Yacimientos de Gas de Baja Permeabilidad

Yacimientos de Gas de Baja Permeabilidad

Parte II – Medición y Modelado -Importancia de los Fenómenos

Capilares

Marcelo A CrottiInlab S.A.Noviembre 2008

Temario

• Objetivos

• El Laboratorio como Herramienta de Modelado y

como Herramienta de Medición

• Obtención de Muestras

• ¿Cómo Medir la Sw?

• Otras Mediciones

• Modelado de Reservorios Tight

• Conclusiones

Objetivos

• Identificar las mediciones de laboratorio adecuadas para caracterizar los reservorios “Tight”

• Definir la metodología de obtención de muestras representativas

• Analizar las limitaciones del modelado convencional

Temario

• Objetivos







• Conclusiones

Función del Laboratorio

• Modelado– Se reproduce en el laboratorio la historia

geológica y de producción– Las muestras se acondicionan y se someten a

secuencias de saturación y desplazamiento modelando las secuencias naturales

• Medición– No se asume modelo– Se obtienen muestras representativas y se

miden las propiedades de interés– Se usa el Reservorio como Laboratorio de

excelencia

En Reservorios Convencionales

• Se emplean ambas modalidades• Medición

– Porosidad– Permeabilidad– Densidad de granos– …

• Modelado– Distribución de Fluidos (P. Cap.)– Movimiento de Fluidos (Perm. Relat.)– …

En Reservorios ¨Tight¨

• El Modelado es muy complejo– Hasta la ¨simple¨ tarea de remover fluidos se hace

compleja• Debe hacerse un esfuerzo para medir en las

condiciones generadas en el propio reservorio• Es fundamental el proceso de muestreo• Se debe aprovechar que las mismas

características que originan un reservorio de mala calidad, ayudan a preservar los fluidos durante el muestreo– La roca que llega al laboratorio puede conservar la

saturación de fluidos que tenía en el reservorio.– Es posible medir las propiedades de interés en forma

directa (sin modelar procesos en el laboratorio)

Temario

• Objetivos







• Conclusiones

Extracción rápida Presencia de

un SelloAgua irreductible

Temario

• Objetivos







• Conclusiones

Mediciones Directas

• Sobre la Roca que llega al laboratorio se puede medir en forma directa:– Resistividad. Para correlacionar con perfiles

y como herramienta de control de la integridad del sistema roca-fluidos.

– Porosidad y Permeabilidad. Manteniendo el agua intersticial y en condiciones de reservorio.

– Contenido de Agua, Sales e Hidrocarburos. Por desagregado de la muestra, extracción y lavado.

0 10 20 30

ohm.m0 10 20 30

ohm.m

Validación de la Preservación

0 10 20 30ohm.m

Rtlab

Corona PreservadaCorona Preservada

AA

BB

1. Resistividad2. Desagregado:

•Extracción de agua con tolueno

•Extracción de Sales con agua destilada

•HC nativos

1. Resistividad2. Petrofísica Básica

1 metro1 metro

Muestreo y Medición

Sw (resumen)

• Indirectamente a través de perfiles– Muy útil para definir tendencias

• Directamente en coronas preservadas– Muy útil para valores absolutos (calibración de

perfiles)– Se pueden optimizar las condiciones de

coroneo para mejorar la preservación• La muy baja K ayuda a limitar la invasión• La condición de Swirr ayuda a mantener la Sw

Temario

• Objetivos







• Conclusiones

Presión Capilar

• Características Propias de “Tight Sands”– La medición estándar asume equilibrio capilar-

gravitatorio – La sobre-presión del reservorio, los gradientes

anómalos y la indeterminación del FWL son indicadores de la falta de equilibrio capilar

• Consecuencias:– Las mediciones regulares de laboratorio no resultan

escalables al reservorio– La relación Sw vs Profundidad debe obtenerse

integrando los datos de perfiles con las mediciones directas ya indicadas

Permeabilidades Relativas

• Sin entrada de agua (caso habitual):– Es de mucha importancia la variación de

Permeabilidad al Gas con la presión de confinamiento (NOBP).

• Las mediciones deben hacerse incluyendo el agua inmóvil en el medio poroso (Medición sobre muestras “frescas”)

• Con entrada de agua:– Debe demostrarse que el agua y el gas provienen del

mismo nivel– La medición estándar no es representativa (no modela

el efecto de las fuerzas capilares)

Temario

• Objetivos







• Conclusiones

Modelado de Sw

• Evitar el escalamiento directo de las curvas de Presión Capilar– Zona de Transición– Swirr

– FWL

• Modelar la distribución de fluidos basándose en:– “Rock Types”– Medidas directas y perfiles

Modelado del Reservorio

• ¿Límites de la Trampa?

• ¿Balance de Materiales?

• ¿Simulación Numérica?

• ¿Pozo Tipo?

• ¿…?

Temario

• Objetivos







• Conclusiones

¿Qué Debe Medirse en Coronas?

• Resistividad en rocas preservadas– Control de calidad

• K, a NOBP– Y variaciones con NOBP– …sobre muestras “nativas”

• Contenido de agua y sales e HC– Sobre roca desagregada

• Caracterización de “Rock Types”

¿Qué No Debe Medirse?

• Curvas de Presión Capilar– No adecuadas para describir la

distribución de fluidos

– Muy útiles para identificar “Rock Types” (Iny. de Hg)

• Permeabilidad Relativa – Sólo si el agua es móvil

– Muy alejado de su validez teórica

En resumen…

• En Reservorios de Gas “Tight”

– Los test de Laboratorio NO deben diseñarse con propósitos de modelado

– Estos ensayos deben diseñarse para medir lo que realmente ocurrió a escala de reservorio en “tiempos geológicos”

– El Modelado de reservorios no responde a las técnicas convencionales

Muchas Gracias

Marcelo A CrottiInlab S.A.

Yacimientos de Gas de Baja Permeabilidad

Parte II – Medición y Modelado

Noviembre 2008

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