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Mediciones RFT
Parte I: La Presión en Zonas de Transición Capilar
por M. Crotti
Desde su introducción a mediados de los años 70, la herramienta RFT (Repeat
Formation Tester) abrió un nuevo horizonte a las posibilidades de interpretación y
caracterización de reservorios.
Las aplicaciones de las lecturas directas de presión sobre los fluidos de formación son
numerosas1. Los principales usos se relacionan con:
La identificación de contactos entre fluidos. Para lo que se utilizan los
gradientes de fluidos en la formación.
La detección de comunicaciones areales y/o verticales entre los diferentes
niveles productivos. La identificación de bloques o niveles aislados del resto de la estructura.
Sin embargo, en la práctica, muchas veces se obtienen lecturas anómalas de presión que impiden realizar interpretaciones directas.
En esta página se analizan algunos casos en que las lecturas de RFT son sólo
aparentemente anómalas y en los que la aplicación de un modelo adecuado permite
derivar información valiosa para la caracterización del reservorio.
Básicamente se discutirán algunas situaciones frecuentes en zonas de transición
capilar y con fases discontinuas, poniendo especial énfasis en reservorios heterogéneos y/o de baja permeabilidad.
Mediciones de presión en las cercanías del contacto entre fluidos.
Es adecuado comenzar el desarrollo analizando los sistemas simples. De este modo se pueden introducir gradualmente las complejidades propias de los casos reales.
Fig. 1 - Gradiente de presiones y contacto agua petróleo
en ausencia de medio poroso.
La Fig.- 1 muestra un recipiente convencional (sin medio poroso) con Petróleo y Agua.
La interfase es por definición el Nivel de Agua Libre (FWL = "Free Water Level").
El FWL se define como el nivel en que se establece la interfase entre los fluidos en ausencia de medio poroso.
Bajo estas circunstancias la interfase coincide con lo que se conoce como Contacto Agua-Petróleo (WOC = "Water-Oil Contact").
La línea negra continua es una representación gráfica de la lectura de presión en los
fluidos. La pendiente de esta línea se corresponde con el gradiente de presión estático
asociado a la densidad de cada fluido. En el FWL ambas fases poseen la misma presión, indicada por el punto de quiebre de la línea continua mencionada.
Por otro lado, la presencia de capilares en la zona del FWL da lugar, generalmente, a
una diferenciación entre el FWL y el WOC. Esta situación se esquematiza en la Fig. 2
mediante un tubo cilíndrico en el que se produce el ascenso capilar del agua. Las dimensiones del capilar están exageradas para facilitar la interpretación de la figura.
Fig. 2 - Gradiente de presiones y contacto agua petróleo
en presencia de ascenso de agua en un tubo capilar.
En dicha figura la línea negra continua esquematiza la lectura de presión que se
obtendría al descender por el capilar con un instrumento de lectura. Naturalmente las
presiones estáticas en el seno del recipiente no cambian por la presencia del capilar de
modo que esta línea es coincidente, en la mayor parte del recorrido, con la línea
dibujada en la Fig. 1.
Los puntos a destacar en este esquema son los siguientes.
1. El WOC y el FWL suelen separarse en presencia de sistemas capilares.
2. El punto de corte (extrapolado) de las líneas de presión en cada fase, sigue
siendo el FWL.
3. En el WOC existe una diferencia de presión entre ambas fases. Esta diferencia
de presión es la que corresponde a la diferencia de densidades entre ambos fluidos a lo largo de la separación entre el FWL y el WOC.
El segundo punto es crucial para identificar el FWL con independencia de la existencia
de medio poroso. Diferentes capilares dentro de este recipiente presentan ubicaciones
diferentes para el WOC, pero todos ellos tienen un único FWL. La misma situación se
presenta en diferentes bloques comunicados a un mismo acuífero: aunque el WOC
pueda variar en función de la permeabilidad de cada bloque, si el acuífero es continuo,
el FWL debe ser coincidente.
La Fig. 3 muestra una situación más cercana a un reservorio real. En vez de un capilar
se esquematiza una zona de transición correspondiente a la presencia de numerosos diámetros porales.
En la línea negra continua de esta figura se observa (como en el caso de la Fig. 2) que
la lectura de presión corresponde a la de la fase agua en toda la zona entre el FWL y el
WOC. Esta situación obedece a una razón bien establecida: En esta zona sólo el agua
es móvil. Por lo tanto, una herramienta que toma fluido de la formación, inevitablemente obtendrá la presión del agua durante la lectura.
