System węglowodorowy z gazem ziemnym w łupkach - północnoamerykańskie doświadczenia i europejskie ...
[ Pobierz całość w formacie PDF ]
Przegl¹d Geologiczny, vol. 58, nr 3, 2010
System wêglowodorowy z gazem ziemnym w ³upkach
— pó³nocnoamerykañskie doœwiadczenia i europejskie perspektywy
Pawe³ Poprawa
1
Shale gas hydrocarbon system — North American experience and European potential.
Prz. Geol., 58: 216–225.
Abstract.Thelasttwodecades witnessed a significant progress in understanding unconventional hydrocarbon
systems, exploration and developments in technology, which led to substantial increase of tight gas and shale gas
production. This progress occurred mainly in USA, where unconventional gas production currently stands for ~50 %
of annual domestic gas production, and it is forecast to increase to more than 60 % in 2016. Recoverable shale gas
resources of USA and Canada are estimated at present for at least ~20 trillion m
3
(~750 Tcf).
Shale gas is a unique hydrocarbon system in which the same rock formation is a source rock, reservoir rock and seal
(Figs. 2, 3). Gas field often appears continuous at a regional scale and does not requires hydrocarbon trap (Fig. 3).
For development of shale gas, a high TOC contents (>1–2 %) is required for relatively thick formation (>30–70 m).
High thermal maturity is essential for gas generation (>1.1–1.3 % Ro), and relatively low depth of burial (3500–4500 m) is necessary
for commercial gas production. Gas is accumulated in isolated pores or adsorbed by organic matter (Fig. 5). Gas exploitation requires
dense grid of wells with horizontal intervals and multiple fracturing.
Shale gas is currently produced in several basins in USA and Canada. American success in unconventional gas production led to inten-
sive shale gas and tight gas exploration across the world, with Europe being one of the priorities (Fig. 7). At the current stage, a couple
of European sedimentary basins were selected as the major shale gas exploration targets. This includes predominantly the Lower
Jurassic shale in the Lower Saxony Basin in Germany, the Alum shale in Scania (Southern Sweden), and to a lesser degree, the
South-Eastern Basin in France with its Lower Jurassic and Lower to Upper Cretaceous shales, the Paris Basin in France with the
Lower Jurassic shale, the Upper Jurassic shale in the Vienna Basin, the Lower Cretaceous Wealden shale in England, the Bodensee
Trough in SW Germany with the Permian-Carboniferous shale, and the cenozoic Mako Trough in Hungary.
In Europe the most intense exploration for shale gas is currently being carried out in Poland. The major target in that exploration is the
Lower Palaeozoic shale at the East European Craton (Baltic and Lublin–Podlasie Basin), mainly the Upper Ordovician and/or Lower
Silurian graptolitic shale (Fig. 8) (Poprawa & Kiersnowski, 2008; Poprawa, 2010). For that formation, Wood Mackenzie and
Advanced Resources International estimated recoverable gas resources as equal to 1,400 mld m
3
and to 3,000 mld m
3
, respec-
tively. Also the Lower Carboniferous shale of the south-western Poland (area of Fore-Sudetic Homocline; Fig. 8) could poten-
tially accumulate gas, however in this case a limitation to potential for shale gas is a complex tectonic setting. Other black shale
formations in Poland appear to have lower potential for shale gas exploration due to insufficient thermal maturity, low TOC, or
low thickness.
