Please use this identifier to cite or link to this item: http://dx.doi.org/10.14279/depositonce-4387
Main Title: Dynamics of petroleum generation, migration, accumulation and leakage
Subtitle: A 3D basin modelling study of the glacially influenced Southwestern Barents Sea
Translated Title: Die Dynamik der Erdölgenese, Migration, Ansammlung und Leckage
Translated Subtitle: eine 3D-Beckenmodellierungsstudie der glazialbeeinflussten südwestlichen Barentssee
Author(s): Rodrigues Duran, Enmanuel Alexis
Referee(s): Horsfield, Brian
Littke, Ralf
Granting Institution: Technische Universität Berlin, Fakultät VI - Planen Bauen Umwelt
Type: Doctoral Thesis
Language: English
Language Code: en
Abstract: Die Zielsetzung der vorliegende 3D Beckenmodellierungsstudie ist ein besseres Verständnis der Kohlenwasserstoffsysteme der Südwestlichen Barentssee. Dies beinhaltet eine Beschreibung der generierten Mengen an Kohlenwasserstoffen, deren Migration und Akkumulation sowie die Abschätzung des Verlusts aus potentiellen Reservoiren im Verlauf der Evolution des Sedimentbeckens. Hierzu wurde zunächst ein Modell für das Gebiet des Hammerfest Sedimentbeckens erstellt, welches drei Muttergesteine beinhaltet: die Oberjurassische Hekkingen Formation, sowie die Triassische Snadd und Kobbe Formation. Die höchste Reife dieser Muttergesteine wurde für den westlichen und nordwestlichen Beckenrand vorhergesagt. Das Modell ist somit in der Lage die Kohlenwasserstoffe und deren Verteilung für schon bekannte Felder und Ressourcen zufriedenstellend zu reproduzieren. Basierend auf diesem Model konnte gezeigt werden, dass in dem Untersuchungsgebiet im Wesentlichen zwei Phasen der Re-migration die rezente Verteilung zur Folge hatten; die Umverteilung des Öls während des Oligozäns-Miozäns und ein Verlust der Gasphase während des Pliozäns-Pleistozäns in Zusammenhang mit den glazial-interglazialen Zyklen. Hierbei gelangten mindestens 0.247 Gt thermogenes Gas aus der Hauptlagerstätte an die Sedimentoberfläche. Die volumetrische Analyse der Öl- und Gaszusammensetzung der einzelnen Felder und weiterer neuer Entdeckungen weist darauf hin, dass das vorhandene Gas hauptsächlich von Triassischen Muttergesteinen stammt, wohingegen das Öl in variablen Anteilen von der Jurassischen Hekkingen Formation als auch den Triassischen Muttergesteinen gespeist wurde. Diese Ergebnisse konnten unter Zuhilfenahme von geochemischen Daten von Fluidanalysen der Hauptfelder des Hammerfest Sedimentbeckens überprüft werden. Die Interpretation von Gasisotopendaten und Reifeparametern bestätigt die Reifetrends welche bereits durch die Beckenmodellierung erhalten wurden. Die Daten der kurzkettigen Kohlenwasserstoffe zeigen den Einfluss sekundärer Prozesse an. Die Analyse der altersabhängigen Biomarker konnte keine eindeutige Abgrenzung zwischen Jurassischen und Triassischen Muttergesteinen aufzeigen. Unter Berücksichtigung der gleichen Muttergesteine wurde das 3D Beckenmodell auf die Loppa High Region und weitere Explorationsgebiete erweitert. Die kalibrierten Ergebnisse des Modells zeigen, dass die drei Muttergesteine am westlichen Rand des Beckens überreif sind. Des Weiteren weisen sie eine hohe Reife in den tiefsten Teilen des Maud Sedimentbeckens gen Osten des Modells auf. Im Bereich der Bjarmeland Plattform hat nur das Triassische Muttergestein das Ölfenster erreicht. Die derzeitige Generierung von Kohlenwasserstoffen kann im östlichen Teil der Bjarmeland Plattform beobachtet werden, wobei heutzutage noch immer ein Generierungspotential vorhanden ist. Im westlichen Teil des Modells begann die Kohlenwasserstoffgenerierung der Kobbe Formation bereits im Obertrias–Unterjura. Die Snadd Formation erreichte das Ölfenster im Oberjura–Unterkreide und die Hekkingen Formation während der oberen Unterkreide. In diesem Gebiet ist das Generierungspotential der drei Muttergesteine erschöpft. Aus diesem Grund ist es notwendig sich auf jüngere Muttergesteine zu konzentrieren. Weitere Ergebnisse zeigen, dass sich die Hauptmigrationsrichtungen während der Evolution des Gebiets nicht drastisch geändert haben, auch nicht während der glazial-interglazialen Zyklen. Das Modellierungsergebnis zeigt, dass die Gas-zu Ölverhältnisse der modellierten Akkumulationen mit den glazialen Zyklen in Zusammenhang stehen.
