Guidelines for Designing Small-Scale Carbon Dioxide Enhanced Oil Recovery and Storage Pilot Projects

Commercial-scale enhanced oil recovery (EOR) pilots are designed for a few years of operation, with a relatively large volume of CO2 injected into several wells or patterns. The objective is to have direct field measurements of CO2 EOR and net/gross utilization and storage. Conversely, smaller, publicly funded, research-focused pilots target the collection of reservoir and production information over a shorter period on a limited budget and must rely on making CO2 EOR and storage estimates based on calibrated model projections. Moreover, many small-scale pilots are conducted where no infrastructure exists for CO2 delivery or injection via pipeline, leaving these pilots with a different set of operational requirements than a commercial project in a traditional CO2 EOR geographical area, such as West Texas. The Midwest Geological Sequestration Consortium (MGSC) conducted four small-scale CO2 storage pilot projects—three EOR and one enhanced coal bed methane (ECBM)—in the Illinois Basin. From these projects, guidelines were developed for site screening, selecting, and designing a CO2 storage research pilot that uses truck-delivered CO2, beginning with site selection and proceeding to the point of pilot start-up. The MGSC CO2 EOR pilots involved adapting developed sites at mature oil fields to the needs of a CO2 EOR project by installing portable CO2 injection and production equipment at the site. Geologic and reservoir modeling was conducted for all selected sites by using existing data to predict CO2 EOR and storage and the behavior of injected and in situ gas, oil, and CO2. Additionally, proper preparation ensured an effective monitoring, verification, and accounting program, which made it possible to safeguard the environmental health of the site and track the fate of the injected CO2. Although the research pilot guidelines in this paper are based on the MGSC CO2 EOR and ECBM pilots, these guidelines are also applicable to CO2 injection into brine-saturated formations.U.S. Department of Energy through the National Energy Technology Laboratory (NETL) via the Regional Carbon Sequestration Partnership Program (contract number DE-FC26-05NT42588)Illinois Department of Commerce and Economic Opportunity, Office of Coal Development through the Illinois Clean Coal Institute (cost share agreement)Commonwealth of Kentucky, through the Kentucky Consortium for Carbon Storage (KYCCS) at the University of Kentucky, LexingtonOpe

Introduction to Permanent Plug and Abandonment of Wells

This open access book offers a timely guide to challenges and current practices to permanently plug and abandon hydrocarbon wells. With a focus on offshore North Sea, it analyzes the process of plug and abandonment of hydrocarbon wells through the establishment of permanent well barriers. It provides the reader with extensive knowledge on the type of barriers, their functioning and verification. It then discusses plug and abandonment methodologies, analyzing different types of permanent plugging materials. Last, it describes some tests for verifying the integrity and functionality of installed permanent barriers. The book offers a comprehensive reference guide to well plugging and abandonment (P&A) and well integrity testing. The book also presents new technologies that have been proposed to be used in plugging and abandoning of wells, which might be game-changing technologies, but they are still in laboratory or testing level. Given its scope, it addresses students and researchers in both academia and industry. It also provides information for engineers who work in petroleum industry and should be familiarized with P&A of hydrocarbon wells to reduce the time of P&A by considering it during well planning and construction

AN ADVISORY SYSTEM FOR THE DEVELOPMENT OF UNCONVENTIONAL GAS RESERVOIRS

With the rapidly increasing demand for energy and the increasing prices for oil and gas, the role of unconventional gas reservoirs (UGRs) as energy sources is becoming more important throughout the world. Because of high risks and uncertainties associated with UGRs, their profitable development requires experts to be involved in the most critical development stages, such as drilling, completion, stimulation, and production. However, many companies operating UGRs lack this expertise. The advisory system we developed will help them make efficient decisions by providing insight from analogous basins that can be applied to the wells drilled in target basins. In North America, UGRs have been in development for more than 50 years. The