4.1.5 Permeabilidad

La permeabilidad es definida como la habilidad de una formación rocosa para conducir fluidos. Más allá de cualquier duda, es la propiedad petrofísica más importante de un yacimiento. La mayoría de los parámetros usados para definir lo rentable de un proyecto están, más o menos directamente, relacionados a la permeabilidad del yacimiento.

Desafortunadamente, la permeabilidad es también el parámetro más difícil de describir en un estudio de yacimiento. La permeabilidad en muchos casos representa una de las paradojas de los estudios.

4.1.5.2 EL ANÁLISIS DE LABORATORIO DE MUESTRAS DE NÚCLEOS

El análisis de núcleo permite una medición directa de la permeabilidad absoluta en el laboratorio, bajo diferentes condiciones experimentales. En general, las muestras de formación que pueden ser probadas pueden tener diferentes volúmenes de apoyo. Los snalfest volúmenes son muestras recuperadas desde la pared lateral núcleos, donde la dimensión típica es <1 cm de largo. Un poco más grande, de 1 a 1-1/2 pulgadas, son los tapones tradicionales tomadas de núcleos rotatorios convencionales. Full-dinmete

Fig. 4.16 Evaluación de la saturación de agua para un campo de aceite del Mar del Norte.

muestras. Hasta varias pulgadas de iones, también se puede analizar en el caso de formaciones muy eterogeneas. Las mediciones del estado y la inestabilidad constante se llevan a cabo actualmente en la mayoría de los laboratorios. Las medidas en estado estacionario han sido el estándar durante más de 30 años y son todavía muy extendida. En este caso, un gas (normalmente aire) se hace fluir a través de la muestra de núcleo en diferentes tipos que se utilizan, se miden las presiones tvfiile. Suficientemente se utilizan las tasas de fluidos de baja, con el fin de satisfacer las condiciones del flujo viscoso (línea recta de la fig. 4.17). Dado que se conoce la geometría de las muestras, la ley de Darcy se puede resolver para la permeabilidad. La exactitud y la fiabilidad de las mediciones de laboratorio es normalmente buena. Cómo siempre hay que tener una serie de cuestiones en cuenta antes de utilizar estos datos:

PROCEDIMIENTOS DE LIMPIEZA: Las mediciones se realizan en simples claras y se seca. Donde todos los fluidos saturantes originales han sido retirados por destilación en retortas o disolventes. En algunos casos, estos procedimientos de limpieza no pueden eliminar todas las fracciones de hidrocarburos pesados. Lo que conduce a resultados subestimados.

VOLUMEN REPRESENTATIVO: hay un factor de escala relacionados con las mediciones de enchufe convencionales. Tapones se toman generalmente cada pie y están implícitamente considerados como representativos de esa sección de volumen en particular del núcleo. Sin embargo, la relación entre el volumen de ese volumen particular

de la clavija, donde se mide la permeabilidad, y el volumen de 1 pie de núcleo es entre 100 y 150 y por lo tanto la representatividad de que solo las medidas de permeabilidad valuees dudoso. Debería una posición ligeramente diferente de la clavija de haber sido elegido, un valor de permeabilidad diferrent habría dado como resultado para el mismo volumen del núcleo, especialmente cuando heterogeneidades a pequeña escala están presentes.

EL EFECTO DE DESLIZAMIENTO GAS: mediciones tienen que ser corregidos por el efecto de deslizamiento de gas. Este fenómeno está relacionado con los diferentes física de flujo en la red porosa entre líquidos y gases. Cuando el diámetro de los poros enfoques a continuación, recorrido libre medio del gas, las moléculas de gas tienden a tener una velocidad finita en la pared de los poros, mientras que normalmente esto no ocurriría con líquidos. por lo tanto, este fenómeno se denomina deslizamiento de gas (fig. 4.19) el efecto de deslizamiento de gas es a invrease la tasa de flujo volumétrico. +

que es más pronunciada en roca baja permeabilidad y bajo peso molecular y gases.Klinkenberg (30) ha informado de variaciones en permeabilitywhen los gases diferentes se utilizan en el gas de peso molecular más bajo (helio) sin embargo, cuando la extrapolación de las diferentes líneas de gas a la presión infinita, una punto común puede ser identificado, cual ha sido designado Kl permeabilidad a los líquidos o equivalente. Mediciones de la permeabilidad de rutina en el laboratorio siempre deben ser corregidas por el efecto Klinkenberg.

CORRECCIÓN DE SOBRECARGA: las mediciones deben ser corregidos para la presión de sobrecarga. cuando el núcleo se lleva a la superficie, todas las fuerzas de confinamiento se eliminan y la roca tiende a expandirse en todas las direcciones. a su vez, esta expansión provoca una modificación de la presión diferrential, el estado de consolidación de la roca en sí y el contenido de arcilla. en las rocas no consolidadas, por ejemplo, donde la compresibilidad del poro. sistema

es muy alta, una reducción consistente de la permeabilidad se puede esperar. También, cuando las arcillas autigénicos están presentes, la permeabilidad puede sufrir una reducción drástica cuando se aplica presión de sobrecarga, ya que la arcilla puede tender un puente en las gargantas de poros, lo cual perjudica la circulación de fluido. Curiosamente, estas reducciones en la permeabilidad suelen estar relacionados con pequeñas reducciones porosidad. ya que en la mayoría de las rocas la reducción observada en los valores de permeabilidad no es despreciable, se aplica una presión de sobrecarga, ya que la arcilla puede tender un puente en las gargantas de poros, lo cual perjudica la circulación de fluido. Curiosamente, estas reducciones en la permeabilidad suelen estar relacionados con pequeñas reducciones porosidad. Dado que en la mayoría de las rocas la reducción observada en los valores de permeabilidad no es despreciable, una corrección sobrecargar siempre se debe aplicar a los datos de rutina. cuando las mediciones de escombros están disponibles a funtion corrección para los datos de rutina pueden ser fácilmente construidos, de lo contrario las relaciones empíricas se pueden aplicar.

Análisis de núcleos es la fuente más común de la permeabilidad, que es considerado por muchos geólogos como los datos de la base a la que se deben calibrar toda la otra fuente de información diferente.

