Please use this identifier to cite or link to this item: http://dx.doi.org/10.14279/depositonce-4481
Main Title: Methane emissions from petroleum bearing basins
Subtitle: A modeling and mass balance approach
Translated Title: Methanemissionen aus Erdölbecken
Translated Subtitle: ein Modellierungs- und Massenbilanz-Ansatz
Author(s): Berbesi, Luiyin Alejandro
Advisor(s): Horsfield, Brian
Referee(s): Littke, Ralf
Horsfield, Brian
Granting Institution: Technische Universität Berlin, Fakultät VI - Planen Bauen Umwelt
Type: Doctoral Thesis
Language: English
Language Code: en
Abstract: Das Hauptanliegen der Studie ist es, die Entwicklung von Erdölsystemen in verschiedenen Sedimentationsbecken zu modellieren und den mit ihnen verbundenen Methanaustritt über geologische Zeiträume zu quantifizieren. Dadurch will die Studie einen Beitrag zum Verständnis der Verbindungen zwischen erdölführenden Becken und der Entwicklung des Weltklimas sowie den damit verbundenen Prozessen leisten. Die analysierten Gebiete waren zwei kanadische Becken: das Western Canada Sedimentary Basin (WCSB) und das Beaufort/Meckenzie Basin (BMB); sowie der Zentralgraben der Nordsee. Die Methodologie beinhaltet die Modellierung und Analyse von Erdölsystemen, Massenbilanzansätze und einen Vergleich der Ergebnisse mit weltweit publizierten Daten. Obwohl der Hauptfokus auf der Bildung, Migration und dem Austritt von thermogenem Gas liegt, werden auch andere relevante Prozesse, die in den ausgewählten geologischen Gebieten auftreten, angesprochen. Im WCSB wird eine Quantifizierung der biologischen Methanbildung während der Biodegradation des ursprünglichen Öls in Athabasca durchgeführt. Im BMB erlaubt es die Erdölsystemmodellierung und –analyse, das Methangashydrat Potential der Region zu bewerten. Das Maximum der berechneten thermogenen Gasbildungsraten liegt in der Größenordnung von 10E-2 (WCSB) bis 10E-3 (BMB und Zentralgraben) Teragramm (1 Tg=10E12 g) pro Jahr. Biogenes Methan könnte im WCSB in Raten bis zu 10E-3-10E-2 Tg/Jahr produziert worden sein; dies hängt von Annahmen hinsichtlich der abbaubaren Masse an Öl ab. Die modellierten Ergebnisse legen nahe, dass sich der Gasaustritt über eine große Fläche, nicht konzentriert oder fokussiert, ausbreitete und, gesteuert durch die Bildung im Muttergestein, nicht in dem Maß stattfinden kann, wie es in der Literatur berichtet wird, ungeachtet der Größe des Sedimentationsbeckens und Karbonpools. Allein das Reservoir als Teil des Erdölsystems kann mit der Atmosphäre in signifikanter Geschwindigkeit interagieren, und die den Austritt fördernden Mechanismen sind weitaus relevanter als der Karbonbestand von Sedimentationsbecken. Künftige Studien zu diesem Thema sollten sich auf Becken konzentrieren, in denen große Gasansammlungen und bekannte Freisetzungsmechanismen vorhanden sind (z. B. hoch zerklüftete Bereiche und arktische Becken). Oberflächenmessungen sollten mit Erdölsystemmodellierungen kombiniert werden, um Extrapolationen der Messungen in die Atmosphäre sinnvoll ausführen zu können, und sich mit Paleo-Leckage befassen.
The main objectives of this study are to model the evolution of petroleum systems in different sedimentary basins and to quantify their associated methane leakage through geologic time. In this way, the study aims to contribute to the understanding of any link between petroleum-bearing basins and the Earth’s climate evolution, and the main processes involved. The analyzed study areas are two Canadian basins: the Western Canada Sedimentary Basin (WCSB) and the Beaufort/Mackenzie Basin (BMB); and the Central Graben of the North Sea province. The methodology involves petroleum system modeling and analysis, mass balance approaches and comparison of results from the selected study areas against world-wide published data. Although the main focus is on thermogenic gas generation, migration, and leakage; other relevant processes taking place in the selected geological settings are addressed. In the case of the WCSB, a quantification of the microbial methane generation during the biodegradation of the original oils in Athabasca is carried out. In the case of the BMB, petroleum system modeling and analysis allows to assess the methane gas hydrate potential of the region. Maximum predicted thermogenic gas generation rates are in the order of 10E-2 (WCSB) to 10E-3 (BMB and Central Graben) Teragrams (1 Tg=10E12 g) per year. Biogenic methane could have been produced in the WCSB at rates of up to 10E-3–10E-2 Tg/yr, depending on assumption regarding the degradable oil mass. Modeling results suggest that gas leakage spread out over a large area, not concentrated or focused, and driven by generation in kitchen areas cannot take place at rates as those reported in the literature, regardless of the sedimentary basin size and carbon pool. Only the reservoir part of the petroleum systems is able to interact with the atmosphere at significant speed, and the mechanisms driving leakage are, by far, more relevant than the carbon inventory of sedimentary basins. It is proposed that future studies on the topic should concentrate in basins where large gas accumulations and focused release mechanisms are present (e.g., highly fractured settings and arctic basins), and that surface measurements should be combined with petroleum systems modeling in order to reasonably perform aerial extrapolations of measurements, and address paleo-seepage.
URI: urn:nbn:de:kobv:83-opus4-66670
http://depositonce.tu-berlin.de/handle/11303/4778
http://dx.doi.org/10.14279/depositonce-4481
Exam Date: 24-Mar-2015
Issue Date: 10-Jul-2015
Date Available: 10-Jul-2015
DDC Class: 550 Geowissenschaften
Subject(s): Erdöl
Methan
Modellierung
Sedimentbecken
Basin
Methane
Modeling
Petroleum
Creative Commons License: https://creativecommons.org/licenses/by/3.0/de/
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