Keywords:
hydrocarbon system, shale gas, TOC contents, thermal maturity
Od pocz¹tku istnienia przemys³u naftowego, w trakcie
poszukiwañ i eksploatacji konwencjonalnych z³ó¿ wêglo-
wodorów, odkrywano równie¿, zazwyczaj przypadkowo,
niekonwencjonalne akumulacje gazu ziemnego i ropy naf-
towej. Historia komercyjnej eksploatacji niekonwencjo-
nalnych z³ó¿ gazu ziemnego ma swój pocz¹tek co najmniej
od roku 1821, kiedy to we Fredonii (stan Nowy Jork, USA)
uzyskano gaz z dewoñskich ³upków Dunkirk. Jednak przez
blisko dwa stulecia tego typu zasoby gazu nie odgrywa³y
znacz¹cej roli w przemyœle naftowym i energetyce. Z³o¿a
te albo nie by³y eksploatowane, albo te¿ produkcja z nich
by³a na tyle niewielka, ¿e z powodów ekonomicznych
zainteresowanie niekonwencjonalnymi wêglowodorami
by³o marginalne. Nie rozumiano te¿ modelu tego typu z³ó¿,
przez co nie prowadzono ich œwiadomych poszukiwañ.
Okresowo wzrastaj¹ce ceny ropy naftowej i gazu ziem-
nego, jak równie¿ czêœciowo wyczerpuj¹ce siê zasoby kon-
wencjonalnych z³ó¿, spowodowa³y ostatnio globalny
wzrost zainteresowania niekonwencjonalnymi z³o¿ami
wêglowodorów. W ubieg³ych dwóch dekadach przemys³
poszukiwañ i wydobycia gazu ziemnego w Ameryce
Pó³nocnej przeszed³ prawdziw¹ rewolucjê. Uœwiadomiono
sobie istnienie nie dostrze¿onych wczeœniej, specyficz-
nych z³ó¿ wêglowodorów, okreœlanych jako niekonwencjo-
nalne, po czym rozpoczêto ich intensywne poszukiwania. W
ich efekcie w Stanach Zjednoczonych, a w mniejszym
stopniu równie¿ w Kanadzie, odkryto gigantyczne zasoby
gazu ziemnego w z³o¿ach niekonwencjonalnych. Na zaso-
by te sk³adaj¹ siê trzy g³ówne typy niekonwencjonalnych
z³ó¿ (ryc. 1), tj. gazu ziemnego zamkniêtego (
tight ga
s),
okreœlanego te¿ jako zaciœniêty b¹dŸ uwiêziony, nastêpnie
gazu ziemnego w ³upkach (
shale gas
) oraz metanu
pok³adów wêgla kamiennego (
coal bed methane
).
Bardzo istotnym celem poszukiwawczym sta³y siê w
ostatnim czasie zw³aszcza z³o¿a gazu w ³upkach oraz
z³o¿a gazu zamkniêtego. Oprócz czynnika ekonomicz-
nego, tj. wzrostu cen wêglowodorów, wp³yn¹³ na to rów-
nie¿ postêp technologiczny, zwiêkszaj¹cy mo¿liwoœci
stymulowania przyp³ywu gazu do otworu oraz obni¿aj¹cy
koszty takich zabiegów. Nie bez znaczenia jest równie¿ to,
¿e w pierwszym kraju, w którym produkcja gazu ziemnego
z niekonwencjonalnych z³ó¿ sta³a siê istotn¹ ga³êzi¹ prze-
mys³u naftowego, tj. w Stanach Zjednoczonych, aktyw-
noœæ firm naftowych w tym zakresie by³a intensyfikowana
poprzez odpowiednie zmiany w prawie podatkowym,
stwarzaj¹ce system ulg i zachêt (np.
Nonconventional Fuel
Tax Credit
).
Amerykañski sukces inspiruje obecnie do intensyw-
nych poszukiwañ niekonwencjonalnych z³ó¿ gazu ziemne-
go w innych krajach, w tym w Europie. Niespodziewanie
Polska sta³a siê jednym z najbardziej aktywnych rynków
1
Pañstwowy Instytut Geologiczny — Pañstwowy Instytut
Badawczy, ul. Rakowiecka 4, 00-975 Warszawa; pawel.popra-
wa@pgi.gov.pl
216
Przegl¹d Geologiczny, vol. 58, nr 3, 2010
gaz biogeniczny
biogenic gas
System wêglowodorowy z gazem ziemnym
w ³upkach oraz kryteria poszukiwawcze
1-1000 mD
gaz z du¿ych g³êbok.
