Research">
Yacimientos No Convencionales
Yacimientos No Convencionales
Yacimientos No Convencionales
Objetivo de la Presentacin
Conocer el espectro de los sistemas no-Convencionales y entender su magnitud en Norte Amrica y su expansin como un fenmeno global. Discutir las principales caracteristicas de los Yacimientos asociados a gas de Lutita (Shale Gas) y Yacimientos de Baja Permeabilidad y aspectos exploratorios.
Resaltar con diferentes ejemplos su potencial y estudios adelantados en Colombia por PSE en las cuencas del Valle Inferior del Magdalena y Cordillera. Generar inters en las nuevas generaciones sobre el desarrollo de oportunidades en Yacimientos No-Convencionales.
http://www.merriam-webster.com
Unconventional Gas Accumulations CBM Shale Gas Basin Center Gas Tight gas
10X
(Ben Law, 2002)
6
Produccin diaria asociado a Shale Gas: 5 BCF/dia 20-35 % de la produccin domestica de Norteamrica.
(Curtis, 2000)
2011
1997
2009
Convencionales vs No-Convencionales
Convencional
No-Convencional
Aspectos Importantes:
-Roca Fuente -Reservorio -Trampa -Migracin -Sello
10
11
Lutita : Reservorio + Fuente + Sello Almacenamiento de Gas: Adsorcin (M.O) + Libre (Fracturas, Matriz) + Solucin Acumulaciones extensas (rea) Variacin de permeabilidad extrema Lutita no es HOMOGENEA
12
SOTERRAMIENTO
13
14
Escala Micro
Pirita Framboidal
Materia Orgnica
15
16
Caolinita
Clorita
Pirita Framboidal
17
18
Bustin et al.,2006
12
10
4 Corrected Lagmuir Isotherm Corrected As-Received Data 0 500 1000 1500 2000 2500 Pressure, psia 3000 3500 4000
Parameters
Methane Langmuir Parameters (U.S. Units) As-Received 0.0764 57.8303 0.9995 13.10 757.37 Gs = (GsL*p)/(PL+p) 3,745.00 10.89 15.88 977.29 Gs = (GsL*p)/(PL+p) 3,745.00 0.372 12.59
Slope, ton/scf: Intercept, psia*ton/scf: Regression Coefficient (squared): Langmuir Storage Capacity, scf/ton: Langmuir Pressure, psia: Langmuir Equation: Reservoir Pressure (Midpoint), psia: Storage Capacity, scf/ton:
Absolute/Corrected Isotherm
Corrected Langmuir Storage Capacity, scf/ton: Corrected Langmuir Pressure, psia: Langmuir Equation: Reservoir Pressure (Midpoint), psia: Adsorbed Phase Methane Density, gm/cc Storage Capacity, scf/ton:
19
20
21
22
BAJO PR ALTO YM
23
VIDEO
24
25
10 Years
12 Years
26
1 Year
10 Years
20 Years
27
28
DUCTIL
FRGIL
3321-3395(MD) 3819-3912(MD)
750
PROF: 4993 2.5 PHI: 21.3 % K (Klink) : 1.13 mD RHOB: 2.67 g/cm3
50 micras
30
CUARZO 37%
ARCILLAS 44%
CUARZO 40%
ARCILLAS 54%
PLAGIOCLASAS 8%
4980. 4
4995. 3
FELDESPATO 1%
Esmectita 1%
I/S Mixtas * 5%
I/S Mixtas * 9%
Caolinita 13%
Esmectita 2%
Caolinita 14%
Ilita 12%
Clorita 17%
31
FM. FAYETEVILLE
Carb
FM. PORQUERO
50 micras
32
0.1 mm
Rock Typing Parameters f (%) : 4.7 % Total Clay : 34 % Total Quartz: 33 % Total Carbonate: 8% TOC (%): 7.52 % Maturity: Type II/III
Carb
0.1 mm
Rock Typing Parameters f (%) : 7.17% Total Clay : 27 % Total Quartz: 33 % Total Carbonate: 20 % TOC (%): 4.80 % Maturity: Type III
