• 한국가스학회지
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• 제17권2호
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• pp.9-20
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• 2013

고갈가스전은 저류층을 개발할 당시 충분한 탄성파 탐사 및 시추 등을 수행하기 때문에 지질구조와 저류층의 물성 등의 파악이 완료된 상태이므로 가스저장전으로의 전환이 용이하다. 이러한 고갈가스전을 가스저장전으로 전환 시 저류층의 압력을 유지하기 위한 쿠션가스는 재생산을 위해 주입된 워킹가스의 재생산율에 영향을 미친다. 본 연구에서는 쿠션가스와 가스재생산율과의 관계 및 재생산 사이클에 따른 적정 쿠션가스의 양을 분석하기 위해 가스저장전의 주입 및 재생산에 대한 시뮬레이션을 수행하였다. 주입 및 재생산 사이클은 5개월 주입 5개월 생산, 7개월 주입 3개월 생산 두 가지 경우에 대한 분석을 수행하였다. 본 시스템을 대상으로 수행한 분석결과, 5개월 주입 5개월 생산 사이클의 경우 최소 10개의 생산정으로 50%의 쿠션가스를 유지해야 안정적인 생산이 가능하였고, 7개월 주입 3개월 생산 사이클의 경우 12개의 생산정으로 60%의 쿠션가스를 유지해야 안정적인 재생산이 가능한 것으로 산출되었다.

• 한국가스학회지
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• 제22권4호
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• pp.39-48
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• 2018

가스리프트(gas lift) 설계 영향인자인 오일 조성과 주입가스 조성에 따라 해저 오일 저류층(offshore oil reservoir) 내 가스리프트 최적 설계를 수행하였다. 이를 위해 오일의 API 비중에 따라 구축된 저류층 모델을 이용하여 생산 시뮬레이션을 수행하였다. 저류층의 지속적인 생산성 감소 시, 가스리프트 적용에 의한 오일 생산증진효과가 크게 나타남을 확인하였다. 생산정 모델을 이용하여 가스리프트 반응곡선을 분석한 결과, 오일의 API 비중이 감소하고 주입가스의 비중이 증가할수록 생산량 증진에 필요한 주입 가스량이 높게 산출되었다. 다중밸브를 이용하여 가스리프트 최적 설계를 수행하였으며, 단일밸브 설계와 비교했을 때 가스 주입심도 감소로 인해 상대적으로 낮은 주입압력으로도 가스리프트 공법 운영이 가능하였다. 저류층 모델과 생산정 모델을 연계하여 가스리프트 적용에 따른 오일 생산증진을 분석한 결과, API 비중이 낮은 중질유 저류층에 천연가스를 주입했을 때 가스리프트에 의한 생산효율이 극대화될 수 있다.

• 한국지구물리탐사학회:학술대회논문집
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• 한국지구물리탐사학회 2009년도 특별 심포지엄
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• pp.47-56
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• 2009

Proper reservoir characterization is an integral part of formation evaluation, reserve estimation and planning of field development. Seismic inversion is a widely employed reservoir characterization tool that provides various rock properties of reservoir intervals. This study presents results of the inversion studies including Geostatistical Inversion carried out on the gas fields, offshore Myanmar. Higher resolution and multiple models can be produced by Geostatistical Inversion using input data such as pre-stack seismic data, well logs, petrophysical relationships and geological inferences for example reservoir shape and lateral extent. Detailed reservoir characterization was required for the development plan of gas fields, and the Geostatistical Inversion studies served as a basis for integrated geological modeling and development well planning.

• Korean Chemical Engineering Research
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• 제45권5호
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• pp.515-522
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• 2007

