Transcript ESTUDIOS DE RESERVORIO ¿Qué respuestas hacen falta? Por: Marcelo A. Crotti SPE - A – Julio 2002 Temario • Comentarios generales sobre los estudios de Reservorio. •

ESTUDIOS DE RESERVORIO
¿Qué respuestas hacen falta?
Por: Marcelo A. Crotti
SPE - A – Julio 2002
Temario
• Comentarios generales sobre los estudios de
Reservorio.
• Objetivos de la charla.
• Utilidad de las preguntas y respuestas
habituales
– Ejemplos puntuales
– Ejemplos genéricos
• Conclusiones y sugerencias
SPE - A – Julio 2002
Comentarios generales sobre los
estudios de Reservorio
• La Ingeniería de Reservorios es una mezcla en
proporciones similares de Ciencia Exacta y de
enfoques Artesanales.
– Ecuaciones sencillas.
– Datos con alto grado de incertidumbre.
• Necesidad de enfoques multi-disciplinarios
– Numerosos especialistas.
– Pocos generalistas.
• Secuencias de estudios basadas en
– Tradiciones y experiencias personales.
– Prácticas recomendadas.
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Expresiones Típicas
• “No hay dos reservorios iguales”.
• “Si se hacen más mediciones, se incrementa el
costo pero no mejora la certidumbre”.
• “El único dato cierto sobre una corona es que ya
no está en el reservorio”.
• “Para caracterizar el fluido de reservorio es
necesario realizar un estudio PVT”.
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Incertidumbres y Preguntas Principales
• Cuál es la Reserva?
– Cuál es la continuidad y comunicación de los
diferentes niveles?.
– Cuál es la saturación inicial de fluidos?.
– Cuáles son los criterios adecuados de Cutoff?.
• Cuál es el aporte de los diferentes niveles
a la producción total?.
• Cómo mejorar la producción?.
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Incertidumbres y Preguntas Secundarias
• Cuáles son los datos más confiables?.
– Mediciones sobre coronas?.
– Registros de pozo?.
– Ensayos de pozo?.
• Cómo promediar los valores obtenidos por
diferentes vías?.
• Cómo hacer el “upscaling”?.
• Cómo integrar la información?.
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Incertidumbres y Preguntas de Tercer
Orden
• Cuál es la frecuencia típica de estudios
especiales sobre coronas?.
• Cuál es el mejor método de laboratorio
para medir tal o cuál propiedad?.
• Muestra de fondo o muestra de superficie?.
• Cuál es la mojabilidad del sistema rocafluidos?.
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Incertidumbres y Preguntas Equivocadas
• Son preguntas hechas sin definir el
objetivo, o formuladas sobre objetivos
equivocados:
– Tengo una corona. Qué puedo medir sobre
ella?.
– Cuál es la corrección de las mediciones de
permeabilidad al gas por efecto Klinkenberg o
por NOBP?.
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Objetivos de la Charla
• Identificar las Preguntas Adecuadas para
caracterizar el reservorio.
• Establecer los mecanismos para optimizar
los tiempos y costos involucrados desde la
formulación de las preguntas hasta la
aplicación de las respuestas obtenidas.
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Respuestas Necesarias
• Siempre obedecen a las mismas preguntas
fundamentales:
– Cuál es la Reserva?.
– De que forma es posible y conveniente
producirla?.
• Nunca se debe perder de vista que éstas
son las respuestas que se buscan.
– Muchas veces los objetivos secundarios se
tornan en aparentes objetivos primarios.
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Ejemplo Puntual I. La Curva de Presión
Capilar y la Saturación de Fluidos
• En general se acepta que la curva de Presión
Capilar de laboratorio es escalable al reservorio.
• Sin embargo, hay una serie de supuestos
básicos que deben revisarse sistemáticamente.
– La mojabilidad es conocida. ¿!!?. De otra forma el
escalamiento no es posible.
– El sistema de fluidos en el reservorio está en equilibrio
hidrostático.
• En sistemas sobre-presurizados esta situación debe
analizarse.
• En “Tight Zones” rara vez el sistema se encuentra en
equilibrio.
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Ejemplo Puntual I. La Curva de Presión
Capilar y la Saturación de Fluidos
• En consecuencia conviene cambiar la pregunta.
– De: Cuál es la curva de Presión Capilar del
reservorio?.
– A: Cuál es la distribución de fluidos en el reservorio?.
• Y, algunas veces, la respuesta no es la
tradicional.
