Metodología para caracterizar yacimientos de gas ... no... · Shale Gas representan yacimientos constituidos por rocas laminadas y consolidadas que han sufrido procesos metamórficos

Trabajo para Ingreso a la Academia de Ingeniería

Academia de Ingeniería, A.C.

Jorge Alberto Arévalo Villagrán

Metodología para caracterizar

yacimientos de gas convencionales y

no convencionales: Casos de Campo

Palacio de Minería, México, D.F., Nov. 23, 2011

Producción Mundial de Gas Natural

La demanda mundial de gas natural en el 2010 fue de: 109 Tpc / año

x0

100

200

300

400

500

298

bscf/d

397

bscf/d

Declinada América

del Norte

RusiaAsia

Central

Este

Medio

Gas

Natural

Licuado

Otros

2010 2020

Fuente: Grupo BG 2011 Presentación de Estrategias

Demanda Mundial de Gas Natural en el periodo 2010 para el 2020

2

Incremento

estimado del

75 % a la

demanda

actual

Reservas Mundiales de Gas Natural

3Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo

Algunos de los eventos

desafortunados del mundo,

como el terremoto de Japón y

su subsecuente crisis nuclear,

así como la inestabilidad

geopolítica en algunas regiones

productoras de energéticos,

forzan a los mercados a tomar

decisiones políticas para

pensar cuidadosamente sobre

el rol del Gas Natural como

energía estratégica.

Las reservas mundiales de gas natural son: 16,000 Tscf

Niv

el m

undia

l

Metas

Un renacimiento en el consumo de

Gas Natural esta en camino.

Yacimientos de Gas Natural

Yacimientos

de Gas

Natural

Las fuentes de gas convencionales están declinando fuertemente y están siendo sustituidas por

fuentes de gas no convencionales.

Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo 4

Convencionales

No Convencionales

Baja Permeabilidad

( k < 0.1 md )

Gas de Lutitas (Shale Gas)

( k = 1 nano md )

( k > 1 md )

Características comunes en un

yacimiento de gas no convencional

• La formación tiene una k << 0.1 md.

• La mayor parte de gas se produce de areniscas y lutitas

gasíferas (shale gas). Existe producción de gas de

carbonatos, y camas de carbón.

• Producen a qg económicos con la ayuda de tratamientos

de fracturamientos masivos.

• Algunos pozos presentan flujo transitorio de larga

duración: flujos lineal y bilineal.

• Flujo dominado por frontera o PSS se detecta después de

los flujos transitorios.


Reservas de Shale gas a nivel mundial,

Norte América y México

6

Niv

el N

ort

e A

mérica

Nivel país (México)A nivel mundial se tienen

identificadas 48 cuencas

de Shale Gas en 32 países,

en el continente Americano,

Canadá, Estados Unidos y México

representan más del 60% de las

reservas probadas.

Fuente: “Advanced Resources International Ltd.”

Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo

Reservas de Shale Gas a nivel mundial

7

Las 48 cuencas analizadas muestran una

estimación Inicial de reservas técnicamente

recuperables de Shale Gas de 6,609 Tpc, con

depósitos importantes en China, Argentina, México

y el noreste de Europa.

Las Reservas Mundiales de Gas Natural, son:

La incorporación de las reservas

recuperables de Shale Gas, generan un

incremento del 40% en las reservas de

gas natural, elevándose a 22,609 trillones

de pies cúbicos.

16,000 Tpc 6,609 TpcShale gasGas natural

(excluyendo shale Gas)

Europa9%

América48%

Asia21%

Australia6%

Africa16%

Reservas Mundial Shale Gas 6,609 Trillones de PC

USA27%

México12%

México22%

Venezuela0.4%

Colombia1%

Argentina25%

Brasil7%

Chile2% Uruguay

1%Paraguay2%

Bolivia1%

Reservas en América Shale Gas 3,156 Tpc


Propiedades de los Yacimientos de Shale Gas en México

8

Propiedades

Profundidad

(m)

Espesor

(m)

Contenido Total de Carbón

Orgánico

(%TOC)

Arcilla

(%)

1890 – 2591 37 – 122 3 Moderada

2743 - 3658 73 2 – 5 Moderada

Distribución de Cuencas


¿Qué es Shale Gas?

9

Shale Gas representan yacimientos constituidos por rocas laminadas y consolidadas

que han sufrido procesos metamórficos generados por cambios de presión y

temperatura, con un porcentaje mayor al 67% de material arcilloso.

