Hintergrund
Organisch-anorganische Wechselwirkungen sind bekannte Phänomene in Sedimentbecken. Öldegradation kann solche Wechselwirkungen auslösen und hat bekanntermaßen viele Ölfelder erfaßt, die geringeren Temperaturen als max. 80 °C ausgesetzt waren. Diese Wechselwirkungen finden haupstächlich am Öl-Wasser-Kontakt (eigentlich eine Öl-Wasser-Übergangszone, OWC) statt. Dort wird unter sauerstofffreien Bedingungen Erdöl abgebaut. Die Abbauraten unterliegen allerdings zahlreichen Faktoren, so z.B. der Temperatur. Bei ca. 80 °C wird das Erdöl “pasteurisiert”. Allerdings ist bekannt, dass hohe Gehalte an gelösten Kationen und Anionen im Formationswasser die Abbauraten mindern. Die eigentlichen Abbauprozesse z.B. langkettiger n-Alkane am OWC führen zur Bildung und Freisetzung von CO₂, CH₄, H₂, and Essigsäure. In der Fachliteratur ist dieser Prozeß als “hydrolytische Disproportionierung” bekannt und basiert auf einem thermodynamischen Ungleichgewicht zwischen organischem Material, der Gesteinsmatrix und dem Porenwasser. Dabei treten Prozesse auf, bei denen Kohlenwasserstoffe mit einer bestimmten Oxidationsstufe mit Wasser reagieren. Dabei entstehen organische Substanzen mit höheren und niedrigeren Oxidationsstufen des Kohlenstoffs. Abbauprodukte wie CO₂, CH₄, H₂ (und Essigsäure) können weitergehende anorganisch-geochemische Reaktionen im Formationswasser auslösen und ihren Ablauf steuern. So treten Lösungen primärer Gesteinsminerale auf, dagegen aber auch mineralische Neubildungen. Öldegradation verursacht somit eine komplexe, eng miteinander verwobene Prozeßabfolge, die vom Abbaugrad des Erdöls abhängt, aber auch von der thermodynamischen Stabilität der Gesteinsmatrix. Kohlendioxid zum Beispiel ist gut löslich und reaktiv in Wasser. In Wasser gelöstes Kohlendioxid kann z. B. in zahlreichen Reaktionen eingebunden sein, bei denen H⁺-Ionen und Elektronen ausgetauscht werden. Dabei können Minerallösungen, aber auch –ausfällungen auftreten, und Multikomponentengase entstehen. Gelöstes Kohlendioxid kann somit z.B. die Intensität von Feldspatlösung steuern, an die – je nach Intensität des Erdölabbaus- Kaolinitfällung gekoppelt ist.

Ziele

• Reaktivität glaukonit-führender Reservoirgesteine bei unterschiedlichen Degradationsraten von Erdöl
• Untersuchung des Einflußes von CO₂ gegenüber CH₄ als maßgebliche Kontrollfaktoren der Glaukonitalteration
• Machbarkeitsstudien zu quantitativen Berechnungen von möglichen mineralischen Produkten der Ölalteration, z. B. von Berthierin, Karbonat, etc.
• Untersuchungen des Einflusses von Ölalteration auf Albitisierung 

Mitarbeiter

• PD Dr. Hans-Martin Schulz
• Nana Mu (Dipl. Geol.)
• Yannick Steinmann (Master-Student)

Partner

• Prof. Dr. rer. nat. Wolfgang van Berk (TU Clausthal)
• Dr. Yunjiao Fu, Dr. R. Wirth, Dr. R. Naumann, Dr. D. Rhede (GFZ) DONG Energy, GEUS, BGS

Finanzierung

• Chinese Scholarship Council (CSC)