petroleum literature has thousands of papers describing best practices in management of these resources. If we can define the characteristics of the target basin anywhere in the world and find an analogous basin in North America, we should be able to study the best practices in the analogous basin or formation and provide the best practices to the operators. In this research, we have built an advisory system that we call the Unconventional Gas Reservoir (UGR) Advisor. UGR Advisor incorporates three major modules: BASIN, PRISE and Drilling & Completion (D&C) Advisor. BASIN is used to identify the reference basin and formations in North America that are the best analogs to the target basin or formation. With these data, PRISE is used to estimate the technically recoverable gas volume in the target basin. Finally, by analogy with data from the reference formation, we use D&C Advisor to find the best practice for drilling and producing the target reservoir. To create this module, we reviewed the literature and interviewed experts to gather the information required to determine best completion and stimulation practices as a function of reservoir properties. We used these best practices to build decision trees that allow the user to take an elementary data set and end up with a decision that honors the best practices. From the decision trees, we developed simple computer algorithms that streamline the process

Systematic investigation of cuttings transport behavior in horizontal and inclined drilling operation

Hole cleaning and cuttings transport play a vital role in the drilling operation. Various drilling problems such as a reduction in penetration rate, an increase in the torque and drag, and an increase in the potential of differential sticking are often related to poor cuttings transport from a wellbore. A variety of parameters, including the fluid rheology, mud velocity, cuttings size, and drill pipe inclination generally influence the cuttings transport performance. Although several experimental and modelling research investigations have been conducted in this area, there are controversial findings about the effect of different parameters on cuttings transport. For instance, the interactions among the parameters during cuttings transport which have not been adequately investigated. In this thesis, we systematically study the effect of drilling parameters on cuttings transport, especially interaction effects of the drilling parameters through experiments and Computational Fluid Dynamics (CFD) method. An extensive experimental study was conducted to investigate the flow behavior of solid cuttings based on Newtonian and non-Newtonian Herschel Bulkley fluid models. Experiments were performed to simulate solid transport behavior in horizontal and near horizontal well trajectories. A high-speed imaging technology was used to visualize the cuttings transport behavior in the annulus section. This visualization tool validates the mechanistic three-layer model of cuttings transport and transition from a stagnant solid bed to a homogeneous single layer model of cuttings transport mechanism. An Electrical Resistance Tomography (ERT) system was used to observe the cutting transport which is capable of providing instantaneous cuttings volume fraction in the annular section of the experimental system. ERT data shows cuttings concentration versus with change in fluid rheology, fluid velocity, eccentricity, drill pipe rotation, rate of penetration, and inclination angle. Experimental studies in the horizontal wells show that cuttings transport capability of non-Newtonian fluid increases upon an increase in fluid velocity, and drill pipe rotation. A higher viscous fluid carries more cuttings in the dispersed phase; however, transport capability reduces significantly through suspension mechanism with increasing fluid velocity and drill pipe rotation. A comparison of four different non-Newtonian fluid cases shows that turbulence plays a key role in cuttings transport in the horizontal well regardless of fluid rheology. This experimental study reveals that a higher ‘Minimum Transport Velocity (MTV)’ is required to move a solid dune in the annulus for a highly viscous fluid. CFD modeling approach is employed to simulate the cuttings transport behaviors in the horizontal and inclined wellbore cases. Cuttings transport in the wellbore annulus represents a solid-liquid multiphase flow phenomenon. The Eulerian-Eulerian multiphase flow model is adopted to describe the flow characteristics in the wellbore annular section. A proper Design of Experiments (DOE) is used to systematically study the interactions among