Journal of Rock Mechanics and Geote

Journal of Rock Mechanics and Geotechnical Engineering

Volume 6, Issue 3, June 2014, Pages 196–207
Cover image
Open Access
Full length article
China organic-rich shale geologic features and special shale gas production issues

Yiwen Jua, b, , ,
Guochang Wanga, b,
Hongling Bua, b,
Qingguang Lia, b,
Zhifeng Yana, b

Show more

DOI: 10.1016/j.jrmge.2014.03.002
Get rights and content

Open Access funded by Chinese Academy of Sciences
Under a Creative Commons license

Abstract

The depositional environment of organic-rich shale and the related tectonic evolution in China are rather different from those in North America. In China, organic-rich shale is not only deposited in marine environment, but also in non-marine environment: marine-continental transitional environment and lacustrine environment. Through analyzing large amount of outcrops and well cores, the geologic features of organic-rich shale, including mineral composition, organic matter richness and type, and lithology stratigraphy, were analyzed, indicating very special characteristics. Meanwhile, the more complex and active tectonic movements in China lead to strong deformation and erosion of organic-rich shale, well-development of fractures and faults, and higher thermal maturity and serious heterogeneity. Co-existence of shale gas, tight sand gas, and coal bed methane (CBM) proposes a new topic: whether it is possible to co-produce these gases to reduce cost. Based on the geologic features, the primary production issues of shale gas in China were discussed with suggestions.
Keywords

Organic-rich shale;
Mineral composition;
Organic matters;
Tectonic deformation;
Production

1. Introduction

Organic-rich shale, including mudstone and shale, was conventionally considered as source rock of hydrocarbon in sedimentary basins. Even though geologists observed natural gas in organic-rich shale long ago (e.g. Devonian Dunkirk shale in the Appalachian basin in 1982 in USA and well Wei5 in Sichuan basin in 1966 in China), the extremely low permeability (nano-level) in matrix makes it hard to produce economical oil and gas flow to the well borehole (Wang and Carr, 2012). Over the past decade, benefiting from innovative technology, horizontal drilling and hydraulic fracturing, and improved integration of geosciences and engineering, shale gas production has been increased rapidly in North America (EIA, 2012). Opportunities for increased shale gas production appear to be global. As investigated by Ministry of Land and Resources of People's Republic of China in 2012, the recoverable shale gas reserve is up to 25.08 × 1012 m3 in the land area of China (Zhang et al., 2012a).

Organic-rich shale is not only deposited in marine environment, but also in non-marine environment: marine-continental transitional environment and continental environment (mostly lacustrine facies) in China (Zhang et al., 2008 and Zou et al., 2011). Distinct from North America, marine organic-rich shale contains only 1/3 of all recoverable shale gas resource, and about 2/3 shale gas was also generated and stored in marine-continental transitional facies and continental facies (Zhang et al., 2012a). The marine shale gas reservoirs were primarily distributed in Paleozoic formations in Yangtze Platform and Tarim basin, while the continental and marine-continental transitional shale reservoirs were distributed in Mesozoic and early Cenozoic formations of basins in North China plate, basins in Northwest China and Sichuan basin. The different types of depositional environments strongly affect the lithology stratigraphy, mineral composition, and organic matter type and organic-rich shale spatial distribution. It is more difficult to produce shale gas from non-marine shale because of the higher clay content, higher ratio of free to adsorbed gas, more interlayers and more serious heterogeneity of shale gas reservoirs. As for the marine shale, even though deposited in the similar environments to North America, the more complex tectonic evolution increases the difficulties to identify the sweet spots of shale gas in China (Ju et al., 2011, Cai et al., 2013, Fang et al., 2013, Guo and Liu, 2013 and Zhang et al., 2013a).

