Shale Gas Sattler

Unkonventionelles Gas

Shale Gas Gas aus dichten Tonsteinen

Kurzer Abriss der Shale Gas-Historie

Schon in der frhen Exploration auf l wurden z.B. in Texas auch Tonsteine durchteuft, die geringe Anzeichen von Gas zeigten.

Da der Zufluss sehr gering war, wies man ihm keine Bedeutung zu. Anfang der 80er Jahre erlie die US-Regierung eine Steuerermigung auf Kraftstoffe

aus unkonventionellen KW (Section 29 nonconventional tax credit). Dadurch wurden die nur mig produktiven Gas Shales wirtschaftlich interessant. Produziert wurden anfangs flach gelagerte (200 800 m Teufe) palozoische

Tonsteine mit vertikalen Bohrungen und geringer hydraulischer Stimulation entwickelt. Die gefrderten Volumina betrugen wenige 1000 m3 / Bohrung / Tag. Mitte der 90er Jahre begann die Entwicklung des Barnett Shales in Nord -Texas

(Unterkarbon; 2500 m Teufe). Vertikale Bohrungen werden erstmals mit slick water gefract (niedrig viskose Wsser

durch Zugabe von Tensiden) Im Jahr 2000 wird erstmals eine ca. 1000 m lange Horizontal-Bohrung mit slick water

mehrfach gefract. Die Produktion wird um ein Mehrfaches gesteigert. Heute wird aus mehr als 12.000 Bohrungen produziert mit einer durchschnittlichen

Rate von mehreren 10.000 m3 /Bohrung / Tag.

Das Petroleum Systemseepage

normalfault

spillage

secondary migration

primary migration

oil column

column

pinch out ofreservoir rock

domal structure

syncline

anticline

oil ring

gascap

gas

salt dome

reservoir

spillpoint

thickness

GOC:gas oilcontact

OWC:oil watercontact

Umgezeichnet nach Kulke (1989)

closure

Mature source rock

Ga

s

P

r

o

d

u

c

t

i

o

n

[

b

c

f

d

]

Quelle: Advanced Resources International Inc.

Stevens & Kuuskra (2009)

2005 2006 2007 2008

bcfd = billion cubic feet per day

Billion (America) = Milliarde (Deutschland)

1 bcft = 28 Mio. m3

US Unconventional Gas Production

Prognose der Shale-Gas Produktion in Nordamerika *

Quelle: Kuuskraa & Stevens (2009)1 bcft = 28 Mio. m3

Prognose der Gas-Produktion in Nordamerika aus Shale Gas und anderen unkonventionellen Lagersttten*

Quelle: Kuuskraa & Stevens (2009)1 bcft = 28 Mio. m3

Prognose der Gas-Produktion in Nordamerika aus Shale Gas, Tight Gas und CBM-Lagersttten

Quelle: http://www.eia.gov/oiaf/aeo/tablebrowser

1 tcft = 28 Mrd. m3

Prognose der Shale-Gas Produktion in Nordamerika

Folie verndert nach H.M. Schulz, GFZ-EAGE

Fayetteville

Horn River

MarcellusWoodford

Nachgewiesene und potenzielle Shale

Gas-Vorkommen

in den USA und weltweit

Shale Gas in den USA

USA

Derzeitige Frderung: ca. 89 Mrd. m3

Ressourcen: ca. 146 Tm3 *

(geschtzt)

Davon gewinnbar: 20 Tm3 *

Weltweit


Davon gewinnbar:180 Tm3

* T = 1012

Haynesville

Quelle: Canadian Society for Unconventional Gas (2009)

Tonstein-Becken im Sdosten der USA -

Vortiefenbecken der Variszischen und Laramischen Orogenese

Ablagerungsmilieu organisch reicher Tonsteine (Muttergesteine)

OM und Nhrstoffe

oxisch

photische Zone

dysoxisch

z3

z1

z2

O2 (ml/l) 2.0 0.2 0.0

W

a

t

e

r

d

e

p

t

h

z

(

m

)

Hhe der Schwelle

Keine Bioturbation

Umgezeichnet nach www.iku.sintef.no

anoxisch

Abgeschnrtes submarines Becken mit anoxischen Bedingungen. Eine Schwelle behindert den Wasseraustausch mit dem offenen Ozean.

Isoliertes marines Becken mit anoxischen Bedingungen. Eine Schwelle verhindert den direkten Austausch mit dem offenen Ozean.

Rezentes Analogon: Schwarzes Meer

100 km

Bosporus

Donau

Dnjepr

Don

Dnjestr

Schwarzes Meer

Generalisiertes Modell fr die Barnett Formation mit Ablagerungsprofil und -prozessen. Der grte Teil des FWB war wahrscheinlich euxinisch, so dass sich framboidaler Pyrit bereits in der Wassersule bilden konnte. Nur durch Trbestrme gelangte kurzzeitig Sauerstoff-reiches Wasser an den Boden des Beckens.

