Geomechanische Kontrollen der Rissentwicklung in Kreide und Mergel in der dänischen Nordsee

Der Zweck dieses Buches besteht darin, die Arbeiten zur Charakterisierung, Vorhersage und Modellierung von Brüchen in Kreide, die entweder im oder vom Dänischen Zentrum für Offshore-Technologie (DOTC), ehemals Dänisches Zentrum für Hydrokarbonforschung und -technologie (DHRTC), durchgeführt oder finanziert wurden, zu präsentieren. Der Schwerpunkt liegt auf der Kreide im Dänischen Zentralgraben, aber es wird erwartet, dass die Arbeit eine breitere Anwendbarkeit für gebrochene Kreide und allgemein für gebrochene Reservoire haben wird.

Die Offshore-Industrie ist weitgehend auf die Nutzung indirekter Methoden angewiesen, wie beispielsweise konventionelle Seismik, ergänzt durch Testdaten und Kerne im Maßstab von Bohrlöchern. Diese Daten sind typischerweise von unterschiedlicher Qualität und Maßstab, was ein Problem der Nicht-Eindeutigkeit in der Beschreibung von Untergrundreservoiren schafft, die beispielsweise für die Energie- und Wassergewinnung genutzt werden. Die Einbeziehung von Onshore-Daten aus geologischen Aufschlüssen kann die Genauigkeit von 3D-Digitalmodellen erhöhen, die für die Charakterisierung des Untergrunds verwendet werden, da Onshore-Beobachtungen von Mikron- bis Kilometermaßstab gemacht werden können, was Muster räumlicher Heterogenität innerhalb geologischer Merkmale einschränkt. Wir präsentieren einen Workflow zur Sammlung, Verarbeitung und Kombination geologischer und geophysikalischer Daten, die in der Rørdal-Kalksteinbruch (Jütland, Dänemark) erhoben wurden; ein Onshore-Analogon zum Maastricht-Abschnitt der dänischen Nordsee. Detaillierte Beobachtungen aus diesen Datensätzen können zur Identifizierung struktureller Merkmale und Trends verwendet werden, die zu klein sind, um von großmaßstäbigen kontinuierlichen geophysikalischen Datensätzen erfasst zu werden. Wir konzentrieren uns auf digitale Aufschlussmodelle (DOMs), bodendurchdringendes Radar (GPR) und flache Seismik. Der Rørdal-Steinbruch wird derzeit mit einer Rate von etwa 20–30 m pro Jahr abgebaut. Die Produktion legt somit kontinuierlich neue Schichten frei. Wir nutzen diese einzigartige Möglichkeit, indem wir die natürlich gebrochenen Kalksteine wiederholt mit den angewandten Methoden untersuchen. Strategische Datenerfassung hat das Nachverfolgen von strukturellen Elementen in einem dreidimensionalen Bereich ermöglicht. Der Aufbau von 3D-Volumen schafft eine solide Grundlage für ein konzeptionelles geologisches Modell sowie für die statische Modellierung des Steinbruchs, was mit einzelnen Datensätzen nicht erreichbar wäre. Da verschiedene geologische Merkmale in den geologischen und geophysikalischen Daten unterschiedlich erscheinen, können ihre laterale Ausdehnung und Orientierungen detaillierter bewertet werden. Die DOMs ermöglichen eine strukturelle Interpretation und Analyse im digitalen Raum. Wir haben einen statistisch einzigartigen Datensatz mit 27.400 digitalen Bruchinterpretationen im Zentimetermaßstab erstellt. Dies wäre manuell im Feld nicht zu sammeln. Dieser umfangreiche Datensatz bietet zwei Schlüsselstärken zur Linderung typischer Unsicherheiten in Aufschlussstudien; der Datensatz ist groß und er stammt aus einem Gebiet mit nahezu kontinuierlicher Exposition, was eine Beobachtungspopulation liefert, die wir sowohl statistisch signifikant als auch repräsentativ für die natürliche Variabilität im System glauben.

