Metodología para caracterizar yacimientos de gas ... no... · Shale Gas representan yacimientos...
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Trabajo para Ingreso a la Academia de Ingeniería
Academia de Ingeniería, A.C.
Jorge Alberto Arévalo Villagrán
Metodología para caracterizar
yacimientos de gas convencionales y
no convencionales: Casos de Campo
Palacio de Minería, México, D.F., Nov. 23, 2011
Producción Mundial de Gas Natural
La demanda mundial de gas natural en el 2010 fue de: 109 Tpc / año
x0
100
200
300
400
500
298
bscf/d
397
bscf/d
Declinada América
del Norte
RusiaAsia
Central
Este
Medio
Gas
Natural
Licuado
Otros
2010 2020
Fuente: Grupo BG 2011 Presentación de Estrategias
Demanda Mundial de Gas Natural en el periodo 2010 para el 2020
2
Incremento
estimado del
75 % a la
demanda
actual
Reservas Mundiales de Gas Natural
3Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Algunos de los eventos
desafortunados del mundo,
como el terremoto de Japón y
su subsecuente crisis nuclear,
así como la inestabilidad
geopolítica en algunas regiones
productoras de energéticos,
forzan a los mercados a tomar
decisiones políticas para
pensar cuidadosamente sobre
el rol del Gas Natural como
energía estratégica.
Las reservas mundiales de gas natural son: 16,000 Tscf
Niv
el m
undia
l
Metas
Un renacimiento en el consumo de
Gas Natural esta en camino.
Yacimientos de Gas Natural
Yacimientos
de Gas
Natural
Las fuentes de gas convencionales están declinando fuertemente y están siendo sustituidas por
fuentes de gas no convencionales.
Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo 4
Convencionales
No Convencionales
Baja Permeabilidad
( k < 0.1 md )
Gas de Lutitas (Shale Gas)
( k = 1 nano md )
( k > 1 md )
Características comunes en un
yacimiento de gas no convencional
• La formación tiene una k << 0.1 md.
• La mayor parte de gas se produce de areniscas y lutitas
gasíferas (shale gas). Existe producción de gas de
carbonatos, y camas de carbón.
• Producen a qg económicos con la ayuda de tratamientos
de fracturamientos masivos.
• Algunos pozos presentan flujo transitorio de larga
duración: flujos lineal y bilineal.
• Flujo dominado por frontera o PSS se detecta después de
los flujos transitorios.
5Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Reservas de Shale gas a nivel mundial,
Norte América y México
6
Niv
el N
ort
e A
mérica
Nivel país (México)A nivel mundial se tienen
identificadas 48 cuencas
de Shale Gas en 32 países,
en el continente Americano,
Canadá, Estados Unidos y México
representan más del 60% de las
reservas probadas.
Fuente: “Advanced Resources International Ltd.”
Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Reservas de Shale Gas a nivel mundial
7
Las 48 cuencas analizadas muestran una
estimación Inicial de reservas técnicamente
recuperables de Shale Gas de 6,609 Tpc, con
depósitos importantes en China, Argentina, México
y el noreste de Europa.
Las Reservas Mundiales de Gas Natural, son:
La incorporación de las reservas
recuperables de Shale Gas, generan un
incremento del 40% en las reservas de
gas natural, elevándose a 22,609 trillones
de pies cúbicos.
16,000 Tpc 6,609 TpcShale gasGas natural
(excluyendo shale Gas)
Europa9%
América48%
Asia21%
Australia6%
Africa16%
Reservas Mundial Shale Gas 6,609 Trillones de PC
USA27%
México12%
México22%
Venezuela0.4%
Colombia1%
Argentina25%
Brasil7%
Chile2% Uruguay
1%Paraguay2%
Bolivia1%
Reservas en América Shale Gas 3,156 Tpc
Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Propiedades de los Yacimientos de Shale Gas en México
8
Propiedades
Profundidad
(m)
Espesor
(m)
Contenido Total de Carbón
Orgánico
(%TOC)
Arcilla
(%)
1890 – 2591 37 – 122 3 Moderada
2743 - 3658 73 2 – 5 Moderada
Distribución de Cuencas
Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
¿Qué es Shale Gas?
9
Shale Gas representan yacimientos constituidos por rocas laminadas y consolidadas
que han sufrido procesos metamórficos generados por cambios de presión y
temperatura, con un porcentaje mayor al 67% de material arcilloso.
