Intr In trod oduc ucci ción ón a lo loss re rese servo rvoririos os Sh Shal alee Ga Gass l a i t n e d i f n o C r e g r e b m u l h c S
Fernando Lourenco Licenciado en Geología Oct-2012
Agenda 2 •
•
Introducción Aspectos petrofísicos Clasific Clasificación ación de reservo reservorios rios shale shale gas Petrología •
• • • •
•
TOC métodos Saturación de agua. Métodos Gas adsorbido/libre
Aspectos de Mecánica de rocas Disciplinas relacionadas Estructura, fracturas y esfuerzos 2D-3D Anisotropía Anisotropía de cizalla y Geomecánica •
• •
Introducción 3
Que Que es un un Shal Shalee Gas? Gas? ─ ─ ─ ─
Pelitas (Shale) de alto contenido orgánico Rocas Madre
Gas adsorbido y libre Muy baja permeabilidad
Característic Características as comunes comunes al Shale Shale Gas ─ ─ ─ ─ ─
Gas abundant abundantee (20 to 400 BCF/mi BCF/mi2) Gran volumen de reservorio Grandes desarrollos (costos de gran escala) Estimulación hidráulica numerosa y gran escala Pozos de larga vida (reservas a 60-años común)
Porque algunos shale son shale gas? o c i g ó l o e g o p m e i T
Depositación
Marcellus (arcillosa)
Haynesville (calcárea/ arcillosa)
Reservorio?
Barnett (silícea/ arcillosa)
Controles Controles sobre Shale gas : -Ambiente depositacional y tipo/cantidad de materia orgánica -Diagenesis – Química, Temperatura, Temperatura, Presión Presión y Tiempo Estos controles hacen que los shales tengan propiedades similares, sean o no Shal Shalee Gas Gas Promueven que exista heterogeneidad vertical y lateral l ateral
Montney (limosa/ dolomítica)
4
Crecimiento acelerado debido al avance tecnológico 5
Pelitas: que tan heterogéneas son? 6
GR – muestreo muestreo cada cada ½ ft, volumen del tamaño de una pelota de voley
.
Núcleo
6
10 ft
Pelitas: Heterogeneidad 7
Arenisca convencional
Esqueleto mineral
Gas shale
Kerógeno
700 µm Gas libre en espacio poral
Sistema poral
100 µm Gas libre en espacio poral Gas adsorbido en Kerógeno
Shales Shales en perspectiva perspectiva:: Permeabili Permeabilidad dad D b a r A s o t a n o b r a C
1000
a e r e B a c s i n e r A
100
. m F S e U , c s n a a g L t h h a i g n T o J
o l l i r d a L
10
1.0
0 .1
0.01 md
a c i n á g r o a t i l e P
0.001
8
o t n e m e C
0.0001
l a S
0.00001
1e-06
Aspectos Aspectos clave clave de los Shal Shalee Gas
Geología Historia geológica, madurez termal, volumen y
delineación de capas Mineralogía: matriz, arcillas y Kerógeno Riqueza orgánica: TOC% Fallas y fracturas Permeabilidad de matriz
Ingeniería Punto de aterrizaje lateral Tasa de penetración Compatibilidad de fluidos Contención de fractura
Orientación de fractura hidráulica
vs naturales
Gas en reservorio: adsorbido y libre
Complejidad de fractura
Campo de esfuerzos, perfil de esfuerzos y
Conductividad de fractura
mecani mecanica ca de rocas rocas Formaciones saturadas en agua adyacentes
Calidad de Completación Calidad de Reservorio
9
Éxito Éxito de un Shale Shale Gas: Gas: hechos hechos simple simpless 10
Buena CR + Buena CC = Buen pozo Buena CR + Mala CC = Mal pozo Mala CR + Buena CC = Mal pozo Mala CR + Mala CC = Mal pozo
La productividad del reservorio (de pozo a pozo) depende muy fuertemente de la Calidad del Reservorio y de Completación. La calidad del reservorio puede ser medida y predecida pred ecida con registros con alto grado de confianza. Sin embargo, no puede ser cambiada. La calidad de completación es mas difícil de predecir pr edecir,, pero es la propiedad p ropiedad que potencialmente puede ser cambiada de mala a buena.
