| dc.contributor.advisor | van den Kerkhof, Alfons Dr. | |
| dc.contributor.author | Duschl, Florian | |
| dc.date.accessioned | 2019-04-30T10:25:21Z | |
| dc.date.available | 2019-04-30T10:25:21Z | |
| dc.date.issued | 2019-04-30 | |
| dc.identifier.uri | http://hdl.handle.net/11858/00-1735-0000-002E-E61B-8 | |
| dc.identifier.uri | http://dx.doi.org/10.53846/goediss-7420 | |
| dc.identifier.uri | http://dx.doi.org/10.53846/goediss-7420 | |
| dc.language.iso | eng | de |
| dc.rights.uri | http://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/4.0/ | |
| dc.subject.ddc | 910 | de |
| dc.subject.ddc | 550 | de |
| dc.title | Structural control on fluid migration in inverted sedimentary basins | de |
| dc.type | doctoralThesis | de |
| dc.contributor.referee | Sauter, Martin Prof. Dr. | |
| dc.date.examination | 2018-11-19 | |
| dc.description.abstractger | Die Untersuchung natürlicher Analogreservoire stellt im Kontext der geowissenschaftlichen Erkundung häufig die einzige Methode dar, um die strukturellen und geomechanischen Eigenschaften verschiedener Georeservoire, die als zukünftige Speicher für in industriellem Maßstab produziertes Kohlendioxid dienen können, besser zu verstehen.
Die Machbarkeit von CCS-Pilotprojekten und den damit verbundenen Investitionen, die sich im Wesentlichen mit der Entwicklung von Speichertechnologien befassen, hängt von unserem detaillierten Wissen über jene geologischen Prozesse ab, die in mikroskopischem wie makroskopischem Maßstab in natürlichen Reservoir- und Deckgesteinen stattfinden. Wichtige Parameter zur Beschreibung der Reservoir-Qualität von natürlichen Analogstandorten sind u.a. (a) die Unversehrtheit des Deckgesteins, (b) die petrologischen und petrophysikalischen Eigenschaften des Speichergesteins und (c) die Zusammensetzung, sowie die physikalischen Eigenschaften und die Mobilität der im Reservoir vorhandenen Fluide, mit einem besonderem Schwerpunkt auf CO2.
Um die Qualität eines für die langfristige Speicherung von Kohlendioxid relevanten Speichergesteins zu beschreiben, wurden im Rahmen der vorliegenden Studie vier verschiedene natürliche Analoga (je zwei intakte und zwei CO2-freie Analoga) mit sehr ähnlicher geologischer Entwicklungsgeschichte im Umfeld invertierter Sedimentbecken untersucht und relevante Analogeigenschaften miteinander verglichen. Ein besonderer Fokus lag dabei auf der Beurteilung des Langzeitverhaltens von Reservoiren hinsichtlich der Speichereigenschaften im Allgemeinen, sowie den möglichen Versagensmechanismen in unterschiedlichen tektonischen Regimen und deren Auswirkungen auf die Reservoir-Qualität im Speziellen.
