Abstract
Carboniferous organic-rich mudrocks are proven source rocks for conventional gas systems in Northwestern Europe and have sourced most of the gas found in the Rotliegend sandstones (di Primio et al., 2008). They are therefore considered as one of the stratigraphic horizons in the North German Basin that potentially could host unconventional gas occurrences. Recent gas-in-place (GIP) estimates of the German Federal Institute for Geosciences and Natural Resources (BGR) attribute 3.1–13.9 Bcm of shale gas to fine-grained sediments in depths between 1,000–5,000 m of which ∼ 40 % are assigned to carbonaceous mudrocks of the Lower Carboniferous (Ladage et al., 2016). The research and exploration activities on Carboniferous sediments in Germany in the last decades led to an overall good understanding of the formation and the collection of vast amount of data. However, despite the numerous boreholes that have been drilled to explore for conventional hydrocarbons in these successions, the potential for shale gas resources remains unassessed. In this integrated study, the potential for shale gas occurrences in Lower and Early Upper Carboniferous sediments is evaluated based on data compiled from different sources. The aim of this study is to elucidate the interrelationship of depositional features, rock characteristics and diagenetic influences on the governing processes for shale gas occurrences by incorporating: • a comprehensive literature database that emerged from intense research on various aspects of petroleum systems in general and unconventional shale gas systems in particular, • field data, e.g., from well reports, and • new laboratory measurements. The results of the initial shale gas and reservoir quality assessment conducted through comparison with successful U.S. shale gas system parameters and the detailed geochemical, petrographic and petrophysical measurements reveal, that heterogeneity in the investigated sample set is manifold. In general it seems, that variations too small to be resolved by the methodology applied can make a difference in serving as important discriminators for separating lithologic variations of significance for understanding reservoir quality. The Culm-sediments, especially the Lower and Upper Alum Shale (“Liegende” and “Hängende Alaunschiefer”) encountered in Dutch and German boreholes as well as the Rhenish Slate and Harz Mountains are characterized by favorable total organic carbon (TOC) contents and kerogen Types. These baseline parameters in combination with bulk mineralogical compositions make the sediments comparable to the Barnett Shale of the Fort Worth Basin in Texas. Yet, the emplacement and expulsion of Permian in- and extrusives accounts for high maturities that along with deep burial and insufficient thickness limit the overall economic shale gas prospectivity of these sediments. For the “Kohlenkalk” Formation (Carboniferous Limestone) in the Rügen island and Aachen area, only parameters from shale gas systems that are currently under exploration (i.e., the Conasauga Shale in the Appalachian Thrust belt and the Pearsall Formation of the Maverick Basin in Texas) could be drawn on for comparison. In both investigated areas, high TOC contents and favorable kerogen Types occur. Yet strong overmaturity limits the presence of gaseous hydrocarbons along the southwestern basin margin making a shale gas potential unlikely. The succession in the Rügen area however, attained favorable thermal maturities with variable porosity related to clay-mineral content and diagenetic overprint. The combination of the observed parameters indicate a potential for shale oil occurrences in the upper part of the succession and a shale gas potential in the deeper parts. Sediments of the “Altmark–North-Brandenburg Culm” (Synorogenic Flysch Formation) have moderate TOC contents as well as sedimentary structures and gas storage mechanisms that resemble the Lewis Total Petroleum System (TPS) of the Washakie, Great Divide, and Sand Wash Basins in Wyoming and Colorado. Along with favorable thermal maturities this could indicate a possible hybrid gas accumulation. However, a strong diagenetic overprint has mostly destroyed the primary porosity and pore sizes are reduced to a degree such that pores are difficult to detect even with advanced imaging techniques. This substantially reduces the reservoir quality especially in areas with high burial depths.