Quelle: Loucks and Ruppel (2007)

Upwelling-Modell: Ablagerungsmilieu des Barnett Shale (Fort Worth Basin, Texas, USA)

Rezentes Analogon: Kste vor Peru, Sdamerika

AAPG Bulletin, v. 91, no. 4 (April 2007), pp. 579601

Erhaltung oder Zersetzung organischer Materie in frisch abgelagerten Sedimenten

Gelster O2

Organische Partikel

Mikroskopischer anaerober

Bereich

Makroskopischer anaerober

Bereich}

Erhaltung in Ton- oder Kalkschlamm

Gelster O2

Organische Partikel

aerober Bereich}

Zersetzung in porsen u. permeablen Sedimenten

Muttergestein als potenzieller Gas Shale

Reich an organischem

MaterialDnn

laminiert 3.5 % organischer Kohlenstoff

LOMPOC Quarry SampleMonterey Formation, CA

25 mm

0.5 mm

2

5

m

m

Rest eines Blattes

Photo: H.-M. Schulz, TU Clausthal

Marcellus Shale (Mitteldevon)

ALL Consulting (2008)

Kimmeridge Clay (Oberer Jura) und Posidonienschiefer Lias

(Unterer Jura)

Kimmeridge Clay (Oberer Jura):

wichtigstes Muttergestein fr das Nordsee-l TOC* bis 15%

Lias

(Unterer Jura):

wichtiges Muttergestein fr l in Deutschland TOC* 5 bis 10%

* TOC: Total Organic Carbon (Gesamt-Kohlenstoff)

Grenvergleich von Porenraum in Sandsteinen und Tonsteinen (Shales)

Quelle: nach Curtis et al. (University of Oklahoma, USA)

200 m

10 m

Tonsteine besitzen eine z.T. hohe Mikro- bzw. Nanoporositt, sind aber extrem schlecht durchlssig

REM-Aufnahme

eines Tonsteins

10 m

Anteile an Silt erhhen die Porositt und die Permeabilitt

REM-Aufnahme

eines Tonsteins

Quelle:Day-Stirrat et al. (2010)Porositt = 38%, vorwiegend Illit-Smektit und Quarz-SiltUrsa Basin (Gulf of Mexico), Plio- Pleistozn, 375 m

Interpartikulre Porositt in jungen Tonsteinen

Quarz-Silt

Interpartikulre Poren

Barnett Shale (Unter-Karbon, 2.170 m): Poren in Pyrobitumen (Ro = 1,6 %), Porositt 4,5 % Quelle: Loucks et al. (2011)

Sekundre Poren in alten, hochreifen Tonsteinen

0,7 m (700 nm)

Pyrobitumen

Nach Bear

(1972)

Lithologie PermeabilittFetter Ton, Anhydrit, frischer Granit 0.1

0.0001 mD

Shale

Gas

Reservoirs (z.B. Barnett

Shale, Unt. Karb.) 0.005

0.000009 mDTight

Gas

Reservoirs (z.B. Oberkarbon Sst.) < 0.6 mD

Reservoirgesteine fr l 10 mD

10 DStark geklftete

Karbonate: Super K 10 D

105

D

Gut sortierter, nicht kompaktierter

Sand & Kies 10 D

105

D

Permeabilitt verschiedener Lithologien

Permeabilitt

K

= Permeabilitt in mQ

= Durchflussmenge in m/sec

= Dynamische Viskositt des Fluids

in Ns/mL

= Lnge des porsen Mediums in mp

= Druckdifferenz (Pb

Pa

) in N/mA

= Querschnittsflche des porsen Mediums in m.

K = Q

L

p A

Das Gesetz nach Darcy* beschreibt das proportionale Verhltnis zwischen einer momentanen Durchflussmenge durch ein porses Medium, der Viskositt des strmenden Fluids

und dem Druckabfall

ber eine gegebene Distanz

* Henry Darcy

(1803-1858)

Die Einheit fr die Permeabilitt ist Darcy

(D), bzw. Millidarcy

(mD)

1 Darcy

= 9.86923

10 13

10 12

m21 Millidarcy

= 9.86923

10 16

10 15

m2

Erdlindustrie

Sekundre Migration im Reservoirgestein

Da cos

fr wassergesttigte Gesteine gleich 1 ist und fr eine 25%ige lsttigung nur unwesentlich davon abweicht, vereinfacht sich die Gleichung auf

Pd =2

cosR

Pd = 2

/ R

Pd = l-Wasser-Verdrngungsdruck in N/m2

= Grenzflchenspannung in N/m

= Benetzbarkeit als Winkel des Kontaktes zwischen Gestein und l

R = Radius des Porenhalses in cm

Resistant forces

Aus Hunt (1996)

Solid

Oil

Driving forces(Buoyancy)

SolidWater

R

Gren von HC- Moleklen im Vergleich

zu Porengren in Tonsteinen (Shales)

Umgezeichnet nach Welte (1972) Umgezeichnet nach Welte & Tissot (1984)

Shale Pore Diameter [ nm ]

S

h

a

l

e

P

o

r

o

s

i

t

y

[

%

]

Methane (0.38 nm)

Benzene (0.40 nm)

Cyclohexane (0.48 nm)

n-Paraffin (ca. 1 nm)

Smallasphaltenemolecule

LargeasphalteneMolecule(Micelle)

30

25

20

15

10

5

0

5 10 15 20Water (0.30 nm)

ComplexRing structures (1-3 nm)

ca. 5 nm

ca. 10 nm

1 nm = 10-9 m1 = 10-1 nm = 10-10 m

Macropores > 50 nm

Mesopores 2 50 nm

Micropores < 2 nm

Mechanismen der primren Migration von l und Gas

Diffusion:Bewegung von l und Gas dem Konzentrationsgradienten folgend. Sie fhrt aber eher zu einer Dispersion als zu einer Akkumulation. Zudem sind die Diffusionskoeffizienten sehr gering. Es wird geschtzt, dass Methan

der KW mit dem hchsten Koeffizienten

fr eine Distanz von 1 km ca. 80 Mio. Jahre bentigt.

