Integration of Core and Log Data to Quantify Producible Oil in Place: Eagle Ford Shale

08 Окт 2013 Прочитано 3385 раз
Оцените материал
(0 голосов)

Production of oil from organic shale reservoirs is a function of porosity, hydrocarbon saturation, pore pressure, matrix permeability, and hydraulic fracture surface area plus fracture conductivity. Hydraulic fracture surface area, porosity, saturations and pore pressure dominate initial production rates. Matrix permeability becomes increasingly important in sustaining production later in time. Permeability measurements to oil from organic shale core samples are not commercially available today.

However, permeability to oil is believed to be a function of pore throat size, wettability, and water saturation, the same as a conventional reservoir. This work investigates pore size, wettability, and expelled hydrocarbon volumes using log and core-based nuclear magnetic resonance data from the Eagle Ford Shale focused on the comprehensive evaluation of one well. Comparisons with core porosity measurements, scanning electron microscope images (SEM) and mercury injection capillary pressure tests (MICP) are compared with the nuclear magnetic resonance (NMR) interpretation for calibration and validation. The NMR T2 distribution is partitioned into regions of bound and producible free fluid.

Two types of pore systems are present in the Eagle Ford Shale; kerogen-hosted (OM) and inter/intra particle (IP). Bore hole logs indicate the upper Eagle Ford Shale is dominated by IP porosity, and the lower Eagle Ford Shale is dominated by OM porosity. Core NMR indicates OM pores are hydrocarbon wet while IP pores have mixed wettability. Core pore fluids are not representative of in-situ conditions as the lighter portion of the hydrocarbons have been expelled during core recovery. Comparison between log and core measured NMR allows the quantification of the expelled hydrocarbon—those zones with the best producibility. Understanding which portion of a shale reservoir contains producible fluids impacts target zone selection.

Об Авторе


Ричард Льюис
Технический менеджер отдела петрофизики
Нетрадиционные ресурсы
Шлюмберже

Ричард (Рик) Льюис разработал процесс оценки коллекторских свойств газовых сланцев и запасов сланцевого газа, который был внедрен десять лет тому назад и применялся более чем в 3000 скважинах в Северной Америке. На данный момент Рик, занимая пост технического менеджера отдела петрофизики в Далласе, руководит группой, ответственной за постоянное совершенствование этого рабочего процесса, за его внедрение и применение на международном рынке, а также за разработку процессов оценки сланцев, содержащих извлекаемые запасы жидких углеводородов.

Рик также взаимодействует с научно-исследовательскими и инженерно-технологическими подразделениями компании «Шлюмберже» по вопросам разработки технологий по оценке нетрадиционных пластов. До этого назначения он был ответственным за развитие методов интерпретации данных ГИС для Центральных и Восточных регионов Соединенных Штатов. Рик также работал в компании Shell Oil и в Геологической службе США.

Рик получил степень бакалавра геологии в Калифорнийском университете в Лос-Анджелесе, степень магистра и доктора геологических наук – в Калифорнийском технологическом институте.

Конгресс-центр ТПП РФ:

Скачать презентацию

Оставить комментарий

Убедитесь, что вы вводите (*) необходимую информацию, где нужно
HTML-коды запрещены