the independent variables. A comprehensive parametric sensitivity analysis is then conducted to obtain a better understanding of the relationship between the input variables and the target parameters (cutting transport performance). It is found that the mud viscosity, mud velocity, and drill pipe rotation have a positive impact on cuttings transport, whereas the cuttings size and annular clearance show a significant adverse effect on cuttings transport performance in the horizontal wells. Although both drilling mud viscosity and velocity exhibit the positive effect, the interaction among them shows a negative influence on cuttings transport. Analysis shows that the cuttings with a size of 1 to 2 mm are difficult to be cleaned, compared to larger cuttings. According to the CFD investigation, the critical inclination angle prone to hole clogging is a function of a wide range of flow rates and fluid rheologies. Also, this study investigated two factor interaction of fluid rheology and velocity for the inclined wellbore orientation. Finally, a generalized expression of cutting transport efficiency is proposed for the inclined well considering two factor and three factor interactions

Advanced Reservoir Characterization in the Antelope Shale to Establish the Viability of CO2 Enhanced Oil Recovery in California's Monterey Formation Siliceous Shales, Class III

This report describes the evaluation, design, and implementation of a DOE funded CO2 pilot project in the Lost Hills Field, Kern County, California. The pilot consists of four inverted (injector-centered) 5-spot patterns covering approximately 10 acres, and is located in a portion of the field, which has been under waterflood since early 1992. The target reservoir for the CO2 pilot is the Belridge Diatomite. The pilot location was selected based on geology, reservoir quality and reservoir performance during the waterflood. A CO2 pilot was chosen, rather than full-field implementation, to investigate uncertainties associated with CO2 utilization rate and premature CO2 breakthrough, and overall uncertainty in the unproven CO2 flood process in the San Joaquin Valley

Geochemical characteristics of unconventional gas resources in the U.K. and the applications for gas tracing

Unconventional gas extraction has caused controversy due to induced seismicity, inadequate disposal of waste by-products, and alleged incidents of shallow groundwater contamination. Determining the origin of shallow gases is problematic because methane and other hydrocarbons have numerous sources that may have overlapping geochemical characteristics, and few baseline measurements were taken prior to drilling. Additionally, hydrocarbons can be fundamentally altered by physicochemical and microbial processes which can mask the original geochemical signatures. This project develops the understanding of natural tracers in UK unconventional gas resources and reports the results of major gas composition, stable carbon and hydrogen isotopes, radiocarbon content of methane, and novel noble gas (He, Ne, Ar, Kr, Xe) measurements from unconventional gas sites across the UK. Characterising different gas sources reveals processes within unconventional gas reservoirs, develops a baseline for future work, and allows the development of a geochemical ‘fingerprint’ which allows more accurate and precise determination of the different sources of methane. The Coal Bed Methane (CBM) field at Airth, Central Scotland, is characterised by a methane-dominated thermogenic gas based on δ13CCH4 and δDCH4 data and elevated ethane and propane contents. Gases show high helium concentrations (1105 ppm – 2984 ppm) with a 3He/4He isotopic ratio (0.18 Ra) which is uniform across the field, indicating a small (<4%) but resolvable mantle helium contribution not previously observed onshore in the UK. Also observed are elevated concentrations of excess 40Ar* (40Ar/36Ar = 371 – 1031), and enrichments of 20Ne/36Ar relative to the ratios normally expected in air saturated water which cannot be explained by simple solubility fractionation or mass-fractionation. A model is outlined where increasing dewatering of the wells as the field is developed for commercial extraction results in lower overall noble gas concentrations, a decrease in the air-derived inventory, and an increase in crustal and mantle components. This is hypothesised to occur via the progressive degassing and removal of dissolved air-derived components from formation waters from the more permeable cleat and fracture networks surrounding wellbores, leaving the remaining gases with a greater contribution from crustal-rich components sourced from