Migration in wsseriger Lsung:Vor allem Methan besitzt neben der hohen Mobilitt als Gasphase auch eine sehr hohe Lslichkeit in den wsserigen Porenfluiden: 2500 mg/l bei 100 C und 50 MPa sowie einer Salinitt

von 150 g/l.

Die meisten anderen KW haben Lslichkeiten von < 50 mg/l. Die Lslichkeiten nehmen ab mit Zunahme an TDS (Total Dissolved

Solids) in den Porenfluiden, mit Abnahme von Druck und Temperatur und mit Zunahme an der KW-Sttigung.

Migration als KW-Phase:Die Migration der KW in der flssigen bzw. gasfrmigen Phase geschieht fast ausschlielich auf Mikroklften (5

500 m) innerhalb der Muttergesteine. Die Matrix-Permeabilitten der feinkrnigen Muttergesteine liegen zwischen 1 und 10-8

mD. Einige wenige Mikroklfte verbessern die Permeabilitt um mehrere Grenordnungen.

A: 250 ft of poorly drained thick source rock.

B: 250 ft of well drained interbedded source rock. Expulsion and primary migration will be faciliated in an interbedded sequence.

C: Source rock / carrier rock interfaces with particular reference to gas migration. Expulsion and primary migration will be faciliated, particularly if fractures, faults and silty stringers exist. Microfractures with apertures from 5 to 500 m are commonly observed in source rocks.

A well drained source rock can expel products generated at the early mature stage (B & C) while a thick poorly drained sequence will only expel at peak maturity (A). But even then a generative potential as oil or condensates may be retained (e.g. Kimmeridge Clay of the North Sea).

Sandstone

Siltstone

Claystone

Fault

Fractures

By DiffusionOther

A B

C Redrawn after Cornford (1984)

Source-Rock Drainage Models

Redrawn from Tissot & Welte 1984

Lokalisierung von Sweet Spots Bereiche im Tonstein mit gnstigen Parametern

Mchtigkeit > 50 m (besonders positiv sind hher permeable Siltlagen)

Porositt > 3 %

TOC > 2 Gew.%

Reife Ro

> 1,5 % (oberes Nassgasfenster bis Trockengasfenster)

Aus: Wolf in Fchtbauer (1988)

Das van Krevelen-Diagramm

Reifungsprozesse im Muttergestein, die zu einem hochinkohlten, Kohlenstoff-reichen Rckstand (Pyrobitumen) fhren. Hochreife Shale-Gas-Systeme beziehen ihren Gasgehalt aus der autochthonen Gasbildung aus Kerogen, Bitumen und l.

Hherer Reifegrad erzeugt Nanoporen in der organischen Substanz und dadurch hhere Adsorptionskapazitt fr Gas

Quelle: Jarvie et al. (2007)

Quelle: Reed et al., Texas BEG

Hherer Reifegrad erzeugt Nanoporen in der organischen Substanz und dadurch hhere Adsorptionskapazitt fr Gas

Barnett Shale 2170 m (Ro = 2,2 %)

~ 10 m

Organophyllic Nanoporen in Pyrobitumen

Kerogen mit geringerer Reifung

Neue Aufgaben fr den Mudlogger an der Bohrung

Rock Eval- und TOC-Analyse zur online-Bestimmung von

% TOC

Hydrogen

Index (HI)

S1, S2, S3

Reife (Tmax)

Bestimmung der stabilen Isotope

Komplette Gas-Analyse

Quelle: Geodata

Lokalisierung von Sweet Spots

Mchtigkeit > 50 m (besonders positiv sind hher permeable Siltlagen) Porositt > 3 % TOC > 2 Gew.% Reife Ro > 1,5 % (oberes Nassgasfenster bis Trockengasfenster) Tongehalt < 50 % (geringe Duktilitt) Quarzanteil (+ Karbonat oder Feldspat) > 50 % (geringe Duktilitt)

Ross & Bustin (2007)

Quelle: XTO (2009)

Die Gehalte an Ton bzw. Quarz entscheiden ber die Duktilitt des Tonsteins

Ternres Diagramm, das die mineralogische bzw. lithofazielle Variabilitt von Tonsteinformationen zeigt. Die Zusammensetzung ist wichtig im Hinblick auf die Produzierbarkeit der Formation.

Quelle: Halliburton

Die groe Spannweite von Tonsteinen

Lokalisierung von Sweet Spots

Mchtigkeit > 50 m (besonders positiv sind hher permeable Siltlagen) Porositt > 3 % TOC > 2 Gew.% Reife Ro > 1,5 % (oberes Nassgasfenster bis Trockengasfenster) Tongehalt < 50 % (geringe Duktilitt) Quarzanteil (+ Karbonat oder Feldspat) > 50 % (geringe Duktilitt) berdruck dadurch mehr Gas / Vol. und bessere Kluftstabilitt Geringer horizontaler Stress dadurch bessere Frac-Ausbreitung Kleinskalige, natrliche Klfte dadurch besseres Kluftnetz mit hoher Oberflche Mglichst wenige groe Klfte oder gar Strungen (Wasserfhrung !)

