Numerical assessment of potential impacts of hydraulically fractured Bowland Shale on overlying aquifers

Natural gas extracted from hydraulically fractured shale formations potentially has a big impact on the global energy landscape. However, there are concerns of potential environmental impacts of hydraulic fracturing of the shale formations, particularly those related to water quality. To evaluate the potential impact of hydraulically fractured shale on overlying aquifers, we conduct realizations of numerical modeling simulations to assess fluid flow and chloride transport from a synthetic Bowland Shale over a period of 11,000 years. The synthetic fractured shale was represented by a three-dimensional discrete fracture model that was developed by using the data from a Bowland Shale gas exploration in Lancashire, UK. Chloride mass exchange between fractures and the rock matrix was fully accounted for in the model. The assessment was carried out to investigate fluid and chloride mass fluxes before, during, and after hydraulic fracturing of the Bowland Shale. Impacts of the upward fracture height and aperture, as well as hydraulic conductivity of the multilayered bedrock system, are also included this assessment. This modeling revealed that the hydraulically fractured Bowland Shale is unlikely to pose a risk to its overlying groundwater quality when the induced fracture aperture is ≤200 µm. With the fracture aperture ≥1000 µm, the upward chloride flux becomes very sensitive to the upward fracture height growth and hydraulic conductivity of the multilayered bedrock system. In the extremely unlikely event of the upward fracture growth directly connecting the shale formation to the overlying Sherwood Sandstone aquifer with the fracture aperture ≥1000 µm, the upward chloride mass flux could potentially pose risks to the overlying aquifer in 100 years. The model study also revealed that the upward mass flux is significantly intercepted by the horizontal mass flux within a high permeable layer between the Bowland Shale and its overlying aquifers, reducing further upward flux toward the overlying aquifers.

Distribution of Uranium and Thorium in Dolomitic Gravel Fill and Shale Saprolite

The objectives of this study were to examine (1) the distribution of U and Th in dolomitic gravel fill and shale saprolite, and (2) the removal of uranium from acidic groundwater by dolomitic gravel through precipitation with amorphous basaluminite at the U.S. DOE Oak Ridge Integrated Field Research Challenge (ORIFRC) field site west of the Oak Ridge Y-12 National Security Complex in East Tennessee. Media reactivity and sustainability are a technical concern with the deployment of any subsurface reactive media. Because the gravel was placed in the subsurface and exposed to contaminated groundwater for over 20 years, it provided a unique opportunity to study the solid and water phase geochemical conditions within the media after this length of exposure. This study illustrates that dolomite gravel can remove U from acidic contaminated groundwater with high levels of Al3+, Ca2+, NO3−, and SO42− over the long term. As the groundwater flows through high pH carbonate gravel, U containing amorphous basaluminite precipitates as the pH increases. This is due to an increase in groundwater pH from 3.2 to ∼6.5 as it comes in contact with the gravel. Therefore, carbonate gravel could be considered as a possible treatment medium for removal and sequestration of U and other pH sensitive metals from acidic contaminated groundwater. Thorium concentrations are also high in the carbonate gravel. Thorium generally shows an inverse relationship with U from the surface down into the deeper saprolite. Barite precipitated in the shallow saprolite directly below the dolomitic gravel from barium present in the acidic contaminated groundwater.

