An integrated method for understanding the fluid flow behavior and forecasting well deliverability in gas condensate reservoirs with water aquifer drive

Gas condensate reservoirs constitute a significant portion of global hydrocarbon reserves. In these reservoirs, as bottomhole pressure falls below the dew point, liquid develops in the pore space. This results in the formation of a liquid bank near the wellbore region that decreases gas mobility, which then reduces gas inflow. Some gas condensate reservoirs have bottom aquifer drive, which also negatively impacts gas production. This research used a field case study to demonstrate an integrated workflow for forecasting well deliverability in a gas condensate field in Libya. The workflow began with the interpretation of open-hole log data to identify the production interval net pay and to estimate petrophysical properties. A compositional model was developed and matched to actual reservoir fluids. Transient pressure analysis was described and used to identify reservoir properties. Inflow performance relationships (IPRs) were analyzed using three types of backpressure equations. The workflow integrated all data in a numerical simulation model, which included the effect of bottom water drive. Sensitivity analysis was used to identify parameters with the greatest impact on future deliverability and recovery. The results provided in this case study demonstrated the importance of an integrated workflow in predicting future well performance in gas condensate fields with bottom water drive. The study demonstrated how to implement the workflow in managing or developing these types of reservoirs --Abstract, page iii

A semi-empirical approach to modelling well deliverability in gas condensate reservoirs.

A critical issue in the development of gas condensate reservoirs is accurate prediction of well deliverability. In this investigation a procedure has been developed for accurate prediction of well production rates using semi-empirical approach. The use of state of the art fine grid numerical simulation is time consuming and computationally demanding, therefore not suitable for real time rapid production management decisions required on site. Development of accurate fit-for-purpose correlations for fluid property prediction below the saturation pressure was a major consideration to properly allow for retrograde condensation, complications of multiphase flow and mobility issues. Previous works are limited to use of experimentally measured pressure, volume, temperature (PVT) property data, together with static relative permeability correlations for simulation of well deliverability. To overcome the above limitations appropriate fluid property correlations required for prediction of well deliverability and dynamic three phase relative permeability correlation have been developed to enable forecasting of these properties at all the desired reservoir conditions The developed correlations include; condensate hybrid compressibility factor, viscosity, density, compositional pseudo-pressure, and dynamic three phase relative permeability. The study made use of published data bases of experimentally measured gas condensate PVT properties and three phase relative permeability data. The developed correlations have been implemented in both vertical and horizontal well models and parametric studies have been performed to determine the critical parameters that control productivity in gas condensate reservoirs, using specific case studies. The improved correlations showed superior performance over existing correlations on validation. The investigation has built on relevant literature to present an approach that modifies the black oil model for accurate well deliverability prediction for condensate reservoirs at conditions normally ignored by the conventional approach. The original contribution to knowledge and practice includes (i) the improved property correlations equations, (4.44, 4.47, 4.66, 4.69, 4.75, 5.21) and (ii) extension of gas rate equations, for condensate rate prediction in both vertical and horizontal wells. Standard industry software, the Eclipse compositional model, E-300 has been used to validate the procedure. The results show higher well performance compared with the industry standard. The new procedure is able to model well deliverability with limited PVT and rock property data which is not possible with most available methods. It also makes possible evaluation of various enhanced hydrocarbon recovery techniques and optimisation of gas condensate recovery

Integrated Reservoir-Wellbore Nodal Analysis Workflow For Worst-Case Discharge Modeling

According to the Bureau of Ocean Energy Management (BOEM), worst-case discharge (WCD) is the single highest possible daily flow rate of liquid hydrocarbon during an uncontrolled wellbore flow event [49]. The main objective of this research is to develop a workflow to calculate worst case discharge (WCD) volumes for a drilling scenario using an integrated reservoir-nodal analyses approach. Using robust integrated production modeling (IPM) tools, a nodal analysis workflow is developed to compute WCD volumes and rates that operators can use easily if they have IPM, or adapt to using a different software (including excel) in absence of IPM. A secondary objective of this research is to test different geologic sequencing patterns (sand/shale and reservoir-non reservoir sequences as in Gulf of Mexico) as well as reservoir parameters like rock compressibility and aquifer presence to assess impact on WCD rates and cumulative volumes. The integrated reservoir-nodal analysis workflow is validated using reservoir simulation of the same scenarios

Investigation of hydraulic fracture complexity and the benefits of maximizing or minimizing complexity in unconventional resources

This dissertation discusses two separate, yet inter-related studies. The first study was an extension of historical work comparing transversely fractured versus longitudinally fractured horizontal wells in multiphase flow environment. The second study investigated hydraulic fracture complexities and the benefits of maximizing or minimizing complexities in unconventional resources and tight reservoirs. The main objective of this research was to investigate fracture complexity and its impact on well performance and economics. To achieve that objective, three different integrated completions and reservoir models were built. Two of the three models, a hybrid reservoir model and micro-seismic based SRV (stimulated reservoir volume) model, were built to capture presences of discrete fracture networks (DFN). The results of the DFN-based models were compared to an integrated planar fracture model, which had bi-wing fractures with limited or no fracture complexity. The second objective of this research was to determine reservoir permeability based cut-off criterion that can be used as guide when selecting whether to drill transversely fractured versus longitudinally fractured horizontal wells in multiphase flow environment. The reservoir models built for the multiphase flow would also investigate the effects of stress dependent permeability, adsorption gas and non-Darcy flow effect. The third objective of this research was to develop a calibrated hydraulic fracture and reservoir model for the Montney shale, particularly for the Upper Montney Formation. This model would help companies select best lateral placement options in the Upper Montney, stage perforation targets and model-based stage spacing --Abstract, page iii

