Ölschieferlagerstätten der Vereinigten Staaten | Karte, Geologie & Ressourcen

Inhalt

• Green River Formation:
• -Geologie
• -Historische Entwicklungen
• -Shale-Oil Resources
• -Andere Mineralressourcen
• Ölschiefer aus dem östlichen Devon und Mississippi:
• -Depositionelle Umgebung
• -Ressourcen

US-Ölschiefer: Karte der Gebiete, die von der Green River-Formation in Colorado, Utah und Wyoming, USA (nach Dyni, 2005), unterlegt sind, und der Hauptgebiete des oberirdischen devonischen Ölschiefers im Osten der USA (nach Matthews und anderen 1980). Klicken Sie, um die Karte zu vergrößern.

In den Vereinigten Staaten sind zahlreiche Vorkommen von Ölschiefer vorhanden, die vom präkambrischen bis zum tertiären Alter reichen. Die beiden wichtigsten Vorkommen befinden sich in der Formation Eocene Green River in Colorado, Wyoming und Utah sowie in den Schwarzschiefern Devon-Mississippian im Osten der Vereinigten Staaten. Ölschiefer, der mit Kohlevorkommen in Pennsylvania in Verbindung gebracht wird, befindet sich auch im Osten der Vereinigten Staaten. Es ist bekannt, dass andere Vorkommen in Nevada, Montana, Alaska, Kansas und anderswo liegen, aber diese sind entweder zu klein, zu minderwertig oder wurden noch nicht gut genug erforscht (Russell, 1990, S. 82-157), um entdeckt zu werden für die Zwecke dieses Berichts als Ressourcen betrachtet. Aufgrund ihrer Größe und ihres Gehalts konzentrierten sich die meisten Untersuchungen auf die Lagerstätten Green River und Devonian-Mississippian.

Green River Formation:

-Geologie

Lacustrine-Sedimente der Green River-Formation wurden in zwei großen Seen abgelagert, die im frühen bis mittleren Eozän 65.000 km2 in mehreren sedimentären Becken in Colorado, Wyoming und Utah einnahmen. Die Uinta-Anhebung und ihre Ausdehnung nach Osten, das Axial Basin Anticline, trennen diese Becken. Das Green River See-System bestand während einer Zeit von warmem gemäßigtem bis subtropischem Klima seit mehr als 10 Millionen Jahren. Während eines Teils ihrer Geschichte waren die Seebecken geschlossen, und das Wasser wurde stark salzig.

Schwankungen in der Menge des einströmenden Flusswassers verursachten große Ausdehnungen und Kontraktionen der Seen, was durch die weitverbreitete Verflechtung von marly lacustrine Schichten mit Böden aus Landsandstein und Schluffstein belegt wurde. In trockenen Zeiten schrumpften die Seen und das Wasser wurde zunehmend salzig und alkalisch. Der Seewassergehalt an löslichen Natriumcarbonaten und Chloriden stieg an, während die weniger löslichen zweiwertigen Ca + Mg + Fe-Carbonate mit organisch reichen Sedimenten ausgefällt wurden. Während der trockensten Perioden erreichte das Seewasser einen Salzgehalt, der ausreichte, um Lagerstätten von Nahkolit, Halit und Trona auszufällen. Das Sedimentporenwasser war ausreichend salzig, um disseminierte Kristalle von Nahcolit, Shortit und Dawsonit zusammen mit einer Vielzahl anderer authigener Carbonat- und Silikatmineralien auszufällen (Milton, 1977).

Ein bemerkenswerter Aspekt der Mineralogie ist der völlige Mangel an authigenen Sulfatmineralien. Obwohl Sulfat wahrscheinlich ein Hauptanion in den in die Seen eintretenden Fließgewässern war, wurde das Sulfation nach der folgenden verallgemeinerten Oxidations-Reduktions-Reaktion vermutlich vollständig von sulfatreduzierenden Bakterien im See- und Sedimentwasser verbraucht:

2CH₂O + SO₄^-2 ? 2HCO₃^-1 + H₂S

Es ist zu beachten, dass zwei Mol Bicarbonat für jedes Mol reduziertes Sulfat gebildet werden. Der entstehende Schwefelwasserstoff könnte entweder mit verfügbarem Fe ++ reagieren und als Eisensulfidmineral ausfallen oder als Gas aus den Sedimenten entweichen (Dyni, 1998). Andere wichtige Carbonatquellen sind Calciumcarbonat-sekretierende Algen, die Hydrolyse von Silikatmineralien und die direkte Zufuhr von einströmenden Strömen.

