Reservorios de Gas en Arenas de muy Baja Permeabilidad (Tight
gas sands reservoirs)
por Marcelo A. Crotti (Última modificación -
11 de febrero de 2003).
Los
reservorios gasíferos de muy baja permeabilidad presentan un conjunto de
características propias que los diferencias de los que suelen llamarse
"reservorios convencionales" (pese a todas las precauciones con
que debe emplearse este término). Como consecuencia, tanto la etapa de muestreo y
recolección de datos, como la de traslado de mediciones de laboratorio a escala
de reservorio deben hacerse dejando de lado algunos conceptos
"tradicionales".
Algunas
de las propiedades que suelen presentarse, y hacen diferentes a estos
reservorios, son las siguientes:
- Muy baja permeabilidad. En general se caracterizan como
reservorios “Tight” a los que presentan permeabilidades promedio menores a 0.1
mD.
- Baja porosidad con posibles sistemas de doble porosidad
(matriz y microfisuras)
- Dificultad en la evaluación de las reservas.
Frecuentemente se encuentran muchos reservorios no Inter.-conectados, en la
misma estructura.
- Dificultad en la evaluación de la saturación de agua en
la matriz arenosa
- Permeabilidades relativas dominadas por fuerzas
capilares
- Frecuente sobre-presurización
- Virtual ausencia de zonas de transición capilar. Es muy
difícil correlacionar las mediciones de laboratorio con el perfil de
saturaciones calculado mediante perfiles eléctricos. Las mediciones de presión
capilar sugieren zonas de transición mucho más dilatadas que las encontradas
en la evaluación de pozos.
- Imposibilidad de establecer claramente un nivel de agua
libre (FWL) común para los distintos reservorios.
- Caudales de producción cercanos al límite económico de
las explotaciones.
- Dañoos significativos por las tareas de completación.
Estos daños suelen generarse por los efectos capilares muy pronunciados que
conducen a una marcada retención de fluidos en la pared del pozo o de las
fracturas.
Estas características sumadas conducen frecuentemente a
que la principal incógnita a resolver en estos reservorios sea la relacionada a
la reserva de gas. Frecuentemente resulta complejo determinar o predecir
adecuadamente,
- La extensión de los reservorios.
- La saturación de agua en la estructura, incluyendo la
extensión de la “zona de transición capilar”
- La caída de presión media en la estructura.
- La evolución de la producción.
Sin
embargo, la importancia (o influencia) de los items enumerados varían de
reservorio en reservorio y muchos reservorios presentan características propias
dominantes. En esta página se evaluará principalmente la influencia y
forma de evaluación de las propiedades indicadas.
No
se analizan, en este desarrollo, los sistemas con grandes redes de fracturas,
puesto que, en general, esto conduce a pozos de alta permeabilidad, que escapan
al objetivo de este desarrollo. No obstante la evaluación de las propiedades de
la matriz de baja permeabilidad comparte muchos puntos en común con las
metodologías de estudio que se analizan en esta página.
Objetivos de los Estudios.
La metodología que se analiza está diseñada
especialmente para:
- Evaluar, en forma confiable, tanto la saturación de
fluidos, como la productividad de los distintos niveles en formaciones
gasíferas de reservorios con una matriz porosa de baja permeabilidad
aplicando metodologías especiales de medición.
- Integrar la información de coronas y la derivada de
perfiles y ensayos de pozo para generar juegos de valores consistentes para
la predicción de producción y la selección de niveles de interés.
Consideraciones Generales.
Propiedades de Interés
Las mediciones estándar de laboratorio están diseñadas
para reproducir las condiciones y mecanismos de desplazamiento y producción
imperantes en el reservorio. De este modo suelen emplearse secuencias de
medición que parten de medios porosos acondicionados para reproducir o escalar
los mecanismos reales que han dado origen a la acumulación de hidrocarburos. En
etapas posteriores las muestras se someten sucesivamente a diferentes
operaciones y mediciones, supuestamente representativas de los mecanismos de
explotación.
Entre las operaciones normales se encuentra el secado y
eliminación de sales de la muestra para, después, realizar toda la secuencia
de saturación y desaturación que permita medir fluidos residuales, propiedades
eléctricas, etc.
