Lithofacies and depth dependency of thermo- and petrophysical rock parameters of the Upper Jurassic geothermal carbonate reservoirs of the Molasse Basin
Lithofacies and depth dependency of thermo- and petrophysical rock parameters of the Upper Jurassic geothermal carbonate reservoirs of the Molasse Basin
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莫拉斯盆地上侏罗统地热碳酸盐岩储层岩相及热岩石物理参数的深度依赖性
DOI：
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发表时间：
2014
期刊：
影响因子：
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通讯作者：
I. Sass
中科院分区：
文献类型：
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作者：
S. Homuth;A. Götz;I. Sass
在热液储层勘探的早期阶段，通过评估钻井数据和地震勘测来完成储层的热物理特性。特别是在碳酸盐岩储层中，不同相带的划分和非均质性一般是非常复杂的。出于经济原因，朝向生产井的足够高的流速和相应的高流体温度是必要的。对于储层预测和建模，必须量化地热参数，如渗透率、导热率/扩散率和比热容。热物性参数与相有关。上侏罗统灰岩热相分类的应用有助于了解非均质性和识别产层。露头类比研究能够确定和对比与相有关的热物理参数和构造地质数据，从而使地热勘探概念变得更加精确和定量。斯瓦比亚和弗兰肯阿尔布的类似露头代表了相邻磨拉斯盆地上侏罗系碳酸盐岩储层的目标地层。这些石灰岩地层包含通过裂缝、断层和石灰岩地层的特征也通过岩溶作用的主要流动路径。岩溶作用的类型和程度也与相有关。一般来说，基质渗透率对储层的可持续性只有很小的影响，除了一些具有较高孔隙度和渗透率的颗粒岩和结晶化带。渗透率范围为10 - 18至10 - 13 m2（0.001 mD至100 mD）。泥岩和杂砂岩的渗透率范围基本相同。在各个相带或地层单元内，热物理参数的变化很大。泥岩和杂砂岩的热导率约为2 W/（mK），而泥岩的热导率低于杂砂岩。块状礁灰岩的热导率值为1.8至3.9 W/（mK）。次生硅化礁灰岩和灰岩的热导率最高。在相应的温度和压力条件下，必须使用传递模型对在烘干样品上确定的这些参数进行水饱和岩石的校正。计算的储层性质与深钻岩心测量值的比较证实了良好的相关性。在研究基质参数的基础上，结合储层迁移模型，可以提高储层预测和数值模拟的精度。与相相关的储层表征和预测是磨拉石盆地地热储层勘探、开发、扩建和质量管理的有力工具。库兹法松：在热液储层的规划研究中，通过对地下水和地震资料的分析，揭示了储层的热物理特性。在卡尔博纳的错误中，不同的是不同的方法。异生殖器在世界范围内非常复杂。从理论上讲，这是一个非常重要的产品，也是一个非常重要的流体温度。为了建立一个储集层模型，必须对储集层的渗透率、温度、温度和温度进行定量分析。这种热岩石物理学的结果是很令人吃惊的。该方法是一种基于监督法的分类方法，其目的是为了更好地理解异质性和产品识别。本文通过构造地质资料对热物理学的认识及其相互关系的研究，对地热研究进行了定量和定量的探讨。Die analogen Aufschlusse der Schwabischen und Frankischen Alb reprasentieren die Zielformation der © 2014 E. Schweizerbart 'sche Verlagsbuchhandlung，Stuttgart，德国DOI：10.1127/1860 - 1804/2014/0074 www.example.com 1860 - 1804/0074 $8.10 Z. DT. ges. Geowiss。（German J. Geosci.），165（3），第469 - 486页，图15，文章于2014年8月在线发布
In the early stages of hydrothermal reservoir exploration, the thermo-physical characterisation of the reservoir is accomplished by evaluating drilling data and seismic surveys. Especially in carbonate reservoirs, the distinction of different facies zones and heterogeneities in general is very complex. For economic reasons a sufficiently high flow rate toward the production well and an according high fluid temperature is necessary. For reservoir predictions and modelling, geothermal parameters such as permeability, thermal conductivity/diffusivity, and specific heat capacity have to be quantified. The thermophysical parameters are facies related. The application of a thermofacies classification to Upper Jurassic limestones serves to understand the heterogeneities and to identify production zones. Outcrop analogue studies enable the determination and correlation of facies related thermophysical parameters and structural geology data and thus the geothermal exploration concept becomes more precise and quantitative. The analogue outcrops of the Swabian and Franconian Alb represent the target formations of Upper Jurassic carbonate reservoirs in the adjacent Molasse Basin. These limestone formations contain the main flow paths through fractures, faults, and characteristic of limestone formations also through karstification. The type and grade of karstification is also facies related. In general, the matrix permeability has only a minor effect on the reservoir’s sustainability except for some grainstones and dolomitised zones with higher porosities and permeabilities. Permeabilities range from 10-18 to 10-13 m2 (0.001 mD to 100 mD). The permeability range of mudand wackestones is about the same. A high variation of thermophysical parameters is recognised within individual facies zones or stratigraphic units. Mudand wackestones show thermal conductivities around 2 W/(mK), whilst mudstones have lower thermal conductivities than wackestones. The thermal conductivities of massive reefal limestones show values of 1.8 to 3.9 W/(mK). Secondarily silicified reefal limestones and dolomites show the highest values of thermal conductivity. These parameters determined on ovendried samples have to be corrected for water-saturated rocks under the according temperature and pressure conditions using transfer models. A comparison of calculated reservoir properties with measurements from deep drill cores confirms a good correlation. Based on the investigation of the matrix parameters in combination with reservoir transfer models, the reservoir prognosis and numerical simulation can be improved. The facies related characterisation and prediction of reservoir formations is a powerful tool for the exploration, operation, extension and quality management of geothermal reservoirs in the Molasse Basin. Kurzfassung: In der Planungsphase einer hydrothermalen Reservoirerkundung erfolgt die thermophysikalische Charakterisierung des Reservoirs durch die Auswertung von Bohrungsdaten und seismischen Erkundungen. Im Falle von Karbonatreservoiren ist die Differenzierung von verschiedenen Faziesbereichen bzw. Heterogenitaten im Allgemeinen sehr komplex. Aus wirtschaftlichen Grunden ist eine hohe Forderrate der Produktionsbohrung und eine entsprechend hohe Fluidtemperatur notwendig. Fur eine Reservoirprognose und -modellierung mussen die geothermischen Kennwerte wie Permeabilitat, Warmeleitfahigkeit, Temperaturleitfahigkeit und spezifische Warmekapazitat im Reservoir quantifiziert werden. Diese thermound petrophysikalischen Kennwerte sind faziesabhangig. Die Anwendung einer thermofaziellen Klassifikation auf die Karbonate des Oberen Jura dient hierbei zum besseren Verstandnis der Heterogenitaten und zur Identifikation von Produktionszonen. Aufschlussanalogstudien ermoglichen hierbei die Bestimmung faziesabhangiger thermophysikalischer Kennwerte und deren Korrelation mit strukturgeologischen Daten, wodurch die geothermische Erkundung praziser und quantitativer wird. Die analogen Aufschlusse der Schwabischen und Frankischen Alb reprasentieren die Zielformation der © 2014 E. Schweizerbart’sche Verlagsbuchhandlung, Stuttgart, Germany DOI: 10.1127/1860-1804/2014/0074 www.schweizerbart.de 1860-1804/0074 $ 8.10 Z. Dt. Ges. Geowiss. (German J. Geosci.), 165 (3), p. 469–486, 15 figs., 2 tables Article Published online August 2014