Berater fuer Petrophysik & Formation Evaluation, Deutschland
Für Geothermie Projekte werden verschiedentlich existierende Tiefbohrungen von der Erdölindustrie abgekauft, oder von Geothermieunternehmen neu abgeteuft. Für den technischen bzw. wirtschaftlichen Erfolg ist eine zuverlässige Bestimmung der petrophysikalischen Eigenschaften des Reservoirs unabdingbar. 10% relativer Fehler bei der Bestimmung der Porosität (z.B. 20% statt 22%) bedeuten eine Fehleinschätzung eines Heisswasservorkommens im gleicher Grössenordnung!
Zu den petrophysikalischen Eigenschaften gehören hauptsächlich Porenraum und Matrix (Porosität, Dichte, Permeabilität, Kapillardruck bzw. Wassersättigung) unter Überlastdruck der Gesteinssäule. Der Porenraum im Rotliegend, Zechstein, Buntsandstein etc. sind neben der sedimentären Fazies stark durch diagenetische Prozesse geprägt, wie z.B. sekundäre Tonminerale (Chlorit, Kaolinit, Illit-Fasern und/oder –überzüge), (De)-Dolomitisierung, Evaporitzemente (diagenetisches Steinsalz, Anhydrit), Karbonat- und Quarzzemente sowie Feldspatauflösung, siehe z.B. Stowe & Hock (1988) und Hock et al. (1995). Bohrlochmessungen sollten daher darauf ausgelegt sein, den Mineralbestand der Matrix zu quantifizieren, um eine möglichst korrekte Bestimmung der Porosität und Poro/Perm-Beziehung zu ermöglichen. Dazu bedarf es ggf. entsprechender Tools wie Gammaray Spectroscopy (oder sogar Elemental Capture Spectroscopy), Dichte/Neutron, Sonic und entsprechende Widerstandsmessungen für die Sättigung und die davon abhängigen Korrekturen der nuklearen Messungen.
Zur Bestimmung der Wassersättigung müssen auch die elektrischen Eigenschaften des Reservoirs bekannt sein, i.e. Kernmessungen von Formations Faktoren, Sättigungsexponenten, und Kationenaustauschkapazitäten sowie der Salinitäten/Widerstände des Spülungsfiltrats und Formationswassers bei der entsprechenden Reservoirtemperatur.
Zur Bestimmung und Quantifizierung der Bruch- und Deformationsvorgänge (Tektonik oder künstliche Fracs) sind Image Logs und Sonic Scanner geeignet, um Störungen zu erkennen, das Kluftsystem quantitativ zu beschreiben (z.B. Kluftporenraum, räumliche Orientierung und Durchlässigkeit der Kluftsysteme).
Entscheidend bei all diesen Logauswertungen ist insbesondere die Integration von Logdaten, petrographischen und petrophysikalischen Kerndaten, Reservoir Engineering und ggf. der Seismik, entsprechende Erfahrungen bzw. Training sowie Software vorausgesetzt.
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Literatur:
STOWE,I., HOCK,M. (1988): Facies analysis and diagenesis from well logs in the Zechstein carbonates of Northern Germany., Society of Professional Well Log Analysts, 29th Annual Logging Symposium, June 5 - 8, San Antonio/Texas, paper HH, 25 p.
HOCK,M., KRAFT,T., KLOAS,F., STOWE,I. (1995): Lithology and sandstone diagenesis types from petrophysical well logs - a tool for improved reservoir characterization in the Rotliegend formation, Permian basin, NW Germany., FIRST BREAK, Vol. 13, No. 11, November 1995