Pese a lo indicado en el párrafo previo, en arenas de muy
baja permeabilidad se presentan dos fenómenos concurrentes que permiten
diseñar estrategias más efectivas de estudio:
- Las operaciones descriptas a nivel de laboratorio se
ven dificultadas a tal punto que la simple eliminación de sales es un
proceso de difícil ejecución y la obtención de saturaciones de agua
equivalentes a las del reservorio no se logra mediante los procedimientos
habituales de desaturación.
- La corona se ve muy poco invadida y sus fluidos nativos
resultan poco alterados en el proceso de muestreo y manipulación en
superficie.
Por lo tanto la estrategia básica desarrollada en esta
propuesta consiste en medir directamente las propiedades de interés sobre las
zonas no alteradas del medio poroso. De este modo se respetan las condiciones
existentes en el reservorio y se evita el empleo de operaciones intermedias y
modelos simplificados de escalamiento.
Estas propiedades de interés son las siguientes:
- Resistividad estándar y a NOBP.
- Porosidad estándar y a NOBP.
- Saturación de agua
- Salinidad del agua intersticial.
- Permeabilidad estándar y a diferentes NOBP en
condiciones de Sw existente en el reservorio.
Donde los puntos "2" y "3" están
destinados a cuantificar adecuadamente la reserva de gas, el punto "5"
permite medir el cambio de productividad con la presión del reservorio
(teniendo en cuenta la presencia de agua), y el conjunto de datos "1",
"2", "3" y "4" están destinados a validar la
calidad de las muestras y a optimizar los parámetros a emplear en los perfiles
eléctricos.
La Distribución de Fluidos
Una característica particular de estos reservorios es que
suelen presentar una saturación de agua notablemente inferior a la que se
esperaría en base a las mediciones de presión capilar. Y este solo hecho
condiciona notablemente la forma en que deben realizarse las mediciones de
laboratorio.
En primer lugar conviene aclarar un concepto relacionado a
las curvas de presión capilar en medios de muy baja permeabilidad. En estos
casos suele aceptarse que la Swirr es mucho más alta que en medios más
permeables. Y pese a que esta afirmación es básicamente cierta, no lo es en la
magnitud que se maneja regularmente.
Muchas veces la afirmación señalada es una consecuencia
de no haber alcanzado (en laboratorio) las condiciones de Swirr correspondiente
a medios de muy baja permeabilidad. Las presiones capilares de los equipos de
laboratorio para sistemas aire agua, rara vez superan los 10 Kg/cm2 y en medios
de 0.01 mD o menor permeabilidad, en la historia del reservorio pueden haberse
desarrollado presiones capilares muy superiores a este valor.
Para aceptar como un buen indicador de Swirr las Sw
alcanzadas a las máximas presiones desarrolladas en la medición de laboratorio
se argumenta que la columna de fluidos en el reservorio no genera presiones
mayores a esos valores (en sistemas gas-agua, se obtienen unos 10 Kg/cm2 de
diferencia de presión entre las fases con unos 120 metros de espesor entre el
tope y la base de la acumulación).
El razonamiento esbozado en el párrafo previo se basa en
la suposición de que nunca se desarrollaron mayores presiones capilares en el
reservorio. Sin embargo existen numerosas evidencias de que durante la
acumulación normalmente se generan diferencias de presión notablemente
superiores. La evidencia directa es observable en la sobre-presurización
frecuentemente encontrada en reservorios de esta clase. Además, debe tenerse
presente que la expulsión de hidrocarburos a partir de la roca generadora es un
proceso originado en la elevada presión que se desarrolla durante el proceso de
subsidencia y maduración.
De este modo la curva de laboratorio, cuya aplicación a
reservorio se basa en la suposición básica de que los fluidos están en
equilibrio y que la diferencia de presión entre fases es debida sólo a la
columna de hidrocarburos, pierde su aplicabilidad habitual.
En otras palabras: Las Sw presentes en estos reservorios
no son el resultado de las columnas de fluidos actualmente medibles en el
reservorio, sino de las presiones capilares máximas (diferencia de presión
entre fases) desarrolladas en la etapa de acumulación de los hidrocarburos.
Y el desarrollo previo tiene las siguientes consecuencias:
- Las Sw existentes en el reservorio no se corresponden
con las mediciones de presión capilar en el laboratorio.
- La zona de transición no está presente en el
reservorio pues el espesor de los reservorios no permite desarrollarlas una
vez hecha la acumulación.
