Worldwide shale-oil reserves: towards a global approach based on the principles of Petroleum System and the Petroleum System Yield^★

Les réserves mondiales de pétrole non-conventionnel (shales-oils) : pour une approche mondiale fondée sur le système pétrolier et le PSY (Petroleum System Yield)

¹ SGF, Paris, France
² TOTAL SA, Paris, France

^* Corresponding author: marc.blaizot@laposte.net

Abstract

Global inventory of shale-oil resources and reserves are far from being complete even in mature basins which have been intensively drilled and produced and in which the main parameters of the regional or local oil-prone source rocks are known. But even in these cases, difficulties still occur for deriving reserves from resources: reaching a plausible recovery factor is actually a complex task because of the lack of production history in many shale-oil ventures. This exercise is in progress in several institutions (EIA, USGS, AAPG) or private oil and gas companies on a basin-by-basin basis in order to estimate the global potential. This analytical method is very useful and accurate but also very time consuming. In the last EIA report in 2013 “only” 95 basins had been surveyed whereas for example, no Middle-East or Caspian basins have been taken into account. In order to accelerate the process and to reach an order of magnitude of worldwide shale-oil reserves, we propose hereafter a method based on the Petroleum System principle as defined by Demaison and Huizinga (Demaison G and Huizinga B. 1991. Genetic classification of Petroleum Systems. AAPG Bulletin 75 (10): 1626–1643) and more precisely on the Petroleum System Yield (PSY) defined as the ratio (at a source-rock drainage area scale) between the accumulated hydrocarbons in conventional traps (HCA) and hydrocarbons generated by the mature parts of the source-rock (HCG). By knowing the initial oil reserves worldwide we can first derive the global HCA and then the HCG. Using a proxy for amount of the migrated oil from the source-rocks to the trap, one can obtain the retained accumulations within the shales and then their reserves by using assumptions about a possible average recovery factor for shale-oil. As a definition of shale-oil or more precisely LTO (light tight oil), we will follow Jarvie (Jarvie D. 2012. Shale resource systems for oil & gas: part 2 – Shale Oil Resources Systems. In: Breyer J, ed. Shale Reservoirs. AAPG, Memoir 97, pp. 89–119) stating that “shale-oil is oil stored in organic rich intervals (the source rock itself) or migrated into juxtaposed organic lean intervals”. According to several institutes or companies, the worldwide initial recoverable oil reserves should reach around 3000 Gbo, taking into account the already produced oil (1000 Gbo) and the “Yet to Find” oil (500 Gbo). Following a review of more than 50 basins within different geodynamical contexts, the world average PSY value is around 5% except for very special Extra Heavy Oils (EHO) belts like the Orinoco or Alberta foreland basins where PSY can reach 50% (!) because large part of the migrated oils have been trapped and preserved and not destroyed by oxidation as it is so often the case. This 50% PSY figure is here considered as a good proxy for the global amount of expelled and migrated oil as compared to the HCG. Confirmation of such figures can also be achieved when studying the ratio of S1 (in-place hydrocarbon) versus S2 (potential hydrocarbons to be produced) of some source rocks in Rock-Eval¹ laboratory measurements. Using 3000 Gbo as worldwide oil reserves and assuming a quite optimistic average recovery factor of 40%, the corresponding HCA is close to 7500 Gbo and HCG (= HCA/PSY) close to 150 000 Gbo. Assuming a 50% expulsion (migration) factor, we obtain that 75 000 Gbo is trapped in source-rocks worldwide which corresponds to the shale-oil resources. To derive the (recoverable) reserves from these resources, one needs to estimate an average recovery factor (RF). Main parameters for determining recovery factors are reasonable values of porosity and saturation which is difficult to obtain in these extremely fine-grained, tight unconventional reservoirs associated with sampling and laboratories technical workflows which vary significantly. However, new logging technologies (NMR) as well as SEM images reveal that the main effective porosity in oil-shales is created, thanks to maturity increase, within the organic matter itself. Accordingly, porosity is increasing with Total Organic Carbon (TOC) and paradoxically with… burial! Moreover, porosity has never been water bearing, is mainly oil-wet and therefore oil saturation is very high, measured and calculated between 75 and 90%. Indirect validation of such high figures can be obtained when looking at the first vertical producing wells in the Bakken LTO before hydraulic fracturing started which show a very low water-cut (between 1 and 4%) up to a cumulative oil production of 300 Kbo. One can therefore assume that the highest RF values of around 10% should be used, as proposed by several researchers. Accordingly, the worldwide un-risked shale-oil reserves should be around 7500 Gbo. However, a high risk factor should be applied to some subsurface pitfalls (basins with mainly dispersed type III kerogen source-rocks or source rocks located in the gas window) and to many surface hurdles caused by human activities (farming, housing, transportation lines, etc…) which can hamper developments of shale-oil production. Assuming that only shale-oil basins in (semi) desert conditions (i.e., mainly parts of Middle East, Kazakstan, West Siberia, North Africa, West China, West Argentina, West USA and Canada, Mexico and Australia) will be developed, a probability factor of 20% can be used. Accordingly, the global shale-oil reserves could reach 1500 Gbo which is half the initial conventional reserves and could therefore double the present conventional oil remaining reserves.

