Ecuación de Archie

Ecuación de archie

RESERVORIOS DE GAS EN ARENAS DE MUY BAJA PERMEBILIDAD ( TIGHT GAS SANDS RESERVOIRS)

Por Marcelo A. Crotti 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 trmino!. Como consecuencia tanto la etapa de muestreo y recolecci#n de datos como la de traslado de mediciones de laboratorio a escala de reservorio deben $acerse dejando de lado algunos conceptos "tradicionales". Algunas de las propiedades que suelen presentarse y $acen diferentes a estos reservorios son las siguientes% &Muy baja permeabilidad. 'n general se caracterian como reservorios )*ig$t+ a los que  presentan permeabilidades promedio menores a ,.- m. &/aja porosidad con posibles sistemas de doble porosidad (matri y microfisuras! &ificultad en la evaluaci#n de las reservas. 0recuentemente se encuentran muc$os reservorios no 1nter.2conectados en la misma estructura. &ificultad en la evaluaci#n de la saturaci#n de agua en la matri arenosa. &Permeabilidades relativas dominadas por fueras capilares. &0recuente sobre2presuriaci#n. &3irtual &3irtual ausencia de onas de transici#n capilar. 's muy difícil correlacionar corr elacionar las mediciones de laboratorio con el perfil de saturaciones calculado mediante perfiles elctricos. Las mediciones de presi#n capilar sugieren onas de transici#n muc$o m4s dilatadas que las encontradas en la evaluaci#n de poos. &1mposibilidad de establecer claramente un nivel de agua libre (05L! com6n para los distintos reservorios. &Caudales de producci#n cercanos al límite econ#mico de las e7plotaciones. &a8os significativos por las tareas de completaci#n. 'stos da8os suelen generarse por los efectos capilares muy pronunciados que conducen a una marcada retenci#n de fluidos en la  pared del poo o de las fracturas. fracturas . 'stas características sumadas conducen frecuentemente a que la principal inc#gnita a resolver en estos reservorios sea la relacionada a la reserva de gas. 0recuentemente resulta complejo determinar o predecir adecuadamente &La e7tensi#n de los reservorios. &La saturaci#n de agua en la estructura incluyendo la e7tensi#n de la )ona de transici#n capilar+. &La caída de presi#n media en la estructura. &La evoluci#n de la producci#n. 9in embargo la importancia (o influencia! de los items enumerados varían de reservorio en reservorio y muc$os reservorios presentan características propias dominantes. 'n esta  p4gina se evaluar4 principalmente la influencia y forma de evaluaci#n de las propiedades indicadas.

 :o se analian en este desarrollo los sistemas con grandes redes de fracturas puesto que en general esto conduce a poos de alta permeabilidad que escapan al objetivo de este desarrollo. :o obstante la evaluaci#n de las propiedades de la matri de baja permeabilidad comparte muc$os puntos en com6n con las metodologías de estudio que se analian en esta  p4gina. ;bjetivos de los 'studios. La metodología que se analia est4 dise8ada especialmente para% &'valuar en forma confiable tanto la saturaci#n de fluidos como la productividad de los distintos niveles en formaciones gasíferas de reservorios con una matri porosa de baja  permeabilidad aplicando metodologías especiales de medici#n. &1ntegrar la informaci#n de coronas y la derivada de perfiles y ensayos de poo para generar   juegos de valores consistentes para la predicci#n de producci#n y la selecci#n de niveles de inters. Consideraciones
'stas propiedades de inters son las siguientes% -.=esistividad est4ndar y a :;/P. >.Porosidad est4ndar y a :;/P. ?.9aturaci#n de agua @.9alinidad del agua intersticial. .Permeabilidad est4ndar y a diferentes :;/P en condiciones de 9B e7istente en el reservorio. onde los puntos ">" y "?" est4n destinados a cuantificar adecuadamente la reserva de gas el punto "" permite medir el cambio de productividad con la presi#n del reservorio (teniendo en cuenta la presencia de agua! y el conjunto de datos "-" ">" "?" y "@" est4n destinados a validar la calidad de las muestras y a optimiar los par4metros a emplear en los  perfiles elctricos. LA 19*=1/C1D: ' 0L1;9 na característica particular de estos reservorios es que suelen presentar una saturaci#n de agua notablemente inferior a la que se esperaría en base a las mediciones de presi#n capilar. E este solo $ec$o condiciona notablemente la forma en que deben realiarse las mediciones de laboratorio. 'n primer lugar conviene aclarar un concepto relacionado a las curvas de presi#n capilar en medios de muy baja permeabilidad. 'n estos casos suele aceptarse que la 9Birr es muc$o m4s alta que en medios m4s permeables. E pese a que esta afirmaci#n es b4sicamente cierta no lo es en la magnitud que se maneja regularmente. Muc$as veces la afirmaci#n se8alada es una consecuencia de no $aber alcanado (en laboratorio! las condiciones de 9Birr correspondiente a medios de muy baja permeabilidad. Las presiones capilares de los equipos de laboratorio para sistemas aire agua rara ve superan los -, FgGcm> y en medios de ,.,- m o menor permeabilidad en la $istoria del reservorio pueden $aberse desarrollado presiones capilares muy superiores a este valor. Para aceptar como un buen indicador de 9Birr las 9B alcanadas a las m47imas presiones desarrolladas en la medici#n de laboratorio se argumenta que la columna de fluidos en el reservorio no genera presiones mayores a esos valores (en sistemas gas2agua se obtienen unos -, FgGcm> de diferencia de presi#n entre las fases con unos ->, metros de espesor entre el tope y la base de la acumulaci#n!. 'l raonamiento esboado en el p4rrafo previo se basa en la suposici#n de que nunca se desarrollaron mayores presiones capilares en el reservorio. 9in embargo e7isten numerosas evidencias de que durante la acumulaci#n normalmente se generan diferencias de presi#n notablemente superiores. La evidencia directa es observable en el sobre2presuriaci#n frecuentemente encontrado en reservorios de esta clase. Adem4s debe tenerse presente que la e7pulsi#n de $idrocarburos a partir de la roca generadora es un proceso originado en la elevada presi#n que se desarrolla durante el proceso de subsidencia y maduraci#n. e este modo la curva de laboratorio cuya aplicaci#n a reservorio se basa en la suposici#n  b4sica de que los fluidos est4n en equilibrio y que la diferencia de presi#n entre fases es debida s#lo a la columna de $idrocarburos pierde su aplicabilidad $abitual.

