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ESTUDIOS DE RESERVORIO ¿Qué respuestas hacen falta? Por: Marcelo A. Crotti.

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Presentación del tema: "ESTUDIOS DE RESERVORIO ¿Qué respuestas hacen falta? Por: Marcelo A. Crotti."— Transcripción de la presentación:

1 ESTUDIOS DE RESERVORIO ¿Qué respuestas hacen falta? Por: Marcelo A. Crotti

2 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 Temario

3 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. Comentarios generales sobre los estudios de Reservorio

4 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. Expresiones Típicas

5 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?. Incertidumbres y Preguntas Principales

6 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?. Incertidumbres y Preguntas Secundarias

7 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 roca- fluidos?. Incertidumbres y Preguntas de Tercer Orden

8 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?. Incertidumbres y Preguntas Equivocadas

9 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. Objetivos de la Charla

10 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. Respuestas Necesarias

11 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. Ejemplo Puntual I. La Curva de Presión Capilar y la Saturación de Fluidos

12 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. Ejemplo Puntual I. La Curva de Presión Capilar y la Saturación de Fluidos

13 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. Ejemplo Puntual II. Estudios PVT en Reservorios Someros

14 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. Ejemplo Puntual II. Estudios PVT en Reservorios Someros

15 Petróleo Normal Biodegradación muy leve Evaporación severa Biodegradación severa Evaporación severa Biodegradación leve Evaporación leve Biodegradación severa Evaporación leve Ejemplo Puntual II. Resultado Parcial

16 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. Ejemplo General. Las Curvas de Permeabilidad Relativa y la Producción

17 La Permeabilidad se define como: La capacidad de un medio poroso para CONDUCIR fluidos. Ejemplo General. Las Curvas de Permeabilidad Relativa y la Producción

18 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. Permeabilidad Relativa y Producción

19 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. Permeabilidad Relativa y Producción

20 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). Permeabilidad Relativa y Producción

21 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. Permeabilidad Relativa y Producción

22 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. Permeabilidad Relativa y Producción.

23 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

24 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?.

25 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.

26 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

27 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.

28 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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