Die kohlenstoffreichen Sedimente des Karbon im Norddeutschen Becken sind seit langem bekannte Muttergesteine für konventionelle Gasvorkommen in Nordwesteuropa. Aus diesem Grund werden sie auch als Zielhorizonte für mögliche Schiefergasvorkommen in Betracht gezogen. Neueste Gas-In-Place (GIP) Berechnungen der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) sprechen 3,1–13,9 Bill. m3 an Schiefergasvorkommen den feinkörnigen Sedimenten in Tiefen zwischen 1.000–5.000 m zu. Davon werden wiederum ∼40% den Tonsteinformationen des Unterkarbons zugeordnet (Ladage et al., 2016). Die Untersuchungen und Explorationen der letzten Jahrzehnte hat zu einem guten Kenntnisstand der deutschen Karbonvorkommen sowie eine große Sammlung an Daten geführt. Und trotz der großen Anzahl an Bohrungen bleibt eine Abschätzung möglicher Schiefergasvorkommen in diesen Sedimenten unzureichend. In den hier vorliegenden Untersuchungen soll das Schiefergaspotenzial des Unter- und frühen Oberkarbon auf Grundlage von Daten aus unterschiedlichen Quellen bewertet werden. Ziel ist es, die Wechselwirkungen zwischen Ablagerungsprozessen, Gesteinseigenschaften und Diagenese sowie deren Einfluss auf mögliche Schiefergasvorkommen aufzuklären. Dies geschieht unter Einbeziehung: • eines umfangreichen Literaturbestands, der durch ausgedehnte Untersuchungen zu unterschiedlichen Aspekten konventioneller Kohlenwasserstoffsysteme sowie unkonventioneller Schiefergasvorkommen vorhanden ist, • Feldaten, z.B. aus Bohrberichten und • neuen Labordaten. Die Ergebnisse der initialen Abschätzung zum Schiefergasvorkommen und Reservoirqualität die durch Vergleiche mit produktiven Schiefergassystemen in den USA aufgestellt und durch detaillierte geochemische, petrografische und petrophysische Messungen ergänzt wurden, offenbaren dass die Heterogenität der untersuchten Proben sehr vielschichtig ist. Allgemein lässt sich festhalten, dass die Variationen, die eine Unterscheidung lithologischer Faktoren, die Einfluss auf die Reservoirqualität haben, zu gering sind, um mit der hier angewendeten Methodologie differenziert zu werden. Die Kulmsedimente, besonders die Liegenden und Hangenden Alaunschiefer, die in niederländischen und deutschen Bohrungen sowie in Aufschlüssen des Rheinischen Schiefergebirges und des Harz angetroffen wurden, zeichnen sich durch erhöhte Kohlenstoffgehalte und geeignete Kerogentypen aus. Diese grundlegenden Parameter in Kombination mit der Gesteinszusammensetzung erlauben einen Vergleich mit dem Barnett Shale des Fort Worth Basins in Texas. Jedoch führte die Platznahme permischer In- und Extrusiva zu einer starken thermischen Überprägung der Sedimente, die in Kombination mit großen Versenkungstiefen und geringen Mächtigkeiten zu einer Herabsetzung des Schiefergaspotenzials führt. Für einen Vergleich der Kohlenkalkfazies auf Rügen und im Rheinischen Schiefergebirge mit Schiefergasvorkommen aus den USA konnten nur Systeme herangezogen werden, die sich zur Zeit ausschließlich unter Exploration befinden (der Conasauga Shale in den Appalachen und die Pearsall Formation des Maverick Basins in Südtexas). Für beide untersuchten Gebiete wurden geeignete Kohlenstoffgehalte und Kerogentypen ermittelt. Jedoch führt eine hohe thermische Reife am südwestlichen Rand des Norddeutschen Beckens zu einer Herabsetzung des Schiefergaspotenzials. Auf Rügen hingegen, wurden geeignete thermische Reifen erreicht. Die Porosität variiert mit der Gesteinszusammensetzung und ist abhängig vom Tonmineralgehalt und der diagenetischen Überprägung. Die Kombination der ermittelten Parameter lässt ein Schieferölpotenzial in den oberen Abschnitten der Abfolge und ein Schiefergaspotenzial in den unteren Teilen der Abfolge vermuten. Die Gesteine des Altmark-Nordbrandenburg-Kulms zeichnen sich durch ähnliche Kohlenstoffgehalte sowie einen vergleichbaren sedimentären Aufbau und Gasspeichermechanismus wie im Lewis Total Petroleum System (TPS) der Washakie, Great Divide und Sand Wash Basins in Wyoming und Colorado aus. Dies deutet, zusammen mit geeigneten thermischen Reifen, auf ein mögliches Tight-Gas-Potenzial. Jedoch führt eine starke diagenetische Überprägung zu großen Porositätsverlusten bei dem einzelne Poren selbst unter Zuhilfenahme modernster Bildgebungsverfahren nicht mehr dargestellt werden können. Dieser Faktor führt zu einer drastischen Herabsetzung der Reservoirqualität, besonders in Gebieten in denen die Gesteine tief versenkt wurden.
