Experimental investigation of competitive gas and water sorption in organic matter-rich marine, lacustrine and terrestrial sedimentary rocks of different thermal maturity

Merkel, Alexej; Littke, Ralf; Swennen, Rudy

doi:34889

Experimental investigation of competitive gas and water sorption in organic matter-rich marine, lacustrine and terrestrial sedimentary rocks of different thermal maturity = Experimentelle Untersuchung der kompetitiven Gas- und Wasser-Sorption organisch-reicher mariner, lakustriner und terrestrischer Sedimentgesteine verschiedener thermischer Reife

Merkel, Alexej

2016

Verantwortlichkeitsangabevorgelegt von Master of Science Alexej Merkel aus Omsk, Russia

ImpressumAachen 2016

Umfang1 Online-Ressource (XVI, 101 Seiten) : Illustrationen, Diagramme, Karten

Dissertation, RWTH Aachen, 2016

Veröffentlicht auf dem Publikationsserver der RWTH Aachen University

Genehmigende Fakultät
Fak05

Hauptberichter/Gutachter
Littke, Ralf (Thesis advisor) ; Swennen, Rudy (Thesis advisor)

Tag der mündlichen Prüfung/Habilitation
2016-03-14

Online
URN: urn:nbn:de:hbz:82-rwth-2016-021682
URL: https://publications.rwth-aachen.de/record/571618/files/571618.pdf
URL: https://publications.rwth-aachen.de/record/571618/files/571618.pdf?subformat=pdfa

Einrichtungen

Inhaltliche Beschreibung (Schlagwörter)
Geowissenschaften (frei) ; high pressure gas sorption (frei) ; CH4 (frei) ; CO2 (frei) ; binary gas mixture (frei) ; selectivity (frei) ; coal (frei) ; shale (frei) ; clay (frei) ; organic matter (frei)