Das warme alkalische Seewasser der eozänen Green-River-Seen bot hervorragende Bedingungen für das reichliche Wachstum von Blaualgen (Cyanobakterien), die als Hauptvorläufer der organischen Substanz im Ölschiefer gelten. Während der Erfrischung des Wassers lebten in den Seen verschiedene Fische, Rochen, Muscheln, Gastropoden, Ostracodes und andere Wasserfauna. An den Randgebieten der Seen befanden sich zahlreiche Landpflanzen, Insekten, Amphibien, Schildkröten, Eidechsen, Schlangen, Krokodile, Vögel und zahlreiche Säugetiere (McKenna, 1960; MacGinitie, 1969; Grande, 1984).

-Historische Entwicklungen

Das Vorkommen von Ölschiefer in der Green River Formation in Colorado, Utah und Wyoming ist seit vielen Jahren bekannt. In den frühen 1900er Jahren wurde eindeutig festgestellt, dass die Green River-Lagerstätten eine wichtige Ressource für Schieferöl darstellen (Woodruff and Day, 1914; Winchester, 1916; Gavin, 1924). In dieser frühen Phase wurden der Green River und andere Vorkommen untersucht, darunter Ölschiefer der marinen Phosphoria-Formation des Perm-Zeitalters in Montana (Bowen, 1917; Condit, 1919) und Ölschiefer in Tertiärseebetten bei Elko, Nevada (Winchester, USA). 1923).

1967 startete das US-Innenministerium ein umfangreiches Programm zur Untersuchung der Kommerzialisierung der Green River-Ölschieferlagerstätten. Der dramatische Anstieg der Erdölpreise infolge des OPEC-Ölembargos von 1973-74 löste in den 1970er und frühen 1980er Jahren eine erneute Wiederbelebung der Ölschieferaktivitäten aus. 1974 wurden im Rahmen des Federal Prototype Oil Shale Leasing-Programms mehrere Parzellen öffentlicher Ölschiefergebiete in Colorado, Utah und Wyoming für ein wettbewerbsfähiges Angebot angeboten. Zwei Gebiete wurden in Colorado (C-a und C-b) und zwei in Utah (U-a und U-b) an Ölunternehmen vermietet.

Auf den Trakten C-a und C-b wurden große unterirdische Abbauanlagen einschließlich vertikaler Schächte, Raum- und Säuleneingänge und modifizierter Vor-Ort-Retorten gebaut, es wurde jedoch nur wenig oder kein Schieferöl gefördert. Während dieser Zeit baute die Unocal Oil Company ihre Ölschieferanlagen auf privatem Land an der Südseite des Piceance Creek Basins aus. Zu den Anlagen gehörten eine Zimmer- und Säulenmine mit einem Oberflächeneingang, eine Retorte mit 10.000 Barrel / Tag (1.460 Tonnen / Tag) und eine Aufbereitungsanlage. Ein paar Meilen nördlich des Grundstücks Unocal eröffnete die Exxon Corporation eine Zimmer- und Säulenmine mit einem Oberflächeneingang, Transportstraßen, einer Mülldeponie sowie einem Wasserspeicher und einem Staudamm.

1977-78 eröffnete das US Bureau of Mines eine Versuchsmine, die einen 723 m tiefen Schacht mit mehreren Raum- und Pfeilereinträgen im nördlichen Teil des Piceance Creek-Beckens umfasste, um die tieferen Lagerstätten von Ölschiefer zu untersuchen. die mit Nahkolit und Dawsonit vermischt sind. Die Seite wurde Ende der 1980er Jahre geschlossen.

Für die U-A / U-B-Strecken in Utah haben drei Energieunternehmen rund 80 Millionen US-Dollar ausgegeben, um einen 313 m tiefen vertikalen Schacht und einen geneigten Transportweg in eine hochgradige Ölschieferzone zu bohren und mehrere kleine Eingänge zu eröffnen. Zu den weiteren Einrichtungen gehörten ein Bergwerksservicegebäude, Wasser- und Abwasserbehandlungsanlagen sowie ein Wasserrückhaltedamm.

