¿Se Puede Producir
Petróleo Seco con Sw>Swirr?
por M. Crotti (Última modificación -
11 de noviembre de 2001).
Para
evaluar la saturación de agua a diferentes niveles con respecto al Nivel de
Agua Libre (FWL) existen numerosas fuentes de datos que, en algunos reservorios,
resultan aparentemente incompatibles entre sí. En
esta página se analiza una aparente inconsistencia entre datos de producción y
resultados obtenidos por otras vías.
El desarrollo se
hace para un caso genérico en que a nivel de reservorio se encuentra que, donde la información de perfiles
y/o de laboratorio indica Sw superiores a la
Swirr, se produce petróleo seco.
Para explicar o justificar este resultado
pueden emplearse dos vías.
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Asumir que la zona de transición capilar que indican los perfiles y/o los
ensayos de laboratorio es errónea. Por esta vía se asume el criterio de que a
partir del nivel en que se produce petróleo seco, la roca se encuentra en
condiciones de Swirr. De este modo se amplía el cálculo de OOIP pues se
disminuye la Sw promedio del sistema.
-
Tener en cuenta las heterogeneidades del medio poroso para justificar la
no producción de agua pese a que la saturación de agua supere la Swirr.
Como veremos el segundo punto
suele ser más
adecuado para modelar el reservorio pues tiene en cuenta la frecuente heterogeneidad
de los medios porosos naturales y permite realizar un cálculo más adecuado del
volumen de hidrocarburos retenido en la trampa.
En la Fig. 1 se esquematiza la relación
entre saturación de agua y altura con respecto al nivel de agua libre (FWL),
para un medio poroso homogéneo (A) de alta permeabilidad. Dado que no se
emplean escalas numéricas la condición de alta permeabilidad es sólo una
afirmación necesaria para comparar esta curva con la correspondiente a otros
medios porosos.
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Fig. 1 – Saturación de agua,
a partir del FWL en un sistema homogéneo de alta permeabilidad.
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Fig. 2 – Saturación de agua,
a partir del FWL en un sistema homogéneo de baja permeabilidad.
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En el nivel Z2
de la Fig. 1, la roca se encuentra en
condiciones de agua irreductible (Swirr). Esta condición implica que la fase
acuosa es discontinua y, por lo tanto, inmóvil frente a diferencias de presión
en régimen de flujo laminar.
Si se realizara un punzado en el nivel
Z2, se produciría petróleo seco pues, como quedó establecido, la fase acuosa
no es móvil en este nivel.
Desde el punto de vista práctico
suele elegirse un nivel esquematizado como Z1, donde se asume que termina la
zona de transición capilar. De este modo, todos los niveles superiores a Z1 están
en condiciones de Swirr.
Comparativamente, en la Fig.2 se
muestra la curva correspondiente a un segundo medio poroso menos permeable (B)
graficada en la misma escala empleada para el sistema A. En este caso puede observarse que tanto en Z1 como en Z2 existen saturaciones de agua
superiores a la Swirr del medio poroso B.
Si se realizara un punzado en el nivel
Z2 de la Fig. 2, se produciría petróleo con un cierto porcentaje de agua. Esta
relación de producción depende de la relación de movilidades de ambas fases a
la saturación encontrada en dicho nivel.
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Fig. 3 – Saturación de agua,
a partir del FWL en un sistema heterogéneo con capas alternadas de alta y
baja permeabilidad.
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Fig. 4 – Curva correspondiente
a un medio homogéneo con propiedades promedio entre las del Medio A y las
del Medio B..
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En la Fig.3 se esquematiza un sistema
heterogéneo formado por capas alternadas de los medios porosos A y B. Como se
observa en la figura, una vez alcanzado el equilibrio estático, cada medio
poroso mantiene su propia curva de distribución de fluidos.
De este modo en el nivel Z2 de la Fig.
3 coexisten un medio poroso (A), en condiciones de Swirr y otro medio poroso (B), con saturación de agua mayor
que la irreductible.
Pregunta:
Un punzado en el nivel Z2 de la Fig. 3 produce petróleo seco o con una cierta
proporción de agua?.
Respuesta:
En general estos sistemas producen, al menos inicialmente, petróleo seco.
La explicación es
visualizable en el esquema de la Fig. 3 y obedece a dos razones fundamentales.
El caudal principal corresponde a las capas más
permeables.
El mayor caudal de petróleo hacia el
pozo circula por las capas de mayor permeabilidad. Y estas capas están en
condiciones de Swirr.