Aproximadamente el 50% de las rocas
sedimentarias se clasifican como shale, lo
cual representa un área de oportunidad
Su formación se da en ambientes de
depositación de baja energía, donde las
partículas finas de arcillas se encuentran
en suspensión
Se caracterizan por poseer estructura
laminada y composición química variable,
con una estructura molecular de 1 átomo
de silicio y 4 de oxígeno.
Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Agujero piloto
Contenido
Objetivos
Antecedentes
Modelo de flujo y soluciones para flujo lineal
Metodología de análisis
Casos de historia en yacimientos de gas no
convencionales
Contribuciones técnicas, observaciones, conclusiones y
trabajo por desarrollar
11Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Problema específico a resolver en
yacimientos de gas no convencionales
• El flujo transitorio (lineal y/o bilineal) es un régimen de
flujo importante.
• Varios pozos productores presentan flujo transitorio de
larga duración.
• Emplear modelos y ecuaciones de análisis adecuados
para calcular los parámetros del yacimiento.
12Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
100
1,000
10,000
100,000
10 100 1,000 10,000 100,000
Tiempo (días)
Gas
to d
e g
as(M
PC
D)
0.1
1.0
10.0
100.0
Cu
mu
lati
ve
Ga
s P
rod
uc
tio
n (
Bs
cf)Pendiente: - 1/2
Efectos de frontera
Gráfica log-log de qg vs. t para el pozo A
en un yacimiento de gas no convencionales
13Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Los objetivos se enfocan a yacimientos
de gas no convencionales
Este trabajo se enfoca en el comportamiento de larga
duración en yacimientos de gas no convencionales
(análisis de datos de producción).
• Curvas de declinación para analizar el flujo lineal de
larga duración (qg y pff constante).
• Metodología directa para el análisis de datos de
producción:
• Propiedades del yacimiento, G, y reservas
• Ajuste en pozos recientes y maduros (metodología y
simulación numérica a nivel de pozo).
14Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo 15
Resumen de la revisión de literatura técnica
• Literatura converge en “flujo transitorio radial” en
yacimientos convencionales de gas.
• Este trabajo se enfocó en el análisis de yacimientos de
gas no convencionales (baja permeabilidad) con:
• Flujos transitorios (lineal, bilineal, radial, y esférico).
• Flujo dominado por efectos de frontera.
Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo 16
Resumen de la revisión de literatura técnica
• Literatura se enfoca más en:
• Comportamiento a tiempos cortos (PVP) en comparación
con comportamiento a tiempos largos.
• Aceite y yacimientos convencionales de gas.
• Este trabajo se enfoca en el comportamiento de larga
duración en yacimientos de gas no convencionales
(análisis de datos de producción).
Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo 17
Algunos escenarios físicos
que causan flujo transitorio
de larga duración
Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo 18
Revisión de literatura técnica
• Los trabajos siguientes soportan las observaciones
de la existencia de flujo transitorio en varias cuencas
de baja permeabilidad productoras de gas.
19Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Flujo lineal
Flujo lineal temprano en pozos horizontales
Pozo
20Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Lineal tardíoPozo
Flujo lineal tardío en pozos horizontales
21Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Modelos y soluciones para flujo lineal
en yacimientos lineales
22
Muskat (1949), Miller (1962), Nabor y Barham (1964)
Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Soluciones analíticas: Gringarten (1974)
Soluciones semianalíticas: Cinco-Ley et al. (1981)
Simulación numérica: Hale y Evers (1981)
Soluciones para flujo lineal en pozos fracturados
La fractura se extiende
a la fronteras Pozo con
fractura vertical
23Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Pozo vertical Fractura
Flujo linealBoardman y Knutson, Hale y Evers (1981)
