Please use this identifier to cite or link to this item: http://dx.doi.org/10.14279/depositonce-1573
Main Title: Numerical modeling and phase prediction in deep overpressured basinal settings of the Central Graben, North Sea
Translated Title: Numerische Modellierung und Rekonstruktion der Reservoirfluid-Zusammensetzung und Phasenverhalten im Überdruckbereich des Zentralgrabens der Nordsee
Author(s): Neumann, Volkmar
Advisor(s): Horsfield, Brian
Granting Institution: Technische Universität Berlin, Fakultät VI - Planen Bauen Umwelt
Type: Doctoral Thesis
Language: English
Language Code: en
Abstract: Der Zentralgraben der Nordsee, eine der weltweit größten Erdölprovinzen, ist durch das gehäufte Auftreten von Mesozoischen Gaskondensat-Lagerstätten gekennzeichnet, die in Relation zu ihrer Teufe im heißen Überdruckbereich liegen, und deren Vorkommen Mittels konventioneller kinetischer Modelle nicht reproduzierbar ist. Ziel dieser Dissertation war, mit Hilfe neu entwickelter kinetischer Modelle die räumliche und zeitliche Zusammensetzung der Reservoir-Fluide sowie deren Phasenverhalten im Hochdruck- und Hochtemperaturbereich des Zentralgrabens der Nordsee zu rekonstruieren. Der gewählte Rahmen beinhaltete 3D Beckenmodellierungen, PVT Modellierungen sowie geochemische Analysen von Bohrkernextrakten und Ölen. Seitens der Industrie wurden digitale 3D Kartensätze zweier benachbarter Gebiete (ca. 280 km ost-südöstlich von Aberdeen) zur Verfügung gestellt, aus denen konzeptionelle Modelle entwickelt wurden. Deren geologische Entwicklung wurde mittels der Beckenmodellierungs-Software PetroMod™ simuliert. Die Wärmeflussgeschichte, einer der sensitivsten Parameter im Bezug auf die Genese von Kohlenwasserstoffen, wurde mittels der geologischen Entwicklung des Zentralgrabens unter Berücksichtigung der bedeutendsten Ereignisse rekonstruiert und gegen gemessene Temperaturdaten kalibriert. Die prominenten Rift-Ereignisse in der Trias und im Mittleren bis Oberen Jura wurden jeweils als Wärmefluss-Peaks definiert, deren Amplitude durch den Spreizungsfaktor β ermittelt wurde. Zur Kalibrierung der Versenkungs- und Temperaturgeschichten wurden Bohrlochtemperaturen, Vitrinitreflexions- und Druckdaten verwendet. Die Mittel- bis Oberjurassischen sedimentären Sequenzen enthalten die organisch rei-chen Muttergesteine marinen bis gemischt marin-terrestrischen Ursprungs. Lokal effektive Druckbarrieren (gut abdichtende Karbonate und Schiefer der Oberen Kreide) überlagern die Muttergesteinssequenzen. Die Druckgenese wurde als Mischung aus den Komponenten Gasgenese und Kompaktions-Disequilibrium modelliert. Publizierte kompositionell-kinetische Modelle wurden zur Bestimmung der Petroleumgenese und des Phasenverhaltens in die 3D Beckenmodelle integriert. Basierend auf diesen kinetischen Modellen zeigen die Ergebnisse der 3D Beckenmodellierungen, dass die Genese und auch eine erste Migration bereits während der oberen Unteren Kreide begannen. Als erste Fluide traten hierbei Ölphasen mit sehr niedrigen Gas-Öl-Verhältnis (GOR) auf, die mit zunehmendem Druck des absinkenden Hangenden durch den damit verbundenen Druckanstieg stetig Gas aufnahmen, bis rezent eine reine Gasphase im Reservoir vorliegt. Da bei steigenden Temperaturen zunehmend die Gas-Zusammensetzung das Verhalten der Flüssig-Phase kontrolliert, sind solche kinetischen Multi-Komponent-Modelle, die allein auf Pyrolyse-Ergebnissen basieren, ungeeignet zur Bestimmung des Phasenverhaltens der Reservoir-Fluide. Die Kombination von offenen und geschlossenen Heiz-Experimenten hingegen erlaubt, die Entwicklung der generierten Fluid-Zusammensetzung als Funktion thermalen Stresses zu charakterisieren. Dabei wird die analytisch bestimmte Gas-Zusammensetzung itera-tiv an das Phasen-Verhalten natürlicher Fluide angeglichen, indem der Methan-Gehalt der Gasphase im kinetischen Modell solange verändert wird, bis die Vorhersagen den tatsächlichen Zu-sammensetzungen der regionalen Fluide entsprechen. Um die Umwandlung von Öl zu Gas im Model zu definieren, wurde die Stabilität der Flüssig-Phase-Komponenten systematisch im Rahmen publizierter Resultate variiert. Methan wurde hierbei als einziges Produkt der Ölumwandlung definiert. Derart erstellte kinetische Multi-Komponent-Modelle wurden den verschiedenen Muttergesteinssequenzen in den Beckensimulationen zugewiesen. Die Ergebnisse zeigen einen zeitlichen und ursächlichen Zusammenhang zwischen Druck- und Temperaturentwicklung und Phasenverhalten. Vor allem ist die Entwicklung von Überdruck verantwortlich für die heute vorkommenden untersättigten Reservoir-Fluide. Die Reservoire enthielten während der ersten Füllung ein gasdominiertes, zweiphasiges Fluid, das erst nach Einstellung des Überdrucks den heutigen untersättigten Zustand erreichte. Durch die Verflechtung von kompositionellen Daten von offenen und geschlossenen Heiz-Experimenten sowie regionalen PVT Daten konnte ein kinetisches Multi-Komponent-Modelle erstellt werden, das die beobachteten Fluid-Zusammensetzungen sowie deren physikalischen Eigenschaften korrekt reproduzieren konnte. Die Kombination der Ergebnisse der Beckenmodellierung, PVT Modellierung und geochemischer Analytik ermöglicht die Identifizierung der Hauptprozesse, die im Verlauf der Fluidentwicklung in den Hochdruck- und Hoch-temperaturbereichen der Mesozoischen Reservoire des Zentralgrabens in Raum und Zeit auftraten.
