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Yacimientos de Gas de Baja Permeabilidad

Yacimientos de Gas de Baja Permeabilidad. Parte II – Medición y Modelado - Importancia de los Fenómenos Capilares. Marcelo A Crotti. Noviembre 2008. Inlab S.A. Temario. Objetivos El Laboratorio como Herramienta de Modelado y como Herramienta de Medición Obtención de Muestras

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Yacimientos de Gas de Baja Permeabilidad

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Presentation Transcript

  1. Yacimientos de Gas de Baja Permeabilidad Parte II – Medición y Modelado -Importancia de los Fenómenos Capilares Marcelo A Crotti Noviembre 2008 Inlab S.A.

  2. 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

  3. 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

  4. 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

  5. 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

  6. 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

  7. En Reservorios Convencionales • Se emplean ambas modalidades • Medición • Porosidad • Permeabilidad • Densidad de granos • … • Modelado • Distribución de Fluidos (P. Cap.) • Movimiento de Fluidos (Perm. Relat.) • …

  8. 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)

  9. 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

  10. Presencia de un Sello Extracción rápida Agua irreductible

  11. 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

  12. 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.

  13. Rtlab Validación de la Preservación

  14. 1 metro Corona Preservada • Resistividad • Desagregado: • Extracción de agua con tolueno • Extracción de Sales con agua destilada • HC nativos A • Resistividad • Petrofísica Básica B Muestreo y Medición

  15. 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

  16. 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

  17. 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

  18. 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)

  19. 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

  20. 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

  21. Modelado del Reservorio • ¿Límites de la Trampa? • ¿Balance de Materiales? • ¿Simulación Numérica? • ¿Pozo Tipo? • ¿…?

  22. 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

  23. ¿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”

  24. ¿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

  25. 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

  26. Yacimientos de Gas de Baja Permeabilidad Muchas Gracias Parte II – Medición y Modelado Marcelo A Crotti Noviembre 2008 Inlab S.A.

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