Sin embargo, debe tenerse en cuenta que la permeabilidad del núcleo es, en el mejor de, una representación exacta de una muestra de núcleo particular, bajo condiciones específicas de laboratorio y su uso directo en el cálculo engeneering depósito puede ser gravemente engañosa. Varios factores, por lo general la presencia de heterogeneidades a gran escala, muchos afectan la representatividad de los datos básicos para las aplicaciones de simulación de yacimientos. Por lo tanto, cuando la información independiente está disponible, debe siempre ser comparado con los datos básicos de análisis, y todas las discrepancias debe ser explicado.

Otra técnica que se aplica a menudo en el laboratorio sobre núcleos slabbed es el permeámetro de sonda. Este tipo de dispositivos han estado en uso desde hace muchos años y se utilizan rutinariamente en el campo para medir las variaciones de permeabilidad en afloramientos. Más sofisticadas versiones, de estado inestable de la herramienta se utilizan en el laboratorio para calcular perfiles de permeabilidad de alta densidad. Estos datos son especialmente útiles cuando se sospecha la existencia de heterogeneidades a pequeña escala. estos datos de la sonda son especialmente útiles cuando se sospecha la existencia de heterogeneidades a pequeña escala. Estos permeámetros sonda proporcionan valores de permeabilidad absoluta, corregido para el efecto deslizamiento gas. Las mediciones se pueden realizar solamente en condiciones ambientales.en la mayoría de los casos, los resultados permeámetro de sonda son comparables a las mediciones de la permeabilidad de rutina realizadas en plusg. Sin embargo, no es raro observar diferencias significativas entre los 2 tipos de mediciones, como se ilustra en la parte superior del pozo de fing.4.20, entre 4.505 y 4.540 metros de profundidad. las razones de estas diferencias pueden ser several.first de todo, el volumen muestreado en el caso de la permeámetro sonda es mucho más pequeño y la medición se estadísticamente los datos Frecuentes proporcionar valores extremos que no se observan diferencias en plugs.other convencionales están relacionadas con la la física de la técnica: mediciones permeámetro de sonda están sujetos a altas velocidades de gas locales y por lo tanto, a efectos de inercia significativas, incluso a baja presión differential.in Además, la geometría de las líneas de corriente dentro de los pequeños volúmenes de la muestra son completamente diferentes en comparación con las mediciones de los enchufes, en los que todos los el gas inyectado fluye desde un extremo hasta el otro extremo de la sample.Ref. (32) proporciona una discusión acerca de DIFERENCIAS observadas entre los tapones y las mediciones permeámetro.

4.1.5.3 MEDIDAS DE TELEFONÍA FIJA.La permeabilidad se puede estimar en el pozo por medio de mediciones tools.Typical alámbricas están hechas por las herramientas operadas con cable probador de la formación (WFT) y herramientas de resonancia magnética nuclear (RMN). En ambos casos, los datos se refieren a las mediciones indirectas de la presión en el depósito y la temperatura.

A. PRUEBAS DE FORMACIÓN FIJO.El probador de la formación Fijo es una herramienta que se puede ejecutar en el pozo, situado en el nivel deseado y actuted para medir la presión del yacimiento y de la capacidad de flujo, Fromm que la permeabilidad se puede calcular. El procedimiento se puede repetir en varios niveles de profundidad, por lo tanto, la presión casi continua y perfiles de permeabilidad se puede abtained lo largo del pozo. Al mismo tiempo, también se pueden obtener muestras de fluidos de yacimiento. En su configuración más simple, la herramienta de WFT se muestra en la fig. 4.21. Configarations más complejas también pueden ser adoptados que utilizan herramientas Multiprobe. Estas herramientas permiten para la determinación de un coeficiente de anisotropía Kv / Kh, además de la componente horizontal de la permeabilidad.

Durante una prueba de WFT, la sonda se coloca en el frente a la formación y sellado con un programa de compresión concéntrica por la acción hidráulica. Un pequeño pistón se retira entonces a disrupción de la torta de lodo y establecer la comunicación con la formación, permitiendo que los fluidos del yacimiento fluyan en la herramienta. Estos fluidos entran sucesivamente 2 cámaras pretest pequeñas, mientras que las presiones son monitoreados continuamente.

Esta fase, en analogía con las pruebas de pozos convencionales, se llama reducción. Cuando las cámaras están llenas antes de la prueba, la presión se acumula de nuevo a la presión del yacimiento y esta fase se conoce como acumulación.

Permeabilidad se puede calcular tanto las fases acumulación de la prueba preliminar WFL reducción y. En el caso de la caída de presión, el flujo de fluido en la sonda WFT se supone normalmente que ser esférica o semiesférica en la naturaleza y la interpretación se realiza utilizando un modelo simplificado de estado estacionario que permite un cálculo rápido de la permeabilidad en la localización del pozo. la interpretación se realiza por lo general tanto para las cámaras anteriores a la prueba, para probar la consistencia de los resultados.Cabe señalar que perrneabiIity reducción WFL representa la permeabilidad efectiva al agua en la zona invadida, puesto que el fluido que está fluyendo dentro de la sonda está esencialmente mudfiltrate. Además, la medición tiene una profundidad muy limitada de investigación, normalmente 1 o 2 pulgadas, por lo tanto, los datos de presión están fuertemente influenciados por el daño fornlation.Debido a estos dos factores, la permeabilidad calculada a partir de caída de presión es a menudo menor que la esperada y puede ser considerado como un límite inferior para la permeabilidad de la formación real.La permeabilidad también se puede estimar a partir de la tasa de acumulación. El procedimiento requiere más atención en este caso, ya que la suposición de flujo esférico tiene que ser validado. Sin

embargo, los valores calculados están menos influenciados por el entorno del pozo ya que la profundidad de la investigación se encuentra a pocos metros en lugar de unos pocos centímetros. Por esta razón, la permeabilidad medido debe reflejar la zona no invadida mejor y estar más cerca de un ermeability eficaz para hidrocarburos.Además de la reducción antes de la prueba y las fases de aumento, la permeabilidad puede también ser estimado durante la recuperación de las muestras del yacimiento. En este caso. períodos más largos de la presión

mediciones están disponibles y mayores diferenciales de presión se miden, que permiten una determinación de la permeabilidad más fiable. Sin embargo, este tipo de prueba se puede realizar solamente una vez o dos veces durante una sola operación de línea fija.Debe siempre tener cuidado al tratar con la permeabilidad WFT. De hecho, una serie de puntos importantes que se debe comprobar antes de validar estos datos:

* Mediciones pobres pueden obtenerse cuando el sello a la formación no es cierto, cuando la permeabilidad de la formación es muy bajo y cuando el gas está presente.La reducción prueba previa y acumulación interpretación realmente ofrecen un valor movilidad, K / miu, en lugar de la permeabilidad solo. Puesto que el fluido es por lo general una mezcla de aceite y filtrado de lodo en porcentajes desconocidos, el valor real para la viscosidad Miu es a menudo incierta.* La permeabilidad derivada WFT, especialmente en el caso de reducción antes de la prueba, se refiere a una zona del depósito que ha sido alterado por las operaciones de perforación. Daño de la formación puede resultar en una disminución de la permeabilidad de esperar, mientras que los procedimientos de estimulación pueden causar valores anormalmente altos.* Cuando se disponga de datos de buena calidad, WFT mediciones proporcionan información acerca de la permeabilidad efectiva a las saturaciones de los fluidos existentes en el momento del muestreo.

Dado que, en general, estas condiciones son diferentes en comparación con otras técnicas de medición, la permeabilidad calculada también será diferente.

Como conclusión, las mediciones de WFT proporcionan valores de permeabilidad que son difíciles de comparar con las otras fuentes típicas de los datos. Con algunas excepciones, los datos de WFT proporcionan información que puede ser utilizado en más de un pariente de un modo absoluto y por lo tanto su uso normal es en las decisiones de terminación en lugar de en los estudios integrados

B. Medidas de resonancia magnética nuclear (RMN)Mediciones de resonancia magnética nuclear constituyen la única vía para estimar un perfil de permeabilidad vertical continuo en el pozo a través de mediciones de telefonía fija. Los principios de la herramienta se han presentado ya brevemente en el párrafo 4.1.3.2.B y se pueden encontrar en la referencia. [18].

El principio físico que está implicado en la estimación de la permeabilidad es la llamada relajación de la pared. La relajación de agua que satura un poro se reduce en gran medida por el contacto con los granos de la roca en las paredes de los poros adyacentes. Estos efectos de pared proporcionan la sensibilidad de la RMN de tamaño de poro y por lo tanto a la permeabilidad.Muchas ecuaciones se han propuesto que permiten la estimación de la permeabilidad a partir de mediciones de RMN. Desde un punto de vista general, se pueden clasificar en 2 grandes categorías:

1. Las relaciones que hacen uso de la estimación de saturación de agua irreducible. La forma general de estas ecuaciones es:

2. Relaciones que hacen uso de la distribución de T2 (tiempo de relajación transversal). La forma general de estas ecuaciones es:

En el primer caso, la estimación de la permeabilidad es en realidad un proceso de dos etapas, en la primera etapa, una línea de corte se impone a la distribución de T2, con el fin de distinguir entre la envolvente capilar (irreductible) y agua movible. Entonces, el Sn derivada, se aplica para calcular la permeabilidad. La ecuación de Timur [33] es el ejemplo más clásico de este tipo de derivación.

En el segundo caso, la media logarítmica de la distribución de T2 en milisegundos se utiliza directamente en la estimación. La relación propuesta por Sen et al. es uno de los más populares [34].De hecho, diversos autores han propuesto formas ligeramente diferentes de estas relaciones, como una función de los métodos y los tipos litológicos considerados en sus investigaciones. En todos los casos, siempre que sea posible, los valores de las constantes y los exponentes deben ser determinados en el laboratorio, utilizando las mediciones de RMN sobre el material esencial.

Otro punto importante es la suposición subyacente de que la permeabilidad está relacionada con el tamaño de poro. Mientras que en la mayoría de los casos esto es cierto, no hay que olvidar que la permeabilidad es en realidad depende del tamaño de garganta de poro. En algunos casos, los efectos diagenéticos pueden alterar la apertura de las gargantas de poros más que el volumen de poro, por lo tanto alterar la permeabilidad mucho más que la porosidad. Otro ejemplo está dado por carbonatos vuggy, donde la permeabilidad puede ser vamente baja a pesar de la gran dimensión de poro, desde cavidades pueden estar mal conectados. En estos casos, las ecuaciones estándar de RMN pueden proporcionar resultados engañosos, desde RMN es principalmente sensible al tamaño de los cuerpos de poros y es insensible al tamaño de las gargantas de poros.

4.1.5.4 Ensayo de PozosBueno pruebas proporciona un medio fiable para estimar la permeabilidad del yacimiento. Cuando un pozo se pone en producción o inyección, cuando se cambia su tasa o cuando el pozo se cierra, el depósito reacciona con un comportamiento de la presión que está directamente relacionada con su potencial de flujo y por lo tanto a la permeabilidad.

Un número de tipos de pruebas de pozo puede ser utilizado para calcular la permeabilidad del yacimiento. Todos ellos se basan en la aplicación de las ecuaciones de flujo básicos para la interpretación de una presión de grabado y conjunto de datos de tasa. Entre estas pruebas, tenemos las pruebas cortas Drill Stem (DST), pruebas de pozos convencionales (Disposición y Build-Up) y pruebas múltiples (pulso y la interferencia). Una serie de monografías populares proporcionar descripciones adecuadas de este tipo de prueba y su interpretación [35].

Bueno de prueba representa una de las técnicas más ampliamente utilizado para la determinación de la permeabilidad del

yacimiento. El método clásico es la interpretación de los datos de acumulación de presión, en una parcela de cierre observado en los datos de presión contra el llamado tiempo de superposición. . figura 4.22 muestra una de estas gráficas, familiarmente llamado el diagrama Horner.

Cuando los períodos de flujo son bien diferenciados, los datos de presión deben tener una porción de línea recta, cuya pendiente es igual a:

donde q es la tasa del pozo antes de cerrar-en, B y, Miu son el factor de volumen de formación de aceite y la viscosidad, K es la permeabilidad y el espesor H del intervalo de producción (unidades de campo). Esta ecuación puede resolverse para estimar la permeabilidad del yacimiento.Una técnica alternativa para estimar la permeabilidad es por medio de curvas de tipo a juego, mediante el cual los datos derivados de presión y la presión se representan gráficamente frente al tiempo transcurrido, en un gráfico que se llama log-log de diagnóstico. En este caso, la permeabilidad puede ser estimado por el valor de la estabilización del derivado, delta p tal como se muestra en la figura. 4.23. La ecuación en este caso es el siguiente (las unidades de campo):

donde todos los otros términos son los mismos que en las ecuaciones anteriores. Una clara estabilización de la derivada es en este caso una condición necesaria para la interpretación.

