Caracterización Dinámica de Yacimientos de Gas No Convencionales Presenta: Francisco Castellanos Páez
Tutor: Jorge Arévalo Villagrán
Mayo 2015
Contenido
Introducción
Modelo Conceptual para yacimientos no convencionales de gas (YNCG) Modelos modificados para la caracterización dinámica de YNCG YNCG con gas adsorbido Análisis de casos de campo Conclusiones y recomendaciones 2
Yacimientos Y acimientos No Convencionales Convencionales • Acumulaciones predominantes predominantes regionales extensas, •
La mayoría son independientes de las trampas estratigráficas o estructurales,
•
No producen de forma económicamente rentablemente sin estimulaciones masivas.
•
Propiedades petrofísicas limitadas (bajas permeabilidades y porosidades),
• Altas densidades densidades y viscosidades viscosidades mayores a 1 cp (movilidad (movilidad k/µ<1 md/cp). md/cp).
3
Yacimientos Y acimientos No Convencionales Convencionales
En el caso de las formaciones de lutitas l utitas y de carbón presentan: •
Muy baja permeabilidad (nanodarcies)
•
La roca generadora es también almacén y sello
•
Presentan altos contenidos de gas adsorbido
Se clasifican por: •
Contenido Total Orgánico, COT, (Total Organic Content, TOC)
•
Índice de Madurez Térmica, IMT, IMT, (Maturity Thermal Index, MTI) MT I)
•
Índice de fragilidad (Relación de Poisson y módulo de Young)
Los yacimientos no convencionales de gas deben caracterizarse tomando en cuenta el
alto nivel de heterogeneidad, los mecanismos de almacenamiento y los atributos que gobiernan la productividad. 4
Recursos totales recuperables en Lutitas Gruber et al., Bernstein Energy (dec. 2013)
LA EIA en 2013 estimó recursos técnicamente recuperables de shale gas de 6,609 tpc en 137 formaciones formac iones de32 países. En México se estima una reserva potencial de 681 tpc de gas de lutitas en las formaciones Pimienta - La Casita y Eagle Ford 6
Distribución de recursos de lutitas en México
Período geológico Cretácico Superior
Recursos (MMMMscf)
507
Cretácico Medio
8
Cretácico Medio
166 Total
681
Cuenca geológica
Tipo de fluido
Paleozoico en la región de Chihuahua
Gas
Cretácico en la región de Sabinas – Burro – Picachos
Gas
Cretácico en la Cuenca de Burgos
Gas
Jurásico en la cuenca Tampico Misantla
Aceite y gas
Mesozoico Cuenca de Veracruz Veracruz
Aceite y gas
7
Contenido
Introducción Modelo Conceptual para yacimientos no convencionales conve ncionales de gas (YNCG)
Modelos modificados para la caracterización dinámica de YNCG YNCG con gas adsorbido Análisis de casos de campo Conclusiones y recomendaciones 8
Modelos conceptuales YNCG Modelos conceptuales para yacimientos no convencionales de gas
A.
Mecanismos de almacenamiento
B.
Modelo de Transporte
C.
Adsorción y desorción de gas
D.
Producción en el yacimiento
9
Modelos conceptuales YNCG Principales mecanismos de almacenamiento
1. Gas libre en los poros de la matriz y fracturas de la roca. 2. Gas adsorbido que se encuentra en la superficie de las partículas de la matriz orgánica de la roca.
El gas almacenado en YNCG considera un modelo teórico de triple porosidad donde:
1. El gas gas libre libre en el siste sistema ma de dob doble le porosidad, micro-poros de la matriz. 2. En las las fractur fracturas as natur naturale ales. s. 3. El gas adso adsorbido rbido (poros (porosidad idad virtua virtual). l). 10
Modelos conceptuales YNCG Transporte en yacimientos yacimientos no convencionales de gas Para la porosidad primaria se tiene un proceso difusivo dividido en tres mecanismos:
Difusión en la matriz de la roca, r oca, donde dominan las interacciones molécula – molécula. Difusión de Knudsen donde dominan las interacciones molécula – superficie. Difusión de superficie de la capa de gas adsorbido.
