"Production allocation" in unkonventionellen Lagerstätten am Beispiel des Eagle Ford Shale in Texas

Aufgabenstellung:

Der Kretazische Eagle Ford Shale im Südosten von Texas zählt zu den ökonomisch wichtigsten unkonventionelles Gas- und Öl-Vorkommen in den USA. Seit der ersten erfolgreichen Produktionsbohrung im Jahr 2008 findet hier eine extensive Exploration und Föderung statt, bei der eine speziell für „tight oils“ entwickelte Bohrtechnik (“directional drilling technology”) eingesetzt wird. Dabei ist nicht immer klar, aus welchen Schichten und Formationen das aktuell produzierte Fluid generiert wird, die ein hohes Maß an und Komplexität aufweisen können. Die in-situ Fluide in einem “shale oil play” weisen laterale und vertikale kompositionelle Signaturen auf, die auf Unterschiede in der Fazies, Lithofazies und Reife zurückgehen. Um die Produktion auf einzelne Zonen der Schieferformation zurückführen zu können, muss eine Dekonvolution der Zusammensetzung der produzierten Fluide im Hinblick auf die verschiedenen Zonen erfolgen. Ein weiterer spannender Aspekt ist die Veränderung des organischen Materials mit der Dauer der Produktion.

Ziele:

1. Charakterisierung der Heterogenität des Resevoirs
   Direkt aufeinanderfolgende Sequenzen innerhalb von Bohrkernen aus dem Eagle Ford Schiefer werden hochaufgelöst mittels verschiedener gochemischer Analysetechnicken untersucht, um Heterogenitäten innerhalb des Reservoirs. Die organische Zusammensetzung wird mit Standardtools der organischen Geochemie (MPLC, GC-MS) sowie mit FT-ICR MS (Fourier transform-ion cyclotron resonance mass spectrometry) untersucht. Die Entwicklung von FT-ICR MS hin zu einer starken und praktikablen “ geoforensischen” Methode für insbesondere die hochmolekularen und polaren Verbindungen ist dabei ein Schwerpunkt des Projekts.
2. Charakterisierung der produzierten Fluide
   Aus dem Eagle Ford generierte Fluide unterschiedlicher Reife sowie solche, die an unterschiedlichen Tagen über einen Zeitraum aus einem Bohrloch produziert wurden, werden mittels MPLC, GC-MS und FT-ICR-MS charakterisiert.
3. Bestimmung von Mischanteilen
   Der Beitrag der verschiedenen Facies und/oder Lithofacies zum gesamten produzierten Fluid soll beurteilt werden.

Teilnehmer:

• Stefanie Poetz
• Brian Horsfield

Partner

• ConocoPhillips

Finanzierung

• ConocoPhillips