Distribución de fluidos en reservorios de gas “Tight” ¿Puede no haber zona de transición capilar?
En el presente artículo se pretende analizar aquellas situaciones que conducen a la aparente ausencia de zonas de transición capilar en reservorios naturales.
En este caso planteamos analizarlo en el caso de los reservorios de gas “Tight” mejor conocidos como yacimientos de muy baja permeabilidad. En general se caracterizan como reservorios “Tight” a los que presentan permeabilidades promedio menores a 0.1 mD.
Para comenzar debe tenerse en consideración que no siempre es posible trasladar el concepto de Zona de Transición Capilar a la escala del reservorio. Esto se hace en sistemas de muy baja permeabilidad (“Tight Sands”), en donde el enfoque tradicional sugiere que la zona de transición capilar debe ser considerable.
En concordancia con la experiencia en numerosos reservorios, el propio análisis mostrará que lo normal es que la zona de transición capilar sea muy reducida.
Presión Capilar
La magnitud de la saturación de agua en un reservorio, para una altura determinada, está controlada por:
*La estructura porosa de la roca.
*La densidad de los fluidos.
* Las características de energía superficial.
El efecto de la estructura porosa se determina a partir de las curvas de presión capilar determinadas en el laboratorio. Los poros en las rocas reservorio son consideradas análogos a los tubos capilares si se toma en cuenta los diámetros son pequeños.
Las rocas de baja permeabilidad presentan altas presiones capilares y zonas de transición de un gran espesor, mientras que las rocas de alta permeabilidad presentan menores presiones capilares y delgadas zonas de transición.
Cuando dos fluidos inmiscibles están en contacto dentro de los poros, una superficie curvada se forma entre los dos. La presión en el lado del fluido no-mojante de la interfase (Pnm), es mayor que la presión para el lado del fluido mojante (Pm). Esta diferencia de presiones se define como presión capilar (Pc).
[Ecuación 1]
Donde
Pc = Presión Capilar
Pnm = Presión de la fase no mojante.
Pm = Presión de la fase mojante.
Nota: Aunque las fuerzas capilares se manifiestan también en condiciones dinámicas, en general, a nivel de reservorios de hidrocarburos, se trabaja con sistemas que han alcanzado el equilibrio capilar. En especial cuando se trata de estudiar las condiciones del reservorio al inicio de la explotación. En estos casos se asume que el tiempo geológico ha sido suficiente para permitir que la roca y los fluidos hayan alcanzado condiciones de equilibrio de modo que todas las fuerzas internas del sistema ya están equilibradas.
En condiciones de equilibrio hidrostático
En ausencia de medio poroso, dos fluidos inmiscibles se equilibran estáticamente cuando el de menor densidad se ubica por encima del fluido más denso.
En presencia de un medio poroso, los mismos fluidos inmiscibles desarrollan presiones capilares como consecuencia de la tensión interfacial, tamaño de los capilares y el ángulo de contacto de la interfase con la superficie del sólido que forma la estructura poral.
En estas condiciones, presentes en todos los reservorios naturales, los fluidos alcanzan una distribución estable cuando las diferencias de presión hidrostática, asociada a la diferente densidad de los fluidos, equilibran el ascenso o descenso de la interfase original.
[Ecuación 2]
Donde
Pc = Presión Capilar
Dd = Diferencia de densidad entre los fluidos.
g = Aceleración gravitatoria.
h = Altura de la interfase con respecto a la ubicación del nivel de agua libre (FWL).
Nota: El nivel de agua libre es el nivel en que se establece la interfase en ausencia de medio poroso.
La Ecuación 2 es de aplicación más directa en los cálculos de ingeniería de reservorio
*Las variables de la ecuación son medibles y la altura es especialmente significativa para el cálculo de hidrocarburo "in situ".
* Sin embargo, al aplicar esta ecuación debe tenerse en cuenta la "restricción" mencionada: La ecuación [2] sólo es válida una vez alcanzada las condiciones correspondientes al equilibrio hidrostático.
¿Los "tiempos geológicos" garantizan que siempre se alcance el equilibrio hidrostático?
La respuesta es afirmativa en trampas que han alcanzado el equilibrio de presiones con los niveles freáticos o fuentes superficiales de agua. En sistemas sobre-presionados o sub-presionados el "equilibrio" puede requerir tiempos prolongados incluso en la escala de los eventos geológicos.
Medios Porosos Simplificados
En medios porosos formados por manojos de capilares cilíndricos es fácil obtener la expresión:
[Ecuacion 3]
Donde:
Pc = Presión Capilar
s = Tensión interfacial
q = Ángulo de contacto
r = Radio del capilar.
Ausencia de Equilibrio Hidrostático
Las arenas de baja permeabilidad ("Tight Sands") son particularmente adecuadas para analizar los sistemas en los que los equilibrios de presiones no se resuelven ni aún en "tiempos geológicos".