within the coal matrix. Abandoned mine gases from Nottinghamshire and South Yorkshire coal mines showed variable methane concentrations (39 – 75%), with the remaining volume being mainly composed of a mixture of nitrogen and carbon dioxide. Correlation of N2 and 36Ar concentrations in some samples showed ingress of atmospheric air as a result of the suction applied to the mine to facilitate gas production, which was subsequently depleted of oxygen in the mine environment. Carbon dioxide was sourced in lower volumes from coal oxidation, variably mixed with higher concentrations formed from the chemical dissolution of carbonates in the acidic mine environment. Coal gases were characterised by a narrow range of δ13CCH4 and δDCH4 values of a primarily thermogenic origin, thermogenic levels of ethane and propane, and high levels of purely radiogenic helium (350 - 1506 ppm at 0.006 – 0.039 Ra). The stable isotope δ13CCH4 and δDCH4 measurements for unconventional gases typically overlapped those of other coal gases, North Sea gases, and landfill gas, which demonstrates this commonly used tool can be an ambiguous for gas source determination. Elevated levels of helium were found to be ubiquitous in all unconventional gases, and up to 3 orders of magnitude above the concentration found in air (5.24 ppm), which shows helium is an excellent tracer for unconventional gases

A Review And Evaluation Of Development In Exploration, Production, Reserves Estimation, And Research Efforts For Shale Gas And Oil

Tez (Yüksek Lisans) -- İstanbul Teknik Üniversitesi, Fen Bilimleri Enstitüsü, 2015Thesis (M.Sc.) -- İstanbul Technical University, Institute of Science and Technology, 2015Şeyl büyük miktarda killerden ve daha az miktarda kum ve silt boyutlu minerallerden oluşmuş, çok küçük tanecikli bir çökel kayaç türüdür. Çökelme döneminde, su içi çökelme ortamının türüne göre, ölü organzimaların kalıntıları biçimindeki organik malzemeler yanında nikel, çinko, vanadyum, molibden, selenyum, vb elementlerin organik ve/veya inorganik bileşikleri şeyli oluşturan tanecikler arasında birikebilirler. Şeyl çok uzun jeolojik zaman içinde onu oluşturan bileşenlerin, daha sonra üzerlerine yığılmış üst kayaç katmanlarının ağırlık baskısı (basıncı) ve artan gömülme derinliği ile yükselen sıcaklık altında sıkışmaları sonucunda oluşur. Milyonlarca yıl boyunca çökelen malzemenin geçirdiği fiziksel ve kimyasal dönüşümler ve yapısal değişimler olarak işleyen dijajenez sürecinde, tanecikler ve mineral parçaları arasındaki yerinde su sıkışan taneciklerin çimentolanma ve sıkılaşmaları için uygun koşulları sağlayarak şeylin oldukça katılaşmış bir kayaç olarak biçimlenmesini sağlarken, yerinde suyun bir bölümü de sıkışma etkisi altında oluşan şeyl ortamından dışarı atılır. Basınca ek olarak, artan sıcaklık ve ışıyan (radyoaktif) element içeren bileşenlerden olan ışınım şeylin ısıl olgunlaşma geçirmesine yol açar. Isıl olgunlaşmanın belirli bir düzeye erişmesine kadar, şeyl içindeki (eğer var ise) organik malzeme bozunmaya uğrayarak, ham petrol, gaz ve kerojenden oluşan hidrokarbonlara dönüşür. Kerojen ham petrol ve gaza dönüşemeyen, uzun ve karmaşık zincir yapılı moleküllere sahip bir tür organik malzemedir. Diyajenez sürecinde şeyl içinde oluşan hidrokarbon (ham petrol ve gaz) akışkanlar gözenek ağları, kırıklar, çatlaklar, veya faylar gibi geçiş yolları boyunca şeylden dışarıya, tercihen çökel kayaç yapıları içine göç edebilirler. Göç gözenekli ve geçirgen bir kayaçta hidrodinamik bir kapan içinde birikme ile son bulur ve böylece sıradan türde bir petrol ve gaz haznesi (rezervuar) oluşur. Oldukça yumuşak bir kayaç olan şeyl, kolay ayrılabilen ince katmanları ile, benzer bileşime sahip ve çamur taşı olarak anılan kayaçtan farklıdır. Şeyl içinde gözenek boyutu ve geçirgenlik düzeylerinin mikroskopik ölçeğin çok altında olması ve buna bağlı olarak geleneksel üretim ve rezerv kestirim uygulamalarının geçersiz kalması nedeniyle, şeyl yapıları içindeki ekonomik petrol ve gaz birikimleri “sıradışı” rezerv sınıfı içine sokulur. Bu çalışma şeyl yapılarındaki sıradışı petrol ve gaz rezervuarları ile ilgilenmektedir. Eğer bir şeyl yapısının organik kerojen içeriği yüzde 2 ile 14 arasında ise, o şeyl nurşen (umut var) bir kaynak olarak dikate alınır. Bir şeyl içinde oluşabilecek hidrokarbon, kerojen türü ve ısıl olgulaşmanın düzeyi ile belirlenir. Katı bir madde olan kerojen birkaç nanometre ile birkaç yüz nanometretre arasında değişen boyutta ve içine petrol ve gaz yerleşmiş gözeneklere sahip olabilir. Şeylden dikkate değer miktarda petrol üretimi II. Dünya Savaşı sırasında A.B.D.’de savaş tanklarına yakıt sağlamak üzere başlatılmıştır. Savaştan