Hale (1983, 6000 pozos), Ammer (1984, 284 pozos) Nott y
Hara (1991), Wattenbarger (1998, 60 pozos)
Flujo lineal en pozos verticales con fractura
24Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Canal de arena
(corriente antigua)
Pozo
verticalFlujo
lineal
Kohlhaas y Abbot (1982)
Stright y Gordon (1983)
Flujo lineal en un pozo terminado en un yacimiento
elongado o en una corriente antigua
25Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Flujo lineal en un yacimiento naturalmente fracturado
26
Fracturas
naturales
Littlefield (1948), Bagnall y Ryan (arcilla) (1975)
Stright y Gordon (1983)
Pozo
vertical
Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Flujo lineal vertical en formaciones gruesas
de baja permeabilidad con capas de alta permeabilidad
Capa k = 0.1 md
Formación k = 0.001 md
h =500 ft
Kohlhaas y Abbott (1982),
Stright y Gordon(1983)
pozo
27Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Model y solutions: Aguilera (1995)
Soluciones semi-analíticas: El-Banbi (1998)
Desarrollo soluciones para flujo lineal
Fracturas
naturales
Flujos transitorios en yacimientos lineales
con doble porosidad
28Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Cinco-Ley y Meng (1988),
Du Kuifu y Stewart (pozos horizontales, 1995)
Fracturas naturales
Pozo vertical
Flujo bilineal en pozos fracturados en un yacimiento de
doble porosidad
29Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Terminación
parcial
Kazemi y Seth (1969),
Gringarten y Ramey (1975), Kohlhaas y Abbot (1982)
Flujo esférico para un pozo terminado en un yacimiento
denso con terminación parcial
30Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Pozo
vertical
Flujo esférico
Aplicación de superposición en pozos de gas para filtrar
la producción de gas
0
0.001
0.002
0.003
0.004
0.005
0.006
0.007
0.008
0.009
0.01
10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Square root of time
1/R
ate
, 1
/( M
scf/
D)
Flujo lineal
Variación del
Gasto de gas
Agarwal et al. (1979),
Helmy y Wattenbarger (1999, Nuevas técnicas)31Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo 32
xf
ye
xe
Flujo
LinealAc = 4 h xe
xe = xfA= 4 xeye
Vista de un pozo con fractura hidráulica en un yacimiento
mostrando flujo lineal
33Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Tq
pmpmAkm
g
ffic
DL1424
)()(
Tq
pmpmAk
q g
ffic
DL 1424
)()(1
• Gasto constante
• Presión constante
varía
varía
Variables adimensionales para flujo lineal de gas
en función de la Ac
34Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
0.01
0.1
1
10
100
1000
0.001 0.01 0.1 1 10 100
tDye
(xe/y
e)
mD
L or
(x
e/y
e)(
1/q
DL)
pendientes = 1/2
gasto constante
(yacimiento cerrado)
presión constante
(yacimiento cerrado)
Exponencial pendiente = 1
(tDye)esr = 0.20
(tDye)esr = 0.25
presión constante
(yacimiento infinito)
gasto constante
(yacimiento infinito)
Curva tipo log-log para flujo lineal en un
yacimiento cerrado a qg y pff constante
35Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
82.012
2
RC
CP
J
J
A tiempos de producción largos se deberá usar el valor de
JCP debido a que el yacimiento se explota generalmente a
pff constante
)(%82 CRCP JJ
Relación de índices de productividad
36Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo 37
Las metodologías de análisis de la producción fueron
desarrolladas para:
• qg constante y pwf constante
• Tiempo normal y de superposición
• Yacimientos homogéneos:
• Lineal, bilineal, radial, esférico, y dominado por la frontera
• Yacimientos de doble porosidad:
• Modelo PSS de doble porosidad:
Lineal, bilineal, radial, esférico, frontera
• Modelo transitorio de doble porosidad:
Bilineal, pseudo-lineal, pseudo-radial
38Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Etapa 1
Elaborar las gráficas log-log de diagnóstico de flujo
• Detectar y clasificar los regímenes de flujo
• m(p)/qg vs. t
• Función derivada de m(p)/qg vs. t
• Gp vs. t
m(p)/qg es [m(pi)-m(pwf)]/qg
39Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Etapa 1 - Gráficas log-log de diagnóstico para flujo lineal
1.E+05
1.E+06
1.E+07