Al igual que con cualquier otra técnica. La interpretación de la prueba de permeabilidad y plantea una serie de cuestiones, que tienen que ser aclarado con el fin de comprender la naturaleza y la correcta utilización de esta información.

La calidad de los datos. La fiabilidad de la presión y medidas de la velocidad es siempre una cuestión de fondo. La etapa de control de calidad es muy importante, debido a que muchos factores pueden dar lugar a interpretaciones erróneas. Típicamente, la falta de una identificación precisa de los períodos de flujo, duración insuficiente de las pruebas, mediciones de la presión de baja resolución y condiciones de flujo multifase son algunos de los puntos que deben tenerse en cuenta. Por otra parte, a menudo existe la incertidumbre en la identificación de la línea recta o en el nivel de estabilización derivado

Permeabilidad derivación. Cualquiera que sea el procedimiento de interpretación. el parámetro que se puede inferir a partir de una interpretación de la prueba así es, de hecho, la pendiente de una línea recta o la estabilización de un derivado de la presión. Como se indica por las ecuaciones anteriores, la determinación de la permeabilidad en realidad requiere el conocimiento de un número de otros parámetros, algunos de los cuales llevan a una incertidumbre inherente. Entre ellos, el parámetro más crítico es generalmente H, el grosor de la producción. Esta es también la razón por la cual los ingenieros de yacimientos a veces prefieren hablar de la producción de espesor KH, y no sólo la permeabilidad. En algunos casos, cuando las pruebas se llevaron a cabo utilizando una herramienta de producción, que mide a la misma presión del fondo del pozo el tiempo y las tasas, esto uncertainlty se puede reducir.

Efectiva frente a la permeabilidad absoluta. Las pruebas de pozos miden la permeabilidad efectiva al aceite (o gas), en las condiciones de saturación, la presión y la temperatura reinantes en el depósito. Este punto no puede ser pasado por alto, ya que la mayoría de las técnicas descritas en este capítulo proporcionan una estimación de la permeabilidad absoluta. Cuando el depósito está en la saturación de agua irreducible, SWiJ la permeabilidad efectiva de aceite es una fracción de la permeabilidad absoluta, cuyo valor depende de las

propiedades petrofísicas de la roca del yacimiento y de las condiciones de humectabilidad. En muchos casos este valor, que corresponde a la permeabilidad relativa máxima de aceite, Kromax puede estar cerca de 1 y por lo tanto, una comparación directa de la permeabilidad absoluta pocillo de ensayo y eficaz puede ser intentado. Sin embargo, el valor de Kromax con frecuencia puede ser tan bajo como 0,6 y en este caso, en ausencia de otros factores, la permeabilidad de prueba bien puede dar lugar a valores significativamente más bajos en comparación, por ejemplo, a la permeabilidad del núcleo. La situación es incluso peor en el caso de las pruebas de multifase, cuando la saturación de agua en el depósito es mayor que Swi y / o en la presencia de gas. En estos casos, la permeabilidad efectiva calculada a aceite es una función de la saturación de aceite en el depósito y puede ser considerablemente menor en comparación con la permeabilidad absoluta.

volumen de investigación. Otro punto importante a tener en cuenta es que el radio de la investigación en un pozo de prueba típico es del orden de cientos de metros, lo que representa un volumen de miles de yacimientos veces más grande que cualquier otra técnica de estimación. Es decir, las pruebas de pozos proporcionan información a escala megascópica, en comparación con los datos de la escala macroscópica proporcionadas por los núcleos, las mediciones de telefonía fija y correlaciones empíricas (fig. 1.2). La consecuencia directa es que las grandes heterogeneidades del yacimiento escala están involucrados en las medidas, que tienen un impacto importante en la permeabiliy computarizada (Fig. 4.24).

Se da por supuesto que, cuando se dispone de datos de buena calidad, pruebas de pozos proporcionan la mejor estimación de la permeabilidad de la formación actual. Puede que esto sea cierto, se debe tener precaución cuando estos datos se comparan con otras fuentes independientes de permeabilidad, para asegurarse de que se realiza un procedimiento interpretativo consistente. Este tema será discutido en detalle en el último párrafo de este apartado (apartado 4.1.5.8).

4.1.5.5 Registro de caudalímetroEl registro del medidor de caudal de producción se utiliza en muchos campos como una herramienta de monitoreo de depósito. La característica principal de estas mediciones es que proporcionan una descripción cuantitativa de un número de parámetros como una función de la profundidad, al ser la tasa de harina fraccionada más importante.En el marco de un estudio integral, los resultados del medidor de caudal son de particular interés, ya que proporcionan el vínculo esencial entre la descripción estática y las prestaciones dinámicas reales del pozo. En particular, un perfil de medidor de flujo se puede convertir de tarifas a la permeabilidad, cuando el KH total del pozo es conocido [36]. El procedimiento consiste en una asignación vertical de la KH total en función de la tasa de flujo medido. La permeabilidad k promedio durante un intervalo delta z a lo largo de una trayectoria bien se calcula como:

Donde delta f es la fracción de cambio en el flujo total sobre el intervalo delta Z, mientras que KH es el total permeabilidad-espesor de la así determinada a partir de los datos de pruebas de pozos. El procedimiento se ilustra en la Fig.4.25.

