Original paper

Quantification and 3D visualisation of pore space in Gorleben rock salt: constraints from CT imaging and microfabrics

[Quantifizierung und 3D-Visualisierung des Porenraumes in Gorleben-Steinsalz: Ergebnisse computertomografischer und mikrostruktureller Untersuchungen]

Thiemeyer, Nicolas; Pusch, Maximilian; Hammer, Jörg; Zulauf, Gernold

Abstract

Computed tomography (CT) was applied to visualise and to quantify the porosity of hydrocarbon-bearing and hydrocarbon-free Stassfurt rock salt (z2HS) drill cores collected from the Gorleben salt dome. This technique reveals the spatial distribution of porosity and possible fluid accumulations at different scales. Porosity was quantified by calculating greyscale portions of the CT data sets and by virtual extraction and three-dimensional reconstruction of the pore space. The non-destructive CT imaging determines a maximum porosity of 1.26 vol.-% in a rock salt sample with relatively high hydrocarbon content of several hundred ppm. A locally elevated porosity within some drill cores is an unusual attribute for the Gorleben rock salt and presumed to be a remnant of the strong deformation of the hydrocarbon-bearing salt rocks and specific conditions of healing during the salt uprise. Microstructural investigations of epoxy resin-impregnated samples allowed detailed observations regarding the pore space characteristics. Pores are particularly common along grain boundaries and healed microfractures. In exceptional cases, pores reach up to 7 mm in size. Our observations imply that the presence of hydrocarbons may be responsible for a hampered closure and a preserving of pore structures, which are completely missing in hydrocarbon-free salt rocks.

Kurzfassung

Mittels Computertomografie (CT) wurde die Porosität von kohlenwasserstoffführenden und -freien Bohrkernen des Staßfurt-Steinsalzes (z2HS) aus dem Salzstock Gorleben visualisiert und quantifiziert. Diese Technik erlaubt eine räumliche Verteilungsanalyse des Porenraumes sowie möglicher Fluidansammlungen auf verschiedenen Skalen. Die Porositäten wurden durch die Grauwerteverteilung in den computertomografischen Datensätzen sowie durch Extraktion und dreidimensionale Visualisierung ermittelt. Durch diese zerstörungsfreie Methode konnte eine maximale Porosität von 1.26 Vol.-% in einer Steinsalzprobe ermittelt werden, die einen außergewöhnlich hohen Kohlenwasserstoffanteil von mehreren hundert ppm aufweist. Diese lokal erhöhte Porosität ist eine untypische Eigenschaft für Gorleben-Steinsalz und als reliktischer Porenraum zu verstehen, der während des Salzaufstieges und der damit verbundenen starken Deformation und Verheilung der kohlenwasserstoffführenden Steinsalz-Proben nicht komplett geschlossen wurde. Mikrostrukturelle Untersuchungen an epoxidharz-imprägnierten Proben dienten zur genaueren Untersuchung des Porenraums. Charakteristische Poren sind demnach entlang von Korngrenzen und verheilten Mikrorissen lokalisiert. In Ausnahmefällen erreichen die Poren eine Größe von bis zu 7 mm. Unsere Beobachtungen deuten darauf hin, dass die Anwesenheit von Kohlenwasserstoffen für eine gehemmte Schließung und eine Konservierung des Porenraumes verantwortlich ist, der in kohlenwasserstofffreien Hauptsalzproben deutlich geringere Werte annimmt.

Keywords

ct imagingfluidsgorlebenhydrocarbonsporosityrock salt