sonra, düşük petrol ve gaz fiyatları ve teknolojik yetersizlik nedeni ile şeylden üretim ekonomik olmamıştır. Mısır ile İsrail arasındaki 1973 Yom Kippur savaşı nedeniyle petrol fiyatlarındaki artışının olumsuz etkisi, A.B.D.’yi şeyl yapılarından ekonomik petrol üretmeye ve bunun için gereki yeni teknolojileri keşfetmeye ve geliştirmeye zorlamıştır. Geçen son yirmi yıllık dönemde, bir çok araştırmacı şeyl yapılarında sınıflandırma, petrol ve gaz rezerv kestirimi ve sıradışı şeyl girişimlerinde üretici kuyuları delme, tamamlama ve canlandırma için yeni yöntemler tanıtmışlardır. Araştırmaya yapılan dolgun yatırımlar A.B.D.’de şeylden petrol ve gaz üretiminde dikkate değer artışa, örneğin 2008’de A.B.D. hidrokarbon rezervlerinde yaklaşık yüzde 35 artışa, yol açan ve endüstriye som ilgi çeken yatay kuyu delme ve hidrolik çatlatma tekniklerinin geliştirilmesine ve kullanımına önderlik etmiştir. Bu başarı dünyada birçok ülkenin çökel havzalarındaki şeyl yapılarında sıradışı petrol ve gaz keşfine kalkışması için bir kılavuz olmuştur. Şeyl yapılarından üretimi en üst doruğa ulaştırmak üzere, anılan yöntemleri ve teknikleri daha da geliştirmek için araştırmalar tüm dünyada sürerken, şu ana kadar A.B.D. dışında yalnız Rusya ve Çin şeyl petrolü ve gazı girişimlerinde sınırlı bazı başarılar elde etmişlerdir. Şeyl sınıflama yöntemlerinden biri olan gerçek zaman sınıflaması, şeyl kayaçlarının petrofizik, bileşim ve elastik özeliklerinin kuyu loglarından kestirimine dayanır. Bir diğer teknik, hidrokarbon içerikli şeyl gruplarını bunların birleşik kuyu loglarında sergiledikleri benzeri bileşim özeliklerine ve loglardan türetilen katman özeliklerinin evrilmesi ile komşu katman etkilerinin en düşük düzeye indirgenmesine dayanarak tanımlamaya çalışır. Bir başka yöntem ise, karot analizi ve kuyu logu bilgilerini birlikte değerlendirerek şeylleri gözeneklilik, kılcal basınç, mineral yapısı ve toplam organik karbon bakımından sınıflandırır. Tüm bu yöntemler iyi sonuçlar veriyor ise de, her şeyl girişimi kendine özgü biricik olduğundan, hangi yöntemle daha iyi sonuç alınacağını saptamak için yöntemlerin hepsi de aynı kayaç yapısına uygulanmalıdır. Sıradan rezerv kestirim yöntemleri sıradışı gaz ve petrol rezervuarlarında çalışmıyor görünse de, bir öbek araştırmacı üretilebilir rezervin kestirimi için zamana bağımlı üretim debisi grafiklerinde olağan azalım eğrisi çözümleme tekniğini kullanmışlardır. Devoniyen Şeyli rezervlerini kestirmek için başlangıç test ve üretim verilerine dayalı, çift değişkenli dokuz denklemden oluşan bir regresyon modeli ortaya koymuşlardır. Langmuir adsorpsiyon izotermini de içine alan yeni bir hacimsel toplam yerinde gaz kestirim denklemi, soğurulmuş gaz fazı tarafından işgal edilmiş gözenek hacmini de dikkate alacak biçimde formüle edilmiştir. Kerojenin organik gözenek duvarlarının etkisi altında gaz yoğunluğu değişebildiğinden, hidrokarbon faz davranışının özgün uzunluğu 100 nanometreden kısa kılcal gözeneklerde çok farklı olduğu anlaşılmıştır. Şeyl rezervuarların üretimini ve doruk kurtarımını yükseltmek için yatay kuyu delme ve tamamlamaya olan ilgi son yirmi yılda artmıştır. En yaygın kullanılan tamamlama yöntemi kuyuların yatay kesimlerine koruma borusu indirmek ve deliklemedir. Kuyu yatay kesimi deliklemelerinden çok aşamalı optimize hidrolik çatlatma yapılması, ara bağlantılı çatlak ağları yaratarak kuyuya en yüksek akışı sağlamak için zorunludur. Çeşitli patlatma ve darbe yöntemleri ile şeyl kayaçlarda elde edilen dinamik çatlatma ve parçalama verileri, geçici dalga ile kayaç serbest yüzeyleri arasındaki etkileşimin kayaçta yöresel çatlama ve parçalanma başlatan gerilimler yarattığını göstermektedir. Bazı çalışmalara göre, kayacın statik dayanımı dinamik çatlama dayanımından onda bir (bir mertebe) daha düşüktür. Masif hidrolik çatlatma tekniği (MHF) kayacın olası birçok doğal çatlağı ile hidrolik çatlakları kesiştirme amacıyla uzun zamandan beri kullanılmaktadır. Çatlak yoğunluğu ve şeyl kalınlığının canlandırma teknolojisi ve stratejisinin belirlenmesinde önemli unsurlar oldukları bulunmuştur. Yeni bir hidrolik çatlatma tekniği olan kanal hidrolik çatlatma (CHF) tekniği, jeomekanik modelleme ve delikleme stratejisini birleştiren özelliği ile Marcellus şeyline uygulanmıştır. CHF tekniğinde, elyaf yüklü akışkan özgün biçimde pompalanarak, yaratılan çatlağın içine yerleştirilen dayak tanecik paketlerinin içinde iletkenliği yüksek kararlı akaç (kanal) ağı oluşturulur. Hidrokarbon akışkanlar dayak tanecikleri paketlerinin geçirgenliğine bağımlı kalmayarak, iletkenliği yüksek bu akaçlarda akarlar. Çatlak iletkenliğinin bu akaçlarla önemli düzeyde arttığı uygulamada