셰일유전의 수압파쇄 시 IBS 프로판트의 특성에 따른 균열전도도의 변화 및 생산성 분석

Abstract

프로판트는 고압의 유체로 인해 균열이 생성되었을 때 함께 주입되어 균열이 열린 채로 유지하는 역할을 한다. 최근 셰일정을 대상으로 수압파쇄의 단가를 감소시키기 위해 프로판트로 In-Basin Sand (IBS)를 사용하는 경우가 많아졌다. 하지만 이는 기존에 사용되던 Northern White Sand (NWS), 세라믹에 비해 낮은 강도와 원마도를 갖고 있어 더 낮은 유효응력 하에서 프로판트의 안정성이 떨어져 생산성이 감소할 수 있다는 문제점이 있다. 이에 본 연구에서는 3가지 대표적인 종류와 크기의 프로판트를 셰일유전에 적용하였을 때, 공극압 감소로 인한 유효응력 증가 양상과 프로판트 안정성을 분석하고, 그에 따른 균열전도도 변화 양상을 생산성 예측에 활용하고자 한다. 본 연구에서는 시추보고서, 검층자료, 완결보고서 등의 현장자료를 기초로 수압파쇄 시뮬레이션 및 저류층 유동 시뮬레이션 모델을 구축하였다. GOHFER를 통해 프로판트의 종류와 크기에 따른 균열의 형태, 프로판트의 이동성, 유효 균열전도도를 비교하였다. CMG-GEM을 통해 저류층 공극압 감소로 인한 유효응력 증가와 그에 따른 균열전도도 감소를 분석하였다. 또한 프로판트의 종류와 크기에 따른 프로판트 파쇄(proppant crushing), 프로판트 끼임(proppant embedment) 현상과 생산성을 분석하였다. 그 결과, 프로판트 종류와 크기는 균열의 형태에 영향을 미치지 않았지만, 유효 균열전도도에는 크게 영향을 미쳤다. 프로판트의 종류에 대해서는 세라믹 프로판트의 경우에 유효 균열전도도가 가장 높게 나타났으며, NWS와 IBS의 경우, 유효 균열전도도는 유의미한 차이가 나타나지 않았다. 프로판트의 크기에 대해서는 크기가 클수록 유효 균열전도도가 높게 나타났다. 또한 형성된 균열에 대해 저류층 유동 시뮬레이션을 수행한 결과, 프로판트 파쇄로 인한 균열전도도 감소가 프로판트 끼임으로 인한 균열전도도 보다 4.1-5.6배 더 많은 비중을 차지하였다. 프로판트 종류에 따라서는 세라믹 프로판트의 안정성과 생산성이 가장 높았으며, NWS가 IBS보다 더 안정적이지만, 유사한 생산성을 보였다. 크기에 따른 분석 결과, 프로판트의 크기가 클수록 안정성은 떨어지는 것으로 나타났지만, 높은 유효 균열전도도로 인해 높은 생산성을 갖는 것으로 나타났다. IBS의 경우 안정성이 가장 많이 떨어지기 때문에, 보다 정확한 셰일유전의 생산성 분석을 하기 위해서는 프로판트 안정성과 응력에 따른 균열전도도 변화양상을 고려하여야 한다.; Proppant is injected with fracture fluid when a fracture is propagated by a high-pressurized fluid in order to keep the fracture open. Recently, In-Basin Sand (IBS) proppant has been used commonly to reduce the unit cost of hydraulic fracturing treatment for shale oil development. However, IBS has a lower strength and roundness than the other proppant such as Northern White Sand (NWS) or ceramic proppant, which can reduce productivity due to lower proppant stability under lower effective stress. In this study, proppant stability and productivity due to the proppant stability when three representative types and three commonly used sizes of proppant were applied. Based on field data such as drilling report, logging data, and completion report, this study has constructed a model of hydraulic fracturing simulation and reservoir flow simulation. Through hydraulic fracturing simulation, GOHFER, the geometry of fracture according to proppant type and size, the proppant transportation and effective conductivity were analyzed. After the hydraulic fracturing treatment, production of shale oil produce causes decrease in fracture pressure, which increases the effective stress on proppant. Through reservoir flow simulation, CMG-GEM, conductivity decrease due to the increasing effective stress according to the proppant was analyzed. In addition, the portion of proppant embedment and proppant crushing phenomenon in conductivity decrease was also analyzed. And then the productivity of shale oil by proppant stability was analyzed according to the proppant type and size. As a result, type and size of proppant did not affect the fracture geometry, while the effective conductivity was sensitively affected by them. For the type of proppant, the effective conductivity was the higheste in the case of ceramic proppant. For NWS and IBS, the effective conductivity showed no significant difference. For the size of proppant, the larger the size, the higher the effective conductivity. In addition, reservoir flow simulations of hydraulic fractured reservoir showed that the reduction in conductivity caused by proppant crushing accounted for 4.1-5.6 times more of the conductivity caused by proppant embedment. Depending on the type of proppant, ceramic proppant has the highest stability and productivity. Although NWS was more stable than IBS, it showed similar productivity. Analysis by proppant size showed that although the larger size it has, the less stable it is, higher productivity it showed, due to the effective conductivity. Since the IBS proppant has the worst stability, more accurate productivity prediction can be performed by considering changes in fracture conductivity and proppant stability analysis.