Please use this identifier to cite or link to this item: http://dx.doi.org/10.14279/depositonce-5815
Main Title: Oil retention and migration in the Barnett, Posidonia, and Niobrara shales
Translated Title: Ölretention und Migration in Barnett-, Posidonia- und Niobrara-Schiefergesteinen
Author(s): Han, Yuanjia
Advisor(s): Horsfield, Brian
Referee(s): Littke, Ralf
Dominik, Wilhelm
Granting Institution: Technische Universität Berlin
Type: Doctoral Thesis
Language Code: en
Abstract: Given the current shale oil boom in U.S., the primary objective of this dissertation is to clarify the factors controlling retention and migration of oil in selected shale ”plays”. With reference to three TypeII marine shales namely the Barnett, Posidonia and Niobrara Shales, a suite of 694 samples ranging in age from Mississippian to Campanian, varying in maturity from immature to overmature, and belonging to siliceous, argillaceous and calcareous lithofacies were comprehensive investigated. Beginning with the study of oil retention, a more realistic assessment of total retained oil was achieved by applying the comparatively pyrolysis: Total oil = S1whole rock + S2whole rock - S2extracted rock. Notably, as excellent correlations always exist between the calculated total oil with the S1 values of unextracted rocks at given levels of maturity, the S1 was used in the ensuing discussions as a proxy to reflect total oil concentration. Oil retained in shales is either in a sorbed state largely on kerogens or in a free form in pores and fractures. In organic-rich shales, the retention of oil is defined mainly by organic matter properties, i.e. organic richness, kerogen type and thermal maturity. The sorption behavior of kerogen is believed analogous to that of organic polymers, which are capable of absorbing significant quantities of oils by swelling. Following this hypothesis: 1). The richer in organic matter a rock is, the more is the oil that is retained. 2). Labile kerogens, rather than inert carbon, constitute the active swelling components. 3). For TypeII marine source rocks, S1/TOC first increases and subsequently decreases once the maximum retention capacity (90 mg HC/g TOC) is exceeded at Tmax about 445 °C, which is equivalent to ~ 0.85% Ro. But interestingly, the shale layers enriched in free oil or bitumen are not necessarily associated with the layers richest in organic matter, and instead with juxtaposed porous biogenic matrices. In the siliceous interval of the Barnett Shale oils are thus stored in the axial chamber of sponge spicules. In the Posidonia Shale, bitumen was observed in pores of associated coccolith microfossils. In the chalky reservoirs of the Niobrara Formation it is carbonate richness that primarily controls the amount of retained oil (S1). Oils are mainly stored in pores associated with the skeletal remains of coccolith and foraminifera. These porous fossiliferous layers in shale may constitute sweet spots (reservoirs) due to their enhanced hydrocarbon potential and mobility. In contrast to clastic reservoirs, the oil-in-place of shale reservoirs may be either indigenously generated or migrated from juxtaposed organic-rich layers. According to the studies of the Barnett, Posidonia and Niobrara Shales, the presence of an “oil crossover” and diminished Tmax are likely to be characteristic of those fossiliferous shale reservoirs. To settle this issue in the Barnett Shale of the Mesquite#1 well, a mass-balance model was used to compute the hydrocarbons generated. By comparing the amount with that retained, it is clear that more hydrocarbons (C13+n-alkanes, such as the n-C17) are in-place than could have been generated. Therefore, additional hydrocarbons must have migrated and accumulated in the siliceous interval, i.e. reservoirs. In the Mesquite#1 well, the Barnett Shale was shown to possess a rather homogeneous kerogen facies, depositional environment and maturity signature, whereas the composition of bitumens varied throughout the shale sequence. The short distance migration of petroleum into the siliceous reservoir interval appears to fractionate the generated oil into a higher quality oil by preferential retention in the order polar compounds >aromatic >saturated hydrocarbons within the underlying organic matter- and clay-rich source rock intervals. Besides that, a preferential expulsion of smaller molecular components over larger ones, i.e. molecular fractionation, has been illustrated. Phase separation is a possible scenario leading to molecular fractionation. As phase separation selectively “transfers” lighter hydrocarbons into the vapor phase, the oil retained in migration pathways or reservoirs is otherwise enriched in retrograde fluids with n-alkanes skewed towards long chain alkanes. Regularities in source facies and maturity were confirmed with biomarkers, which are not fractionated during the primary migration of petroleum within the Barnett Shale of Mesquite#1 well. For given components, if migrational fractionations had occurred, they might have been overprinted by in situ reactions as well. Organic pore development is believed to be largely due to the thermal cracking of kerogen and/or bitumen, though some primary organic pores have been observed within immature organic matter as well. Oil retention and organic porosity evolution are strongly related to changes in kerogen density brought about by swelling and shrinkage as a function of thermal maturation. For TypeII marine shales, the secondary organic pores are formed consequently after the maximum kerogen swelling ability is exceeded at Tmax around 445 °C (~0.85% Ro). Shrinkage of kerogen itself leads to the formation of secondary organic pores, and thence associated porosity increase in the gas-mature Posidonia Shale. Given the remarkable heterogeneity in the shale fabric, the newly formed organic pores may be closed after or synchronously by compaction.
