Angee Moreno-Enriquez, D. Vargas-Silva, Maika Gambús-Ordaz, Zuly Calderón-Carrillo, Emmanuel Robles-Albarracín
{"title":"利用多种全球模型对非常规气页岩气田原位原始气体体积进行评估,并将其与哥伦比亚地层进行类比","authors":"Angee Moreno-Enriquez, D. Vargas-Silva, Maika Gambús-Ordaz, Zuly Calderón-Carrillo, Emmanuel Robles-Albarracín","doi":"10.18273/revbol.v44n2-2022005","DOIUrl":null,"url":null,"abstract":"El gas puede estar presente en la roca generadora, ya sea como gas libre en el medio poroso, gas libre en las fracturas naturales o gas que se encuentra adsorbido, el cual puede llegar a representar hasta el 85% del volumen total presente en el yacimiento. Diferentes cuestionamientos han sido generados por los profesionales de la industria de los hidrocarburos acerca de si todos los parámetros necesarios son considerados en la cuantificación del volumen de gas original in situ, con el fin de mitigar la incertidumbre en su estimación. El objetivo de esta investigación es estudiar los principales métodos y correlaciones empleados para cuantificar el gas adsorbido por la roca, para finalmente estimar el gas total. Para lo anterior, se estudiaron múltiples modelos de adsorción con información de la literatura, con el fin de determinar cuáles modelos presentaban menor desviación, con respecto a los datos de laboratorio. Así mismo, usando las características de la Formación La Luna en Colombia, se propone una analogía con el fin de estimar las posibles reservas de esta formación. Los resultados demostraron que los modelos con mayor número de parámetros involucrados presentan mejor ajuste con los datos de laboratorio, sin embargo, modelos como el de Langmuir de tres parámetros o el de Jovanović se acercaron en gran medida a los valores reales. Lo anterior garantiza un menor error en el cálculo del gas total.","PeriodicalId":44188,"journal":{"name":"Boletin de Geologia","volume":" ","pages":""},"PeriodicalIF":0.5000,"publicationDate":"2022-07-07","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":"0","resultStr":"{\"title\":\"Evaluación del volumen de gas original in situ en yacimientos no convencionales tipo gas-shale mediante múltiples modelos a nivel mundial y su analogía a una formación colombiana\",\"authors\":\"Angee Moreno-Enriquez, D. Vargas-Silva, Maika Gambús-Ordaz, Zuly Calderón-Carrillo, Emmanuel Robles-Albarracín\",\"doi\":\"10.18273/revbol.v44n2-2022005\",\"DOIUrl\":null,\"url\":null,\"abstract\":\"El gas puede estar presente en la roca generadora, ya sea como gas libre en el medio poroso, gas libre en las fracturas naturales o gas que se encuentra adsorbido, el cual puede llegar a representar hasta el 85% del volumen total presente en el yacimiento. Diferentes cuestionamientos han sido generados por los profesionales de la industria de los hidrocarburos acerca de si todos los parámetros necesarios son considerados en la cuantificación del volumen de gas original in situ, con el fin de mitigar la incertidumbre en su estimación. El objetivo de esta investigación es estudiar los principales métodos y correlaciones empleados para cuantificar el gas adsorbido por la roca, para finalmente estimar el gas total. Para lo anterior, se estudiaron múltiples modelos de adsorción con información de la literatura, con el fin de determinar cuáles modelos presentaban menor desviación, con respecto a los datos de laboratorio. Así mismo, usando las características de la Formación La Luna en Colombia, se propone una analogía con el fin de estimar las posibles reservas de esta formación. Los resultados demostraron que los modelos con mayor número de parámetros involucrados presentan mejor ajuste con los datos de laboratorio, sin embargo, modelos como el de Langmuir de tres parámetros o el de Jovanović se acercaron en gran medida a los valores reales. Lo anterior garantiza un menor error en el cálculo del gas total.\",\"PeriodicalId\":44188,\"journal\":{\"name\":\"Boletin de Geologia\",\"volume\":\" \",\"pages\":\"\"},\"PeriodicalIF\":0.5000,\"publicationDate\":\"2022-07-07\",\"publicationTypes\":\"Journal Article\",\"fieldsOfStudy\":null,\"isOpenAccess\":false,\"openAccessPdf\":\"\",\"citationCount\":\"0\",\"resultStr\":null,\"platform\":\"Semanticscholar\",\"paperid\":null,\"PeriodicalName\":\"Boletin de Geologia\",\"FirstCategoryId\":\"1085\",\"ListUrlMain\":\"https://doi.org/10.18273/revbol.v44n2-2022005\",\"RegionNum\":0,\"RegionCategory\":null,\"ArticlePicture\":[],\"TitleCN\":null,\"AbstractTextCN\":null,\"PMCID\":null,\"EPubDate\":\"\",\"PubModel\":\"\",\"JCR\":\"Q4\",\"JCRName\":\"GEOLOGY\",\"Score\":null,\"Total\":0}","platform":"Semanticscholar","paperid":null,"PeriodicalName":"Boletin de Geologia","FirstCategoryId":"1085","ListUrlMain":"https://doi.org/10.18273/revbol.v44n2-2022005","RegionNum":0,"RegionCategory":null,"ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":null,"EPubDate":"","PubModel":"","JCR":"Q4","JCRName":"GEOLOGY","Score":null,"Total":0}
Evaluación del volumen de gas original in situ en yacimientos no convencionales tipo gas-shale mediante múltiples modelos a nivel mundial y su analogía a una formación colombiana
El gas puede estar presente en la roca generadora, ya sea como gas libre en el medio poroso, gas libre en las fracturas naturales o gas que se encuentra adsorbido, el cual puede llegar a representar hasta el 85% del volumen total presente en el yacimiento. Diferentes cuestionamientos han sido generados por los profesionales de la industria de los hidrocarburos acerca de si todos los parámetros necesarios son considerados en la cuantificación del volumen de gas original in situ, con el fin de mitigar la incertidumbre en su estimación. El objetivo de esta investigación es estudiar los principales métodos y correlaciones empleados para cuantificar el gas adsorbido por la roca, para finalmente estimar el gas total. Para lo anterior, se estudiaron múltiples modelos de adsorción con información de la literatura, con el fin de determinar cuáles modelos presentaban menor desviación, con respecto a los datos de laboratorio. Así mismo, usando las características de la Formación La Luna en Colombia, se propone una analogía con el fin de estimar las posibles reservas de esta formación. Los resultados demostraron que los modelos con mayor número de parámetros involucrados presentan mejor ajuste con los datos de laboratorio, sin embargo, modelos como el de Langmuir de tres parámetros o el de Jovanović se acercaron en gran medida a los valores reales. Lo anterior garantiza un menor error en el cálculo del gas total.