Abstract:
Das Oberkarbon des Ruhrbeckens, historisch gleichbedeutend mit dem Kohlebergbau, hat sich zu einer Region mit vielfältigen Potenzialen des Untergrunds entwickelt. Diese Potenziale hängen von der räumlichen Verteilung der Porosität und Permeabilität sowie von permeablen Störungen und Brüchen im Gestein ab, welche den Fluidfluss steuern. Ein besseres Verständnis der Faktoren, die die Permeabilität beeinflussen – von mikroskaligen Kornüberwüchsen bis hin zu kilometerskaligen Änderungen der Lithofazies – ist daher entscheidend für eine verbesserte Exploration. Insbesondere Untergrunddaten bieten wertvolle Einblicke, da sie die in-situ Bedingungen der Gesteinsformationen widerspiegeln. ... mehrEine wesentliche Neuerung dieser Studie ist die systematische Quantifizierung der Reservoireigenschaften des Oberkarbons im Ruhrbecken anhand von Bohrkernanalysen, wodurch eine robuste Korrelation mit sedimentären Attributen hergestellt wird. Während diese Formationen traditionell als dicht klassifiziert wurden, fehlten bislang umfassende Messdaten zur räumlichen Variabilität der Reservoircharakteristika sowie eine systematische Verknüpfung mit lithologischen und diagenetischen Steuerungsfaktoren, was nun durch diese Arbeit adressiert wird.
Die Studie konzentriert sich auf Bohrkernproben aus drei Bohrungen, die verschiedene stratigraphische Einheiten des Westfal A (Langsettium) und Westfal B (Duckmantium) umfassen und kombiniert petrophysikalische, petrographische, geomechanische und geochemische Analysen. Die 270 m Kernmaterial zeigen zyklische Deltaablagerungen der 4. Ordnung mit Sohl- und Dachbankzyklen mit einem generell regressiven Trend. Mächtige Sandsteinlagen sind mit der Deltafront assoziiert, während Ton- und Siltsteine mit dem Prodelta bzw. der unteren Deltaebene in Verbindung gebracht werden. Mehrere Meter mächtige Kohleflöze sind den Überschwemmungsgebieten der unteren Deltaebene zugeordnet.
Die Sandsteine und Siltsteine des Oberkarbons sind im Allgemeinen undurchlässig (mittlere Porosität 5.4 %; mittlere Permeabilität 0.28 mD), weisen jedoch eine erhebliche Variabilität in ihren Reservoireigenschaften auf. Diese werden maßgeblich durch sedimentären Eigenschaften wie Korngröße und mineralogischer Zusammensetzung sowie diagenetischen Alterationen gesteuert. Die mechanische Kompaktion stellt den dominierenden Mechanismus für den Porositätsverlust (mittlere mechanische Kompaktion 38,8 %) dar und führt insbesondere in den feinkörnigen Lithologien mit hohen Anteilen duktiler Gesteinsfragmente der unteren Deltaebene zu ungünstigen Reservoirbedingungen. Die Sandsteine der Deltafront weisen hingegen geringfügig verbesserte Reservoireigenschaften (> 8 %; > 0.01 mD) auf, die auf die Entwicklung intragranularer Lösungsporosität (1.5 bis 6 %), insbesondere in Feldspäten, während der Versenkung zurückzuführen ist. Zudem sind die Sandsteine durch geringere Volumina an duktilen Gesteinsfragmenten (< 38 %) charakterisiert. Im Gegensatz dazu entwickeln Siltsteine, die weniger Feldspäte und instabile Gesteinsfragmente enthalten, eine geringere intragranulare Lösungsporosität, während höhere Volumina duktiler Gesteinsfragmente die mechanische Kompaktion begünstigen (ICOMPACT > 0.99). Zementation hat nur einen geringen Einfluss auf die Reservoireigenschaften. Somit haben die Volumina an duktilem Gesteinsfragmenten sowie Feldspat- oder feldspatreichen Gesteinsfragmenten einen entscheidenden Einfluss auf die Reservoirqualität.
Generell korreliert eine Veränderung der mineralogischen Zusammensetzung von Lithareniten zu lithischen Subarkosen mit einer Zunahme der Korngröße von Silt zu Sandstein, welche ebenfalls mit einem allgemeinen Anstieg der Porosität verbunden ist.