Résumé

L'inventaire mondial des ressources et réserves en huile de schistes ou huile de roches mères, est loin d'être achevé même dans les bassins pétroliers matures qui ont été largement forés et produits et dans lesquels les paramètres principaux des roches mères à huile sont bien connus. Même dans ce type de bassins, il reste difficile de passer des ressources aux réserves car atteindre l'ordre de grandeur des facteurs de récupération est un travail complexe du fait du manque d'historique de production des champs actuels d'huile de schistes. Ce travail d'inventaire et d'estimations des réserves est en cours dans quelques institutions publiques (USGS, AAPG, EIA) ou compagnies pétrolières privées sur une base analytique, bassin par bassin et pour certains, roche mère par roche mère. Cette méthode est précise mais nécessite de beaucoup de temps : dans son dernier rapport sur le sujet (2013), l'EIA indiquait qu'elle n'avait pu étudier que 95 bassins au total sans prendre en compte aucun des bassins pétroliers situés au Moyen Orient ou autour de la Caspienne ! Pour accélérer ce processus d'évaluation et obtenir un ordre de grandeur des réserves en huile de schistes, nous proposons ici une méthode fondée sur le concept du Système pétrolier comme défini par Demaison and Huizinga (Demaison G and Huizinga B. 1991. Genetic classification of Petroleum Systems. AAPG Bulletin 75 (10): 1626–1643) et plus spécifiquement sur le Petroleum System Yield (PSY) défini comme le rapport (à l'échelle de l'aire de drainage d'une roche mère) entre les accumulations d'hydrocarbures piégés dans les gisements conventionnels (HCA) et les hydrocarbures totaux générés (HCG) par les roches matures. En sachant les réserves initiales mondiales des gisements conventionnels, on peut déterminer le HCA et par application d'un PSY moyen, le HCG. En utilisant une approximation sur l'importance des pertes de migration de la roche mère aux accumulations, on peut obtenir le montant des hydrocarbures retenus dans les roches mères c'est-à-dire le montant mondial des accumulations d'huiles de schistes puis par application d'un coefficient de récupération moyen, les réserves potentielles. Nous utiliserons ici comme définition d'huiles de schistes (ou LTO pour Light Tight Oil) celle de Jarvie (Jarvie D. 2012. Shale resource systems for oil & gas: part 2 – Shale Oil Resources Systems. In: Breyer J, ed. Shale Reservoirs. AAPG, Memoir 97, pp. 89–119) indiquant que « les huiles de schistes sont les huiles accumulées dans des intervalles riches en matière organique (la roche mère elle-même), ou migrées dans des intervalles adjacents, à faible teneur en matière organique ». Selon plusieurs instituts ou compagnies, les réserves mondiales de pétrole conventionnel sont de l'ordre de 3000 Gb d'huile en prenant en compte ce que nous avons déjà produit (1000 Gbo) et ce qu'il reste à découvrir (500 Gbo). Après une revue de plus de 50 bassins situés dans des contextes géodynamiques variés, la valeur du PSY moyen mondial est proche de 5 % à l'exception des ceintures bitumineuses des bassins, riches en huiles lourdes, de l'Orénoque (Venezuela) et de l'Alberta (Canada) où les PSY peuvent atteindre 50 % ! Ces deux anomalies sont à mettre en relation avec le fait que dans ces deux bassins, les produits migrés ont été piégés et préservés de la destruction par oxydation comme c'est très souvent la règle. En conséquence, nous considérerons que ce chiffre de 50 % est une