Fig. 3 - Gradiente de presiones y contacto agua petróleo
en un medio poroso
Por encima del WOC, en toda la zona de transición, ambas fases son móviles (en
mayor o menor medida en función de las saturaciones y de las curvas de
permeabilidad relativa). Sin embargo, dado que el petróleo está a mayor presión, en el
equilibrio la herramienta sólo debería medir la presión de dicha fase. En otras palabras,
en concordancia con el ascenso capilar de agua, sabemos que la roca es Water-Wet y
por lo tanto el agua tiende a permanecer en el medio poroso en tanto que el petróleo es expulsado espontáneamente por el agua.
Sin embargo el esquema de la Fig. 3 es ideal en el sentido que todos los sistemas
reales son heterogéneos y por lo tanto, en la zona de transición las mediciones
puntuales pueden detectar la presión de agua o la de petróleo. La Fig. 4 muestra este
fenómeno con capilares de diferente diámetro.
Fig. 4 - Esquema de ascenso capilar en un medio heterogéneo.
En esta figura se observa que al leer la presión en el nivel "Z" es posible medir la
presión del agua o del petróleo de acuerdo al punto de muestreo elegido.
Por las razones apuntadas, las lecturas de RFT pueden resultar aparentemente
erráticas en la zona de transición. Sin embargo, como ya se mencionó, una
interpretación adecuada de las lecturas en esta zona, permite derivar muchos parámetros de suma utilidad para el reservorio.
NOTA: Todos los desarrollos realizados para el caso de ascenso capilar, también se
aplican para el caso de descenso capilar (sistema Oil-Wet).
Fig. 5 - Gradiente de presiones y contacto agua petróleo
en presencia de descenso de agua en un tubo capilar.
En este caso (Fig. 5) el gradiente de petróleo es el que se extiende "más allá" del
FWL. y el agua es la fase que está a mayor presión en el WOC.
Conclusiones
El desarrollo hecho hasta este punto permite alcanzar las siguientes conclusiones.
1. Las lecturas de RFT pueden presentar saltos y anomalías aparentes en la zona
de transición capilar.
2. La correcta interpretación de estas anomalías requiere integrar adecuadamente
la información de diversas fuentes.
3. Cuando se logra una interpretación adecuada se pueden obtener datos muy
valiosos para la caracterización de reservorio, tales como:
o Nivel de agua libre.
o Presión umbral.
o Mojabilidad.
4. En rocas de muy baja permeabilidad o en sistemas marcadamente
heterogéneos, todos los fenómenos mencionados pueden alcanzar magnitudes dramáticas, dificultando la tarea interpretativa.
Como se detalla en la parte II, la adecuada interpretación de las lecturas de RFT
también permiten detectar fases discontinuas tales como la presencia de "bolsones " aislados de gas.
Parte II: La Presión en Bolsones Aislados de Gas
por M. Crotti
En la Parte I se analizaron las lecturas de presión en zonas de transición capilar. Dicho
análisis abarca el comportamiento defases continuas en equilibrio hidrostático. En
esta página se amplía el desarrollo mencionado para incluir el comportamiento
de fases discontinuas en equilibrio hidrostático. Como caso particular se analizará el
comportamiento de bolsones aislados de gas, analizando su posibilidad de detección mediante lecturas de RFT y su significado en la evaluación de reservorios.
Como es habitual, para realizar el desarrollo completo, es conveniente comenzar con el
estudio de sistema simples, donde las variables resultan más fácilmente analizables.
Con este objetivo vamos a realizar un experimento imaginario que consiste en
introducir algodón seco en una cubeta con agua, estudiando las variables que gobiernan el estado de equilibrio.
Imaginemos una lámina circular de algodón (en color rosa), tal como se ilustra en la
Fig. 1. Esta placa se coloca entre dos placas de vidrio del mismo tamaño, con el objeto
de dejar expuesto sólo los bordes de la lámina de algodón.
Fig. 1 - Una placa circular de algodón (color rosa), entre
dos placas de vidrio.
El resultado de este "emparedado" se ilustra en la Fig. 2.
Fig. 2 - El algodón aprisionado por las dos placas circulares
de vidrio.
Si esta triple lámina se sumerge en una cubeta con agua (Fig. 3) comienza un proceso
de imbibición espontánea. Este proceso ocurre en forma simétrica, desde el borde
circular, puesto que es la única parte del algodón expuesta al contacto con agua.
Fig. 3 - El algodón (entre dos placas de vidrio) se sumerge
en una cubeta con agua.