Die Lösungsporosität tritt hauptsächlich in detritischem Kalifeldspat und Plagioklas auf, die durch saure Porenwässer aus der Reifung von organischem Material entstanden ist und zu den niedrigen rezenten Feldspatgehalten (durchschnittlich 6.7 %) führt. Eine erhöhte Porosität führt jedoch nicht zwangsläufig zu einer verbesserten Permeabilität, da authigene Tone (d.h. Kaolinit und Illit) sowie spätdiagenetische Karbonate (d.h. Siderit und eisenhaltiger Dolomit/Ankerit) die sekundäre Porosität ausfüllen.
Neben der Reservoirqualität beeinflussen diese diagenetischen Prozesse auch die geomechanischen und thermischen Gesteinseigenschaften. Niedrige Kompressionswellengeschwindigkeiten in den Sandsteinen der Deltafront (2886 m/s) korrelieren negativ mit hohen Porositäten (15.6 %). Ebenso hat die Porosität einen wesentlichen Einfluss auf die Wärmeleitfähigkei, wobei poröse Sandsteine minimale Werte von 2.3 W/(m×K) aufweisen. In weniger porösen Proben wird die Wärmeleitfähigkeit jedoch weniger von der Porosität, sondern stärker von der Mineralogie beeinflusst. Generell erscheinen die hohen Werte von bis zu 5.3 W/(m×K) vielversprechend für geothermische Anwendungen, insbesondere im Vergleich zu verfügbaren Literaturwerten .
Das Si/Al-Verhältnisses hat sich als zuverlässiger Proxy zur Korngrößenabschätzung erwiesen und stellt ein praktisches Werkzeug für zukünftige Explorationsstudien dar. Zudem wurden SiO₂, Al₂O₃, Fe₂O₃, MgO und K₂O Gehalte aus XRF-Analysen als potenzielle Proxies für Quarz- und Phyllosilikatgehalte identifiziert, die dabei helfen, Sandsteine und Siltsteine zu unterscheiden und Reservoirparameter abzuleiten.
Die Charakterisierung der Lithofaziestypen stellt eine wertvolle Grundlage dar, um Gesteinseinheiten anhand unterschiedlicher Sedimentationsbedingunen und diagenetischer Überprägung zu klassifizieren. Darüber hinaus deuten die Ergebnisse darauf hin, dass eine Korngrößen-basierte Klassifikation gegenüber der Faziesassoziationen überlegen ist, insbesondere zur Bewertung des geothermischen Potenzials. Dennoch wird der Fluidfluss – sei es für Bergwerksflutung, Geothermie oder Gasförderung – primär auf künstliche Infrastrukturen wie Strecken und Schächte angewiesen sein. Natürliche Störungen sind oft undurchlässig, und natürliche Klüftungssysteme beschränken sich auf dichte Sandsteinhorizonte. Aufgrund der Gesteinszusammensetzung aus duktilen Schiefer- und Tonsteinfragmente (die oft eine Pseudomatrix ausbilden), Quarz und geringen Feldspatgehalten ist eine Veränderung der Gesteine durch Grubenflutung unwahrscheinlich.
Letztendlich liefert diese Studie einen integrierten Rahmen zur Bewertung dichter siliziklastischer Reservoire im Ruhrbecken und bietet neue Erkenntnisse über das Zusammenspiel sedimentärer Fazies, Diagenese und Reservoirqualitäten. Die Ergebnisse haben direkte Implikationen für die untertägige Nutzung, insbesondere für geothermische Nachbergbaunutzung, Tight-Gas-Exploration und Fluidmigrationsmodellierung in vergleichbaren geologischen Systemen weltweit.
Abstract (englisch):
The Upper Carboniferous of the Ruhr Basin, historically synonymous with coal mining, has transitioned into a region of multifaceted subsurface potential, including mine flooding and post-mining applications.
This potential relies on the distribution of porosity and permeability as well as permeable faults and fractures in the targeted rock, facilitating fluid flow. Understanding the factors influencing permeability, ranging from micron-scale coatings to kilometer-scale bedding variations, promises better exploration success. Particularly, subsurface data provide valuable insights into these factors, as they display in-situ conditions of rock formations. ... mehrA key novelty of this study is the systematic quantification of reservoir properties of the Upper Carboniferous of the Ruhr Basin based on drill core analyses, establishing a robust correlation with sedimentary attributes. While these formations have traditionally been classified as tight, their reservoir characteristics had not been extensively measured or systematically linked to lithological and diagenetic controls, providing a new framework for assessing their spatial variability and reservoir potential. This study focuses on subsurface samples from three drill cores across different stratigraphic substages particularly the Westphalian A (Langsettian) and Westphalian B (Duckmantian), using petrophysical, petrographical, and geochemical data.
