Alışılagelmemiş Gaz Rezervuarlarında Üretim Debisi Azalım Eğrisi Yöntemlerinin Karşılaştırılması

Abstract

Son yıllarda petrol ve doğal gazdaki talep artışı özellikle düşük geçirgenlikli gaz ve şeyl gazı gibi alışılagelmemiş enerji kaynaklarının geliştirilmesine yol açmıştır. Düşük geçirgenlikli gaz rezervuarlarının geçirgenlik değerleri, hidrolik çatlatma olmadan üretimin ekonomik değerlere ulaşmasını mümkün kılmamaktadır. Tanım gereği bu tip rezervuarların geçirgenlik değerleri 0.1 mD’den (0.9869×10-15 m2) gözeneklilik değerleri ise yüzde 10’dan küçüktür. Bu tip rezervuarların geçirgenliklerinin çok düşük olmasından dolayı yarı kararlı akışa geçiş süreleri alışılagelmiş rezervuarlar kıyaslandığında çok uzundur. Bu tezde dört yöntem tamamı MATLAB (2010) yazılımında yazılan programlarla değerlendirilmiştir. Sonuçlar dokuz kuyunun saha verileri ve ECRIN (2012) yazılımında üretilen 3 sentetik örnek ile karşılaştırılmıştır. Yazılan programlar akış debilerini, özetlenen matematiksel modeller ile simule etmektedir. Kümülatif üretim değerleri her model için hesaplanmış ve çıktılar kuyu bazında karşılaştırılmıştır. Üretim debisi azalım eğrisi yöntemleri alışılagelmiş olarak ancak verilerin sınır etkilerini hissettikleri yarı kararlı akış bölgesine uygulanabilir.

In recent years increasing demand of oil and gas evoked the development of unconventional energy resources especially tight gas and shale. Tight gas reservoirs have such a low permeability that huge hydraulic fracturing is necessary to produce a well at economic rates. Tight gas reservoirs by definition have permeability less than 0.1 mD (0.9869×10-15 m2) and porosity less than 10 percent. For a long time unconventional gas reservoirs have been thought too complicated to produce because of very low permeability of these reservoir systems; however, recent advances in the fracturing technology lead the way for the exploitation of these reservoir systems. trustable methods are needed for prediction of producible portion of hydrocarbon in place. Therefore, estimation of hydrocarbon in place is one of the important issues regarding unconventional resources. In this thesis four methods are discussed by written scripts in MATLAB (2010). The results are compared with field data from 9 wells and 3 synthetic cases generated using ECRIN (2012) software. The written codes simulate the flow rates using summurized mathematical models. Cumulative production is calculated for each flow rate model and all the outputs are compared on a well basis.