Das von Geokinetics, Inc. und dem US-amerikanischen Energieministerium finanzierte Seep Ridge-Projekt lag südlich der U-a / U-b-Gebiete und produzierte Schieferöl durch ein flaches In-situ-Retortenverfahren. Es wurden mehrere tausend Barrel Schieferöl produziert.

Die Unocal-Ölschieferanlage war das letzte große Projekt, das Schieferöl aus der Green River-Formation produzierte. Der Bau der Anlage begann 1980. Die Investitionen für den Bau der Mine, der Retorte, der Aufrüstung der Anlage und anderer Einrichtungen beliefen sich auf 650 Mio. USD. Unocal produzierte 657.000 Tonnen (etwa 4,4 Millionen Barrel) Schieferöl, das im Rahmen eines Programms, das teilweise von der US-Regierung subventioniert wurde, nach Chicago verschifft wurde, um dort Kraftstoffe und andere Produkte zu raffinieren. Die durchschnittliche Produktionsrate in den letzten Betriebsmonaten betrug ca. 875 Tonnen (ca. 5.900 Barrel) Schieferöl pro Tag; Die Anlage wurde 1991 geschlossen.

In den letzten Jahren startete Shell Oil Company ein experimentelles Feldprojekt zur Gewinnung von Schieferöl mit einer proprietären In-situ-Technik. Einige Details über das Projekt wurden öffentlich bekannt gegeben, und die bisherigen Ergebnisse (2006) scheinen die Fortsetzung der Forschung zu begünstigen.

-Shale-Oil Resources

Als die Ölschiefervorkommen am Green River in Colorado besser bekannt wurden, stiegen die Schätzungen der Ressource von etwa 20 Milliarden Barrel im Jahr 1916 auf 900 Milliarden Barrel im Jahr 1961 und auf 1,0 Billionen Barrel (~ 147 Milliarden Tonnen) im Jahr 1989 (Winchester, 1916, S. 140; Donnell, 1961; Pitman und andere, 1989). Ein lithologischer Abschnitt und eine Zusammenfassung der Ressourcen nach Ölschieferzonen im Piceance Creek Basin sind in Abbildung 17 dargestellt.

Die Ölschiefervorkommen am Green River in Utah und Wyoming sind weniger bekannt als in Colorado. Trudell und andere (1983, S. 57) berechneten die gemessenen und geschätzten Ressourcen von Schieferöl in einem Gebiet von etwa 5.200 km² im östlichen Uinta-Becken in Utah sollen es 214 Milliarden Barrel (31 Milliarden Tonnen) sein, von denen sich etwa ein Drittel in der reichen Mahagoni-Ölschieferzone befindet. Culbertson und andere (1980, S. 17) schätzten die Ölschieferressourcen in der Green River Formation im Green River Basin im Südwesten von Wyoming auf 244 Milliarden Barrel (~ 35 Milliarden Tonnen) Schieferöl.

Zusätzliche Ressourcen befinden sich auch im Washakie-Becken östlich des Green River-Beckens im Südwesten von Wyoming. Trudell und andere (1973) berichteten, dass mehrere Mitglieder der Green River-Formation am Kinney Rim an der Westseite des Washakie-Beckens Sequenzen von niedrigen bis mittleren Ölschiefergraden in drei Kernlöchern enthalten. Zwei Sequenzen von Ölschiefer im Laney-Mitglied, 11 und 42 m dick, durchschnittlich 63 l / t und repräsentieren bis zu 8,7 Millionen Tonnen In-situ-Schieferöl pro Quadratkilometer. Eine Gesamtschätzung der Ressource im Washakie-Becken wurde mangels Daten zum Untergrund nicht gemeldet.