Diese Studie zeigt einen Arbeitsablauf zur Verbesserung der Visualisierung von störungsbedingten Heterogenitäten aus seismischen Daten unter Verwendung einer Kombination aus Farbverarbeitung (eXchroma^SG Petrel-Plugin) und Ameisen-Tracking, was zu einer höheren vertikalen Auflösung als wellenbasierten Methoden führt. Der Grund dafür ist, dass nur seismische Amplitudenunterschiede zwischen benachbarten Zeitscheiben relevant sind, anstatt Spurenähnlichkeit, und sich somit auf das Konzept der seismischen Erkennbarkeit anstatt der Auflösung stützt (1/16 der dominanten Wellenlänge vs. 1/4). Der Arbeitsablauf wird auf ein produzierendes Kohlenwasserstofffeld in der Chalk-Gruppe auf dem Kraka-Salzdom im dänischen Zentralgraben angewendet. Die Ergebnisse zeigen strukturelle Linien in 2D-Schnitten, die typische Längen von 200–1000 m haben, allgemein in recht flachen Neigungen zur Schichtung geneigt sind (typischerweise 10°–45°) und oft an spezifischen stratigraphischen Horizonten enden. Sie bilden diffuse Zonen um Störungen mit geringem Versatz, die aus seismischen Amplitudenabschnitten sichtbar sind. In der Draufsicht auf stratigraphische Horizonte sind Sätze von parallelen oder nahezu parallelen Linien zu sehen, wobei einzelne Segmente oft miteinander verbunden sind, um 200–1000 m lange Segmente zu bilden. An verbindenden Knotenpunkten zeigt die eXchroma^SG Ameisen-getrackte Daten die höchsten Werte. Drei Orientierungen werden beobachtet: (1) NO–SW; (2) NW–SO; (3) konzentrisch. Ein Vergleich mit Bohrlochbildprotokollen zeigt keine klare Beziehung zum Attribut in Bezug auf die Bruchintensität, jedoch sind die Orientierungen sowohl offener als auch zementierter Brüche auffallend ähnlich. Angesichts der Tatsache, dass Amplitudenänderungen innerhalb des Kalks hauptsächlich das Ergebnis von Porositätsänderungen sind, wird vorgeschlagen, dass die strukturellen Linien dieses Attributs diffuse Zonen niedrigerer oder höherer akustischer Impedanz um Störungen, z. B. Störungsschadenszonen, widerspiegeln. Wir schlagen drei Prozesse zur Erzeugung störungsbedingter Änderungen in der akustischen Impedanz in Kalken vor: (1) Störungsschadenszonen mit offenen Brüchen haben eine niedrigere akustische Impedanz; (2) Störungsschadenszonen mit zementierten Brüchen haben eine höhere akustische Impedanz; (3) Störungsschadenszonen, die zu einer verbesserten Entwässerung von Bestattungsflüssigkeiten geführt haben, verursachen eine verstärkte Verdichtung und hohe akustische Impedanz. Sie sind daher Diagenesezonen um Störungen und sind als solche mit Störungsbereichen verbunden. Die drei beobachteten Orientierungen spiegeln wahrscheinlich die Reaktivierung von strukturellen Schwächen im Zusammenhang mit der Permo-Triassischen Verwerfung (NO–SW) und der späten jurassischen Verwerfung (NW–SO) sowie konzentrisch zum Salzdoming wider. Wichtig ist, dass diese Daten hochauflösende Informationen darüber liefern, wie Störungen an Knotenpunkten interagieren, was wertvolle Einblicke für die Modellierung diskreter Bruchnetzwerke und Reservoirkompartmentierung bietet. Die Ergebnisse können somit als Eingabe für die Verfeinerung statischer und dynamischer Modelle der Hauptreservoire, aber auch für Dichtungen, im Kontext von Carbon Capture Storage, Geothermie und Kohlenwasserstoffproduktion verwendet werden.

