Introducción a los reservorios Shale Gas

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Fernando LourencoLicenciado en GeologíaOct-2012

2

Agenda

• Introducción

• Aspectos petrofísicos

• Clasificación de reservorios shale gas

• Petrología• TOC métodos

• Saturación de agua. Métodos

• Gas adsorbido/libre

• Permeabilidad• Permeabilidad

• Aspectos de Mecánica de rocas

• Disciplinas relacionadas

• Estructura, fracturas y esfuerzos

• 2D-3D Anisotropía de cizalla y Geomecánica

3

Introducción

Que es un Shale Gas?─ Pelitas (Shale) de alto contenido orgánico

─ Rocas Madre

─ Gas adsorbido y libre─ Muy baja permeabilidad

Características comunes al Shale Gas─ Gas abundante (20 to 400 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)

4

Porque algunos shale son shale gas?

DepositaciónTiem

po geológico

Marcellus

(arcillosa)

Haynesville

(calcárea/

arcillosa)

Reservorio?Barnett

(silícea/

arcillosa)

Montney

(limosa/

dolomítica)

Controles sobre Shale gas:

-Ambiente depositacional y tipo/cantidad de materia orgánica

-Diagenesis – Química, Temperatura, Presión y Tiempo

Estos controles hacen que los shales tengan propiedades similares, sean o no

Shale Gas

Promueven que exista heterogeneidad vertical y lateral

5

Crecimiento acelerado debido al avance tecnológico

6

GR – muestreo cada ½ ft, volumen del tamaño de una pelota de voley

Pelitas: que tan heterogéneas son?

6

10 ft

.

Núcleo

7

Arenisca convencionalEsqueleto mineral Gas shale

Pelitas: Heterogeneidad

700 µµµµm Sistema poral 100 µµµµmGas libre en espacio poral Gas libre en espacio poral

Gas adsorbido en Kerógeno

Kerógeno

8

Shales en perspectiva: Permeabilidad

Sal

Car

bona

tos

Ara

b-D

Jona

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Fm

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as, U

S

Cem

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Pel

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1000 10100 1.0 0.1 0.001 0.0001 0.00001 1e-060.01

md

9

Aspectos clave de los Shale Gas

� Historia geológica, madurez termal, volumen y

delineación de capas

� Mineralogía: matriz, arcillas y Kerógeno

� Riqueza orgánica: TOC%

� Fallas y fracturas

� Permeabilidad de matriz

� Punto de aterrizaje lateral

� Tasa de penetración

� Compatibilidad de fluidos

� Contención de fractura

� Orientación de fractura hidráulica

Geología Ingeniería

� Permeabilidad de matriz

� Gas en reservorio: adsorbido y libre

� Campo de esfuerzos, perfil de esfuerzos y

mecanica de rocas

� Formaciones saturadas en agua adyacentes

� Orientación de fractura hidráulica

vs naturales

� Complejidad de fractura

� Conductividad de fractura

Calidad de Reservorio

Calidad de Completación

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Buena CR + Buena CC = Buen pozo

Buena CR + Mala CC = Mal pozo

Mala CR + Buena CC = Mal pozo

Mala CR + Mala CC = Mal pozo

Éxito de un Shale Gas: hechos simples

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 con registros con alto grado de

confianza. Sin embargo, no puede ser cambiada.

La calidad de completación es mas difícil de predecir, pero es la propiedad que

potencialmente puede ser cambiada de mala a buena.

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Aspectos Petrofísicos

CALIDAD DE RESERVORIO

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Gas Shale: método petrofísico (Shale Gas Advisor*)

Actual método usado en US Land Schlumberger

Shale Gas ELAN

Kerógeno

Saturación agua

Modelo de Kerógeno local

TOCIsoterma

genérica de Langmuir

GAS ADSORBIDO

GAS LIBRE

Espectroscopia de captura

Resistividad

Porosidad

Calibración con

coronas agua

Resistividad

Mineralogía

PEX - Resistivity - ECS/Ecoscope

Dielectric Scanner

RST-ECS

coronas

totales/rotadas

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MarcellusWoodford Eagle Ford