Proposta metodológica para avaliação preliminar de jazigos de shale gas

O potencial de um reservatório de shale gas e influenciado por um grande número de fatores, tais como a sua mineralogia e textura, o seu tipo e maturação de querogénio, a saturação de fluidos, os mecanismos de armazenamento de gás, a profundidade do reservatório e a temperatura e pressão de poros. Nesse sentido, o principal objetivo desta tese foi estabelecer uma metodologia de avaliação preliminar de potenciais jazigos de shale gas (estudo de afloramentos com base numa litoestratigrafia de alta resolução), que foi posteriormente aplicada na Formação de Vale das Fontes (Bacia Lusitânica, Portugal). Esta tese tem a particularidade de contribuir, não só para o aprofundamento da informação a nível geoquímico do local, mas também na abordagem inovadora que permitiu a caracterização petrofísica da Formação de Vale das Fontes. Para a aplicação da metodologia estabelecida, foi necessária a realização dos seguintes ensaios laboratoriais: Rock-Eval 6, picnometria de gás hélio, ensaio de resistência a compressão simples, Darcypress e a difracção de raios-X, aplicando o método de Rietveld. Os resultados obtidos na análise petrofísica mostram uma formação rochosa de baixa porosidade que segundo a classificação ISRM, e classificada como ”Resistente”, para alem de revelar comportamento dúctil e elevado índice de fragilidade. A permeabilidade média obtida situa a Formação no intervalo correspondente as permeabilidades atribuídas aos jazigos de tigh gas, indicando a necessidade de fracturação hidráulica, no caso de uma eventual exploração de hidrocarbonetos, enquanto a difracção de raios-X destaca a calcite, o quartzo e os filossilicatos como os minerais mais presentes na Formação. Do ponto de vista geoquímico, os resultados obtidos mostram que apesar do considerável teor médio de carbono orgânico total, a natureza da matéria orgânica analisada e maioritariamente imatura, composta, principalmente, por querogénio do tipo IV, o que indica a incapacidade de a formação gerar hidrocarbonetos em quantidades economicamente exploráveis.

Shale Gas and the EU Internal Gas Market: Beyond the Hype and Hysteria. CEPS Working Document No. 369, September 2012

This paper analyses the interplay between shale gas and the EU internal gas market. Drawing on data presented in the 2012 International Energy Agency’s report on unconventional gas and additional scenario analyses performed by the Joint Research Centre, the paper is based on the assumption that shale gas will not fundamentally change the EU’s dependence on foreign gas supplies. It argues that attention should be shifted away from hyping shale gas to completing the internal gas market. Two main reasons are given for this. First, the internal gas market is needed to enable shale gas development in countries where there is political support for shale gas extraction. And second, a well-functioning internal gas market would, arguably, contribute much more to Europe’s security of supply than domestic shale gas exploitation. This has important implications for the shale gas industry. As it is hard to see how subsidies or exemptions from environmental legislation could be justified, shale gas development in Europe will only go ahead if it proves to be both economically and environmentally viable. It is thus up to the energy industry to demonstrate that this is the case.

Acoustic and petrophysical relationships in low-shale sandstone reservoir rocks

This paper describes the measurements of the acoustic and petrophysical properties of two suites of low-shale sandstone samples from North Sea hydrocarbon reservoirs, under simulated reservoir conditions. The acoustic velocities and quality factors of the samples, saturated with different pore fluids (brine, dead oil and kerosene), were measured at a frequency of about 0.8 MHz and over a range of pressures from 5 MPa to 40 MPa. The compressional-wave velocity is strongly correlated with the shear-wave velocity in this suite of rocks. The ratio V-P/V-S varies significantly with change of both pore-fluid type and differential pressure, confirming the usefulness of this parameter for seismic monitoring of producing reservoirs. The results of quality factor measurements were compared with predictions from Biot-flow and squirt-flow loss mechanisms. The results suggested that the dominating loss in these samples is due to squirt-flow of fluid between the pores of various geometries. The contribution of the Biot-flow loss mechanism to the total loss is negligible. The compressional-wave quality factor was shown to be inversely correlated with rock permeability, suggesting the possibility of using attenuation as a permeability indicator tool in low-shale, high-porosity sandstone reservoirs.

Desarrollo del gas lutita (shale gas) y su impacto en el mercado energético: reflexiones para Centroamérica