bonne approximation pour connaître le montant total de produits expulsés (migrés et accumulés) d'une roche mère mature par rapport à son HCG. Une confirmation peut être obtenue à l'échelle de l'échantillon en comparant les valeurs de S1 (hydrocarbures présents) et de S2 (hydrocarbures productibles) fournis par diverses mesures Rock-Eval sur roches mères. En utilisant nos 3000 Gbo comme réserves mondiales de pétrole et en utilisant pour cette démonstration un facteur de récupération des réservoirs conventionnels de 40 %, on obtient un HCA d'environ 7500 Gbo et un HCG (= HCA/PSY) de 150 000 Gbo. En faisant l'hypothèse d'un facteur d'expulsion moyen de 50 %, on obtient qu'environ 75 000 Gbo est piégé à l'intérieur des roches mères à l'échelle de l'ensemble des bassins sédimentaires du monde, synonyme de l'ensemble des ressources probables d'huile de schistes. Pour estimer les réserves à partir de ces ressources, il faut à la fois appliquer un facteur de récupération (RF) et un facteur de risques (toutes les roches mères ne sont pas exploitables). Les paramètres principaux pour déterminer le facteur de récupération sont la porosité et la saturation qui sont très difficiles à mesurer dans ces roches extrêmement compactes sur lesquelles les résultats laboratoires varient de manière significative en fonction des protocoles et techniques utilisés. Cependant, les nouveaux outils de logging (NMR) ainsi que les images obtenues par microscopie électronique (MEB) révèlent que la porosité principale est créée par l'augmentation de maturité à l'intérieur même de la matière organique. En conséquence, la porosité augmente d'une part avec la teneur en carbone (COT) et d'autre part, de manière paradoxale, avec… l'enfouissement. De plus, cette porosité n'a jamais été imbibée d'eau, est principalement mouillable à l'huile et la saturation en huile mesurée est extrêmement haute située entre 75 et 90 %. Les premiers puits, forés verticalement et complétés sans fracking hydraulique, de la Bakken Formation, valident de manière indirecte ces hautes saturations, affichant des teneurs en eau très basses (entre 1 et 4 % de water-cut) même après plus de 300 Kbo de production cumulée. On peut probablement alors accepter des valeurs de 10 % de facteur de récupération comme proposées par plusieurs auteurs. En conséquence, les réserves non risquées d'huile de schistes seraient d'environ 7500 Gbo. Cependant, un facteur de risque très important doit être appliqué du fait des conditions géologiques (bassins avec des matières organiques de type III ou avec des roches mères situées dans la fenêtre à gaz), géographiques (bassins sous-marins) et surtout des conditions économiques et humaines (agriculture, habitat, routes, etc…) qui empêcheront de facto tout développement de gisements d'huile de schistes. En supposant donc que c'est seulement dans les bassins situés dans des conditions semi-désertiques (par exemple, le Moyen Orient, le Kazakstan, la Sibérie Occidentale, l'Afrique du Nord, la Chine occidentale, les bassins de piémont argentins, l'Ouest des États-Unis et du Canada, le Mexique et l'Australie) que les gisements d'huiles de schistes pourraient être à terme développés, une probabilité de succès de 20 % a été utilisée. En conséquence, les réserves mondiales d'huiles de schistes pourraient être proches de 1500 Gbo soit la moitié des réserves conventionnelles initiales et pourraient faire doubler les réserves conventionnelles connues actuelles.