1 10 100 1,000
time (days)
m(p
)/q
g a
nd
t [
m(p
)/q
g]
deri
vati
ve
40
0.1
1.0
10.0
1 10 100 1,000
time (days)
Gp
(B
scf)
Derivativa
m = 1/2
m(p)/qg
m = 1/2
Gp
m = 1/2
tiempoMetodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Etapa 2 - Elaborar una gráfica especializada para cada
régimen de flujo
• Caracteriza cada régimen de flujo detectado en las gráficas de
diagnóstico de flujo
• m(p)/qg vs. Función específica de t
• Función de tiempo:
• Flujo lineal: t1/2
• Flujo bilineal: t1/4
• Flujo radial: log ( t )
• Flujo esférico: 1/t
• Flujo dominado por la frontera: t
• De la línea recta se obtiene: la pendiente, la ordenada al
origen, y el tiempo final
41Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
0.E+00
1.E+06
2.E+06
3.E+06
4.E+06
0 2 4 6 8 10 12 14 16
m(p
)/q
g (
psi
a2-D
/Msc
f-cp
)
CRLm~
CPLm~
CRLb
CPLb
esrt
esrt
n
j
jn
gn
gjgjtt
q
1
1
1)(
Etapa 2 - Gráfica especializada del tiempo de superposición
para flujo lineal
42Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Etapa 3 - Estimar las propiedades del yacimiento, tamaño
del yacimiento y G
• Usar las fórmulas de interpretación para cada régimen
de flujo analizado:
• Pendiente, intercepción al origen, y tiempo final de la línea recta
• Datos del yacimiento y fluido
• Usar simulación numérica para confirmar o modificar el
análisis efectuado
• Estimar reservas de gas mediante predicción
43Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo 44
Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo 45
Esquema del pozo A
• Único pozo en el yacimiento a 8,200 ft de profundidad
• 1,900 ft de espesor bruto en areniscas
• Baja permeabilidad ( k << 0.001 md )
• No existe fractura hidráulica
• 44 años de producción con Gp = 14 Bscf
46Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Gráfica que muestra qg y Gp vs. t para el pozo A
47
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
4,500
5,000
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45
time (years)
qg (
Mscf/
D)
0
2
4
6
8
10
12
14
16
Gp (
Bscf)
Gasto de gas
Producción acumulada
Tiempo (años)
Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
100
1,000
10,000
0 2,000 4,000 6,000 8,000 10,000 12,000 14,000 16,000
time (days)
qg (
Mscf/
D)
Gastos reales
Curva de declinación semi-log que muestra qg vs. t
para el pozo A
48
Tiempo (días)
Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
1.E+05
1.E+06
1.E+07
10 100 1,000 10,000 100,000
time (dias)
m(p
)/q
g(p
sia
2-D
/Ms
cf-
cp
)
m = 1/2
m > 1
tesr = 6,630 días
(18 años)
Etapa 1 - Gráfica log-log de diagnóstico de flujo
para el pozo A
49
Tiempo (años)
Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
0
1
10
100
10 100 1,000 10,000 100,000
time (days)
Gp (
Bscf)
Flujo lineal,
m = 1/2
Efectos de
frontera
Etapa 1 - Gráfica de diagnóstico de flujo de Gp vs. t
para el pozo A
50
Tiempo (años)
Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo 51
0.E+00
1.E+06
2.E+06
3.E+06
4.E+06
5.E+06
6.E+06
7.E+06
8.E+06
0 20 40 60 80 100 120 140
time1/2
(days1/2
)
m(p
)/q
g (
ps
ia2-D
/Ms
cf-
cp
)
0
2
4
6
8
10
12
14
16
Gp (
Bs
cf)Gp
m(p)/qg (psia2-D1/2)/(Mscf-cp)
tesr = 6,630 días
(18 años)
000,25~CPLm
Etapa 2- Gráfica especializada de
m(p)/qg y Gp vs. t1/2 para el pozo A
52
Tiempo1/2 (días1/2)
Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
tvsq
pmpm
g
wfi.
)()(
donde es la pendiente de la línea recta
para pwf constante
CAk
CPLm~
CPLitg
Cmc
TAk ~
1
)(
1262
es difícil separar k y Ac de este producto
Etapa 3 - Calcular (pwf constante)
53
CAk
Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
donde tesr es el tiempo final de la línea recta
de la gráfica de la raíz cuadrada del tiempo
esr
CPLitg
thm
T
cA ~
225
Etapa 3 - Calcular el área de drene
(pff constante)
54Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Etapa 3 - Calcular Vp y G (pwf constante)
55
CPL
esr
igtg
gi
m
t
Bc
STG ~)(
225
Vp y G se pueden estimar sin conocer
, k, h, y A
esr
CPLitg
p tm
T
cV ~)(
225
Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
G = 39 Bscf
Vp = 164 MM ft3 c.y.
