Please use this identifier to cite or link to this item: http://dx.doi.org/10.14279/depositonce-4081
Main Title: Shale gas potential of the major marine shale formations in the Upper Yangtze Platform, south China
Translated Title: Schiefergaspotenzial der wichtigen marinen Schieferformationen in der Oberen Yangtze Plattform im Süden Chinas
Author(s): Tan, Jingqiang
Advisor(s): Horsfield, Brian
Referee(s): Horsfield, Brian
Littke, Ralf
Dominik, Wilhelm
Granting Institution: Technische Universität Berlin, Fakultät VI - Planen Bauen Umwelt
Type: Doctoral Thesis
Language: English
Language Code: en
Abstract: Die Schieferformationen des Ediacarium (Oberes Sinian), Unterkambrium und Untersilur der Oberen Yangtze Plattform (OYP) im Süden Chinas sind vielversprechende Schiefergasvorkommen. Die hier vorgelegte Arbeit, in Form einer Dissertation, beabsichtigt es den Gasvorrat und die sogenannte frackability dieser Schieferformationen zu evaluieren. Angefangen mit einer detaillierten Untersuchung der geologischen Gegebenheiten und dem Sedimentationsverlauf, wurde eine umfassende Studie mit Fokus auf organochemische, Petroleum-physikalische, petrophysikalische und felsmechanische Attribute, Methan-Sorptionsvermögen, mineralogische Komponenten und Lithofazies der Schiefer durchgeführt. Der gemessene gesamtorganische Kohlenstoff (TOC) betrug meistens über 2%, durchschnittlich 5%. Das Kerogen hat die Metagenese-Phase bereits erreicht, demnach sind die Pyrolysate geprägt durch leichte Kohlenwasserstoffe. Vermutlich besteht das ursprüngliche organische Material überdurschnittlich aus wasserstoffreichem Kerogen und wurde unter marinen Bedingungen mit selektiver Ansammlung von Algen abgelagert. Dies bedeutet, dass die OYP-Schiefer ursprünglich exzellentes Kohlenwasserstoffgenerationspotenzial basaßen. Der errechnete Beginn (Umwandlungsrate TR=10%) und das errechnete Ende (TR=90%) der Gesamtkohlenwasserstoffgenese liegen jeweils bei 120°C und 165°C bei einer geologischen Heizrate von 1.5°C/Ma. Die Position des Schieferreservoirs innerhalb des Sedimentbeckens weist darauf hin, dass der Sättigungsdruck stets unterhalb des Reservoirdrucks war und dass Fluide im Schieferreservoir nur als einzelne, untersättigte Phase während der gesamten Maturitätsentwicklung existierten. Ergebnisse von Hochdruck- (bis zu 25 MPa) Methan-Sorptions-Isothermen deuten darauf hin, dass die maximale Methan-Überschuss-Sorption der Proben zwischen 0.036 und 0.210 mmol/g Gestein schwankt. Die Lanmuir-Sorptionskapazität reicht von 0.077 bis 0.310 mmol/g Gestein. Die Form der Sorptionsisothermen und damit auch die Methansorptionskapazität variieren von Probe zu Probe. Dies könnte durch TOC-Gehalt, thermische Reife, Tonminerale, Feuchtegehalt, Poreneigenschaften, Partikelgröße, sowie angewandte Temperaturen und Drücke beeinflusst worden sein. Die Gesamtmineralogie aller drei Formationen ist kennzeichnet durch einen hohen Quarz-, niedrigen Ton- und sehr niedrigen bis nichtvorhandenen Karbonatgehalt. Lithologisch gesehen dominieren laminierte und nicht-laminierte kieselige Mudstones mit eher geringerfrequenten Zuschaltungen anderer Lithotypen. Poren weisen generell Nanometer- bis Mikrometer-Größen auf, wobei das organische Material reichliche Porenräume aufweist. Die meisten der gemessenen Proben haben Porositäten von weniger als 4%. Trotzdem gibt es einige Proben mit Porositäten über 10%. Die Permeabilität ist extrem niedrig und Helium-Permeabilitätskoeffizienten (Klinkenberg korrigierter Permeabilitätskoeffizient) sind kleiner als 20.2 nD (nano-Darcy, ~2×10-20 m2). Die felsmechanischen Eigenschaften der Proben sind gekennzeichnet durch hoch-brüchiges Verhalten. Dies geht mit hohen Druck- und Zugfestigkeiten, sowie elastischen Merkmalen einher. Der Unterkambrische Schiefer ist im Allgemeinen brüchiger als der untersilurische Schiefer. Dennoch hängen die felsmechanischen Eigenschaften der gemessenen Proben insgesamt von der Mineralzusammensetzung und von physikalischen Merkmalen ab.
