Please use this identifier to cite or link to this item: http://dx.doi.org/10.14279/depositonce-5822
Main Title: Organic-inorganic interactions in siliciclastic oil reservoirs, North Sea
Translated Title: Organisch-anorganische Wechselwirkungen in siliziklastischen Ölreservoiren in der Nordsee
Author(s): Mu, Nana
Advisor(s): Horsfield, Brian
Schulz, Hans-Martin
Referee(s): Horsfield, Brian
Schulz, Hans-Martin
Schwarzbauer, Jan
Granting Institution: Technische Universität Berlin
Type: Doctoral Thesis
Language Code: en
Abstract: Sandstones are important reservoir rocks for a variety of fluids. Their properties, such as porosity and permeability, which are crucial factors for petroleum production, primarily depend on depositional environments. Additionally, subsequent geochemical alterations by depth-related reactions (“classic diagenesis”), organic-inorganic interactions, and mixing of basin fluids can also significantly alter reservoir properties via mineral dissolution and (re-)precipitation. However, the impact of organic-inorganic interactions on mineral alteration is still poorly understood and the controlling factors for meteoric water intrusions are unknown. It is the aim of this dissertation to investigate the diagenesis of sandstones in order to figure out how organic-inorganic interactions affected mineral assemblages depending on oil degradation of different intensity, on mineralogical composition and on pore water composition. Furthermore, the controlling factors for meteoric waters intruding into deep marine turbidites and their consequence on organic-inorganic interactions were studied. To achieve these objectives, more than one hundred core samples were taken from four oil fields (Siri field, Magnus field, Frigg field and Grane field) in the North Sea. These samples vary in lithology (glauconite sandstone, arkose sandstone, and subarkose sandstone), and cover an age range of Jurassic, Palaeocene and Eocene, and a depth interval from shallow (1,734-1,798 m) to deep (3,200-3,240 m). An interdisciplinary approach including imaging techniques (thin section, SEM, TEM), inorganic geochemical techniques (XRD and XRF) and organic geochemical methodologies (GC-FID, GC-MS, FT-ICR-MS) was used for analyzing the inorganic and organic constituents of the samples, and their genetic relationships. In the glauconite-bearing Heimdal sandstone reservoir of the Siri field (2,096-2,137 m depth), authigenic berthierine is one of the most significant diagenetic phases. Berthierine mainly appears as pore-lining or pore-filling crystals, and is most abundant at the oil-water contact (OWC) where glauconite is relatively depleted and where extracted bitumens show the highest extent of biodegradation. Berthierine commonly occurs in semi-dissolved glauconite and its formation postdates oil filling. Based on these two observations, it can be inferred that the formation of berthierine was result of glauconite dissolution, and that this process was probably driven by organic-inorganic interactions due to oil degradation at the OWC. Due to these interconnected processes, other diagenetic alterations, such as feldspar dissolution and quartz overgrowth, also take place in the Heimdal glauconite-bearing sandstone. In the Magnus field, the Jurassic Magnus sandstone is the main reservoir which is at present deeply buried at depths of ca. 3,200-3,240 m. The Magnus sandstone is an arkose sandstone with a high feldspar content. This sandstone reservoir has experienced various intensive post-depositional alterations, including quartz overgrowth, formation of ankerite, siderite, albite, and kaolinite, as well as K-feldspar dissolution. Petrographic and geochemical analyses indicate that part of albite was formed within the reservoir at temperatures of around 80-100°C after oil emplacement. Three potential mechanisms for albite formation were proposed and tested by hydrogeochemical modelling approaches. The results indicate that (1) dissolution of unstable minerals (such as kaolinite and chalcedony) coupled to reduction of ferric iron minerals, but also (2) dissolution of non-end member feldspar coupled to illite formation can account for albite formation. The Eocene Frigg sandstones of the Frigg field and the Palaeocene Heimdal sandstones of the Grane field are both sub-arkose sandstones and are buried at 2,045-2,075 m and 1,734-1,798 m, respectively. However, the Eocene Frigg sandstones display intensive feldspar dissolution and kaolinite formation, and stronger oil degradation compared to the Palaeocene Heimdal sandstones of the Grane field. Most likely, meteoric water intrusion into the Frigg sandstones due to its adjacency of the East Shetland Platform could have led to both alterations. Furthermore, organic-inorganic interactions triggered by oil degradation could also be a reason for feldspar dissolution and kaolinite formation accompanied by siderite formation.