Aproximadamente el 50% de las rocas

sedimentarias se clasifican como shale, lo

cual representa un área de oportunidad

Su formación se da en ambientes de

depositación de baja energía, donde las

partículas finas de arcillas se encuentran

en suspensión

Se caracterizan por poseer estructura

laminada y composición química variable,

con una estructura molecular de 1 átomo

de silicio y 4 de oxígeno.


Agujero piloto

Contenido

Objetivos

Antecedentes

Modelo de flujo y soluciones para flujo lineal

Metodología de análisis

Casos de historia en yacimientos de gas no

convencionales

Contribuciones técnicas, observaciones, conclusiones y

trabajo por desarrollar


Problema específico a resolver en

yacimientos de gas no convencionales

• El flujo transitorio (lineal y/o bilineal) es un régimen de

flujo importante.

• Varios pozos productores presentan flujo transitorio de

larga duración.

• Emplear modelos y ecuaciones de análisis adecuados

para calcular los parámetros del yacimiento.


100

1,000

10,000

100,000

10 100 1,000 10,000 100,000

Tiempo (días)

Gas

to d

e g

as(M

PC

D)

0.1

1.0

10.0

100.0

Cu

mu

lati

ve

Ga

s P

rod

uc

tio

n (

Bs

cf)Pendiente: - 1/2

Efectos de frontera

Gráfica log-log de qg vs. t para el pozo A

en un yacimiento de gas no convencionales


Los objetivos se enfocan a yacimientos

de gas no convencionales

Este trabajo se enfoca en el comportamiento de larga

duración en yacimientos de gas no convencionales

(análisis de datos de producción).

• Curvas de declinación para analizar el flujo lineal de

larga duración (qg y pff constante).

• Metodología directa para el análisis de datos de

producción:

• Propiedades del yacimiento, G, y reservas

• Ajuste en pozos recientes y maduros (metodología y

simulación numérica a nivel de pozo).



Resumen de la revisión de literatura técnica

• Literatura converge en “flujo transitorio radial” en

yacimientos convencionales de gas.

• Este trabajo se enfocó en el análisis de yacimientos de

gas no convencionales (baja permeabilidad) con:

• Flujos transitorios (lineal, bilineal, radial, y esférico).

• Flujo dominado por efectos de frontera.


Resumen de la revisión de literatura técnica

• Literatura se enfoca más en:

• Comportamiento a tiempos cortos (PVP) en comparación

con comportamiento a tiempos largos.

• Aceite y yacimientos convencionales de gas.

• Este trabajo se enfoca en el comportamiento de larga

duración en yacimientos de gas no convencionales

(análisis de datos de producción).


Algunos escenarios físicos

que causan flujo transitorio

de larga duración


Revisión de literatura técnica

• Los trabajos siguientes soportan las observaciones

de la existencia de flujo transitorio en varias cuencas

de baja permeabilidad productoras de gas.


Flujo lineal

Flujo lineal temprano en pozos horizontales

Pozo


Lineal tardíoPozo

Flujo lineal tardío en pozos horizontales


Modelos y soluciones para flujo lineal

en yacimientos lineales

22

Muskat (1949), Miller (1962), Nabor y Barham (1964)


Soluciones analíticas: Gringarten (1974)

Soluciones semianalíticas: Cinco-Ley et al. (1981)

Simulación numérica: Hale y Evers (1981)

Soluciones para flujo lineal en pozos fracturados

La fractura se extiende

a la fronteras Pozo con

fractura vertical


Pozo vertical Fractura

Flujo linealBoardman y Knutson, Hale y Evers (1981)

Hale (1983, 6000 pozos), Ammer (1984, 284 pozos) Nott y

Hara (1991), Wattenbarger (1998, 60 pozos)

Flujo lineal en pozos verticales con fractura


Canal de arena

(corriente antigua)

Pozo

verticalFlujo

lineal

Kohlhaas y Abbot (1982)

Stright y Gordon (1983)

Flujo lineal en un pozo terminado en un yacimiento

elongado o en una corriente antigua


Flujo lineal en un yacimiento naturalmente fracturado

26

Fracturas

naturales

Littlefield (1948), Bagnall y Ryan (arcilla) (1975)

Stright y Gordon (1983)