kanıtlanmıştır. Endüstrinin bir diğer gereksinimi, şeyl rezervuar üretimlerinin öngörüsünün güvenilir biçimde yapılmasıdır. Üretim öngörülerinde her birisinin kendine özgü getirileri ve sakıncaları olan analitik andırı (simülasyon), sayısal andırı ve çeşitli azalım eğrisi çözümleme yöntemlerinden yararlanılmıştır. Bu yöntemlerde dikkate alınan unsurlar arasında öngörünün hızı ve doğruluğu önemli unsurlardır. Şeyl gazı kestirim modeli (SGPM) olarak anılan ve farklı bir yaklaşımla geliştirilmiş bir diğer model, şeyl gaz üretimindeki zorlukları azaltmak üzere önerilmiştir. Kolay kullanımlı bu basit model temelde tüm kütleyi korurken bireysel olarak her kuyu cıvarındaki akışa odaklanır. Modelin üstünlüğü, büyük sayıda kuyu bulunan tek veya çoğul şeyl girişimlerinde rezerv ve üretim kestirimi yapılırken, çabuk geridönüş gerektiren durumlarda hızlı ve yinelenebilir sonuçlar türetmesidir. Model bir çatlatma mekaniği yazılımı ile birlikte koşulabildiği için daha iyi çatlatma tasarımına olanak tanır. Modelin üretim öngörü becerisi farklı bölgelerde bulunan şeyl girişimlerinin gerçek üretimine karşı sınanmış ve kanıtlanmıştır. Bu nedenle, model hem geçmişteki üretime hem de gelecekteki öngörülen üretime güvenilir çakıştırma yapılmasında kullanılabilir. Modelin petrol ağırlıklı girişim ve çok fazlı akış vasıfları yoğuşuk üretiminin de anlaşılmasını sağlar. Güney Teksas’taki Eagle Ford şeylinin geliştirilmesi 2008 yılında başlatıldığında, bu şeylden yapılan üretime ilişkin hiçbir veri analizi bulunmadığı için, üretim davranışı modellemesi ve temel rezervuar parametreleri kestiriminde doğrusal çift gözeneklilik tip-eğrisi çözümleme tekniği kullanılmıştır. Kullanılan tip-eğrileri, durağan kuyu basıncında geçici üretim debisi ve kapalı-sınırlı çift-gözeneklilikli canlandırılmış rezervuar hacmi (SRV) baz alınarak oluşturulmuştur. Bello-ve-Nobakht yönteminin iki farklı yaklaşımı, erken-zaman ve geç-zaman üretim verilerinin çözümlenmesinde görünür zarı dikkate almak üzere kullanılmıştır. Eagle Ford şeylinden yapılan üretim doğrusal akış, çift doğrusal akış ve sınır egemen akış rejimlerini sergilemiştir. Dilim tipi çatlak modeli varsayımı ve çift doğrusal akış çözümlemesi baz alınarak, çatlak geçirgenliği yaklaşık 820 nano Darcy olarak kestirilmiştir. Buna karşılık, doğrusal matriks akış çözümlemesi baz alınarak, matriks geçirgenliği 181 ile 255 nano Darcy arasında kestirilmiştir. Bu sonuçlar sayısal andırı (simülasyon) yardımı ile geçerli kılınmıştır. Çünki, sayısal andırı çalışmasında elde edilen geçirgenlik değerleri tip-eğrisi çözümlemesinden elde edilenler ile aynı değer aralığında çıkmışlardır. Eagle Ford şeyli için üretim öngörüsü yaparken farklı soğurulma izotermleri kullanılmıştır. Üretim öngörüsü sonuçlarından gazın geri bırakılmasının hem rezervuar basıncı hem de soğurma izotermine bağlı olduğu sonucuna varılmıştır. Erken zamanda gazın geri bırakılmasının, yüksek rezervuar basıncı nedeniyle, genelde pek de önemli olmadığı bulunmuştur. Laboratuarda ölçülmüş soğurma izotermlerine göre, gazın etkin olarak geri bırakılması için uzun erimli üretim öngörüsüne gerek vardır. Ayrıca, basit hidrodinamik benzeşlikten yararlanılarak azalım eğrileri türetilmiştir. Çeşitli üretim azalım eğrisi çalışmaları baz alınarak, kuyu üretkenliğinde önemli bazı fiziksel unsurlar da sınanmıştır. Eksponansiyel veya hiperbolik azalım eğrisinin Devoniyen Şeyli kuyuları üretim azalım verilerine gayet iyi uyabileceği görülmüştür. Üretim azalımının açık akışa, kayaç basıncına ve özgün şeyl üretim mekanizmalarına bağlı olarak karakterize edilmesine uğraşılmıştır. Sıradışı şeyl rezervuarların çatlatılmış yatay kuyularında geçici basınç davranışı ile üretim davranışını modellemek üzere analitik bir üçlü doğrusal akış çözümü ortaya konulmuştur. Model basit olsa da, bir şeyl rezervuarın matriksi ve doğal çatlaklarının içsel özeliklerini de içeren temel petrofizik niteliklerini birleştirecek yeterlilikte çok yönlüdür. Modelde akışkan takasının özel özgünlüklerine ek olarak çeşitli rezervuar bileşenleri de göz önüne alınabilmektedir. Ayrıca, sıradışı şeyl rezervuarların çoğul çatlatılmış yatay kuyularındaki geçici basınç tepkilerinin çözümlemesi için pratik bir analitik model de sunulmuş ve açıklanmıştır. Petrol ve gaz fiyatlarının dikkate değer düzeyde yükselişinden sonra, A.B.D.’deki sıradışı şeyl rezervuarlardan petrol ve gaz üretimi hem teknik hem de ekonomik olarak yapılabilir hale gelmiştir. Teksas’ta Forth Worth yakınlarındaki Barnett şeyli A.B.D.’deki ve dolayısıyla dünyadaki olgun şeyl girişimleri arasında tatmin edici üretim geçmişine sahip olanlardan bir tanesidir. Bu nedenle, 6000’den fazla üreten kuyusu ile geliştirilmiş olan