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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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ghtg
as, U
S
Cem
ento
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
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
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.
11
Aspectos Petrofísicos
CALIDAD DE RESERVORIO
12
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
13
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
16
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”
17
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)
19
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%
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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
25
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
27
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