Pozo

vertical


Flujo lineal vertical en formaciones gruesas

de baja permeabilidad con capas de alta permeabilidad

Capa k = 0.1 md

Formación k = 0.001 md

h =500 ft

Kohlhaas y Abbott (1982),

Stright y Gordon(1983)

pozo


Model y solutions: Aguilera (1995)

Soluciones semi-analíticas: El-Banbi (1998)

Desarrollo soluciones para flujo lineal

Fracturas

naturales

Flujos transitorios en yacimientos lineales

con doble porosidad


Cinco-Ley y Meng (1988),

Du Kuifu y Stewart (pozos horizontales, 1995)

Fracturas naturales

Pozo vertical

Flujo bilineal en pozos fracturados en un yacimiento de

doble porosidad


Terminación

parcial

Kazemi y Seth (1969),

Gringarten y Ramey (1975), Kohlhaas y Abbot (1982)

Flujo esférico para un pozo terminado en un yacimiento

denso con terminación parcial


Pozo

vertical

Flujo esférico

Aplicación de superposición en pozos de gas para filtrar

la producción de gas

0

0.001

0.002

0.003

0.004

0.005

0.006

0.007

0.008

0.009

0.01

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Square root of time

1/R

ate

, 1

/( M

scf/

D)

Flujo lineal

Variación del

Gasto de gas

Agarwal et al. (1979),

Helmy y Wattenbarger (1999, Nuevas técnicas)31Metodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo


xf

ye

xe

Flujo

LinealAc = 4 h xe

xe = xfA= 4 xeye

Vista de un pozo con fractura hidráulica en un yacimiento

mostrando flujo lineal


Tq

pmpmAkm

g

ffic

DL1424

)()(

Tq

pmpmAk

q g

ffic

DL 1424

)()(1

• Gasto constante

• Presión constante

varía

varía

Variables adimensionales para flujo lineal de gas

en función de la Ac


0.01

0.1

1

10

100

1000

0.001 0.01 0.1 1 10 100

tDye

(xe/y

e)

mD

L or

(x

e/y

e)(

1/q

DL)

pendientes = 1/2

gasto constante

(yacimiento cerrado)

presión constante

(yacimiento cerrado)

Exponencial pendiente = 1

(tDye)esr = 0.20

(tDye)esr = 0.25

presión constante

(yacimiento infinito)

gasto constante

(yacimiento infinito)

Curva tipo log-log para flujo lineal en un

yacimiento cerrado a qg y pff constante


82.012

2

RC

CP

J

J

A tiempos de producción largos se deberá usar el valor de

JCP debido a que el yacimiento se explota generalmente a

pff constante

)(%82 CRCP JJ

Relación de índices de productividad



Las metodologías de análisis de la producción fueron

desarrolladas para:

• qg constante y pwf constante

• Tiempo normal y de superposición

• Yacimientos homogéneos:

• Lineal, bilineal, radial, esférico, y dominado por la frontera

• Yacimientos de doble porosidad:

• Modelo PSS de doble porosidad:

Lineal, bilineal, radial, esférico, frontera

• Modelo transitorio de doble porosidad:

Bilineal, pseudo-lineal, pseudo-radial


Etapa 1

Elaborar las gráficas log-log de diagnóstico de flujo

• Detectar y clasificar los regímenes de flujo

• m(p)/qg vs. t

• Función derivada de m(p)/qg vs. t

• Gp vs. t

m(p)/qg es [m(pi)-m(pwf)]/qg


Etapa 1 - Gráficas log-log de diagnóstico para flujo lineal

1.E+05

1.E+06

1.E+07

1 10 100 1,000

time (days)

m(p

)/q

g a

nd

t [

m(p

)/q

g]

deri

vati

ve

40

0.1

1.0

10.0

1 10 100 1,000

time (days)

Gp

(B

scf)

Derivativa

m = 1/2

m(p)/qg

m = 1/2

Gp

m = 1/2

tiempoMetodología para caracterizar yacimientos de gas convencionales y no convencionales: Casos de Campo

Etapa 2 - Elaborar una gráfica especializada para cada

régimen de flujo

• Caracteriza cada régimen de flujo detectado en las gráficas de

diagnóstico de flujo

• m(p)/qg vs. Función específica de t

• Función de tiempo:

• Flujo lineal: t1/2

• Flujo bilineal: t1/4

• Flujo radial: log ( t )