11
Aspectos Petrofísicos CALIDAD DE RESERVORIO
Gas Shale: Shale: método método petrofísico petrofísico (Shale Gas Advisor* Advisor*)) 12
Actual método usado usado en US Land Land Schlumberger Espectroscopia de captura
Modelo de Kerógeno local
Kerógeno
TOC
Shale Gas ELAN
Porosidad Calibración con
Saturación agua
GAS ADSORBIDO
GAS LIBRE
totales/rotadas
Mineralogía PEX PE X - Resis Resistitivit vityy - ECS/ ECS/Ec Ecos oscop copee
Isoterma genérica de Langmuir
Dielectric Scanner RST-ECS
Clasificaci Clasificación ón de de reserv reservorios orios Shale Gas Woodford •
Ricos en cuarzo
•
Carbonatos frecuentes
•
2
Marcellus
1
Eagle Ford
3
13
1 Granos>4 µm
Arcillosa
Ilita, arcilla dominante
•
Clorita común
•
Arcillas expansivas frecuentes
•
Pirita muy común
•
Kerógeno variable
Silícea
Kerógeno
Porosidad con Gas
2
Calcárea
3
Petrología Matrix Calc Calcar areo eous us Sili Silice ceou ous s Feld Feldsp spar ars s Siderite
Clays Phosphates
Pyrite
Chlori Chlorite te Kaolini Kaolinite te Illite Smectite Clay Bound Small Pore Oil
Kerógeno •
Hidrofóbico
•
Baja Baja dens densida idad d (1.1 (1.1 to 1.4 g/cm g/cm3)
•
Alto GR (350 (350 to 6000 gapi) gapi))
•
Bajo Pe (0.28)
•
Alto neutrón neutrón (30 to to 60 pu) pu)
Tipos de Kerógeno
Tipos Arcilla •
Expansivas (esmectite, Mont)
Fosfatos •
~ 80% amorfo, XRF
Pirita, Siderita, etc
Water
Evolución Kerógeno Madurez: controla crackeo Kerógeno y generación de bitumen, petróleo y gas
Organic Carbon Gas
14
Kero Ke roge gen n Bi Bitu tumen men Py Pyro robit bitum umen en
Ejemplos de Kerógeno 15
Petrología: Curvas del triple combo •
Actividad GR> 150 gAPI 16 ─ Más ─ Más alta para marino y baja para lacustre. No siempre se correlaciona con TOC (Uranio, Fosfatos, etc) ─ Madurez ─ Madurez termal, arcillas expansivas
•
Porosidad Porosidad densidad densidad > 8 pu (matriz (matriz carbonato) carbonato) ─ Densidad ─ Densidad formación < 2.57 g/cm3 ─ Presencia ─ Presencia de Kerógeno y/o porosidad
•
Neutrón refleja tipo de arcilla. Expansivas si > 35 pu.
•
Resistividad– Resistividad– Más alta es mejor como indicador indicador de la madurez del shale (>15 Ohmms). Ohmms). Separación Separación de curvas puede indicar indicar fracturas, fracturas, pirita, pirita, Kerógeno disperso, disperso, inclinación inclinación capas – NO permeabilidad.
•
Sonico: mas lento cuando hay materia orgánica. Efecto de gas puede dar SPHI > NPHI. Respuesta no cuantificable (arcillas, gas, contacto de grano, etc)
Gas Shale Shale Shale “típica “típica””
Petrología: espectroscopia de captura • Pl Plat atfo form rm Expr Expres esss ─ RHOB ─ RHOB ─ Pe ─ Pe ─ NPHI ─ NPHI ─ Rt ─ Rt ─ GR ─ GR
• Geoquímica.
ECS/Ecoscope ─ Si ─ Si ─ Ca ─ Ca ─ Fe ─ Fe ─ S ─ S ─ Mg, ─ Mg, K
Arcilla QFM Pirita Carbonato Fe, Mg, K
• ─ Volumen Kerógeno ─ Volumen ─ S ─ Sw
• Calibrado
con coronas: XRD & FTIR
• Montmorillo Montmorillonita nita (Grupo Esmectita): Esmectita): •
Expansivas
•
Muy plásticas
•
Alto volumen agua ligada arcilla
•
Problemá Problemática tica para estimulac estimulación ión >4%
Platform Platform Express Express & ECS/Ecoscope ECS/Ecoscope 17
Carbono orgánico total: Métodos 1.
