Modeling Well Performance in Tight Unconventionals

Abstract

Denne masteroppgaven oppfyller, i sin helhet, kravene satt i kurset ``TPG4920 Petroleumsteknologi, Masteroppgave'' for studieprogrammet MTPETR ved Norges Teknisk-\\Naturvitenskapelig Universitet (NTNU). Det er det endelige dokumentet som kvalifiserer forfatteren til en mastergrad i petroleumsteknologi.

Hydrokarbonproduksjon fra skifer i Nord-Amerika, ofte omtalt som ukonvensjonell utvinning, har blitt en stor del av verdens totale produksjon. Dette har vært mulig gjennom nylig utvikling av hydraulisk oppsprekking av formasjonene. Det er imidlertid en ganske lav utvinningsgrad fra ukonvensjonelle felt sammenlignet med konvensjonelle felt (f.eks. offshore Norge). Derfor har industrien begynt å utforske nye metoder for å øke utvinningsgraden, og en gass-basert metode for økt utvinning kalt ``Huff-n-Puff'' gjennomgår for øyeblikket flere tester. En måte å forstå mekanismene bak ``Huff-n-Puff'' metoden er ved bruk av numerisk modellering av reservoaret, men dette krever en kalibrert modell som presist kan gjengi historisk produksjon fra reservoaret. Denne kalibrering er ofte omtalt som historietilpasning.

Målet med den oppgaven er å vise flere av aspektene ved petroleumsteknologi som må tas høyde for i reservoarmodellering og kalibrering av modellen mot historiske data. Det vises hvordan å håndtere og bruke data om alt fra brønngeometri til reservoaregenskaper.

En empirisk modell av hydraulisk oppsprekking i simuleringsverktøyet Sensor blir presentert som et mer appellerende alternativ, rent fysisk sett, i forhold til deterministiske modeller som bruker en predefinert geometri på det stimulerte bergvolumet. Modellen vil også ha en bedre representasjon av de store mengdene vann som injiseres i reservoaret, og den resulterende trykkoppbyggingen.

Det presenteres en generell metode for å historietilpasse reservoarmodellen presentert i oppgaven, og dette er ment til å være retningslinjer for hvordan man kan fange et hydraulisk oppsprukket reservoars oppførsel korrekt.

Alle aspekter ved petroleumsteknologi som diskuteres her blir underbygget med eksempler fra ekte data fra Montney-bassenget i Alberta, Kanada. Dette gjør det lettere å forstå hvordan man håndterer den store mengden data som følger selv en enkelt brønn i ukonvensjonell utvinning.

This thesis is fulfilling, in its entirety, the requirements of the course ``TPG4920 Petroleum Engineering, Master's Thesis'' for the study program MTPETR at the Norwegian University of Science and Technology (NTNU). It is the final document that qualifies the author to a MS degree in petroleum engineering.

Hydrocarbons production from shales in North America, commonly referred to as unconventionals, have become a large part of the world's total production. This has been made possible by recent advances in hydraulic fracturing. However, the production is much less efficient compared to production from conventional reservoirs (e.g. offshore Norway). Thus, the industry is looking for alternatives to increase production, and gas-based enhanced oil recovery through a method called Huff-n-Puff is currently being tested. A way to understand the mechanisms behind the Huff-n-Puff method is by the use of numerical simulations of the reservoir, but this will require a tuned reservoir model that can accurately represent the historical performance reservoir.

The goal of this thesis is to show the many aspects of petroleum engineering that needs to be addressed when modeling and tuning a reservoir model to historical well performance. We show how to handle data that describe everything from the well geometry to the reservoir properties.

An empirical hydraulic-fracturing model in reservoir simulation software Sensor is presented as a more physically appealing alternative to the deterministic models that uses predefined geometries of the stimulated rock volume. The model will also incorporate the large amounts of water injected into the reservoir, and the resulting pressure build-up.

A general approach of how to history match the reservoir model presented here is given, and it serves as guideline of how to correctly capture the reservoir performance of hydraulically fractured reservoirs.

All aspects of petroleum engineering addressed here are exemplified with real data from the Montney Basin in Alberta, Canada. This makes it easier to understand how to properly treat the large amount of data that follows just a single well in unconventionals.