(k)1/2Ac = 75,000 md1/2ft2
Resultados del análisis lineal para el pozo A a 18 años
(pff constante)
56Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Pozo vertical
exhehxehxcA 4)2()2(
h
xe
Modelo lineal para geometría de flujo horizontal
57Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
22 erAC
CAPA de ALTA k kstreak = 100 md
k = 0.0011 md
10 ft 590 ft
Pozo
Yacimiento
Modelo radial para geometría de flujo lineal vertical hacia
una capa de alta k
58Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Comparación de resultados entre flujo horizontal y flujo
vertical
59
Flujo horizontal (h= 590 ft) Flujo vertical (h= 590 ft)
mdk 001.0
rcfMMVp 161
mdk 0001.0
BscfG 2.39
22/1155,75 ftmdAk C
ftre 068,1
22.2 ftMMAC
22/1155,75 ftmdAk C
rcfMMVp 161
BscfG 2.39
21.7 ftMMAC
ftex 944
Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Pronósticos de producción en flujo transitorio
• Evaluar G mínimo en función de tesr de lagráfica especializada de flujo
• Calcular a tesr a partir de G y Gp
• Calcular JCP de:
• Predecir con balance de materia
60
p
)]()([ pffmpm
qJ
g
CP
G
G
z
p
z
p p
i
i 1
Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
10
100
1,000
10,000
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
tiempo (años)
qg
(M P
CD
)g
0.00
2.00
4.00
6.00
8.00
10.00
12.00
14.00
16.00
18.00
Gp
(Bscf)
Historia Pronóstico
G = 37.65 Bscf
tehs
Historia y pronóstico de qg y Gp para el pozo A
61Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo 62
0.E+00
1.E+06
2.E+06
3.E+06
4.E+06
5.E+06
6.E+06
0 3,000 6,000 9,000 12,000 15,000 18,000
time (days)
m(p
)/q
g (
psia
2-D
/Mscf-
cp
)
(psia2/Mscf-cp)
tesr = 6,630 días
(18.2 años)
15.76~exp dm
bexpd = 0.7 E+06
(psia2-D/Mscf-cp)
Etapa 2 - Gráfica especializada de
tiempo para el pozo A
63
Tiempo (días)
Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Step 3 - Propiedades del yacimiento y G para flujo
dominado por la frontera
64
digtg
gi
m
T
Bc
SG
exp~)(
57
ditg m
T
hcA
exp~)(
57
G se puede estimar sin conocer
k, h,
Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
1.E+02
1.E+03
1.E+04
0 20 40 60 80 100 120 140
time1/2
(days1/2
)
qg
(M
scf/
D)
0.E+00
1.E+06
2.E+06
3.E+06
4.E+06
5.E+06
6.E+06
7.E+06
8.E+06
m(p
)/q
g (
psia
2-D
/Mscf-
cp
)
Simulación
Historia
Gasto real
Gráfica semilog especializada de ajuste de historia de
m(p)/qg vs. t1/2 usando simulación
65
Tiempo1/2 (días1/2)
Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Comparación entre resultados para flujo lineal, de efectos
de frontera y de simulación
66
SimulaciónFronteraLineal
BscfG 7.38
22/1119,75 ftmdAk C acresA 93
mdk 001138.0
BscfG 3.39
22/1155,75 ftmdAk C
BscfG 2.39
22.2 ftMMAc
Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
67Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Flujo lineal transitorio
Área de investigación es función del
tiempo de producción
Plano de fractura
Area (Ac) se determina por la
pendiente del flujo lineal
Pozo horizontal
Pozo horizontal(vista areal)
Longitud de fractura
68Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
0 50 100 150 200 250
time (days)
qg (
Mscf/
D)
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
WH
FP
an
d B
HF
P (
psia
)
Gasto real
BHFP
WHFP
Después
del frac Antes
del frac
Gasto real
Datos de presión y producción para el pozo B
69
Tiempo (días)
Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
1.0E+05
1.0E+06
1.0E+07
1 10 100 1,000
time (days)
m(p
)/q
g (
psia
2-D
/Mscf-
cp
)
m = 1/2
Etapa 1 - Gráfica de diagnóstico para el pozo B (antes y
después del fracturamiento)
70
Después del frac Antes del frac
Tiempo (días)
Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
1.0E+05
1.0E+06
1.0E+07
1 10 100 1,000
time (days)
m(p
)/q
g (
psia
2-D
/Mscf-
cp
)
m = 1/2
Etapa 1 - Gráfica de diagnóstico para el pozo B (después
del fracturamiento e inicializando el tiempo de producción)
71
Tiempo (días)
Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
0.0E+00
5.0E+05
1.0E+06
1.5E+06
2.0E+06
2.5E+06