-Andere Mineralressourcen

Neben fossiler Energie enthalten die Ölschieferlagerstätten des Green River in Colorado wertvolle Ressourcen an Natriumcarbonatmineralien, darunter Nahcolit (NaHCO)₃) und Dawsonit. Beide Mineralien werden im tiefen Norden des Beckens mit hochwertigem Ölschiefer vermischt. Dyni (1974) schätzte die gesamte Nahkolitressource auf 29 Milliarden Tonnen. Beard und andere (1974) schätzten fast die gleiche Menge Nahcolit und 17 Milliarden Tonnen Dawsonit. Beide Mineralien haben einen Wert für Soda (Na₂CO3) und Dawsonit hat auch einen potentiellen Wert für sein Aluminiumoxid (Al₂O3) Gehalt. Das letztere Mineral wird höchstwahrscheinlich als Nebenprodukt eines Ölschieferbetriebs gewonnen. Ein Unternehmen ist Solution Mining Nahcolite für die Herstellung von Natriumbicarbonat im nördlichen Teil des Piceance Creek-Beckens in einer Tiefe von etwa 600 m (Day, 1998). Ein anderes Unternehmen stoppte 2004 den Abbau von Nahkolit in Lösung, verarbeitet nun jedoch Soda, das aus den Lagerstätten von Wyoming Trona gewonnen wurde, um Natriumbicarbonat herzustellen.

Das Wilkins Peak - Mitglied der Green River - Formation im Green River Basin im Südwesten von Wyoming enthält nicht nur Ölschiefer, sondern auch die weltweit größte bekannte natürliche Natriumcarbonat - Ressource wie Trona (Na₂CO₃.NaHCO₃.2H₂O).Die Trona-Ressource wird auf mehr als 115 Milliarden Tonnen in 22 Lagerstätten mit einer Dicke von 1,2 bis 9,8 m geschätzt (Wiig und andere, 1995). 1997 betrug die Trona-Produktion aus fünf Minen 16,5 Millionen Tonnen (Harris, 1997). Trona wird zu Soda (Na₂CO₃) zur Herstellung von Flaschen- und Flachglas, Backpulver, Seife und Reinigungsmitteln, Chemikalien zur Abfallbehandlung und vielen anderen Industriechemikalien. Eine Tonne Soda wird aus etwa zwei Tonnen Tronaerz gewonnen. Wyoming trona liefert rund 90 Prozent des US-amerikanischen Soda-Bedarfs. Darüber hinaus wird rund ein Drittel der gesamten produzierten Soda aus Wyoming exportiert.

Im tieferen Teil des Piceance Creek-Beckens enthält der Green River-Ölschiefer eine potenzielle Erdgasressource, doch seine wirtschaftliche Erholung ist fraglich (Cole und Daub, 1991). Erdgas ist auch in den Green River-Ölschieferlagerstätten im Südwesten von Wyoming und wahrscheinlich im Ölschiefer in Utah vorhanden, jedoch in unbekannten Mengen. Eine Zusammenfassung der Ölschiefer- und Mineralressourcen der Green River-Formation in Colorado, Wyoming und Utah ist in Tabelle 8 enthalten.

Ölschiefer aus dem östlichen Devon und Mississippi:

-Depositionelle Umgebung

Schwarzer, bio-reicher Meeresschiefer und zugehörige Sedimente aus dem späten Devon und frühen Mississippi liegen etwa 725.000 km zugrunde² im Osten der Vereinigten Staaten. Diese Schiefer werden seit vielen Jahren als Rohstoff für Erdgas genutzt, gelten aber auch als potenziell minderwertige Rohstoffe für Schieferöl und Uran (Roen und Kepferle, 1993; Conant und Swanson, 1961).

Im Laufe der Jahre haben Geologen diesen Schiefern und den damit verbundenen Gesteinen viele lokale Namen gegeben, darunter Chattanooga, New Albany, Ohio, Sunbury, Antrim und andere. Eine Gruppe von Arbeiten, die die Stratigraphie, Struktur und das Gaspotential dieser Gesteine ​​im Osten der Vereinigten Staaten detailliert beschreiben, wurden vom US-amerikanischen Geological Survey (Roen und Kepferle, 1993) veröffentlicht.

Die schwarzen Schiefer wurden während des späten Devon und frühen Mississippi in einem großen epeirischen Meer abgelagert, das einen Großteil der mittleren und östlichen Vereinigten Staaten östlich des Mississippi bedeckte. Das Gebiet umfasste die breite, flache innere Plattform im Westen, die nach Osten in das Appalachenbecken übergeht. Die Tiefe bis zur Basis des devonisch-mississippischen Schwarzschiefers reicht von Oberflächenexpositionen auf der Innenplattform bis zu mehr als 2.700 m entlang der Ablagerungsachse des Appalachenbeckens (de Witt und andere, 1993, ihre Taf. 1).