El proceso de imbibición se detiene cuando el aumento de presión del gas (cuyo
volumen disminuye a lo largo del proceso) equilibra la presión capilar que se desarrolla
en la interfase agua-gas. Al final del proceso la diferencia de presión entre el gas (fase no-mojante) y el agua (fase mojante) es exactamente la presión umbral del sistema.
Fig. 4 - Al final de la imbibición (proceso espontáneo), el gas
retenido en el algodón está a mayor presión que el agua
circundante.
En el ejemplo desarrollado (Fig. 1 a Fig. 4) se empleó algodón dado que resulta fácil
visualizar el proceso de imbibición de agua en este medio poroso. Sin embargo el
mismo fenómeno se presenta cuando el agua invade una zona del reservorio
inicialmente ocupada por gas. Durante este proceso (avance del acuífero en un
casquete de gas) el gas queda como fase residual discontinua. Esta fase dispersa
puede adoptar todos los tamaños desde burbujas aisladas en poros individuales hasta
"bolsones" en los que la altura de gas no permita el desplazamiento de la "burbuja"
hacia el tope de la estructura. El tamaño de los "bolsones" de gas queda determinado fundamentalmente por dos variables del sistema.
1. La permeabilidad. Cuanto menos permeable es el medio poroso, mayor es la
presión umbral y por lo tanto mayor es la altura de gas que puede permaneces
atrapada en una zona intermedia de la trampa.
2. La heterogeneidad. En los sistemas más heterogéneos se favorece el avance desigual del acuífero y la posibilidad de atrapar mayores volúmenes de gas.
También la velocidad del proceso y el espesor permeable condicionan el tamaño de los bolsones a obtener.
En la Fig. 5 se muestra una estructura con dos bolsones de gas de diferente tamaño.
En esa misma figura está esquematizada la presión que mediría una herramienta RFT
que atravesara la zona de bolsones. Se observan los quiebres que surgen en la lectura de RFT conforme al análisis realizado en RFT1.htm.
Fig. 5 - Esquema de presiones en una formación con bolsones aislados de gas
dispersos en un acuífero. En cada bolsón se alcanza la Presión Umbral del
sistema Gas-Agua.
En este caso (bolsones aislados de gas) la lectura de RFT puede resultar más errática
que la obtenida con una fase gas continua por varias razones
Existen muchas zonas de transición.
No existe un único FWL asociado al contacto de gas y agua en ausencia de
medio poroso.
Cada bolsón de gas puede tener su propia presión umbral en función de la
permeabilidad de cada nivel.
Sin embargo un hecho destacable es que los distintos bolsones de gas están
separados por un gradiente de agua. De este modo es posible establecer dos series de lecturas que respeten el gradiente de la fase continua tal como se muestra en la Fig. 6.
Fig. 6 - El gradiente entre bolsones aislados de gas (línea roja punteada)
lo establece la fase continua. Se obtienen dos series de puntos con similar
gradiente.
En la Fig. 6, tanto la línea negra como la línea roja marcan un gradiente de agua.
IMPORTANTE: La diferencia de presión entre ambas series de lecturas (línea
roja y línea negra) corresponde a la presión umbral del sistema.
En base a lo expuesto puede concluirse que la existencia de bolsones aislados de una
fase en el seno de otra fase puede dar lugar a lecturas de presión con interpretaciones
complejas. Sin embargo, una vez resuelto este tipo de escenarios, es posible derivar información muy importante para la evaluación de reservorios.
La identificación de bolsones aislados de gas debe acompañarse de un modelo
que justifique su presencia y la magnitud de los mismos.
La determinación de la presión umbral por medición directa permite realizar
evaluaciones confiables de la columna de gas necesaria para el llenado de la
trampa y otros parámetros de escalamiento. En general, estos resultados e
interpretaciones requieren una integración adecuada con mediciones de
laboratorio para definir modelos de escalamiento de otras variables del reservorio.
Observaciones
1. Si los bolsones aislados de gas tienen otro origen (tal como la co-existencia de
roca madre y roca reservorio), es necesario haber alcanzado el equilibrio capilar
dentro de la estructura para que las lecturas de presión umbral resulten
significativas.
2. Nuevamente es necesario señalar que en rocas de muy baja permeabilidad o en
sistemas marcadamente heterogéneos, todos los fenómenos mencionados
pueden alcanzar magnitudes mucho más marcadas, dificultando la tarea
interpretativa. Simultáneamente, es en este tipo de reservorios donde tienen
mayor significación los parámetros analizados en esta página.
3. Las situaciones analizadas en esta página también se aplican cuando la fase
residual es petróleo, habida cuenta de las consideraciones de mojabilidad y tensiones interfaciales de los sistemas agua-petróleo.