Sandstone diagenesis and porosity modification during basin evolution

The properties of sandstones as potential reservoirs and shales as source rocks depend on primary facies relationships and diagenesis. Porostiy loss due to mechanical compation and pressure solution is essentially a function of grain parameters (sorting, packing and composition) and net overburden stress. The porosity loss can be predicted to a certain extent. The importance of secondary porosity caused by dissolution of framework grains and cements has been fully recognized. The discussion has focused on the processes causing such dissolution and to what extent it can cause net increase in porosity.The most critical factor in clastic diagenesis is the nature of porewater flow and the degree of mass transfer taking place as a result of this. In the North Sea reservoir rocks, petrographic and geochemical evidence suggest that most of the leaching of feldspar and mica resulting in the formation of kaolinite occurred early during fresh wather flushing. Recent calculations indicate that »acids« derived from source rocks are inadequate to explain the secondary porosity observed in reservoir rocks. Mathematical modelling suggests that thermal convection is of limited importance in sedimentary basins, except where there are high lateral changes in geothermal gradients. Evidence from porewater geochemistry suggests that porewaters in sedimentary basins are often stratified or compartmentalized in a way which is inconsistent with large scale convection or compactional flow, making it necessary to assume that diagenetic reactions are relatively isochemical during deeper burial.A better understanding of the diagenetic reactions will help us to improve our predictions about porosity/depth relations, pore size, and pore geometry distribution in reservoir rocks.Porosity depth trends from offshore Norway and published data from other basins are discussed. Empirical linear best fit lines are found to illustrate the relationship quite well for depths between one and five km. Within a specific region, the linear porosity gradient is a function of mineral composition and of temperature and pressure gradients. Primary porosity tends to be best preserved in sandstones with high proportions of stable grains (e. g. in quartz arenites) down to about 3 or 4 km. At greater depth, porosity loss is accelerated due to increased pressure solution. Secondary and primary porosity adjacent to feldspar grains then tends to be selectively preserved relative to primary pores between quartz grains.

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Zusammenfassung Die bestimmenden Faktoren von Sandsteinen als mögliche Speichergesteine und von Schiefern als Bildungsort von Kohlenwasserstoffen liegen in den Verhältnissen der primären Fazieausbildungen der Gesteine und deren Diagenesegeschichte. Korn-Parameter (Sortierung, Pakkungsdichte und Zusammensetzung) und Netto-Auflast steuern mechanische Kompaktion und Drucklösung. Diese sind für Porositätsreduzierungen verantwortlich, die bis zu einem bestimmten Grad abgeschätzt werden können. Der Einfluß von Lösungserscheinungen für die Bildung sekundären Porenraums, der hier definiert werden konnte und die Vorgänge, die Lösungsphasen iniziieren, bilden den zentralen Punkt der Diskussion.Größte Bedeutung in der Diagenese klastischer Sedimente kommt dem Charakter der Grundwasserbewegungen und deren Eigenschaft im Bereich des Stofftransportes zu. Daten der Petrographie und der Geochemie ergeben für die Speichergesteine der Nordsee, daß der Hauptanteil der Lösung von Feldspat und Muskovit, ein Vorgang, der zur Bildung von Kaolinit führte, frühdiadenetisch unter Einfluß von Süßwasser stattfand. Aufgrund neuerer Kalkulationen kann die Bedeutung saurer Lösungen, die man von dem Bildungsgestein hergeleitet, für die sekundäre Porosität der Speichergesteine ausgeschlossen werden. Mathematische Berechnungen räumen dem Einfluß thermaler Konvektion in sedimentären Becken meist geringe Bedeutung zu, es sei denn es gibt große laterale Unterschiede des geothermischen Gradienten. Die geochemische Analyse des Porenwassers ergibt vertikale und horizontale Zonierungen im Chemismus des Wassers. Diese Tatsache widerspricht der These einer großräumischen Konvektion, da in diesem Fall die Diagenese-Prozesse unter Bedeckung bei relativ einheitlicher chemischer Zusammensetzung ablaufen würden.Ein besseres Verständnis der diagenetischen Vorgänge wird die Abhängigkeit des Verhältnisses von Porosität zur Tiefe, der Verteilung des Hohlraumvolumens und der Hohlraumgeometrie in Speichergesteinen erleichtern.Diskutiert werden Zusammenhänge von Porosität und Tiefe, die Daten an Stellen vor der Küste Norwegens und anderen Becken entnommen wurden. Für Tiefen zwischen einem und fünf Kilometern scheinen empirische, lineare Geraden am besten die Verhältnisse zu verdeutlichen. Regional begrenzt kann der lineare Porositätsgradient als eine Funktion der Gradienten von Mineralzusammensetzung, Temperatur und Druck beschrieben werden. Primäre Porosität ist am besten in Sandsteinen mit einem hohen Anteil an stabilen Komponenten (z. B. Quatzarenite) bis zu einer Tiefe von drei oder vier Kilometern erhalten.Drucklösungserscheinungen sind für die zunehmende Abnahme der Porosität in größeren Tiefen verantwortlich. Dabei scheinen sekundäre und intergranulare Porenräume zwischen Feldspatkörnern relativ zu primären Porenräumen zwischen Quartzkörnern stabiler zu sein.