– Si el sistema no está en equilibrio hidrostático.
• Gradientes anómalos.
• Dificultad para establecer una tabla de agua.
• Etc...
– La corona puede usarse para mediciones directas y
NO para modelar equilibrios hidrostáticos.
• Diseño especial de coroneo y mediciones de laboratorio.
• Escalamiento muy simple.
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Ejemplo Puntual II. Estudios PVT en
Reservorios Someros
• La forma habitual de caracterizar el petróleo es a través de un
estudio PVT.
• Las tablas de entrada de los simuladores numéricos incluyen todos
los valores típicos de un estudio PVT
• En consecuencia, al iniciar una evaluación de un proyecto de
inyección de agua se trata de obtener un estudio PVT del fluido del
reservorio.
– Si el estudio existe y data de muchos años, suele plantearse la duda
acerca de su validez actual.
– Si no existe, se consulta sobre la forma de obtener y/o recomponer una
muestra actual para describir el comportamiento de los fluidos en toda la
historia de producción.
• Sin embargo, la propiedad dominante del petróleo, para caracterizar
el desplazamiento con agua, es su viscosidad.
• En reservorios someros es muy frecuente encontrar variaciones
areales en las propiedades del petróleo por procesos diferenciales de
alteración.
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Ejemplo Puntual II. Estudios PVT en
Reservorios Someros
• Si se cambia la pregunta,
– De: Cuál es el comportamiento PVT del petróleo?.
– A: Qué propiedades del fluido de reservorio son necesarias para
una adecuada caracterización de la inyección de agua?.
• La respuesta puede ser:
– Variación de viscosidad en sentido vertical (sistemas multicapas)
y areal.
– Correlación entre las alteraciones y/o variaciones del petróleo con
las características de la trampa.
• De esta forma,
– Se mide una propiedad de interés directo (fácilmente escalable de
superficie a reservorio).
– Se emplea el fluido como trazador para identificar estructuras o
vías de movimiento de fluidos.
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Ejemplo Puntual II.
Resultado Parcial
Biodegradación severa
Evaporación severa
Biodegradación muy leve
Evaporación severa
Petróleo Normal
Biodegradación leve
Evaporación leve
Biodegradación severa
Evaporación leve
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Ejemplo General. Las Curvas de
Permeabilidad Relativa y la Producción
• Este ejemplo muestra una situación
global que se enmarca en en el mismo
esquema de los casos puntuales:
Falta de definiciones y objetivos
comunes entre quienes necesitan y
quienes generan información.
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Ejemplo General. Las Curvas de
Permeabilidad Relativa y la Producción
• La Permeabilidad se define como:
La capacidad de un medio poroso para
CONDUCIR fluidos.
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Permeabilidad Relativa y Producción
• Para obtener estas curvas se tropezó con un
inconveniente: En sistemas reales suelen ser diferentes
la capacidad de admisión y de producción. Lo que se
inyecta puede diferir marcadamente de lo que se
produce.
• Para solucionar este "inconveniente" se emplearon dos
simplificaciones (una en la medición y otra en el cálculo):
– Experimentalmente se desarrolló un método estacionario de
medición re-creando las condiciones de la ley de Darcy
(Admisión = Conducción = Producción).
– Por vía de cálculo se resolvieron las ecuaciones del
desplazamiento no estacionario (Welge) de modo de realizar
todos los cálculos en una lámina de espesor nulo.
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Permeabilidad Relativa y Producción
• El concepto asociado a las curvas de
Permeabilidad Relativa a nivel de Laboratorio es
muy diferente del que se emplea a nivel de
reservorio.
– Informe de Laboratorio: Un juego de curvas que
reflejan la relación funcional entre capacidad de
conducir fluidos y la saturación en un punto
determinado de un medio poroso homogéneo, bajo
predominio absoluto de fuerzas viscosas.
– Necesidad del Reservorista: Un juego de curvas que
describan la capacidad de producir fluidos en función
de la saturación media del sistema (Bloque, celda o
reservorio) bajo la influencia de las fuerzas
dominantes a escala de reservorio.
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Permeabilidad Relativa y Producción
• En las aplicaciones de la Ingeniería de
Reservorios nos encontramos con las siguientes
características:
– Los medios porosos naturales son marcadamente
heterogéneos.
– El flujo de fases está dominado por un equilibrio de
fuerzas capilares, gravitatorias y viscosas, en diferente
grado de acuerdo a características naturales, de
ubicación relativa y de condiciones de explotación.
