análisis de ensayos de presión en reservorios shale giovanni da prat.… · volumen de reservorio...
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Contenido
Características Básicas
Modelos de Reservorio
Fracturas Hidráulicas
VRE
Regímenes de Flujo
Declinatoria del VRE- Parámetros de Impacto
Conclusiones
Ref. Mohaghegh, S and West Virginia University “A critical View of Current State of Reservoir Modeling of Shale Assets.SPE 165713. (2013)
Afloramiento Reservorio tipo Shale
Matriz y Fracturas Naturales de muy baja Permeabilidad (nano a micro darcys)
Existencia de
Micro y Macro Fracturas naturales
Fracturas creadas durante el fracturamiento hidráulico
Fracturas hidráulicas
Redes de Fracturas Discretas (DFN)
Permeabilidad y Porosidad Dependientes del Esfuerzo Efectivo
Volumen de Drenaje contenido principalmente en VRE
Efecto de adsorción y desorcion (gas)
Reservorios Shale (Petróleo o Gas)Características Básicas
Ref. Erdal Ozkan. Releasing Shale-Gas Potential with Fractured Horizontal Well, SPE Distinguished Lecturer Program
Red Discreta de Fracturas(Modelo DFN)
Modelo de Doble Porosidad(Reservorio Fracturado)
yDoble Porosidad- Doble Permeabilidad
Modelos de Reservorio
Ref. Cipolla, C. Microseismic Interpretation and applications: Beyond SRV. SPE 168596
Red Discreta de Fracturas(Modelo DFN)
Modelo de Doble Porosidad
=0.03 =10(exp-6) PSS
Transiente(Sphere)
Homogéneo(solo fracturas)
Transiente(Slab)
Respuesta de Presión Esperada (Pozo Vertical – No fracturado)
es un factor asociado con las dimensiones de los bloques que representana la matriz, n el numero de fracturas y l es la dimensión asociada con elbloque.
“” Parámetro que Define la Geometría Bloques(Matriz)- Fracturas
Ref . Robert W. Zimmerman . Shape Factors for Dual-Porosity Fractured Reservoir Models
Ref. Ian Walton and John McLennan: The role of Natural Fractures in shale gas production
−q k P P
Fractura Pozo Vertical
1E-4 1E-3 0.01 0.1 1 10 100Time [Day]
1
10
100
Pre
ssur
e [p
si]
100 días Flujo Radial
0.01 díasFlujo Pseudo lineal
Reservorio Homogéneo
. . .
Pozo Horizontal con dos Fracturas Transversales (Reservorio Homogéneo)
0.1 1 10 100 1000 10000 1E+5Time [Day]
10
100
1000
Pres
sure
[psi
]
-1400 -1200 -1000 -800 -600 -400 -200 0 200 400 600 800 1000 1200
Length [ft]
-400
-200
0
200
400
Leng
th [f
t]T= 10 díasFlujo Pseudo lineal
T= 4000 días
Interferencia entre fracturas
T=70000 díasFlujo Pseudo Estacionario
1/2
1
0.01 0.1 1 10 100 1000 10000 1E+5Time [Day]
10
100
1000
Pres
sure
[psi
]
HORIZONTAL 2 FRACTURAS HOMOGENEOHORIZONTAL 2 FRACTURAS DOBLE POROSIDAD HORIZONTAL 2 FRACTURAS DOBLE POROSIDAD
Comparación Soluciones Reservorio Homogéneo y Doble Porosidad
Homogéneo (solo fracturas)(=1)
Doble Porosidad (PSS)
=0.01
=0.1
Pozo Horizontal con dos fracturas Transversales
= 10(exp-6) Pi= 5000 psi kf=0.01 md Xf = 300 ft Fracturas de Conductividad Infinita
Ejemplo de Campo: Fuling Shale Gas (China)
Simulación Usando Modelo Tipo Doble Porosidad
Ref. Pang Wei et al. Production Analysis of Shale Gas Reservoir in China. SPE-174998-MS
Ref. Cipolla, C. Microseismic Interpretation and applications: Beyond SRV. SPE 168596
mk fkVRE
Volumen de Reservorio Estimulado (VRE) - Idealización
VRE - Comentarios
Un estimado inicial del área y espesor del VRE lo provee la interpretación víamicro sísmica.