El sistema de porosidad secundaria de fracturas naturales presenta difusión en dos etapas:
Con la declinación de la presión se libera el gas adsorbido de la porosidad primaria y se difunde de la matriz hacia las fracturas. Posteriormente se transporta por un flujo Darcy dentro de las fracturas naturales hacia el pozo productor 11
Modelos conceptuales YNCG Adsorción y desorción de gas Adsorción de gas en yacimientos no convencionales de gas
Los yacimientos no convencionales que contienen materia orgánica presentan el fenómeno de adsorción de las moléculas de gas en las paredes de la roca.
El gas adsorbido en los yacimientos se presenta de forma física (fisorción), en la que la especie o sustancia adsorbida conserva conserva su naturaleza naturaleza química. Existen dos formas principales para modelar la adsorción física del gas en s ólidos que son: 1) la isoterma de Freundlich y 2) la isoterma de Langmuir. Langmuir. 13
Modelos conceptuales YNCG Modelo de Fruendlich
Es una relación de ley de potencias entre el gas adsorbido y la presión No tiene límite para el gas adsorbido A presiones altas sobre estiman los volúmenes de gas adsorbidos
=
log = 1 + +
donde: V a vol. total de gas adsorbido en equilibrio a una presión p k F es la constante de adsorción de Freundlich n es el exponente de Freundlich.
14
Modelos conceptuales YNCG Modelo de Langmuir
Considera: Una molécula de gas se adsorbe en un solo s olo lugar. lugar. Una molécula adsorbida no afecta a las moléculas vecinas. Las moléculas de gas no distinguen los sitios para su adherencia. La adsorción es en una superficie abierta. No existe resistencia al acceso de gas a sitios de adsorción. donde: V a vol. total de gas adsorbido en
equilibrio a una
presión p.
= +
V L vol de Langmuir o
el volumen máximo adsorbido por unidad de volumen a una presión infinita. p L presión de Lamgmuir, a la cual el volumen
adsorbido V a es igual a la mitad del volumen de Langmuir V L 15
Modelos conceptuales YNCG Modelo de Langmuir
El modelo puede arreglarse en forma de una línea recta para determinar las constantes B y Vmax, para construir la isoterma de una formación con los datos obtenidos de laboratorio.
= 1 + = + + donde: = 1 = 1 = 1 =
donde la pendiente es m = 1/V max y la ordenada al origen es b = 1/BV max . 16
Modelos conceptuales YNCG
Pruebas de laboratorio para la determinación de la adsorción Existen tres pruebas en núcleos principales para determinar el gas adsorbido en formaciones no convencionales de gas:
1) Prueba de desorción canister, en la cual se mide directamente el volumen de gas recuperado de un núcleo. 2) Análisis de laboratorio de sorción, para determinar la relación que existe entre la presión y la capacidad de sorción de la formación y construir la isoterma correspondiente. 3) El análisis de la composición com posición de la formación para determinar el contenido c ontenido de materia orgánica, de agua y el contenido de ceniza (Gas de carbón).
17
Modelos conceptuales YNCG Pruebas de laboratorio para la determinación de la adsorción
Langmuir considera a la adsorción como la acumulación de una sustancia en una fase liquida o gaseosa sobre la superficie de un sólido, similar al equilibrio que existe entre un líquido y su s u vapor. vapor. Diferentes factores pueden disminuir la capacidad de adsorción de gas de un yacimiento, siendo menor que la capacidad máxima representada por la isoterma.
Modelos conceptuales YNCG Modelo de producción para yacimientos no convencionales Elementos que se deben tomar en cuenta:
1) Las formas modificadas de la ecuación de balance de materia, 2) La ecuación de difusión y sus soluciones a gasto constante y presión de producción constante en la vecindad del pozo, 3) Ecuación del gasto (Transporte) 4) Las ecuaciones de pseudotiempo y del pseudotiempo de balance de materia. La modificación del modelo de producción consiste en adecuar las ecuaciones desarrolladas para yacimientos convencionales, para que consideren el proceso de desorción. 19
Modelos conceptuales YNCG Modelo de producción para yacimientos no convencionales
1. Ecuación de balance de materia modificada
Considerando que la desorción en el yacimiento está en equilibrio, la ecuación de balance de materia toma la forma siguiente:
= ∗ ∗ donde z* es el factor de compresibilidad del gas para considerar la desorción, definido como:
∗ =
1 + +
20
Modelos conceptuales YNCG Modelo de producción para yacimientos no convencionales 2. Ecuación de difusión modificada
La ecuación de difusión para los yacimientos que contienen gas adsorbido es prácticamente la misma que la de yacimientos convencionales, excepto por el gas desorbido en el volumen de control que debe considerarse.
