생산 영향인자를 고려한 셰일가스 저류층의 이력검증 및 생산성 평가 연구 (A Study on the History Matching and Assessment of Production Performance in a Shale Gas Reservoir Considering Influenced Parameter for Productivity)

서지정보

· 발행기관 : 한국가스학회
· 수록지 정보 : 한국가스학회지 / 24권 / 4호 / 62 ~ 72페이지
· 저자명 : 박경식, 이정환

초록

본 연구에서는 캐나다 혼리버(Horn-River) 분지를 대상으로 셰일가스 저류층의 신뢰성 있는 생산성 평가와 미래생산량 예측을 위한 효율적인 이력검증(history matching) 방법을 제안하였다. 이를 위해 셰일가스 저류층의 물성인자가 생산성에 미치는 영향을 분석하기 위한 민감도 분석을 수행하였으며, 그 결과를 바탕으로 저류층 물성인자를4가지 case로 분류하여 이력검증의 목적함수로 활용하였다. 이력검증 이후 추가 취득된 약 3년간의 생산 자료를 포함하여 맹검시험(blind test)을 수행한 결과, Case 1(모든 물성인자)은 7.67%, Case 2(생산 영향인자)는 7.13%, Case3(제어 가능 물성인자)는 17.54%, Case 4(제어 불가능 물성인자)는 10.04%의 생산량 오차율이 나타났다. 이는 이력검증을 수행한 초기 4년간의 생산 자료의 경우에는 모든 물성인자를 고려한 생산예측이 효과적이나, 향후 생산량예측을 함에 있어 Case 2와 같이 생산성에 대해 민감도가 높은 물성인자를 고려할 때 가장 높은 신뢰도가 나타남을의미한다. 가장 높은 신뢰도를 갖는 Case 2 모델을 이용해서 예측한 셰일가스 저류층 생산정의 긍극가채매장량은2030년 12월 기준 약 17.24 Bcf이며, 원시부존량 대비 회수율은 약 32.2%이다.

영어초록

This study presents a methodology of history matching to evaluate the productivityof shale gas reservoir with high reliability and predict future production rate in theHorn-River basin, Canada. Sensitivity analysis was performed to analyze the effect of physicalproperties of shale gas reservoir on productivity. Based on the results, reservoir propertieswere classified into 4 cases and history matching were performed considering the classified4 cases as objective function. The blind test was conducted using additional field productiondata for 3 years after the history matching period. The error of gas production rate in Case1(all reservoir parameters), Case 2(influenced parameters for productivity), Case 3(controllableparameters), and Case 4(uncontrollable parameters) were 7.67%, 7.13%, 17.54%, and 10.04%,respectively. This means that it seems to be effective to consider all reservoir parameters inearly period for 4 years but Case 2 which considered influenced parameters for productivityshows the highest reliability in predicting future production. The estimated ultimate recovery(EUR) of production well predicted using the Case 2 model was estimated to be 17.24 Bcf byDecember 2030 and the recovery factor compared to original gas in place (OGIP) was 32.2%.

참고자료

· 없음