deep gas
konwencjonalny gaz
conventional gas
Najwa¿niejsz¹ cech¹, wyró¿niaj¹c¹ z³o¿a
gazu ziemnego zawartego w ska³ach ila-
sto-mu³owcowych (
shale gas
) jest to, ¿e gaz
wystêpuje w skale macierzystej, z której powsta³
(ryc. 2). Zatem ska³a macierzysta pe³ni jedno-
czeœnie rolê ska³y zbiornikowej, a bior¹c pod
uwagê w³aœciwoœci petrofizyczne ska³ ilastych
oraz wymagan¹ stosunkowo du¿¹ mi¹¿szoœæ
takiego kompleksu, mo¿na j¹ tak¿e zakwalifi-
kowaæ jako ska³ê uszczelniaj¹c¹. W takich
warunkach gaz ziemny jest generowany
in situ
,
a migracja gazu zachodzi jedynie w skali mikro
b¹dŸ nie wystêpuje wcale. Nie maj¹ tu znacze-
nia si³y wyporu zwi¹zane z ró¿nicami ciê¿aru
w³aœciwego, decyduj¹ce o powstawaniu oraz
formie wystêpowania konwencjonalnych z³ó¿
(np. Curtis, 2002; Pollastro, 2007).
Gaz ziemny wystêpuje w kompleksach ³up-
kowych ska³ macierzystych, które znajduj¹ siê
b¹dŸ znajdowa³y w historii geologicznej w za-
kresie okna generowania gazu (ryc. 3), a zatem
gaz zamkniêty
tight gas
0,1-0,001 mD
metan pok³adów wêgla
coalbed methane
0,1-0,001 mD
gaz w ³upkach
shale gas
0,001-0,0001 mD
ropa w ³upkach
oil shale
hydraty gazowe
gas hydrates
zasoby
resources
Ryc. 1.
Schematycznie zilustrowane relacje globalnych zasobów wêglowodo-
rów (powierzchnia sto¿ka) w konwencjonalnych i niekonwencjonalnych
z³o¿ach wêglowodorów oraz nak³adów inwestycyjnych i wymogów technolo-
gicznych (wg Kuuskraa, 1998)
Fig. 1.
Schematic illustration of global hydrocarbon resources (cone surface),
production costs and technological requirements for conventional and
unconventional hydrocarbon deposits (after Kuuskraa, 1998)
poszukiwania tego typu z³ó¿ na starym kontynencie, czego
wyrazem jest zaanga¿owanie w naszym kraju gigantów
przemys³u naftowego, takich jak
ExxonMobil, Cono-
coPhillips, Chevron
czy
Marathon
.
W Polsce poszukiwania niekonwencjonalnych akumu-
lacji gazu ziemnego znajduj¹ siê obecnie na etapie prac
rozpoznawczych. Badania zmierzaj¹ce do rozpoznania
oraz eksploatacji zasobów niekonwencjonalnych z³ó¿ gazu
ziemnego na wiêksz¹ skalê prowadzono jedynie w celu
uzyskania metanu zawartego w pok³adach wêgla (Kotas,
1994; Kotarba, 2001; Zalewska & M³ynarczyk, 2003;
Kêdzior i in., 2007). W ostatnich kilku latach rozpoczêto
równie¿ badania utworów czerwonego sp¹gowca pod
k¹tem mo¿liwoœci wystêpowania w nich gazu ziemnego
zamkniêtego (Trzek Press Release, 2007; Poprawa & Kier-
snowski, 2008; Buniak i in., 2009).
Spoœród wszystkich typów niekonwencjonalnych z³ó¿
wêglowodorów najmniej dostrzegany by³ do niedawna w
Polsce potencja³ gazu ziemnego w ³upkach, mimo ¿e jego
zasoby mog¹ byæ najwiêksze. Obecnie Ministerstwo
Œrodowiska udzieli³o ponad 30 koncesji na poszukiwanie
z³ó¿ gazu ziemnego w ³upkach, a oko³o 30 kolejnych wnio-
sków jest w fazie rozpatrywania.
