Heterogenitatea rezervoarelorHeterogenitatea rezervoarelor poate fi definita ca variatia spatiala a propietatilor rezervorului. In mod ideal, daca rezervoarele ar fi omogene ,propietatile lui de in orice punct din spatiu in care exista permite o descriere completa. Aceste propietati pot fi: permeabilitatea ,porozitatea , grosimea, saturatia, faciesul rocii etc. Pentru o mai buna descriere a heterogenitatii rezervorului ,este necesara cunoasterea variatia proprietatii sau a propietatilor acestui rezervor.

Fig .11. Scarile heterogenitatiilor

Clasificarea heterogenitatii

Heterogenitatea rezervorului pote fi masurata la diferite scari. De la scara mica de marimea granulelor la nivelul microscopic pana la o scara mare la nivelul bazinului. Cu toate ca propietatile rezervorului variaza pe mai multe scari continue ,scara heterogenitatii poate fi impartita in patru niveluri prezentate in fig. 11 ,care sunt definite ,mai degraba in mod arbitrar ,dupa cum urmeaza:

Heterogenitatea microscopica este heterogenitatea masurata la nivelul microscopic sau la nivelul porilor. Aceasta heterogenitate include distributia porilor , marimea granulelor ,litologia si compozita mineralogica.Tabelul 1 prezinta o scurt descriere a diferitelor niveluri de natura heterogen i efectul lor asupra performanei debitului rezervorului. Includerea intr-o anumita scara se face n principiu , n funcie de tipul de msurtorilor efectuate .Exist unele suprapuneri ntre diferite msurtori, iar unele msurtori se pot incadra ntre dou scari,spre exemplu, unele tipuri de diagrame geofizice , intr sub incidena nivelelor micro, macro si mega.

De asemenea Tabelul 1 arat, diferite tipuri de msurtori care sunt efectuate la diferite niveluri. De obicei, fiecare proprietate nu se msoar la fiecare nivel. In descrierea proprietilor rezervorului n special de la o locaie, este important s se cunoasc nu numai locaia n rezervor, dar i amploarea pe care o au aceste proprietati. Orice msurare la o scar microscopic ne arat variaii semnificative a acestei propietati la aceasta scara. Cnd msurarea se face la scri mari, variaia proprietilor observate la un nivel mic nu se observ.Scarile heterogenitatilor rezervorului

Tabelul 1

TipulNivelulUnitatea de masuraMasuratorileObservatiile geologice/masuratorileEfectul performantei debituluiEfectul procesului de formare

MicroPorilorm-geometria porilor;

-marimea granulelor;

-mineralogia-textura;

-mineralogia;

-fracturile;Eficienta dezlocuirii

(petrolul din capcana)Process complex EOR

MacroCaroteiinch-k;

kr,,umectabilitatea, saturatia-laminatiile;

-stratificatii oblice ale unitatilor geneticeEficienta spalarii

(derivatiapetrolului)Recuperare secundara(injectia de apa)

MegaGridblockFoot-Diaframele geofizice;

-RFTs;

-trasa seismic;

-limitelele unitatilor genetice;

-zonalitatea permeabilitatii;Eficienta spalarii

(derivatiapetrolului)Recuperare secundara(injectia de apa)

GigaInterwellMila-testul sondei;

-suprafata seismic;

-testul trasei in interiorul sondei-falii etanse/neetanseEficienta extractiei

(petrolul necaptat)Recuperare primara

Heterogenitatea macroscopica. Heterogenitatea macroscopica este masurata la nivelul catotei. Aceasta includ masuratori de: permeabilitate, porozitate, saturatie si umectabilitatea rocii, presiunea capilara precum si date geofizice.

Heterogenitatea megascopica. Heterogenitatea megascopica este raportata la nivel de bloc sau grid, cu dimensiuni de ordinul zecilor sau sutelor de metrii. Proprietile msurate pe aceast scar includ date din diagrafia geofizica, date de presiune, saturatia in hidrocarburi reziduale . Unele date seismice pot fi ,de asemenea ,considerate in aceasta scara.

Heterogenitatea gigascopica . Heterogenitatile gigascopice sunt cele msurate pe scara rezervorului in spatiul dintre sonde. Propietatile masurate pe aceasta scara includ : permeabilitatea masurata din datele din sonda de explorare si din testul de interwell. n plus, datele seismice de suprafata i locaiile faliilor majore, de asemenea, pot fi considerate parte din natura heterogen gigascopica.

