Neue Methode könnte Öl- und Gasförderung in den USA maximieren

In unkonventionellen Lagerstätten werden üblicherweise nur geringe Anteile der vorhandenen Kohlenwasserstoffe gefördert.

Die neue Forschung könnte dazu beitragen, für die Vereinigten Staaten eine erschwingliche, zuverlässige und sichere Energieversorgung zu gewährleisten. „Die Primärproduktion aus hydraulischer Frakturisierung in diesen unkonventionellen Formationen liegt typischerweise zwischen drei und zehn Prozent des im Gestein enthaltenen Öls sowie zwischen fünf und 30 Prozent des im Gestein enthaltenen Erdgases", so Angela Goodman, NETL-Forscherin und weltweit anerkannte Expertin für geologische Systeme. „Unsere Aufgabe besteht darin, sichere und kosteneffiziente Strategien zu entwickeln, um einen deutlich höheren Anteil des im Reservoir verbliebenen Öls und Erdgases zu gewinnen." Als wertvolles Hilfsmittel für diese Forschung hat das Team die Kernspinresonanzspektroskopie (NMR) identifiziert.

Das NETL-Team nutzt NMR-Technologie, um Fluide in Gesteinskernen des Untergrunds zu quantifizieren. Dabei werden die Porosität und die Porengrößenverteilung für Poren bis hin zu einem Nanometer bestimmt.

Technik, Energie und Einsatz

Zudem kann die Technologie die Art des Fluids im Kern identifizieren, indem sie Fluide unterschiedlicher Viskositäten wie Wasser, Wasserstoff, Schweröl, Leichtöl und Erdgas unterscheidet.

Außerdem charakterisiert sie die Benetzungseigenschaften eines Kerns, um festzustellen, ob das Gestein Wasser, Öl, Erdgas oder Kohlendioxid (CO₂) bevorzugt aufnimmt, was für die Förderung von Öl und Gas entscheidend ist. „Wir beginnen damit, Schieferkerne mit Kohlenwasserstofföl zu sättigen.

In den mit Kohlenwasserstoffen getränkten Kernen sind Wasserstoffatome reichlich vorhanden. Wenn der Gesteinskern in das Magnetfeld der NMR-Einheit gebracht wird, richten sich die Wasserstoffkerne mit dem Feld aus", erklärte NETL-Forscher Matthew Grindle.

Anschließend wird ein Hochfrequenzimpuls angelegt, der

Anschließend wird ein Hochfrequenzimpuls angelegt, der die Kerne kurzzeitig aus ihrer Ausrichtung bringt. Sobald das Magnetfeld abgeschaltet wird, kehren die Protonen langsam in ihren magnetisch ausgerichteten Zustand zurück. Dieser Vorgang wird als „Relaxation" bezeichnet.

Die NMR-Relaxationszeiten liefern Informationen über die in-situ-Porosität (Anteil des Hohlraums innerhalb eines Gesteins, der angibt, wie viel Wasser, Öl oder Gas es speichern kann), die Porengrößenverteilung, die Permeabilität (ein Maß dafür, wie leicht Fluide durch die miteinander verbundenen Porenräume im Gestein strömen können) sowie die Fluid-Sättigung des Gesteins.

Die Forscher stellten zudem fest, dass das NMR-Gerät in der Lage ist, Gesteinskernproben in einem Druckbehälter zu analysieren, um extreme Drücke 10.000 psi und Temperaturen von 100 Grad Celsius nachzubilden, wie sie im Untergrund vorkommen.

Was die Studie zeigt

Dies ermöglicht es, zu untersuchen, wie sich Fluide unter diesen Bedingungen durch Gesteinskernproben bewegen. Solche Analysen erlauben die Messung der anfnglichen Mehrphasen-Fluid-Sttigung (Wasser, Kohlenwasserstoffe usw.) und die berwachung der Injektion neuer Fluide wie CO, Erdgas, Wasser und Tensiden, die zur Initiierung der Rckgewinnung eingesetzt werden sollen", so NETL-Forscherin Lauren Burrows.

Die NMR-Technologie wird verwendet, um Experimente durchzuführen, bei denen ein ölgesättigter Gesteinskern unter hohem Druck gehalten und mit Erdgas, Wasser, Tensiden oder CO₂ injiziert wird, um eine Technik namens „Huff-and-Puff" abzuschließen.

Während dieser Huff-and-Puff-Experimente werden digitale Scans erstellt, um eine 3D-Karte der Verteilung der Fluide im Gestein zu generieren. Dies zeigt, wie das injizierte Fluid das Öl und Wasser in den Poren des Gesteins verlagert, einschließlich der Fluide in Nanoporen, die tausendfach schmaler als die Breite eines menschlichen Haares sind.