'n otras palabras% Las 9B presentes en estos reservorios no son el resultado de las columnas de fluidos actualmente medibles en el reservorio sino de las presiones capilares m47imas (diferencia de presi#n entre fases! desarrolladas en la etapa de acumulaci#n de los $idrocarburos. E el desarrollo previo tiene las siguientes consecuencias% -.Las 9B e7istentes en el reservorio no se corresponden con las mediciones de presi#n capilar en el laboratorio. >.La ona de transici#n no est4 presente en el reservorio pues el espesor de los reservorios no permite desarrollarlas una ve $ec$a la acumulaci#n. ?.'l reservorio no est4 en equilibrio capilar2gravitatorio. e este modo es muy difícil encontrar niveles de agua libre consistentes para los diferentes bloques y los gradientes $idrost4ticos suelen resultar anormalmente altos como consecuencia de diferencias de  presi#n $idrodin4micas. E debido a la dificultad de generar a escala de laboratorio las condiciones obtenidas en la $istoria geol#gica es conveniente desarrollar estrategias de medici#n particulares. e este modo en los p4rrafos siguientes se describe someramente la forma de emplear el reservorio como laboratorio de e7celencia. 'n este planteo el muestreo el acondicionamiento de las coronas y el laboratorio convencional deben adaptarse para medir bajo las condiciones generadas en el reservorio. 'n pocas palabras todas las mediciones de superficie deben $acerse tratando de respetar las saturaciones ya e7istentes en el reservorio. Mediciones de Laboratorio y 'scalamiento. 9A*=AC1D: ' A<A 9AL1:1A E ='919*131A. La cantidad de mediciones a realiar es altamente dependiente de la $omogeneidad 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 e7traen en forma transversal a la corona (0ig. -!. Las mediciones se realian en dos etapas. -.La primera etapa se $ace sobre unas pocas muestras para verificar el estado general de la corona. 'sto obedece a que cada corona presenta características particulares derivadas de la  propiedades de la roca de la operaci#n de coroneo y de la preservaci#n posterior. >.La segunda etapa de medici#n se $ace en forma sistem4tica en base a los par4metros de medici#n optimiados en la primera etapa. urante la puesta a punto del sistema de medici#n ('tapa -! la muestra se divide en @  partes para determinar el grado de invasi#nGpreservaci#n $acia el centro de la corona. 'n  primera instancia se realia el an4lisis sobre ? de los troos% uno del e7tremo (A! el central (C! y uno intermedio (/! guardando el cuarto (! para posibles repeticiones y descripciones litol#gicas.

