How to Improve our Understanding of Gas and Oil Production Mechanisms in Liquid-rich Shale

Abstract

Three phase oil, gas, and water flow in liquid-rich shale plays is investigated in this paper, using a state-of-the-art technique of dividing shale matrix into different sub-media. Shale reservoirs always present numerous challenges to modeling and understanding, from unintuitive, heterogeneous, and difficult to characterize rock properties, to limited understanding of the governing flow equations, lack of fundamental knowledge on related desorption mechanisms, and nearly impermeable formations with pores on the order of magnitude as the mean free path of gas molecules. This work proposes a partitioning scheme to divide porous media in shale into three different sub-media (porosity systems) with distinctive characteristics: inorganic matter and kerogen (in the shale matrix), along with fracture network (natural or hydraulic). The current model gives us the capability of better analyzing the complex nature of mass transfer in shale. Relative permeabilities in our model are accounted for by employing the functions specifically presented for shale reservoirs. Our model can also handle various flow and storage mechanisms corresponding with shales such as molecule/wall interactions and slippage of the gas phase, multicomponent desorption, and capillarities. Simulation results show that hydrocarbon production from shale reservoirs exhibits complicated dynamics that are controlled by a number of different factors. Because of very high capillary pressure in shale, water is observed to imbibe into the water-wet inorganic matter during the late production period. On the contrary, mass flow in the oil-wet kerogen is mostly limited to two-phase oil and gas flow. Although kerogen is considered to be a rich source of hydrocarbon, relatively high capillary pressure and very low rock permeability hinder oil production in organic-rich shale. We might be able to address such problems by employing an appropriate production enhancement technique compatible with the ultra-tight nature of such reservoirs.

Оn a hydro-geomechanical modeling of shale formations

“…Так как кероген -это органическое ве-щество, его поверхность принято характеризовать как гидрофобную, что оказывает большое влияние на ка-пиллярные давления и относительные фазовые про-ницаемости [Alfi et al, 2014]. Из-за малого размера пор кероген способствует повышенному проявлению эф-фектов, связанных с капиллярными силами, которые в свою очередь являются механизмом притягивания уг леводородов.…”

“…Для вывода передаточных функ-ций была использована скорректированная псевдоста-ционарная «дарси-образная» модель. Хотя применение этой модели приводит в некоторых случаях к неудовле-творительным результатам [Alfi et al, 2014], анализ ар гументов [Alfi et al, 2014] привел нас к предвари-тельному заключению (требующему многочисленных проверок), что они справедливы для газовых форма-ций, так что использования методики [Guo et al, 2014] и ей подобных [Bustin et al, 2008], основанных на мо дифицированных классических передаточных функ-циях, оправдано для построения прокси рекомендаций Рис. 3.…”

“…К подобным подходам относится прежде всего метод MINC (Multiple Interacting Continua) [Alfi et al, 2014;Moridis, 2014]. Метод является обобщением мо-дели двойной пористости на случай среды с много-масштабной трещиноватостью, которая моделируется разделением области течения на вложенные объемные элементы в соответствии с условием термодинамиче-ского равновесия в каждом из элементов.…”

“…Третий подход продемонстрирован в [Hinkley et al, 2013;Alfi et al, 2014], где сланцевая формация была разделена на керогеновую составляющую, неорганичес-кую матрицу, микротрещины и макротрещины. В обе-их работах крупно-и среднемасштабные трещины описываются индивидуально с допущением наличия внутренней структуры у каждого элемента сетки -пред ставительного элементарного объема исходной мо-дели, представляющего собой пористую микротрещи-новатую среду, в которой передаточные функции вы числяются неявно моделированием на микромас-штабных сетках, соответствующих в конечном итоге однородному по отношению к трещинам представи-тельного элементарного объема.…”

General Multi-Porosity simulation for fractured reservoir modeling

“…Wu et al (2014) proposed a generalized model to simulate three different porosity types in shale reservoirs: discrete-fracture for hydraulic fracture system, and continuum approach (MINC) for natural fracture system and tight matrix blocks. Discrete-matrix in Micro-Scale Model was applied to represent different matrix types in fractured shale reservoirs (Alfi et al, 2014), and for single phase scenario the Micro-Scale Model was further upscaled to reservoir scale through a concept of matrix apparent permeability for DualPorosity Modeling (Yan et al, 2013a). After all, those approaches are still based on the framework of Dual-Porosity Model, and the number of simulated porosity systems is increased but still limited.…”