Los perfiles de permeabilidad resultantes pueden compararse con mediciones de núcleos u otros perfiles de permeabilidad macroescala, proporcionando así un medio para validar el modelo petrofísico estática disponible. . figura 4.26 muestra un ejemplo de una comparación de los datos del caudalímetro, con medidas centrales, en los que los datos han sido transformados en perfiles de permeabilidad-espesor acumulados. En este caso, un buen acuerdo se puede observar entre los dos tipos de datos.La atención siempre se debe pagar por este tipo de validación. Los datos del medidor de caudal, por ejemplo, se ven influidos por el daño a corto pozo (piel), lo que podría dar lugar a una subestimación de la productividad potencial de los intervalos afectadas. Además, la resolución vertical de la herramienta es generalIy inferior con respecto a las estimaciones de permeabilidad macroescala convencionales. Tapones de núcleo, por otra parte, deben tomarse muestras de manera uniforme, con el fin de evitar el sesgo en los perfiles resultantes.Desde este punto de vista, una correspondencia satisfactoria entre el núcleo y los datos del medidor de caudal no puede ser sorprendente. De hecho, medidores de flujo proporcionan una estimación de la permeabilidad efectiva de aceite, mientras que los datos básicos expresan la permeabilidad absoluta. Además, el tipo de información proporcionada por medidores de flujo se basa en un soporte volumen mucho más grande en comparación con los datos de macroescala convencionales. La evidencia de una falta de correspondencia entre estos datos en realidad puede indicar la presencia de la heterogeneidad a gran escala, sin ser detectados en las mediciones de macroescala habituales, que tienen un impacto significativo en las características de flujo de fluidos

4.1.5.6 Las correlaciones empíricasLa forma más común para estimar los perfiles de permeabilidad en uncored pozos es a través de algún predictor permeabilidad, típicamente en la forma de una ecuación empírica. Esto normalmente requiere un conjunto de datos de calibración que está representado por uno o más pozos clave en las que la información completa está disponible en términos de núcleo y los datos de registro. Este conjunto de datos de calibración se utiliza para construir el predictor y para poner a prueba la fiabilidad de los resultados.En este apartado, tres tipos de factores predictivos de permeabilidad serán revisados, a saber, las relaciones porosidad-permeabilidad, múltiples regresiones lineales y ecuaciones enlpirical existentes. Vale la pena señalar que todas estas técnicas tienen como objetivo la medición de la permeabilidad absoluta en condiciones in situ, ya que los parámetros de entrada utilizados para estimar la permeabilidad normaily proceden de las mediciones de fondo de pozo de telefonía fija.

Relaciones A. La porosidad-permeabilidadCon mucho, el predictor permeabilidad más utilizado es la relación porosidad-permeabilidad. Desde hace tiempo se ha reconocido que la mayoría de las rocas del yacimiento muestran una relación razonablemente lineal entre estos parámetros en una escala semilogarítmica, que permite la estimación de la permeabilidad cuando un perfil de porosidad está disponible.

La figura 4.27 muestra un ejemplo típico de una parcela K / fi re1ative a un depósito siliciclástica fluvial. A primera vista, es evidente que existe una clara relación porosidad-permeabilidad para este depósito y que un predictor podría construirse fácilmente por medio de una regresión lineal simple. De hecho: la ecuación resultante muestra un coeficiente de correlación de 0,8 1. que es razonablemente bueno desde un punto de vista puramente estadístico. Sin embargo, un vistazo más de cerca a este gráfico revela que la variabilidad de la permeabilidad real de un valor de porosidad dada es todavía significativa y puede ser mayor que un orden de magnitud. Esta variabilidad no puede ser capturado por la ecuación de regresión y cualquier perfil de permeabilidad predicho será, en promedio, inevitablemente, el perfil real de la permeabilidad.

Este efecto de suavizado, que en general será inversamente proporcional al coeficiente de correlación, se puede observar en la figura. 4.28, en la comparación de los histogramas de los valores reales y predichos pemeability. Los parámetros de las dos distribuciones (desviación estándar y varianza) ponen de manifiesto el efecto de dispersión de promedios del procedimiento de regresión.

Lo que es importante tener en cuenta en este ejemplo es que el perfil de la permeabilidad predicho será eficaz en la estimación de las características medias del perfil verdadero, pero será ineficaz en la estimación de los valores extremos. Estos valores extremos, desde el punto de vista de flujo de fluido, son las partes más interesantes de la distribución, ya que puede representar vetas de alta permeabilidad o barreras.

Rocas del yacimiento muestran un espectro de relaciones nide porosidad-permeabilidad [37]. En algunas formaciones, como por ejemplo rocas clásticas homogéneos, estas relaciones muestran una dispersión muy baja y se pueden usar razonablemente para fines de predicción. En otros casos, como es con frecuencia de los carbonatos. esta relación es muy floja y no permite ningún tipo de regresión seguro. El ejemplo de Fig.4.27 probablemente puede ser considerado como un ejemplo límite para un ejercicio de predicción. ya que el efecto de suavizado es muy importante en este caso. Las distribuciones con un coeficiente de correlación inferior a 0,8 probablemente deberían ser manejados a través de técnicas más sofisticadas.

Una buena práctica para estimar la permeabilidad de este tipo de terrenos es la de dividir todos los datos de k / fi establecidos en subconjuntos, que muestran un comportamiento más homogéneo. La forma más sencilla es, por supuesto, el uso de diferentes parcelas k / fi para diferentes capas o zonas del campo. Mucho mejores resultados se pueden obtener cuando un análisis de facies se ha realizado en el depósito en estudio, ya que los criterios de clasificación de facies están a menudo relacionadas con las propiedades petrofísicas. No es raro observar una improvelnent notable en el coeficiente de correlación de las facies individuales relaciones K / fi, como se ilustra en la figura. 4.29.

B. regresión lineal múltiple

En muchos casos, incluso en depósitos clásticos, la relación porosidad-permeabilidad aparece demasiado dispersos para permitir una regresión fiable. Esto sucede normalmente cuando las variables petrológicos (cementación, la distribución de tamaño de grano, alteración diagenéticas. Etc) juegan un papel importante en la estructura porosa de la roca. En estos casos se requiere un enfoque más sofisticado que puede tener en cuenta la influencia de otros parámetros además de la porosidad.Regresión lineal múltiple representa una técnica de estimación más compleja con respecto a las simples parcelas K / fi, y por lo general permite una estimación de la permeabilidad rápido y fiable en la mayoría de los depósitos.

