Ill., graph. Darst., Kt.

Aachen, Techn. Hochsch., Diss., 2013

Zsfassung in dt. und engl. Sprache. - Prüfungsjahr: 2013. - Publikationsjahr: 2014

Genehmigende Fakultät
Fak05

Hauptberichter/Gutachter
Littke, Ralf (Thesis advisor)

Tag der mündlichen Prüfung/Habilitation
2013-10-10

Online
URN: urn:nbn:de:hbz:82-opus-49150
URL: https://publications.rwth-aachen.de/record/229599/files/4915.pdf

Einrichtungen

Inhaltliche Beschreibung (Schlagwörter)
Karbon (Genormte SW) ; Paläozoikum (Genormte SW) ; Norddeutscher Trog (Genormte SW) ; Westfälische Bucht (Genormte SW) ; Niedersächsisches Becken (Genormte SW) ; Kohlenwasserstoffe (Genormte SW) ; Erdgas (Genormte SW) ; Schwarzschiefer (Genormte SW) ; Geowissenschaften (frei) ; Sedimentbeckenmodellierung (frei) ; 3D Modell (frei) ; thermische Reife (frei) ; Vitrinitreflexion (frei) ; Norddeutsches Becken (frei) ; Münsterländer Becken (frei) ; carboniferous (frei) ; thermal maturity (frei) ; 3D basin and petroleum system modeling (frei) ; hydrocarbons (frei) ; black shales (frei)

Thematische Einordnung (Klassifikation)
DDC: 550
rvk: TZ 7500

Kurzfassung
Die geologische Entwicklung des Norddeutschen Raumes und der Niederlande wurde mit einem großräumigen numerischen 3D Sedimentbeckenmodell untersucht. In einer weiteren, detaillierteren 3D Studie wurde das Münsterländer Becken unter besonderer Berücksichtigung der Paläozoischen Kohlenwasserstoffsysteme untersucht. Außerdem wurden im Rahmen der vorliegenden Arbeit verschiedene Schwarzschieferhorizonte geochemisch analysiert. Unter Verwendung der Beckensimulationssoftware PetroMod wurde die Absenkungs- und Temperaturgeschichte der sedimentären Einheiten in Norddeutschland und den Niederlanden analysiert. Neben eigenen Untersuchungen wurden zahlreiche vorangegangene Studien über die Geologie des Zentral-Europäischen Beckensystems und Kalibrationsdaten von ca. 100 Bohrungen berücksichtigt, um die Absenkungsgeschichte der Sedimentgesteine zu verstehen und zu rekonstruieren. Letztlich wurden die Bildung, Migration und Akkumulation von Methangas innerhalb der Paläozischen Einheiten quantifiziert, um konventionelle und erstmalig auch unkonventionelle Gaslagerstätten in Norddeutschland zu bewerten. Das heutige thermische Reifebild wurde durch Sedimentations- und Erosionsphasen, Salzdiapirismus sowie mesozoische und känozoische Rift-Ereignisse geprägt. Da das heutige Arbeitsgebiet mit seiner komplexen Geologie durch ein weit gefächertes Reifebild (z.B. an der Karbonoberfläche) und stark schwankende Temperaturen gekennzeichnet ist, mussten für eine umfassende Beschreibung der geologischen Entwicklung verschiedene geodynamische Aspekte und verschiedene Gebiete in Betracht gezogen werden. Der erste Teil dieser Studie behandelt die großflächige geologische Rekonstruktion des Norddeutschen Beckens und der Niederlande, insbesondere im Hinblick auf das Kohlenwasserstoffsystem der oberkarbonischen Kohlelagerstätten. Temperatur- und Reifekarten wurden für verschiedene Zeitintervalle ermittelt. Außerdem lieferten die Simulationsergebnisse präzise Informationen über die Füllungsgeschichte und heutige Verteilung verschiedener Gaslagerstätten. Zudem kann das Restgenesepotenzial der oberkarbonischen Kohlen abgeschätzt werden. Hier sei angemerkt, dass ein solch großräumiges Modell nur grob die komplexen Abläufe darstellen kann. Zusammenfassend wird gezeigt, dass die Genese und Migration von Gas bereits während einer sehr frühen Phase der Beckenentwicklung stattfand. Die zeitlich versetzte Ablagerung der Zechsteinsalze, die als Hauptabdeckgestein gelten, impliziert einen großen Verlust der gebildeten Gase. Die Ergebnisse der Simulation zeigen außerdem, dass besonders in den Niederlanden (on- sowie offshore) und dem Gebiet der Ostsee noch ein Gasbildungspotential existiert. Der zweite Teil der Arbeit befasst sich mit der geochemischen und mineralogischen Analyse von Paläozischen Schwarzschieferhorizonten am Nordrand des Rheinischen Schiefergebirges. Die Untersuchung von über 300 Proben gibt einen ausführlichen Überblick über die Geochemie und Mineralogie der Schwarzschiefer, insbesondere des Hangenden Alaunschiefers (HA) aus dem oberen Mississippium. Der HA weist durchschnittliche Kohlenstoffgehalte von 2.9% auf und Schwefelgehalte von bis zu 8.7%. Untersuchungen mittels Röntgenfluoreszenzanalyse und Röntgendiffraktion zeigen einen hohen Anteil von Quarz im HA, der die Sprödheit des Gesteins erhöht, die wiederum ein entscheidender Faktor bei der Lagerstättenstimulation ist. Aus diesem Grund stellt speziell der HA ein potentielles Ziel der Schiefergasexploration dar. Der dritte Teil der Arbeit befasst sich mit der geothermischen Geschichte des Münsterländer Beckens und beinhaltet eine genaue Analyse des Kohlenwasserstoff-Systems des Hangenden Alaunschiefers aus dem oberen Mississippium. Die heutige Geometrie des Beckens wurde mit Hilfe unterschiedlicher Datensätze aufgebaut, um ein 3D Beckenmodell zu erstellen. Dem Modell wurden mehrere Sedimentations- und Erosionszyklen sowie eine entsprechende Wärmeflussgeschichte zugewiesen, die mithilfe zahlreicher 1D Simulationen erarbeitet und kalibriert wurden. Mit Ausnahme der südlichen Beckenbereiche kann für den HA eine flächenhafte, hohe thermische Reife festgestellt werden, die durch die tiefe Versenkung im Oberkarbon zustande kam. Aufgrund der thermischen Reife, des Kohlenwasserstoffgenesepotentials und der Sorptionseigenschaften des HAs wurde die Menge von adsorbiertem und freiem Gas in diesen unkonventionellen Lagerstätten in einem numerischen Modell berechnet. Während des Oberkarbons gingen über 90% der generierten Kohlenwasserstoffe verloren. Dennoch lassen die Berechnungen der Menge des freien und adsorbierten Gases darauf schließen, dass noch beträchtliche Mengen von Gas im HA existieren. Das abschließende Kapitel dieser Arbeit fasst alle Ergebnisse zusammen und setzt sich mit den Schwachpunkten der Beckenmodellierung auseinander. Außerdem wird verdeutlicht, welche Bedeutung die vorliegenden Ergebnisse für zukünftige Exploration auf Methangas haben.