The 3D basin modelling of the Southwestern Barents Sea was planned with the aim of addressing the masses of petroleum generated, migrated, accumulated and lost during the basin evolution. The first model was constructed for the Hammerfest Basin considering three source rocks, which correspond to the Upper Jurassic Hekkingen Formation and the Triassic Snadd and Kobbe formations. The highest maturities for the three source rocks were reached in the western and northwestern margin of the basin. The model reproduced satisfactorily the hydrocarbon phases and distribution of the main fields and discoveries. Two events of petroleum re-distribution occurred in the basin: the first corresponds to the oil re-distribution (during the Oligocene–Miocene); the second corresponds to the gas leakage (during the Pliocene–Pleistocene) in connection to the glacial–interglacial cycles. At least 0.247 Gt of thermogenic gas leaked from the main reservoir and reached the sediment interface. The analysis of the volumetric proportions of oil and gas contributions to each field and discovery, suggest that the gas contribution stems mainly from Triassic source rocks, while the oil phases contain variable proportions from both the Jurassic Hekkingen Formation and the Triassic source rocks. Available fluid geochemical data from the main fields in the Hammerfest Basin allowed testing these results. The interpretation of gas isotopes and maturity related biomarker ratios confirms the maturity trends derived from basin modelling; and light hydrocarbons indicate the influence of secondary processes. However, age related biomarker ratios did not provide a clear separation when evaluating a contribution from Jurassic versus Triassic source rocks. The 3D basin modelling was extended to include the Loppa High as well as some other important frontier exploration areas; taking into account the same source rocks. Calibrated model predictions indicate that the three source rocks are overmature in the western margin and also have high maturities in the deepest parts of the Maud Basin to the east. However, in the Bjarmeland platform, only the Triassic source rocks have entered the oil window. Recent generation has been observed in the eastern part around the Bjarmeland Platform and generative potential is still available at present–day. The timing of generation in the western part is different in comparison to the east, with the Kobbe Formation starting to generate during the Late Triassic–Early Jurassic, the Snadd Formation during Late Jurassic–Early Cretaceous and the Hekkingen Formation during Middle Cretaceous. The three source rocks do not have any generative potential left; therefore, it is necessary to rely on younger source rocks. Additional results indicate that the main drainage directions do not change drastically during the evolution of the area, not even during the glacial–interglacial cycles. The model output shows changes in the sizes of the relative oil versus gas quantities in the modelled accumulations during the glacial cycles.
URI: urn:nbn:de:kobv:83-opus4-64418
http://depositonce.tu-berlin.de/handle/11303/4684
http://dx.doi.org/10.14279/depositonce-4387
Exam Date: 8-Dec-2014
Issue Date: 25-Mar-2015
Date Available: 25-Mar-2015
DDC Class: 550 Geowissenschaften
Subject(s): 3D Petroleum Systemmodellierung
Geochemie
Eiszeiten
Kohlenwasserstoffleckage
Barentssee
3D petroleum system modelling
geochemistry
glacial cycles
hydrocarbon leakage
Barents Sea
Creative Commons License: https://creativecommons.org/licenses/by/3.0/de/
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