Bior¹c pod uwagê bardzo urozmaicon¹ budowê geolo-
giczn¹ Polski oraz to, ¿e nie stosowano w Polsce nowocze-
snych technologii poszukiwañ takich zasobów, kwestiê
mo¿liwoœci wystêpowania z³ó¿ gazu ziemnego w ³upkach
w naszym kraju nale¿y uznaæ za otwart¹. Niew¹tpliwie naj-
wiêkszy potencja³ wystêpowania gazu ziemnego w ³upkach
w Polsce maj¹ ³upki graptolitowe dolnego paleozoiku w
basenach na kratonie wschodnioeuropejskim (Poprawa &
Kiersnowski, 2008; Poprawa, 2009, 2010). Du¿a liczba
udzielonych koncesji na poszukiwanie gazu ziemnego w
³upkach gwarantuje, ¿e w najbli¿szych kilku latach stan
wiedzy na temat tego typu z³ó¿ w Polsce zostanie znacz¹co
rozszerzony. Pierwsze wiercenie poszukiwawcze
Lane/
ConocoPhillips
rozpocznie siê w kwietniu 2010 r. w okoli-
cach Lêborka.
brak pu³apek
z³o¿a ci¹g³e, regionalne
no traps
regionally continuous accumulation
ska³a uszczelniaj¹ca
seal
ekspulsja - 60%
konwencjonalne HC
lub rozformowane
expulsion - 60 %
conventional HC
or destroyed
ska³a
zbiornikowa
reservoir rock
ska³a
macierzysta
source rock
pozosta³e HC - 40%
gaz w ³upku
Ryc. 2.
Schemat ilustruj¹cy specyfikê ska³y zbiornikowej typu
³upków gazonoœnych (
shale gas
) (wg Jarvie, 2009)
Fig. 2.
Scheme illustrating specific nature of shale gas reservoir
(after Jarvie, 2009)
cechuj¹cych siê stosunkowo wysokim stopniem dojrza³oœci
termicznej. Zatem ³upki zawieraj¹ gaz ziemny o genezie ter-
mogenicznej. Poszukiwania z³ó¿ gazu w ³upkach nie pole-
gaj¹ na wyszukiwaniu pu³apek z³o¿owych, gdy¿ strefy
nasycenia gazem ³upków s¹ obocznie ci¹g³e w skali regio-
nalnej, co decyduje o zazwyczaj du¿ych zasobach takich
z³ó¿ (np. Curtis, 2002).
Gaz ziemny wystêpuje przewa¿nie w kompleksach
³upkowych o dojrza³oœci termicznej powy¿ej 1,1–1,3% Ro
(Hill i in., 2007; Pollastro, 2007). W utworach o ni¿szym
stopniu dojrza³oœci termicznej gaz ziemny wspó³wystêpuje
z rop¹ naftow¹, która utrudnia wydobycie gazu z otworu.
Dojrza³oœæ termiczna konieczna do wykszta³cenia siê gazu
ziemnego w ³upkach jest zale¿na od genetycznego typu
kerogenu. W ska³ach macierzystych o II typie kerogenu
proces generowania wêglowodorów rozpoczyna siê w
217
other - 40 %
shale gas
Przegl¹d Geologiczny, vol. 58, nr 3, 2010
biogeniczny gaz
w ³upkach
biogenic shale gas
ropa w ³upkach
shale oil
ropa w ³upkach
shale oil
gener.
ropy naft.
oil window
strefa
przejœciowa
transition zone
strefa
generowania gazu
gas window
piaskowiec
sandstone
³upek
shale
termogeniczny gaz w ³upkach
thermogenic shale gas
Ryc. 3.