Datenerfassung zur Charakterisierung von Gas Shales

Logging

Gamma Ray (Lithologie, Shaliness)

Spectral

Gamma Ray (Mineralogie, vor allem Tonminerale)

Caliper

(Bohrlochstabilitt, d.h

Hinweis auf qellfhige

Tone oder hohen Stress)

Triple

Combo Log (Widerstand, Dichte, Porositt)

Image Logs (Vorkommen und Orientierung von Klften)

NMR-Log (Unterscheidung gebundenen und freien Wassers)

Quelle: Schlumberger

Suche nach Sweet Spots mit Hilfe von Logging-Verfahren

Datenerfassung zur Charakterisierung von Gas Shales

Logging

Gamma Ray (Lithologie, Shaliness)

Spectral

Gamma Ray (Mineralogie, vor allem Tonminerale)

Triple

Combo Log (Widerstand, Dichte, Porositt)

Image Logs (Vorkommen und Orientierung von Klften)

NMR-Log (Unterscheidung gebundenen und freien Wassers)

Labor (Untersuchung an Kernen und Cuttings)

Bestimmung der Permeabilitt (extrem schwierig im nD-Bereich)

Rntgendiffraktometrie (Tonmineralogie, Quarzgehalt, Karbonatgehalt)

Bestimmung von TOC (% Corg), Kerogen Typ (I-III), Reife (% Ro)

Bestimmung der Brinell-Hrte

Sure-Lsungstest

Bestimmung der Kapillaritt

Bestimmung der Porenraum-Strukturen mit FIB-REM

Star Risk-Analysen verschiedener nordamerikanischer Shales

Nach Hill & Nelson (2000) in Curtis (2002)

Gas-Shale Potenzial in Abhngigkeit geologisch-geochemischer Charakteristika

Nachgewiesene und potenzielle Shale

Gas-Vorkommen

in den USA und weltweit

Shale Gas in den USA

USA

Derzeitige Frderung: ca. 89 Mrd. m3


(geschtzt)

Davon gewinnbar: 20 Tm3 *

Weltweit


Davon gewinnbar:180 Tm3

* T = 1012

Quelle: Loucks and Ruppel (2007) nach Blakey (2005)

Palogeographie im Bereich der heutigen USA mit Lage des Fort Worth Basin whrend des oberen Unterkarbons (ca. 325 Mio. Jahre).

Palogeographie im Bereich der heutigen USA mit Lage des Fort Worth Basin (FWB) whrend des oberen Unterkarbons (ca. 325 Mio. Jahre). Eingezeichnet ist die Meer-Land-Verteilung mit Lage der Schelfkante (rote Linie) sowie Angaben zur Wassertiefe. Demnach war das FWB relativ tief.

Quelle: Loucks and Ruppel (2007) nach Gutschick and Sandberg (1983)

Generalisiertes Ablagerungsmodell der Barnett Formation. Das Upwelling transportiert nhrstoffreiches Tiefenwasser in die photische Zone und fhrt hier zu einer hohen Bioproduktivitt. Meist herrschen euxinische Verhltnisse am Boden des Fort Worth Basin (FWB) mit Bildung von framboidalem Pyrit bereits in der Wassersule. Nur kurzzeitig gelangt Sauerstoff mit Trbestrmen an den Boden des Beckens.


Ablagerungsmodell des Barnett Shale

Barnett Shale die Mutter aller Gas Shales


Barnett Shale die Mutter aller Gas Shales

Quelle: U.S. Dept. Of Energy

Quelle: ALL Consulting (2009)

Texas

Teufe (ft / m) 6500 8500 / 2000 - 2600

Mchtigkeit (ft / m) 100 600 / 30 - 180

Permeabilit (nD) 250

Porositt (%) 4,5

Reife (% Ro) 2,2

TOC (%) 2,0 (bis max. 4,5)

Quarz-Gehalt (%) 55

GIP (Bcf/mi2 / Mrd. m3/mi2 193 / 5,4 x 109

OGIP (Tcf / m3) 327 / 9,16 x 1012

Gewinnb. Ressourcen (Tcf / m3) 44 / 1,23 x 1012

Gasgehalt (scf/ton / m3/Tonne) 300 350 / 8,4 9,8

ca. 5000 mi2

Quelle: Halliburton

Gesteinshrte verschiedener Gas Shales in den USA

Fayetteville ShaleArkansas

Oklahoma

MissouriKansas



Teufe (ft / m) 1000 - 7000 / 300 - 2100

Mchtigkeit (ft / m) 50 300 / 15 - 90

Permeabilit (nD) 250

Porositt (%) 3,0 7,0

Reife (% Ro) 1,2 - 4,0 (tief versenkt & invertiert)

TOC (%) 4,0 10,0

Quarz-Gehalt (%) 30 - 53

GIP (Bcf/mi2 / Mrd. m3/mi2) 50 - 70 / 1,4 - 2,0 x 109

OGIP (Tcf / m3) 52 / 1,3 x 1012



ca. 9000 mi2

Quelle: Southwestern Energy (2010)

Fayetteville Shale Entwicklung eines Plays in Arkansas

Erfahrung zahlt sich aus

Bereits nach 5 Jahren erreicht die Produktion des Fayetteville

Shales

die Produktion, fr die man beim Barnett

Shale

noch 25 Jahre brauchte.