Características de los Reservorios “Tight”
• Espesores importantes.
• Reservorios "aislados”.
• No detección de zonas de transición significativas.
• Dificultad para ubicar los diferentes niveles de agua libre. Cada reservorio parece tener su propio FWL.
• Sistemas sobre-presurizados.
• Gradientes "anómalos".
• Saturaciones de agua por debajo de lo que predicen las curvas de presión capilar para los espesores de reservorio.
• Coexistencia o intercalación de roca madre y roca reservorio.
Carga del Hidrocarburo.
• Las rocas reservorio suelen estar saturadas al 100% con agua antes de recibir la carga de hidrocarburos (en este caso, gas).
• Debido a que el hidrocarburo se comporta como fase no-mojante, es necesario superar la presión umbral (Pu) del sistema para iniciar la carga del reservorio.
• En sistemas de alta permeabilidad la presión umbral es pequeña.
• Una vez generada una pequeña columna de hidrocarburos, la diferencia de presión entre la columna de hidrocarburos y la de agua, permite el ingreso adicional de petróleo o gas en la trampa.
• En sistemas de muy baja permeabilidad la situación es algo diferente. En reservorios "Tight", la presión umbral suele superar el valor de 100 psi (unos 7 Kg/cm2). Y... en las condiciones regulares de estos reservorios, para generar una diferencia de 100 psi entre las columnas de agua y de gas, es necesario una acumulación de fluidos del orden de 100 metros de espesor.
• Las saturaciones de agua muchas veces corresponden a presiones capilares asociadas a columnas de gas de 500 m, 1000 m, o espesores aún mayores.
... !En reservorios que escasamente llegan a unos pocos cientos de metros en los casos más favorables!
Las indicaciones tanto a través de perfiles como de datos de ensayo de pozo, sugieren que la zona de transición, en caso de estar presente, es de una magnitud muy inferior a la que se estimaría mediante las curvas convencionales de presión capilar.
Un modelo explicativo.
Notas:
• Mientras la burbuja se expande, en su interior la presión es básicamente constante.
• La geometría esférica no es crucial para este análisis. En el esquema se emplea una "burbuja" esférica sólo por simplicidad de dibujo.
– La heterogeneidad suele ser el factor dominante en los reservorios naturales.
La Sw dentro de la burbuja va a adoptar un valor cercano al correspondiente a la presión capilar, definida conforme a la Ec. [1].
La Sw será cercana a la correspondiente a la diferencia de presión aplicada.
En este caso planteamos analizarlo en el caso de los reservorios de gas “Tight” mejor conocidos como yacimientos de muy baja permeabilidad. En general se caracterizan como reservorios “Tight” a los que presentan permeabilidades promedio menores a 0.1 mD.
Para comenzar debe tenerse en consideración que no siempre es posible trasladar el concepto de Zona de Transición Capilar a la escala del reservorio. Esto se hace en sistemas de muy baja permeabilidad (“Tight Sands”), en donde el enfoque tradicional sugiere que la zona de transición capilar debe ser considerable.
En concordancia con la experiencia en numerosos reservorios, el propio análisis mostrará que lo normal es que la zona de transición capilar sea muy reducida.
Presión Capilar
La magnitud de la saturación de agua en un reservorio, para una altura determinada, está controlada por:
*La estructura porosa de la roca.
*La densidad de los fluidos.
* Las características de energía superficial.
El efecto de la estructura porosa se determina a partir de las curvas de presión capilar determinadas en el laboratorio. Los poros en las rocas reservorio son consideradas análogos a los tubos capilares si se toma en cuenta los diámetros son pequeños.
Las rocas de baja permeabilidad presentan altas presiones capilares y zonas de transición de un gran espesor, mientras que las rocas de alta permeabilidad presentan menores presiones capilares y delgadas zonas de transición.
Cuando dos fluidos inmiscibles están en contacto dentro de los poros, una superficie curvada se forma entre los dos. La presión en el lado del fluido no-mojante de la interfase (Pnm), es mayor que la presión para el lado del fluido mojante (Pm). Esta diferencia de presiones se define como presión capilar (Pc).
[Ecuación 1]
Donde
Pc = Presión Capilar
Pnm = Presión de la fase no mojante.
Pm = Presión de la fase mojante.
Nota: Aunque las fuerzas capilares se manifiestan también en condiciones dinámicas, en general, a nivel de reservorios de hidrocarburos, se trabaja con sistemas que han alcanzado el equilibrio capilar. En especial cuando se trata de estudiar las condiciones del reservorio al inicio de la explotación. En estos casos se asume que el tiempo geológico ha sido suficiente para permitir que la roca y los fluidos hayan alcanzado condiciones de equilibrio de modo que todas las fuerzas internas del sistema ya están equilibradas.