Clasificación de reservorios Shale Gas

• Ricos en cuarzo

• Carbonatos

frecuentes

• Ilita, arcilla

dominante

• Clorita común

• Arcillas expansivas

frecuentes

• Pirita muy común

Granos>4 µm Arcillosa

1

1 32

Kerógeno

Porosidad con Gas

• Pirita muy común

• Kerógeno variable

CalcáreaSilícea

2 3

14

Petrología

� Kerógeno• Hidrofóbico

• Baja densidad (1.1 to 1.4 g/cm3)

• Alto GR (350 to 6000 gapi))))

• Bajo Pe (0.28)

Matrix Clays Water Organic Carbon

Calcareous Siliceous Feldspars Siderite Phosphates Pyrite Chlorite Kaolinite Illite Smectite Clay Bound Small Pore Oil Gas Kerogen Bitumen Pyrobitumen

Tipos de Kerógeno

• Bajo Pe (0.28)

• Alto neutrón (30 to 60 pu)

� Tipos Arcilla• Expansivas (esmectite, Mont)

� Fosfatos• ~ 80% amorfo, XRF

� Pirita, Siderita, etc Evolución KerógenoMadurez: controla crackeo

Kerógeno y generación de

bitumen, petróleo y gas

15

Ejemplos de Kerógeno

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Petrología: Curvas del triple combo

• Actividad GR> 150 gAPI

─ Más alta para marino y baja para lacustre. No siempre se

correlaciona con TOC (Uranio, Fosfatos, etc)

─ Madurez termal, arcillas expansivas

• Porosidad densidad > 8 pu (matriz carbonato)

─ Densidad formación < 2.57 g/cm3

─ Presencia de Kerógeno y/o porosidad

• Neutrón refleja tipo de arcilla. Expansivas si > 35 pu.

• Resistividad– Más alta es mejor como indicador de la madurez

del shale (>15 Ohmms). Separación de curvas puede indicar del shale (>15 Ohmms). Separación de curvas puede indicar

fracturas, pirita, Kerógeno disperso, 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 “típica”

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Petrología: espectroscopia de captura

• Platform Express─ RHOB

─ Pe

─ NPHI

─ Rt

─ GR

• Geoquímica. ECS/Ecoscope

─ Si

─ Ca

─ Fe

─ S

─ Mg, K

• Necesario para evaluar Gas Shale

Platform Express & ECS/Ecoscope

Arcilla

QFM

Pirita

Carbonato

Fe, Mg, K

• Necesario para evaluar Gas Shale─ Volumen Kerógeno

─ Sw

• Calibrado con coronas: XRD & FTIR

• Montmorillonita (Grupo Esmectita):• Expansivas

• Muy plásticas

• Alto volumen agua ligada arcilla

• Problemática para estimulación >4%

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Carbono orgánico total: Métodos

1. RHOB Vs TOC coronas• Crear un algoritmo local con coronas para TOC vs RHOB

• Ecuación Schmoker (1979). Muy popular en Norte América como default

2. Passey TOC• Basado en la separación entre Sónico y Resistividad con solapamiento en shales con

agua.

• Depende del nivel de madurez. Necesita conocimiento local.

3. ELAN Plus• Genera un volumen de Kerógeno con ELAN (resolución simultanea multi-mineral / multi-

log) y convierte a TOC (wt%) por ecuación. Necesita modelo de Kerógeno.

4. Resonancia magnética • Diferencia entre la porosidad densidad (ECS densidad de grano) y porosidad total NMR.

DPHI – TCMR

• Dependiendo la herramienta puede necesitar calibración con coronas del HI.

5. Espectroscopia de captura GR (ECS & RST espectro calibrado)• TOC = Carbono total del RST (espectro inelástico; C-Si) – Carbono inorgánico calculado

del espectro de captura ECS (Ca, Mg). SPE 147184

Schmoker (TOC vs RHOB)

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Gas In Place

� Calculo por Isotermas (Langmuir)

� La cantidad Gads sensible a:• Temperatura

�El actual estándar de la industria para calcular el gas en reservorio de shale gas es:G total = G libre+ G adsorbido

(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

• Temperatura

• Presión

• TOC

• Composición del gas

• Calibrado con coronas

Gas Libre

� En porosidad efectiva. Calculada con modelo

ELAN-Plus como PHItotal – PHIcbw

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Saturación de agua. Métodos 1. ELANPlus

• El modelo de saturación mas usado es la ecuación de Simandoux modificada, creada por

SLB e implementada en ELAN Plus. Parámetros optimizados con Sw de corona.