Quelle: Southwestern Energy (2010) nach Tudor, Pickering, Holt & Co. Securities Inc., Arkansas Oil & Gas Commission

Oklahoma

Texas

Arkansas

Louisiana


Haynesville Shale

ca. 9000 mi2

Teufe (ft / m) 10.500 13.500 / 3200 - 4100

Mchtigkeit (ft / m) 150 - 350 / 45 - 105

Permeabilit (nD) ?

Porositt (%) 8,0 15,0

Reife (% Ro) 2,0

TOC (%) 0,5 - 8,0

Quarz-Gehalt (%) 25 30

GIP (Bcf/mi2 / Mrd. m3/mi2) 150 - 225 / 4,2 - 6,3 x 109

OGIP (Tcf / m3) 717 / 20 x 1012

Gewinnb. Ressourcen (Tcf / m3) 251 / 7 x 1012



Quelle: Halliburton


Haynesville Shale - Ablagerungsmilieu

Palogeographie des Haynesville Shale (Kimmeridge-Tithon): Inseln (wei), Karbonat-Plattformen (blau), Haynesville Tonstein - Becken (ocker), Evaporite (violett), Flachwasser-Klastika (gelb gepunktet), fluviatile Sedimente (orange) und Prodelta-Sedimente (braun).HVL = Haynesville. Quelle: Hammes et al. (2011)

Oklahoma

Texas

Arkansas

Louisiana

Vorherrschende Palostrmung

Calcit-

reich

Ton- &

Quarz

-reich

35-60%

Calcit

, 20-30

% Illit,

20-30

% Quar

z

Ton 25

-45%,

Quarz

25-30%

, Calc

it 20-3

0%,

Haynesville Shale

Quelle: Buller

(2010); Halliburton

LouisianaTexas

Top

Bottom

Haynesville Shale Northern DeSoto

Quelle: Buller (2010); Halliburton

Calcit-

reich

Ton- &

Quarz

-reich

35-60%

Calcit

, 20-30

% Illit,

20-30

% Quar

z

Ton 25

-45%,

Quarz

25-30%

, Calc

it 20-3

0%,

Haynesville Shale

Quelle: Buller

(2010); Halliburton

LouisianaTexas

Haynesville Shale Harrison County

Quelle: Buller (2010); Halliburton

Haynesville Shale (3.400 m): Intrapartikulre Poren entlang von Glimmer-Spaltflchen (phyllosilicate pores)

Quelle: Loucks et al. (2011)

Haynesville Shale - Porentypen

Intrapartikulre Poren

Haynesville Shale (3.400 m): Intrapartikulre Poren entlang von Glimmer-Spaltflchen (phyllosilicate pores) Quelle: Loucks et al. (2011)

Intrapartikulre Poren

Haynesville Shale - Porentypen

3D-Rekonstruktion von Proben verschiedener Shales aus jeweils 500 Backscatter-FIB-REM-Aufnahmen.

(A) Alle nachgewiesenen Poren.(B) Anteil aller untereinander vernetzter Poren. Der

Grenzwert hierfr wurde definiert als 105 verbundene Voxel ( 1 Voxel = 2.5 x 2.5 x 10 nm).

Daraus geht hervor, dass der Haynesville Shale das am besten vernetzte Porenraum-System aufweist und somit auch die besten Ergebnisse hinsichtlich einer Frac-Stimulation erwarten lsst.

Quelle: Curtis et al. (2012)

Digital Rock: 3D-Darstellung der Vernetzung von Mikro- und Nanoporen

Virginia

Ohio

West-Virginia

Pennsylvania

New York

Kentucky

Tennessee

Marcellus Shale

ca. 95.000 mi2

Teufe (ft / m) 4000 8500 / 1200 - 2600

Mchtigkeit (ft / m) 50 - 300 / 15 - 90

Permeabilit (nD) ?

Porositt (%) 5,5 7,5

Reife (% Ro) 0,6 3,0 %

TOC (%) 2 - 10

Quarz-Gehalt (%) 40 60 %

GIP (Bcf/mi2 / Mrd. m3 / mi2) 20 - 150 / 0,6 4,2 x 109

OGIP (Tcf / m3) 1500 / 42 x 1012



Marcellus Shale

Quelle: U.S. Dept. Of EnergyALL Consulting (2008)

Quelle: Halliburton


Virginia

Ohio

West-Virginia

Pennsylvania

New York

Kentucky

Tennessee

Quelle: www.geology.com

Marcellus Shale

Photo: ChesapeakeQuelle: GeoExpro, Vol. 5, No. 6 (2008)

Maryland

Teufenlage der Basis des Marcellus Shale

Quelle: GeoExpro, Vol. 5, No. 6 (2008)

Marcellus Shale - Isopachen

Mchtigkeitsverteilung des Marcellus Shale

Quelle: GeoExpro, Vol. 5, No. 6 (2008)

Die Gre des Barnett

Shale

zum Vergleich

Tight Gas

CBM (Flzgas)

Shale Gas

Gashydrat


Vorkommen an unkonventionellem Gas in Kanada

Quelle: Advanced Resource International Inc.

