Transcript Permeabilidades Relativas en Reservorios de Gas de muy Baja Permeabilidad Marcelo A.

Permeabilidades Relativas
en Reservorios de Gas de muy Baja Permeabilidad
Marcelo A. Crotti - Inlab S.A.
IAPG – Neuquén
30 de noviembre de 2001
Temario
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Generalidades de las “Tight Zones”.
Mediciones de Laboratorio
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Porosidad.
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Saturación de agua
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Presiones Capilares.
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Permeabilidad Relativa.
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El Reservorio como Laboratorio de Excelencia.
Conclusiones.
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Generalidades
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Los reservorios gasíferos de muy baja
permeabilidad presentan un conjunto de
características propias que los diferencias de los
que suelen llamarse "reservorios convencionales“.
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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".
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Los Parámetros Fundamentales
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Algunos valores, obtenidos regularmente en
laboratorio, resultan de máxima relevancia en la
evaluación de estos reservorios:
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Porosidad y Sw.
Cambios de Productividad a lo largo de la explotación.
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Dependencia de la permeabilidad con diferentes factores.
Sin embargo, algunas mediciones convencionales
no resultan representativas.
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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 resaturando el medio poroso.
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Porosidad y Sw (Comentarios)
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Características Propias de las Tight Sands.
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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:
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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).
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Porosidad y Sw (Recomendaciones)
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Sobre la Roca que llega al laboratorio se puede
medir en forma directa.
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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.
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Medición de Sw y Salinidad
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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..
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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.
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Presión Capilar (Comentarios)
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Características Propias de las Tight Sands.
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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:
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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.
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Permeabilidad Relativa
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Características Propias de las Tight Sands.
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Predominio de las fuerzas capilares.
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No es adecuada la medición convencional (regulada por
fuerzas viscosas).
El avance de agua es muy limitado.
Consecuencias:
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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.
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Permeabilidad Relativa (resumen)
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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.
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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.
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Conclusiones
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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.
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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