Untersuchungen zum Spannungseinfluss auf die Fluiddurchlässigkeiten von Rotliegend Tight Gas Sandsteinen

Albrecht, Daniel

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.

Unconventional gas reservoirs play an increasingly important role for the energy supply. Tight gas is a significant part of the unconventional deposits. For the economic production of such gas reservoirs the greatest possible connected surface of fractures and cracks is necessary, which is generally created by fracking techniques. The permeability in such a flow system is strongly stress sensitive. This leads during the gas production due to the associated decrease of the pore pressure and the increase of the effective stress to a substantially decline of the production rate. To be able to make good predictions of the production behavior of a tight gas reservoir it is necessary to know, how these factors influence the flow properties. Therefore, an extensive measurement program has been carried out on rock samples from a north-german tight gas reservoir to investigate the influence of stress, pore pressure and saturation state on permeabilities. In addition the relationship with the pore space volume was investigated and NMR-measurements, capillary pressure measurements and measurements for determining rock mechanical parameters performed for a general characterization of the rock material. The investigated rock showed under isostatic stress conditions a visco-elastic deformation behavior in the permeability measurements as well as in the porosity measurements. The relationship between porosity and permeability stayed constant under changing stress and corresponds to the trend expected for north-german Rotliegend sandstones. The permeability decreases with increasing stress in the order of several magnitudes. The pore pressure hereby counteracts the total stress. The Biot coefficient, which gives the amount with which the pore pressure counteracts the total stress, is thereby not a constant but can be expressed as function of pore pressure and total stress. On recompacted plugs, i. e. plugs which have been pressurized over some time before the permeability measurement, the permeability decline is less pronounced. Due to the recompaction decompactions and micro-fissures are closed, which result from the history of the rock samples, mainly the core probing, storing and plug drilling. If these effects and the influence of pore pressure are taken into account, the stress dependency is less pronounced. However, water saturation has a strong influence on the fluid flow properties. In fully saturated state the permeability of the plugs is only a tenth of the absolute permeability. At residual water saturation the values for the effective permeability for gas lie between the values for the absolute permeability and the specific water permeability. The relative permeabilities at the end-point derived from this are higher than the values found for north-american sandstones. The reason for the different behaviour could be caused by the different content of clay minerals. From the results of the measurements correlation functions were derived, which enable to calculate permeabilities for in-situ stress conditions and different saturation states from basic data. The data measured in the framework of this thesis and the correlation functions derived from this data have been implemented together with data and correlations from open sources in a Rock Data Catalog (RDC). The RDC has been developed as tool to support modelling and simulation of tight gas reservoirs.

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Albrecht, Daniel: Untersuchungen zum Spannungseinfluss auf die Fluiddurchlässigkeiten von Rotliegend Tight Gas Sandsteinen. 2015.

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