New Rock-Eval Method for Characterization of Unconventional Shale Resource Systems
Nouvelle méthode de pyrolyse Rock-Eval pour la caractérisation des hydrocarbures de roches mères non conventionnels
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IFP Energies nouvelles (IFPEN), Direction Géosciences, 1-4 avenue de Bois-Préau, 92852
Rueil-Malmaison Cedex – France
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UPMC – Université Pierre et Marie Curie, Institut des Sciences de la Terre Paris, UMR 7193 UPMC-CNRS, 4 place Jussieu, 75005, Paris – France
e-mail: maria-fernanda.romero-sarmiento@ifpen.fr – daniel.pillot@ifpen.fr – geremie.letort@ifpen.fr – violaine.lamoureux-var@ifpen.fr – valerie.beaumont@ifpen.fr – alainyveshuc@gmail.com – bruno.garcia@ifpen.fr
* Corresponding author
Unconventional resources such as tight, fractured and hybrid shale gas and oil plays as well as oil or kerogen shale systems, are considered exploitable self-contained source and reservoir rocks. A better understanding of the thermal cracking of sedimentary organic matter, hydrocarbons generation, expulsion, storage and retention mechanisms constitutes a key point, estimating the oil and gas in-place, free or adsorbed, for their exploration and exploitation. Herein, we introduce a new “ready to use” method of analysis and interpretation for the Rock-Eval 6 device for better assessment of free or sorbed hydrocarbons in unconventional shale plays. This method was developed at IFP Energies nouvelles (France) and was tested on 15 actual or potential unconventional shale samples from Silurian Shale (Algeria), Mississippian Barnett Shale (USA), Early Jurassic Shale (France), Late Jurassic Bazhenov Shale (Russia) and Eocene Green River Shale at different thermal maturity stages. Results indicate a better quantification of free and/or sorbed hydrocarbons (Sh0 and Sh1 peaks) as well as a more accurate determination of the Rock-Eval Tmax maturity parameter.
Résumé
Les ressources non conventionnelles, en particulier les hydrocarbures de roches mères et les schistes bitumineux sont actuellement considérées comme des roches réservoirs pétroliers exploitables. Une meilleure compréhension sur le craquage thermique de la matière organique sédimentaire, sur les mécanismes de production/génération, d’expulsion, de stockage et de rétention des hydrocarbures constitue un point essentiel à la fois pour l’estimation mais également pour l’exploration et l’estimation du pétrole et du gaz en place (libre ou adsorbé) présents dans ces systèmes. Ici, nous présentons une nouvelle méthode d’analyse et d’interprétation pour le Rock-Eval 6 permettant une meilleure estimation/évaluation des hydrocarbures libres ou adsorbés au sein d’une roche mère non conventionnelle. Cette méthode, développée à l’IFP Energies nouvelles (France), a été élaborée et testée sur 15 échantillons de schistes actuels ou potentiels provenant : du Silurien Shale (Algérie), du Mississippien Barnett Shale (USA), du Jurassique Inférieur du Bassin de Paris (France), du Jurassique Supérieur Bazhenov Shale (Russie) et de l’Eocène Green River Shale (USA) et ce, à des stades différents de maturité thermique. Les résultats indiquent une meilleure quantification d’hydrocarbures libres et/ou adsorbés (pics Sh0 et Sh1) ainsi qu’une détermination plus précise du paramètre de maturité thermique le Tmax du Rock-Eval.
© M. Romero-Sarmiento et al., published by IFP Energies nouvelles, 2015
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