In addition, water shortage, as a serious problem in many shale gas basins in China, should be overcome through developing new fracturing fluid system (Hu and Xu, 2013). Severely undulating surface, pore development of infrastructure (e.g. roads), and lack of gas pipelines increase the difficulties to produce shale gas in China. It is significant to understand the geologic characteristics of organic-rich shale, their effects on shale gas production, and the special production problems of shale gas in China. Therefore, in this paper, we will analyze the primary features of shale gas reservoirs, including the spatial distribution, depositional environments, mineral composition, organic matter type, richness, and maturation. The special challenges of horizontal well and hydraulic fracturing are discussed with suggestions.
2. The major organic-rich shale in China

Reported by Oil & Gas Survey, China Geological Survey, China has drilled 129 wells related to shale gas from 2009 to 2012, including 46 vertical investigation wells, 55 vertical exploratory wells, and 28 horizontal assessment wells. The production of shale gas is about 0.25 × 1012–0.30 × 1012 m3 in 2012 and is up to over 2 × 1012 m3 in 2013. These shale gas wells, conventional wells penetrating organic-rich shale, and a great number of outcrops provide the basic information to investigate the basic properties of organic-rich shale and their distribution (Fig. 1).

Full-size image (126 K)
Fig. 1.

The distribution of major organic-rich shale in the land area of China.
Figure options

Organic-rich shale deposited before Pre-Cambrian was predominantly metamorphosed, except the Doushantuo shale in upper and middle Yangtze area (Table 1). Organic-rich shales of early Paleozoic were preserved in Yangtze area and Tarim basin (Fig. 1), and all of these shales were deposited in marine facies (Table 1), primarily in the shelf of carbonate platform. Qiongzhusi shale of Lower Cambrian, Wufeng shale of Upper Ordovician, and Longmaxi shale of Lower Silurian are the most promising shale gas reservoirs in South China (Table 1). The average thickness of Qiongzhusi shale is approximately 100 m, covering an area of 30 × 104–50 × 104 km2 (Zou et al., 2011). The Wufeng–Longmaxi shale, covering most of the Yangtze area, possesses the thickness up to 120 m. Several horizontal wells targeting Qiongzhusi and Wufeng–Longmaxi shales have high initial production rate of shale gas. For example, the horizontal well Yang201-H2 is up to 43 × 104 m3 per day at the beginning. In Tarim basin, Yuertusi shale and Saergan shale are the potential shale gas plays (Table 1). The primary characteristics of organic-rich shale in China are listed in Table 1, including thickness, total organic carbon (TOC) content, kerogen reflection (Ro), organic matter (OM) type, distribution area, and depositional environment.

Table 1.

The characteristics of organic-rich shale in China.
System period Organic-rich shale formation Age code Thickness (m) TOC content (%) Ro OM type Distribution area Environment and wells
Paleogene Shahejie E3sh 10–400 0.8–16.7 0.6–3 II1 Bohai gulf basin LF
Cretaceous Qing1 K1q1 50–500 0.4–4.5 0.5–1.5 I–II Songliao basin LF, δ
Jurassic Xishanyao J2x 25–250 0.5–20 0.5–2.3 III Junggar basin LF
Ziliujing J1–2z 40–180 0.8–2 0.6–1.6 I–II2 Sichuan basin LF, δδδ
Badaowan J1b 50–350 0.6–35 0.5–2.5 III Junggar basin LF
Sangonghe J1s 25–240 0.5–31 0.5–2.5 III Junggar basin LF
Triassic Xujiahe T3x 80–600 1–9 1.2–3.6 III, II2 Sichuan basin LF, δ
Chang7 T3ch7 10–45 0.3–36.2 0.6–1.2 I–II1 Ordos basin LF, δδδ
Huangshanjie T3h 200–550 10–30 0.6–2.8 III Tarim basin LF
Taliqike T3t 100–600 15.5–23.7 0.6–2.8 III Tarim basin LF
Permian Xiazijie P2x 50–150 0.41–10.08 0.56–1.31 I–II1 Junggar basin LF
Longtan P2l 20–500 0.1–12 1.3–4 III West upper and lower Yangtze MCTF, δ
Fengcheng P1f 50–300 0.47–21 0.54–1.41 I–II1 Junggar basin LF
Shanxi P1sh 10–50 0.5–31 0.6–3.4 III North China plate MCTF
Carboniferous Taiyuan C3t 30–90 0.5–36.8 0.6–3.4 III North China plate MCTF
Benxi C2b 0–40 0.5–25 0.6–3.4 III North China plate MCTF
Dishuiquan C1d 120–300 0.17–26.76 1.6–2.6 III Junggar basin MCTF
Datang C1d 50–150 – – – South upper Yangtze MF
Devonian Luofu D2l 600–1113 0.53–12 0.99–2.03 I–II South upper Yangtze MF
Silurian Longmaxi S1l 0–200 0.41–8.28 1.5–3.6 I, II1 South Yangtze area MF, δδδ
Ordovician Wufeng O3w 0–250 0.31–7.51 1.41–3.2 I Lower Yangtze and south upper Yangtze MF, δδ
Pingliang O2p 50–392 0.10–2.17 0.57–1.5 I–II Ordos basin MF
Dachengsi O1d 20–225 0.42–6 1.7–4.6 I–II Sichuan basin MF
Saergan O1s 0–160 0.61–4.65 1.2–4.6 I–II Tarim basin MF
Cambrian Qiongzhusi ε1q 20–465 0.35–5.5 1.28–5.2 I Upper and middle Yangtze, lower Yangtze MF, δδδ
Yuertusi ε1y 0–200 0.5–14.2 1.2–5 I–II Tarim basin MF
Sinian Doushantuo Z2d 10–233 0.58–12 2–4.6 I Upper and middle Yangtze MF