• Flujo esférico: 1/t

• Flujo dominado por la frontera: t

• De la línea recta se obtiene: la pendiente, la ordenada al

origen, y el tiempo final


0.E+00

1.E+06

2.E+06

3.E+06

4.E+06

0 2 4 6 8 10 12 14 16

m(p

)/q

g (

psi

a2-D

/Msc

f-cp

)

CRLm~

CPLm~

CRLb

CPLb

esrt

esrt

n

j

jn

gn

gjgjtt

q

qq

1

1

1)(

Etapa 2 - Gráfica especializada del tiempo de superposición

para flujo lineal


Etapa 3 - Estimar las propiedades del yacimiento, tamaño

del yacimiento y G

• Usar las fórmulas de interpretación para cada régimen

de flujo analizado:

• Pendiente, intercepción al origen, y tiempo final de la línea recta

• Datos del yacimiento y fluido

• Usar simulación numérica para confirmar o modificar el

análisis efectuado

• Estimar reservas de gas mediante predicción




Esquema del pozo A

• Único pozo en el yacimiento a 8,200 ft de profundidad

• 1,900 ft de espesor bruto en areniscas

• Baja permeabilidad ( k << 0.001 md )

• No existe fractura hidráulica

• 44 años de producción con Gp = 14 Bscf


Gráfica que muestra qg y Gp vs. t para el pozo A

47

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45

time (years)

qg (

Mscf/

D)

0

2

4

6

8

10

12

14

16

Gp (

Bscf)

Gasto de gas

Producción acumulada

Tiempo (años)


100

1,000

10,000

0 2,000 4,000 6,000 8,000 10,000 12,000 14,000 16,000

time (days)

qg (

Mscf/

D)

Gastos reales

Curva de declinación semi-log que muestra qg vs. t

para el pozo A

48

Tiempo (días)


1.E+05

1.E+06

1.E+07

10 100 1,000 10,000 100,000

time (dias)

m(p

)/q

g(p

sia

2-D

/Ms

cf-

cp

)

m = 1/2

m > 1

tesr = 6,630 días

(18 años)

Etapa 1 - Gráfica log-log de diagnóstico de flujo

para el pozo A

49

Tiempo (años)


0

1

10

100

10 100 1,000 10,000 100,000

time (days)

Gp (

Bscf)

Flujo lineal,

m = 1/2

Efectos de

frontera

Etapa 1 - Gráfica de diagnóstico de flujo de Gp vs. t

para el pozo A

50

Tiempo (años)



0.E+00

1.E+06

2.E+06

3.E+06

4.E+06

5.E+06

6.E+06

7.E+06

8.E+06

0 20 40 60 80 100 120 140

time1/2

(days1/2

)

m(p

)/q

g (

ps

ia2-D

/Ms

cf-

cp

)

0

2

4

6

8

10

12

14

16

Gp (

Bs

cf)Gp

m(p)/qg (psia2-D1/2)/(Mscf-cp)

tesr = 6,630 días

(18 años)

000,25~CPLm

Etapa 2- Gráfica especializada de

m(p)/qg y Gp vs. t1/2 para el pozo A

52

Tiempo1/2 (días1/2)


tvsq

pmpm

g

wfi.

)()(

donde es la pendiente de la línea recta

para pwf constante

CAk

CPLm~

CPLitg

Cmc

TAk ~

1

)(

1262

es difícil separar k y Ac de este producto

Etapa 3 - Calcular (pwf constante)

53

CAk


donde tesr es el tiempo final de la línea recta

de la gráfica de la raíz cuadrada del tiempo

esr

CPLitg

thm

T

cA ~

225

Etapa 3 - Calcular el área de drene

(pff constante)


Etapa 3 - Calcular Vp y G (pwf constante)

55

CPL

esr

igtg

gi

m

t

Bc

STG ~)(

225

Vp y G se pueden estimar sin conocer

, k, h, y A

esr

CPLitg

p tm

T

cV ~)(

225


G = 39 Bscf

Vp = 164 MM ft3 c.y.