The Ediacaran (Upper Sinian), Lower Cambrian, and Lower Silurian marine shale formations in the Upper Yangtze Platform, south China are promising shale gas plays. The work presented in this dissertation aims to evaluate their gas-in-place and fraccability. Beginning with a detailed investigation on the geological setting and sedimentary history, a comprehensive study was then conducted focusing on the organic geochemical characteristics, petroleum physical properties, methane sorptive capacity, mineralogical constituents, lithofacies, petrophysical features, and rock mechanical properties of the shales. Measured total organic carbon (TOC) is mainly higher than 2%, and averages 5%. The kerogen has evolved into the metagenesis stage, and thus pyrolysates are dominated by light hydrocarbons. The original organic matter is presumably dominated by hydrogen-rich kerogen deposited under marine conditions via selective accumulation of algal material, which implies a massive original hydrocarbon potential. The onset (transformation ratio TR=10%) and end (TR=90%) of bulk hydrocarbon generation was calculated to take place at 120°C and 165°C respectively for an assumed average geological heating rate of 1.5°C/Ma. The shale reservoir position within the sedimentary basin indicates that the bubble point pressure was always below the reservoir pressure, and fluids in the shale reservoir occurred only as a single, undersaturated phase throughout maturation history. Results of the high pressure (up to 25 MPa) methane sorption isotherms indicate that the maximum methane excess sorption is between 0.036 and 0.210 mmol/g rock, while the Langmuir sorption capacity ranges from 0.077 to 0.310 mmol/g rock. The shape of sorption isotherms and thus methane sorption capacity vary from sample to sample, which can be affected by the TOC content, thermal maturity, clay mineral, moisture content, pore properties, particle size, as well as the applied temperature and pressure. The bulk mineralogy of all three formations is dominated by a high proportion of quartz, low content of clay, and rare or non-existent content of carbonates. Lithologically, laminated and non-laminated siliceous mudstones predominate, with minor contributions of other lithotypes. Pores generally have diameters in the nanometer to micrometer range, and abundant pores are found within organic matter. Most of the measured samples have porosities less than 4%, although a few samples show porosity in excess of 10%. Permeability is extremely low, and helium permeability coefficients are less than 20.2 nD (nano-Darcy, ~2×10-20 m2). The rock mechanical properties of the samples are characterised by a highly brittle behaviour, which coincides with their high compressive and tensile strengths and elastic properties. The Lower Cambrian shale is generally more brittle than the Lower Silurian shales. The rock mechanical properties of the measured samples, however, depend on the overall mineral compositions and physical properties.
URI: urn:nbn:de:kobv:83-opus4-53159
http://depositonce.tu-berlin.de/handle/11303/4378
http://dx.doi.org/10.14279/depositonce-4081
Exam Date: 27-May-2014
Issue Date: 17-Jun-2014
Date Available: 17-Jun-2014
DDC Class: 550 Geowissenschaften
Subject(s): Marine Schiefer Formationen
Obere Yangtze Plattform
Schiefergas
Südchina
Unkonventionelles Erdgas‎
Marine shale
Shale gas
South China
Unconventional gas
Upper Yangtze Platform
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