Bohrlocheinstürze, Meeresbodensenkungen und seismische Ereignisse sind einige der Haupttechnischen und gesellschaftlichen Probleme im Zusammenhang mit der Verformung von produzierenden Kreide-Reservoiren. Trotz der allgemeinen Konsistenz von Kreide in Bezug auf Reservoireigenschaften in den dänischen Nordseefeldern wurden die meisten konstitutiven Modelle erfolgreich auf ein einziges Kohlenwasserstofffeld angewendet. Diese Studie zielt darauf ab, ein umfassendes geomechanisches Modell zu erstellen, das in der Lage ist, die Reservoirverformung unter verschiedenen geologischen Bedingungen und Produktionsstrategien vorherzusagen. Zu diesem Zweck werden insgesamt 215 mechanische Tests, die in der JCR-Datenbank (http://​jointchalkresear​ch.​org/​) archiviert sind, analysiert und die Zug-, Scher- und Plastikeigenschaften sowohl von Danian- als auch von Maastrichtian-Pelagischen Kreiden aus der Nordsee werden separat charakterisiert. Die Ausbeuteoberflächen beider Kreidearten werden auch in Diagrammen von mittlerem-deviatorischem Stress rekonstruiert. Die untersuchten Proben weisen einen Porositätsbereich von 30 % bis 45 % auf und sind mit Öl und Wasser gesättigt, um ein breites Spektrum von Reservoirgesteinstypen abzudecken, die wahrscheinlich in einem produzierenden Feld plastisch verformen. Die Kontraste und Ähnlichkeiten im mechanischen Verhalten von Kreide aus den Ekofisk- und Tor-Fms werden quantifiziert und die kontrollierenden Faktoren werden diskutiert. Darüber hinaus wird das kalibrierte konstitutive Modell in 1-D auf zwei dänische Nordseefelder angewendet und die Simulationsergebnisse werden durch Daten zur Meeresbodensenkung qualitätsgeprüft. Für jedes Untersuchungsfenster werden zwei Simulationsläufe durchgeführt, indem die Anfangs- und Endausbeutespannungswerte in den konstitutiven Gleichungen berücksichtigt werden. Während der erste Simulationslauf als konservativer Ansatz betrachtet werden kann, ist der zweite ein optimistischer Ansatz, der die Verformung minimiert. Diese Arbeit stellt den ersten Versuch dar, den Bereich möglicher Szenarien für Meeresbodensenkungen zu quantifizieren, indem die Unsicherheit, die mit der Bestimmung der spezifischen Ausbeutespannungen für unterirdische Kreide verbunden ist, in den Modellierungsworkflow integriert wird. Die Fähigkeiten dieses Simulationsworkflows können Ingenieuren bei der Risikobewertung im Zusammenhang mit der Planung von Offshore-Infrastrukturen und bei Feldüberwachungsuntersuchungen helfen.

Wir präsentieren vorausschauende 2D-mechanische Simulationen, die zeigen, dass die elastische Verformung, die wahrscheinlich die Kreidegruppe in der Antiform Kraka Struktur, Dänischer Zentralgraben, beeinflusst hat, mit relativ hohen elastischen Spannungen verbunden ist. Die Spannungen sind ähnlich groß wie die normalen Spannungen, die mit der Beerdigung verbunden sind, und als Ergebnis, an der Spitze der Antiform, wo (deviatorische) Biegespannungen tendenziell ausdehnend sind, wird die Verdichtung behindert und die Porositäten übertreffen diejenigen, die sich in einem einfachen Beerdigungsszenario um 10–20 Prozentpunkte entwickeln würden. Ähnlich, wo die Flexur mit übermäßiger Kompression verbunden ist, wird die Porosität reduziert. Dieses Ergebnis scheint, in erster Ordnung, mit der beobachteten Porositätsverteilung in der Kreidegruppe der antiformen Kraka-Struktur übereinzustimmen und kann zusätzliche Einschränkungen für die Verteilung von Hochporositätszonen, die Zonen von hoher Reservoirqualität darstellen, liefern. Darüber hinaus kann das Modell auf andere Kreidereservoire im Nordseebecken angewendet und durch Berücksichtigung von 3D-Effekten und durch Einbeziehung besserer Laboruntersuchungen der mechanischen Eigenschaften der relevanten Kreideformationen verbessert werden. Die Vorhersage von hoher Porosität, die aufgrund der elastischen Biegung der Kreidegruppenreservoire erhalten bleibt, kann in zukünftigen Erkundungen und der Verbesserung der Ölgewinnung in ausgereiften Feldern genutzt werden.