Note: Most data of thickness, TOC content, and Ro are modified from Wang et al., 2008 and Zou et al., 2011 and Wang and Carr (2012); I–II means I and II, while I, II means I is dominant and II is secondary; in the last column, the relevant depositional environments include marine facies (MF), marine-continental transitional facies (MCTF), and lacustrine facies (LF); δ indicates that only parametric shale wells, mostly shallow, are drilled; δδ indicates exploratory wells are drilled; and δδδ means production wells are drilled and are producing shale gas.

Table options

During late Paleozoic, the

Kết quả (Việt) 1:

Tạp chí cơ học đá và địa kỹ thuậtKhối lượng 6, vấn đề 3, tháng 6 năm 2014, trang 196-207Bìa hình ảnhMở truy cậpChiều dài đầy đủ điềuTính năng địa chất Trung Quốc đá phiến sét giàu hữu cơ và vấn đề sản xuất khí đá phiến sét đặc biệt Nghệ văn Jua, b,,, Guochang Wanga, b, Hongling Bua, b, Qingguang Lia, b, Zhifeng Yana, b Hiển thị thêm DOI: 10.1016/j.jrmge.2014.03.002 Có được quyền và nội dung Mở truy cập tài trợ bởi Viện khoa học Trung Quốc Theo một giấy phép Creative CommonsTóm tắtMôi trường trầm tích của đá phiến sét giàu hữu cơ và sự tiến hóa kiến tạo liên quan tại Trung Quốc là khá khác nhau từ những người ở Bắc Mỹ. Tại Trung Quốc, hữu cơ giàu đá phiến sét không chỉ trầm lắng lại trong môi trường biển, mà còn trong môi trường thủy: thủy-lục địa chuyển tiếp môi trường và môi trường trầm tích. Thông qua phân tích các số lượng lớn của trồi lên và cũng lõi, các tính năng địa chất hữu cơ giàu đá phiến, trong đó có thành phần khoáng sản, phong phú chất hữu cơ và loại và thành địa tầng học, được phân tích, cho thấy đặc tính rất đặc biệt. Trong khi đó, các chuyển động kiến tạo địa tầng phức tạp hơn và hoạt động tại Trung Quốc dẫn đến biến dạng mạnh và xói mòn của đá phiến sét giàu hữu cơ, cũng phát triển của gãy xương và lỗi, và sự trưởng thành nhiệt cao và heterogeneity nghiêm trọng. Đồng tồn tại đá phiến sét khí, than giường mêtan (CBM) và chặt chẽ cát khí đề xuất một chủ đề mới: cho dù đó là có thể để đồng sản xuất các loại khí để giảm chi phí. Dựa trên các tính năng địa chất, các vấn đề sản xuất chính của khí đá phiến sét ở Trung Quốc đã được thảo luận với các đề nghị.Từ khóa Đá phiến sét giàu hữu cơ; Thành phần khoáng sản; Hữu cơ vấn đề; Kiến tạo biến dạng; Sản xuất1. giới thiệuHữu cơ giàu đá phiến sét, đá bùn và đá phiến sét, thường được coi là nguồn đá của hydrocarbon ở lưu vực trầm tích. Mặc dù nhà địa chất quan sát khí tự nhiên trong đá phiến sét giàu hữu cơ lâu (ví dụ như đá phiến sét kỷ Devon Dunkirk ở lưu vực sông Appalachian vào năm 1982 ở