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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:

  1. Resistividad estándar y a NOBP.
  2. Porosidad estándar y a NOBP.
  3. Saturación de agua
  4. Salinidad del agua intersticial.
  5. 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:

  1. Las Sw existentes en el reservorio no se corresponden con las mediciones de presión capilar en el laboratorio.
  2. La zona de transición no está presente en el reservorio pues el espesor de los reservorios no permite desarrollarlas una vez hecha la acumulación.
  3. 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.

  1. 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.
  2. 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.

Fig. 1 - Extracción de muestras para medición de Sw, salinidad y resistividad.

Sobre los diferentes fragmentos se lleva a cabo la siguiente secuencia operativa:

  1. 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.
  2. 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.
  3. Extracción de las sales contenidas en el medio poroso de cada fragmento (A, B y C) con una cantidad conocida de agua destilada.
  4. 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.
  5. 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.

  1. 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. 
  2. Las saturaciones existentes en el reservorio no son fácilmente alcanzables en operaciones rutinarias de laboratorio. 
  3. 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. 
  4. 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):

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. 

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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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Última actualización 1 de marzo 2007