In dieser Arbeit verwenden wir einen neuen, aber einfachen Ansatz, um die Dehnungsentwicklung des Kalksteins, der die Kraka-Struktur überlagert, zu ermitteln. Dieser Ansatz ermöglicht eine dreidimensionale Rekonstruktion der Biegedehnungsentwicklung im Zusammenhang mit dem Wachstum des Salzkissens, ohne starke Annahmen über mechanische Eigenschaften zu treffen. Die Dehnung wird aus der differentiellen Subsidenz geschätzt, die durch Backstripping berechnet wird, und wir unterscheiden kompaktionale Dehnung (hauptsächlich vertikal) von Biegedehnung (hauptsächlich horizontal). Dies zeigt ein insgesamt radiales Muster der Dehnungserweiterung um das Kraka-Salzkissen. Die Methode löst auch schmale Hochdehnungszonen innerhalb des Kalksteins auf, die entweder linear sind oder konzentrische Muster um das Kraka-Salzkissen bilden, typischerweise ca. 100 m breit und ca. 300 m voneinander entfernt. Während einige der schwächeren konzentrischen Strukturen Artefakte sein könnten, wird angenommen, dass die linearen Strukturen und prominenteren konzentrischen Strukturen Bruchkorridore oder kleine Fehler widerspiegeln und Merkmalen entsprechen, die auf farbverarbeiteten und ant-getrackten seismischen Daten beobachtet wurden. Wenn diese horizontalen Dehnungsdaten verwendet werden, um die Verteilung und Orientierung natürlicher Brüche zu modellieren, stimmen die Ergebnisse bemerkenswert gut mit den Brüchen überein, die auf Bohrlochbildern beobachtet wurden. Die 3D-Dehnungsentwicklung, die aus der Analyse der differentiellen Subsidenz abgeleitet werden kann, könnte daher einen einfachen Proxy darstellen, der zur Identifizierung von Zonen mit hoher Bruchdichte verwendet werden kann.

