Managing Uncertainties on Production Predictions Using Integrated Statistical Methods

Dejean, J.P.; Blanc, Grégory

doi:10.2118/56696-ms

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“…where v is velocity, l is viscosity, K is permeability, q is phase density, and b is the non-Darcy beta factor used in the Forchheimer correction and is determined by a correlation proposed by Evans and Civan (1994) as given:…”

Section: Reservoir Modelling In Shale-gas Reservoirsmentioning

confidence: 99%

An Efficient Reservoir-Simulation Approach To Design and Optimize Unconventional Gas Production

Sepehrnoori

2014

Journal of Canadian Petroleum Technology

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Shale-gas production has gained worldwide attention over the past several years. Production from shale-gas reservoirs requires horizontal drilling with multiple hydraulic fracturing to obtain the most economical production. However, there are high cost and uncertainty because of many inestimable and uncertain parameters (e.g., reservoir permeability, porosity, fracture spacing, fracture halflength, fracture conductivity, gas desorption, geomechanics, and existing natural fractures). Therefore, the development of a way to quantify uncertainties and optimization of shale-gas production in an efficient and practical method is clearly desirable.In this paper, we present a user-friendly and efficient framework to obtain the optimal gas-production scenario by optimizing the uncertain factors by integrating several commercial simulators, an economic model, design of experiment (DoE), and response-surface methodology (RSM) with a global optimization search engine. Specifically, we use factorial design to screen insignificant factors and find the most influential design and uncertain factors; then, we use RSM to design over those most influential factors to fit a response surface using net present value (NPV) as the objective function; finally, we identify the most economical production scenario under conditions of uncertainty. Eight uncertain parameters [i.e., porosity, permeability, reservoir thickness, reservoir pressure, bottomhole pressure (BHP), fracture spacing, fracture half-length, and fracture conductivity] with a reasonable range on the basis of Barnett-shale information are investigated. Also, different gas prices are considered for the optimization process.This framework is effective and efficient for hydraulic-fracturing-treatment design and production-scheme optimization in unconventional gas reservoirs. It can contribute to providing guidance for engineers to modify the design of a hydraulic-fracture treatment before the actual fracture treatment.

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Section: Reservoir Modelling In Shale-gas Reservoirsmentioning

confidence: 99%

An Efficient Reservoir-Simulation Approach To Design and Optimize Unconventional Gas Production

Sepehrnoori

2014

Journal of Canadian Petroleum Technology

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“…In the proposed approach, uncertainty assessment through statistical approximation of the reservoir modeling workflow is mainly based on the experimental design theory (Damsleth et al, 1991;Dejean and Blanc, 1999;Corre et al, 2000;Feraille et al, 2003). This theory allows studying and quantifying the impact of uncertain parameters on a given process.…”

Section: Focus On Statistical Approximationsmentioning

confidence: 99%

Uncertainty management: From geological scenarios to production scheme optimization

Zabalza-Mezghani¹,

Manceau²,

Feraille³

et al. 2004

Journal of Petroleum Science and Engineering

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“…The principle as quoted in [14] is "to get the maximum information at the lowest experimental cost by varying all the uncertain parameters simultaneously. In (this) case, the physical process is replaced by the reservoir simulator".…”

Section: Reservoir Modelingmentioning

confidence: 99%

Integrated Reservoir Management: a Powerful Method to Add Value to Companies' Assets. a Modern View of the Eor Techniques

Kalaydjian

Bourbiaux

2002

Oil & Gas Science and Technology - Rev. IFP

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Résumé -Gestion intégrée des réservoirs : une méthode performante pour accroître la valeur des réserves des compagnies pétrolières. Une conception moderne des méthodes de récupération assistée -La gestion intégrée des réservoirs est une méthode attractive permettant d'accroître la valeur des réserves des compagnies pétrolières. Augmenter les réserves de gisements en cours de production par l'utilisation d'une stratégie de développement optimisée constitue en effet, pour les compagnies pétrolières, une réelle opportunité et une alternative intéressante à des campagnes d'exploration coûteuses et risquées. La gestion intégrée des réservoirs est, dans son principe, une façon de combiner des méthodologies et des technologies telles que la caractérisation de réservoir, l'utilisation d'architectures complexes de puits, les méthodes avancées de mesures pétrophysiques, le monitoring des réservoirs, ou encore, la simulation de réservoir, et de créer entre elles une réelle synergie. Du fait des avancées très significatives observées dans le domaine de l'informatique, la gestion intégrée des réservoirs se conçoit également comme une gestion en temps réel. L'énorme quantité d'informations acquises durant la production d'un réservoir peut ainsi être utilisée pour développer la compréhension de son organisation, remettre à jour le modèle géologique qui le décrit, réduire les incertitudes, concevoir l'architecture de production la plus appropriée, garantir la productivité et l'injectivité des puits, identifier et cibler des poches d'huile non drainées, sélectionner le procédé de récupération le plus adapté dans le but final d'accroître le taux de récupération. La plupart des éléments d'une telle stratégie sont déjà disponibles, mais ce qu'il reste à développer est la façon de les combiner afin de construire un réel système intégré. Celui-ci constituera certainement un outil majeur dans la panoplie de l'ingénieur de production de demain. Dans cet article, nous passons en revue et illustrons les différents ingrédients de ce système intégré. Abstract

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Managing Uncertainties on Production Predictions Using Integrated Statistical Methods

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An Efficient Reservoir-Simulation Approach To Design and Optimize Unconventional Gas Production

An Efficient Reservoir-Simulation Approach To Design and Optimize Unconventional Gas Production

Uncertainty management: From geological scenarios to production scheme optimization

Integrated Reservoir Management: a Powerful Method to Add Value to Companies' Assets. a Modern View of the Eor Techniques

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