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545-2

Fachausschuss Erdöl­geologie

Diagenese-Upscaling-Techniken für die Reservoir-Simulation mit Hilfe geostatistischer Verfahren – Studie zur Einsatzmöglichkeit des Semivariogramm-Verfahrens

Ein umfangreicher Datensatz zur Diagenese von Rotliegend-Sandsteinen eines Grabensystems des Norddeutschen Beckens wurde durch petrographische Dünnschliff-Bearbeitungen und Auswertung petrographischer Logs dreier Bohrkerne erstellt und durch petrophysikalische Daten ergänzt. Petrographische Daten (als Logquotienten) lassen sich aufgrund der relativ geringen Datendichte bezüglich möglicher räumlicher Variationen und nicht gerechtfertigter Normalverteilungsannahmen nur begrenzt für multivariate Auswertungen verwenden. Um Bereiche mit deutlich unterschiedlichen Eigenschaften (Subpopulationen) in der statistischen Auswertung nicht zu vermischen, müssen diese zunächst getrennt werden.

Die Porosität lässt im Semivariogramm eine starke räumliche Abhängigkeit erkennen. Möglicherweise spiegeln sich die Mächtigkeiten von Mikro-, Meso- und Makrozyklen als multiple Reichweiten wider. Mit der Variogrammanalyse lassen sich Porositätswerte in Rotliegend-Profilen analysieren und unter Verwendung von Ablagerungs-Zyklen hochskalieren. Bei der Permeabilität ist durch die zunehmende Fazies-Unabhängigkeit der Diagenese in größeren Versenkungstiefen nur eine schwache räumliche Abhängigkeit erkennbar, was eine Hochskalierung unsicher macht. Authigene Minerale weisen eine schwache räumliche Abhängigkeit auf, wobei der große Nugget-Effekt wohl durch den zu großen Probenabstand hervorgerufen wird. Innerhalb der einzelnen Subpopulationen liegen meist nicht genügend Dünnschliffe vor, um eine mögliche räumliche Korrelation im Semivariogramm erkennen zu können.

Autoren
S. L. Brenner, R. Gaupp
Copyright
2006
Softcover ISBN
3-936418-51-9
Buchreihen ISSN
0937-9762
Seitenzahl
154
Anzahl der Bilder
41
Anzahl der Tabellen
6
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