Yacimientos de Gas de Baja Permeabilidad
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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
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
• 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
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
• 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
Extracción rápida Presencia de
un SelloAgua irreductible
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
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
• 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
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
• 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
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
• 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
¿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