CARACTERÍSTICAS  NO-CONVENCIONALES  DE LOS  RESERVORIOS TIGHT Marcelo A Crotti Inlab S.A. Junio 2011
Temario <ul><li>¿A qué llamamos “no convencional”? </li></ul><ul><li>¿Cómo se describen estos reservorios? </li></ul><ul><...
 
<ul><li>¿A qué llamamos  “no Convencional”? </li></ul>
 
 
 
 
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Resultado “Convencional” <ul><li>El agua circula preferentemente por los canales más permeables </li></ul>
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Resultado “no-Convencional” <ul><li>El agua ingresa primero en los canales menos permeables </li></ul>
Descripción gráfica…
Fuerzas Activas en los Reservorios <ul><li>Gravitatorias  </li></ul><ul><li>Viscosas  </li></ul><ul><li>Capilares   </li><...
Fuerzas Gravitatorias <ul><li>Son responsables de la segregación de fluidos en función de su densidad </li></ul><ul><li>Ba...
Fuerzas Viscosas <ul><li>Se asocian a los empujes “externos” al sistema </li></ul><ul><li>Bajo su acción  </li></ul><ul><u...
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Primera Definición <ul><li>P c  = p nm  – p m   [1] </li></ul><ul><ul><li>Donde  </li></ul></ul><ul><ul><ul><li>P c   = Pr...
Aplicabilidad de la Primera Definición <ul><li>Siempre es válida </li></ul><ul><ul><li>En condiciones de equilibrio  </li>...
Segunda Definición <ul><li>P c  = (  w  -   g  ). g . h  [2] </li></ul><ul><ul><li>Donde:  </li></ul></ul><ul><ul><ul><l...
 
 
 
Aplicabilidad de la Segunda Definición <ul><li>La Eq. [2] puede emplearse directamente en la caracterización de reservorio...
Usando la Segunda Definición Zona de transición Capilar Agua y Gas en equilibrio en condiciones de Reservorio h Sw FWL GWC...
Tercera Definición <ul><li>P c  = 2 .      . cos(  c ) / r    [3] </li></ul><ul><ul><li>Donde  </li></ul></ul><ul><ul><u...
Aplicabilidad de la Tercera Definición <ul><li>Está restringida a nuestra habilidad para definir “ r”,  “ ” y “ ” </li>...
Una Pregunta Fundamental <ul><li>¿La Eq. [2] se aplica a reservorios “Tight”? </li></ul><ul><li>O… en otras palabras: </li...
Respuesta <ul><li>Habitualmente positiva en reservorios con presiones “normales”  </li></ul><ul><ul><ul><li>La presión de ...
Fractura alta  K “ Muy baja” K Entrada de gas de “alta” presión “ Baja” K Salida de Fluidos
Sw = 100% Sw = Swirr Arena sobre-presurizada
Sin zona de transition capilar FWL?
 
Este  Modelo Explica: <ul><li>La presión anómala (Eq. [1])  </li></ul><ul><li>La baja Sw (Eq. [1] y [3]) </li></ul><ul><li...
Conclusiones (I) <ul><li>Los reservorios de gas Tight pueden no haber alcanzado el equilibrio hidrostático </li></ul><ul><...
Conclusiones (II) <ul><li>La ubicación de los contactos no son el resultado de columnas de fluidos equilibradas </li></ul>...
CARACTERÍSTICAS  NO-CONVENCIONALES  DE LOS RESERVORIOS TIGHT Muchas Gracias  Marcelo A Crotti Inlab S.A. Junio 2011
 
Límites del Reservorio?
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Caracteristicas No Convencionales de Repositorios Tight

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Caracteristicas No Convencionales de Repositorios Tight

