Untersuchungen zum Spannungseinfluss auf die Fluiddurchlässigkeiten von Rotliegend Tight Gas Sandsteinen

Unkonventionelle Gaslagerstätten spielen eine zunehmend wichtigere Rolle bei der Energieversorgung. Tight Gas stellt einen bedeutenden Teil der Gruppe der unkonventionellen Gasvorkommen dar. Zur wirtschaftlichen Förderung solcher Gaslagerstätten ist eine möglichst große vernetzte Kluft- bzw. Rissoberfläche notwendig, die in der Regel durch Fracking-Maßnahmen hergestellt wird. Die Durchlässigkeit ist in solchen Fließsystemen stark spannungssensitiv. Das führt bei der Gasproduktion durch die damit einhergehende Absenkung des Porendrucks und die Zunahme der effektiven Spannung zu einer drastischen Abnahme der Förderraten. Um das Förderverhalten einer Tight Gas Lagerstätte gut prognostizieren zu können ist es notwendig zu wissen, wie sich diese Faktoren auf die Fließeigenschaften auswirken. In einem umfangreichen Messprogramm wurden daher an Gesteinsproben aus einer norddeutschen Tight Gas Lagerstätte die Auswirkungen von Spannung, Porendruck und Sättigungszustand auf die Fluiddurchlässigkeiten untersucht. Dazu wurde ein Permeablitätsmessstand aufgebaut, der Permeabilitätsmessungen unter kontrollierten Axial- und Radialspannungen und Porendrücken erlaubt. Daneben wurde der Zusammenhang mit dem Porenraumvolumen untersucht und NMR-Messungen, Kapillarduckmessungen und Messungen zur Bestimmung gesteinsmechanischer Parameter zur allgemeinen Charakterisierung des Gesteins durchgeführt. Das untersuchte Gestein zeigte unter isostatischen Spanungsbedingungen sowohl bei den Permeabilitäts- als auch bei den Porositätsmessungen ein visko-elastisches Deformationsverhalten. Das Verhältnis Porosität zu Permeabilität blieb bei wechselnder Spannung konstant und entspricht dem für norddeutsche Rotliegend Sandsteine zu erwartenden Trend. Die Permeabilität nimmt mit zunehmender Spannung um mehrere Größenordnungen ab. Der Porendruck wirkt dabei der totalen Spannung entgegen. Der Biot-Koeffizient, also der Anteil mit dem der Porendruck gegen die totale Spannung wirkt, ist dabei nicht konstant, sondern lässt sich als Funktion von Porendruck und totaler Spannung beschreiben. Bei rekompaktierten Plugs, d. h. Plugs, die vor der Permeabilitätsmessung über einen längeren Zeitraum belastet werden, ist die Permeabilitätsabnahme weniger stark ausgeprägt. Durch die Rekompaktion werden Auflockerungen und Mikrorisse geschlossen, die durch die Vorgeschichte der Gesteinsproben, im Wesentlichen die Kernnahme, Lagerung und das Ausbohren der Plugs, entstanden sind. Werden diese Effekte und die Wirkung des Porendrucks berücksichtigt, ist der Spannungseinfluss weniger stark ausgeprägt. Allerdings hat die Wassersättigung einen starken Einfluss auf die Fluiddurchlässigkeiten. Im vollgesättigten Zustand erreichen die Plugs nur etwa ein Zehntel der absoluten Permeabilität. Bei Restwassersättigung liegt die Durchlässigkeit für Gas zwischen den Werten der absoluten Permeabilität und der spezifischen Wasserpermeabilität. Die daraus abgeleiteten relativen Gaspermeabilitäten am Endpunkt liegen über den für nordamerikanische Sandsteine gefundenen Werten. Als Ursache für dieses abweichende Verhalten kommt der Tonmineralanteil in Frage. Aus den Messergebnissen wurden Korrelationsfunktionen abgeleitet, die es erlauben, aus Basisdaten Permeabilitäten für in-situ Spannungszustände und verschiedene Sättigungszustände zu berechnen. Die im Rahmen dieser Arbeit gemessenen Daten und die daraus abgeleiteten Korrelationsfunktionen wurden zusammen mit Daten und Korrelationen aus frei verfügbaren Quellen in einen Rock Data Catalog (RDC) implementiert. Der RDC wurde als Werkzeug zur Unterstützung der Modellierung und Simulation von Tight Gas Lagerstätten entwickelt.