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 ¿Cómo Medir la Sw? Otras Mediciones Modelado de Reservorios Tight Conclusiones

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

Definir la metodología de obtención de muestras representativas 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 The main objective is to explain the unique characteristics of tight gas reservoirs, but the focus will be directed to those related to water saturation “anomalies”: In brief, the effort will be directed to explain The “abnormal” low water saturation. The absence of capillary transition zones. And the uncertainties in Free Water Level determination.

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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 The answer is usually affirmative in normally pressurized traps because reservoir pressures are at equilibrium with phreatic or superficial water sources. But it is unknown in over or sub-pressurized systems, since “Over” and “Sub” prefixes mean that systems are not at the expected equilibrium conditions.

En Reservorios Convencionales Se emplean ambas modalidades Medición Porosidad Permeabilidad Densidad de granos … Modelado Distribución de Fluidos (P. Cap.) Movimiento de Fluidos (Perm. Relat.) The answer is usually affirmative in normally pressurized traps because reservoir pressures are at equilibrium with phreatic or superficial water sources. But it is unknown in over or sub-pressurized systems, since “Over” and “Sub” prefixes mean that systems are not at the expected equilibrium conditions.

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) The answer is usually affirmative in normally pressurized traps because reservoir pressures are at equilibrium with phreatic or superficial water sources. But it is unknown in over or sub-pressurized systems, since “Over” and “Sub” prefixes mean that systems are not at the expected equilibrium conditions.

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Presencia de un Sello Extracción rápida Agua irreductible

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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. The answer is usually affirmative in normally pressurized traps because reservoir pressures are at equilibrium with phreatic or superficial water sources. But it is unknown in over or sub-pressurized systems, since “Over” and “Sub” prefixes mean that systems are not at the expected equilibrium conditions.

Validación de la Preservación Rtlab

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

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 In order to measure water saturation we have two main tools. You can estimate it Indirectly from well logs It is a very useful tool to detect tendencies Or.., you can measure it directly from preserved cores If properly made it gives absolute saturation values At this point it is very important to remark that routine coring techniques may preserve fluids saturation It is so because very low permeability prevents fluids invasion And the irreducible water saturation condition helps preserving water saturation.

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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 The physical model just analyzed explains all typical characteristics of tight gas reservoirs, but also suggests the correct way to model fluids distribution in these reservoirs First of all, avoid up-scaling of Lab capillary Pressure Curves Do not expect capillary transition zones Do not try to get Swirr from routine lab tests. And avoid any FWL estimation as FWL becomes a useless concept In order to model fluids distribution you must identify Rock Types distribution and perform direct water saturation measurements when possible.

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) The physical model just analyzed explains all typical characteristics of tight gas reservoirs, but also suggests the correct way to model fluids distribution in these reservoirs First of all, avoid up-scaling of Lab capillary Pressure Curves Do not expect capillary transition zones Do not try to get Swirr from routine lab tests. And avoid any FWL estimation as FWL becomes a useless concept In order to model fluids distribution you must identify Rock Types distribution and perform direct water saturation measurements when possible.

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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 The physical model just analyzed explains all typical characteristics of tight gas reservoirs, but also suggests the correct way to model fluids distribution in these reservoirs First of all, avoid up-scaling of Lab capillary Pressure Curves Do not expect capillary transition zones Do not try to get Swirr from routine lab tests. And avoid any FWL estimation as FWL becomes a useless concept In order to model fluids distribution you must identify Rock Types distribution and perform direct water saturation measurements when possible.

Modelado del Reservorio ¿Límites de la Trampa? ¿Balance de Materiales? ¿Simulación Numérica? ¿Pozo Tipo? ¿…? The physical model just analyzed explains all typical characteristics of tight gas reservoirs, but also suggests the correct way to model fluids distribution in these reservoirs First of all, avoid up-scaling of Lab capillary Pressure Curves Do not expect capillary transition zones Do not try to get Swirr from routine lab tests. And avoid any FWL estimation as FWL becomes a useless concept In order to model fluids distribution you must identify Rock Types distribution and perform direct water saturation measurements when possible.

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¿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” Now, in order to stablish what Must be Measured on Cores Let´s analyze which are really useful experiments Rock resistivity This is the main quality check in order to determine if cores preserve the “in situ” condition. K and porosity at NOBP and reservoir temperature And their variations with NOBP …all measured on non cleaned cores This is made to get rock properties in similar conditions to those existing at reservoir. Water and salt content On crushed samples yields useful properties in order to correlate electrical and petrophysical parameters And finally Rock Type characterization is a very useful tool

¿Qué No Debe Medirse? Curvas de Presión Capilar Permeabilidad Relativa 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 And… What Must not be Measured? Routine Capillary Pressure Curves As previously fully analyzed they are Inadequate to obtain fluids distribution at reservoir scale Although, they are useful for Rock Type characterization by using mercury injection tests Relative Permeability Must be measured only if water mobility is expected In very low permeability rocks we are far away from the theoretical validity of the relative permeability concept

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 In Brief…. In Tight Gas Reservoirs Laboratory test must not be designed with modeling purposes Test must be designed to measure what actually happened at reservoir scale in geologic times

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