In Anbetracht des gegenwärtigen Schieferöl-Booms in den USA hat diese Dissertation das primäre Ziel die Faktoren zu erläutern, die die Retention und Migration von Öl in ausgewählten Schieferlagerstätten bestimmen. Unter Bezugnahme dreier mariner Typ II Schiefergesteine – dem Barnett Shale, dem Posidonien Shale und dem Niobrara-Shale – wurden 694 Proben umfangreich untersucht. Das Alter der Proben reicht vom Karbon bis in die Kreide, sie variieren hinsichtlich ihrer Reife von unreif bis zu überreif und sind den silikatischen, tonhaltigen und kalkhaltigen Gesteinen zuzuordnen. Bezüglich der Ölretention wurde eine realistischere Einschätzung des Gesamtöls mittels komparativer Pyrolyse erreicht: Gesamtöl = S1whole rock + S2whole rock - S2extracted rock. Da generell exzellente Korrelationen bestehen zwischen der kalkulierten Gesamtölmenge und den S1-Werten unextrahierter Gesteine bei gegebener Reife, wurde der S1-Wert in der folgenden Diskussion als stellvertretend für die Gesamtölkonzentration gewertet. In Schiefergestein eingebettetes Öl liegt entweder in einem überwiegend auf Kerogenen sorbierten Zustand oder aber in freier Form in Poren und Frakturen vor. In Schiefergesteinen, die reich an organischem Material sind, wird die Ölretention im Wesentlichen durch die Eigenschaften des organischen Materials bestimmt, insbesondere durch die Menge an organischem Material, den Kerogentyp sowie die thermische Reife. Es wird vermutet, dass Kerogene dasselbe Sorptionsverhalten aufweisen wie organische Polymere, welche dazu in der Lage sind, durch Schwellung erhebliche Mengen an Öl zu absorbieren. Dieser Hypothese folgend, lassen sich folgende Sätze postulieren: 1). Je reicher ein Gestein an organischem Material ist, umso mehr Öl wird absorbiert. 2). Labile Kerogene, und nicht inerter Kohlenstoff, stellen die aktiven schwellenden Komponenten dar. 3). Für marine Typ II Muttergesteine steigt das S1/TOC-Verhältnis zunächst an und sinkt anschießend sobald die maximale Retentionskapazität (90 mg HC/g TOC) bei Tmax ca. 445 °C überschritten wird, was einer Reife von ~ 0.85% Ro entspricht. Interessanterweise sind die mit freiem Öl oder Bitumen angereicherten Schieferschichten nicht zwingend mit jenen Schichten assoziiert, die am reichsten an organischem Material sind, sondern mit den angrenzenden porösen biogenen Matrizes. Im kieselreichen Intervall des Barnett Shales werden Öle demnach in axialen Schwammnadelkammern gespeichert. Im Posidonia Shale wurde Bitumen in den Poren assoziierter Micrococcolithfossilien beobachtet. In den kreidezeitlichen Reservoiren der Niobrara Formation wird die Menge des residualen Erdöls (S1) primär durch die Menge an Karbonat bestimmt. Öle werden vornehmlich in Poren gelagert, die mit den Skelettresten von Coccolithophoriden und Foraminiferen assoziiert sind. Die porösen, Fossilien enthaltenden Schichten könnten aufgrund ihres erhöhten Kohlenwasserstoff-Potentials und erhöhter Kohlenwasserstoff-Mobilität „sweet spots“ (Reservoire) darstellen. Im Gegensatz zu klastischen Reservoirs kann das „Oil in Place“ in Schiefer-Reservoiren entweder indigen entstanden, oder aber aus angrenzenden, an organischem Material reichen Schichten eingewandert sein. Nach den