Variaia unei anumite propietati msurate scade odata cu cresterea scarii de masurare.Aceasta dependena de scar este numita efect de suport. De exemplu, s consideram permeabilitatea. De obicei, permeabilitatea este msurat pe un esantion cu dimensiunile de 2 inch diametru si 2 inch lungimea . Volumul de baz pe care permeabilitatea este msurata este de 0.004 ft 3.Pe de alt parte, permeabilitatea este msurat pe un volum de 107 pana 109 ft3. Acolo sunt de cel puin 10 ordine de mrime diferen ntre volumul pe care o permeabilitate este msurat pe o scar de baz si dintre un volum care se msoar cu datele din sonda de explorare. Aceast diferen de msurare de volume are un impact semnificativ asupra valorii msurate.

Fig .12 compar datele dintr-o sonda de explorare i datele de baz ale permeabilitatii pentru un rezervor de hidrocarburi. Dupa cum se observa in aceasta figura, n cazul n care valorile de permeabilitate sunt reprezentate grafic ca funcii de procent de probabilitate, datele de test arat o variabilitate mai mic dect datele din carotele mecanice; acest lucru este n concordan cu efectul de sprijin. Datele din testul sondei sunt colectate ntr-un volum mult mai mare, valorile obinute ale permeabilitatii sunt medii si sunt reprezentative pentru toate permeabilitatile la scar mic .

Fig.12-Comparatie intre testul de sonda si baza de date

Tabelul 2.Volumele de roca investigate pentru diferite carotaje

Prin urmare, valorile de permeabilitate, bazate pe datele din sonda de exploatare , arat o variabilitate mai mica decat din datele din carota. Din datele din fig.1.3 ,deviatia standard observata din testul de sonda este de 4.26 mD, in timp ce deviatia standard din carota este de 186.4mD. O diferen de aproape dou ordine de mrime exist ntre variabilitatea observata pentru datele din carota fata de datele din sonda de explorareIn descrierea heterogenitatii rezervorului, aceasta trebuie s fie definita pe o scar adecvat pentru a fi cu adevrat reprezentativa la acea scara .

Din pacate, propietatile masurate la un rezervor oarecare nu coincid la orice scara. De exemplu, daca vrem sa definim valoarea permeabilitatii din grid block, valoarea aleasa trebuie sa fie reprezentativa la acea scara. Permeabilitatea poate fi masurata la nivelul carotei ,care este o scar mai mic dect a unui gridblock tipic, sau la nivelul rezervorului, care este o scar mult mai mare dect a unui gridblock tipic. Intuitiv, variatia valorii permeabilitatii la nivelul unui gridblock ar trebui sa fie intre valoarea permeabilitatii la nivelul carotei si datele din sonde. Pentru datele din fig .12 ,deviatia standard pentru estimarea valorii permeabilitatii gridblock trebuie sa fie intre 4 si 200 mD. Compatibilitatea corespunztoare a celor dou permeabilitati masurate, este necesara nainte de cunoasterea unor valori din simulatorul gridblock, pentru a putea fi reprezentate in mod corect.

Importana efectului de suport nu se limiteaz doar la valorile permeabilitatii.Pentru porozitate datele pot fi masurate cu carote si din diagrafia geofizica. De obicei,datele din carota ne arata mult mai mult valorile de variabilitate .Chiar si pentru datele din diagrafia geofizica ,dupa cum indica tabelul 2 , msurtorile diferite din diagrafii sunt bazate pe diferite volume de suport. Volumele de rezoluie pot fi la fel de mici ca 5 inch3 i fel de mari ca 800000 inch3. Aceast diferen trebuie s fie compatibil nainte ca msurtorile din diagrama geofizica sa fie utilizate. O descriere adecvat a rezervorului impune ca efectul de suport sa fie corect calculat n descrierea proprietilor rezervorului.

Observatii geologice. Weber si Van Geuns explica ca heterogenitatea geologica variaza in functie de scara si masuratorile efectuate. Similare cu alte informatii cantitative, diferitele tipuri de heterogenitati au devenit evidente la nivelul scarii ,asupra carora observatiile geologice au adus modificari la nivelul rezervorului.

La o scara gicascopica un geolog poate fi capabil sa identifice o scara mare a heterogenitatilor care complica arhitectura interna a rezervorului.Acestea includ unitati depozitionale si limitele dintre ele, care pot fi separate prin falii etanse sau neetanse. In urmatoarea scara (megascopica) pot fi identificate limitele dintre unitatile hidrodinamice si posibile bariere de permeabilitati intre ele .

La nivelul macroscopic, pentru rezervoarele clastice, de exemplu, deflectoarele oblice (bariere de argila) n termen de uniti individuale,laminatii si stratificatii oblice pot fi identificate in interiorul unitatilor hidrodinamice.