Blokdiagram ilustruj¹cy w uproszczeniu g³ówne ró¿nice miêdzy konwencjonalnymi z³o¿ami gazu ziemnego oraz niekonwencjo-
nalnymi z³o¿ami z gazem ziemnym w ³upkach. Gaz ziemny w ³upkach wystêpuje w strefie basenu znajduj¹cej siê obecnie b¹dŸ w historii
geologicznej w oknie generowania gazu. Nie wymaga on wystêpowania pu³apek z³o¿owych, a strefy nasycenia gazem maj¹ charakter
obocznie ci¹g³y w skali regionalnej. Produkcja gazu ziemnego wymaga wiercenia otworów z d³ugimi odcinkami poziomymi oraz wielo-
krotnego szczelinowania
Fig. 3.
Block diagram illustrating the major differences between conventional gas deposits and unconventional shale gas deposits. Shale
gas is developed in basin zone which presently or during geological history was buried to gas window. Unconventional gas deposits do
not require hydrocarbon traps and gas fields are pervasive in a regional scale. Shale gas production requires horizontal drillings with
multiple fracturing
warunkach najni¿szego stopnia dojrza³oœci termicznej, a
jej coraz wy¿szy stopieñ jest wymagany do generowania
wêglowodorów kolejno ze ska³ macierzystych zawiera-
j¹cych kerogen typu I i III. Wysoka dojrza³oœæ termiczna
sprzyja wystêpowaniu gazu wysokometanowego, tzw. suche-
go, którego obecnoœæ zazwyczaj warunkuje ekonomicznie
uzasadnion¹ produkcjê. Dojrza³oœæ termiczna nie powinna
byæ jednak wy¿sza ni¿ 3–3,5% Ro.
W strefach mniej pogrzebanych formacja ³upków macie-
rzystych o ni¿szym stopniu dojrza³oœci termicznej mo¿e
zawieraæ ropê naftow¹ (ryc. 3). Jednak na obecnym pozio-
mie technik produkcyjnych eksploatacja ropy naftowej z
³upków nie jest jeszcze op³acalna. Z³o¿a gazu ziemnego w
³upkach s¹ odkrywane równie¿ w strefach basenów o niskim
stopniu dojrza³oœci termicznej, choæ s¹ one rzadkoœci¹.
Z³o¿a te zawieraj¹ gaz ziemny o pochodzeniu biogenicz-
nym — bakteryjnym (ryc. 3), tj. taki, jaki wystêpuje w kon-
wencjonalnych z³o¿ach gazu, np. w zapadlisku przedkar-
packim. Klasycznym przyk³adem z³o¿a gazu ziemnego o
pochodzeniu biogenicznym jest z³o¿e w formacji dewoñ-
skich ³upków Antrim w basenie Michigan w USA — ryc. 4
(Shurr & Ridgley, 2002; Curtis, 2002).
Kompleksy ³upkowe zawieraj¹ce z³o¿a gazu ziemnego
cechuj¹ siê du¿¹ zawartoœci¹ substancji organicznej, œred-
nio powy¿ej 1–2% wag. TOC. W klasycznej i najlepiej
poznanej formacji z gazem w ³upkach, tj. dolnokarboñ-
skich ³upkach Barnett w basenie Fort Worth w Teksasie, USA
(ryc. 4), zawartoϾ TOC w kompleksie macierzystym wynosi
œrednio oko³o 4% wag. (Jarvie i in., 2007). W USA w for-
macjach ³upkowych zawieraj¹cych gaz ziemny œrednia
zawartoœæ TOC w kompleksie z³o¿owym wynosi zazwy-
czaj od 1,3% do 4% wag.
Gaz ziemny w ³upkach wystêpuje w formie wolnej
przede wszystkim w przestrzeni porowej, która powsta³a w
miejscach skupienia substancji organicznej w wyniku
redukcji jej objêtoœci podczas przemian zwi¹zanych z
generowaniem wêglowodorów b¹dŸ na skutek diagenezy
minera³ów ilastych (ryc. 5). Wolny gaz wystêpuje ponadto
w mikroporach w obrêbie lamin wzbogaconych w krze-
mionkê oraz inne detrytyczne komponenty, jak równie¿ w
obrêbie naturalnych szczelin i mikroszczelin. Ponadto
³upki zawieraj¹ gaz ziemny adsorbowany przez nieroz-
puszczaln¹ substancjê organiczn¹ oraz przez minera³y ila-
ste — ryc. 5 (np. Cheng & Huang, 2004). Najlepszymi
w³aœciwoœciami sorpcyjnymi charakteryzuje siê kerogen
typu III, a kolejno coraz mniejszymi kerogen typu II i I.