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Résumé Les facteurs qui caractérisent des grès en tant que réservoirs potentiels d'hydrocarbures et des shales en tant que roches-mères sont les relations facielles primaires et la diagenèse. La perte de porosité due à la compaction mécanique et aux impressionnements («pressure-solution») est fonction essentiellement des paramètres des grains (classement, ordonnance et composition) et des contraintes dues à la surcharge. La perte de porosité peut être prévue dans une certaine mesure. On connaît l'importance de la porosité secondaire provoquée par la dissolution des grains et des ciments. La discussion est centrée sur les processus responsables de cette dissolution et sur leur incidence dans l'accroissement net de la porosité.Le facteur le plus critique dans la diagenèse des élastiques est la nature du flux d'eau intersticielle et le degré de transfert de matière qui en résulte. Dans les roches-magasins de la Mer du Nord, les observations pétrographiques et géochimiques montrent que la plus grande partie de l'altération en kaolin du feldspath et du mica s'est produite lors du lessivage par de l'eau douce. Selon des calculs récents, les «acides» dérivés des roches-mères ne peuvent expliquer la porosité secondaire des roches-magasins. La modélisation mathématique suggère que la convection thermique ne joue qu'un rôle subordonné dans un bassin de sédimentation, sauf aux endroits de forte variation latérale du gradient géothermique. L'étude géochimique des eaux intersticielles montre que dans les bassins sédimentaires, elles sont souvent stratifiées ou compartimentées d'une manière qui est incompatible avec une convection à grande échelle car un tel phénomène impliquerait des réactions diagénétiques relativement isochimiques.Une meilleure compréhension des réactions diagénétiques doit nous aider à améliorer nos prévisions relatives à la relation porosité/profondeur, et à la répartition de la taille et de la forme des pores dans les roches-magasins.Une discussion est présentée à propos de la relation porosité/profondeur, à partir des données recueillies off-shore en Norvège et de données publiées provenant d'autres bassins. Il apparaît qu'entre 0 et 5 km de profondeur, des courbes empiriques linéaires rendent le mieux compte de ces relations. Dans une région donnée, le gradient linéaire de porosité est fonction de la composition minéralogique et des gradients de pression et de température. La porosité primaire tend à être bien préservée dans les grès riches en grains stables (p. ex. dans les arénites quartziques) jusqu'à une profondeur de 3 à 4 km. Plus bas, la perte de porosité s'accélère en raison des phénomènes d'impressionnement. Dans ces conditions profondes, les pores primaires et secondaires adjacents aux grains de feldspath semblent relativement plus stables que les pores primaires situés entre les grains de quartz.

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