– Todos los cálculos de reservorio se realizan en función
de las saturaciones medias del bloque en estudio
(todo el reservorio en un Balance de Materiales o una
celda de dimensiones finitas en cada punto de cálculo
de un Simulador Numérico).
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Permeabilidad Relativa y Producción
• Establecida la diferencia de enfoques entre
la medición de laboratorio y las
necesidades del reservorista, no resulta
sorprendente la dificultad encontrada para
escalar estas curvas a la descripción de los
reservorios reales.
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Permeabilidad Relativa y Producción.
• Conclusión: Para describir adecuadamente el
comportamiento de cualquier bloque de un reservorio,
resulta necesario:
– Evaluar el equilibrio de fuerzas en las condiciones de explotación.
– Medir las variables de acuerdo con las condiciones imperantes en
el bloque en estudio (Ej.: bajo predominio de fuerzas gravitatorias
los puntos extremos deben obtenerse en desplazamientos
verticales a bajo caudal y no en la forma tradicional).
– Tener en cuenta las heterogeneidades.
– Describir el comportamiento de cada extremo productor en
función de la saturación media del sistema.
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Conclusiones y Recomendaciones
• Las Respuestas que hacen falta son
siempre las mismas
– Cuál es la Reserva?.
– Cuál es la mejor estrategia de Producción?.
• Pero ...
– De reservorio a reservorio no sólo varían las
respuestas.
– También son diferentes los mecanismos para
obtenerlas
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Conclusiones y Recomendaciones
• Cuando se diseñan los estudios de
Reservorio es conveniente tener presente
que los objetivos secundarios pueden
enmascarar los objetivos primarios.
• Lograr la intervención de las distintas
disciplinas desde la etapa de diseño de
los estudios.
• Evitar la pregunta “Qué puedo medir?”,
cambiándola por “Qué información
necesito?”.
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Preguntas, Repuestas y Comentarios
realizados durante la presentación
• C: Pese a todo es conveniente seguir haciendo
la Pregunta: ¿Qué puedo medir?, dado que
muchas veces la necesidad de ciertos datos se
presenta con posterioridad a las mediciones
originales.
• R: Es totalmente cierto que al comienzo de la
caracterización de un reservorio, las incógnitas
son tantas que resulta difícil prever qué datos
serán necesarios en el futuro. Pero, de todos
modos, el esfuerzo inicial debe volcarse sobre el
objetivo primario de la etapa en desarrollo. Si se
abre mucho el abanico de estudios, pueden
diluirse los objetivos primarios.
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Preguntas, Repuestas y Comentarios
realizados durante la presentación
• C: En pozos multicapas (cuenca del Golfo San Jorge) se
ofrecen muchos estudios que encarecerían la etapa de
evaluación hasta tornar antieconómico el proyecto.
• R: En estos casos complejos lo fundamental es no
perder de vista los objetivos primarios.
Ej: En sistemas de 10 ó más niveles productores no son
de interés los estudios PVT dado que las incógnitas
principales son:
– Cuáles son los niveles productores de petróleo?.
– Cuáles son los niveles con aporte de agua?.
– Cómo evoluciona el aporte de los diferentes niveles a la producción
total?.
– Cuál es la comunicación lateral entre niveles de diferentes pozos?
• Las herramientas y estudios que se empleen deben
demostrar su eficiencia en cumplir con los objetivos
primarios
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Preguntas, Repuestas y Comentarios
realizados durante la presentación
• C: En muchos casos se dispone de piezas de
información sobre las que no se realiza un
aprovechamiento integral. Los testigos laterales
son un ejemplo de esta situación.
• R: De todos modos, como sucede muchas
veces, la información aún está disponible para
realizar nuevas evaluaciones. Ejemplo: El
petróleo retenido en los testigos laterales se
conserva adecuadamente para estudios de
continuidad lateral.
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Preguntas, Repuestas y Comentarios
realizados durante la presentación
• P: El ejemplo presentado para reservorios
someros no tiene aplicación en reservorios
profundos, incluyendo estudios de remigración,
etc?.
• R: Si, las variaciones areales y verticales son
muy frecuentes y siempre aportan información
sobre la estructura y comportamiento de la
trampa. El ejemplo elegido es el de reservorios
someros pues en ellos resulta más notable la
diferencia entre un estudio tradicional (PVT) y
en estudio destinado a caracterizar las
propiedades de interés.
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