Formation and distribution potential of global shale oil and the developments of continental shale oil theory and technology in China

doi:10.13745/j.esf.sf.2022.8.29

Abstract

Abstract:

The global unconventional shale formations contain rich oil and gas resources, and worldwide there are four major shale formations namely Upper Jurassic, Oligocene-Miocene, Cretaceous and Upper Devonian formations of the Laurasia and Tethys tectonic domains. In this study, the relationship between production and R_o value of typical North America shale oil is identified by cross-analysis, and a R_o value of 0.7% is proposed dividing the low-maturity and medium-high maturity shale oil. In addition, systematic evaluation is performed on low and high maturity shale oil from 157 shale formations in 116 basins around the world, which involves 251.2 billion tons of technically recoverable resources distributed mainly in North America, South America, North Africa and Russia, where the dominant strata are Miocene formations of foreland basins, Paleozoic formations of cratonic basins, and Mesozoic formations of rift basins and passive continental margin basins. Affected by marine transgression since the Phanerozoic marine shale oil is enriched in stable craton and foreland basins with large-scale stable distribution and moderate maturity; whilst due to greenhouse effect continental shale oil developed mainly in depression and fault-depression basins, where micro and nano inorganic pores and micro laminate fractures serve as the main channels for hydrocarbon migration/accumulation characterized by rapid sedimentary transformation and local enrichment in “sweet spots”. China’s petroleum industry is undergoing a transition from “continental shale oil generation” to “continental shale oil production”, with the initial developments of the geological theory on “in-source exploration” of oil/gas source rocks and the technical system for ‘high-efficiency exploration and low-cost development’ of continental shale oil, seeking major breakthroughs in continental shale oil development in China. Future research should focus on the basic applied theories and key technologies, geology-engineering integration, and “full life cycle” management, aiming to accelerate industrial development of “artificially fractured reservoirs” of medium-high maturity shale oil, enhance technical research and industrial testing on in-situ thermal conversion of low-maturity shale oil, promote “continental shale oil revolution” in China, and solidify resource foundation achieved by stabilizing oil production while increasing gas production.

Key words: global, shale oil, medium-high maturity shale oil, low-maturity shale oil, resource evaluation, unconventional oil and gas

CLC Number:

ZOU Caineng, MA Feng, PAN Songqi, ZHANG Xinshun, WU Songtao, FU Guoyou, WANG Hongjun, YANG Zhi. Formation and distribution potential of global shale oil and the developments of continental shale oil theory and technology in China[J]. Earth Science Frontiers, 2023, 30(1): 128-142.

Figures/Tables 8

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地层	时代/ Ma	页岩类型	有机质丰度	有机质类型	沉积相	古地理特征	现今分布区域	典型页岩	常规油资源占比	页岩油可采资源/10⁸ t			页岩油资源占比
地层	时代/ Ma	页岩类型	有机质丰度	有机质类型	沉积相	古地理特征	现今分布区域	典型页岩	常规油资源占比	中高熟	低熟	合计	页岩油资源占比
渐新统—中新统	34~5	页岩为主	2%~4%为主,>6%不足20%	Ⅱ/Ⅲ型为主	海陆过渡相为主、浅海相、湖相	各陆块周缘、陆上湖泊	主要大陆的陆块周缘、欧亚大陆陆上湖盆区域	皮申斯盆地绿河Green River页岩,渤海湾盆地沙河街组页岩	12.50%	18.3	539.3	557.6	23.22%
白垩系	145~99	灰质页岩、页岩	>6%约占60%	Ⅱ型为主, Ⅱ/Ⅲ型次之	浅海相、湖相、半深海-深海相	印度、澳大利亚陆块从冈瓦纳古陆分离,欧亚大陆、阿拉伯、印度和澳大利亚陆块周缘	地中海周缘、北美西部海道、阿拉伯地区、印度北部和澳大利亚北部等	尤因塔盆地Mancos页岩,内乌肯盆地Vaca Muerta页岩	29%	127.2	328	455.2	18.95%
上侏罗统	175~161	灰质页岩、页岩	>6%约占70%	Ⅱ型为主, Ⅰ/Ⅱ型和Ⅱ/ Ⅲ型次之	浅海相为主	特提斯洋周围陆块边缘,劳亚古陆与冈瓦纳古陆之间	地中海周缘、北美西海岸、阿拉伯地区、印度北部和澳大利亚北部、西西伯利亚等	巴黎盆地Liassic页岩、西西伯利亚盆地Bazhenov页岩	25%	100.9	628.1	729	30.35%
上石炭—下二叠系	310~270	灰质页岩为主	>6%约占60%	Ⅱ/Ⅲ型	浅海相、湖相	古特提斯洋和特提斯洋周缘,以及劳伦陆块和南美陆块局部地区	北美南部、南美西部,欧亚大陆东北部、地中海周缘	巴拉纳盆地Irati页岩,二叠盆地Wolfcamp页岩	8%	55.9	66.3	122.2	5.08%
上泥盆统	374~362	页岩为主	>6%	Ⅰ/Ⅱ型	浅海相为主、半深海-深海相	原特提斯洋周围陆块边缘,与志留系页岩分布范围类似	北非、中东、中国华南、华北、北美东西海岸及东西伯利亚盆地	三叠-古达米斯盆地Frasnian页岩、阿巴拉契亚盆地泥盆系	8%	59.6	308.2	367.8	15.31%
下志留统	430~409	页岩为主	>6%	Ⅰ/Ⅱ型	浅海相为主、半深海-深海相	原特提斯洋周围的华南、澳大利亚陆块;古特提斯洋周围的劳亚大陆边缘;瑞亚克洋周围的劳俄陆块边缘	北非、中国华南、华北、北美西海岸及东西伯利亚盆地	三叠-古达米斯盆地志留系Tanezzuft页岩	9%	15.1	0	15.1	0.63%