Investigation of post-acid stimulation impacts on well performance using fracture modeling and reservoir simulation in a Jurassic carbonate reservoir

Well stimulation (well fracturing) became an essential tool in the Oil and Gas industry to unlock the potential of unconventional reservoirs all over the world and especially in the Middle East. In Kuwait, well stimulation is obligatory when dealing with deep Jurassic carbonate reservoirs. Thus, the well fracture designing process plays a very critical role in determining the success of the stimulation job and the improvement of the recovery. Several wells stimulated with 20% HCL have shown wide variations in both short and long term well production performance. The research aims to investigate and identify the possible reasons causing these variations by creating an integrated workflow comprised of two modeling sections using actual field data. Fracture Modeling; to assess the fracturing operation and obtain the fracture geometry and conductivity using StimPlan software. Reservoir Simulation; to test the fracture design by the performance of the well using Petrel and Eclipse software. The iterative process in the workflow also gives the ability to tailor the design to reach the maximum potential of the well. Three major reasons are suspected to be behind the underperformance of the investigated well. First, human errors in planning and gathering the required data for the stimulation job. Second, the stress contrast between the layers allows the fracture to propagate vertically giving more fracture height than length. Third, the fracture orientation, which has a great effect on the long-term performance by allowing the induced fracture to intersect with the formation and the natural fractures --Abstract, page iii

A study of the impact of intelligent well technology on reservoir development

Abstract unavailable please refer to PDF

Geomechanically coupled modelling of fluid flow partitioning in fractured porous media.

Naturally fractured reservoirs are characterised with complex hydro-mechanical dynamics. In these reservoirs, hydrocarbons can be stored and produced from the rock matrix, the fracture network, or both. Normally the fracture network is depleted much faster than the matrix blocks due to its increased hydraulic conductivity; consequently, the recovery factor is low for these reservoirs. Additionally, the in-situ stress profile changes with reservoir depletion and affects fluid flow dynamics of the fractured reservoir. Therefore, dynamic characterisation of fractured reservoirs is considered a challenging task, responsible for inefficient exploitation of their reserves. This dissertation focuses on characterising matrix-fracture fluid flow partitioning subjected to variable overburden stress loading. Understanding of the matrix-fracture hydro-mechanical interaction would assist in developing optimum production plans to maximize recovery from fractured reservoirs. Initially, three different fracture implementation techniques - (1) simulating fracture as an equivalent porous medium; (2) implementing it as a sub-dimensional feature within the porous matrix; and (3) considering fracture domain as an open channel - were evaluated using a set of published laboratory core flooding data. The best fracture simulation approach was identified to be fracture implementation as an open channel interacting with matrix block. This approach takes into consideration the coupling of Darcy flow equation in the matrix domain to Navier-Stokes flow formulation in the fracture. The efficiency of this fracture simulation approach was significantly enhanced when coupled further with poro-elasticity physics and stress dependent permeability. In the next step, the coupled open channel fracture simulation approach was applied to perform a sensitivity analysis on the effect of all parameters of the governing equations on fracture and matrix flow. The results of this analysis were statistically analysed, with specific attention to the analytical formulation of the governing equations, to develop coupled empirical flow models for fracture and matrix. These empirical models incorporate both flow physics of matrix and fracture, as well as mechanical loading impacts. An analysed multiphase flow scenario demonstrated the compatibility of the coupled simulation approach with multiphase flow investigations in fractured porous media. A novel core flooding set-up, capable of separated fracture and matrix flow measurement, was designed and built to enable laboratory evaluation of the developed empirical models. This set-up enabled monitoring of pressure front within matrix and fracture, taking the advantages of several differential pressure transducers along the core plug length. Variation of the matrix and fracture flow in response to different stress loading scenarios was investigated in the laboratory. Furthermore, laboratory validation indicated that the matrix flow model is capable of predicting laboratory measurements with an acceptable accuracy; however, the fracture flow model seemed to need more improvement. Probable factors that could have caused inaccuracy in the fracture flow model were discussed and actions for improving it were recommended as an extension to this research. Application of the empirical models in fractured porous medium characterisation simulations reduces the coupling-related numerical complexities. The coupled empirical models can predict flow dynamics of fractured reservoirs under various stress regimes. They demand much less computational effort and, as they incorporate geometrical factors, they can be up-scaled conveniently. In terms of production planning for fractured reservoirs, the empirical models can assist engineers to manage matrix and fracture production efficiently based on overburden stress variations

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