Please use this identifier to cite or link to this item: http://dx.doi.org/10.14279/depositonce-1240
Main Title: Poroelastische Verformung und petrophysikalische Eigenschaften von Rotliegend Sandsteinen
Translated Title: Poroelastic deformation and petrophysical properties of Rotliegend Sandstones
Author(s): Trautwein, Ute
Advisor(s): Burkhardt, Hans
Granting Institution: Technische Universität Berlin, ehemalige Fakultät VI - Bauingenieurwesen und Angewandte Geowissenschaften
Type: Doctoral Thesis
Language: German
Language Code: de
Abstract: Die petrophysikalischen Eigenschaften von Rotliegend Sandsteinen aus der Geothermie-Bohrung Groß Schönebeck 3/90 wurden im Labor unter poroelastischer Verformung untersucht. Dazu wurde der Porendruck in einer triaxialen Hochdruckpresse unter einachsiger Verformung variiert und axiale Verformung, Permeabilität, Formationswiderstandsfaktor und Ultraschallwellengeschwindigkeiten gleichzeitig und kontinuierlich gemessen. Ziel war die Untersuchung des hydromechanischen Langzeitverhaltens der Sandsteinmatrix bei Porendruckänderungen, wie sie in situ durch die Förderung und Injektion von Thermalwasser hervorgerufen werden. Nach Ermittlung petrophysikalischer Eigenschaften von 29 Kernproben durch Standardlaborverfahren wurden vier standortrepräsentative Sandsteine unterschiedlicher Reservoirqualität ausgewählt. Die Charakterisierung der Porenraumstruktur dieser Sandsteine erfolgte mittels Quecksilberintrusionsmessungen und Bildanalyse von Gesteinsdünnschliffen vor und nach der Verformung. In den Hochdruckexperimenten stellt sich bei Senkung des Porendrucks unter einachsiger Verformung der Spannungspfad abhängig von den gesteinsmechanischen Eigenschaften ein und die Anisotropie des Spannungszustands nimmt zu. Die Ergebnisse für eine Porendrucksenkung von 40 MPa zeigen, dass die aus der Volumendehnung berechneten Porositätsänderungen mit maximal 6 ‰ der in situ Porosität sehr gering sind. Die Ultraschallwellengeschwindigkeiten steigen mit der Porendrucksenkung linear um 2 bis 5 m/s/MPa. Die Abnahme der Permeabilität bei Messung in Richtung der größten Hauptspannung beträgt maximal 13 % der in situ Permeabilität. Bei Sandsteinen mit einer Ausgangsporosität unter 15 % tritt unter hoher Differenzspannung ein nichtlinearer Anstieg der Permeabilität mit sinkendem Porendruck auf. Die Formationswiderstandsfaktoren steigen mit dem abnehmenden Porendruck linear um 5 bis 25 %. Die gewonnenen Ergebnisse der porendruckgesteuerten, anisotropen Belastung werden über die mittlere effektive Spannung gegenüber der isotropen Belastung interpretiert. Außerdem werden Zusammenhänge diskutiert, die in der Bohrlochgeophysik genutzt werden, um die lagerstättenrelevanten Eigenschaften, Porosität und Permeabilität, aus in situ leichter messbaren Größen, wie z.B. dem Formationswiderstandsfaktor oder den Ultraschallwellengeschwindigkeiten, abzuleiten. Es zeigt sich, dass die Deformation der Porenraumstruktur eine überproportionale Änderung der struktursensitiven Parameter gegenüber der Porosität bewirkt. Bei hoher Spannungsanisotropie korrelieren Permeabilität und Formationsfaktor nicht und zeigen, dass Ladungs- und Fluidtransport unterschiedlichen Wegen durch das Porensystem folgen. Während die Permeabilität niedrig poröser Sandsteine mit dem Öffnen von Rissporen bei einem hohen Verhältnis aus Differenz- zu mittlerer Effektivspannung ansteigt, wird der Formationswiderstandsfaktor von der fortschreitenden Gesamtkompaktion bestimmt. Das spannungsinduzierte Öffnen von Mikrorissen, die in Richtung der größten Hauptspannung verlaufen, passt gut in das Bild des hydromechanischen Gesteinsverhaltens im Übergang von elastischer zu plastischer Verformung. Aufgrund der linearen Spannungs-Dehnungs-Beziehungen sowie der kleinen Änderungen der petrophysikalischen Parameter und der unveränderten petrophysikalischen und strukturellen Eigenschaften der entlasteten Gesteine, wird das Verformungsregime makroskopisch als elastisch interpretiert. Für die Bohrung Groß Schönebeck 3/90 bedeutet dies, dass selbst bei einer Lagerstättendrucksenkung von 40 MPa ein Versagen der Sandsteinmatrix verbunden mit drastischen Permeabilitätsverlusten nicht zu erwarten ist. Die Produktivität der Lagerstätte wird daher vor allem durch das hydraulische Langzeitverhalten der in situ stimulierten Risse bestimmt werden.