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
m(p
)/q
g (
psia
2-D
/Mscf-
cp
)
(psia2-D1/2)/(Mscf-cp)
Después del frac
bCRL = 50,000
(psia2-D/Mscf-cp)
081,220~CRELm
n
j
jn
gn
gjgjtt
q
1
1
1)(
Antes del frac
bCREL = -41,119
(psia2-D/Mscf-cp)
776,56~CRLm
(psia2-D1/2)/(Mscf-cp)
Etapa 2 - Gráfica especializada de t1/2 para el pozo B (antes
y después del fracturamiento)
72Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Etapa 3 - Propiedades del yacimiento y G para flujo lineal
(qg constante)
73
2877,16 ftmdAk C
Bscfm
t
Bc
STGMin
CRL
esr
igtg
gi7.0
~)(
128
2354,4 ftmdAk C
CRLitg
Cm
T
cAk ~)(
803
Flujo lineal
antes del fracFlujo lineal
después del frac
Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo 74
Se obtuvieron las siguientes contribuciones técnicas:
• Catálogo de metodologías simples, confiable y por etapas
para el análisis de la producción bajo ambos qg constante y
pwf constante
• Homogéneos y Doble porosidad.
• Modelo analítico matrix-fracturas paralelas para una fase
simple
• Modelo para capas de alta permeabilidad en un yacimiento
de gas no convencional.
75Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
En un análisis de más de 200 pozos en
yacimientos de gas no convencionales
• Flujo transitorio de larga duración con efectos de
frontera fue detectado (150 pozos):
• Algunos pozos con fracturamientos masivos
• Algunos pozos con datos diarios de qg y pff
• Ajustados con un simulador de gas
• 40% flujo lineal de larga duración.
• 15% flujo bilineal de larga duración.
• Flujo pseudo-radial no se detectó.
76Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Conclusiones
• Se requiere de un modelo global para explotar gas
no convencional que incluya:
• Optimización de pozos a perforar y terminaciones.
• Sustentabilidad ambiental.
• Modelo de negocio integral y flexible.
• Se deben usar ecuaciones a presión constante.
• Se pueden calcular mínimos valores de:
• Área de drene.
• Volumen poroso .
• G.
• , h , y A no se requieren para estimar G.
77Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
En yacimientos de gas no convencionales
• Se sugiere una “aproximación
multidisciplinaria” seleccionando el mejor modelo
de interpretación.
• Flujo transitorio de larga duración y cortas alas de
la fractura implica la necesidad de “desarrollar el
yacimiento con un espaciamiento cerrado entre
pozos”.
78Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Pozo verticalFractura hidráulica
Patrones de flujo de permeabilidad alta
Incrementar la longitud de la fractura para tratar de alcanzar
y conectar los canales de permeabilidad alta
79Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Las limitaciones de este trabajo son las siguientes:
• Las fórmulas de interpretación sólo aplican a flujo de
gas.
• Estas fórmulas se derivaron de soluciones analíticas
suponiendo qg constante o pff constante.
• Variación crítica de los datos de producción causado
por problemas operacionales y bastantes cierres del
pozo tienden a complicar el análisis.
80Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo 81
0.E+00
1.E+06
2.E+06
3.E+06
4.E+06
5.E+06
6.E+06
0 3,000 6,000 9,000 12,000 15,000 18,000
time (days)
m(p
)/q
g (
psia
2-D
/Mscf-
cp
) Transitorio
Primera
frontera
Segunda
frontera
Se requiere un método para mejorar la estimación del G si
dos o más fronteras externas son alcanzadas
82
Tiempo (días)
Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Pozo vertical Fractura
Flujo lineal
Caracterización de varios yacimientos y patrones de flujo
de permeabilidad alta que resultan en flujo transitorio
83Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo
Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo 84
“Se reconoce que la solución energética de la
demanda mundial de gas vendrá de fuentes de
energía con bajo número de carbonos necesaria
para reducir las emisiones globales”
“La buena noticia es que la tecnología para
producir gas natural está disponible hoy, tal vez no
se requiere esperar para otras opciones”