Rock physics modelling of elastic properties of organic shale considering kerogen stress and pore pressure distribution

Han, Xuehui; Nie, Junguang; Guo, Junxin; Long, Yang; Xu, Denghui

doi:10.1016/j.petrol.2018.11.063

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“…The effective elastic properties of organic shales have been extensively studied by different methods, for example, analytical models [23] based on effective medium theory, the modified Backus averaging method [5], the Hashin-Shtrikman lower-bound model [24], the hybrid approach of Backus averaging, Krief/Gassmann models [25]- [26], the solid substitution model [27]- [28], the rock-physics template to correlate kerogen maturation and elastic behaviors of shale [1], and rock-physics modeling of elastic properties for prestressed organic shales [29]. The analytical model for effective elastic properties is only applicable to simple media.…”

Section: Introductionmentioning

confidence: 99%

Multiscale Reconstructions, Effective Elastic Properties, and Ultrasonic Responses of Kerogen Matter Based on Digital Organic Shales

Rao

Wang

et al. 2021

IEEE Access

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Organic shales usually present significant heterogeneities in rock textures and reservoir properties due to differing kerogen contents and morphologies, subsequently impacting shale elastic properties and acoustic responses. Numerical upscaling of digital organic shales to evaluate effective elastic properties and acoustic responses has important implications for source rocks and unconventional reservoir characterization. We propose a modeling framework that includes the multiscale reconstruction of kerogen distributions, the numerical modeling of effective elastic properties, and the acoustic response to evaluate the contribution of organic matter. Based on digitized images of the microstructure of Longmaxi black shale samples obtained by X-ray CT, the kerogen components are identified and decomposed into different-level slices in terms of organic matter sizes and morphologies. Multiscale random media reconstruction is applied to these kerogen slices, with synthetic kerogen distributions validated by original counterparts. A finiteelement method is used to model the effective elastic properties of digital organic shales, by which we investigate the effect of different kerogen contents and organic matter morphologies. We use a rotated staggered-grid finite-difference method to simulate ultrasonic wave propagation in digital organic shales to evaluate the response of different kerogen contents and organic matter morphologies. Numerical examples show that the multiscale random media method can be applicable to natural organic shales for the reconstruction of kerogen distributions. The elastic properties mainly depend on kerogen contents, with less influence by organic matter morphologies. The ultrasonic scattering effects become stronger for higher kerogen contents with smaller rounding coefficients. Our results confirm the applicability of the proposed modeling framework to support unconventional reservoir characterization. The purpose of this study is to provide the possibility of indicating the sweet point of shale. INDEX TERMS Digital organic shales, effective elastic properties, kerogen contents, multiscale reconstructions, organic matter morphologies, ultrasonic responses.

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Section: Introductionmentioning

confidence: 99%

Multiscale Reconstructions, Effective Elastic Properties, and Ultrasonic Responses of Kerogen Matter Based on Digital Organic Shales

Rao

Wang

et al. 2021

IEEE Access

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“…Según los autores, este modelo podría aplicarse para calcular las propiedades elásticas de reservorios de petróleo pesado ya que el relleno fluido de la roca, altamente viscoso y posiblemente no-newtoniano, actúa como un sólido. El modelo de CS fue usado para modelar módulos elásticos y velocidades de laboratorio para shales orgánicas por Carcione et al [2011] Han et al [2018] para diferentes shales (Bakken, Kimmeridge, Barnett y otras). Estos autores coinciden en que usar el querógeno como el relleno poral honra los datos medidos.…”

Section: Teoría De Ciz Y Shapiro [2007]: Sustitución Sólidaunclassified

Calibración de modelos de física de rocas poroelásticos en shales orgánicas argentinas y aplicaciones