Petrophysical properties of Rotliegend Sandstones from the geothermal well Groß Schönebeck 3/90 (located 50 km NE of Berlin) were measured in a triaxial press in order to study pore pressure induced changes due to the production and injection of hydrothermal fluids. In the laboratory experiments, rock samples were deformed uniaxially, while pore pressure was varied and axial strain, permeability, formation resistivity factor and ultrasonic wave velocities were measured continuously. After the petrophysical characterisation of 29 core samples, four representative sandstone samples with different reservoir properties were selected for the uniaxial strain experiments. Mercury intrusion and image analysis of thin sections describe the pore structure of these samples before and after the deformation. The pore pressure decreased under uniaxial strain condition, resulting in a stress-path which is dependent on the mechanical rock properties. Effective stresses and anisotropy of stress state increased with decreasing pore pressure. A reduction of pore pressure by 40 MPa induced a 6 ‰ decrease of porosity, calculated from volumetric deformation. The ultrasonic wave velocities increased linearly by 2 to 5 m/s/MPa. The permeability measured in the direction of maximum principal stress decreased by up to 13 % with respect to in situ permeability. At high stress anisotropy the permeability of sandstones with an initial porosity below 15 % started to increase with further decreasing pore pressure. The formation resistivity factors increased linearly with decreasing pore pressure by 5 to 25 %. The petrophysical parameters derived under pore pressure induced anisotropic stress are compared to parameters derived under isotropic stress conditions using the mean effective stress. Then correlations are discussed between parameters relevant for the reservoir, porosity and permeability, and those derived by log analyis such as formation resistivity factor and ultrasonic wave velocities. The results derived for this thesis suggest that the deformation of the pore structure results in a disproportionally high change of structure sensitive parameters in comparison to bulk porosity. For high stress anisotropy the formation resistivity factor does not correlate with permeability for all sandstones and shows that the transport pathways of electrical current and fluid through the pore space are different. While the permeability of the low porous sandstones increased due to the opening of microcracks at high anisotropic stress, the formation resistivity factor is still governed by the ongoing compaction. The stress induced opening of microcracks oriented parallel to the direction of maximum principal stress is in good agreement with the hydromechanical rock behaviour at the transition from elastic to plastic deformation. In contrast, the macroscopic deformation regime is called purely elastic because of the nearly linear stress-strain-relation, the small and reversible changes of petrophysical properties and the unchanged rock structure of the unloaded samples. Following the laboratory results no failure of the sandstone matrix accompanied by a dramatic permeability drop is expected for the Groß Schönebeck reservoir even for a 40 MPa decrease of reservoir pressure. But it must be pointed out, that the productivity of the reservoir itself will be dominated by the behaviour of the in situ induced fractures rather then by the sandstone matrix.
URI: urn:nbn:de:kobv:83-opus-11515
http://depositonce.tu-berlin.de/handle/11303/1537
http://dx.doi.org/10.14279/depositonce-1240
Exam Date: 1-Sep-2005
Issue Date: 28-Nov-2005
Date Available: 28-Nov-2005
DDC Class: 550 Geowissenschaften
Subject(s): Einachsige Verformung
Petrophysikalische Eigenschaften
Porendruck
Porenraumstruktur
Rotliegend Sandsteine
Petrophysical properties
Pore pressure
Pore structure
Rotliegend Sandstones
Uniaxial strain
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