  1. 1. CARACTERÍSTICAS NO-CONVENCIONALES DE LOS RESERVORIOS TIGHT Marcelo A Crotti Inlab S.A. Junio 2011
  2. 2. Temario <ul><li>¿A qué llamamos “no convencional”? </li></ul><ul><li>¿Cómo se describen estos reservorios? </li></ul><ul><li>¿Dónde está la diferencia básica? </li></ul><ul><li>¿Cómo se cuantifican los fenómenos capilares? </li></ul><ul><li>Análisis de un Modelo Físico </li></ul><ul><li>Conclusiones </li></ul>
  3. 4. <ul><li>¿A qué llamamos “no Convencional”? </li></ul>
  4. 9. 300 3 50 10
  5. 17. Resultado “Convencional” <ul><li>El agua circula preferentemente por los canales más permeables </li></ul>
  6. 18. 300 3 50 10
  7. 25. Resultado “no-Convencional” <ul><li>El agua ingresa primero en los canales menos permeables </li></ul>
  8. 26. Descripción gráfica…
  9. 27. Fuerzas Activas en los Reservorios <ul><li>Gravitatorias </li></ul><ul><li>Viscosas  </li></ul><ul><li>Capilares   </li></ul>
  10. 28. Fuerzas Gravitatorias <ul><li>Son responsables de la segregación de fluidos en función de su densidad </li></ul><ul><li>Bajo su acción los fluidos más densos se movilizan a las partes bajas de lsa estructura </li></ul>> d < d
  11. 29. Fuerzas Viscosas <ul><li>Se asocian a los empujes “externos” al sistema </li></ul><ul><li>Bajo su acción </li></ul><ul><ul><li>Los fluidos se mueven hacia donde se los “empuja” </li></ul></ul><ul><ul><li>Las capas más permeables movilizan más fluidos </li></ul></ul>. > K < K
  12. 30. Fuerzas Capilares (3 manifestaciones ) <ul><li>P c = p nm – p m </li></ul><ul><li>P c = (  w -  g ). g . h  </li></ul><ul><li>P c = 2 .     . cos(  c ) / r   </li></ul>
  13. 31. Primera Definición <ul><li>P c = p nm – p m [1] </li></ul><ul><ul><li>Donde </li></ul></ul><ul><ul><ul><li>P c = Presión Capilar </li></ul></ul></ul><ul><ul><ul><li>p nm = Presión de la fase no-mojante </li></ul></ul></ul><ul><ul><ul><li>p m = Presión de la fase mojante </li></ul></ul></ul><ul><li>Ésta es la definición “estricta” de presión capilar </li></ul> p  p
  14. 32. Aplicabilidad de la Primera Definición <ul><li>Siempre es válida </li></ul><ul><ul><li>En condiciones de equilibrio </li></ul></ul><ul><ul><li>Durante desplazamientos dinámicos </li></ul></ul><ul><li>Pero… </li></ul><ul><li>No involucra parámetros de evaluación y aplicación directa </li></ul><ul><ul><li>Es difícil emplearla en cálculos de reservorio </li></ul></ul>
  15. 33. Segunda Definición <ul><li>P c = (  w -  g ). g . h  [2] </li></ul><ul><ul><li>Donde: </li></ul></ul><ul><ul><ul><li>P c = Presión capilar </li></ul></ul></ul><ul><ul><ul><li> w  g  = Diferencia de densidad </li></ul></ul></ul><ul><ul><ul><li>g = Aceleración gravitatoria </li></ul></ul></ul><ul><ul><ul><li>h = Altura de la interfase por sobre el FWL </li></ul></ul></ul><ul><li>Ésta es la definición “hidrostatica” de presión capilar </li></ul>h 2 G P c2 h 1 G P c1
  16. 37. Aplicabilidad de la Segunda Definición <ul><li>La Eq. [2] puede emplearse directamente en la caracterización de reservorios </li></ul><ul><ul><li>Las variables son fáciles de cuantificar </li></ul></ul><ul><ul><li>La altura es particularmente significativa para estimar el hidrocarburo “in-place” </li></ul></ul><ul><li>Pero… </li></ul><ul><li>Sólo es válida en condiciones de equilibrio! </li></ul>
  17. 38. Usando la Segunda Definición Zona de transición Capilar Agua y Gas en equilibrio en condiciones de Reservorio h Sw FWL GWC Swi p u
