zona transic gas tight

SPWLA – 25 de Octubre 2006SPWLA – 25 de Octubre 2006

Distribución de Fluidos en Reservorios de Gas "Tight"La “Ausencia” de la Zona de Transición

Capilar.

Por: Marcelo A. CrottiInlab S.A.


Generalidades

• Vamos a analizar algunas de las situaciones que conducen a la aparente (¿real?) ausencia de zonas de transición capilar en reservorios naturales.– Como se verá, no siempre es posible trasladar el

concepto de "Zona de Transición Capilar" a la escala de reservorio.

– El desarrollo se hace en sistemas de muy baja permeabilidad ("Tight Sands") donde el enfoque tradicional sugiere que la zona de transición capilar debe ser considerable.


Definición de Presión Capilar I

• Definición estricta de presión capilar:– Pc = Pnm – Pm [1]

• Donde – Pc = Presión Capilar– Pnm = Presión de la fase no mojante.– Pm = Presión de la fase mojante.


Definición de Presión Capilar I

• Nota: Aunque las fuerzas capilares se manifiestan también en condiciones dinámicas, en general se trabaja con sistemas que han alcanzado el equilibrio capilar. En especial 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.


Definición de Presión Capilar II

• En condiciones de equilibrio hidrostático• Pc = . g . h [2]• Donde

– Pc = Presión Capilar = 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 Ec. 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.



• Pregunta: ¿Los "tiempos geológicos" garantizan que siempre se alcance el equilibrio hidrostático?

• Respuesta: En general, 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.


Definición de Presión Capilar III

• Medios Porosos Simplificados• En medios porosos formados por manojos de

capilares cilíndricos es fácil obtener la expresión:

• Pc = 2 . . cos() / r [3]• Donde

– Pc = Presión Capilar – = Tensión interfacial– = 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.


Llenado de una trampa Heterogénea con Sobrepresión de Gas (Etapa 1 – Estado Inicial)


Llenado de una trampa Heterogénea con Sobrepresión de Gas (Etapa 2)


Llenado de una trampa Heterogénea con Sobrepresión de Gas (Etapa 5 – Estado Final)


Notas

• Consecuencias de este modelo de llenado de un sistema de muy baja permeabilidad.– La Sw en la zona central no depende de la columna de

fluidos, sino de la diferencia de presión ( Pnm - Pm ) máxima que se aplicó durante el proceso de llenado.

– La distancia entre el "nivel de agua libre" y la acumulación de gas no respeta los conceptos propios de las curvas convencionales de presión capilar.

• Esta distancia no se genera mediante diferencia de presión entre columnas de diferentes fluidos, por lo tanto no está regida por el concepto tradicional.

– La zona de transición puede tener cualquier espesor entre "0" y el valor "convencional". Si el "reservorio" fuera "descubierto" cuando aún se aplica la sobrepresión (Fig. 1), la "zona de transición" sería prácticamente nula.


Varias “Burbujas”.


Explicaciones con este Modelo

• La existencia de reservorios aislados. – Cada uno se llenó en forma independiente sin

necesidad de una columna extensa de hidrocarburos.

• La dificultad para definir los niveles de agua libre. – El FWL es un concepto no aplicable a esta génesis.

• La ausencia de zonas de transición extensas. – La génesis de la "zona de transición" es totalmente

independiente de la existencia de columnas de fluidos.

• Saturaciones de agua "anómalas". – La Sw no depende del espesor mineralizado sino de la

diferencia de presión entre fases durante el drenaje.


Explicaciones con este Modelo

• La sobrepresión frecuentemente encontrada en estos reservorios. – La sobrepresión es necesaria para el llenado de la trampa y

puede subsistir mucho después de terminada la generación y expulsión de hidrocarburos. De hecho, la Sw encontrada en estas trampas da una idea del orden de magnitud de la sobrepresión existente durante el llenado.

• Gradientes anómalos. – Si la trampa se encuentra entre las etapas esquematizadas por

la Fig. 1 y la Fig. 2, el drenaje de agua desde un sistema de muy baja permeabilidad sobreimpone gradientes hidrodinámicos a los gradientes hidrostáticos propios de los sistemas en equilibrio. De hecho, la orientación de estos gradientes proporcionaría información sobre la estructura de la trampa y el proceso de llenado.


Muchas Gracias

Marcelo CrottiInlab S.A.

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