Gas no Convencional: Cómo pasar de Recursos a Reservas Moderadores: Miguel Fryziak Daniel E. Perez Juan José Trigo Roberto Wainhaus
Reservas Reservorios No Convencionales Qué importancia tiene la presión en un TIGHT o SHALE donde los tests no serían suficientemente prolongados para obtener la P estática?. Como repercute esto en el Balance de Materiales? Qué requisitos debemos considerar para Qué requisitos debemos considerar para asegurar resultados aceptables al usar analogías?
Análogo de Vaca Muerta??
Comparación Shale Plays USA con VACA MUERTA Tomado de la presentación :Key Attributes and Processes for Successful Assessment and Development of Shale Play Reserves por Alberto Mezzatesta realizada en XVIII Congreso Geológico Argentino (Mayo 2-6, 2011) Neuquén, Argentina
POZO GASIFERO NO CONVENCIONAL Caudal gas M m3/d 1000 100 10 Di =0.2 n = 1.3 Gp 10años= 62 MM m 3 0 5 10 15 20 Meses Q -Mm³/d Datos
POZO GASIFERO NO CONVENCIONAL Caudal gas M m3/d 1000 100 10 Di =0.2 n = 0.6 Q 10años= 32 MM m 3 0 5 10 15 20 Meses Q -Mm³/d Datos
POZO GASIFERO NO CONVENCIONAL Caudal gas M m3/d 1000 100 10 Di =0.2 n = 0.3 Q 10años= 22 MM m 3 0 5 10 15 20 Meses Q -Mm³/d Datos
POZO GASIFERO NO CONVENCIONAL M m3/d Caudal gas 1000 100 10 0 5 10 15 20 Meses n = 1.3 Datos n = 0.6 n = 0.3 Exp Gp 10años ( MM m3 ) 62 32 22 15 Necesitamos curvas con menor radio de curvatura, CONOCEMOS LA CURVATURA TIPO??
LOS EJEMPLOS DE OTRAS CUENCAS PARECEN INDICAR MEJOR AJUSTE CON SUPER HIPÉRBOLAS 100 10 Datos Expon n = 0.3 n = 0.8 n = 1.3 Future 1 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 PERO CUIDADO!! Si n >= 1 la Acumulada tiende a infinito cuando el tiempo tiende a infinito
La Súper Hipérbola sobre estima la reserva!! 100 M m3/d 10 Datos Expon n = 0.3 n = 0.8 n = 1.3 Future 1 0 50 100 150 200 Meses Debemos corregir la tendencia de la Súper Hipérbola a reducir sin límite la declinación
Las curvas de Arps se impusieron porque tienen éxito en predecir la producción a largo plazo con poca historia en reservorios convencionales Pero no tienen éxito para pozos produciendo de formaciones arcillosas o de muy baja permeabilidad. Las funciones de Arps se están dejando de lado para estos casos y reemplazando por otras: Stretched Exponential Power Law Modified Hyperbolic.
Hyperbolic Decline (Arps) Modified Hyperbolic Decline
Exponential Decline (Arps) Power Law Exponential Decline
Stretched Exponential Production Decline (SEPD)
Para pozos que ya están produciendo Cómo podemos validar y categorizar las extrapolaciones y estimar el volumen técnicamente extraíble? Para locaciones no Desarrolladas Cómo podemos extrapolar los resultados de los pozos que ya están produciendo y estimar volúmenes extraíbles en cada categoría?
ANÁLISIS RANGOS DATOS BÁSICOS DATOS BASICOS Campos Shale Gas A B C D Area Km 2 30000 23000 13000 28000 Profundidad Promedio m 450 1300 2300 2600 Espesor m 29 33 107 52 Porosidad total Prom. % 9 5 4.5 6 Total Comp. Organicos % 10 7 5 9 Contenido de gas m 3 /Ton 2 4 9 7 GOIS TCF 75 50 280 20 Espaciamiento Acres 100 120 110 600 Columna: roca tope pay --> fondo agua dulce m 330 1000 1800 2400 Caudal de agua m 3 /día 40 - - - Reservas TCF 18 38 40 12 FR 24% 76% 14% 60% Fuente: datos públicos (Páginas de Oil Companies USA) de varias fuentes con el solo propósito de dar un panorama de rangos.
Reservas Reservorios No Convencionales Cómo impacta la heterogeneidad en TIGHT y SHALE GAS? Que herramientas conocemos para tratar de interpretar las heterogeneidades?
Reservas Reservorios No Convencionales Cuál es el grado de importancia de enfocar la ubicación de sweet spots para PND con pozos verticales ex profeso (además de los existentes)? Cómo enfocar los principios físicos básicos para prever la performance de la producción, radio de drenaje y por lo tanto la EUR? Qué necesita presentar el operador para certificar reservas? (Proyecto)
Reservas Reservorios No Convencionales Qué podemos resaltar de las experiencias adquiridas internacionalmente en estimación de reservas?: Uso de curvas tipo? SEPD y otros? Análisis de presion? Analogías?
Gas no Convencional: Muchas gracias
. Fm. Vaca Muerta Foto: Daniel Pérez
Cómo determinamos la Declinación mínima (Dmin) en los reservorios que declinan hiperbólicamente (n, Di y Dmin).
Tomada de: Curso de R. Aguilera (realizado en Bs. As., 2009)
Método de Passey A partir de las curvas de Resistividad y Sónico determina la zona con mayor TOC Daniel Perez- Curso Gas Shale Junio 2011
SHALE GAS LOGS
Pozo Gasífero con 4 meses de historia Qi = 100 Mm3/d 100 Datos 10 0 1 2 3 4 5 6 En 4 meses el caudal cae a la mitad
100 10 0 1 2 3 4 5 6 100 10 0 2 4 6 Datos Expon Datos Expon n = 0.3 Los datos ajustan con una Exponencial BASTA TE BIE Una Hipérbola TAMBIE y es más optimista (n = 0.3) 100 10 0 2 4 6 100 10 0 2 4 6 Datos Expon n = 0.3 n = 0.8 Datos Expon n = 0.3 n = 0.8 n = 1.3 Una Hipérbola más curvada es mejor (n = 0.8) Y una Súper Hipérbola?? (n = 1.3)
Con la Exponencial el pozo se agota en 30 meses o Con la Hipérbola n=0.3 el pozo se agota en 4 años o 100 10 Datos Expon n = 0.3 n = 0.8 n = 1.3 1 0 10 20 30 40 50 ecesitamos curvas con menor radio de curvatura CO OCEMOS LA CURVATURA TIPO??
Reservas Reservorios No Convencionales Tiene sentido acotar un período de años a considerar en los análisis económicos de los extensos proyectos de TIGHT y SHALE GAS?, o el cash flow ya lo determina?