- El reservorio no está en equilibrio
capilar-gravitatorio. De este modo es muy difícil encontrar niveles de agua
libre consistentes para los diferentes bloques y los gradientes
hidrostáticos suelen resultar anormalmente altos como consecuencia de
diferencias de presión hidrodinámicas.
Y debido a la dificultad de generar a escala de
laboratorio las condiciones obtenidas en la historia geológica es conveniente
desarrollar estrategias de medición particulares. De este modo, en los
párrafos siguientes se describe someramente la forma de emplear el reservorio
como laboratorio de excelencia. En este planteo, el muestreo, el
acondicionamiento de las coronas y el laboratorio convencional deben adaptarse
para medir bajo las condiciones generadas en el reservorio.
En pocas palabras, todas las mediciones de superficie
deben hacerse tratando de respetar las saturaciones ya existentes en el
reservorio.
Mediciones de Laboratorio y Escalamiento.
Saturación de agua, salinidad y resistividad
La cantidad de mediciones a realizar es altamente
dependiente de la homogeneidad de los resultados y de la posibilidad de lograr
la consistencia entre los resultados de laboratorio y las mediciones de perfiles.
Las muestras de roca para este estudio se extraen en forma
transversal a la corona (Fig. 1). Las mediciones se realizan en dos etapas.
- La primera etapa se hace sobre unas pocas muestras para
verificar el estado general de la corona. Esto obedece a que cada corona
presenta características particulares derivadas de la propiedades de la
roca, de la operación de coroneo y de la preservación posterior.
- La segunda etapa de medición se hace en forma
sistemática en base a los parámetros de medición optimizados en la
primera etapa.
Durante la puesta a punto del sistema de medición (Etapa
1) la muestra se divide en 4 partes para determinar el grado de
invasión/preservación hacia el centro de la corona. En primera instancia, se
realiza el análisis sobre 3 de los trozos: uno del extremo (A), el
central (C) y uno intermedio (B), guardando el cuarto (D)
para posibles repeticiones y descripciones litológicas.
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Fig. 1 - Extracción de muestras para
medición de Sw, salinidad y resistividad. |
Sobre los diferentes fragmentos se lleva a cabo la
siguiente secuencia operativa:
- Determinación (en condiciones estándar y de
reservorio) de la resistividad, porosidad y permeabilidad efectiva al gas (Kg)
sobre el fragmento C sin lavar. De esta manera se obtienen los
parámetros básicos de la roca reservorio, respetando la saturación de
agua presente en el subsuelo. Aunque se supone "a priori" que el
fragmento C no se encuentra invadido por lodo de perforación ni
alterado por evaporación de fluidos, esta condición se verifica mediante
la comparación de la resistividad medida en este trozo y la obtenida en los
perfiles eléctricos. Este último es el principal chequeo de calidad y
representatividad de las muestras analizadas.
- Desagregado y lavado individual de cada uno de los
fragmentos A, B y C con tolueno en equipos Dean Stark
para determinación del contenido de agua y eliminación de hidrocarburos.
- Extracción de las sales contenidas en el medio poroso
de cada fragmento (A, B y C) con una cantidad conocida
de agua destilada.
- Análisis de la concentración de cloruros (Cl-) en el
agua de extracción de cada fragmento A, B y C. De esta
manera se calcula en grado de invasión de la corona desde la periferia
hasta el centro, con el fin de corroborar la suposición realizada en el
punto 1.
- El fragmento D queda como reserva del medio
poroso original y para ser utilizado en la realización de cortes delgados y
otros estudios geológicos o geoquímicos.
En la segunda etapa, ya verificado el estado de
preservación de los fluidos y el medio poroso, se trabaja sólo sobre el trozo
"C"
Los valores de Sw, salinidad y resistividad deben
integrarse con las mediciones de perfiles. Debe recordarse que la baja
permeabilidad habitualmente dificulta (aún en tiempos geológicos) la
homogenización de la fase acuosa, pudiendo generar importantes variaciones en
la salinidad a lo largo de la columna sedimentaria.
Presión Capilar
Debido a la posible no existencia de equilibrio capilar en
el reservorio (equilibrio estático aún no alcanzado en el reservorio), estas
mediciones son de difícil escalamiento a nivel de reservorio.
Sin embargo, en este tipo de roca, las mediciones de
inyección de mercurio a muy alta presión (hasta 1000 Kg/cm2) resultan
particularmente aptas para caracterizar la estructura poral y establecer
familias litológicas (Rock Types).