본 연구에서는 가상의 "흑곰-HY" 가스전을 대상으로 상용저류전산시뮬레이터인 "ECLIPSE 300"을 사용하여 가스저장전으로 전환에 대비한 기술적 타당성을 평가하고자 하였다. 이 저류층의 매장량은 143 BCF로서 소규모 가스전이며, 공극률과 투과도는 각각 19.5%와 50 md로 가스의 순환이 원활이 이루어질 수 있는 비교적 양호한 저류층이다. 이 저류층에 대하여 가스저장전으로의 전환시 핵심적 검토항목인 쿠션가스 양, 저장전으로의 전환시점, 운영사이클 변경, 가스정의 수 및 수평정 적용 가능성 등에 대한 분석을 수행하였다. 분석결과, "흑곰-HY" 가스저장전에서 안정적인 가스저장을 위해서는 쿠션가스가 최소한 50% 이상이 되어야 함을 알 수 있었다. 또한 가스를 더 오랜기간동안 생산하기 위해 잔류가스를 적정 쿠션가스 양보다 적게 남겨두어도 추가로 쿠션가스만 주입하면 기술적으로는 아무 문제가 없는 것으로 나타났다. 한편, 가스를 5개월 대신 동절기 3개월간만 재생산하는 운영사이클의 경우에는 쿠션가스를 60% 이상으로 높여주거나 가스정의 수를 늘려야만 재생산이 가능한 것으로 나타났다. 가스정의 수에 대한 분석결과에서는 6개와 8개인 경우에는 저류층내 잔류가스가 증가하여 정상적인 재생산이 불가능하므로 "흑곰-HY" 가스전에서는 최소 10개의 수직가스정이 운영되어야 함을 알 수 있었다. 이에 반해 2개의 기존 수직정에 3개의 수평정을 추가로 시추하게 되면 비교적 안정적인 주입과 재생산이 가능한 것으로 산출되었다.

• Geomechanics and Engineering
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• 제7권4호
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• pp.403-430
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• 2014

Shale gas formations exhibit strong mechanical and strength anisotropies. Thus, it is necessary to study the effect of anisotropy on the hydraulic fracture initiation pressure. The calculation model for the in-situ stress of the bedding formation is improved according to the effective stress theory. An analytical model of the stresses around wellbore in shale gas reservoirs, in consideration of stratum dip direction, dip angle, and in-situ stress azimuth, has been built. Besides, this work established a calculation model for the stress around the perforation holes. In combination with the tensile failure criterion, a prediction model for the hydraulic fracture initiation pressure in the shale gas reservoirs is put forward. The error between the prediction result and the measured value for the shale gas reservoir in the southern Sichuan Province is only 3.5%. Specifically, effects of factors including elasticity modulus, Poisson's ratio, in-situ stress ratio, tensile strength, perforation angle (the angle between perforation direction and the maximum principal stress) of anisotropic formations on hydraulic fracture initiation pressure have been investigated. The perforation angle has the largest effect on the fracture initiation pressure, followed by the in-situ stress ratio, ratio of tensile strength to pore pressure, and the anisotropy ratio of elasticity moduli as the last. The effect of the anisotropy ratio of the Poisson's ratio on the fracture initiation pressure can be ignored. This study provides a reference for the hydraulic fracturing design in shale gas wells.

• 한국가스학회지
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• 제5권1호
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• pp.60-72
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• 2001

본 연구에서는 국내대륙붕 제 6-1광구 고래 V 구조 (동해-1 가스전)의 B2 저류층에 대한 생산성 분석을 수행하기 위해 상평형 모델과 물질평형식 및 유임유동식에 근거한 사용자 친화적 생산거동분석 모델을 개발하였다. 이 모델에서는 저류층 주변에 대수층이 존재하는 경우에 대해서도 분석이 가능하도록 설계하였다. 또한 콘덴세이트가 생산성에 미치는 효과를 분석하기 위해 저류층에서 생성된 콘덴세이트를 겉보기스킨의 효과로 고려함으로써 저류층 평균압력에 대한 정저압력을 산출하는데 있어서 콘덴세이트에 의한 효과를 묘사하고자 하였다. 상기 모델을 활용하여 다양한 생산시스템에 대해 분석한 결과, B2층을 연간 5500 MMSCF 생산하는 비폐쇄시스템 즉 저류층이 10배 유한대수층과 270$^{\circ}C$ 유입각도로 접해있 다고 가정할 때, B2 저류층은 생산 개시 후 8년 6개월이 결과한 시점에서도 계산된 정저압력이 운영 정저압력 1298 psia보다 높게 산출되어 최대 생산을 유지할 수 있음을 확인하였다. 또한 콘덴세이트는 생산 개시 1100일이 경과한 시점에서부터 생성되기 시작하여 1270일이 지나면 저류층 전체에 콘덴세이트가 존재하는 것으로 나타났다. B2층은 생산이 종료되는 시점까지 많은 양의 물이 유입되는 관계로 저류층의 압력이 충분히 유지되고 콘덴세이트의 생성량이 적어 이에 따라 스킨인자의 증가도 크지 않게 산출되었다.