Wysoka pierwotna zawartoϾ TOC warunkuje zatem
w³aœciwoœci zbiornikowe ³upków. Dobrze zbadane przyk³ady
z ³upków Barnett ilustruj¹ powstawanie wtórnej porowato-
œci w wyniku przemian substancji organicznej (Jarvie i in.,
2007). Ska³a zawieraj¹ca pierwotnie 7% wag. TOC, tj. oko³o
15% objêtoœciowych TOC, po wygenerowaniu gazu
218
Przegl¹d Geologiczny, vol. 58, nr 3, 2010
uzyskuje wzrost wtórnej porowatoœci siêgaj¹cy 5%, a w skale
o pierwotnej zawartoœci 12% wag. TOC, tj. oko³o 24% obj.
TOC, nastêpuje wzrost wtórnej porowatoœci o oko³o 8,5%.
Typowy zakres porowatoœci ³upków, z których jest eksplo-
atowany gaz ziemny, wynosi 5–10%. Natomiast przepusz-
czalnoœæ ³upków z gazem ziemnym jest bardzo ma³a —
zazwyczaj wynosi 0,001–0,0001 mD.
Jako ¿e indywidualne pory skalne zazwyczaj s¹ izolo-
wane, gaz nie przemieszcza siê w obrêbie ska³y zbiorniko-
wej, a zatem te¿ nie dop³ywa do otworu wiertniczego.
Dlatego eksploatacja z³ó¿ gazu ziemnego w ³upkach jest
znacznie trudniejsza i dro¿sza od eksploatacji z³ó¿ kon-
wencjonalnych. Warunkiem produkcji gazu jest intensyw-
ne szczelinowanie górotworu, prowadzone w celu
wytworzenia jak najgêstszej sieci spêkañ, ³¹cz¹cych jak
najwiêksz¹ liczbê porów skalnych i tworz¹cych œcie¿ki
migracji gazu do otworu (ryc. 5).
Aby móg³ siê wykszta³ciæ system wêglowodorowy
umo¿liwiaj¹cy ekonomicznie uzasadnion¹ produkcjê gazu
z ³upków, konieczna jest stosunkowo du¿a mi¹¿szoœæ
formacji ³upkowej o du¿ej zawartoœci substancji orga-
nicznej. Zale¿¹ od niej bowiem zasoby wygenerowanego
gazu, a ponadto gaz wygenerowany jednoczeœnie w wiêk-
szej kolumnie osadów w mniejszym stopniu ulega ekspulsji.
Ocenia siê, ¿e zasoby gazu ziemnego zawartego obecnie we
wspomnianych ³upkach Barnett stanowi¹ oko³o 40% gazu
wygenerowanego (Pollastro i in., 2003, 2007), a pozosta³e
60% uleg³o ekspulsji i migracji, a nastêpnie rozformowa-
niu lub akumulacji w z³o¿ach konwencjonalnych (ryc. 2).
Ponadto odpowiednio du¿a mi¹¿szoœæ kompleksu ³upko-
wego umo¿liwia jego szczelinowanie bez naruszenia
szczelinami zawodnionych ska³ otaczaj¹cych.
Minimalna mi¹¿szoœæ kompleksu ³upków nadaj¹ca siê
do ekonomicznie uzasadnionej produkcji gazu ziemnego
zale¿y od zawartoœci w nich wêgla organicznego. Im wiêk-
sza zawartoœæ TOC, tym mniejsza dopuszczalna mi¹¿szoœæ
kompleksu. Zazwyczaj jako minimaln¹ mi¹¿szoœæ kom-
pleksu o œrednim TOC oko³o 2% wag. przyjmuje siê (30–?)