  18. 39. Tercera Definición <ul><li>P c = 2 .     . cos(  c ) / r   [3] </li></ul><ul><ul><li>Donde </li></ul></ul><ul><ul><ul><li>P c = Presión Capilar </li></ul></ul></ul><ul><ul><ul><li> = Tensión Interfacial </li></ul></ul></ul><ul><ul><ul><li> c  = Ángulo de Contacto </li></ul></ul></ul><ul><ul><ul><li>r = Radio Capilar </li></ul></ul></ul><ul><li>Ésta es la definición “microscópica” de presión capilar </li></ul>P c1 P c2
  19. 40. Aplicabilidad de la Tercera Definición <ul><li>Está restringida a nuestra habilidad para definir “ r”, “ ” y “ ” </li></ul><ul><li>Permite la caracterización de “Rock Types” </li></ul><ul><ul><li>Distribución de “tamaños porales” (inyección de Hg) </li></ul></ul><ul><li>Explica y cuantifica las fuerzas capilares </li></ul><ul><ul><li>Una presión capilar para cada geometría poral </li></ul></ul><ul><ul><li>Bajas permeabilidades implican elevadas presiones umbral </li></ul></ul>
  20. 41. Una Pregunta Fundamental <ul><li>¿La Eq. [2] se aplica a reservorios “Tight”? </li></ul><ul><li>O… en otras palabras: </li></ul><ul><li>¿Los “tiempos geológicos ” garantizan siempre el equilibrio hidrostático? </li></ul>
  21. 42. Respuesta <ul><li>Habitualmente positiva en reservorios con presiones “normales” </li></ul><ul><ul><ul><li>La presión de reservorio indica un equilibrio con las fuentes superficiales de agua </li></ul></ul></ul><ul><li>Desconocida en sistemas “Sobre” o “Sub-presurizados </li></ul><ul><ul><ul><li>Los prefijos “Sobre” y “Sub” indican que el sistema no se encuentra en las condiciones esperadas para el equilibrio </li></ul></ul></ul>
  22. 43. Fractura alta K “ Muy baja” K Entrada de gas de “alta” presión “ Baja” K Salida de Fluidos
  23. 44. Sw = 100% Sw = Swirr Arena sobre-presurizada
  24. 45. Sin zona de transition capilar FWL?
  25. 47. Este Modelo Explica: <ul><li>La presión anómala (Eq. [1]) </li></ul><ul><li>La baja Sw (Eq. [1] y [3]) </li></ul><ul><li>La ausencia de la zona de transición capilar </li></ul><ul><li>Los reservorios “aislados” </li></ul><ul><li>Los problemas en la identificación del FWL </li></ul><ul><li>La cercanía entre Roca Madre y Roca Reservorio </li></ul><ul><li>Los gradientes de presión anómalos </li></ul><ul><li>El comportamiento de la “matrix” en fisurados </li></ul><ul><li>La producción de agua en niveles cercanos a horizontes “tight” </li></ul>
  26. 48. Conclusiones (I) <ul><li>Los reservorios de gas Tight pueden no haber alcanzado el equilibrio hidrostático </li></ul><ul><li>Las mediciones rutinarias de presión capilar en laboratorio deben emplearse para estudios de “Rock types” más que para cálculos de Sw </li></ul><ul><ul><li>No se debe asumir un modelo de equilibrio hidrostático </li></ul></ul><ul><li>Las variaciones de Sw deben estimarse a partir de perfiles </li></ul><ul><li>Las Sw representativas sólo pueden medirse en coronas preservadas </li></ul><ul><ul><li>Las mediciones de Laboratorio deben respetar las condiciones de reservorio </li></ul></ul>
  27. 49. Conclusiones (II) <ul><li>La ubicación de los contactos no son el resultado de columnas de fluidos equilibradas </li></ul><ul><ul><li>La geometría de la acumulación está determinada por la distribución de “Rock types” </li></ul></ul><ul><li>No debe esperarse que surjan reservas a partir de zonas de transición capilar “aún no detectadas” </li></ul><ul><li>Las propiedades que denominamos No-Convencionales derivan fundamentalmente de condiciones de no-equilibrio y del predominio de las fuerzas capilares sobre las “Convencionales” </li></ul>
  28. 50. CARACTERÍSTICAS NO-CONVENCIONALES DE LOS RESERVORIOS TIGHT Muchas Gracias Marcelo A Crotti Inlab S.A. Junio 2011
  29. 52. Límites del Reservorio?
  30. 53. Límites del Reservorio?
  31. 54. Modelo en Etapas
  32. 55. Ejemplos

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