(k)1/2Ac = 75,000 md1/2ft2

Resultados del análisis lineal para el pozo A a 18 años

(pff constante)


Pozo vertical

exhehxehxcA 4)2()2(

h

xe

Modelo lineal para geometría de flujo horizontal


22 erAC

CAPA de ALTA k kstreak = 100 md

k = 0.0011 md

10 ft 590 ft

Pozo

Yacimiento

Modelo radial para geometría de flujo lineal vertical hacia

una capa de alta k


Comparación de resultados entre flujo horizontal y flujo

vertical

59

Flujo horizontal (h= 590 ft) Flujo vertical (h= 590 ft)

mdk 001.0

rcfMMVp 161

mdk 0001.0

BscfG 2.39

22/1155,75 ftmdAk C

ftre 068,1

22.2 ftMMAC

22/1155,75 ftmdAk C

rcfMMVp 161

BscfG 2.39

21.7 ftMMAC

ftex 944


Pronósticos de producción en flujo transitorio

• Evaluar G mínimo en función de tesr de lagráfica especializada de flujo

• Calcular a tesr a partir de G y Gp

• Calcular JCP de:

• Predecir con balance de materia

60

p

)]()([ pffmpm

qJ

g

CP

G

G

z

p

z

p p

i

i 1


10

100

1,000

10,000

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

tiempo (años)

qg

(M P

CD

)g

0.00

2.00

4.00

6.00

8.00

10.00

12.00

14.00

16.00

18.00

Gp

(Bscf)

Historia Pronóstico

G = 37.65 Bscf

tehs

Historia y pronóstico de qg y Gp para el pozo A



0.E+00

1.E+06

2.E+06

3.E+06

4.E+06

5.E+06

6.E+06

0 3,000 6,000 9,000 12,000 15,000 18,000

time (days)

m(p

)/q

g (

psia

2-D

/Mscf-

cp

)

(psia2/Mscf-cp)

tesr = 6,630 días

(18.2 años)

15.76~exp dm

bexpd = 0.7 E+06

(psia2-D/Mscf-cp)

Etapa 2 - Gráfica especializada de

tiempo para el pozo A

63

Tiempo (días)


Step 3 - Propiedades del yacimiento y G para flujo

dominado por la frontera

64

digtg

gi

m

T

Bc

SG

exp~)(

57

ditg m

T

hcA

exp~)(

57

G se puede estimar sin conocer

k, h,


1.E+02

1.E+03

1.E+04

0 20 40 60 80 100 120 140

time1/2

(days1/2

)

qg

(M

scf/

D)

0.E+00

1.E+06

2.E+06

3.E+06

4.E+06

5.E+06

6.E+06

7.E+06

8.E+06

m(p

)/q

g (

psia

2-D

/Mscf-

cp

)

Simulación

Historia

Gasto real

Gráfica semilog especializada de ajuste de historia de

m(p)/qg vs. t1/2 usando simulación

65

Tiempo1/2 (días1/2)


Comparación entre resultados para flujo lineal, de efectos

de frontera y de simulación

66

SimulaciónFronteraLineal

BscfG 7.38

22/1119,75 ftmdAk C acresA 93

mdk 001138.0

BscfG 3.39

22/1155,75 ftmdAk C

BscfG 2.39

22.2 ftMMAc



Flujo lineal transitorio

Área de investigación es función del

tiempo de producción

Plano de fractura

Area (Ac) se determina por la

pendiente del flujo lineal

Pozo horizontal

Pozo horizontal(vista areal)

Longitud de fractura


0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

0 50 100 150 200 250

time (days)

qg (

Mscf/

D)

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

WH

FP

an

d B

HF

P (

psia

)

Gasto real

BHFP

WHFP

Después

del frac Antes

del frac

Gasto real

Datos de presión y producción para el pozo B

69

Tiempo (días)


1.0E+05

1.0E+06

1.0E+07

1 10 100 1,000

time (days)

m(p

)/q

g (

psia

2-D

/Mscf-

cp

)

m = 1/2

Etapa 1 - Gráfica de diagnóstico para el pozo B (antes y

después del fracturamiento)

70

Después del frac Antes del frac

Tiempo (días)


1.0E+05

1.0E+06

1.0E+07

1 10 100 1,000

time (days)

m(p

)/q

g (

psia

2-D

/Mscf-

cp

)

m = 1/2

Etapa 1 - Gráfica de diagnóstico para el pozo B (después

del fracturamiento e inicializando el tiempo de producción)

71

Tiempo (días)


0.0E+00

5.0E+05

1.0E+06

1.5E+06

2.0E+06

2.5E+06

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

m(p

)/q

g (

psia

2-D

/Mscf-

cp

)