Panizza¹

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En este trabajo de tesis se estudiaran un conjunto de problemas relacionadas a la calibración y aplicaciones de la física de rocas para reservorios no-convencionales tipo shale a diferentes escalas. Con el fin de evitar incluir detalles de la microestructura de estas rocas en el modelado, y debido a la complejidad que esa tarea requeriría, surge la conveniencia de usar teorías de medios continuos poroelásticos. Se toma el modelo de sustitución sólida que es un modelo tipo Gassmann propuesto por los autores Ciz y Shapiro [2007] (CS) y se lo modifica en función de los datos disponibles. Este modelo permite predecir las propiedades elásticas de la roca como, por ejemplo, su rigidez, sus módulos elásticos, las velocidades de propagación de ondas elásticas, los efectos debidos a los cambios en el relleno poral entre otras propiedades. Como veremos, en este modelo el relleno poral no es un fluido sino un sólido y para nuestro modelado consideraremos que dicho relleno es un sólido efectivo que surge de combinar, con modelos de física de rocas, la materia orgánica sólida con los fluidos móviles de la roca. Esta construcción del relleno poral resulta ser un refinamiento al modelo de Ciz y Shapiro [2007] y constituye un aporte original de esta tesis. Al incluir los fluidos porales en el relleno observamos mejoras significativas respecto a otros modelos que los desprecian, incluso para este tipo de rocas con porosidades tan bajas. De esta forma, el modelado relaciona información variada sobre la composición petrofísica, geoquímica, mineralógica y de los fluidos porales de la roca con las propiedades elásticas de la misma. Sin embargo, para poder relacionar toda esta información variada, es necesario conocer las propiedades de las distintas componentes, minerales, orgánicas y fluidas de la roca, o bien, asumirlas. El flujo de trabajo que adoptaremos será, a partir de comparar las velocidades predichas con las velocidades medidas se optimizarán aquellas propiedades (y otros parámetros del modelo) desconocidas, o bien, inciertas a través de un esquema de inversión utilizando diferentes estrategias numéricas. Las aplicaciones y lecciones aprendidas del modelo hasta aquí descripto se resumen en un primer caso de estudio (Cap. 3) que fue publicado en una revista científica internacional con referato. Para poder modelar la dependencia de los módulos elásticos con la presión diferencial (la cual surge de la diferencia entre la presión de confinamiento y la poral) incorporamos al modelo de sustitución solida el modelo PDA (Porosity Deformation Approach) de los autores Shapiro y Kaselow [2005] que es, a su vez, una extensión anisótropa del modelo de piezosensibilidad elástica de Shapiro [2003]. Es generalmente aceptado en la bibliografía de referencia que el aumento de las velocidades sísmicas con la presión es debido al cierre de poros dúctiles, sin embargo, la mayoría de los modelos de física de rocas dependientes de la presión no ofrecen un desarrollo teórico formal sino que se basan en construcciones empíricas. El modelo PDA es el primero que propone un formalismo poroelástico sobre la relación de las velocidades sísmicas y el cierre de poros dúctiles que representa fielmente las mediciones de laboratorio para rocas anisótropas. Sin embargo, es poco conocido dentro de la comunidad geofísica puesto que hay muy escasos antecedentes de su utilización. En este trabajo de tesis se presentan los primeros antecedentes de su uso en datos de shales argentinas. Se trata de 3 casos de estudio del modelo PDA combinado con CS (PDACS). El primero sobre un set de datos de laboratorio de la shale fm. Inoceramus, Cuenca Austral, (Cap. 4) también publicado en una revista científica internacional con referato. El segundo, sobre datos de ultrasonido sobre una terna de muestras de afloramientos de la shale fm. Agrio, Cuenca Neuquina Argentina con alto contenido carbonatico (Cap. 5). El tercero, sobre datos de perfilaje de pozos también de la shale fm. Inoceramus (Cap. 6).

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An innovative approach for investigation of overpressure due to hydrocarbon generation: a regional study on Kazhdumi formation, South-western Zagros Basin, Iran

Sadeghtabaghi,

Kadkhodaie,

Mehdipour

et al. 2024

J Petrol Explor Prod Technol

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Overpressure is always considered as a severe problem in the oil industry. Besides creating life risks through serious accidents while drilling, failure to correctly identify high-pressure intervals causes a significant increase in costs and prolongs the drilling process. Kazhdumi Formation in the Abadan Plain is considered as a high-pressure formation in several wells. Various reasons can cause overpressure problem. Hydrocarbon generation is one cause of abnormal pressure in source rocks. Understanding hydrocarbon generation potential can be a helpful approach since the Kazhdumi Formation is considered as a probable source rock in this area. In this paper, in order to better understand the problem of abnormal pressure in Kazhdumi Formation, geochemical concepts and tools have been applied. To that way, 1D petroleum system modeling of five wells was done, and the thermal maturity level of Kazhdumi Formation was determined and then, compared with drilling records. The results indicate that in wells where this formation has sufficient organic matter and has reached an early mature level, there is an abnormal pressure problem. Otherwise, this formation does not show abnormal pressure. Also, geochemical data are not available in all drilled wells, which makes impossible the assessing of hydrocarbon generation role. Therefore, petrophysical well logs (sonic (DT), neutron (NPHI), density (RHOB), spectral gamma ray (SGR), and resistivity (RES)) as well as 137 sets of geochemical data belonging to 13 wells from 7 oilfields in the Abadan Plain were used to predict geochemical indicators. Using artificial neural networks, geochemical data of a well in Abadan Plain were predicted. This selected well has a high-pressure problem in Kazhdumi Formation, but no geochemical data are available in this well. The results of predicted geochemical data show that the high-pressure phenomenon in this well may also be due to hydrocarbon generation. The precise understanding of the abnormal pressure, resulting from hydrocarbons generation, requires comprehensive studies and a full investigation of the studied area. However, the results of this paper help to predict approximately the behavior of the source rocks before drilling. Acquiring this overview will aid in reducing drilling hazards and costs.

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Rock physics modelling of elastic properties of organic shale considering kerogen stress and pore pressure distribution

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Multiscale Reconstructions, Effective Elastic Properties, and Ultrasonic Responses of Kerogen Matter Based on Digital Organic Shales

Multiscale Reconstructions, Effective Elastic Properties, and Ultrasonic Responses of Kerogen Matter Based on Digital Organic Shales

Calibración de modelos de física de rocas poroelásticos en shales orgánicas argentinas y aplicaciones

An innovative approach for investigation of overpressure due to hydrocarbon generation: a regional study on Kazhdumi formation, South-western Zagros Basin, Iran

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