Hoa Kỳ và cũng Wei5 trong bồn địa Tứ Xuyên năm 1966 tại Trung Quốc), thấm (nano cấp) rất thấp trong ma trận làm cho nó khó khăn để sản xuất kinh tế các dòng dầu và khí đốt cho giếng khoan cũng (Wang và Carr, 2012). Trong thập kỷ qua, hưởng lợi từ công nghệ tiên tiến, ngang khoan và thủy lực bẻ gãy, và cải tiến tích hợp của khoa học địa chất và kỹ thuật, sản lượng khí đá phiến sét has been tăng nhanh chóng ở Bắc Mỹ (EIA, 2012). Cơ hội cho các sản lượng khí đá phiến sét tăng xuất hiện để được toàn cầu. Theo điều tra do bộ đất đai và tài nguyên nhân Đài Loan vào năm 2012, dự trữ khí đá phiến sét có thể phục hồi là lên đến 25.08 × 1012 m3 trong vùng đất của Trung Quốc (trương và ctv., 2012a).Đá phiến sét giàu hữu cơ không chỉ trầm lắng lại trong môi trường biển, mà còn trong môi trường thủy: thủy-lục địa chuyển tiếp môi trường và môi trường lục địa (chủ yếu là hồ facies) tại Trung Quốc (trương et al., năm 2008 và Zou et al., năm 2011). Khác biệt từ Bắc Mỹ, biển hữu cơ giàu đá phiến chứa chỉ 1/3 của tất cả các đá phiến sét có thể phục hồi khí tài nguyên, và khoảng 2/3 đá phiến sét khí cũng được tạo ra và lưu trữ trong biển lục địa chuyển tiếp facies và lục địa facies (trương và ctv., 2012a). Hồ chứa khí đá phiến sét biển đã được phân phối chủ yếu trong đại cổ sinh ở lòng chảo Tarim và dương tử nền tảng, trong khi lục địa và hồ chứa thủy-lục địa chuyển tiếp đá phiến đã được phân phát trong đại Trung sinh và đầu các tân sinh thành của chậu hoa Bắc tấm, chậu ở Tây Bắc Trung Quốc và bồn địa Tứ Xuyên. Các loại khác nhau của môi trường trầm tích mạnh mẽ ảnh hưởng đến thành địa tầng học, thành phần khoáng sản, và loại chất hữu cơ và hữu cơ giàu đá phiến sét không gian phân phối. Nó là khó khăn hơn để sản xuất đá phiến sét khí từ đá phiến sét-marine vì nội dung đất sét cao, tỷ lệ lớn của lòng adsorbed khí, thêm cản và nghiêm trọng hơn heterogeneity đá phiến sét khí hồ chứa. Đối với đá phiến biển, mặc dù lắng đọng trong các môi trường tương tự như Bắc Mỹ, sự tiến hóa kiến tạo phức tạp hơn làm tăng khó khăn để xác định những điểm ngọt của khí đá phiến sét ở Trung Quốc (Ju et al., 2011, Cai et al., 2013, Fang et al., 2013, Quách và Liu, 2013 và Zhang et al., 2013a).Ngoài ra, tình trạng thiếu nước, như là một vấn đề nghiêm trọng trong nhiều lưu vực khí đá phiến sét ở Trung Quốc, nên được khắc phục thông qua phát triển mới có thể bẻ gãy hệ thống chất lỏng (Hu và Xu, 2013). Bị nhấp nhô bề mặt, lỗ chân lông phát triển cơ sở hạ tầng (ví dụ như đường), và thiếu của đường ống dẫn khí tăng khó khăn để sản xuất khí đá phiến sét ở Trung Quốc. Nó là quan trọng để hiểu những đặc điểm địa