Cambios en el espaciado de las fracturas así como en el diseño de lasmismas pueden afectar la permeabilidad aparente del VRE.
El análisis de los Ensayos de Presion Permite Evaluar la productividad delVRE y de esta manera asociar o no productividad a la zona con posiblepotencial según micro sísmica.
De incrementarse el esfuerzo efectivo a medida que la presion de porodeclina, la permeabilidad así como la porosidad del VRE no se mantienenconstantes, declinan.
Ref. J. D. Moreyra . “Hydraulic Fractures Behavior Evaluation in Vaca Muerta Formation, Case Studies” .SPE-180988-MS. 2016
Ref. Cipolla, C. Microseismic Interpretation and applications: Beyond SRV. SPE 168596
Regímenes de Flujo Presentes en Yacimientos Shale
La presencia de regímenes de flujo particulares depende del
Esquema de terminación y geometría reservorio – pozo.
Tiempo del ensayo.
Almacenamiento de pozo
Flujo bilineal y Pseudo-Lineal
Pseudo-Pseudo Estacionario
Flujo Elíptico
Flujo Pseudo Radial
Flujo Pseudo Estacionario
La identificación del régimen de flujo permite derivar los parámetros del reservorio y pozo
Regímenes de Flujo- Ejemplo
966
956 4946
936
916
49264906
896
886
4906 4936 49564956 4926
48664876
4866
4856
4846
4856
4826
4836
4806
4816
4786
4796
4776
4766
4896
4736
4746
4756
4706
4716
4726
4696
48064886
46764686
4636
4646
4656
46664616
4626
46064766
4566
4576
4586
45964516
45264536
45464496
4506 4836
4486
4416
4426
43464356
4196
4206
4216 4226
4236
4836
4816
48864896
906
4916
489926 4816
4926
4936
4936
4946 4836 48364956 4856
4926
4956966 4926
3806 3816
3826 3836
4956
T=0 hrs
T= 100 hrs
T= 20000 hrs
49364916
4926
4896
4906 4886
4876
4866
4856
4896
4966
4946
49564956
49864976
4966
4996
49364916
4926
4896
4906
4886
4876
4866
4856
4896
4966
4946
49564956
4976
49664936
4916
4926
4896
4906
4886
4876
4866
4856
4896
4966
4946
49564956
4976
49664936
4916
4926
4896
4906
4886
4876
4866
4856
4856
4966
4946
49564956
4976
49464676
4766
46764766
46764746
47464766
0.01 0.1 1 10 100 1000 10000Time [hr]
10
100
1000
Pres
sure
[psi
]
PozoPozo horizontal 4 fracturas hidráulicas
Simulación Respuesta de Presión Transiente Pozo Horizontal con 15 Fracturas Transversales
0.01 0.1 1 10 100 1000 10000 1E+5 1E+6 1E+7 1E+8 1E+9Time [Day]
10000
1E+5
1E+6
1E+7
1E+8
1E+9
Gas
pot
entia
l [ps
i2/c
p]
FRACTURED HORIZONTAL PSS INTERPOROSITY FLOWFRACTURED HORIZONTAL TRANSIENT INTERPOROSITY FLOW SLABSFRACTURED HORIZONTAL HOMOGENEOUS RESERVOIR FRACTURED HORIZONTAL TRANSIENT INTERPOROSITY FLOW SPHERES
Solución reservorio homogéneo (solo fracturas)
Flujo Radial
PSS
Transiente- sphere
Transiente- slab
1 año
Pendienteunitaria
Pendiente½ VRE
Simulaciones Generadas con el Software Saphir y Topaze de Kappa Engineering
Kf= 0.0005 md , = 0.01 =10(exp-6 )
Simulación Respuesta de Caudal Transiente Pozo Horizontal con 15 Fracturas Transversales
1E-3 0.01 0.1 1 10 100 1000 10000 1E+5 1E+6 1E+7 1E+8Time [Day]
0.1
1
10
100
1000
10000
1E+5
Gas
rate
[Msc
f/D]
log(q) [Mscf/D] vs log(Dt) [Day]
log(q) [Mscf/D] vs log(Dt) [Day]
1E-3 0.01 0.1 1 10 100 1000 10000 1E+5 1E+6 1E+7 1E+8Time [Day]
0.1
1
10
100
1000
10000
1E+5
Gas
rate
[Msc
f/D]
log(q) [Mscf/D] vs log(Dt) [Day]
1E-3 0.01 0.1 1 10 100 1000 10000 1E+5 1E+6 1E+7 1E+8Time [Day]
0.1
1
10
100
1000
10000
1E+5
Gas
rate
[Msc
f/D]
log(q) [Mscf/D] vs log(Dt) [Day]
=0.01 =10(exp-6)Reservorio Homogéneo
Doble Porosidad
solución(PSS)
Transiente (slab)
2.74 años
kf=0.0005 md
Ref. Fabián Vera and Christine Ehlig Economides. Describing Shale well Performance Using Transient Well Analysis
Análisis de Datos de Presión Transientes Método RNP
.