La producción de shale gas o gas natural de lutita en los Estados Unidos ha sorprendido al mundo por su rápido desarrollo y repercusión en la disminución del precio del combustible y el aumento de reservas de hidrocarburos. Este desarrollo ha crecido junto con la oferta de petróleo y de condensados de gas natural. Se estima que los Estados Unidos serían autosuficientes en petróleo y superavitarios en gas natural en menos de 30 años. El renovado impulso de los hidrocarburos no-convencionales empieza a ser visto como una "revolución energética" que dará nuevo dinamismo a la economía de ese país. Por su novedad, la evaluación completa de estos desarrollos confronta dificultades metodológicas, estadísticas y de conocimiento científico, tecnológico, social y económico. Las regiones de los Estados Unidos y Canadá con yacimientos de shale gas comprobados son muchas. Sin embargo, dado lo novedoso de su explotación, no existe historial suficientemente largo para sacar conclusiones sobre procesos de exploración, picos y declives de producción y técnicas de recuperación de los recursos. Las analogías y extrapolaciones de las experiencias varían entre plays o conglomerados de yacimientos. Las dudas crecen ante la discordancia entre la creciente producción de gas y precios de mercado inferiores a los costos. También se escuchan advertencias sobre los potenciales efectos nocivos de su explotación en el medio ambiente y comunidades aledañas. Hay dudas sobre los posibles efectos de la técnica de "fracturamiento hidráulico" (fracking) y los disolventes químicos empleados en mantos freáticos y agua potable. Este documento se compone de cinco capítulos. En el primero se aborda el tema de la explotación de shale gas, desde el origen, la producción, la economía y los impactos de la exploración y producción de shale gas, hasta algunas peculiaridades del entorno de negocios y de los sistemas legal, financiero e impositivo. Dada su vasta experiencia en producción de hidrocarburos, los Estados Unidos cuentan con numerosas empresas proveedoras de bienes y servicios para la exploración y explotación de shale gas. Legisladores y autoridades de todos los niveles aplican instrumentos legales y procesan debates y opiniones para ir encontrando soluciones a los retos y cuestionamientos relacionados. En el capítulo II se presenta un análisis de escenarios y proyecciones al año 2035. Se discuten las dinámicas que pueden convertir a los Estados Unidos en exportador neto de gas natural. Se asume que el energético menos costoso termina dominado el mercado. Sin embargo, el shale gas tiene un largo proceso por recorrer antes de desbancar a las grandes industrias de energía con muchas décadas en el mercado. Se revisa el crecimiento de reservas y producción en abasto a una demanda creciente, que a su vez requerirá que los sistemas de transporte, almacenamiento y distribución de combustible se sigan expandiendo y que los precios de mercado continúen bajos o aumenten lentamente, mientras los del crudo serían sustancialmente mayores. Esta diferencia de precios está motivando la sustitución de combustibles. Las tecnologías de "gas a líquidos", "gas comprimido", "celdas de gas metano" y otras seguirán abriendo espacio, hasta sustituir las tecnologías basadas en hidrocarburos líquidos que han dominado el desarrollo energético por más de un siglo. La etapa de transición hacia lo que los teóricos consideran que será la era de los energéticos renovables se está volviendo realidad. Pero no hay indicios de que los combustibles tradicionales simplemente desaparecerán para dar paso a los energéticos renovables. Más bien, el shale gas se desarrolla como una nueva capa tendiente a envolver todo el mercado, sobre la cual se irá acomodando gradualmente el resto de los energéticos renovables. Así está sucediendo ya en la industria eléctrica debido a la flexibilidad de los ciclos combinados basados en gas natural, en especial su capacidad de reducir e incrementar su carga, conservando altos rendimientos térmicos. Esta flexibilidad permitirá que el resto de las fuentes alternativas (eólica, solar, mareomotriz y las que se vayan incorporando), cuya capacidad de generación es variable, se acomoden en forma combinada. En el III capítulo se describe la situación del gas natural en México, donde los bajos precios del combustible, el avance tecnológico, el manejo político del marco legal ambiental y social, además de la expansión de las redes de transporte, almacenamiento y distribución, también están cambiando. Se espera que el shale gas sea una nueva fuente de riqueza y de energía a bajo costo, pero, el proceso tomará varios años o décadas antes de que las expectativas se hagan realidad. Existen dudas sobre la forma de materializar este potencial en el país. Un primer problema para México es su propia definición constitucional de la propiedad y explotación de los hidrocarburos por un monopolio de Estado, Pemex. Este modelo resulta inadecuado para explotar shale gas a gran escala. Otro problema está representado por los altos costos de logística presionados por la rapidez del ciclo de producción, cuyos picos y declives se alcanzan a pocas semanas de iniciada la perforación. El declive puede ser tan rápido hasta volver incosteable mantener los equipos en un solo lugar por demasiado tiempo. Pemex no parece adaptada para trabajar en una dinámica logística de gran velocidad, en la que los equipos de perforación y de trabajadores deben desplazarse entre numerosas operaciones. Por estas razones, México parece destinado a experimentar una primera etapa consumiendo shale gas barato importado de los Estados Unidos. Para ello se construyen redes de gasoductos a lo largo de la frontera, por donde se irá recibiendo el gas y acostumbrándose a él. Después vendrán los grandes debates nacionales para decidir quiénes serán los protagonistas de este nuevo desarrollo, si Pemex o empresas privadas. Las reformas resultantes deberán plasmarse en la Constitución y reglamentarse en leyes secundarias; se diseñarán nuevos modelos impositivos y regulatorios. A esto se agregará la preocupación por los impactos sociales y ambientales de esta industria, la escasez de proveedores especializados y la necesidad de capacitar gran número de trabajadores, los cuales podrían ser contratados por Pemex o por el sector privado, dependiendo del modelo que se adopte en las reformas. El ritmo de aprovechamiento del shale gas mexicano será lento. Este reto no ha sido discutido en México. Se habla de los reacomodos del mercado de gas natural como fenómeno de corto plazo, referido a los precios presentes. Mientras tanto, el desabasto de gas natural se convierte en tema central de la política industrial. ¿Quién pagará el sobreprecio del gas natural licuado (LNG) en las escasas terminales de regasificación del país? En el capítulo IV se presenta el balance de exportaciones e importaciones de gas natural de América del norte. El reto de México a mediano plazo se perfila como la necesidad de desarrollar su propia industria gasera y extender las redes de gasoductos y de electricidad, hasta unir el sur y el norte del país, desarrollando simultáneamente la región oeste en la costa del Pacífico. Con el gas natural como punta de lanza, la industria energética irá configurando una nueva geografía industrial. Ahora corresponde al sistema político crear las condiciones institucionales para que esa dinámica se extienda por todo el territorio nacional. En el capítulo V se abordan algunas implicaciones y retos para los países de Centroamérica. Se discute la posibilidad de consolidar consorcios regionales sólidos, capaces de negociar contratos con México para abastecer gas natural a largo plazo, además de financiar los gasoductos necesarios. También se analizan algunos escenarios favorables en el caso de la negociación de suministros de gas natural en el marco de los tratados de libre comercio que los países de dicha subregión tienen con los Estados Unidos.