RHOB Vs TOC coronas •
Crea Crearr un un alg algor orititmo mo loca locall con con coro corona nass par paraa TOC TOC vs RHOB RHOB
•
Ecua Ecuaci ción ón Schm Schmok oker er (197 (1979) 9).. Muy Muy popu popula larr en en Nor Norte te Amér Améric icaa com comoo def defau aultlt
2.
18
Passey TOC •
•
3.
Basado en la separación separación entre Sónico y Resistividad Resistividad con solapamiento solapamiento en shales con agua. Depende del nivel de madurez. Necesita conocimiento local.
ELAN Plus •
4.
Gene Genera ra un un volu volumen men de Keró Keróge geno no con con ELAN ELAN (reso (resoluc lución ión simult simultan anea ea mul multiti-min minera erall / multi multi-log) y convierte a TOC (wt%) por ecuación. Necesita modelo de Kerógeno.
Resonancia magnética •
Difere Diferenc ncia ia ent entre re la poros porosid idad ad den densid sidad ad (ECS (ECS dens densida idadd de de gran grano) o) y poro porosid sidad ad tota totall NMR. NMR.
DPHI DPHI – TCMR TCMR •
5.
Depe Depend ndie iend ndoo la la herr herrami amien enta ta pue puede de neces necesita itarr calib calibrac ració iónn con con coron coronas as del del HI. HI.
Espect Espectros roscop copia ia de captur capturaa GR GR (ECS (ECS & RST espect espectro ro calib calibrad rado) o) •
TOC = Carbo Carbono no total total del del RST RST (espe (espectr ctroo inelás inelástic tico; o; C-Si) C-Si) – Carbo Carbono no inorg inorgán ánico ico calcu calcula lado do del espectro de captura ECS (Ca, Mg). SPE 147184
Schmoker (TOC vs RHOB)
Gas In Place El
actual estándar de la industria para calcular el gas en reservorio de shale gas es: G total = G libre+ G adsorbido 19
(asumiendo que el gas libre ocupa poros inorgánicos y el adsorbido poros orgánicos) Hay
nuevos trabajos que sugieren que esto debería ser revisado
Gas Adsorbido
Calculo por Isotermas (Langmuir) La cantidad Gads sensible a: • • • •
Presión TOC Composición del gas Calibrado con coronas
Gas Libre
En porosidad efectiva. Calculada con modelo ELAN-P ELA N-Plus lus como como PHIt PHItota otall – PHIcbw PHIcbw
Saturación de agua. Métodos 1.
ELANPlus •
•
2.
El modelo de saturación saturación mas usado usado es la ecuación ecuación de Simandoux modificada, modificada, creada por SLB e implementada implementada en ELAN Plus. Parámetros Parámetros optimizados optimizados con Sw de corona. Modelos Waxman Smits, Dual Water y otro mas mas complejos complejos no se usan usan porque introducen introducen mas parámetros que no pueden ser medidos con las técnicas de laboratorio actuales.
Dielectric Scanner •
Mide directamente la porosidad rellena con agua, y por ende S w cuando se combina con la porosidad total total de un Elan y salinidad salinidad de agua de formación.