Shale Gas-Becken in West-Kanada

Muskwa Shale des Oberdevon:

Mchtigkeit:

430 ft

(130 m) Permeabilitt: 230 nD Porositt:

4% (1-9%; gasfhrend) TOC: 3% Reife:

2,8 % Ro

(2-4 %) Quarz-Gehalt: 65% Druckgradient: 0,6 psi/ft

(0,04 bar/ft) GIP: 265 bcf/sq

mile

(7,4 Mrd. m3/sq

mile)

Problem ist mangelnde Pipeline- Infrastruktur; deshalb:

Transport in lsand-Region (N-Alberta) Transport zum Hafen Kitimat

(BC); dortLNG

Backscatter-FIB-REM-Aufnahmen einer Probe des Muskwa Shale (Horn River Basin): (A) Pyrit-Framboid mit hochreifem Kerogen (Pyrobitumen) zwischen den einzelnen Pyrit-Kristallen(B) Porses, hochreifes Kerogen (Pyrobitumen) zwischen Pyrit-Kristallen. Deutlich ist die sekundre Porositt

(sog. organophyllic pores) im Pyrobitumen zu erkennen.

Weie Pfeile: PorenraumSchwarze Pfeile: Kerogen

Muskwa Shale (Horn River Basin)


A B

3D-Rekonstruktion einer Probe des Muskwa Shale (Horn River Basin) aus 500 Backscatter-FIB-REM-Aufnahmen(A) Gesamtprobe, (B) Kerogen, (C) Poren und (D) Pyrit.



(A) Porenraumverteilung einer Probe des Muskwa Shale (Horn River Basin) abgeleitet aus 3D-Rekonstruktionen. Die schwarzen Balken zeigen jeweils die Anzahl der Poren; die graue Kurve ist die kumulative Verteilung.

(B) Volumetrische Verteilung der Poren. Der Peak bei 2.0 zeigt, dass ca. 100 nm groe Poren den Hauptanteil am Porenvolumen stellen.



Quelle: Advanced Resource International Inc.

Shale Gas-Becken in West-Kanada

Montney Shale

Black marine shale Siltstones, sands, and shale Conventional sands

Foothills Swan Lake Dawson

West East

Post - triassischeErosionsflche

ca. 300 km Quelle: Stevens & Kuuskraa (2009)

Das Montney-Doig Shale Gas Play

Untere bis Mittlere Trias im Westen besonders mchtig und hoch in TOC und Ro im Norden hherer Tongehalt, d.h. weniger sprde Erste horizontale Bohrungen: IP 5 MMcfd = 140.000 m3 (30 Tage)

1000 m

2400 m


Geplante Anzahl der Bohrungen im Rahmen des Entwicklungsplans fr das Montney Shale Play

Quelle: Dunek (2010), Marathon

Ein Schlssel zum Erfolg: deutliche Senkung der Bohrkosten durch sehr flexible Rigs

Gaz de France Produktion Exploration Deutschland

Hydraulisches Fracen

www.corridor.ca

Sttzmittel (z.B. Sand) halten die Klfte offen

Reservoir- gestein

Knstlich erzeugte

Klfte

Frac-Fluid und Sttzmittel werden mit

hohem Druck in das Bohrloch

gepumpt

Fluid-Tank

Frac-Pumpe

Sand-LKW

Misch-LKW

Packer

Bohrungsdichte im Upper Green River Valley, Wyoming

http://www.peacecouncil.net/NOON/hydrofrac/1-25-10Rally.html

http://www.un-naturalgas.org/image_gallery.htm

Bohrungsdichte in Pennsylvania Marcellus Shale

Canadian Society for Unconventional Gas

Hydraulisches Fracen

Frac-Design in Abhngigkeit von der Sprdigkeit

Quelle: Halliburton (SPE 115258)

B r i t t l e n e s s7 0 %6 0 %5 0 %4 0 %3 0 %2 0 %1 0 %

Low High Low

High Low High

Proppant Concentration

Brittleness Fluid System Fracture GeometryFracture Width Closure Profile

70% Slick Water60% Slick Water50% Hybrid40% Linear30% X-Linked20% X-Linked10% X-Linked

Brittleness Fluid System Fracture GeometryFracture Width Closure Profile

70% Slick Water60% Slick Water50% Hybrid40% Linear30% X-Linked20% X-Linked10% X-Linked

Fluid Volume

Proppant Volume

Haynesville

Haynesville

Marcellus

Marcellus

Barnett

Barnett

www.rpsgroup.com

Schema einer Komplettierung mit sog. Multifracca.

100 m

ca. 40 m

dichtes Gestein

Horizontalbohrung Shlingen Z-14 mit Multi-Frac zur Erschlieung eines Tight Gas-VorkommensQuelle: verndert nach Mobil Erdgas-Erdl GmbH

Stimulierung des Gasflusses durch hydraulische-Fracs in mehreren Stufen (Multifrac)

Quelle: Halliburton

Multifrac: Kosten vs. Nutzen


Technologischer Fortschritt bei der Lnge von Horizontalbohrungen undstetige Verbesserung der Produktion pro Bohrung Beispiel Fayetteville Shale


Stetige Verbesserung der Produktion pro Bohrung Beispiel Fayetteville Shale

Quelle: Halliburton

Microseismic Fracture Mapping Erkennen und Lokalisierung von Mikro-Erdbeben als Folge hydraulischer Frac-Ereignisse

Quelle: Mayerhofer et al. (2008)

Fracture Mapping zeigt ausgeprgte orthogonale Kluft-Netzwerke

Bereits existierende, z.T. verheilte natrliche Klfte werden durch niedrig viskose Frac-Fluide in lateraler und vertikaler Richtung geffnet und erweitert.

