Análisis de Ensayos de Presiónen

Reservorios Shale

Giovanni Da Prat

DA PRAT Oil and Gas Consulting

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

Modelo de doble porosidad

Red de fracturas (DFN)

Ref. Unconventional resources. Kappa Engineering

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