Studien zu den Barnett, Posidonia und Niobrara Shales ist das Vorkommen von “Oil Crossover” und vermindertem Tmax wahrscheinlich charakteristisch für die fossilhaltigen Schiefergesteins-Reservoire. Um diese Frage zu klären, wurde für die Mesquite#1 Bohrung (Barnett Shale) ein Massenbilanzmodell angewandt, um damit die erzeugten Kohlenwasserstoffe zu berechnen. Der Vergleich dieses Ergebnisses mit dem „oil in place“ verdeutlicht, dass die Menge der vorliegenden Kohlenwasserstoffe (C13+ n-Alkane, wie z. B. das n-C17) jene Menge übersteigt, die indigen hätte generiert werden können. Folglich müssen zusätzliche Kohlenwasserstoffe per Migration eingewandert sein und sich im kieselreichen Intervall angesammelt haben (Reservoir). In der Mesquite#1 Bohrung waren die Kerogen-Fazies, das Ablagerungsmilieu und die Reifesignatur des Barnett-Shale recht homogen, während die Bitumenzusammensetzung im Verlauf der Schiefersequenz variierte. Es scheint, dass die Petroleummigration über kurze Distanzen in das kieselreiche Intervall stattgefunden hat, und dass das residuelle Öl in der Reihenfolge polare Verbindungen >aromatische >gesättigte Kohlenwasserstoffe fraktioniert worden ist. Ferner wurde beobachtet, dass bevorzugt kleinere statt große molekulare Komponenten ausgeschlossen werden. Diese molekulare Fraktionierung könnte eine Folge von Phasenseparationen sein. Da im Rahmen der Phasenseparation leichtere Kohlenwasserstoffe selektiv in die Gasphase “transferiert” werden, ist das in den Migrationsbahnen und Reservoiren zurückbehaltene Öl an langkettigen Alkanen angereichert. Die Gleichmäßigkeit der Muttergesteinsfazies und -reife wurden mittels Biomarker bestätigt, welche im Rahmen der primären Migration des Petroleums im Barnett-Shale der Mesquite#1 Bohrung nicht fraktioniert werden. Die Entwicklung von Poren in organischen Partikeln wird vorwiegend durch die thermische Spaltung von Kerogen und/oder Bitumen verursacht, obgleich manche Poren auch in unreifen organischen Partikeln beobachtet wurden. Die Retention von Erdöl und die Entwicklung von Poren in organischen Partikeln sind stark mit Veränderungen in der Kerogendichte assoziiert, die durch thermische Reifungsprozesse in der Form von Schwellung und Schrumpfung verursacht werden. Bei marinen Typ II Schiefergesteinen entstehen die sekundären Poren nach Überschreiten der maximalen Schwellkapazität der Kerogene bei Tmax ca. 445 °C (~0,85% Ro). Kerogenschrumpfung führt zur Entstehung sekundärer Poren in den organischen Partikeln und somit zu einer Erhöhung der Porigkeit in den überreifen Posidonia Shales. Da die Gesteinsmatrix heterogen ist, können manche der neu formierten organischen Poren durch Kompaktion wieder geschlossen werden.
URI: http://depositonce.tu-berlin.de/handle/11303/6256
http://dx.doi.org/10.14279/depositonce-5815
Exam Date: 4-Nov-2016
Issue Date: 2017
Date Available: 31-Mar-2017
DDC Class: DDC::500 Naturwissenschaften und Mathematik::550 Geowissenschaften, Geologie
Subject(s): oil retention
primary migration
Barnett shale
Posidonia shale
Niobrara shale
Ölretention
primäre Migration
Barnett-Schiefergestein
Posidonia-Schiefergestein
Niobrara-Schiefergestein
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