0ig. - 2 '7tracci#n de muestras para medici#n de 9B salinidad y resistividad. 9obre los diferentes fragmentos se lleva a cabo la siguiente secuencia operativa% -.eterminaci#n (en condiciones est4ndar y de reservorio! de la resistividad porosidad y  permeabilidad efectiva al gas (Fg! sobre el fragmento C sin lavar. e esta manera se obtienen los par4metros b4sicos de la roca reservorio respetando la saturaci#n de agua  presente en el subsuelo. Aunque se supone "a priori" que el fragmento C no se encuentra invadido por lodo de perforaci#n ni alterado por evaporaci#n de fluidos esta condici#n se verifica mediante la comparaci#n de la resistividad medida en este troo y la obtenida en los perfiles elctricos. 'ste 6ltimo es el principal c$equeo de calidad y representatividad de las muestras analiadas. >.esagregado y lavado individual de cada uno de los fragmentos A / y C con tolueno en equipos ean 9tarH para determinaci#n del contenido de agua y eliminaci#n de $idrocarburos. ?.'7tracci#n de las sales contenidas en el medio poroso de cada fragmento (A / y C! con una cantidad conocida de agua destilada. @.An4lisis de la concentraci#n de cloruros (Cl2! en el agua de e7tracci#n de cada fragmento A / y C. e esta manera se calcula en grado de invasi#n de la corona desde la periferia $asta el centro con el fin de corroborar la suposici#n realiada en el punto -. .'l fragmento  queda como reserva del medio poroso original y para ser utiliado en la realiaci#n de cortes delgados y otros estudios geol#gicos o geoquímicos. 'n la segunda etapa ya verificado el estado de preservaci#n de los fluidos y el medio  poroso se trabaja s#lo sobre el troo "C". Los valores de 9B salinidad y resistividad deben integrarse con las mediciones de perfiles. ebe recordarse que la baja permeabilidad $abitualmente dificulta (a6n en tiempos geol#gicos! la $omogeniaci#n de la fase acuosa pudiendo generar importantes variaciones en la salinidad a lo largo de la columna sedimentaria. P='91D: CAP1LA=.

ebido a la posible no e7istencia de equilibrio capilar en el reservorio (equilibrio est4tico a6n no alcanado en el reservorio! estas mediciones son de difícil escalamiento a nivel de reservorio. 9in embargo en este tipo de roca las mediciones de inyecci#n de mercurio a muy alta  presi#n ($asta -,,, FgGcm>! resultan particularmente aptas para caracteriar la estructura  poral y establecer familias litol#gicas (=ocH *ypes!. 'n consecuencia estas mediciones no se destinan a establecer la distribuci#n de fluidos sino fundamentalmente a caracteriar y tipificar la estructura poral con fines de correlaci#n y escalamiento de otras propiedades. P'=M'A/1L1A'9 ='LA*13A9. 'stas mediciones deben $acerse en forma indirecta debido a las siguientes características generales. -.Las permeabilidades relativas en el reservorio est4n dominadas por las fueras capilares y los ensayos convencionales s#lo contemplan el efecto de las fueras viscosas. Los resultados obtenidos bajo el efecto de diferentes fueras suelen ser muy diferentes. >.Las saturaciones e7istentes en el reservorio no son f4cilmente alcanables en operaciones rutinarias de laboratorio. ?.urante la depletaci#n de las capas de muy baja permeabilidad no se espera que se  produca un aporte importante de agua desde alguna capa cercana. 'n estas circunstancias carece de inters la dependencia de la permeabilidad relativa al gas con la saturaci#n de agua pero cobra importancia la dependencia de la permeabilidad efectiva con la :;/P. 'l aporte de agua por una posible red de fisuras debe estudiarse con metodologías complementarias. @.'l efecto de borde (en el poo! dificulta la producci#n de agua libre (en el caso de que sta sea m#vil. 'n base a los puntos enumerados la medici#n de laboratorio debe restringirse a la obtenci#n de% &Las permeabilidades efectivas en las condiciones de saturaci#n e7istentes en el reservorio. &La variaci#n de la permeabilidad efectiva en funci#n de la :;/P. &La dependencia de la permeabilidad efectiva al gas con respecto a la saturaci#n creciente de agua (dominada por efectos capilares! s#lo en los niveles en que se espere un aporte de agua desde niveles cercanos. E resulta fundamental la integraci#n de los resultados con toda la informaci#n de  producci#n disponible. na ve generada una base de datos suficientemente amplia debe integrarse la informaci#n global (laboratorio perfiles producci#n! para obtener curvas F= representativas para describir las condiciones en el seno del reservorio aptas para la simulaci#n numrica. 9i se encuentran muestras de mediana permeabilidad (en el rango ,. a  m! deben emplearse para comparar diferentes saturaciones en la misma muestra con los valores registrados en las 9B iniciales. Las mediciones en estas muestras pueden e7trapolarse a los  puntos de muy baja permeabilidad para describir condiciones de mayor 9B que las

iniciales. Adicionalmente el efecto de borde en la pared de los productores impide la producci#n de agua $asta que se alcance una diferencia de presiones (est4tica 2 din4mica! que supere las  presiones capilares. Par4metros 'lctricos.

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 eemplo, la ecuación de Archie !ig #

%$ig #&' Ecuación de Archie ()*+ )aturación de agua (n+ Exponente de saturación (φ+ orosidad (m+ Exponente de cementación (a+ actor de formación para f+-../ (0*+ 0esistividad del agua (0t+ 0esistividad de la roca a )* En este caso, se contará con un sistema con tres incógnitas y tantas ecuaciones como muestras de utilicen para las determinaciones de )*, 0t y φ& 1os valores obtenidos por esta v2a deberán integrarse con los empleados en la interpretación de per3les eléctricos&