Permeabilidades Relativas en Reservorios de Gas de muy Baja Permeabilidad

1. Permeabilidades Relativas en Reservorios de Gas de muy Baja Permeabilidad Marcelo A. Crotti - Inlab S.A. IAPG – Neuquén 30 de noviembre de 2001

2. Temario • Generalidades de las “Tight Zones”. • Mediciones de Laboratorio • Porosidad. • Saturación de agua • Presiones Capilares. • Permeabilidad Relativa. • El Reservorio como Laboratorio de Excelencia. • Conclusiones.

3. Generalidades • Los reservorios gasíferos de muy baja permeabilidad presentan un conjunto de características propias que los diferencias de los que suelen llamarse "reservorios convencionales“. • Dificultad de evaluación de las reservas. • Caudales de producción cercanos al límite económico de las explotaciones. • Tanto la etapa de muestreo y recolección de datos, como la de traslado de mediciones de laboratorio a escala de reservorio deben hacerse dejando de lado algunos conceptos "tradicionales".

4. Los Parámetros Fundamentales • Algunos valores, obtenidos regularmente en laboratorio, resultan de máxima relevancia en la evaluación de estos reservorios: • Porosidad y Sw. • Cambios de Productividad a lo largo de la explotación. • Dependencia de la permeabilidad con diferentes factores. • Sin embargo, algunas mediciones convencionales no resultan representativas.

5. Porosidad y Sw (mediciones estándar) • La medición directa de Sw (Dean-Stark) no arroja valores representativos. • La porosidad y la permeabilidad se determinan sobre rocas secas. • La Sw se obtiene en forma indirecta, mediante curvas de Presión Capilar. • Las medidas eléctricas se realizan re-saturando el medio poroso.

6. Porosidad y Sw (Comentarios) • Características Propias de las Tight Sands. • En rocas de muy baja permeabilidad, la remoción de fluidos y la operación de re-saturación del medio poroso no es una tarea simple. • La invasión del medio poroso durante la operación de coroneo está dificultada por la baja permeabilidad. • Consecuencias: • La roca que llega al laboratorio suele 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).

7. Porosidad y Sw (Recomendaciones) • Sobre la Roca que llega al laboratorio se puede medir en forma directa. • Resistividad. Como valor de interés para correlacionar con perfiles y como herramienta de control de la integridad del sistema roca-fluidos. • Porosidad y Permeabilidad. Manteniendo el agua intersticial. Se mide directamente sobre el medio poroso en condiciones de reservorio. • Contenido de agua y salinidad. Por desagregado de la muestra, extracción y lavado. Permite estudiar variaciones de salinidad en la columna estratigráfica.

8. Medición de Sw y Salinidad • Se extrae un “plug” a partir de una corona. • Se fracciona el “plug” para madir contenido de agua y salinidad en los distintos trozos. • Se integra la información con datos de profundidad, porosidad, permeabilidad y perfiles eléctricos..

9. Presión Capilar (mediciones estándar) • La zona de transición capilar obtenida en mediciones de Laboratorio suele ser muy diferente de lo que indican los perfiles. • Cada medición de laboratorio tiene sus propias limitaciones. • El escalamiento suele ser difícil. Particularmente cuando no se puede establecer el FWL.

10. Presión Capilar (Comentarios) • Características Propias de las 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.

11. Permeabilidad Relativa • Características Propias de las Tight Sands. • Predominio de las fuerzas capilares. • No es adecuada la medición convencional (regulada por fuerzas viscosas). • El avance de agua es muy limitado. • Consecuencias: • La medición estándar no es representativa. • 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.

12. Permeabilidad Relativa (resumen) • Sin entrada de agua (caso habitual): • Sólo es de interés el cambio de permeabilidad con la NOBP, a la Sw propia del reservorio. Medición sobre muestra fresca. • Con entrada de agua: • No debe medirse el desplazamiento gas-agua. • Debe medirse el desplazamiento agua-gas. • Saturación residual de gas. • Permeabilidad efectiva al agua.

13. Conclusiones • Las mediciones convencionales pueden resultar no representativas para reservorios de muy baja permeabilidad. • El Reservorio puede emplearse como Laboratorio de excelencia. • Deben hacerse mediciones integradas. Los análisis deben incorporar todos los datos disponibles. • Es conveniente obtener las saturaciones de agua en forma directa. • Las Permeabilidades Relativas deben medirse en condiciones especiales.

14. Permeabilidades Relativas en Reservorios de Gas de muy Baja Permeabilidad “Más importante que responder correctamente las preguntas habituales, es plantear las preguntas correctas ...” John Tight