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Si el proceso de hidratación es reversible, elegir una metodología u otra se transforma en una simple elección basada en preferencias. En el secado convencional se obtiene una porosidad más elevada, pero este valor también se acompañará, oportunamente, de una Swirr más alta, de modo que la cantidad de OOIP permanecerá invariable para los cálculos posteriores. La situación es diferente cuando el proceso no es reversible, o se busca calibrar perfiles que diferencian entre el agua intersticial y el agua retenida por las arcillas.
Los párrafos anteriores permiten apreciar, nuevamente, la necesidad de que el reservorista dialogue con el laboratorista a la hora de definir los ensayos a realizar, y al trasladar la información a cálculos de reservorio. Es particularmente importante que los cálculos se realicen partiendo del mismo punto de origen. Si la porosidad se calcula sobre muestras secadas en condiciones de humedad controlada, entonces el agua de hidratación de arcillas no debe incluirse dentro del cálculo de Swirr del sistema.
Si no existen restricciones teórico/prácticas, debe elegirse siempre la metodología más sencilla y de mayor repetibilidad. De este modo, la interpretación de los resultados se torna mucho más simple.
Porosidad y Kgas sobre muestras poco o no consolidadas.
En este caso la situación es mucho más compleja. A las variables ya mencionadas, debe agregarse la dificultad para extraer muestras y la alteración que éstas sufren durante las mediciones.
Una manera simple de generar información reproducible es la de empaquetar la muestra desde el comienzo de la medición3. De este modo, luego de la extracción, la muestra permanece confinada, y todas las operaciones se realizan a la presión de sobrecarga elegida. Esta solución, que nuevamente parece adecuada, está ignorando una situación que se observa frecuentemente, si se emplea una metodología convencional: Las muestras poco consolidadas suelen cambiar de volumen (en forma no reversible) durante la etapa de confinamiento.
En efecto, si antes de empaquetar la muestra, se mide su volumen aparente (picnometría con Hg o medición geométrica), y esta operación se repite luego de confinar la muestra para realizar las mediciones previstas, suelen registrarse contracciones permanentes correspondientes a varias unidades de porosidad.
Cabe formularse entonces la pregunta: Cuál es el volumen que representa mejor las condiciones del reservorio?. Pese a que uno resulta tentado a suponer que la mejor medición es la que se obtiene con la muestra confinada, la deformación plástica es un severo llamado de atención al respecto.
Si la muestra estaba confinada (con la correspondiente NOBP) en el reservorio, y se expandió cuando la corona se extrajo hasta la superficie, por qué después de confinarla en una celda y descomprimirla no vuelve al estado previo?. Esta pregunta admite dos posibles respuestas:
- El proceso de confinamiento en el laboratorio es diferente al del reservorio.
- La deformación plástica es acumulativa.
Si la primer respuesta es la correcta, debe corregirse (experimental o analíticamente) la metodología de laboratorio.
Si la segunda respuesta es la correcta, deben hacerse varios ciclos de compresión/descompresión, para poder extrapolar el resultado de las mediciones al ciclo anterior al primero de laboratorio (compresión en el reservorio).
En cualquiera de los dos casos es imprescindible medir el cambio volumétrico asociado a los diferentes ciclos de compresión para poder interpretar los resultados. Adoptar la metodología sugerida al comienzo, implica ignorar no sólo el problema, sino la magnitud del mismo. Esta metodología (a ciegas) puede llevar a errores sistemáticos groseros con respecto a la porosidad y permeabilidad del medio poroso.
Saturación de Fluidos.
La saturación de los diferentes fluidos en el medio poroso es uno de los datos primordiales para el reservorista. Sin embargo pese a que las metodologías de laboratorio son perfectamente aptas para medir saturaciones con errores inferiores al 1 ó 2 % del VP, las muestras que llegan al laboratorio no tienen un grado aceptable de representatividad.
Este tema está desarrollado en detalle en textos clásicos4, 5 y numerosas publicaciones sobre temas puntuales.
En este punto es importante resaltar que, con una adecuada planificación previa, el laboratorio puede brindar datos representativos de la Saturación de fluidos en el reservorio. Como ejemplos de lo dicho, puede mencionarse:
- Selección adecuada del lodo de perforación (Base agua o emulsión inversa).
- Empleo de trazadores en el lodo, para estudiar la invasión de la corona durante la operación de extracción.
- Determinación de petróleo residual en zonas sometidas a waterflodding (Ej.: perforación de inyectores en zonas ya barridas).
Como casos especiales puede mencionarse que:
- En el caso de petróleos pesados, con poco gas, la determinación de petróleo en las coronas suele tener un mayor grado de representatividad que en petróleos livianos.
- En el caso de yacimientos de Gas y Condensado, como el líquido depositado suele tener una saturación inferior a la saturación crítica, con el empleo de los parámetros PVT, es posible cuantificar la saturación de petróleo en la zona de gas.
Bibliografía citada:
1 - Thomas and Pugh.: “Analyzing Standard Core Analysis”, The Log Analyst, March-April, 1989, pág. 72.
2 - Bush, D. C., Jenkins, R. E.: “Proper Hydration of Clays for Rock Property Determinations”, JPT, July 1970, pág 800.
3 - Swanson, B.F., Thomas, E.C.: “The Meassurement of Petrophysical Properties of Unconsolidated Sand Cores”, Log. Anal. (Sept-Oct 1980) pág. 22.
4 - Amyx, Bass & Witting. "Petroleum reservoir Engineering" - Mc Graw Hill
5 - Bradley. "Petroleum Engineering Handbook". SPE.
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