50–70 m (np. Hill & Nelson, 2000).
W celu wydobycia gazu ziemnego z ³upków konieczne
jest wykonanie skomplikowanych i kosztownych zabie-
gów, w tym odwiercenie otworów z d³ugimi odcinkami
poziomymi oraz wielokrotne szczelinowanie górotworu
(ryc. 3). Opracowanie technik wierceñ poziomych z wielo-
krotnym szczelinowaniem i wprowadzenie ich do u¿ycia w
pierwszych latach XXI wieku przyczyni³o siê do wzrostu
produkcji gazu z ³upków. Efektywne szczelinowanie mo¿na
uzyskaæ w skonsolidowanych ska³ach ilastych, o du¿ej
Horn River
Cordova Embayment
Montney
Colorado Group
Excello/Mulky
Utica
Bakken
Antrim
Gammon
Green River
Horton
Bluff
Niobrara
Devonian/Ohio
& Marcellus
Monterey
McClure
New Albany
Cane Creek
Neal/Floyd &
Conasauga
Pennsilv.
Palo Duro
Fayetteville
Caney & Woodford
Lewis & Mancos
Barnett
& Woodford
Haynesville
(Shreveport/
Louisiana)
Barnett
Woodford
Ryc. 4.
Lokalizacja g³ównych basenów zawieraj¹cych kompleksy z gazem ziemnym w ³upkach w Ameryce Pó³nocnej (Jarvie, 2009)
Fig. 4.
Location map of the major shale gas basins in the North America (Jarvie, 2009)
219
Przegl¹d Geologiczny, vol. 58, nr 3, 2010
niekonwencjonalna ska³a zbiornikowa
gaz w ³upkach
unconventional reservoir – shale gas
gaz w ³upkach
szczelinowanie
gas in shale – fracturing
gaz ziemny sorbowany przez substancjê organiczn¹
gas adsorbed by organic matter
Ryc. 5.
Schemat ilustruj¹cy g³ówne formy wystêpowania gazu ziemnego w ³upkach, tj. jako gaz wolny w przestrzeni porowej, powsta³ej
w miejscach skupienia substancji organicznej w wyniku redukcji jej objêtoœci na skutek przemian zwi¹zanych z generowaniem wêglo-
wodorów (zaznaczone kolorem ¿ó³tym), a tak¿e jako gaz adsorbowany przez nierozpuszczaln¹ substancjê organiczn¹ oraz przez mine-
ra³y ilaste (zaznaczone kolorem jasno¿ó³tym). Produkcja gazu wymaga intensywnego szczelinowania górotworu, prowadzonego tak,
aby wytworzyæ jak najgêstsz¹ sieæ spêkañ, ³¹cz¹cych jak najwiêksz¹ liczbê porów skalnych
Fig. 5.
Scheme illustrating the major forms of natural gas occurrence in shale reservoir, i.e. as a free gas in pore spaces developed in
location of organic matter concentration due to organics’ volume reduction while generating hydrocarbons (marked with yellow color), as
well as gas adsorbed by organic matter, or clay mineral (marked with pale yellow color). Gas production requires intensive fracturing and
development of dense network of fractures, connecting maximum possible number of pores
gaz ziemny wolny w przestrzeni porowej
free gas within pore space
zawartoœci krzemionki oraz ma³ej zawartoœci hydrofilnych
minera³ów ilastych. Z uwagi na niewielki zasiêg drena¿u
gazu konieczne jest ponadto wykonanie gêstej siatki wier-
ceñ.