1 Ψ = ∗ , Ψ
q
donde:
∗ = 1 + + + , , h
h
(a)
r w
q d (r,t)
(ρg +A v ) g r
(b)
(ρg +A v ) g re/r r e/r
p(r,t)
r
r + Δr
= + = + ,
Ψ = = 2 ,
21
Modelos conceptuales YNCG Modelo de producción para yacimientos no convencionales 1. Ecuación de difusión modificada
Para eliminar la no linealidad de la ecuación de difusión modificada y utilizar la solución para un aceite ligeramente compresible, la presión y el tiempo se definen en términos de la pesudopresión y del pesudotiempo aparente.
1 Ψ = ∗ Ψ∗ donde el pseudotiempo aparente modificado se define como:
∗ = ∗ ∗ .
22
Modelos conceptuales YNCG Modelo de producción para yacimientos no convencionales 3. Ecuación del gasto
El comportamiento de flujo en un yacimiento no convencional se puede calcular de la misma manera que en un yacimiento convencional de gas, utilizando la pseudopresión promedio del yacimiento, .
Ψ = Ψ ℎ 34 4. Pesudotiempo de balance de materia modificado
El tiempo de balance de materia permite utilizar el análisis de datos de producción con presión de fondo variable.
∗ ∗ = ∗
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Contenido
Introducción Modelo Conceptual para yacimientos no convencionales de gas (YNCG) Modelos modificados para la caracterización dinámica de YNCG con gas adsorbido
Análisis de casos de campo Conclusiones y recomendaciones 24
Modelos de caracterización dinámica YNCG Avances en los métodos analíticos y empíricos para para la caracterización dinámica de los yacimientos no convencionales. 1. Curvas Curvas tipo desa desarroll rrollada adas s para pozos pozos hidráu hidráulica licament mente e fracturados fracturados:: a. Condu Conductivi ctividad dad infinit infinita a e infinita infinita de las las fracturas fracturas (Agarw (Agarwal al y cols., 1999 1999 y Pratikno, Pratikno, 2003). 2003). b. Flu Flujo jo elí elípti ptico co (Am (Amini ini y cols cols., ., 200 2007). 7). 2. Técnicas Técnicas de la la línea línea recta recta (régi (régimen men de de flujo flujo)) adaptad adaptadas: as: a. Para analiza analizarr regímenes regímenes de de flujo flujo en baja permi permieabi eabilida lidad, d, CBM y yacimi yacimiento entoss de lutitas lutitas (Wattenbarger y cols., 1998, Arévalo y cols., 2001, Clarkson y cols., 2009 y Bello y cols., 2008). 3. Métodos Métodos de curv curvas as tipo tipo y líne línea a recta recta modifi modificado cados s para: para: a. Desor Desorción ción (Clar (Clarkson kson y cols., cols., 2007 y Gerami Gerami y cols., cols., 2007) 2007).. b. Fluj Flujo o multifasi multifasico co (Mo (Mohaghe haghegh gh y Erte Ertekin kin 1991 1991 y Clarck Clarckson son y cols., cols., 2009). 2009). c. Per Permea meabil bilida idad d no est estáti ática ca (Thom (Thompso pson n y cols. cols.,, 2010) 2010).. d. Flu Flujo jo no no darci darciano ano (Cl (Clark arkson son y col cols., s., 201 2011). 1). 4. Simu Simulado ladores res numéri numéricos cos y analít analíticos icos para para CBM y lutita lutitas. s. 5. Mejo Mejoras ras en la la identif identificac icación ión de los los regíme regímenes nes de flujo flujo (Ilk (Ilk y cols. cols.,, 2005). 2005). 6. Nuev Nuevos os métodos métodos empír empíricos icos (Ley (Ley de Potenc Potencias ias Exponen Exponencial cial,, Ilk y cols., cols., 2008). 2008). 25
Modelos de caracterización dinámica YNCG Considerando que la mayoría de los yacimientos no convencionales de gas muestran regímenes de flujo transitorio de larga duración lineales o bilineales, se modificaron para considerarr la desorción de gas los modelos considera modelos de pozos verticales de Arévalo y cols. cols. y pozos horizontales de Bello y cols. 1. El modelos modelos de Arév Arévalo alo y cols. cols. conside considera ra el análisis análisis de datos datos de presión presión-producción de pozos verticales, productores en yacimientos de gas homogéneos y de doble porosidad, convencionales y no convencionales (baja permeabilidad).
Los modelos consideran una serie de gráficas de diagnóstico y especializadas de análisis, que permiten detectar y caracterizar geometrías de flujos lineal, radial, bilineal, esférico y dominado por la frontera externa. El modelo general de las ecuaciones presentadas por Arévalo es el siguiente:
= +
− =
∗ ó + ó
donde : m = condiciones de producción pwf = presión de fondo fluyendo constante qg = gasto de gas 26
Modelos de caracterización dinámica YNCG Modelos de Arévalo y cols.
27
Modelos de caracterización dinámica YNCG 2. De Bello y cols. para pozos horizontales multifracturados hidráulicamente, presenta la identificación de cinco regiones de flujo transitorio, además de considerar:
a. Yacimie acimiento nto rectangu rectangular lar cerrado cerrado con una red red de fracturas fracturas hidráulica hidráulicass y naturales. naturales. Las fracturas hidráulicas no drenan más allá de sus límites externos, definidos por su largo y ancho. b. La dis distan tancia cia pe perfo rforad rada a en el poz pozo, o, x e, es la misma que el ancho del yacimiento. c. El flujo flujo es hacia hacia el pozo pozo ubicado ubicado en en el centro centro de una una geometr geometría ía rectangul rectangular ar.. d. Consi Considera dera un un sistema sistema de doble doble poro porosidad sidad de de bloque bloquess de matriz matriz y fractura fracturas. s. e. Mode Modelos los de doble doble porosid porosidad ad transitorio transitorio y pseud pseudoesta oestaciona cionario rio para la solución solución en yacimientos con geometría lineal Matriz
Esquema del modelo Fracturas
28
Modelos de caracterización dinámica YNCG El modelo de Bello presenta cuatro regiones de flujo transitorio.
31
Modelos de caracterización dinámica YNCG Modificación de los modelos para considerar el gas desorbido
Agarwal, Wattenberger y Fraim y Clarkson estudiaron lo referente a los regímenes de flujo desde el punto de vista del análisis de datos de producción considerando las definiciones del pseudotiempo aparente modificado.
∗ = ∗ ∗ ,
donde:
∗ = 1
+ + +
y
= + = +
Los modelos modificados consideran:
1. Desorción instantánea del gas adsorbido. 2. Geometrías de pozos verticales fracturados y horizontale horizontaless multifracturados m ultifracturados 32
Modelos de caracterización dinámica YNCG Nuevos modelos que consideran el gas desorbido en el yacimiento Pozos verticales fracturados
33
Modelos de caracterización dinámica YNCG Nuevos modelos que consideran el gas desorbido en el yacimiento Pozos horizontales multifracturados
Contenido
Introducción Modelo Conceptual para yacimientos no convencionales de gas (YNCG) Modelos modificados para la caracterización dinámica de YNCG YNCG con gas adsorbido Análisis de casos de campo
Conclusiones y recomendaciones 35
Análisis de casos de Campo
Pozo A • • • •
Productor de gas seco Formación de Eagle Ford en el sur de Texas. Texas. Terminación con una geometría horizontal 4000 pies con 20 fracturas SRV: 169 MMpc
t (días)
t (días)
VL =
Datos de los fluidos:
pL = T=
720 550 285
scf/Ton
ρr =
SRV = °F
mroca =
2.5 gr/cm3 16900000 ft 1197306 Ton 36
Análisis de casos de Campo
Pozo A Radio del pozo (pie)
0.33
Profundidad:
2,500 - 14,000 pie
Longitud lateral (pie)
4,000
Espesor:
50 - 300 pie
Espesor (pie)
283
Gradiente de presión:
0.4 - 0.8 psi/pie
Profundidad,, TVD (pie) Profundidad
10875
TOC:
2 - 9%
Porosidad hidrocarburos (%) [φhc = φef (1-Sw)]
5.76
Saturación de gas:
83 – 85%
Presión del yacimiento (psia)
8,350
Permeabilidad:
1 - 800 nd
Temperatura (°R)
745
Compresibilidad del gas (10-5 psia-1)
6
Viscosidad del gas (cp)
0.03334
Fracturas efectivas
20
Volumen estimulado de yacimiento (SRV) (MMpc)
169
Fracturas
2ye L
Pozo
x = 4000 ft
37
Análisis de casos de Campo
Pozo A
∗
= c g + c d
= 200.6 ∙
Los parámetros obtenidos de la caracterización: Resultados
Sin desorción
Con desorción
Permeabilidad de matriz:
= 2.15 × 10− =1.61×10−
= 1.28 × 10− = 2.62 × 10−
3.15 MMMpce