. •
Podemos Podemos determ determinar inar Bound Bound y Free fluid fluid y tipo de fluido. fluido. Con MRX (T1, (T1, T2 y Difusión): Difusión): Sw, Soil y Sgas Sgas con múltip múltiples les pasada pasadass y buena buena calidad calidad de pozo pozo
Permeabilidad de matriz Rang Rangoo 0.00 0.0011 mD a 0.00 0.00000 00001 01 mD mD (1000 (1000 nD nD a 0.1 0.1 nD) nD)
•
Se calcula a través de estudios especializados de laboratorio
•
Correlación positiva : Cuarzo y Kerógeno
•
Correlación negativa: Es Esme mect ctititaa e Ilita
•
20
Parámetros de reservorio críticos 21
Porosi osidad dad efecti efectiva: va: Por
4 to ~12 pu
Saturación:
Sw < 45%
Permeabilidad:
> 100 nD
TOC:
> 2 w t%
22
Aspectos de mecánica de rocas PREPARANDO LA ESTIMULACION
Flujo de trabajo: disciplinas relacionadas Ensayos Corona Mecánica de rocas
Geomecánica
Módulos elásticos vertical y horizontal (Young, Poisson) UCS, resistencia a la tensión Parámetros de Thomsen
23
Acústica pozo
•
• •
eomecánica Deformación tectónica min y max Esfuerzos horizontales min y max Gradientes de esfuerzo vertical y presión poral
Planeamiento y diseño de estimulación
• •
Construcción MEM
•
Acústica: Anisotropía Anisotropía de cizalla vertical y horizontal (2D-3D) Módulos elásticos verticales y horizontales Orientación del esfuerzo máximo Gradiente de fractura
• • • •
Geología: acuíferos, estructura, red de fracturas naturales, fallas…
Estimulación: Donde ? Que tanta presión? Barreras? Propagación? Complejidad?
Geología: Estructura, Fracturas y esfuerzos Fracturas
naturales contribuyen a la complejidad de la fractura hidráulica Imágenes de pozo importantes para determinar
24
• Estratigrafía y estructura • Fracturas (naturales (naturales e inducidas) y orientación orientación • TIV anisotr anisotropía opía • Orientación de esfuerzos. esfuerzos. Aporte a Geomecánica Geomecánica
Pozo σh
σH
Fracturas mineralizadas
Anisotropía: que tan importante? 25
Escala de afloramiento
Escala microscopio petrográfico
Escala de registros Anisotropía TIV
Mecánica de rocas: anisotropía de cizalla Max. esfuerzo
Por esfuerzos
Intrínseca
Sonic Scanner (SS)
Intrínseca
26
Anisotropía 2D Min. esfuerzo Esfuerzos
Shales, Shales, estratificación (transverse tra transverse nsverse isotr isotrop iso trop opic ic vertical) vertical) ( transve tran sverrse se isotropic
Propiedades elásticas dinámicas
Fracturas (transverse tra transverse nsve isotro isotrop iso troppic ic horizontal) horizontal) ( transve tran sverrse se isotropic
Anisotropía 3D (Parámetros Thomsen) Compressional Waves
Shear Waves
C33
C11
C22
Fast Shear C44
Slow Slow Shea Shear r C55
Shear from Stoneley C66
Mecánica de rocas: integración con Geomecánica PW
PP
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Núcleos
Teoría Poroelástica
SV
Shmin
Modelo mecánico (MEM)
max
Propiedades elásticas
σv= del MEM. Integración de densidad. Calibrado con coronas σh= del MEM/sónico. Calibrado con LOT, mini-frack Pp= del MEM. Calibrado con ensayos de formación Deformación tectónica= del MEM. Estimado con MDT σH= el ultimo parámetro a ser calculado
También puedo resolverlo con acústica. Pero….
Anisotropía de esfuerzo: preparando la estimulación Young Horizontal Young vertical
Poisson vertical Poisson horizontal
E de plug plug vertical vertical E de plug plug hz ν de plug vertical vertical ν de plug plug hz
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Perfil de esfuerzo anisotrópico (σh) Barrera Mas fácil fracturar aquí Barrera
Perfil de esfuerzo isotrópico (σh)
SPE 115736
Flujo integrado: resumen SONIC-SCAN SONIC-SCANSCAN -ANI -ANI
Anisotropía 3D en pozos verticales
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IF TIV Anisotropy
Tipo de anisotropía –
SONIC -SCAN SONIC-SCANSCAN-GEO -GEO GE O oronas
Anisotropía 2D
PW
SONIC -SCAN SONIC-SCANSCAN -CP -C CP P
PP
SV
Diseño de estimulación considerando anisotropía
Modelo mecánico MEM Shmin S Hmax Propiedades elásticas
Estimulación, zonas de bajo esfuerzo y barreras
Muchas gracias 30