WskaŸnik wydobywalnoœci gazu ze z³o¿a ³upkowego
jest ni¿szy ni¿ z konwencjonalnych z³ó¿, jak równie¿
wydajnoϾ pojedynczego otworu jest mniejsza. Natomiast
okres produkcji z pojedynczego otworu jest d³u¿szy ni¿ z
otworu odwierconego w z³o¿u konwencjonalnym — mo¿e
on wynosiæ do 30 lat. Te cechy decyduj¹ o ekonomicznej
specyfice produkcji gazu ziemnego z ³upków, znacznie
bardziej kosztoch³onnej ni¿ produkcja gazu ze z³ó¿ kon-
wencjonalnych. Jako ¿e koszt wiercenia otworu oraz wyko-
nywanych w nim zabiegów znacz¹co roœnie wraz z
g³êbokoœci¹, ekonomicznie uzasadniona produkcja gazu z
³upków napotyka limit maksymalnej g³êbokoœci. Jej bez-
wzglêdna wartoœæ jest zale¿na od lokalnych uwarunkowañ
ekonomicznych, a w mniejszym stopniu równie¿ geolo-
gicznych. Na obecnym poziomie technologii wydobyw-
czych i wobec obowi¹zuj¹cych cen gazu wynosi ona zwyczaj
oko³o 3500–4500 m p.p.t. Jednoczeœnie kompleks ³upkowy
nie powinien wystêpowaæ p³ycej ni¿ oko³o 1000 m p.p.t.,
gdy¿ na ma³ych g³êbokoœciach zalegania odprê¿enie góro-
tworu sprzyja otwieraniu siê i dro¿noœci naturalnych syste-
mów spêkañ, umo¿liwiaj¹cych ucieczkê gazu.
Wymóg ma³ej g³êbokoœci zalegania zazwyczaj utrud-
nia spe³nienie warunku wysokiej dojrza³oœci termicznej.
Wymóg ten spe³niaj¹ kompleksy skalne, które po pogrze-
baniu i przegrzaniu uleg³y znacz¹cemu wypiêtrzeniu.
Szybkie pogrzebanie powoduje generowanie gazu jedno-
czeœnie w ca³ym kompleksie utworów ³upkowych, co ogra-
nicza ekspulsjê gazu i zwiêksza jego zasoby zatrzymane w
skale macierzystej.
Koniecznoœæ wiercenia poziomych odcinków otworów
w obrêbie ³upków bogatych w substancjê organiczn¹ oraz
ograniczenia systemu spêkañ indukowanych szczelinowa-
niem w obrêbie kompleksu nasyconego gazem, a w szcze-
gólnoœci koniecznoœæ unikniêcia zaanga¿owania nimi
utworów zawodnionych stwarzaj¹ istotne trudnoœci w eks-
ploatacji gazu z ³upków w obszarach o z³o¿onej budowie
tektonicznej, a szczególnie w obszarach o budowie fa³dowej.
W praktyce ekonomicznie uzasadniona eksploatacja gazu
ziemnego z ³upków jest obecnie ograniczona do obszarów o
w przybli¿eniu p³askim zaleganiu warstw.
Obecnoœæ naturalnych, penetratywnych systemów spê-
kañ, tworz¹cych dodatkowy system migracji, sprzyja
szczelinowaniu i produkcji gazu (Gale i in., 2007). Jednak
obecnoœæ wiêkszych stref uskokowych w pobli¿u otworu
jest niekorzystna, gdy¿ maj¹ one tendencjê do przejmowa-
nia energii szczelinowania, przez co ograniczaj¹ penetra-
tywne szczelinowanie górotworu. W rozpoznaniu z³ó¿ gazu
w ³upkach kontrola przebiegu takich stref uskokowych jest
jednym z g³ównych zastosowañ zdjêæ sejsmicznych, pod-
czas gdy w poszukiwaniach konwencjonalnych z³ó¿
g³ównym zastosowaniem sejsmiki jest identyfikowanie
pu³apek z³o¿owych.
Jedn¹ z cech charakterystycznych dla basenów sedy-
mentacyjnych, w których wystêpuje gaz ziemny w ³upkach,
jest zazwyczaj, choæ nie jako warunek konieczny, obec-
noœæ konwencjonalnych z³ó¿ gazu w basenie. Wi¹¿e siê to
220
(shale gas)
[ Pobierz całość w formacie PDF ]