4.06 MMMpce
Permeabilidad de fractura: OGIP:
38
Análisis de casos de Campo
Pozo B • • • •
Productor de gas seco Formación de Eagle Ford México. Terminación con una geometría horizontal 4071 m. con 17 fracturas SRV : 445 MMpc
) d / e c p M M ( g q
) a i s p ( n ó i s e r P
t (días)
tiempo (días)
VL =
Datos de los fluidos:
pL = T=
60 250 207
pce/Ton °F
2.8 gr/cm3 445 MMpie3 SRV = mroca = 35280000 Ton ρr =
39
Análisis de casos de Campo
Pozo B Radio del pozo (pie) Longitud lateral (pie) Espesor (pie) Profundidad, TVD (pie) HC* porosidad (%) ( (1-Sw)) Presión del yacimiento (psi) Temperatura (°R) Compresibilidad del gas (10-4 psi-1) Viscosidad del gas (cp) Fracturas efectivas Volumen estimulado de yacimiento (SRV) (MMpc)
=
Ancho= 150 m
0.375 1837 492 2530 6.0 5,100 667 1.3 0.0239 8 445
Long= 1200 m
H= 197 m
40
Análisis de casos de Campo
Pozo B
∗
= c g + c d
= 200.6 ∙
Los parámetros obtenidos de la caracterización: Resultados
Sin desorción
Con desorción
Permeabilidad de matriz:
=1.55×10−
=3.85 ×10−
Permeabilidad de fractura:
--
--
1.32 MMMpce
1.70 MMMpce
OGIP:
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Contenido
Introducción Modelo Conceptual para yacimientos no convencionales de gas (YNCG) Modelos modificados para la caracterización dinámica de YNCG YNCG con gas adsorbido Análisis de casos de campo Conclusiones y recomendaciones
42
Conclusiones y recomendaciones
1
2
Los pozos de gas en formaciones no convencionales presentan una declinación fuerte en tiempos cortos de producción, debido a que se produce rápidamente de las fracturas hidráulicas y naturales y posteriormente de la formación, dando como respuesta la combinación de flujos transitorios de largo plazo bilineales y li neales. La caracterización de los pozos estudiados muestra flujos transitorios que pueden durar meses e incluso años; sin embargo también presentaron flujo dominado por la frontera, indicativo que no existe flujo de fluidos fuera f uera del volumen estimulado del pozo.
3
El modelo de Langmuir predice satisfactoriamente el comportamiento del gas adsorbido y desorbido en las formaciones no convencionales, situación significativa, ya que la desorción del gas representa un mecanismo de producción adicional en el yacimiento.
4
El pseudotiempo desarrollado para la caracterización de yacimientos convencionales, se puede utilizar de forma efectiva para el análisis de pozos en yacimientos no convencionales de gas, considerando la desorción instantánea del gas como una función de la presión promedio del yacimiento. 43
Conclusiones y recomendaciones
5
El análisis de datos de presión – producción de pozos confirmó la validez de los modelos modificados para la caracterización de yacimientos no convencionales de gas, considerando el fenómeno de desorción del gas a través de la isoterma de Langmuir y del pseudotiempo modificado.
6
Los modelos de caracterización utilizados en este trabajo consideran la desorción de gas instantánea, obteniéndose buenos resultados; sin embargo es importante considerar que la desorción no se presenta de forma instantánea en todos los yacimientos, por lo que es recomendable ajustar el tiempo de desorción real del gas.
7
Es importante considerar que dentro de los modelos de adsorción y desorción, las isotermas de Langmuir consideran únicamente un fluido monocomponente, gas metano; sin embargo se ha observado que algunos yacimientos presentan mezclas multicomponentes, por lo que es recomendable utilizar la isoterma de Langmuir generalizada.
8
Se recomienda para trabajos futuros investigar los efectos causados por el alto contenido de agua en la producción, el daño en las fracturas hidráulicas, la anisotropía de la formación, la variación en la ubicación del del pozo y los tamaños de bloques de matriz en el yacimiento. 44
Caracterización Dinámica de Yacimientos de Gas No Convencionales Presenta Francisco Castellanos Páez
Tutor Jorge Arévalo Villagrán
Mayo 2015