• Modelos Waxman Smits, Dual Water y otro mas complejos no se usan porque introducen

mas parámetros que no pueden ser medidos con las técnicas de laboratorio actuales.

2. Dielectric Scanner

• Mide directamente la porosidad rellena con agua, y por ende Sw cuando se combina con la

porosidad total de un Elan y salinidad de agua de formación.

3. Resonancia magnética 3. Resonancia magnética

• Podemos determinar Bound y Free fluid y tipo de fluido. Con MRX (T1, T2 y Difusión): Sw,

Soil y Sgas con múltiples pasadas y buena calidad de pozo

Permeabilidad de matriz

•Rango 0.001 mD a 0.0000001 mD (1000 nD a 0.1 nD)

•Se calcula a través de estudios especializados de laboratorio

•Correlación positiva : Cuarzo y Kerógeno

•Correlación negativa: Esmectita e Ilita

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Parámetros de reservorio críticos

�Porosidad efectiva: 4 to ~12 pu

�Saturación: Sw < 45%

�Permeabilidad: > 100 nD�Permeabilidad: > 100 nD

�TOC: > 2 wt%

22

Aspectos de mecánica de rocas

PREPARANDO LA PREPARANDO LA ESTIMULACION

23

Ensayos Corona

Geomecánica Acústica pozoMecánica de rocas

•Módulos elásticos vertical y

horizontal (Young, Poisson)

•UCS, resistencia a la tensión

•Parámetros de Thomsen

Geomecánica

Flujo de trabajo: disciplinas relacionadas

Planeamiento y diseño de estimulación

Geomecánica•Deformación tectónica min y max

•Esfuerzos horizontales min y max

•Gradientes de esfuerzo vertical y presión poral

Acústica: Anisotropía •Anisotropía de cizalla vertical y horizontal (2D-3D)

•Módulos elásticos verticales y horizontales

•Orientación del esfuerzo máximo

•Gradiente de fractura

Construcción MEM Estimulación:Donde ?

Que tanta presión?

Barreras?

Propagación?

Complejidad?

Geología: acuíferos, estructura, red de fracturas naturales, fallas…

24

Geología: Estructura, Fracturas y esfuerzos

�Fracturas naturales contribuyen a la complejidad de la fractura hidráulica

�Imágenes de pozo importantes para determinar• Estratigrafía y estructura

• Fracturas (naturales e inducidas) y orientación

• TIV anisotropía

• Orientación de esfuerzos. Aporte a Geomecánica

σσσσH

σσσσh Fracturas mineralizadas

Pozo

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Escala de afloramientoEscala microscopio petrográfico

Anisotropía: que tan importante?

Escala de registros

Anisotropía TIV

26

IntrínsecaIntrínsecaIntrínsecaIntrínseca

Fracturas Fracturas Fracturas Fracturas ((((transversetransversetransversetransverse isotropicisotropicisotropicisotropic horizontal)horizontal)horizontal)horizontal)

IntrínsecaIntrínsecaIntrínsecaIntrínseca

ShalesShalesShalesShales, estratificación, estratificación, estratificación, estratificación((((transversetransversetransversetransverse isotropicisotropicisotropicisotropic vertical)vertical)vertical)vertical)

Por esfuerzosPor esfuerzosPor esfuerzosPor esfuerzosMax. Max. Max. Max.

esfuerzoesfuerzoesfuerzoesfuerzo

Min. Min. Min. Min.

esfuerzoesfuerzoesfuerzoesfuerzo

Esfuerzos Esfuerzos Esfuerzos Esfuerzos

Anisotropía 2D

Mecánica de rocas: anisotropía de cizalla

Anisotropía 3D (Parámetros Thomsen)

Sonic Scanner (SS)

Shear from

Stoneley

C66

Shear

WavesCompressional

Waves

C11 C22

C33

Anisotropía 3D (Parámetros Thomsen)

Slow Shear

C55

Fast Shear

C44

Propiedades elásticas dinámicas

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Mecánica de rocas: integración con Geomecánica

Teoría PoroelásticaPPPPPPPP

SSSShminhminhminhmin

SSSSHmaxHmaxHmaxHmax

SSSSVVVV

PPPPWWWW

Modelo mecánico Modelo mecánico Modelo mecánico Modelo mecánico

(MEM)(MEM)(MEM)(MEM)

NúcleosNúcleosNúcleosNúcleos

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

σH= el ultimo parámetro a ser calculado

Deformación tectónica= del MEM. Estimado con MDT

Propiedades elásticasPropiedades elásticasPropiedades elásticasPropiedades elásticas

SSSSHmaxHmaxHmaxHmax

También puedo resolverlo

con acústica. Pero….