Kernthemen sowie maßgebliche Gesteinseigenschaften, die im Rahmen dieser Doktorarbeit berücksichtigt wurden, sind unter anderem: die geologische und tektonische Entwicklung der einzelnen Reservoire, Zusammensetzung und (Mikro-)Gefüge der Speichergesteine, Fluidchemie und Fluidgenese, Zeitpunkt der Fluidmigration, Druck- und Temperaturbedingungen, Wasser-Gesteins-Wechselwirkung, Zementationsgeschichte mit Bezug auf Porosität und Permeabilität in Poren und Klüften, bruchmechanische Gesteinseigenschaften (Paläo-Spannungsfelder), sowie Bruchnetzwerke und zugehörige Kluft-Mineralisationen. Daher wurde eine Vielzahl verschiedener Methoden angewandt und eine neue Methodik entwickelt, die dazu beitrug, möglichst viele Informationen über die jeweiligen Speichergesteine und deren geologische Geschichte zu gewinnen. Die sinnvolle Kombination etablierter Labortechniken und der Einsatz modernster Beckenmodellierungssoftware führen zu einem innovativen Ansatz für eine umfassende Reservoir-Charakterisierung, der dazu beitragen kann, das Risiko einer langfristigen CO2-Speicherung zu minimieren und mögliche Schadensbilder frühzeitig zu erkennen. Da Technologien zur CO2-Speicherung eine relativ neue Industrie zur Verringerung der globalen CO2-Belastung darstellen, ist ihre Akzeptanz in der Öffentlichkeit nach wie vor gering. Das Ziel dieser Studie ist es deshalb, die Anwendbarkeit dieses neu entwickelten Ansatzes zu prüfen und Unsicherheiten in der Methodik aufzudecken, um dadurch innovativen Technologien der CO2-Speicherung zukünftig eine solide Datenbasis zu liefern. | de |
| dc.description.abstracteng | Analogue studies in earth sciences are crucial for the understanding of various geological environments that may serve as future storage sites for carbon dioxide captured at an industrial scale. The feasibility of CCS pilot sites and of future investments dealing with CCS technologies depends on our detailed knowledge about processes taking place in reservoir rocks, from micro to macro scale. Important parameters to describe the reservoir quality of natural analogues are (a) the caprock integrity, (b) the petrological and petrophysical properties of the reservoir rock, and (c) the composition, the physical properties and the mobility of fluids present in the reservoir rock, with special emphasis in CO2.
In order to describe the quality of a reservoir rock supposed for carbon dioxide storage we compare four different natural analogues (two tight CO2-reservoirs, two outcrop analogue) in similar structural settings (i.e. inverted sedimentary basins) with a special focus on the long-term reservoir behaviour on a geological time scale, possible failure mechanism (leakage) in varying stress regimes, and the impact of the leakage on the reservoir quality. Key subjects and relevant rock properties considered for this study include: geologic and tectonic history of the reservoir, mineral composition of the reservoir rock, microfabrics, fluid chemistry and origin, timing of fluid migration, reservoir pressure and temperature conditions, water-rock-interaction, cementation history (porosity/permeability), fracture mechanics (fracture gradient/paleo-stress field), as well as fracture networks and related mineralization.
Therefore, a variety of different methods was applied and a new methodology was developed, that helped to gain as much information on the respective reservoir rocks and their geologic history as possible. The reasonable combination of various established laboratory techniques and the use of state-of-the-art basin modelling software lead to an innovative approach for a comprehensive reservoir characterization, that may help to improve our understanding of long-term carbon storage and carbon utilization in geological formations. The aim of this study is to prove the applicability of this newly developed approach and to detect uncertainties in its methodology that will allow us to narrow down the limitations of the proposed method. Since carbon capture and storage and utilization technologies represent a relatively new industry to reduce CO2 pollution in a worldwide context, their public acceptance is still low. Thus, the validity of reservoir quality predictions appears to be fundamental for the assessment of future injection sites. | de |
| dc.contributor.coReferee | Kley, Jonas Prof. Dr. | |
| dc.subject.eng | Basin inversion | de |
| dc.subject.eng | Fluid migration | de |
| dc.subject.eng | Microfabric analysis | de |
| dc.subject.eng | Carbon capture and storage | de |
| dc.subject.eng | Hydrothermal mineralization | de |
| dc.subject.eng | Fracture analysis | de |
| dc.identifier.urn | urn:nbn:de:gbv:7-11858/00-1735-0000-002E-E61B-8-4 | |
| dc.affiliation.institute | Fakultät für Geowissenschaften und Geographie | de |
| dc.subject.gokfull | Geologische Wissenschaften (PPN62504584X) | de |
| dc.identifier.ppn | 1666650641 | |