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Yacimientos de Gas de Baja
Permeabilidad
Parte II – Medición y Modelado Importancia de los Fenómenos
Capilares
Noviembre 2008
Marcelo A Crotti
Inlab S.A.
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 Sello
Agua 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.
Validación de la Preservación
ohm.m
0
Rtlab
10
20
ohm.m
30
0
10
20
30
Muestreo y Medición
Corona Preservada
1 metro
A
B
1. Resistividad
2. Desagregado:
• Extracción de agua con
tolueno
• Extracción de Sales
con agua destilada
• HC nativos
1. Resistividad
2. Petrofísica Básica
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 capilargravitatorio
– 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, f 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
Yacimientos de Gas de Baja Permeabilidad
Parte II – Medición y Modelado
Muchas Gracias
Noviembre 2008
Marcelo A Crotti
Inlab S.A.