Natürliche Brüche sind häufig in den Kreide-Mergel-Schichten der unterkretazischen Ablagerungen, die das Valdemar-Feld im dänischen Zentralgraben bilden. Allerdings wurde ihr Entstehungsprozess, ihre Nukleation und Ausbreitung bisher nicht modelliert und diese Studie ist die erste, die numerische diskrete Bruchnetzwerkmodelle der Bruchmuster in den unterkretazischen Schichten des dänischen Nordseebeckens präsentiert. Diese Schichten sind von heterogener Natur und bestehen aus Zwischenbetten von sedimentären Fazies, die Kreide, leicht mergelige Kreide, mergelige Kreide, kreidigen Mergelstein und Mergelstein umfassen. Dieses lithologische Spektrum führt zu einer Reihe von mechanischen Eigenschaften. Das Valdemar-Feld produziert aus drei Hauptreservoir-Intervallen: dem unteren Tuxen, dem mittleren bis oberen Tuxen und dem oberen Sola. Diese Intervalle umfassen eine Vielzahl von sedimentären Fazies und enthalten unterschiedliche Dichten von natürlichen Brüchen. Die sedimentologische Unterteilung des Reservoirs korreliert mit mechanischen Variationen innerhalb der verschiedenen Schichten, und Kernstudien haben gezeigt, dass die Eigenschaften der natürlichen Brüche je nach den sedimentären Fazies variieren. Die drei Reservoireinheiten bilden daher die Grundlage für die Simulationen des Diskreten Bruchnetzwerks, aber es werden auch zusätzliche Simulationen auf einer einzelnen 10ft dicken sauberen Kreideschicht innerhalb des oberen Tuxen durchgeführt, die als separate mechanische Schicht fungieren kann. Die Simulationen werden mit DFM Generator durchgeführt, einem Code für dynamische Bruchmodellierung, der am Danish Offshore Technology Centre (DOTC) entwickelt wurde und das Wachstum von Bruchnetzwerken auf der Grundlage der geomechanischen Eigenschaften der Lithologie und der Spannungs- und Deformationsgeschichte simuliert. Diese Studie präsentiert geomechanische Modelle von numerischen Simulationen von diskreten Bruchnetzwerken, die über ausgewählte Reservoirzonen modelliert wurden, um die Nukleation, Evolution und Ausbreitung von Brüchen zu vergleichen. Der Zweck dieser Studie ist es, Bruchmuster in den Reservoireinheiten zu bewerten und darüber hinaus eine vergleichende Studie in der Nähe von zwei ausgewählten Bohrlöchern durchzuführen, eines aus einem Gebiet mit hoher Produktivität am Jens High und eines aus einem Gebiet mit geringerer Produktivität an der Bo-Struktur. Die DFN-Modelle zeigen, dass das Bohrloch mit guter Produktion gut verbundene und dichte Bruchnetzwerke um sich herum hat, die den Fluidfluss erleichtern, während das zweite Bohrloch neben Brüchen liegt, die weit auseinander liegen, weniger verbunden sind und hauptsächlich in eine Richtung gehen. Daher schlagen wir vor, dass geomechanisch basierte DFN-Modelle als Proxy für die Untergrundbedingungen und Indikator für erwartete Bruchwachstumsbereiche im Reservoir dienen können.

Der Einfluss hydraulischer Risse auf die Ölproduktion und die Ausbeuteeffizienz in einem direkten Linienantriebs-Injektionsmuster wird numerisch untersucht. Die Materialdaten sind so gewählt, dass sie den Bedingungen in der Zentralen Grabenregion der Nordsee ähneln. Ein 2D-Ebenen-Dehnungsmodell wird angewendet, um den Fluidfluss in den Reservoirporen und die Verformungen des Reservoirkreide mit einem gekoppelten Finite-Elemente-Modell zu modellieren. Die verschiedenen Komponenten in einem solchen Modell werden dargelegt und die Bedeutung der Einbeziehung der Schwerkraft und der Berücksichtigung der verschiedenen Fluidphasen im System (Gas vernachlässigt) wird untersucht. Der Einfluss und die potenziellen Vorteile von induzierten vertikalen hydraulischen Rissen im Reservoir werden durch das Studium und den Vergleich von Fällen mit unterschiedlichen festen Rissgrößen, von keinem hydraulischen Riss bis zum größten Riss, der die volle Höhe des Reservoirs umfasst, angesprochen. Die Initiierung und das Wachstum von Rissen werden in diesem Kapitel nicht behandelt.

Die Kapitel in diesem Buch veranschaulichen alle, wie die einzigartige Finanzierungs- und Organisationsstruktur des DHRTC/DOTC, mit Zugang zu Offshore-Daten und enger Zusammenarbeit mit der Offshore-Industrie, die Entwicklung von innovativen, aber praktischen neuen Ideen und Techniken ermöglicht hat. In dieser Hinsicht hat das Danish Offshore Technology Centre als Testbett für neue Ideen gedient, die weder von der Industrie noch von der Wissenschaft alleine entwickelt worden wären.