• 한국신재생에너지학회:학술대회논문집
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• 한국신재생에너지학회 2008년도 추계학술대회 논문집
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• pp.192-195
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• 2008

Conventional gas deposits consist of pressurized gas held in porous and permeable reservoir rocks and its recovery takes place where the natural pressure of the gas reservoir forces gas to the surface. But gas hydrate is a crystalline solid, its prospects require reservoir rock properties approprate porosity, permeability with mapping of temperature and pressure conditions to define the hydrate stability zone. In this study, we have carried out to investigate the dissociation characteristics of methane hydrates and the productivities of dissociated gas and water with depressurization scheme. Also, it has been conducted the flowing behavior of the dissociated gas and water in porous rock and the efficiency of the production.

• Geomechanics and Engineering
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• 제13권1호
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• pp.99-117
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• 2017

Rock physics modeling of sandstone reservoir from gas fields of Krishna-Godavari basin represents the link between reservoir parameters and seismic properties. The rock physics diagnostic models such as contact cement, constant cement and friable sand are chosen to characterize reservoir sands of two wells in this basin. Cementation is affected by the grain sorting and cement coating on the surface of the grain. The models show that the reservoir sands in two wells under examination have varying cementation from 2 to more than 6%. Distinct and separate velocity-porosity and elastic moduli-porosity trends are observed for reservoir zones of two wells. A methodology is adopted for generation of Rock Physics Template (RPT) based on fluid replacement modeling for Raghavapuram Shale and Gollapalli Sandstones of Early Cretaceous. The ratio of P-wave velocity to S-wave velocity (Vp/Vs) and P-impedance template, generated for this above formations is able to detect shale, brine sand and gas sand with varying water saturation and porosity from wells in the Endamuru and Suryaraopeta gas fields having same shallow marine depositional characters. This RPT predicted detection of water and gas sands are matched well with conventional neutron-density cross plot analysis.

• Geomechanics and Engineering
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• 제9권5호
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• pp.645-667
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• 2015

Single treatment and staged treatments in vertical wells are widely applied in sandstone and mudstone thin interbedded (SMTI) reservoir to stimulate the reservoir. The keys and difficulties of stimulating this category of formations are to avoid hydraulic fracture propagating through the interface between shale and sand as well as control the fracture height. In this paper, the cohesive zone method was utilized to build the 3-dimensional fracture dynamic propagation model in shale and sand interbedded formation based on the cohesive damage element. Staged treatments and single treatment were simulated by single fracture propagation model and double fractures propagation model respectively. Study on the changes of fracture vicinity stress field during propagation is to compare and analyze the parameters which influence the interfacial induced stresses between two different fracturing methods. As a result, we can prejudge how difficult it is that the fracture propagates along its height direction. The induced stress increases as the pumping rate increasing and it changes as a parabolic function of the fluid viscosity. The optimized pump rate is $4.8m^3/min$ and fluid viscosity is $0.1Pa{\cdot}s$ to avoid the over extending of hydraulic fracture in height direction. The simulation outcomes were applied in the field to optimize the treatment parameters and the staged treatments was suggested to get a better production than single treatment.

• 한국농공학회논문집
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• 제57권4호
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• pp.73-84
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• 2015

An embankment raising project on 113 agricultural reservoirs in Korea was implemented in 2009 to increase water supply capacity for agricultural water and instream uses. This study evaluated the future water supply capacity of the Imgo reservoir at which the agricultural reservoir embankment raising project was completed, considering climate change scenarios. The height of the embankment of the reservoir was increased by 4.5 m, thereby increasing its total storage from 1,657.0 thousand to 3,179.5 thousand cubic meters. To simulate the reservoir water storage with respect to climate changes, two climate change scenarios, namely, RCP 4.5 and RCP 8.5 (in which greenhouse gas reduction policy was executed and not executed, respectively) were applied with bias correction for reflecting the climate characteristics of the target basin. The analysis result of the agricultural water supply capacity in the future, after the agricultural reservoir embankment raising project is implemented, revealed that the water supply reliability and the agricultural water supply increased, regardless of the climate change scenarios. By simulating the reservoir water storage considering the instream flow post completion of the embankment raising project, it was found that water shortage in the reservoir in the future is not likely to occur when it is supplied with an appropriate instream flow. The range of instream flow tends to decrease over time under RCP 8.5, in which the greenhouse gas reduction policy was not executed, and the restoration of reservoir storage was lower in this scenario than in RCP 4.5, in which greenhouse gas reduction policy was executed.