La metodología se basa en la estimación de los coeficientes c de una ecuación predictiva del tipo:

Log K= c0+ ClNl + C2N2 + ... + CnNn La estimación se realiza utilizando uno o más pozos de clave, donde los perfiles de permeabilidad de núcleo están disponibles. La ecuación resultante a continuación se puede aplicar a cualquier otro welIs, donde se sabe que las variables x independientes. Las variables independientes deben ser seleccionados de los parámetros que tienen un fuerte impacto sobre la permeabilidad. Ejemplos típicos son la porosidad, saturación de agua y el volumen de esquisto, pero también la profundidad y la posición geográfica se podrían utilizar, para tener en cuenta tendencias verticales y laterales sistemáticas. Ref. [38] presenta una revisión exhaustiva de la aplicación de regresión lineal múltiple para estimar la permeabilidad.También hay que señalar que las regresiones porosidad-permeabilidad discutidos en la sección anterior son sólo un caso particular de una regresión lineal múltiple, cuando el número de variables de x es igual a 1. Por lo tanto, múltiples regresiones lineales sufren el mismo tipo de limitaciones.

En particular, este tipo de estimación dará lugar a una distribución de los valores de permeabilidad predichos que es más estrecho que el conjunto de datos original, dejando el problema de la estimación de los valores extremos abiertos en cierta medida. Sin embargo, el coeficiente de correlación es generalmente mejor que una simple relación K / fi, porque se tienen en cuenta más parámetros.

Figura 4.30 compara la distribución de la permeabilidad real de una pozos tubulares con 2 distribuciones previstas, respectivamente, derivados de una regresión lineal múltiple y de una relación K / fi. La mejora obtenida con la inclusión de más variables independientes, es evidente, especialmente en el rango de alta permeabilidad.

Al igual que en el caso de las relaciones K / fi, regresión lineal rnultiple se puede mejorar mediante el trabajo con distintos subconjuntos de los datos, especialmente por facies, y también mediante la aplicación de algún esquema de ponderación a los datos, por lo general a las gamas de alta y baja permeabilidad. Esto permite una reducción del efecto de suavizado de la regresión, pero también tiene la desventaja de producir resultados sesgados, ya que la elección de un esquema de ponderación es subjetiva.

C. ecuaciones empíricas

Desde 1927, cuando Kozeny originalmente presentó su ecuación, varios autores han propuesto correlaciones empíricas para predecir la permeabilidad. En general, estas ecuaciones hacen uso de la información más fácilmente disponible, como la porosidad o de agua de saturación, para derivar un perfil de permeabilidad en las ubicaciones de los pozos.En la mayoría de los casos, estas ecuaciones sólo pueden proporcionar cálculos aproximados de permeabilidad. El principal problema de este enfoque es que, mientras que la permeabilidad depende del tamaño y la distribución de los espacios de los poros en el marco roca, este parámetro es siempre desconocido. Por lo tanto, se deben utilizar las características del yacimiento alternativas.Sobre esta base, las correlaciones empíricas propuestas se pueden clasificar de la siguiente manera:

Modelos basados en granos. Estos modelos se basan en la aplicación de los parámetros de petrológicos como el tamaño de grano y la clasificación, tal como se mide por ejemplo a partir del análisis de tamiz. El supuesto subyacente es que estos parámetros petrológicos

controlar el tamaño de poro y la distribución. Dos de estos modelos (Berg y Van Baaren) ya se han mencionado en el apartado 4.1.2.

Modelos de área de superficie. Estas son algunas de las ecuaciones más confiables para estimar la permeabilidad. El concepto en este caso es que la permeabilidad se verá afectada por grandes áreas de superficie, como en el caso de las arcillas u otras alteraciones diagenéticas del espacio de los poros. En la ecuación clásica de Timur, el área de superficie se asumió implícitamente proporcional a la saturación de agua.Toda la familia de ecuaciones basadas en la resonancia magnética, discutido en el párrafo 4.1.5.3.B, pertenecen a esta categoría, ya que el tiempo de relajación transversal T2 del hidrógeno está relacionada con el área de superficie de los poros.

Los modelos de tamaño de poro. La información directa sobre el tamaño de poro se puede obtener en el laboratorio a través de mediciones capilares. El umbral de presión y la forma de las curvas de capilares pueden ser estadísticamente relacionados con el tamaño de poro y distribución y, por lo tanto, a la permeabilidad.Algunas de las ecuaciones más utilizadas se dan en la Tabla 4.1: con la publicación de referencia correspondiente.

La aplicación de estas ecuaciones empíricas tiene que ser hecho con precaución, ya que se han obtenido aplicando consideraciones teóricas para conjuntos particulares de muestras. No es raro para producir perfiles de permeabilidad que no coinciden con la información disponible en absoluto. En general. con la posible excepción de los métodos de RMN, el uso de estas ecuaciones debe limitarse al caso en que se dispone de muy pocos datos experimentales de permeabilidad.La elección de una particular de estas ecuaciones dependerá del depósito en estudio y los datos disponibles. Además, siempre que sea posible, se recomienda poner a prueba la fiabilidad de los resultados con mediciones de la permeabilidad de núcleo.

4.1.5.7 Redes Neuronales

Las redes neuronales proporcionan una alternativa a las técnicas tradicionales de estimación de la permeabilidad. El método se ha introducido en los últimos años, después de la amplia disponibilidad de potentes recursos informáticos y ha encontrado rápidamente un número de aplicaciones. Las redes neuronales se pueden programar para reconocer patrones, para almacenar y recuperar entradas de base de datos, a so1ve problemas de optimización, para filtrar ruido a partir de datos experimentales y para estimar función incluidos en la muestra cuando la forma anaiytical de la función es desconocida. La última característica es el relevante para el problema de la estimación de la permeabilidad.Una red neuronal artificial es básicamente un sistema de varias unidades de procesamiento simples conocidos como nodos o neuronas, asociados entre sí por conexiones simples. La fuerza de estas conexiones puede ser cambiado mediante la variación del peso unido a ellos. El proceso de ajuste de los valores de peso se conoce como el proceso de formación. El proceso de formación es el procedimiento fundamental a través del cual la red neuronal está calibrado para el problema de la estimación en particular. Por lo tanto, con el fin de aplicar esta técnica, se necesita un buen conjunto de datos de información de la permeabilidad de referencia. Datos de entrada típicos son curvas de registro de telefonía fija, la profundidad y la porosidad.