En condiciones de equilibrio hidrostático
En ausencia de medio poroso, dos fluidos inmiscibles se equilibran estáticamente cuando el de menor densidad se ubica por encima del fluido más denso.
En presencia de un medio poroso, los mismos fluidos inmiscibles desarrollan presiones capilares como consecuencia de la tensión interfacial, tamaño de los capilares y el ángulo de contacto de la interfase con la superficie del sólido que forma la estructura poral.
En estas condiciones, presentes en todos los reservorios naturales, los fluidos alcanzan una distribución estable cuando las diferencias de presión hidrostática, asociada a la diferente densidad de los fluidos, equilibran el ascenso o descenso de la interfase original.
[Ecuación 2]
Donde
Pc = Presión Capilar
Dd = Diferencia de densidad entre los fluidos.
g = Aceleración gravitatoria.
h = Altura de la interfase con respecto a la ubicación del nivel de agua libre (FWL).
Nota: El nivel de agua libre es el nivel en que se establece la interfase en ausencia de medio poroso.
La Ecuación 2 es de aplicación más directa en los cálculos de ingeniería de reservorio
*Las variables de la ecuación son medibles y la altura es especialmente significativa para el cálculo de hidrocarburo "in situ".
* Sin embargo, al aplicar esta ecuación debe tenerse en cuenta la "restricción" mencionada: La ecuación [2] sólo es válida una vez alcanzada las condiciones correspondientes al equilibrio hidrostático.
¿Los "tiempos geológicos" garantizan que siempre se alcance el equilibrio hidrostático?
La respuesta es afirmativa en trampas que han alcanzado el equilibrio de presiones con los niveles freáticos o fuentes superficiales de agua. En sistemas sobre-presionados o sub-presionados el "equilibrio" puede requerir tiempos prolongados incluso en la escala de los eventos geológicos.
Medios Porosos Simplificados
En medios porosos formados por manojos de capilares cilíndricos es fácil obtener la expresión:
[Ecuacion 3]
Donde:
Pc = Presión Capilar
s = Tensión interfacial
q = Ángulo de contacto
r = Radio del capilar.
Ausencia de Equilibrio Hidrostático
Las arenas de baja permeabilidad ("Tight Sands") son particularmente adecuadas para analizar los sistemas en los que los equilibrios de presiones no se resuelven ni aún en "tiempos geológicos".
Características de los Reservorios “Tight”
• Espesores importantes.
• Reservorios "aislados”.
• No detección de zonas de transición significativas.
• Dificultad para ubicar los diferentes niveles de agua libre. Cada reservorio parece tener su propio FWL.
• Sistemas sobre-presurizados.
• Gradientes "anómalos".
• Saturaciones de agua por debajo de lo que predicen las curvas de presión capilar para los espesores de reservorio.
• Coexistencia o intercalación de roca madre y roca reservorio.
Carga del Hidrocarburo.
• Las rocas reservorio suelen estar saturadas al 100% con agua antes de recibir la carga de hidrocarburos (en este caso, gas).
• Debido a que el hidrocarburo se comporta como fase no-mojante, es necesario superar la presión umbral (Pu) del sistema para iniciar la carga del reservorio.
• En sistemas de alta permeabilidad la presión umbral es pequeña.
• Una vez generada una pequeña columna de hidrocarburos, la diferencia de presión entre la columna de hidrocarburos y la de agua, permite el ingreso adicional de petróleo o gas en la trampa.
• En sistemas de muy baja permeabilidad la situación es algo diferente. En reservorios "Tight", la presión umbral suele superar el valor de 100 psi (unos 7 Kg/cm2). Y... en las condiciones regulares de estos reservorios, para generar una diferencia de 100 psi entre las columnas de agua y de gas, es necesario una acumulación de fluidos del orden de 100 metros de espesor.
• Las saturaciones de agua muchas veces corresponden a presiones capilares asociadas a columnas de gas de 500 m, 1000 m, o espesores aún mayores.
... !En reservorios que escasamente llegan a unos pocos cientos de metros en los casos más favorables!
Las indicaciones tanto a través de perfiles como de datos de ensayo de pozo, sugieren que la zona de transición, en caso de estar presente, es de una magnitud muy inferior a la que se estimaría mediante las curvas convencionales de presión capilar.
Un modelo explicativo.
Notas:
• Mientras la burbuja se expande, en su interior la presión es básicamente constante.
• La geometría esférica no es crucial para este análisis. En el esquema se emplea una "burbuja" esférica sólo por simplicidad de dibujo.
– La heterogeneidad suele ser el factor dominante en los reservorios naturales.
La Sw dentro de la burbuja va a adoptar un valor cercano al correspondiente a la presión capilar, definida conforme a la Ec. [1].
La Sw será cercana a la correspondiente a la diferencia de presión aplicada.
Fuente:
Por: Marcelo Crotti
Por: Marcelo Crotti
-->