地层	时代/ Ma	页岩类型	有机质丰度	有机质类型	沉积相	古地理特征	现今分布区域	典型页岩	常规油资源占比	页岩油可采资源/10⁸ t			页岩油资源占比
地层	时代/ Ma	页岩类型	有机质丰度	有机质类型	沉积相	古地理特征	现今分布区域	典型页岩	常规油资源占比	中高熟	低熟	合计	页岩油资源占比
渐新统—中新统	34~5	页岩为主	2%~4%为主,>6%不足20%	Ⅱ/Ⅲ型为主	海陆过渡相为主、浅海相、湖相	各陆块周缘、陆上湖泊	主要大陆的陆块周缘、欧亚大陆陆上湖盆区域	皮申斯盆地绿河Green River页岩,渤海湾盆地沙河街组页岩	12.50%	18.3	539.3	557.6	23.22%
白垩系	145~99	灰质页岩、页岩	>6%约占60%	Ⅱ型为主, Ⅱ/Ⅲ型次之	浅海相、湖相、半深海-深海相	印度、澳大利亚陆块从冈瓦纳古陆分离,欧亚大陆、阿拉伯、印度和澳大利亚陆块周缘	地中海周缘、北美西部海道、阿拉伯地区、印度北部和澳大利亚北部等	尤因塔盆地Mancos页岩,内乌肯盆地Vaca Muerta页岩	29%	127.2	328	455.2	18.95%
上侏罗统	175~161	灰质页岩、页岩	>6%约占70%	Ⅱ型为主, Ⅰ/Ⅱ型和Ⅱ/ Ⅲ型次之	浅海相为主	特提斯洋周围陆块边缘,劳亚古陆与冈瓦纳古陆之间	地中海周缘、北美西海岸、阿拉伯地区、印度北部和澳大利亚北部、西西伯利亚等	巴黎盆地Liassic页岩、西西伯利亚盆地Bazhenov页岩	25%	100.9	628.1	729	30.35%
上石炭—下二叠系	310~270	灰质页岩为主	>6%约占60%	Ⅱ/Ⅲ型	浅海相、湖相	古特提斯洋和特提斯洋周缘,以及劳伦陆块和南美陆块局部地区	北美南部、南美西部,欧亚大陆东北部、地中海周缘	巴拉纳盆地Irati页岩,二叠盆地Wolfcamp页岩	8%	55.9	66.3	122.2	5.08%
上泥盆统	374~362	页岩为主	>6%	Ⅰ/Ⅱ型	浅海相为主、半深海-深海相	原特提斯洋周围陆块边缘,与志留系页岩分布范围类似	北非、中东、中国华南、华北、北美东西海岸及东西伯利亚盆地	三叠-古达米斯盆地Frasnian页岩、阿巴拉契亚盆地泥盆系	8%	59.6	308.2	367.8	15.31%
下志留统	430~409	页岩为主	>6%	Ⅰ/Ⅱ型	浅海相为主、半深海-深海相	原特提斯洋周围的华南、澳大利亚陆块;古特提斯洋周围的劳亚大陆边缘;瑞亚克洋周围的劳俄陆块边缘	北非、中国华南、华北、北美西海岸及东西伯利亚盆地	三叠-古达米斯盆地志留系Tanezzuft页岩	9%	15.1	0	15.1	0.63%