La descripción de la estructura de las redes neuronales y su uso está más allá del alcance de esta revisión. Ref.. [41, 42] proporcionan la información detallada sobre este asunto. Lo que es importante observar es que, en contraste con cualquier otro método de estimación, las redes neuronales no hacen uso de una relación predefinida, puesto que la función de estimación se construye a través de la experiencia durante la fase de entrenamiento. A este respecto, las redes neuronales son estimadores modelo-libres.Otro punto interesante es que la distribución de la permeabilidad predicho no obedece a ninguna regla estadística, por ejemplo, la preservación del valor medio. De hecho, uno de los inconvenientes de las predicciones realizadas a través de regresiones, es decir., El efecto de suavizado y la pérdida de los valores extremos, no es una preocupación en el caso de las redes neuronales. De hecho, la técnica permite la variabilidad real de los datos a ser preservado.

La última característica hace que las redes neuronales particularmente adecuados para el caso de formaciones heterogéneas. . figura 4.3 1 (izquierda) muestra una gráfica de interrelación porosidad-permeabilidad para un depósito siliciclástica, donde los efectos diagenéticos han alterado en gran medida la red de poros original, dando como resultado un sistema muy heterogénea. Un rápido vistazo a esta figura muestra que los algoritmos de

regresión tradicionales darían resultados pobres en la predicción de la permeabilidad de la porosidad. Las redes neuronales, por otra parte,proporcionar un excelente ajuste a los datos experimentales (derecha).Las redes neuronales tienen algunas desventajas, también. En primer lugar, el proceso de formación se tiene que hacer con precaución y puede ser un largo proceso, que requiere de un buen conjunto de datos de calibración. Los excelentes resultados que se muestran en la figura. 4.3 1 han sido obtenidos utilizando un conjunto de datos de entrenamiento integral, que no siempre está disponible en los casos reales. Por otro lado, en su defecto en la calibración correctamente la red puede dar lugar a resultados aberrantes. Otro punto a tener en cuenta es que la metodología no es un fuera de la aplicación útil y requiere experiencia por el geocientífico.Las redes neuronales, al igual que otras técnicas que hacen uso de las mediciones de línea fija como entrada, tienen como objetivo la medición de la permeabilidad absoluta a condiciones de yacimiento.

4.1.5.8 Integración de la InformaciónEn las secciones anteriores hemos descrito algunas de las técnicas más utilizadas para calcular la permeabilidad en los lugares así. Sin embargo, es evidente que cuando vamos a consolidar estos diferentes tipos de datos en un modelo único para la permeabilidad del yacimiento en estudio, las diferencias tienen que ser hechas sobre el tipo de información que cada fuente proporciona. De hecho, las interrelaciones entre los diferentes tipos de estimación de la permeabilidad depende de tres factores importantes [43]:

1. El factor de escala. Hay un factor de escala asociado a cada tipo de medición. En general, siguiendo las definiciones dadas en el capítulo 1, se dispone de información relevante para la permeabilidad muy diferentes volúmenes de apoyo, desde la macroescala (análisis de núcleos, las mediciones WFT, registros geofísicos y correlaciones empíricas) a la megascale (medidores de flujo, pruebas de pozos). El punto crítico es que cada tipo de medición encornpasses diferentes tipos de heterogeneidad del yacimiento. Típicamente, por ejemplo, la permeabilidad de las pruebas de pozos es diferente de la

permeabilidad del núcleo, ya que el primero se ve afectado de heterogeneidades a gran escala que pueden reducir (por ejemplo, presencia de esquistos) o aumentar (por ejemplo, por fracturas) el valor de permeabilidad estimada (Fig.4.24 ).

2. Entorno de medición. Los diversos métodos presentados se diferencian en que el entorno de medición no es el mismo. Los análisis principales se realizan generalmente en tempemture y presión ambiente, mientras que los métodos que utilizan registros geofísicos proporcionan valores estimados a condiciones de yacimiento. Otro parámetro importante es la saturación de fluidos: la permeabilidad del núcleo se meastired en muestras de 100% saturado con un solo fluido, proporcionando de este modo los valores de la permeabilidad absoluta, mientras que los datos del medidor de caudal o interpretación de las pruebas así proporcionan valores de permeabilidad eficaces en las condiciones de saturación que prevalecen en el depósito.

3. Tipo de medición. Algunas de las técnicas mencionadas proporcionan mediciones más o menos directa de penneability (por ejemplo, el núcleo de análisis), mientras que otras ofrecen estimación indirecta (por ejemplo, las regresiones). El primero será, en principio, más fiable que el segundo.La Tabla 4.2 resume las relaciones entre las diversas técnicas de estimación de la permeabilidad.

Antes de

intentar cualquier tipo de integración, es importante entender la naturaleza de la información obtenida a partir de cada tipo de datos de permeabilidad. La mayor parte de las discrepancias que se observan con frecuencia entre los datos disponibles puede encontrar una justificación en esta tabla.

En general, la conciliación de los diferentes datos de permeabilidad disponibles no es una tarea fácil y no hay reglas absolutas. Incluso cuando las diferencias observadas pueden estar claramente relacionados con algunos de los factores mencionados anteriormente,

el procedimiento para generar un modelo único y coherente la permeabilidad no es sencillo.

La mejor manera de integrar los datos de permeabilidad es probablemente por un enfoque gradual, con el objetivo de integrar progresivamente los datos de la macro a la escala megascópica. A. macroescala Fecha de IntegraciónEn la macroescala, todos los tipos de estimaciones indirectas siempre se deben comparar con los datos de núcleos corregidos, cuando estén disponibles. Registros de RMN, los modelos de regresión, ecuaciones empíricas y redes neuronales siempre deben ser calibrados para mediciones básicas de honor, a menos que existan dudas acerca de la representatividad de estas medidas (por ejemplo, en el caso de las muestras individuales).Este procedimiento permite la generación de perfiles de permeabilidad sintéticos para el mayor número de pozos, proporcionando así una base de datos consistente para el modelado de la permeabilidad.

Además, cuando una descripción facies está disponible, los valores promedio de permeabilidad (o funciones de distribución) pueden ser asignados a cada facies individuales. Este procedimiento tiene la ventaja de permitir una generación posterior sencillo de un modelo 3D de la permeabilidad, cuando un modelo 3D de facies está disponible.