(psia2-D1/2)/(Mscf-cp)

Después del frac

bCRL = 50,000

(psia2-D/Mscf-cp)

081,220~CRELm

n

j

jn

gn

gjgjtt

q

qq

1

1

1)(

Antes del frac

bCREL = -41,119

(psia2-D/Mscf-cp)

776,56~CRLm

(psia2-D1/2)/(Mscf-cp)

Etapa 2 - Gráfica especializada de t1/2 para el pozo B (antes

y después del fracturamiento)


Etapa 3 - Propiedades del yacimiento y G para flujo lineal

(qg constante)

73

2877,16 ftmdAk C

Bscfm

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Bc

STGMin

CRL

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igtg

gi7.0

~)(

128

2354,4 ftmdAk C

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Cm

T

cAk ~)(

803

Flujo lineal

antes del fracFlujo lineal

después del frac



Se obtuvieron las siguientes contribuciones técnicas:

• Catálogo de metodologías simples, confiable y por etapas

para el análisis de la producción bajo ambos qg constante y

pwf constante

• Homogéneos y Doble porosidad.

• Modelo analítico matrix-fracturas paralelas para una fase

simple

• Modelo para capas de alta permeabilidad en un yacimiento

de gas no convencional.


En un análisis de más de 200 pozos en

yacimientos de gas no convencionales

• Flujo transitorio de larga duración con efectos de

frontera fue detectado (150 pozos):

• Algunos pozos con fracturamientos masivos

• Algunos pozos con datos diarios de qg y pff

• Ajustados con un simulador de gas

• 40% flujo lineal de larga duración.

• 15% flujo bilineal de larga duración.

• Flujo pseudo-radial no se detectó.


Conclusiones

• Se requiere de un modelo global para explotar gas

no convencional que incluya:

• Optimización de pozos a perforar y terminaciones.

• Sustentabilidad ambiental.

• Modelo de negocio integral y flexible.

• Se deben usar ecuaciones a presión constante.

• Se pueden calcular mínimos valores de:

• Área de drene.

• Volumen poroso .

• G.

• , h , y A no se requieren para estimar G.


En yacimientos de gas no convencionales

• Se sugiere una “aproximación

multidisciplinaria” seleccionando el mejor modelo

de interpretación.

• Flujo transitorio de larga duración y cortas alas de

la fractura implica la necesidad de “desarrollar el

yacimiento con un espaciamiento cerrado entre

pozos”.


Pozo verticalFractura hidráulica

Patrones de flujo de permeabilidad alta

Incrementar la longitud de la fractura para tratar de alcanzar

y conectar los canales de permeabilidad alta


Las limitaciones de este trabajo son las siguientes:

• Las fórmulas de interpretación sólo aplican a flujo de

gas.

• Estas fórmulas se derivaron de soluciones analíticas

suponiendo qg constante o pff constante.

• Variación crítica de los datos de producción causado

por problemas operacionales y bastantes cierres del

pozo tienden a complicar el análisis.



0.E+00

1.E+06

2.E+06

3.E+06

4.E+06

5.E+06

6.E+06

0 3,000 6,000 9,000 12,000 15,000 18,000

time (days)

m(p

)/q

g (

psia

2-D

/Mscf-

cp

) Transitorio

Primera

frontera

Segunda

frontera

Se requiere un método para mejorar la estimación del G si

dos o más fronteras externas son alcanzadas

82

Tiempo (días)


Pozo vertical Fractura

Flujo lineal

Caracterización de varios yacimientos y patrones de flujo

de permeabilidad alta que resultan en flujo transitorio



“Se reconoce que la solución energética de la

demanda mundial de gas vendrá de fuentes de

energía con bajo número de carbonos necesaria

para reducir las emisiones globales”

“La buena noticia es que la tecnología para

producir gas natural está disponible hoy, tal vez no

se requiere esperar para otras opciones”

Palacio de Minería, México, D.F., Nov. 23, 2011

Metodología para caracterizar

yacimientos de gas convencionales y

no convencionales: Casos de Campo

Trabajo para Ingreso a la Academia de Ingeniería

Academia de Ingeniería, A.C.

Jorge Alberto Arévalo Villagrán

Documents

Metodología para caracterizar yacimientos de gas ... no... · Shale Gas representan yacimientos constituidos por rocas laminadas y consolidadas que han sufrido procesos metamórficos