Barnett şeylinin üretim ekonomisinin incelenmesi, şeyl girişimlerinin nasıl ticarî hale getirilebileceğine ilişkin fikir oluşturabilmek için örnek bir model olarak dikkate alınabilir. Bu tez çalışmasının gerçekleştirildiği süre içindeki maliyetler ve fiyatlar esas alınırsa, bir kuyunun maliyetini karşılamak için doruk gaz üretiminin yaklaşık 550 ile 900 milyon standart feet küb arasında olması gerekir. Şeyl kayaçlardan petrol üretiminde ise, olgun bir sahadan günde 100 000 varil petrol üretebilmek için en düşük petrol fiyatı en azından varil başına 43 USD olmalıdır.Shale is a fine-grained sedimentary rock that consists of significant amount of clays, in addition to sand and silt size minerals. During the sedimentation period, depending on the aqueous sedimentation environment, some organic material in the form of the remnants of dead organisms might accumulate along with some inorganic material, such as the organic or inorganic compounds nickel, zinc, vanadium, molybdenum, selenium, etc, among the grains of shale constituents. Shale is formed as the result of compaction of its constituents under the overburden stress (pressure) of overlaying strata that are accumulated later and under the rising temperature with increasing burial depth, throughout the vast geological time periods. During the millions of years of diagenesis, the period in which the sediments go through various physical and chemical alterations and deformations, the in-situ water in between the granules provides the means for the consolidation and cementation of compacting constituents to form a somewhat firm rock of shale, while some part of the in-situ water being expelled out due to compaction. In addition to pressure the increasing temperature and the radiation from the radioactive elements among the constituents cause shale to experience thermal maturity. Contained organic material, if there is any, in shale would eventually be decomposed into hydrocarbons, partially in the form of kerogen and partially in the form of petroleum, until thermal maturity has reached a certain level. Kerogen is the organic material with long and complex molecular chains that was not converted into petroleum. During diagenesis, oil and gas type hydrocarbons may escape out of shale into other adjacent, preferably sedimentary, formations via the pathways, such as pore networks, cracks, fractures, joints, or faults, and form conventional oil and gas reservoirs if they get hydrodynamically trapped. Therefore, shale is a easy-splitting laminated soft rock and such feature makes it different than the rock called mudstone. Economic oil and gas accumulations in shale formations are classified as unconventional reserves, since pore size and permeability levels in such rocks are much below microscopic scale and, hence, the application of conventional production and reserve estimation techniques is invalid. In this study the interest is in the shale formations that contain unconventional reservoirs of oil and gas. A shale formation is considered to have a prospective reservoir if its organic kerogen content is between 2 to 14 percent. The hydrocarbon that can form in shale is determined by the kerogen type and thermal maturity level in shale. Kerogen, as a solid matter, might have pores with size in the range from few nanometers to few hundred nanometers. Production of oil and gas from shale formations was started during the World War II by the U.S.A. to fuel war tanks. After the war, however, it was uneconomical to produce from the shale formations due to unfeasible technology and low price of oil and gas. The adverse effect of significant increase in oil and gas prices, due to Yom Kippur war between Egypt and Israel in 1973, has forced the U.S. to explore new technology for feasable exploitation of oil and gas in shale formations. In the past two decades, many researchers have introduced new and various methods and techniques for classifying shale formations, estimating oil and gas reserves, and drilling, completing, and stimulating wells for producing unconventional shale plays. Substantial investment in research has led to the development and use of horizontal well drilling and hydraulic fracturing technology that has draw a massive interest in the industry and has enormously increased the shale gas and oil production in the U.S., e.g. the U.S. hydrocarbon gas reserves have increased about 35 percent in 2008. Such success has led many countries worldwide to attempt to explore unconventional oil and gas in shale formations in their sedimentary basins. While research is still continuing worldwide for futher improvement in aforementioned methods