Positiv wirken sich aus:

- Tonanteil < 50%- geringer horizontaler Stress- hoher Youngs Modulus, d.h

geringe Duktilitt

Quelle: Mayerhofer, HalliburtonSRV = Stimulated Reservoir Volume

Verbessertes Frac-Volumen durch transversale Horizontalbohrung


www.epmag.com/images/2010/February/Res-Chrc-Figure3.jpg

Aufzeichnung mikroseismischer Signale: rechts in rot die anhand von Simulationen berechnete Ausbreitung; links in blau das tatschliche Ergebnis.

Frac in einer zementierten Horizontalbohrung

- im SE-Bereich laterale Ausbreitung nicht zufriedenstellend

- auch die Frac-Hhe im Hangenden der Bohrung nichtzufriedenstellend

- deshalb Kandidat fr einen Refrac


Risiko beim Fracen:

Anbindung der Fracs an wasserfhrende

Zonen


Geringerer Frac-Abstand erhht die Permeabilitt / ft und die kumulative Gas-Produktion


Geringerer Frac-Abstand erhht die Permeabilitt / ft, das stimulierte Reservoir-Volumen und den recovery factor

Quelle: Schlumberger

Unterschiedliche Produktionsraten von Fracs entlang von Horizontalbohrungen

Canadian Society for Unconventional Gas

Die hohe Zahl an Fracs bentigt enorme Mengen an Wasser

Wasserbedarf fr Shale Gas-Produktion in den vier groen Shale Plays


= 8,75 Mio. m3

= 14,6 Mio. Liter

= 11,4 Mio. Liter

= 2,9 Mio. m3

= 12,7 Mio. Liter

= 7,6 Mio. m3

= 14,3 Mio. Liter

= 2,9 Mio. m3

Jhrliche Niederschlagsmengen in den USA (1961 1990)

Quelle: U.S. Dept. Of Agriculture; National Resources Conservation Service, NRCS

Wassernutzung in den vier groen Shale Plays

ALL Consulting 2009

Bewsserung Viehzucht

http://www.peacecouncil.net/NOON/hydrofrac/1-25-10Rally.html

Photo: ChesapeakeSource: GeoExpro, Vol. 5, No. 6 (2008)

Chemie eines Frac-Fluids

Typische Lsung der einstweiligen Entsorgung

rckgefrderten

Frac-Fluids

Alternative Entsorgungskonzepte sind dringend notwendig !!

http://www.un-naturalgas.org/image_gallery.htm

REUTERS

Leitungswasser in Dimock, Pennsylvania

International WOW Company

Brennender Wasserhahn aus Gas Land

ProblemzoneFracking

Wassermanagement in den verschiedenen Shale Gas Becken

Class II well

Shale Gas-Explorationsprojekte in Europa

Nach Chew

(2010)

Europa:

Derzeitige Frderung: 0 m3

Ressourcen: ca. 30 Tm3 * (geschtzt)

Davon gewinnbar: 4 Tm3

* T = 1012

Shale Gas in Europa ?

Kimmeridge Clay (Oberer Jura):

wichtigstes Muttergestein fr das Nordsee-l TOC* bis 15%

Lias

(Unterer Jura):

wichtiges Muttergestein fr l in Deutschland TOC* 5 bis 10%

Shale Gas-Explorationsprojekte in Europa

Nach Chew

(2010)

Tonsteine in Europa mit Shale Gas-Potenzial

Mgliche Gas Shales in Europa. Rot umrandet sind die palozoischen Shales, die derzeit am intensivsten untersucht bzw. getestet werden.

North American firms quit shale gas fracking in Poland

Two

North American energy

firms

have

ended

their

shale

gas fracking

operations

in Poland.Talisman Energy of Canada and the US oil company Marathon said

they

were

pulling

out of what

is

seen

as potentially

one

of the

largest

sources

of shale

gas in Europe. Talisman said

it

was selling

its

Polish

operations

to the

Irish group San Leon Energy.

Marathon said

it

decision

was based

on "unsuccessful

attempts

to find commercial

levels

of hydrocarbons".

Poland had

hoped

the

shale

gas deposits

would

replace

imports

from

Russia.The

departure

of the

two

companies

represents

a major

blow

to the

country's

ambitions.

"Poland's

shale

gas exists

only

in the

media, because

in reality

nothing

happens," said

Grzegorz Pytel, energy

expert

at Sobieski

Institute, a Polish

think

tank.

Of the

world's

major

energy

companies, Chevron of the

United States

and Italy's

ENI are

still active

in Poland's

shale

gas sector. The

US giant

ExxonMobil pulled

out last year, after

disappointing

drilling

results.