28

Perfil de esfuerzo

anisotrópico ( σh)

Anisotropía de esfuerzo: Anisotropía de esfuerzo: Anisotropía de esfuerzo: Anisotropía de esfuerzo: preparando la estimulaciónpreparando la estimulaciónpreparando la estimulaciónpreparando la estimulación

Young vertical

Young Horizontal Poisson vertical

Poisson horizontal

E de plug verticalE de plug hzν de plug vertical

ν de plug hz

Mas fácil fracturar aquí

Barrera

Perfil de esfuerzo

isotrópico ( σh)

SPE 115736

Barrera

29

Flujo integrado: resumen

Tipo de anisotropía Tipo de anisotropía Tipo de anisotropía Tipo de anisotropía Tipo de anisotropía Tipo de anisotropía Tipo de anisotropía Tipo de anisotropía ––––––––

Análisis de dispersiónAnálisis de dispersiónAnálisis de dispersiónAnálisis de dispersiónAnálisis de dispersiónAnálisis de dispersiónAnálisis de dispersiónAnálisis de dispersión

SONICSONICSONICSONICSONICSONICSONICSONIC--------SCANSCANSCANSCANSCANSCANSCANSCAN--------ANIANIANIANIANIANIANIANI

IF TIV IF TIV IF TIV IF TIV IF TIV IF TIV IF TIV IF TIV

AnisotropyAnisotropyAnisotropyAnisotropyAnisotropyAnisotropyAnisotropyAnisotropy

Anisotropía 3D en Anisotropía 3D en Anisotropía 3D en Anisotropía 3D en Anisotropía 3D en Anisotropía 3D en Anisotropía 3D en Anisotropía 3D en

pozos verticalespozos verticalespozos verticalespozos verticalespozos verticalespozos verticalespozos verticalespozos verticales

SONICSONICSONICSONICSONICSONICSONICSONIC--------SCANSCANSCANSCANSCANSCANSCANSCAN--------GEOGEOGEOGEOGEOGEOGEOGEO

CoronasCoronasCoronasCoronas

Anisotropía 2DAnisotropía 2DAnisotropía 2DAnisotropía 2DAnisotropía 2DAnisotropía 2DAnisotropía 2DAnisotropía 2D

Análisis de dispersiónAnálisis de dispersiónAnálisis de dispersiónAnálisis de dispersiónAnálisis de dispersiónAnálisis de dispersiónAnálisis de dispersiónAnálisis de dispersión

Estimulación, zonas de bajo Estimulación, zonas de bajo Estimulación, zonas de bajo Estimulación, zonas de bajo Estimulación, zonas de bajo Estimulación, zonas de bajo Estimulación, zonas de bajo Estimulación, zonas de bajo

esfuerzo y barrerasesfuerzo y barrerasesfuerzo y barrerasesfuerzo y barrerasesfuerzo y barrerasesfuerzo y barrerasesfuerzo y barrerasesfuerzo y barreras

Diseño de estimulación Diseño de estimulación Diseño de estimulación Diseño de estimulación Diseño de estimulación Diseño de estimulación Diseño de estimulación Diseño de estimulación

considerando anisotropía considerando anisotropía considerando anisotropía considerando anisotropía considerando anisotropía considerando anisotropía considerando anisotropía considerando anisotropía

SONICSONICSONICSONICSONICSONICSONICSONIC--------SCANSCANSCANSCANSCANSCANSCANSCAN--------CPCPCPCPCPCPCPCP

Propiedades elásticas Propiedades elásticas Propiedades elásticas Propiedades elásticas

PPPPPPPP

SSSShminhminhminhmin

SSSSHmaxHmaxHmaxHmax

SSSSVVVV

PPPPWWWW

Modelo mecánico MEMModelo mecánico MEMModelo mecánico MEMModelo mecánico MEM

CoronasCoronasCoronasCoronas

30

Muchas gracias