Rock Typing Parameters f (%) : 16-21% Total Clay : 44-54 % Total Quartz: 37-40 % Total Carbonate: 1-50 % TOC (%): 0.7-1.2 % Maturity: Type III/II 33
CUARZO 40%
ARCILLAS 44%
VIM
34
35
Frac Height
36
37
39
40
Conceptos bsicos del play de Baja Permeabilidad (Tight Gas) Tight Gas or
CBM/NGC Conventional
Gas en Lutitas
Yacimientos con Permeabilidad: 0.001 0.1 mD Reservorio: Areniscas/Limolitas/Carbonatos Se comporta mas hacia el rango de los convencionales (e.g. Trampa, Migracin) Abundantes Shows de Gas durante la perforacin* Baja produccin de Agua (1.0 bbl/mmcf)* Presin Anormal* Ausencia de Contacto Agua/Gas
TIGHT GAS sandstone TIGHT LIGHT OIL Reservorios de Baja conglomerate K carbonate
41
LEGENDA
PROPIEDADES RESERVORIO FACIES PRESION RESERVORIO ROCA FUENTE KEROGENO PROXIMIDAD ROCA FUENTE TIPO DE TRAMPA
43
Profundidad: 8200 11,800 ft Gradiente Presin: 0.55-0.59 psi/ft Produccin Tpica : 1 4 MMCFGPD
QI despues de estimulacin
PROPIEDADES RESERVORIO FACIES PRESION RESERVORIO ROCA FUENTE KEROGENO PROXIMIDAD ROCA FUENTE TIPO DE TRAMPA
JONAH FIELD
Greater Green River Basin Wyoming, USA
RESERVORIO - Lenticular
Objetivo: Fm. Lance (Maastrichtiano) : 8 12% K: 0.01 - 0.1 mD Espesor: 2800 4200 ft Channel Dimensions:
Alto: 10-100 ft Ancho: 150-4000 ft
TRAMPA
Estructural: Interseccin fallas
de rumbo Sello: Intra-formacional
44
0.248 mD
6.1 mD
0.834 mD
<0.001 mD
2.17 mD
6.321 mD
0.68 mD
0.53 mD
1.2 mD
45
46
VIM
Arenisca lenticular con deformacin sinsedimentaria, englobada en lutita limosa/arenosa.
750
RESULTADOS DRX
FELDESPATO-k 2% PLAGIOCLASAS 14%
Esmectita 1%
I/S Mixtas * 5% Ilita 9% Caolinita 13%
Tomado de F. Yoris.
CUARZO 40%
ARCILLAS 44%
Clorita 16%
Registro ECS (mineraloga) indica contenido importante de cuarzo. Arenas con alta arcillosidad. 47 XRD en progreso.
Prueba de Embedment
4979.60 ft 1.40
Test Temperature F Proppant Mass (lb/ft 2) Proppant type 70 2 20/40 Optiprop G2
4984.70 ft
4996.40 ft
1.20
1.00
Embedment (mm)
0.80
0.60
0.40
0.20
4979.60 ft 1.40
0 2000 4000 6000 8000 10000
4984.70 ft
4996.40 ft
0.00
Pressure (psi)
1.20
1.00
ent (mm)
0.80
0.635 mm
48
49
50
51
52
53
Estimulacion es REQUERIDA!
Baja Permeabilidad = Estimulacin Hidraulica Multi-Etapas
Productividad del pozo increment ~2.5 veces en comparacin con la prueba inicial. La produccin de Gas despus del trabajo de fracturamiento fue de 1.6 MMscfd y la presin en cabeza aumento a 1366 psi. Relacin Gas / Condensado aumento de 12 a 30 bbl/mmscf.
54
PAY/TIPO DE FLUIDO ANOMALIA ESPECTO. ACUSTICA DE MASAS SHOWS NET PAY FRACTURABILIDAD DURANTE CONVEN DE LA ROCA PERF.
Dctil
55
56
Cordillera Pozo A
57
VIM
Depth (Ft)
CORDILLERA
Fayetteville
PORQUERO LMV
CHIPAQUE CORD
Haynesville
FOMEQUE CORD
Muskwa
Woodford
Barnett
Marcellus
Montney
58
0
Barnett
Montney
Muskwa
Woodford
Marcellus
59
VIM
Cordillera Basin
Catatumbo Basin
60
2) -
LUTITA: Permeabilidad: 4.5E-07 - 0.8 mD Porosidad: 19-20% (Ncleo) Saturaciones Gas (Sg): 28-50% Contenido Orgnico (COT): 0.3 1.3 % Madurez Termal (Ro): 0.48 0.63 % Predominancia Kergeno: Tipo III y II
61
Reflexin
62
PREGUNTAS