B. BUENO INTEGRACIÓN DE PRUEBALa integración de los datos de permeabilidad macroescala y así la permeabilidad de prueba (megascale) es un problema importante en cualquier estudio de depósito. Las diferencias se observan a menudo entre estos tipos de estimaciones.En general, como ya se ha mencionado, este tipo de mediciones necesita no están de acuerdo.Bueno pruebas miden una permeabilidad eficaz para las condiciones de saturación prevaiIing en el depósito y este valor puede ser considerablemente diferente cornpared a la permeabilidad absoluta medida en el laboratorio en tapones de núcleo. Además, el grado de heterogeneidad del yacimiento que participan en las dos mediciones puede ser muy diferente.Una técnica simple para integrar estas estimaciones es comparar, para cada pocillo donde tanto un perfil de permeabilidad y una macroescala interpretado bien prueba están disponibles, el respectivo espesor de la productividad:donde:

KH / K = C C k h

Así grosor productividad prueba, MD / ft - KHwtK, t - permeabilidad relativa a la saturación del espesor de la media

Ki hi - macroescala (básico o log / derivados) tkickness productividad, MD / ftC - Factor de corrección adimensional

Cuando se usa esta ecuación, se supone que el resultado de la prueba así es la información de referencia y que sintonizar el factor de corrección C hasta que se encuentre un acuerdo satisfactorio entre los 2 tipos de mediciones. Nótese que en este caso estamos asumiendo un modelo de permeabilidad en capas, donde cada intervalo de depósito elemental i de espesor h está contribuyendo con su permeabilidad k individual. Este almounts a un promedio aritmético de los valores de permeabilidad. Cabe señalar que, mientras que este es el modelo teórico que deben aplicarse a un depósito en capas, la experiencia demuestra que en muchos casos este no es el caso. El factor de corrección C en realidad puede dar cuenta de un modelo de permeabilidad que es de alguna manera diferente del modelo de capas sencilla.De hecho, el factor de corrección C puede incluir otros componentes de la incertidumbre, relacionadas, por ejemplo, a problemas en la definición del espesor de la producción real en la interpretación de la prueba así, la presencia de heterogeneidades o cualquier otro factor que puede estar relacionado con el dominio escala diferente de los 2 tipos de las mediciones.El factor de corrección C tiene que ser calculado para todos los pozos y los intervalos probados y los valores resultantes deben ser analizadas cuidadosamente. Cuando un valor razonablemente constante de C puede ser identificado, esto se puede aplicar con seguridad a todos los pocillos que tienen un perfil de permeabilidad vertical, pero no hay datos de prueba así. Esto permite que para el acondicionamiento de la distribución de la permeabilidad resultante para así probar los resultados. Tenga en cuenta también que la división de la permeabilidad y espesor de pruebas por el valor de la permeabilidad relativa equivale a calcular un valor de permeabilidad absoluta.Cuál es la cantidad requerida en la fase de simulación dinámica.

En algunos casos, los valores del factor de corrección calculado de C en varios lugares así pueden ser demasiado diferentes para ser considerados de uso. Por ejemplo, cuando los valores de C lapso de entre 0,2 y 0,9, esto es demasiado grande una gama para permitir la identificación de un valor característico para aplicar a todos los pocillos. Estas diferencias pueden en realidad sugieren que hay un problema de la consistencia en cualquiera de los datos de prueba de registro, núcleo o bien en aquellos pocillos en los que el factor C se presentan valores extremos. Debe llevarse a cabo un análisis preciso de estos pozos, con el fin de corregir o eliminar los datos espurios.Una integración más comlplete de la permeabilidad de prueba y se puede obtener a través del condicionamiento directo de los modelos geoestadísticos. Esto será discutido en el párrafo 4.2.4.2.A.

4.1.6 Ratio neto / brutoRelación neto / bruto tiene por objeto que representa la parte de la roca del yacimiento que se considera que contribuyen a la producción. Esta relación se calcula por medio de valores límite apropiados en las curvas de registro y luego se aplica al espesor global de la formación para calcular la familiarmente como pago neto, el espesor producibles. Los conceptos de relación neto / bruto, estudio de corte y de pago neto, por tanto, relacionados entre sí y, en este contexto, se utilizarán indistintamente.La determinación de la relación neto / bruto es uno de los pasos típicos en cualquier estudio de depósito, que está prácticamente siempre se realiza. Sin embargo, también es posiblemente la etapa menos documentada y más subjetiva de toda la cadena de un estudio. Una revisión exhaustiva de la literatura publicada revela que hay muy poca información disponible sobre las metodologías de cálculo neto / bruto. Esto es probablemente porque no existen normas generales y en la mayoría de los casos, la elección de los puntos de corte a aplicar una procedimiento empírico, que se deja a la sensación y la experiencia del petrofísico o el geólogo.En las secciones siguientes, después de una digresión general sobre el significado del concepto de corte, se analizarán los factores que deben tenerse en cuenta al seleccionar un valor de corte de un depósito dado y entonces vamos a revisar algunas de las técnicas aplicables para calcular la relación neto / bruto, en un último apartado, la necesidad real de una determinación de salario neto será discutido y estrategias alternativas se indicará.

4.1.6.1 El Cut-Off: un parámetro dinámicoEl corte es de un valor de umbral se aplica a los parámetros de yacimientos específicos, con el fin de dividir la formación en secciones de pago y no pago. Las implicaciones de una adecuada selección del tipo y valor de la corte son importantes, en términos, por ejemplo, de las estimaciones volumétricas del petróleo en el lugar.El principal problema en la discusión de la elección de un punto de corte en particular es la comprensión de su naturaleza dinámica. Este punto simple y más obvia es a menudo descuidado, como geólogos tienden a elegir los valores de corte sólo sobre la base de las propiedades litológicas y petrofísicas de la roca del yacimiento. Para explicar la naturaleza dinámica de la corte, vamos a considerar el método más común para una selección de corte, es decir, la permeabilidad del núcleo / porosidad cruzadas parcelas del tipo que se muestra en la figura. 4.32.

El enfoque habitual para detemlination neto / bruto es la selección de un valor de permeabilidad de base (1 mD en este ejemplo) y el uso de una función de regresión para derivar el valor de porosidad corresponsal. Mientras que las propiedades petrofísicas de la roca son de roca son importantes en la selección correctamente el valor de corte, se debe apreciar que este valor también se relaciona con varios otros factores dinámicos en su clase, como el líquido saturante, los mecanismos de agotamiento y los proyectos de recuperación. Por tanto, los siguientes puntos deben tenerse en cuenta: