Identifizierung von Diagenesefazies und Vorhersage anhand von Messungen in der ersten Fazies der Dainan-Formation, südliches Gaoyou-Senken, Subei-Becken, China

Warum Gesteinsveränderungen für unsere Energiezukunft wichtig sind

Tief unter Ostchina haben alte Flussdeltas dicke Sand- und Schlammschichten hinterlassen, die heute einen Großteil des Öls der Region beherbergen. Diese Gesteine wurden jedoch über zig Millionen Jahre zusammengepresst, zementiert und teilweise aufgelöst, wodurch einst lockerer Sand in dichten Fels verwandelt wurde, der Flüssigkeiten nicht leicht durchlässt. Diese Studie untersucht, wie diese verborgenen Veränderungen im Gestein – als „Diagenese“ bezeichnet – steuern, wo Öl sich noch bewegen kann, und zeigt, wie moderne Messungen im Bohrloch die besten Förderzonen kartieren können, ohne von durchgehenden Kernbohrungen in jedem Brunnen abhängig zu sein.

Von See-Delta-Sanden zu dichtem Gestein

Die Arbeit konzentriert sich auf ein wichtiges ölführendes Intervall in der Dainan-Formation innerhalb der Gaoyou-Senke des Subei-Beckens, einem der produktivsten Erdölgebiete der Region. Während des Eozäns lieferten Flüsse Sand in einen See und bildeten Fächerdeltas, die sich über den Beckengrund ausbreiteten. Im Laufe der Zeit wurden diese Sand-Lagen auf Tiefen von 2,5 bis 3,5 Kilometern begraben und in Sandstein umgewandelt. Die Forscher sammelten 45 Proben aus 25 Bohrungen quer durch die Senke sowie zusätzliche Bild- und Labordaten, um ein detailliertes Bild davon zu erstellen, wie diese Gesteine heute aussehen und wie sie Flüssigkeiten speichern.

Wie die Poren aus nächster Nähe aussehen

Unter dem Mikroskop besteht der größte Teil des Reservoirs aus einer Mischung aus Quarz, Feldspat und Gesteinsfragmenten – Körnern, die einst an wenigen Kontaktpunkten lagen, jetzt aber zusammengedrückt sind. Porenraum tritt in mehreren Formen auf: ursprüngliche Zwischenräume zwischen Körnern, die die Begrabung überdauert haben; neu entstandene Poren, die durch chemisch aktive Flüssigkeiten in Feldspat und anderen instabilen Fragmenten ausgeätzt wurden; winzige Mikrofrakturen; und sehr kleine Mikroporen. Kernspinresonanz- und Quecksilbereinpressungstests zeigen, dass die Gesteine typischerweise mikrometergroße Poren besitzen, die durch noch engere „Hälse“ verbunden sind, was erklärt, warum viele Intervalle sowohl niedrige Porosität als auch geringe Permeabilität aufweisen. Wo Auflösung zusätzlichen Raum in Körnern geschaffen hat und Verbindungen zwischen Poren relativ offen geblieben sind, können die Gesteine noch als brauchbare Reservoirs fungieren; wo dagegen Kompaktion und Zementation dominiert haben, ist der Durchfluss stark eingeschränkt.

Vier Ausprägungen der Gesteinsqualität

Durch die Kombination von Mineralogie, Porenbildern und Durchflussmessungen gruppierte das Team die Sandsteine in vier diagenetische „Fazies“ oder Gesteinstypen, die durch unterschiedliche Entwicklungsgeschichten geprägt sind. Der günstigste Typ zeigt nur schwache Kompaktion und mäßiges Tonwachstum, aber starke Auflösung von Feldspat, was vergleichsweise große, gut vernetzte Poren und die besten Porositäts- und Permeabilitätswerte erzeugt. Ein zweiter Typ wurde stark kompakt, aber durch spätere Auflösung teilweise verbessert, wodurch sekundäre Poren innerhalb eines dicht gepackten Gefüges entstanden und mäßigen Durchfluss liefern. Der dritte Typ ist stark mit karbonatischen Mineralen wie Calcit verfüllt, während der vierte mit Tonmineralen wie Illit verstopft ist; beide weisen extrem schlechte Vernetzung auf und sind im Wesentlichen nicht produktiv.

Gesteinsgeschichte aus Bohrlochmessungen ablesen

Da direkte Kernproben rar und teuer sind, prüften die Forscher, ob einfache elektrische und akustische Messungen, die in jedem Brunnen aufgezeichnet werden, Laboranalysen ersetzen können. Sie fanden, dass jede Fazies eine charakteristische Kombination aus Gamma-Ray (als Proxy für Tonanteil), akustischer Laufzeit (sensitiv für Porenraum und Steifigkeit) und Neutronenreaktion (beeinflusst durch gebundenes Wasser in Tonen) erzeugt. Beispielsweise tendiert die beste Fazies zu niedrigeren Gamma-Ray-Werten, aber höheren akustischen und Neutronenwerten, während tonreiche, schlecht durchlässige Gesteine auf allen drei Kurven durchgängig hohe Werte zeigen. Mit diesen Mustern erstellte das Team Kreuzdiagramme und Vorlagen, die Geowissenschaftlern erlauben, diagenetische Fazies kontinuierlich entlang eines Bohrlochs zuzuordnen und diese Ergebnisse dann mit 3D-Seismik zu verbinden, um Fazies über das gesamte Feld zu kartieren.

Gesteinstypen in bessere Vorhersagen verwandeln

Sobald jedes Intervall nach seiner diagenetischen Fazies gekennzeichnet war, entwickelten die Autoren für jede Fazies separate mathematische Beziehungen zwischen akustischen Logs und Porosität. Diese maßgeschneiderten Modelle stimmen viel besser mit Kernmessungen überein als eine einzige, einheitliche Formel, insbesondere in Zonen, in denen Auflösung zusätzlichen Speicherraum geschaffen hat. Bei Anwendung in der gesamten Gaoyou-Senke zeigt der Ablauf, dass die vielversprechendsten, auflösungsreichen Fazies vor allem an den östlichen und südlichen Fronten der Fächerdeltas konzentriert sind, während die zentralen und westlichen Bereiche von zementierten, geringwertigen Gesteinen dominiert werden. In einfachen Worten bietet die Studie ein Rezept, um routinemäßige Bohrlochmessungen und seismische Untersuchungen in detaillierte Karten von "Sweet Spots" zu verwandeln und Betreibern zu helfen, die begrenzten Teile eines dichten Reservoirs zu treffen, in denen das Gestein noch genügend verbundene Porenräume besitzt, um Öl effizient zu fördern.

Zitation: Li, Y., Liang, B., Xia, L. et al. Logging identification and prediction of diagenetic facies in the first member of Dainan formation, Southern Gaoyou Sag, Subei Basin, China. Sci Rep 16, 4898 (2026). https://doi.org/10.1038/s41598-026-35613-3

Schlüsselwörter: dichter Sandstein-Reservoir, diagenetische Fazies, Bohrlochprotokoll-Interpretation, Porenstruktur, Gaoyou-Senke