Sandstein ist ein wichtigstes Reservoirgestein für Fluide. Seine Eigenschaften, wie zum Beispiel Porosität und Permeabilität, die entscheidend für die Erdöl- und Erdgasproduktion sind, hängen stark vom Ablagerungsmilieu ab. Zusätzlich können nachfolgende geochemische Prozesse wie z.B. tiefenabhängige Reaktionen (“Klassische Diagenese”), organisch-anorganische Wechselwirkungen, und Vermischungen von unterschiedlichen Beckenfluiden die Reservoir-Eigenschaften durch Lösung und Ausfällung von Mineralen erheblich verändern. Trotzdem ist der Einfluss organisch-anorganischer Wechselwirkungen auf Mineralveränderungen immer noch wenig erforscht und die kontrollierenden Faktoren von Intrusionen meteorischen Wassers weitestgehend unbekannt. Das Ziel der vorliegenden Dissertation ist die Untersuchung der Sandsteindiagenese in Bezug auf den Einfluss organisch-anorganischer Wechselwirkungen auf Mineralvergesellschaftungen und deren Abhängigkeit von der Intensität des Erdölabbaus, der primären mineralogischen Zusammensetzung, und von der Porenwasser-Zusammensetzung. Weiterhin wurden die Einflussfaktoren von Intrusionen meteorischen Wassers in tiefmarine Turbidite und deren Folgen auf organisch-anorganischen Wechselwirkungen untersucht. Hierzu wurden mehr als 100 Kernproben aus vier Ölfeldern in der Nordsee genommen (Siri Feld, Magnus Feld, Frigg Feld und Grane Feld). Diese Proben variieren im Hinblick auf Lithologie (glaukonitscher Sandstein, Arkose-Sandstein, subarkosischer Sandstein), Alter (von Jura, Paläozän, bis Eozän), und Tiefe, wo sie sich von flachen (1,734-1,798 m) bis zu tiefen (3,200-3,240 m) Bereichen erstrecken. Um organische und anorganische Bestandteile der Proben und deren genetische Zusammenhänge zu analysieren, wurde ein interdisziplinärer Ansatz mit bildgegebenden Verfahren (Dünnschliff, SEM, TEM), anorganisch-geochemischen (XRD und XRF), und organisch-geochemischen Methoden (GC-FID, GC-MS, FT-ICR-MS) angewendet. Im Glaukonit-haltigen Heimdal-Sandstein des Siri-Reservoirs (2,096-2,137 m) ist authigener Berthierin eine der bedeutendsten diagenetischen Mineralphasen. Berthierin kommt hauptsächlich als Porensaum oder Porenfüllung vor und tritt zumeist am Öl-Wasser-Kontakt (OWC) auf. Hier ist Glaukonit relativ verarmt und extrahierte Bitumina zeigen das höchste Biodegradationsstadium. Berthierin tritt normalerweise in angelöstem Glaukonit auf und seine Bildung eröffnet die Möglichkeit, die Füllungsgeschichte des Reservoirs zu datieren. Aus beiden Beobachtungen lässt sich schließen, dass der Übergang von Glaukonit zu Berthierin durch organisch-inorganische Wechselwirkungen verursacht wird und im Umkehrschluss durch die Öldegradation am OWC angetrieben wird. Aufgrund dieser miteinander verbundenen Prozesse finden zudem andere diagenetische Prozesse in den Glaukonit-haltigen Heimdal-Sandsteinen statt, zum Beispiel Auflösung von Feldspäten und Quarz-Überwachsung. Jurassische Magnus Sandsteine sind das Hauptreservoir im Magnus-Feld und bis in 3,200-3,240 m Tiefe versenkt. Diese bestehen aus Arkosesandsteinen mit hohem Feldspat-Anteil. Das Reservoir hat verschiedene, intensive Prozesse nach der Ablagerung erlebt, wie Quarz-Überwachsung, Neubildung von Ankerit, Siderit, Albit, sowie Auflösung vom Kalifeldspat. Petrographische und geochemische Untersuchungen weisen darauf hin, dass ein Teil des Albits bei Temperaturen von ca. 80-100°C im Reservoir gebildet wurde, nachdem das Öl eingedrungen ist. Drei mögliche Mechanismen für die Albit-Bildung wurden mit Hilfe von hydrogeochemischen Modellierungen überprüft. Die modellierten Ergebnisse deuten darauf hin, dass (1) die Auflösung von instabilen Mineralen (wie Kaolinit und Chalzedonit) mit der Reduktion Eisen(III)-haltiger Minerale verbunden sind, und (2) dass die Neubildung vom Albit auch durch Auflösung von Feldspatmischkristallen und gleichzeitiger Illit-Bildung verantwortlich sein kann. Die eozänen Sandsteine des Frigg Feldes und die paläozänen Sandsteine des Grane Felds sind beide Subarkosesandsteine und treten in Tiefen von jeweils 2,045-2,075 m und 1,734-1,798 m auf. Jedoch zeigen die Frigg Sandsteine eine intensivere Feldspatauflösung, eine stärkere Kaolinitbildung, sowie eine stärkere Erdöldegradation im Vergleich zu den paläozänen Heimdal-Sandsteinen des Grane Feldes. Es wird vermutet, dass die Intrusion meteorischen Wassers in die Frigg-Sandsteine aufgrund seiner Nähe zur East Shetland Plattform stattfand, und dies zu beiden genannten Alterationsprozessen geführt hat. Weiterhin könnten die vom Ölabbau ausgelösten organisch-anorganischen Interaktionen eine Ursache für Feldspatauflösungen und Bildung von Kaolinit sowie Siderit sein. Schlüsselwörter: Organisch-anorganische Wechselwirkung, Sandstein, Glaukonit, Berthierin, Albit, meteorische Wässer, FT-ICR-MS, Nordsee.
URI: http://depositonce.tu-berlin.de/handle/11303/6263
http://dx.doi.org/10.14279/depositonce-5822
Exam Date: 21-Feb-2017
Issue Date: 2017
Date Available: 4-Apr-2017
DDC Class: DDC::500 Naturwissenschaften und Mathematik::550 Geowissenschaften, Geologie
Subject(s): organic-inorganic interaction
sandstone
glauconite
berthierine
meteoric water
FT-ICR-MS
North Sea
organisch-anorganische Wechselwirkung
Sandstein
Glaukonit
Berthierin
Albit
meteroisches Wasser
Nordsee
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