Conforme a la ecuación de Poiseuille,
para una misma diferencia de presión, el caudal de tubos capilares es
proporcional a la cuarta potencia del radio de los mismos. De este modo, si los
capilares del medio A tuvieran un radio de 10 micrones y los del medio B fueran
de 3 micrones (relación 3:1) por el medio A circularía un caudal alrededor de
100 veces mayor que el correspondiente al medio B.
La presión capilar dificulta el movimiento de agua
Dado que el aporte mayoritario hacia
el pozo sólo se produce por capas que se encuentran en Swirr, la única
posibilidad de producir agua junto con el petróleo es que las capas de menor
permeabilidad aporten agua a las capas más permeables.
Sin embargo para que el agua pase de
las capas menos permeables a las más permeables es necesario vencer las fuerzas
capilares del contacto entre ambas capas (efecto de borde). En unidades prácticas
esto se traduce en que el petróleo (la fase continua en el medio poral) debe estar a una diferencia de presión
(entre
una capa y otra) superior a la diferencia
de presión entre fases que hay entre el punto Z1 y el punto Z2.
En otras palabras:
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Una vez alcanzado el Nivel Z1, a partir del
cual la fase acuosa se hace discontinua en el medio poroso A, la presión
capilar ya no aumenta pues el agua no puede ejercer presión hidrostática a
través de una columna discontinua. De este modo en Z2 la presión capilar del
medio A es la misma que se registraba en el nivel Z1.
-
En el medio poroso B, las dos fases (petróleo
y agua) son continuas en el trayecto Z1-Z2, de modo que la presión capilar en
Z2 es mayor que en Z1.
-
La suma de los dos puntos anteriores hace que
para poder pasar agua del sistema B al sistema A sea necesario ejercer una
diferencia de presión igual a la diferencia de presión capilar entre Z1 y Z2.
Esta diferencia de presión debe aplicarse sobre el agua móvil del sistema B.
-
Por lo tanto,
en el nivel Z2 de la Fig. 3, el agua puede pasar de B
hacia A sólo si el petróleo de la capa B está sobre-presurizado con respecto
al de la capa A en una magnitud equivalente a la diferencia de presión capilar
entre Z1 y Z2. Y esta diferencia de presión sólo puede alcanzarse a medida que
progresa la explotación y las capas más permeables sufren una mayor depletación
que las menos permeables.
En resumen: Si en un determinado nivel
los punzados alcanzan capas que se encuentren en condiciones de Swirr, es muy
probable que en las etapas iniciales de producción se produzca petróleo seco
aunque en el mismo nivel coexistan capas con agua móvil.
NOTA: Si en lugar de emplear un
esquema como el de la Fig. 3, siguiéramos la práctica habitual de reemplazar
el medio heterogéneo por un medio homogéneo, descripto mediante una curva de
Presión Capilar “promedio”, nos encontraríamos (conceptualmente) con una
situación similar a la de la Fig. 4, y estaríamos obligados a concluir que,
desde las etapas iniciales, debe producirse una cierta proporción de agua en
Z2.
La Fig. 4 es un ejemplo de las
limitaciones que presentan los modelos simplificados para describir el
comportamiento de los medios heterogéneos. Algunas propiedades, como la
saturación de agua son perfectamente promediables, pero otras propiedades, como
los efectos de borde o el flujo multifásico, no admiten este tipo de
simplificación.
Un comentario sobre los datos de laboratorio
Como ya se
mencionó, en estos sistemas laminados y de alta permeabilidad es frecuente que
las heterogeneidades alcancen la escala de las muestras de laboratorio. De esta
forma, tanto en las curvas de distribución de diámetros porales como en los
ensayos de barrido suelen manifestarse aparentes anomalías que ayudan a
interpretar el desarrollo presentado en esta página.
En resumen, durante
las mediciones de laboratorio suele encontrarse:
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Laminaciones
inevitables en muestras de pocos cm de diámetro.
-
Distribuciones
de diámetros porales extendidas.
-
Permeabilidades
Relativas con formas "anómalas", propias de medios heterogéneos.
-
Swirr
marcadamente diferentes entre las mediciones de Presión Capilar y de
desplazamientos viscosos. Este tema se trata en detalle en el texto: La Swirr Obtenida por Barrido y por Mediciones de Presión Capilar.
De este modo resulta que para
interpretar adecuadamente los procesos de reservorio y escalar las mediciones
realizadas por diferentes vías, se requiere un importante trabajo de
integración entre ensayos de pozo, perfiles, historia de producción y
mediciones de laboratorio.
Mas temas sobre el movimiento de fluidos en el reservorio
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