Aceste observatii pot fi realizate prin analiza ntregii carote si se bazeaza pe o experienta anterioara cu analogiile unui afloriment. Laminatiile si stratificatiile oblice pot avea o semnificatie importanta cu privire la permeabilitatea efectiva a gridblock-ului. La scara cea mai mica (microscopica) pot fi studiate ,copozitia mineralogica a rocii, structura porilor, forma granulelor etc. Aceste observatii sunt importante pentru identificarea corecta a istoricului depozitional, precum i pentru a nelege relaia posibil ntre permeabilitate i porozitate, n special pentru rezervoarele carbonatice. n plus, pot fi identificate fracturi mici prin examenul microscopic care sunt dificil de ncorporat n modele de simulare convenionale. Este important s nelegem c proprietile rezervorului, chiar dac le msuram la un nivel microscopic, sunt dificil de ncorporat ntr-un rezervor convenional de simulare, din cauza limitarii memoriei calculatorului.Microscopic natura heterogen poate fi ncorporata numai n mod indirect, ca parte a descrierii rezervorului de nelegerea impactulului pe o scar mai larg. De exemplu, mineralogic pot fi ncorporate prin implicarea acestuia cu privire la scar larg in mediul depozitional, sau a porilor i distribuiile dimensiunii granulelor pot fi ncorporate prin impactul lor asupra saturaia in hidrocarburile reziduale.

Efectul asupra performantei rezervorului. Heterogenitatea este, de asemenea, importanta pentru c afecteaza performanele rezervorului. Heterogeitatea la scara micro indica prezenta canalelor preferentiale de curgere. Aceasta este heterogeitatea de la nivelul porilor. Deoarece natura heterogena de la nivelul porilor, afecteaza dezlocuirea fluidelor ,se poate aprecia eficiena dezlocuirii atat in procesul de exploatare primara cat si in exploatarea secundara.

Fig.13-Originea capcanei (trapped oil) de hidrocarburiPentru un rezervor tipic ,saturat cu apa intr-un sitem dual de pori ,apa intra in micopori,dezlocuie hidrocarburile de aici,si lasa hirocarburile in macropori (fig.13).Forma apei lasa o traiectorie continuua , hidrocarburile lasate in urma pot fi dezlocuite doar prin modificarea fortelor capilare .

Scara macro si mega a heterogenitatilor indica traiectoria preferentiala a fludelor dezlocuite la o scara mai mare. Fig.14 ne arata cateva exemple simplificate ale acestei heterogenitati, impactul heterogenitatii pe verticala asupra injectiei de apa. Din cauza stratificatiei pe verticala,hidrocarburile sunt dezlocuite preferential de deplasarea fluidelor.

Fuidele se deplaseaza preferential in zone cu permeabilitate mare, lasand in urma o cantitate semnificativa de hidrocarburi in zonele cu permeabilitate mai scazuta. Fig.14.b arata influenta heterogenitatii zonei asupra eficientei dezlocuirii pe intreaga suprafata .Deoarece traiectoria fluidului este preferentiala ,fluidul dezlocuit ajunge la sonda in productie fara a atinge toate partile componente ale rezervorului.

Fig .14.- Efectul heterogenitatii asupra eficientei dezlocurii hidrocarburilor

Heterogenitatile gigascopice fac ca unele acumulari de petrol sa ramana intacte. Fig.15. indica faptul c hidrocarburile pot fi stocate n lentile de nisip izolate.Aceste lentile de nisip nu sunt conectate ntre ele.Daca o sonda intersecteaza oricare din aceste lentile de nisip,hidrocarburile pot fi extrase din aceste lentile.Oricum ,daca lentilele nu sunt in contact cu oricare din sondele forate (precum cea din mijlocul fig.15) ,hidrocarburile din aceste lentile nu pot fi extrase .

Fig 15-Efectul heterogenitatii gigascopice asupra performantei rezervorului

Efcetul heterogenitatii asupra procesului de productie .Intr-un rezervor de hidrocarburi , pot fi folosite procese de productie diferite pentru extractia petrolului. In timpul etapelor iniiale de producie, de recuperare primar de hidrocarburi ,se foloseste energia naturala din rezervor.Dupa ce energia naturala este epuizata, procesul de exploatare continua cu diferite metode de exploatarea secunda: injectie de apa, injectie de polimeri, injectie de gaze etc. Daca economic este fezabil,injectia de apa poate fi urmata de procesul de teriar de recuperare de hidrocarburi, cum ar fi de: injectii cu CO2, injectii cu substante tensioactive.

Exist o relaie clar ntre tipul procesului de productie care are loc n rezervor i tipurile de natura heterogen care joac un rol semnificativ n determinarea performanei debitului. Atta timp ct unitile hidrodinamice sunt corect evidentiate, i barierele dintre ele sunt identificate, performana rezervorului pote fi imbunatatita. Recuperare primar este "iertata" pentru greelile cu privire la natura heterogen la scar mic sau de natura heterogen la scar macro. Orice reprezentare rezonabil a acestor heterogenitati este suficient pentru a reda performana recuperarii primare .