Thematische Einordnung (Klassifikation)
DDC: 550

Kurzfassung
Unkonventionelle Gas Ressourcen, wie zum Beispiel Flözgas oder Schiefergas, sind attraktive Alternativen zu konventionellem Gas in Zeiten von hohen Öl- und Gaspreisen. Die Eigenschaft zur Speicherung einer signifikanten Menge Gas machen Kohle und Tonschiefer interessant hinsichtlich einer größeren Unabhängigkeit von Öl- und Gasimporten, sowie der Verringerung von weltweiten Treibhausgasemissionen durch Sequestrierung von CO2 in tiefen, nicht abbaufähigen, Kohleflözen. Innerhalb dieses breiten Rahmens wurde diese Arbeit initiiert, um spezifische Fragen zur Effizienz der Gaspeicherkapazität von verschiedenen Kohlen und Tonschiefern unter verschiedenen Feuchte-, Temperatur- und Druckbedingungen zu beantworten. Das Ziel ist die Bewertung der wichtigsten Faktoren, die für die Gasspeicher-Charakteristika von Proben mit verschiedener Reife und Mineralogie eine Rolle spielen. Diese Arbeit ist in drei Teile gegliedert, welche sich jeweils mit einer anderen konkreten Fragestellung befassen: 1. Der erste Teil beschäftigt sich mit der Untersuchung der kompetitiven Sorption von CH4, CO2 und H2O an natürlichen Kohlen verschiedener Reife. Eine verbesserte manometrische Sorptions-Apparatur wurde für Mischgas-Experimente mit CO2 und CH4 bei 318K und Drücken bis 10 MPa benutzt. Drei Kohlen (Braunkohle, Steinkohle, Anthrazit) wurden auf ihre Gasaufnahme-Eigenschaften (Sorptionskapazität, Selektivität) bei verschiedenen Feuchtebedingungen hin untersucht, um deren Eignung für „enhanced coalbed methane“ (verbesserte Flözgas Produktion durch Einpressen von CO2) zu bewerten. 2. Der zweite Teil untersucht die Methan-Sorptionskapazität von amerikanischen Tonschiefern der Bossier-Haynesville Formation, aus denen kommerziell Gas produziert wird. Der Einfluss von Wasser und Temperatur auf marine Tonschiefer wurde untersucht durch Methan-Sorptionsmessungen bei zwei verschiedenen Temperaturen (318K, 348K) und verschiedenen Feuchtegehalten. Zusätzlich wurde der Beitrag von organischen und mineralischen Komponenten der Tonschiefer bezüglich ihrer Wasser- und Methan-Sorptionskapazität bewertet. Der relative Beitrag der einzelnen Komponenten wurde mit Hilfe von Literaturdaten berechnet und mit unseren experimentellen Daten verglichen. 3. Der dritte Teil konzentriert sich auf lakustrine Tonschiefer, die bis jetzt wenig im Fokus detaillierter Untersuchungen lagen. Drei verschiedene Proben aus der West Lothian Oil-Shale Formation des Midland Valley Basin, Schottlands wurden auf ihre Wasser- und Methan-Speicherkapazitäten hin untersucht, um deren Potential für zukünftige Schiefergasproduktion zu bewerten. Unsere Ergebnisse wurden dazu benutzt eine publizierte Reservoir-Abschätzung dieser Formation durch den British Geological Survey (BGS) kritisch zu diskutieren. Zusätzlich werden potentielle europäische Gas-Shales verglichen und der Einfluss von Kerogentyp und Reife als wichtigste Faktoren für Methan Sorptionskapazität diskutiert. Teil 1:Die Hauptergebnisse der drei Studien können wie folgt zusammengefasst werden: • Adsorbiertes Wasser verringert die Gassorptionskapazität von Kohlen signifikant (≈50%). Die Sorptionskapazität für CO2 ist etwa doppelt so hoch wie für CH4. • Zu jeder Zeit wird CO2 im Vergleich zu CH4 bevorzugt adsorbiert. Die selektive Sorption von CO2 über CH4 verringert sich mit einer Zunahme von adsorbiertem Wasser für Kohlen geringer Reife und zeigt keinen Effekt im Fall von Anthrazit. • Die Benutzung von Langmuir-Parametern aus Einzelgas-Isothermen in der erweiterten Langmuir-Formel liefert eine gute Annäherung an die Gesamtsorptionskapazität unter kompetitiven Bedingungen. Teil 2: • Adsorbiertes Wasser verringert die Methan-Sorptionskapazität von Tonschiefern signifikant (bis zu ≈80%). • Die Abnahme der Methan-Sorptionskapazität mit zunehmendem Wassergehalt ist eine Funktion der Gesteinszusammensetzung. In überreifen marinen Systemen kontrollieren ausschließlich Tonminerale den Wassergehalt von Tonschiefern und folglich die Abnahme der Sorptionskapazität. • Die verbleibende Sorptionskapazität nach vollkommener Wassersättigung wird ausschließlich dem organischen Material in überreifen marinen Tonschiefern zugeschrieben. • Eine Temperaturerhöhung von 30K ist, im Vergleich zum negativen Einfluss kleiner Mengen Wasser, vernachlässigbar. Teil 3: • Die Methan-Sorptionskapazität von gering-reifen, Organik reichen, lakustrinen Tonsteinen und Karbonaten wird durch den TOC Gehalt und die Wasser-Sorptionskapazität durch Tonminerale bestimmt. • Wassersorption von gering-reifem Typ I Kerogen ist größtenteils vernachlässigbar bei Vorhandensein von Tonmineralen. • Methan-Sorptionsisothermen werden negative von adsorbiertem Wasser beeinflusst. Tonsteine verlieren zwischen ≈20 to 80 % der initial trockenen Sorptionskapazität bei voller Befeuchtung (97 % RH), bis der kritische Wassergehalt erreicht ist. • Kerogen Typ II hat allgemein eine höhere Methan-Sorptionskapazität im Vergleich zu dem hier untersuchten Typ I Kerogen. Dies macht lakustrine Tonsteine weniger attraktiv für Shale-Gas Produktion.