Correlation of the middle Eocene Kellogg Shale of northern California

The Kellogg Shale of northern California has traditionally been considered to be late Eocene in age on the basis of benthic foraminifer, radiolarian, and diatom correlations. The 30-m-thick Kellogg section exposed west of Byron, California, however, contains middle Eocene planktonic foraminifers (Zone P12), coccoliths (Subzones CP13c and CP14a), silicoflagellates (Dictyocha hexacantha Zone), and diatoms. Quantitative studies of the silicoflagellates and diatoms show a general cooling trend through the section which is consistent with paleoclimatic trends for this part of the middle Eocene (ca. 42-45 Ma) from elsewhere in the world. Seven new silicoflagellate taxa (Corbisema angularis. C, exilis, C, hastate miranda, C. inermis ballantina, C. regina, Dictyocha byronalis, Naviculopsis Americana) and one new coccolithophorid species (Helicosphaera neolophota) are described.

IS THE U.S. SHALE GAS BOOM HAVING AN EFFECT ON THE EUROPEAN GAS MARKET?

This thesis focuses on the impact of the American shale gas boom on the European natural gas market. The study presents different tests in order to analyze the dynamics of natural gas prices in the U.S., U.K. and German natural gas market. The question of cointegration between these different markets are analyzed using several tests. More specifically, the ADF tests for the presence of a unit root. The error correction model test and the Johansen cointegration procedure are applied in order to accept or reject the hypothesis of an integrated market. The results suggest no evidence of cointegration between these markets. There currently is no evidence of an impact of the U.S. shale gas boom on the European market.

Foraminifera from the Colorado Shale of North-Central Montana

The use of foraminifera in the determination of geologic age, and in the correlation of strata, is one of the most important techniques in oil field stratigraphic studies. The petroleum industry in many regions relies on these microscopic life forms to determine the positions of oil-bearing horizons and to determine the tops of beds. In northern Montana the Colorado group of strata, a series of about 2,000 feet of dense, dark similar shales, is known to contain foraminifers.