PRACTICAL EVALUATIONS OF SHALE AND TIGHT GAS RESERVOIRS

Instructor: Roberto Aguilera

9 a 17 Hs

Para solicitar información adicional:

cursos@spe.org.ar

Socios         2,900 USD

No Socios    3,100 USD (*)

(*): Incluye inscripción de 1 año en SPE Internacional

OBJETIVOS

El Curso presenta métodos nuevos y prácticos que pueden ser reproducidos fácilmente en una hoja de cálculo para la evaluación de Lutitas gasíferas (Tight Gas Shale) y areniscas gasíferas compactas (tight gas sands). Esto incluye graficados modernos de Pickett que permiten determinar, por ejemplo, el TOC, LOM y los efectos de difusión o flujo viscoso.  También métodos que permiten evaluar curvas de presión y de declinación de producción bajo condiciones de flujo radial o lineal usando modelos de porosidad sencilla, doble y triple, con cálculos precisos que pueden ser reproducidos en una forma sencilla. Igualmente estos reservorios se comparan con yacimientos naturalmente fracturados y con yacimientos convencionales. Cubre los aspectos geológicos, petrofísicos, de ensayos de pozos, de perforación, terminación y estimulación, balance de materiales, “performance forecast”, análisis de declinación y recuperación. Los alumnos que así lo deseen podrán traer al Curso sus casos reales para su análisis y discusión. También cubre  temas de gas de carbón (coalbedmethane).

ESTÁ DIRIGIDO A

Está diseñado para geólogos e ingenieros de reservorio, petrofísicos e ingenieros de producción. El Curso es práctico y como tal está dirigido primariamente a profesionales que trabajan o están interesados en el área de explotación de reservorios de gas no convencionales.

PROGRAMA DEL CURSO

1. Introduction, unconventional gas reservoirs. Common thread between unconventional gas and naturally fractured reservoirs. Conventional and unconventional global gas endowment. United States and Canadian experiences. Concepts for generating giant shale and tight gas reservoirs.
2. Geologic aspects of shale gas and tight gas reservoirs. Determination of Flow Units. Comparison with naturally fractured and conventional reservoirs. Differences and similarities.
3. Drilling, completion and stimulation of shale gas and tight gas sands formations. Use of drill cuttings for determining porosity and permeability. Geomechanical properties. Comparison with naturally fractured and conventional reservoirs.
4. Formation evaluation (petrophysics) of shale gas and tight gas sands reservoirs. Comparison with naturally fractured and conventional reservoirs. Mineralogy effects. Use of single, dual, triple and quadruple porosity models. Use of modern Pickett plots for evaluation of porosity, water saturation, total organic carbon (TOC), level of organic methamorphism (LOM), diffusion and viscous flow, permeability, process speed, capillary pressure, height above free water table, pore throat aperture, grain size, Kozeni’s constant, and range of initial flow rates
5. Formation evaluation (well testing) of shale gas and tight gas reservoirs. Comparison with naturally fractured and conventional reservoirs. Use of single, dual and triple porosity models. Evaluations under radial and linear flow conditions without the need of specialized software (a few columns in a spread sheet provide the same results as complicated equations in Laplace space).  
6. Material balance for shale gas and tight gas reservoirs. Comparison with naturally fractured and conventional reservoirs. Dual, triple and multiple porosity reservoirs. Adsorption effect. Stress dependent reservoirs,
7. Performance forecast and recoveries from shale gas and tight gas reservoirs. Comparison with naturally fractured and conventional reservoirs. Use of single, dual and triple porosity models in production decline analysis. Rate transient  evaluations under radial and linear flow conditions without the need of specialized software.
8. Geologic aspects of coal bed methane (CBM) reservoirs, drilling, completion and stimulation of CBM reservoirs. Differences and similarities with other unconventional gas reservoirs.
9. Formation evaluation (petrophysics and well testing), performance forecast and recovery from CBM reservoirs. Differences and similarities with other unconventional gas reservoirs.

Roberto Aguilera es profesor y ‘ConocoPhillips-NSERC-AERI Chair’ en la Escuela Schulich del Departamento de Ingeniería Quimica y Petróleos de la Universidad de Calgary, Canadá, Editor Ejecutivo de la Revista de Tecnología del Petróleo de Canadá (SPE JCPT), un miembro de la Junta Directiva de Junex (Quebec) y un director en Servipetrol Ltd. Se graduó en ingeniería petrolera de la Universidad de América en Bogotá, Colombia y cuenta con Maestría y Doctorado en Ingeniería de Petróleo de la Escuela de Minas de Colorado. Ha sido instructor del AAPG en el tema de los yacimientos naturalmente fracturados. Ha dado conferencias y ha presentado su curso titulado yacimientos naturalmente fracturados y / o ha prestado servicios de consultoría en 50 países de todo el mundo. Es un autor distinguido de la Revista de Tecnología Petrolera Canadiense (SPE JCPT, 1993 y 1999), galardonado con el premio Outstanding Service (1994) y la Medalla por Servicio Distinguido (2006) de la Sociedad de Petróleo de la CIM. Ha sido conferencista distinguido de la Sociedad de Ingenieros Petroleros (SPE)  tratando el tema de yacimientos naturalmente fracturados para la temporada 2000-2001.