Ejemplo de Aplicación Método RNP: Calculo del Vp del VRE
Ref. Fei Wang & Shicheng Zhang. Production Analysis of Multi-Stage Hydraulically Fractured Horizontal Wells in Tight Gas Reservoirs .School of Petroleum Engineering, China University of Petroleum, Beijing, China
teplf=200 días
Pendientemlf
.
Conductividad y Porosidad de las fracturas hidráulicas así como de las naturalese inducidas declinan al aumentar el esfuerzo efectivo () ya que tienden acerrarse.
1. Ref. Unconventional Resources document. Kappa Engineering. 2. Ref. Erdal Ozkan. Releasing Shale-Gas Potential with Fractured Horizontal Well, SPE Distinguished Lecturer Program
Declinatoria de VRE
Modulo de Permeabilidad
Porosidad : relacionada con la compresibilidad
Balance de Masa
.
1. Ref. Unconventional Resources document. Kappa Engineering2. Ref. Erdal Ozkan. Releasing Shale-Gas Potential with Fractured Horizontal Well
SPE Distinguished Lecturer Program
Ref. Umut Aybar et al. Evaluation of production losses from unconventional shale reservoirs. Editorial Elsevier (2015)
Ref. Umut Aybar et al. Evaluation of production losses from unconventional shale reservoirs. Editorial Elsevier (2015)
Ref. Cong Wang et all, Geomechanics Coupling Simulation of Fracture Clousure and its Influence on Gas Production in Shale Gas reservoirs . SPE-173222-MS 2015.
0.01 0.1 1 10 100 1000 10000Time [hr]
1
10
100
1000
Pres
sure
[psi
]
b=0b=0.0002
Simulación Respuesta Presión Transiente
Sin Efecto Geomecanico
Efecto Geomecanico
0.01 0.1 1 10 100 1000 10000Time [hr]
1
10
100
Pre
ssur
e [p
si]
b=0 DOBLE POROSIDADb=0.0002 DOBLE POROSIDAD
Reservorio Tipo Doble Porosidad=0.1 = 1exp(-6)
Sin Efecto Geomecanico
Efecto Geomecanico
Simulación Respuesta Presión Transiente
Ensayos tipo restauración de presión no son muy frecuentes y el análisis seconcentra en los periodos de fluencia, usando en muchos casos datos depresión en cabeza extrapolados a fondo e incorporando los datos de caudaltransiente. (análisis tipo RTA)
Metodos de análisis son convencionales (Log-Log y gráficas especializadastipo Semi Log) aplicados a pozos con fracturas hidráulicas. Análisis tipo “nolineal” o Método numérico es conveniente.
El área o volumen de drenaje del VRE (inicialmente definido por microsísmica), puede simularse como una zona o zonas de diferentestransmisibilidades, similar en concepto a un modelo Radial o Linealcompuesto.
Permeabilidad y Porosidad son dependientes de la magnitud del esfuerzoefectivo, el cual se incrementa al disminuir la presión poral.
El diagnostico o “firma "del efecto de dependencia de la transmisibilidad conel esfuerzo en una grafica de diagnostico no es simple de visualizar.
Conclusiones