Das späte devonische Meer war relativ flach mit minimaler Strömung und Wellenbewegung, ähnlich wie die Umgebung, in der der schwedische Alaunschiefer in Europa abgelagert wurde. Ein großer Teil der organischen Substanz im Schwarzschiefer ist amorphes Bituminit, obwohl einige strukturierte fossile Organismen wie z Tasmaniten, Botryococcus, Foerstia, und andere wurden erkannt. Conodonten und linguloide Brachiopoden sind in einigen Beeten sparsam verteilt. Obwohl ein Großteil der organischen Substanz amorph und von ungewissem Ursprung ist, wird allgemein angenommen, dass ein Großteil davon aus Planktonalgen stammt.

In den distalen Teilen des Devonmeeres sammelte sich die organische Substanz sehr langsam zusammen mit sehr feinkörnigen tonigen Sedimenten in schlecht sauerstoffreichem Wasser, das frei von grabenden Organismen ist. Conant und Swanson (1961, S. 54) schätzten, dass 30 cm des oberen Teils des Chattanooga-Schiefers, der auf der Interior Platform in Tennessee abgelagert wurde, bis zu 150.000 Jahre Sedimentation darstellen könnten.

Die schwarzen Schiefer verdichten sich nach Osten in das Appalachenbecken, weil immer mehr klastische Sedimente vom Appalachenhochland östlich des Beckens in das Devonmeer abgelagert wurden. Pyrit und Markasit sind häufig vorkommende authigene Mineralien, aber Carbonatmineralien machen nur einen geringen Teil der Mineralstoffe aus.

-Ressourcen

Die Ölschieferressource befindet sich in dem Teil der Innenplattform, in dem die schwarzen Schiefer am reichsten und am nächsten an der Oberfläche sind. Obwohl seit langem bekannt ist, dass die organische Substanz im devonisch-mississippischen Schwarzschiefer Öl nach der Retorte produziert, liefert sie nur etwa die Hälfte der organischen Substanz des Green River-Ölschiefers, die vermutlich auf Unterschiede in der Art der organischen Substanz zurückzuführen ist (oder Art des organischen Kohlenstoffs) in jedem der Ölschiefer. Der Devonian-Mississippian-Ölschiefer weist ein höheres Verhältnis von aromatischem zu aliphatischem organischem Kohlenstoff auf als der Green River-Ölschiefer. Die Materialbilanz zeigt, dass Fischer-Assays viel weniger Schieferöl und einen höheren Anteil an Kohlenstoffrückständen liefern (Miknis, 1990).

Die Hydroretortierung von Devon-Mississippian-Ölschiefer kann die Ölausbeute um mehr als 200 Prozent des durch den Fischer-Assay ermittelten Werts erhöhen. Im Gegensatz dazu ist die Umwandlung von organischem Material in Öl durch Hydroretorting für Green River-Ölschiefer mit etwa 130 bis 140 Prozent des Fischer-Assay-Werts viel geringer. Andere marine Ölschiefer reagieren ebenfalls positiv auf Hydroretorting mit Ausbeuten von bis zu 300 Prozent oder mehr des Fischer-Assays (Dyni und andere, 1990).

Matthews und andere (1980) untersuchten die devonisch-mississippischen Ölschiefer in Gebieten der Innenplattform, in denen die Schiefer reich genug an organischer Substanz und nahe genug an der Oberfläche sind, um im Tagebau abgebaut werden zu können. Ergebnisse von Untersuchungen in Alabama, Illinois, Indiana, Kentucky, Ohio, Michigan, Ost-Missouri, Tennessee und West Virginia ergaben, dass 98 Prozent der oberflächennahen abbaubaren Ressourcen in Kentucky, Ohio, Indiana und Tennessee liegen (Matthews, 1983). .

Die Kriterien für die Bewertung der von Matthews und anderen (1980) verwendeten Devonian-Mississippian-Ölschiefer-Ressource waren:

1. Organischer Kohlenstoffgehalt: = 10 Gewichtsprozent
2. Überlastung: = 200 m
3. Abstreifverhältnis: = 2,5: 1
4. Schieferbettdicke: = 3 m
5. Tagebau und Hydroretorting

Auf der Grundlage dieser Kriterien wurden die gesamten Schieferölvorkommen in Devon und Mississippi auf 423 Milliarden Barrel (61 Milliarden Tonnen) geschätzt.