Problemstellung

Abhängig von der Fluidzusammensetzung, besteht eine reales Risiko, dass es zur Phasentrennung während der Produktion aus einem Schieferreservoir durch Druckentlastung kommen kann, was in einer plötzlichen Veränderung der relativen Permeabilität führt und einer damit verbundenen Verringerung der Förderquoten resultiert. Dies passiert insbesondere, wenn die Reife des Fluids von Leichtöl bis zu Gaskondensat reicht. Diese Situation findet man im Eagle-Ford-Schiefer, einer Formation aus der Kreide im Süden von Texas (USA), eines der ergiebigsten unkonventionellen Petroleumquellen weltweit.

Dieses Projekt wird unter anderem die Entwicklung der Fluidzusammensetzung mit fortschreitender Reife, sowie die geochemische Heterogenität im Eagle-Ford-Schiefer untersuchen. Das Hauptaugenmerk der Analytik wird die Unterteilung des Eagle-Ford-Schiefers in organofazielle Petroleumtypen und gesamtkinetische Einheiten mit Hilfe von Proben inner- und außerhalb des Studiengebietes sein. Diese Proben werden zu einer repräsentativen Reifeserie zusammengefügt. Schlüsselfazies werden daraufhin numerisch modelliert, um Gesamtzusammensetzung, Umwandlungsverhältnis und PVT-Eigenschaften (Druck, Volumen, Temperatur) zu korrelieren.

Ziele

• Entwicklung eines Rahmenkonzeptes, welches Vorhersagen über die physischen Eigenschaften der Gesteinsfluide in-situ zulässt, um die Produktion vom Eagle-Ford-Reservoir zu optimieren
• fundamentales Verständnis von den Prozessen zu erlangen, die bei der Petroleumgenese, -migration und -expulsion involviert sind
• Anwendung eines progressiven Modellierungsansatzes zur Vorhersage von unmittelbaren Fluidzusammensetzungen
• Entwicklung eines neuartigen inversen Modellierungsansatzes, um Petrolemzusammensetzungen in und zwischen Bohrungen abzuschätzen 

Mitarbeiter

• Sascha Kuske
• Prof. Brian Horsfield

Partner

•  ConocoPhillips

Finanzierung

• ConocoPhillips