The studied 270 m core material exhibits fourth-order delta sequences of coarsening- and fining-upward cycles in an overall shallowing upward trend. Thick sandstone beds are associated with the delta front, while mudstones and siltstones correspond to the lower delta plain and coal seams (up to some meters thick) are linked to wetland environments of the lower delta plain.
Upper Carboniferous sandstones and siltstones are generally tight (mean porosity 5.4 %; mean permeability 0.28 mD) but show significant heterogeneity in reservoir quality. The reservoir quality of these siliciclastics is largely controlled by sedimentary attributes, such as grain size, mineralogical composition, and diagenesis. Mechanical compaction is the dominant mechanism accounting for porosity loss (mean COPL 38.8 %) and poor reservoir properties, particularly in fine-grained lithologies containing abundant ductile rock fragments of the lower delta plain. Sandstones of the delta front exhibit slightly enhanced reservoir properties (> 8 %; > 0.01 mD) related to the development of intragranular dissolution porosity notably in feldspars during burial diagenesis (1.5 to 6 %). Further, sandstones are characterized by lower volumes of ductile rock fragments (< 38 %). In contrast, siltstones, containing fewer feldspars and unstable rock fragments, develop lower intragranular dissolution porosity while higher volumes of ductile rock fragments facilitate mechanical compaction (ICOMPACT > 0.99). Cementation has a minor impact on reservoir properties. Thus, the volumes of ductile rock fragments and feldspar or feldspar-rich rock fragments have large impacts on reservoir properties.
Generally, a change in mineralogical composition from litharenites to lithic subarkoses corresponds to an increase in grain size from silt to sandstone and an associated general increase in porosity.
Dissolution porosity in lithic subarkoses largely contributes to measured plug porosity and enhances reservoir properties. The dissolution porosity mostly relates to detrital K-feldspar and plagioclase grains resulting from acidic pore water from organic matter maturation and affects low present-day feldspar contents (mean 6.7 %). However, enhanced porosity in sandstones does not necessarily translate to
increased permeability, since authigenic clays (i.e., kaolinite and illite) or late diagenetic carbonate cementation (i.e., siderite and ferroan dolomite/ankerite) clog secondary porosity.
Beyond influencing reservoir quality, these diagenetic processes also impact geomechanical and thermal properties. Low compressional wave velocities in sandstones of the delta front (2886 m/s) negatively correlate with high porosities (15.6 %). Likewise, porosity has major control over thermal conductivity with porous sandstones exhibiting values as low as 2.3 W/(m×K). For less porous samples, thermal
conductivity becomes less dependent on porosity but mineralogy plays a more significant role.
Generally, the high values of up to 5.3 W/(m×K) seem promising for geothermal applications, particularly when
compared to available literature data.
The Si/Al ratio has been shown to be a reliable proxy for assessing grain sizes and may be a convenient tool for further exploration. The study also identified SiO₂, Al₂O₃, Fe₂O₃, MgO and K₂O contents from XRF analyses as promising proxies for quartz and phyllosilicate, helping to distinguish between sandstones and siltstones and to estimate reservoir properties.
Characterizing lithofacies types can offer a means to classify rock units according to differing styles of sedimentation and subsequent diagenetic overprint. Furthermore, the results of this study imply that grain size-based classification is superior to facies association classification in assessing geothermal potential. Nevertheless, fluid flow, whether for mine flooding, geothermal applications, or gas extraction will primarily rely on mined drifts and shafts. Natural faults may often be tight and natural fracture systems are confined to tight sandstone intervals. Considering the rock composition of ductile behaving schists and shales (often forming a pseudomatrix), quartz and minor feldspar, alteration of tight rocks due to mine flooding is unlikely.
Ultimately, this study provides an integrated framework for evaluating tight siliciclastic reservoirs of the Ruhr Basin, offering new insights into the interplay of sedimentary facies, diagenesis, and reservoir properties. The findings have direct implications for subsurface utilization strategies, particularly for post-mining geothermal applications, tight gas exploration, and fluid migration modeling in similar geologic settings worldwide.