and techniques to maximize ultimate recovery from shale formations, only Russia and China other than the U.S. had some limited success in shale gas and oil play so far. Among the shale classification methods, real-time classification is based on well logs to estimate the petrophysical, compositional, and elastic properties of shale rocks. Another technique attempts to identify hydrocarbon-bearing shale groups, based on similar compositional properties exhibited on a combination of well logs, and also to minimize the shoulder-bed effects using the inversion of log derived layer properties. Other method integrates core analysis and well log information to classifying shale in terms of porosity, capillary pressure, mineralogy, and TOC. Though, all the methods are found to yield good results, all of them have to be applied on the same formation to ascertain which method is better than the others, since each shale play is unique. Although conventional reserve estimate methods seem not to work in unconventional shale gas and oil reservoirs, a group of researchers tried to use the usual hyperbolic decline curve analysis technique on a production rate versus time plot to estimate the recoverable reserves. They came up with a nine–equation bivariate regression model based on initial test and recovery data to estimate the reserves in the Devonian shale. A new volumetric total-gas-in-place estimation equation that incorporates Langmuir adsorption isotherm was formulated to take the pore space occupied by the sorbed phase into account. Hydrocarbon phase behavior is realized to be quite different in pores and capillaries with characteristic length less than 100 nanometers, since gas density varies under the influence of organic pore walls of kerogen. Interest in drilling and completion of horizontal wells has increased during the last two decades to enhance productivity and ultimate recovery from shale reservoirs. The most commonly used completion method is casing and perforating the horizontal section of wells. In horizontal wells an optimized multi-stage hydraulic fracturing through perforations is the inevitable stimulation technique to create interconnected fracture network for maximizing the flow into wellbore. Various explosive or impact methods of dynamic fracture and fragmentation data on shale rocks has showed that the interaction of transient wave with the local free surfaces in rock generates tension in some regions of rock where fracture and fragmentation is initiated. Studies has also showed that the static strength of a rock can be less than the dynamic fracture strength as much as one order of magnitude. A researcher with the objective of intersecting as many natural fractures as possible with the hydraulic fractures has developed a rationale for stimulation design for the Devonian shale. The MHF (massive hydraulic fracturing) technique has long been used for the same purpose. It has been found that shale thickness and fracture density are important factors in determining the stimulation technology and strategy. A new hydraulic fracturing technique is CHF (channel hydraulic fracturing) that was first applied in Marcellus shale. In CHF technique; which integrates the geomechanical modeling and perforation strategy, fiber-laden fluid is pumped in a unique manner to create high-conductivity stable channels in the proppant pack placed in the created fracture. Hydrocarbon fluids flow through these high conductivity channels rather than being dependent on the permeability within the proppant pack. Appreciable increase in fracture conductivity by these flow channels has been proven in practice. Reliable forecast of production from shale reservoirs has been another requirement in the industry. The methods of analytical simulation, numerical simulation and various decline curve analyses (DCA) have been utilized. Each method has its own particular advantages and disadvantages. Rapidity and extent of accuracy in production forecast are among the factors considered in these methods. Another model, called the Shale Gas Predictive Model (SGPM), was developed with an alternative approach and was proposed to mitigate the challenges associated with shale gas production. Simple and easy to use model focuses essentially on the flow around individual wells while conserving overall mass. The model has the advantage of generating rapid and repetitive results, in situations where quick turnaround is required to estimate the production and reserves from a large number of wells in a single or multiple shale gas plays. Such situations arise frequently if the operating companies plan to drill hundreds of wells y