title: Facies and reservoir properties of deep water sandstones of the Altlengbach Formation
Creators: name: Rupprecht, Doris
Publisher: name: :none
Year: 2013

description: Die Rhenodanubische Flysch‐Zone enthält Alpin deformierte Tiefwassersedimente am Nordrand der Ostalpen. Im Bereich des Wiener Beckens bilden diese Sedimente einen Teil des Untergrunds der neogenen Beckenfüllung und stellen wichtige Kohlenwasserstoffspeicher dar. Aufschlüsse dieser potentiellen Speichergesteine wurden im Wienerwald westlich von Wien untersucht. Schwerpunkte der Arbeit bilden Analysen der Speichereigenschaften der Sandsteine und Faziesanalysen. In St. Veit an der Gölsen wurden zwei stillgelegte Steinbrüche der Altlengbach Formation (Oberes Campanium‐Paleozän) der Hauptflyschdecke (Geifensteiner Decke) untersucht. Die Altlengbach Formation wird allgemein in vier Subformationen gegliedert: eine basale sandsteinreiche Subformation, eine kalkmergelreiche Subformation, eine höhere sandsteinreiche Subformation und eine tonmergelreiche Subformation im Hangendsten. Die untersuchte Schichtfolge wird aufgrund ihrer lithostratigraphischen Position und ihrer Nannoplanktonassoziation der tieferen sandsteinreichen Subformation, der Roßgraben Subformation, zugeordnet. In den untersuchten Steinbrüchen sind insgesamt 122 m an Sedimenten aufgeschlossen. Zwischen den beiden Steinbrüchen besteht eine Aufschlusslücke von etwa 52 m. Die Sedimente werden in vier Tiefwasserfaziestypen eingeteilt: (1) Sandsteinabfolgen mit bis zu 8 m mächtigen, massiven, amalgamierten, mittelkörnigen und glimmerreichen Sandsteinen. Gelegentlich sind wenige Millimeter mächtige Mergellagen in den Bankfugen zu beobachten. Die Sandsteine können gradiert sein und am Top Siltlagen enthalten. Bankinterne sedimentäre Strukturen fehlen meist. Charakteristisch sind bis zu 40 cm große Ton‐ und Mergelklasten, die am Top parallel zur Schichtung eingeregelt sind. Ton‐ und Mergelklasten innerhalb der Bänke sind bis zu 5 cm groß und zeigen keine bevorzugte Orientierung. (2) Dünn gebankte (5‐20 cm) fein‐mittelkörnige Sandstein‐ und Ton/Mergel‐ Abfolgen. Die Sandsteine zeigen durchgehend sedimentäre Strukturen wie Horizontal‐ und Rippelschichtung. (3) Feinkörnige siltig‐mikritische Kalkturbitite mit Mächtigkeiten von bis zu 30 cm. (4) Hemipelagische Tone/Mergel mit maximal 30 cm Mächtigkeit. Die beiden Faziestypen (1) und (2) sind vorherrschend und in Zyklen von 5‐20 m angeordnet. Die Ablagerung fand im mittleren Bereich eines Tiefseefächers statt. Fazies (1) wird hier als Rinnenfüllung interpretiert, Fazies (2) als Zwischenrinnenfüllung. Die Sandsteine beiderFaziestypen werden als Sublitharenite klassifiziert und zeichnen sich durch dichte Packung und starke Kalzitzementation aus. Prinzipiell haben die massigen Sandsteine Speicherpotential. Porositäts‐ und Permeabilitätsmessungen an Sandsteinen zeigen niedrige Matrixporositäten von durchschnittlich 2,6 % und mittlere Durchlässigkeitswerte von 5,5 mD [gas]. Die Abfolge zeigt ebenso Potential als Kluftspeicher. Basierend auf Kluftdichteanalysen beträgt die geschätzte Kluftporosität durchschnittlich 0,3%. Alle Bänke zeigen mindestens zwei und bis zu fünf vernetze Kluftscharen unterschiedlicher Orientierung. Die Klüfte sind untereinander verbunden und überbrücken teilweise die Ton/Mergellagen zwischen den Sandsteinbänken. Die Architektur der Klüfte lässt die Annahme eines hohen Kluftpermeabilitätspotentials zu. Im Allgemeinen können geklüftete Gesteine der Altlengbach Formation, nahe von Störungen, als aussichtsreiche Speichergesteine betrachtet werden.
description: The Rhenodanubian Flysch Zone (Rhenodanubian Group) comprises Alpine deformed deepwater strata within thrust units at the northern margin of the Eastern Alps. The units continue into the basement of the Neogene Vienna Basin where they form potential hydrocarbon reservoirs. Outcrop analogues of sandstone‐prone potential reservoirs have been investigated in the Wienerwald area west of Vienna. Here, within the main flysch thrust unit (Greifenstein Nappe), the Altlengbach Formation (Upper Campanian‐Paleocene) crops out in several abandoned quarries. Around St. Veit an der Gölsen (Lower Austria) the Altlengbach Formation comprises four members: a lower member rich in thick sandstone intervals, a marl‐rich member, an upper sandstone‐rich member, and a clay‐rich member of early Paleocene age. In St. Veit an der Gölsen the sediments can be attached to the lower sandstone‐rich member, Roßgraben Member of late Campanian‐early Maastrichtian age, due to nannofossil biostratigraphy. A combination of the two quarries results in a section of around 122 m stratigraphic thickness with a gap of 52 m between them. Sediments include 4 distinct deepwater facies types: (1) Up to 8 m thick massive to amalgamated medium grained and mica rich sandstones which can grade into silt and marls. Occasionally thin marl and clay layers are interbedded between sandstones. Most characteristic are oriented shale clasts, up to 40 cm in diameter, which show a concentration on bed tops. Smaller shale clasts (up to 5 cm) within beds show no preferred orientation. (2) Thin‐bedded fine‐grained sandstones intercalated with marl to clay layers. The sandstones show complete and incomplete Bouma sequences. Less abundant facies types include (3) fine‐grained (silty to micritic) turbiditic limestone beds, up to 30 cm in thickness, and (4) hemipelagic grey clays, up to 50 cm in thickness. Facies types 1 and 2 are arranged in cycles of 5‐20 m thickness. Depositional environment is the middle fan of a sub‐marine fan system characterized by thick successions of medium grained sandstones (facies type 1) representing channel fills and interbedded fine‐grained sediments (facies type 2) representing interchannel, respectively levee, deposits. Sandstones of both facies types are classified as sublitharenites. They are strongly compacted and calcite cement fills minor pores. In principle, the massive sandstones have the potential to act as reservoirs in the subcrop of the Vienna Basin. Primary and secondary porosity as well as permeability of these sandstones are low. Average values for porosity and permeability for sandstone matrix are 2.6 % and 5.5 mD [gas]. Fracture porosity and permeability estimates show also a potential as fractured reservoirs. Based on fracture density measurements and fracture apertures the estimated fracture porosity is approximately 0.3%. Single beds include two to five different fracture sets with intersections between them and some of these fractures cross cut through bedding planes. This suggests a good fracture permeability potential. Fractured reservoirs of the Altlengbach Formation, as present close to faults and thrust planes, may be the primary target for exploration within these rocks.