En consecuencia estas mediciones no se destinan a
establecer la distribución de fluidos sino, fundamentalmente, a caracterizar y
tipificar la estructura poral con fines de correlación y escalamiento de otras
propiedades.
Permeabilidades Relativas.
Estas mediciones deben hacerse en forma indirecta debido a
las siguientes características generales.
- Las permeabilidades relativas en el reservorio están
dominadas por las fuerzas capilares y los ensayos convencionales sólo
contemplan el efecto de las fuerzas viscosas. Los resultados obtenidos bajo
el efecto de diferentes fuerzas suelen ser muy diferentes.
- Las saturaciones existentes en el reservorio no son
fácilmente alcanzables en operaciones rutinarias de laboratorio.
- Durante la depletación de las capas de muy baja
permeabilidad no se espera que se produzca un aporte importante de agua
desde alguna capa cercana. En estas circunstancias carece de interés la
dependencia de la permeabilidad relativa al gas con la saturación de agua,
pero cobra importancia la dependencia de la permeabilidad efectiva con la
NOBP. El aporte de agua por una posible red de fisuras debe estudiarse con
metodologías complementarias.
- El efecto de borde (en el pozo) dificulta la
producción de agua libre (en el caso de que ésta sea móvil.
En base a los puntos enumerados, la medición de
laboratorio debe restringirse a la obtención de:
- Las permeabilidades efectivas en las condiciones de
saturación existentes en el reservorio.
- La variación de la permeabilidad efectiva en función
de la NOBP.
- La dependencia de la permeabilidad efectiva al gas con
respecto a la saturación creciente de agua (dominada por efectos capilares)
sólo en los niveles en que se espere un aporte de agua desde niveles
cercanos.
Y resulta fundamental la integración de los resultados
con toda la información de producción disponible.
Una vez generada una base de datos suficientemente amplia
debe integrarse la información global (laboratorio, perfiles, producción) para
obtener curvas KR representativas para describir las condiciones en el seno del
reservorio, aptas para la simulación numérica.
Si se encuentran muestras de mediana permeabilidad (en el
rango 0.5 a 5 mD) deben emplearse para comparar diferentes saturaciones en la
misma muestra, con los valores registrados en las Sw iniciales. Las mediciones
en estas muestras pueden extrapolarse a los puntos de muy baja permeabilidad
para describir condiciones de mayor Sw que las iniciales.
Adicionalmente, el efecto de borde en la pared de los
productores, impide la producción de agua hasta que se alcance una diferencia
de presiones (estática - dinámica) que supere las presiones capilares.
Parámetros Eléctricos.
A través de las determinaciones propuestas sobre cada
muestra se obtienen los valores de resistividad y porosidad en las condiciones
de saturación de agua de reservorio, con lo que es posible conformar un "set"
de datos experimentales que permitan la optimización numérica de los
parámetros eléctricos "a", "m" y "n" utilizando,
por ejemplo, la ecuación de Archie (Fig 2):
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Fig 2.- Ecuación de Archie |
- Sw= Saturación de agua
- n= Exponente de saturación
- f= Porosidad
- m= Exponente de cementación
- a= Factor de formación para f=100%
- Rw= Resistividad del agua
- Rt= Resistividad de la roca a Sw
En este caso, se contará con un sistema con tres
incógnitas y tantas ecuaciones como muestras de utilicen para las
determinaciones de Sw, Rt y f.
Los valores obtenidos por esta vía deberán integrarse con los empleados en la
interpretación de perfiles eléctricos.
Modalidad de Trabajo
Debido a la condición netamente multidisciplinaria de
este trabajo y por el tipo de mediciones y cálculos involucrados, la modalidad
operativa esta regida por la resolución de problemas e interacción permanente
entre los diferentes profesionales involucrados en el estudio.
Mas temas de interés sobre el reservorio
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Bibliografía
1.-
Holditch, S. A. - Factors Affecting Water Blocking and Gas Flow from
Hydraulically Fractured Gas Wells. - JPT - Dec 1979 - pgs. 1515-1524
2.-
Jones, F. O., Owens, W. W. - A Laboratory Study of Low-Permeability Gas Sands - JPT - Sep 1980 -
pgs. 1631-1640
3.-
Brown A., Marrlott F. T. - Use of Tracers to
Investigate Drilling-Fluid Invasion and Oil Flushing during Coring - SPE Reservoir
Engineering, November 1988.
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