Klastische Speichergesteine sind z.B. Rotsandsteine im Norddeutschen Becken (NDB), die in der Permotrias in Tiefen von etwa 3500 m versenkt wurden. Die diagenetische Entwicklung dieser Gesteine ist die Folge von Fluid-Gesteins-Interaktionen, die nach der Ablagerung der Sedimente und während der Versenkung ablaufen. In dieser Arbeit wurden die Wechselwirkungen zwischen Erdölverbindungen (n-Alkanen) und Hämatit-Kutanen an Mineraloberflächen in Erdölspeichergesteinen experimentell nachgestellt und die Auswirkungen auf Mineralogie, Porosität und Permeabilität untersucht. Dabei wurde der Hypothese nachgegangen, ob bei der Oxidation von n-Alkanen und gleichzeitiger Bleichung durch Reduktion von Fe(III)-Mineralen (Hämatit) in Rotsandsteinen signifikante Mengen Carbonsäuren und Kohlendioxid entstehen. Hämatit katalysiert außerdem die stufenweise n-Alkan-Oxidation, in dessen Verlauf Carbonsäuren als Zwischenprodukte entstehen, die weitere diagenetische Reaktionen bewirken, wie die Lösung von Klasten und Zementen (z.B. Feldspat, Carbonat). Die Folge ist die Bildung von sekundärem Porenraum, welcher die Speichereigenschaften von Erdöl- oder Erdgasreservoiren wesentlich verbessern kann. Im Rahmen der experimentellen Studie wurden Versuche in einer Durchflusszelle, in Druckautoklaven (CSPV) und in Kiesel-glasampullen mit katalytisch wirksamen Hämatit-Kutanen (Rotsandstein) und Hämatiterz, den Modellsubstanzen n-Hexadecan und DI-Wasser bei verschiedenen Temperaturen (200°C; 350°C), Drücken (max. 70 bar; 400 bar) und Reaktionszeiten (3-96 Tage) durchgeführt. Die Mineralreaktionen wurden durch die petrographisch-geochemisch-mineralogische und oberflächenanalytische Charakterisierung der Feststoffe sowie durch die hydro- bzw. organochemische Analyse der Porenfluide im prä- und postexperimentellen Vergleich nachgewiesen. Die Ergebnisse dieser Studie können dazu beitragen, die Fluid-Gesteins-Wechselwirkungen von Rotsandstein-reservoiren besser zu verstehen.
Rotliegend sandstones are important reservoir rocks in the North German Basin (NGB), which were buried to about 3500 m depth. The diagenetic evolution of these rocks is the result of fluid-rock interactions proceeding subsequently to deposition and during burial. In this study interactions of petroleum compounds (n-alkanes) with hematite coatings on mineral surfaces in reservoir rocks were simulated experimentally and effects on mineralogy, porosity, and permeability were investigated. Although the hypothesis were examined that oxidation of n-alkanes and simul¬taneous bleaching by reduction of ferric iron minerals (hematite) in red bed sandstones provides carboxylic acids and carbon dioxide. Iron oxides furthermore act as catalysts in the stepwise oxidation of n-alkanes. Carboxylic acids were produced in this reaction mechanism and cause or control further diagenetic reactions, e.g. dissolution of cements and clasts like feldspar and carbonates. These reactions lead to secondary porosity and an enhancement of reservoir quality. Within the scope of this study experiments were carried out in a triaxial flow cell, cold seal pressure vessels (CSPV), and silica glass tubes with a hematitic sandstone and pure iron ore as catalysts, n-hexadecane as a model substance for petroleum compounds, and deionized water at different temperatures (200°C; 350°C), pressures (<70 bar; 400 bar), and reaction times (3-96 days). Mineral reactions were determined by petrographical, geochemical, mineralogical, and surface analytical characterization of solid materials (red bed sandstone and hematite) as well as hydro- and organochemical detection of the pore fluids prior and after experimental treatment. The results of this study can give a better understanding to fluid-rock interactions in red bed sandstone reservoirs.