Unconventional gas resources such as CBM (Coalbed Methane) or gas shales are not only interesting scientific and engineering challenges but also attractive alternatives to conventional gas production in recurring periods of high oil and gas prices. The property to store significant amounts of gas makes coals as well as shales interesting targets in terms of domestic independence from oil and gas imports, as well as reducing world-wide greenhouse gas emissions by CO2 sequestration into deep not mineable coal seams. Within this broad framework, this thesis was initiated in order to answer specific questions concerning efficiency of gas storage capacity in different coals and shales at different moisture, temperature and pressure conditions and to evaluate the most important factors governing the gas sorption characteristics of samples with different depositional environments, mineralogy and maturity. This thesis is divided into three major parts, each dealing with a different major research question: 1. The first part deals with the investigation of competitive sorption of CH4, CO2 and H2O on natural coals of different thermal maturity. An improved version of a manometric sorption setup was used for mixed gas experiments conducted with CO2 and CH4 at 318K with pressures up to 10 MPa. Three coals (subbituminous-, high volatile bituminous coal and anthracite) were examined for their gas sorption properties (sorption capacity, selectivity) at different moisture conditions to evaluate their suitability for enhanced coalbed methane production. 2. The second part investigates the methane sorption capacities of commercially produced American gas shales from the Bossier and Haynesville Formation. The impact of water and temperature on these marine gas shales is examined by the means of methane sorption experiments at two different temperatures (318K, 348K) and at varying moisture conditions. In addition, the contribution of the organic and mineral constituents of the shales are evaluated, regarding their individual water as well as methane sorption capacity. Their relative contribution is calculated by using literature data and comparison to our experimental results. 3. The third part focuses on lacustrine shales, which until now were not in the focus of detailed examination. Three different samples from the West Lothian Oil-Shale Formation in the Midland Valley Basin, Scotland were analysed for their water and methane storage capacities to evaluate their potential for future shale gas production. Our results are used to critically discuss a recent reservoir estimation for these shales published by the British Geological Survey. In addition, comparisons to other European potential gas shales are drawn and the impact of kerogen type and maturity, as the most important factors for methane sorption, are discussed on the basis of available data. The main results of these three studies can be summarised as follows: Part 1: • Pre-adsorbed moisture significantly decreases the total gas sorption capacity of coals (≈50%). The sorption capacity for CO2 is about twice as high as that for CH4. • At all times CO2 is preferentially sorbed compared to CH4. The selective sorption of CO2 over CH4 decreases with an increased amount of pre-adsorbed water for lower rank coals but is essentially unaffected by moisture content in the case of anthracite. • Usage of Langmuir parameters from pure gas sorption isotherms in the extended Langmuir formula expression is suitable as a first approximation of the total sorption capacity under competitive sorption conditions. Part 2: • Pre-adsorbed water decreases the methane sorption capacity of shales significantly (up to ≈80%). • The slope of decreasing methane sorption with increasing amounts of pre-adsorbed water is a function of rock composition. In overmature marine rocks, clays almost exclusively control the moisture content of shales and influence the reduction of sorption capacity. • The residual methane sorption capacity after full water saturation can be interpreted purely as a function of organic matter content in overmature marine shales. • A temperature increase of 30K in experimental conditions is negligible, when compared to the negative impact of small amounts of water. Part 3: • Sorption capacity of these low mature, organic-rich, lacustrine shales and carbonates is controlled by TOC content and water sorption capacity that is controlled by clay content. • Water sorption of type I immature to early oil zone organic matter is mostly negligible in the presence of clay minerals and there is no significant restricting behaviour concerning access of methane and water to their respective sorption sites. • Methane sorption isotherms are negatively affected by pre-adsorbed water. Shales lose between ≈20 to 80% of initial dry sorption capacity upon full moisture equilibration (97% relative humidity) until the critical moisture point is reached. The non-linear decrease of methane sorption capacity is controlled by TOC and clays. • Lacustrine type I kerogen shows differences in methane sorption characteristics compared to type II marine kerogen. Kerogen type II has an overall higher methane sorption capacity compared to the investigated type I kerogen making lacustrine shales less favourable for shale gas exploitation.

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