BBC News Business (8. Mai 2013)

Nach enttuschenden Tests mussten die polnischen Shale-Gas-Vorkommen drastisch nach unten korrigiert werden:

2011: 5.300 Milliarden m32012: 500 Milliarden m32013: 34 76 Milliarden m3 Quelle: Staatliches Geologisches Insitut, Polen

Shale Gas in Polen

Shale Gas-Produktion: Herausforderungen bzgl. der Umwelt

Sicherstellung, dass kein Methan unkontrolliert entweicht Weniger Landverbrauch durch horizontale Bohr-Cluster Umweltfreundlicheres hydraulisches Fracen Verstrktes Recycling produzierten Wassers Erdgas als relativ umweltfreundlichen Energielieferanten populr machen

* Effizienz der Kraftwerke

Quelle: Kuuskraa & Stevens (2009)

CO2 -Emissionen Kohlekraftwerk vs. Erdgaskraftwerk

Fazit Shale Gas ist mit heutiger Technik bereits in den USA wirtschaftlich gewinnbar.

Weltweit werden derzeit potenzielle Vorkommen exploriert.

In Europa werden die grten Potenziale in Polen und Schweden vermutet. Nach neuesten Erkenntnissen sind die Vorkommen aber erheblich geringer als erwartet und

Investoren ziehen sich aus Polen bereits wieder zurck

Wegen der starken Inhomogenitt der Shales ist die Suche nach geeigneten Bereichen (sog. Sweet Spots) in den Reservoiren sehr wichtig.

Ohne Frac-Stimulation lsst sich Shale Gas nicht gewinnen.

Die im Vergleich zu Nordamerika deutlich hheren Bohrkosten in Europa knnten eine wirtschaftliche Gewinnung hier in Frage stellen.

Berichte ber Grundwasserprobleme in den USA nach Frac-Stimulationen zur Shale Gas-Gewinnung und der hohe Wasserbedarf haben die deutsche Bevlkerung verunsichert. Die Bundesregierung will deshalb Fracking nur unter strengen Auflagen erlauben.

Auch der groe Flchenbedarf zur Erschlieung der Vorkommen wird in Europa zu Problemen fhren.

Somit wird die Frderung neben der geologischen Verfgbarkeit zunehmend von der ffentlichen Akzeptanz abhngen.

Verbesserte Frac-Methoden (Green Fracing) sollen die Akzeptanz erhhen.

Foliennummer 1Kurzer Abriss der Shale Gas-HistorieFoliennummer 3Foliennummer 4Foliennummer 5Foliennummer 6Foliennummer 7Foliennummer 8Foliennummer 9Foliennummer 10Foliennummer 11Foliennummer 12Foliennummer 13Foliennummer 14Foliennummer 15Foliennummer 16Foliennummer 17Foliennummer 18Foliennummer 19Foliennummer 20Foliennummer 21Foliennummer 22Foliennummer 23Foliennummer 24Foliennummer 25Foliennummer 26Foliennummer 27Foliennummer 28Foliennummer 29Foliennummer 30Foliennummer 31Lokalisierung von Sweet Spots Bereiche im Tonstein mit gnstigen ParameternFoliennummer 33Foliennummer 34Foliennummer 35Foliennummer 36Lokalisierung von Sweet SpotsFoliennummer 38Foliennummer 39Lokalisierung von Sweet SpotsDatenerfassung zur Charakterisierung von Gas Shales Foliennummer 42Datenerfassung zur Charakterisierung von Gas Shales Foliennummer 44Foliennummer 45Foliennummer 46Foliennummer 47Foliennummer 48Foliennummer 49Foliennummer 50Foliennummer 51Foliennummer 52Foliennummer 53Foliennummer 54Foliennummer 55Foliennummer 56Foliennummer 57Foliennummer 58Foliennummer 59Foliennummer 60Foliennummer 61Foliennummer 62Foliennummer 63Foliennummer 64Foliennummer 65Foliennummer 66Foliennummer 67Foliennummer 68Foliennummer 69Foliennummer 70Foliennummer 71Foliennummer 72Foliennummer 73Foliennummer 74Foliennummer 75Foliennummer 76Foliennummer 77Foliennummer 78Foliennummer 79Foliennummer 80Foliennummer 81Foliennummer 82Foliennummer 83Foliennummer 84Foliennummer 85Foliennummer 86Foliennummer 87Foliennummer 88Foliennummer 89Foliennummer 90Foliennummer 91Foliennummer 92Foliennummer 93Foliennummer 94Foliennummer 95Foliennummer 96Foliennummer 97Foliennummer 98Foliennummer 99Foliennummer 100Foliennummer 101Foliennummer 102Foliennummer 103Foliennummer 104Foliennummer 105Foliennummer 106Foliennummer 107Shale Gas-Produktion:Herausforderungen bzgl. der UmweltFazitFoliennummer 110Foliennummer 111Foliennummer 112Foliennummer 113Foliennummer 114Foliennummer 115Foliennummer 116Foliennummer 117Foliennummer 118Foliennummer 119Foliennummer 120Foliennummer 121Foliennummer 122Foliennummer 123Foliennummer 124Foliennummer 125Foliennummer 126Foliennummer 127Foliennummer 128Foliennummer 129Foliennummer 130Foliennummer 131Foliennummer 132Foliennummer 133Foliennummer 134Foliennummer 135Foliennummer 136Foliennummer 137Foliennummer 138

Shale Gas Sattler

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