This thesis presents the results of a large-scale 3D petroleum system basin model of northern Germany and adjacent areas as well as a detailed 3D modeling study of the Münsterland Basin. Furthermore, the geochemical characterization of several black shale horizons present in the study area is given. In the study the burial and thermal history of sediments in northern Germany and The Netherlands using predominantly 3D forward numerical basin modeling techniques (PetroMod® suite software) has been analyzed. Beside own investigations, additionally various previous studies concerning the geology of the Central European Basin System and calibration data from about 100 wells were considered to understand and reconstruct the basin evolution through time. Finally, gas generation, migration, accumulation as well as adsorption quantities of methane from and within Paleozoic source rocks were calculated. Accordingly, this study presents the evaluation of conventional and, for the first time, unconventional gas resources in northern Germany. The study area is controlled by subsequent sedimentation, deep burial, erosion, salt diapirism and further rifting events in the Mesozoic and Cenozoic in specific areas, which led to the present complex geology, which is reflected by a very strong scatter in temperature and maturity, e.g. at the Carboniferous surface. Therefore, multiple geodynamic aspects and different areas had to be considered for a comprehensive description of the geological history. The first part of the thesis deals with the large-scale geological reconstruction of the North German Basin and The Netherlands with emphasis on the petroleum system of Pennsylvanian coal seams. Temperature and maturity maps were obtained for different time steps. In addition, the model yielded the accumulation history of individual gas fields and the residual generation potential of the Pennsylvanian coal bearing strata. However, such a large-scale model can only show general trends. In summary it is shown that generation and migration of gas took place during a very early stage of the basin history. This leads to high losses of natural gas before the main seal rock, the Zechstein salt, was deposited. In total more than 70% of the generated gas was lost and only 5% accumulated in reservoirs. Furthermore, the simulation results indicate, that a gas generation potential still exists, especially in The Netherlands (on- and offshore) and in the area of the Baltic Sea. The second part of this thesis considers the geochemical and mineralogical analysis of Paleozoic black shale horizons at the northern rim of the Rhenish Massif. The investigation on more than 300 samples gives an extensive overview of the geochemistry and mineralogy of these black shales, with special emphasis on the late Mississippian Upper Alum Shale. The Upper Alum Shale (“Hangende Alaunschiefer”) has an average total organic carbon content of 2.9% and sulfur contents of up to 8.7%. In addition relatively high TS/TOC ratios indicate deposition under anoxic/oxic depleted bottom waters. Mineralogical data and fluorescence analyses indicate high silica (quartz) content for the Upper Alum Shale samples, which increases the brittleness being important for successful reservoir stimulation. Therefore, especially the Upper Alum Shale is regarded as a potential target for shale gas exploration. The third part of the thesis focuses on the geothermal history of the Münsterland Basin and comprises detailed analysis of the petroleum system of the late Mississippian Upper Alum Shale. Various data sets revealed the present-day geometry and were evaluated, corrected and compiled in order to construct a 3D basin model. Several depositional and erosional cycles and a corresponding heat flow history were assigned to the model which were obtained by multiple 1D simulations. Except for the southernmost part north of the Rhenish Massif, present day maturity throughout the Upper Alum Shale is high (3.0 to more than 4.6% vitrinite reflectance, over-mature in terms of petroleum generation) which is due to deep burial since the Late Carboniferous to the Early Permian. Based on maturity levels, petroleum generation stages and knowledge on sorption characteristics of the Upper Alum Shale, quantities of adsorbed and free gas in these unconventional reservoirs were calculated in a fully integrated numerical petroleum systems model. Very high losses of hydrocarbons were identified during Carboniferous times, where more than 90% of the generated hydrocarbons migrated out of the model system. However, calculations of the amount of free and adsorbed gas indicate that there are still considerable amounts of gas in the Upper Alum Shale. The final chapter of the thesis gives a synthesis of the results as well as a final discussion of the uncertainties associated with petroleum basin system modeling. Additionally, implications for future production perspectives are given.

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