chất hữu cơ giàu đá phiến, hiệu ứng của họ trên đá phiến sét khí sản xuất, và các vấn đề đặc biệt sản xuất khí đá phiến sét ở Trung Quốc. Vì vậy, trong bài báo này, chúng tôi sẽ phân tích các tính năng chính của hồ chứa khí đá phiến sét, bao gồm không gian phân phối, môi trường trầm tích, thành phần khoáng sản, loại chất hữu cơ, phong phú và trưởng thành. Những thách thức đặc biệt của ngang tốt và thủy lực bẻ gãy được thảo luận với các đề nghị.2. đá phiến sét giàu hữu cơ lớn ở Trung QuốcBáo cáo của dầu & khí cuộc điều tra, khảo sát địa chất Trung Quốc, Trung Quốc đã khoan giếng 129 liên quan đến đá phiến sét khí từ 2009 đến 2012, bao gồm 46 dọc điều tra wells, 55 wells dọc thăm dò, và 28 ngang đánh giá wells. Việc sản xuất khí đá phiến sét là khoảng 0,25 × 1012-0,30 × 1012 m3 vào năm 2012 và là lên đến hơn 2 × 1012 m3 vào năm 2013. Các giếng khí đá phiến sét, thông thường giếng thâm nhập hữu cơ giàu đá phiến, và một số lớn các trồi lên cung cấp thông tin cơ bản để điều tra các thuộc tính cơ bản của đá phiến sét giàu hữu cơ và phân phối của mình (hình 1).Đầy đủ kích thước hình ảnh (126 K) Hình 1. Việc phân phối các đá phiến sét giàu hữu cơ lớn ở vùng đất của Trung Quốc. Tùy chọn con sốĐá phiến sét giàu hữu cơ lắng đọng trước khi trước kỷ Cambri chủ yếu là biến chất, ngoại trừ đá phiến sét Doushantuo ở trên và giữa các khu vực Dương tử (bảng 1). Đá phiến sét giàu hữu cơ của đầu đại cổ sinh được bảo quản trong khu vực Dương tử và lòng chảo Tarim (hình 1), và tất cả các đá phiến sét được lắng đọng trong biển facies (bảng 1), chủ yếu ở kệ của nền tảng cacbonat. Qiongzhusi đá phiến của thấp kỷ Cambri, đá phiến sét phong của Thượng Ordovic và đá phiến sét Longmaxi của thấp kỷ Silur là các hồ chứa khí đá phiến sét hứa hẹn nhất ở miền Nam Trung Quốc (bảng 1). Độ dày trung bình của đá phiến sét Qiongzhusi là khoảng 100 m, bao gồm diện tích 30 × 104-50 × 104 km2 (Zou và ctv., năm 2011). Đá phiến sét phong-Longmaxi, bao gồm phần lớn khu vực Dương tử, có độ dày lên đến 120 m. Một số ngang wells nhắm mục tiêu Qiongzhusi và phong-Longmaxi đá phiến sét có tỷ lệ sản xuất ban đầu cao khí đá phiến sét. Ví dụ, cũng ngang Yang201-H2 là lên đến 43 × 104 m3 mỗi ngày vào đầu. Ở Tarim Yuertusi đá phiến sét, đá phiến sét Saergan và lưu vực là tiềm năng đá phiến sét khí kịch (bảng 1). Các đặc điểm chính của hữu cơ giàu đá phiến sét ở Trung Quốc được liệt kê trong bảng 1, trong đó có độ dày, tất cả cacbon hữu cơ (TOC) nội dung, sự phản ánh kerogen (Ro), chất hữu cơ (OM) loại, phân phối khu vực, và môi trường trầm tích. Bảng 1. Các đặc tính của hữu cơ giàu đá phiến sét ở Trung Quốc. Hệ thống giai đoạn hữu cơ giàu đá phiến sét hình thành tuổi mã độ dày (m) TOC nội dung (%) Ro OM loại phân phối khu vực môi trường và wells Kỷ Paleogen Shahejie E3sh 10-400 0.8-16,7 0.6-3 lưu vực Vịnh Bột Hải II1 nếu Kỷ Phấn trắng Qing1 K1q1 50-500 0.4-4,5 0,5-1,5 tôi-II Songliao lưu vực LF, δ Kỷ Jura Xishanyao J2x 25 – 250 0,5-20 0,5-2.3 III Junggar lưu vực nếu Ziliujing J1-2 40-180 0.8-2 0.6-1.6 bồn địa Tứ Xuyên tôi-II2 nếu, δδδ Badaowan J1b 50-350 0.6-35 0,5-2.5 lưu vực III Junggar LF Sangonghe J1s 25-240 0,5-31 0,5-2.5 lưu vực III Junggar LF Kỷ Trias Xujiahe T3x 80-600 1-9 1.2-3,6 III, Bồn địa Tứ Xuyên II2 nếu, δ Chang7 T3ch7 10-45 0.3-36.2 0.6-1,2 lưu vực ngạc tôi-II1 nếu, δδδ Huangshanjie T3h 200-550 10-30 0.6-2,8 III lòng chảo Tarim LF Taliqike T3t 100-600 15.5-23,7 0.6-2,8 III lòng chảo Tarim LF Kỷ Permi Xiazijie P2x 50-150 0,41-10.08 0,56-1.31 bồn địa Junggar tôi-II1 nếu Longtan P2l 20-500 0.1-12 1.3-4 III West trên và dưới Dương tử MCTF, δ Fengcheng P1f 50-300 0,47 – 21 0,54-1,41 bồn địa Junggar tôi-II1 nếu Sơn Tây P1sh 10-50 0,5-31 0.6-3,4 III Bắc Trung Quốc tấm MCTF Kỷ Than đá Taiyuan C3t 30-90 0,5-36.8 0.6-3,4 III Bắc Trung Quốc tấm MCTF Bản Khê C2b 0-40 0,5-25 0.6-3,4 III Bắc Trung Quốc tấm MCTF Lưu vực III Junggar 1.6-2.6 120-300 0,17-26.76 Dishuiquan C1d MCTF Datang C1d 50-150---Nam trên dương tử MF Kỷ Devon Luofu D2l 600 – 1113 0,53 – 12 0,99-2,03 tôi – hai Nam trên dương tử MF Kỷ Silur Longmaxi S1l 0-200 0,41-8.28 1.5-3.6 tôi, II1 Nam Dương tử tích MF, δδδ Kỷ Ordovic phong O3w 0-250 0,31-7,51 1,41-3.2 tôi hạ Dương tử và phía nam trên dương tử MF, δδ Bình lương O2p 50-392 0,10-2,17 0,57-1,5 tôi-II ngạc lưu vực MF Dachengsi O1d 20-225 0,42-6 tôi-II 1,7-4.6 bồn địa Tứ Xuyên MF Saergan O1s 0-160 0,61-4,65 1.2-4.6 tôi-II chảo Tarim MF Kỷ Cambri Qiongzhusi ε1q 20-465 0,35-5,5 1,28-5.2 tôi thượng và trung Dương tử, dương tử MF, δδδ thấp hơn. Yuertusi ε1y 0-200 0,5-14.2 1.2-5 tôi-II chảo Tarim MF Sinian Doushantuo Z2d 10-233 0,58 – 12 2-4.6 tôi thượng và trung Dương tử MF Lưu ý: Hầu hết dữ liệu độ dày, TOC nội dung, và Ro được Cập Nhật từ Wang et al., năm 2008 và Zou et al., 2011 và Wang và Carr (2012); Tôi-II có nghĩa là I và II, trong khi I, II có nghĩa là tôi là thống trị và II là trung học; trong cột cuối cùng, có liên quan môi trường trầm tích bao gồm biển facies (MF), thủy-lục địa chuyển tiếp facies (MCTF), và hồ facies (LF); Δ chỉ ra rằng chỉ tham số đá phiến wells, chủ yếu là nông cạn, được khoan; Δδ cho biết thăm dò wells được khoan; và δδδ có nghĩa là sản xuất wells được khoan và đang sản xuất đá phiến sét khí. Tùy chọn bảngTrong cổ sinh, các