프록시모델을 이용한 수압파쇄대 최적화 및 셰일가스 저류층 특성화

Abstract

셰일가스 저류층은 유체투과율이 10-8 ~ 10-6 darcy 수준으로 전통적인 생산방식으로 개발하기 어렵다. 최근 수평시추과 수압파쇄 기술의 발달로 북미지역을 중심으로 셰일가스가 상업적으로 개발되고 있다. 셰일가스 저류층에서 대부분의 가스는 인공균열과 자연균열로 형성된 균열네트워크를 통해 생산된다. 따라서 셰일가스 개발 및 생산에서 가장 중요한 요소는 낮은 유체투과율을 극복할 수 있는 수압파쇄이다. 본 연구에서는 셰일가스 생산량을 예측할 수 있는 프록시모델을 개발하여 수압파쇄 디자인 최적화 기법을 제안하였다. 또한 개발한 프록시모델을 이용하여 수압파쇄대의 분포와 속성값을 알아내기 위해 히스토리매칭을 통하여 저류층 특성화 및 불확실성 평가를 실시하였다. 영향인자 중 부분적 제어가능한 인자인 수압파쇄반길이, 수압파쇄전도도를 이용하여 생산량을 빠르게 예측할 수 있는 프록시모델을 개발하였다. 비선형성이 큰 셰일가스 생산량 예측을 위해 예측시점 별 생산량 예측모델을 만들어 선형모델로도 생산량 예측이 가능하게 하였다. 프록시모델을 이용하여 수압파쇄 디자인을 한 결과, 수압파쇄전도도가 30 md·ft 일 때 수압파쇄반길이가 363 ft 인 디자인이 가장 경제성이 높은 것으로 나타났다. 셰일가스 저류층 개발 이후 정확한 수압파쇄대 분포와 속성값을 구하기 위해 최소자승역산법을 이용하여 수압파쇄대 특성화를 수행하였다. 이때 전위모델로 개발한 프록시모델을 이용하였다. 그 결과, 참조필드의 값을 효과적으로 추정하였으며 불확실성도 크게 감소하였다. 최종교정 후 예측된 누적생산량의 불확실성 역시 초기모델에 비해 크게 감소하였다. 제안한 방법론을 이용하여 셰일가스 생산량을 빠르게 예측하여 수압파쇄대 최적화 및 특성화를 수행할 수 있어 셰일가스 개발 및 생산단계에서 의사결정 도구로서 활용될 수 있다.

Due to the low permeability of a shale gas reservoir in the range from 10-8 to 10-6 darcy, it is difficult to develop with conventional methods. Recently, as commercial productions of shale gas reservoirs in North America have become actively by applying horizontal drilling and hydraulic fracturing. Most of the gas productions in shale gas reservoirs is through fracture networks formed by hydraulic fractures and natural fractures. Therefore, the most important factor in its development is hydraulic fracturing to form and maintain fracture networks that can overcome low permeability. In this study, a proxy model is developed to predict shale gas productions and an optimization method is proposed for hydraulic fracture designs. In addition, the proposed proxy model is used to identify the distribution and properties of hydraulic fracture parameters through history matching and to evaluate a reservoir characterization and uncertainty. The proxy model was constructed by extracting uniform model construction data using Latin hypercube sampling. The prediction error of the proxy model is estimated to be 5% or less. The optimal design using the proxy model was the hydraulic fracture half-length of 363 ft, when the hydraulic fracture conductivity was 30 md∙ft. The characterization of hydraulic fracture parameters was carried out using the least squares inversion method in order to obtain their properties after the development of shale gas reservoirs. The proxy model is used a forward simulator. As a result, the values of the reference field are effectively estimated, and the uncertainty is greatly reduced. The uncertainty of the predicted cumulative productions after the final assimilated was also significantly reduced compared to the initial models. The uncertainty of the cumulative productions after the characterization also greatly decreased compared to the initial models. By using the proposed methodology, it is possible to predict the shale gas productions rapidly and to optimize and characterize hydraulic fracture zone, and it can be used as a decision-making tool in shale gas development and production stage.