The North Sea, and especially the Central Graben area, is one of the world’s major petroleum provinces. The occurrence of gas condensates is a typical feature of many Central Graben Mesozoic reservoirs. The reservoirs are here highly overpressured and have elevated temperatures. Based on conventional kinetic schemes their occurrence is not explicable. Goal of this study was to reproduce the chemical composition of these reservoir fluids in space and time, and their phase behavior, using newly developed compositional kinetic models, based in the framework of 3D basin modeling, PVT modeling and geochemical analyses of core extracts and live fluids. 3D digital map sets of two neighboring areas (approx. 280 km eats-southeast of Aber-deen) were supplied by the petroleum industry partners. These maps and additional data were used to develop a conceptual model on which basin modeling (PetroMod™ software) was performed. The thermal history of the basins, one of the most sensitive parameter with respect to hydrocarbon genesis, was reproduced using the published geological history of the Central Graben and its most prominent events and calibrated using well data. The Triassic and Middle to Upper Jurassic rifting events, which affected to a large extent the Graben system, were defined as thermal spikes; their amplitude was reconstructed using the spreading factor β. Addi-tional calibration data included Vitrinite reflectance data and pressure measurements. The Middle to Upper Jurassic sedimentary sequences include the organic rich source rocks of marine to mixed marine-terrestrial origin, overlain by tight Cretaceous shales and carbonates which both act locally as effective pressure seals. The development of overpressure was included into the basin models as a feature of mixed origin, consisting of both gas generation and disequilibrium compaction. Published compositional kinetic models were assigned to the different source rock intervals in the basin models to evaluate hydrocarbon generation and phase behavior. The 3D basin modeling results based on these kinetic models indicate that generation and migration of hydrocarbons started already early during the upper Early Cretaceous. An oil dominated fluid with a low GOR was the first fluid emplacement. With the onset of overpressure due to accelerated burial, the fluid became gas richer. Present day reservoir fluid is a pure gas phase. With rising temperatures, the composition of the gas phase dominantly controls the behavior of the fluid phase. Therefore, multi compound kinetic models purely based on results achieved from pyrolysis experiments are not suitable for any exact prediction on phase behavior of the reservoir fluids. The combination of open and closed system heating experiments allows characterizing the evolution of the fluid’s composition as a function of thermal stress. Gas compositions determined analytically are tuned to natural fluid phase behavior and the ensuing “corrected” gas compositions used for the definition of multi-compound kinetic models. To define the conversion of oil to gas in the model, the stability of the liquid phase compounds was systematically varied within the framework of published results, with methane being defined as the only product of oil conversion. Such defined multi-compound kinetic models were assigned in the basin models to the different source rock sequences. Results indicate a connection between pressure- and temperature development and phase behavior. Especially the generation of severe overpressure is responsible for the occurrence of the present day encountered undersaturated reservoir fluids. At first charge, the reservoirs contained a vapor dominated two-phase fluid, which became undersaturated after the onset of severe overpressure. The integration of compositional data from open and closed heating experiments together with regional PVT data allowed defining a compositional kinetic model which enables to reproduce the observed fluid composition and physical properties through time. The combined results from basin modeling, PVT modeling and geochemical analysis allowed identifying the main processes, which took place during the evolution of the investigated Mesozoic HPHT reservoirs through time and space.
URI: urn:nbn:de:kobv:83-opus-15234
http://depositonce.tu-berlin.de/handle/11303/1870
http://dx.doi.org/10.14279/depositonce-1573
Exam Date: 11-Dec-2006
Issue Date: 19-Apr-2007
Date Available: 19-Apr-2007
DDC Class: 550 Geowissenschaften
Subject(s): 3D Beckenmodellierung
Druckmodellierung
Kinetische Modelle
Zentralgraben Nordsee
3D Basin Modeling
Compositional Kinetics
North Sea Central Graben
Pressure Modeling
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