Greelile cu privire la natura heterogen la scar mare, pot duce la o estimare incorecta de recuperare chiar i in recuperarea primara. In fig.16.sunt prezentate grafice cu rezerve estimate ca funcii de timp pentru mai multe rezervoare din Marea Nordului. Multe din aceste rezervoare sunt n curs de exploatare primarea sau sub injectie de ap. In zonele cu tectonica linistita, zonele relativ lipsite de falii, estimrile tind s creasca deoarece previziunile iniiale au fost conservatoare. In zonele extreme cu falii , estimrile suplimentare i barierele de curgere sunt descoperite n timpul fazei de epuizare.

Nivelurile mega i macroscopice au un impact semnificativ asupra prediciei performanei rezervorului subordonat procesului de recuperare secundare. Aceasta natura heterogen include limite interne din cadrul unitilor, conectivitatea regiunii rezervorului i prezena unor zone contrastante. Complexitatea litologica a structuri poate afecta, de asemenea, performana procesului de recuperare secundaraDin punct de vedere ierarhic, scara mare a heterogenitatii are un impact mare asupra performantei productiei, chiar si pentru un proces de productie complex.

Prin urmare, o importan mai mare trebuie s fie ntotdeauna pusa pe natura heterogen, reprezentata corect la cea mai mare scar, urmata relativ de nivelele mai mici.

De retinut, este ca reprezentarea corecta a heterogenitatii la scara mica duce la stabilirea metodei de exploatare, care devine mult mai complexa.

Fig. 16.-Estimarea rezervelor din Marea NorduluiA doua observatie este dificultatea practica in simularea performantei rezervorului. Ca urmare, cerinele de calcul, chiar i pentru acelai numr de gridblock-uri cresc pentru un proces de productie mai complex .In mod evident, pentru a putea simula performanta sondelor pentru un proces de productie mai complex ,este de preferat sa se folosesca un numar mai mic de gridblock-uri. Ca o alternativa,reprezentarea procesului de productie trebuie sa fie simplificat sau scara heterogenitatii sa fie simplificata;care este cea mai critica , este o problema discutabila care nu a fost inca rezolvata.

A treia observatie este continuitatea directa a celei de a 2 a observatii. Stiind ca diferitele de nivele ale heterogenitatii joaca diferite roluri, depinzand de tipul procesului de productie, este evident faptul ca nu se poate vorbi de aceiasi heterogenitate in exploatarea primara, secundara sau tertiara. Modelarea rezervorului in prezenta heterogenitatii

In scopul optimizarii productiei unui zacamant, comportamentul rezervorului trebuie modelat in mod corespunzator pentru a anticipa performanta lui. In tehnologia moderna, tehnica ofera modelarea rezervorului cu ajutorul unor simulatoare. Simularea are mai multe avantaje ,folosind instrumente analitice cum sunt: capacitatea de a testa proceduri si concepte noi n domeniu; capacitatea de a reprezenta procese fizice complexe, n mod riguros; capacitatea de a ncorpora natura heterogen a rezervorului pe scri diferite; capacitatea de a prognoza performana viitoare ale zacamantului. Comparativ cu metodele de analiz, simularile rezervorului solicita mai multe informaii de intrare pentru o aplicare corect. Modelul utilizat, n mod obinuit pentru istoria de potrivire a productiei este un model mai mare. Aceast abordare implic definirea rezervorului n termeni de mai multe straturi care au proprieti fizice i numerice diferite, simulnd comportamentul rezervorului n dou sau trei dimensiuni. In cele mai multe simulatoare de cmp, utilizarea unui model de Layer Cake implic urmtorii pai:

1. Stabilirea numrului de strate utilizate in corelarea ncruciata ntre sonde i / sau pe baza unor valori similare de permeabilitate / raportul porozitate. Corelarea iniial intre sonde se face de ctre un geolog din datele din diagrafia geofizica si pe baza carotelor precum i din istoricul depozitional.2. Definirea propietatilor petrofizice pentru stratele individuale, cu datele din carote si din sonde. Aceste proprieti sunt: permeabilitatea, porozitatea, saturaia de fluide,la care se adauga permeabilitile relative i valorile presiunii capilare.

3. Simularea rezervorului numeric.In simularea numerica a rezervorului, orice ncercare se face pentru a simularea fizica a procesului de exploatare

4. In cazul n care performana simulata nu se potriveste cu performana istorica, se regleaza parametrii rezervorului pana ce datele calculate sunt egale cu datele de producie. Parametrii care sunt n mod normal adjustati includ datele permeabilitate relativ, numrul de strate, precum i un strat cu proprieti individuale. 1