Conceptos bsicos sobre las curvas de presin capilar Cuando dos fluidos coexisten dentro de un medio poroso se ponen de manifiesto algunos fenmenos derivados de la existencia de tensiones interfaciales y ngulos de contacto entre la interfase de estos fluidos y el medio poroso. Este fenmeno se puede estudiar y cuantificar por completo en sistemas muy simples tales como tubos capilares de dimetro uniforme. Capilaridad Cuando un capilar se sumerge en la interfase de dos fluidos puede producirse un ascenso o un descenso de la interfase. En el primer caso se produce el denominado "ascenso capilar", y en el segundo caso se habla de "descenso capilar". Estos movimientos ocurren como consecuencia de los fenmenos de superficie que dan lugar a que la fase mojante invada en forma preferencial el medio poroso. En trminos generales, el ascenso o descenso capilar se detiene cuando la gravedad contrarresta (en funcin de la altura y de la diferente densidad de los fluidos) la fuerza capilar desarrollada en el sistema. Presin Capilar La Fig. 1 muestra el fenmeno de introduccin de un capilar en una interfase aguapetrleo, donde se genera el denominado ascenso capilar.

Fig. 1 - Ascenso Capilar de la interfase agua-petrleo.

En este caso (capilar cilndrico), la fuerza que origina el ascenso capilar esta expresada por:wo wo

[1]

Donde,

Tensin interfacial (Dinas/cm) wo = ngulo de contacto de la interfase lquida con la superficie del slido. r = Radio del capilar (cm)

wo =

Por otra parte, el peso adicional de la columna, debido al cambio de petrleo por agua durante el proceso.2

[2]

Donde,

h = Ascenso Capilar (cm) g = aceleracin de la gravedad (cm / seg2)

3

)

Y, en el equilibrio, ambas fuerzas se compensan exactamente, de modo que igualando las expresiones [1] y [2] y despejando la altura "h", obtenemos:wo wo

La expresin [3] muestra la dependencia de los efectos capilares con el dimetro del tubo, con la tensin interfacial y el ngulo de contacto (mojabilidad del sistema) y la diferencia de densidad entre fluidos. Veamos, entonces, algunas consecuencias prcticas de estas expresiones. La Fig. 2 muestra el mismo esquema de la Fig. 1, con la sealizacin de algunos puntos que servirn para definir adecuadamente el concepto de presin capilar.

Fig. 2 - Presin en diferentes puntos de la zona de ascenso capilar. En base a un desarrollo simple haremos una comparacin de presiones en los puntos A y B de la Fig. 2. Cada uno de estos puntos se encuentra en un lado diferente de la interfase agua-petrleo y, aunque un anlisis simplista sugerira que ambos puntos, debido a su cercana, deben tener presiones casi idnticas, veremos que la situacin real es muy diferente. Empecemos comparando los puntos E y D: Ambos puntos estn muy cercanos (uno a cada lado de la interfase) y no hay fenmenos capilares involucrados, por lo que puede suponerse que se encuentran prcticamente a la misma presin (la columna de fluidos entre E y D es casi despreciable). Por otro lado, en el equilibrio, los puntos C y D se encuentran exactamente a la misma presin dado que estn a la misma altura dentro de un mismo fluido. (PC = PD) Como la diferencia de presin entre B y C est fijada por la columna de agua que separa ambos puntos, la presin en B adopta la siguiente expresin:

PB = PC -

w

. g . h.

[4]

Y, del mismo modo.

PA = PE -

o

. g . h.

[5]

Por lo que, restando las expresiones [5] y [4] (y teniendo en cuenta que P C = PE), resulta:

PA - PB =

wo

. g . h.

[6]

La expresin [6] muestra que la diferencia de presin entre los puntos de inters (A y B) es exactamente la diferencia de presin correspondiente al cambio de un fluido por otro en el capilar. En resumen, la expresin [6] indica que a uno y otro lado de la interfase curva existe una marcada diferencia de presin (tanto mayor, cuanto mayor es el ascenso capilar). A esta diferencia de presin se la identifica como presin capilar del sistema y su forma genrica es la siguiente.

Pcap = Pnm - Pm

[7]

Donde,

Pcap = Presin Capilar Pnm = Presin de la fase no-mojante Pm = Presin de la fase mojante.

En el caso analizado, la fase mojante es el agua, y la fase no-mojante es el petrleo, sin embargo la expresin [7] es de validez general y se aplica tanto a sistema de capilares cilndricos como a sistemas de geometra no definida o altamente variable como es el caso de los medios porosos naturales. Otra expresin til para visualizar y analizar los fenmenos capilares es la que se obtiene reemplazando la expresin [6] en la expresin [3]. En este caso obtenemos:

Pcap

wo

.c

wo

r

[8].

La expresin [8] muestra que, una vez elegidos, tanto el material del medio poroso como los fluidos a estudiar, la presin capilar es inversamente proporcional al radio del capilar involucrado. Nota: En medios porosos naturales, no es adecuado hablar de radios capilares, como lo hemos hecho con los tubos cilndricos. Sin embargo, en los casos ms complejos, se emplea un concepto general de "radio equivalente" de modo que, aunque la cuantificacin de los fenmenos sea mucho ms compleja, los conceptos principales, presentados en los prrafos previos, siguen teniendo validez. Debido a las condiciones geomtricas y a la tendencia de los sistemas en equilibrio termodinmico a minimizar la superficie de las interfases, cuando el ngulo de contacto es cero, el radio de curvatura de la superficie de contacto entre fases coincide con el radio del capilar.

Medios Heterogneos Los medios porosos heterogneos se caracterizan por presentar capilares de muy diferente tamao, de modo que los fenmenos capilares presentan una amplia gama de valores. La Fig. 3 muestra un esquema muy simplificado de medio poroso heterogneo, en base a capilares cilndricos de diferente dimetro.

Fig. 3 - Idealizacin de un medio poroso heterogneo. En la Fig. 3 se observa que por encima del nivel de agua libre (interfase plana entre el agua y el petrleo), en un nivel genrico (individualizado por la lnea punteada "Z") existen capilares con agua y capilares con petrleo, dependiendo del dimetro de los mismos y del nivel elegido. Curvas de Presin Capilar La Fig. 4 muestra un caso menos idealizado. En este caso, la curva de trazo grueso y color rojo muestra el cambio de la saturacin de agua con la altura,, correspondiente a un sistema poral heterogneo, pero uniforme.

Fig. 2 - Presin en diferentes puntos de la zona de ascenso capilar. En dicha Figura se identifican algunos puntos y zonas tpicas d elas curvas de presin capilar.

FWL = Nivel de agua libre ("Free Water Level"). Es el nivel en el que se presentara la interfase agua petrleo en ausencia de medio poroso. WOC = Contacto Agua-Petrleo ("Water Oil Contact). Es el nivel ms bajo en que se puede detectar petrleo. La diferencia entre el WOC y el FWL corresponde al ascenso capilar generado por los poros de mayor "dimetro" de la red poral. Swirr = Saturacin de agua irreductible. Es la mnima saturacin de agua obtenida por desplazameinto capilar. En los capilares cilndricos la Swirr es nula (no hay fases residuales), pero en los medios porosos naturales toma valores, en general superiores al 10 15 % VP, siendo frecuentes Swirr superiores al 25% VP. Este tema se discute con detalle en otras pginas de este sitio. Zona de Transicin Capilar: Es la zona que incluye todos los niveles en que la Sw vara entre el 100 % VP y la Swirr.

Obtencin de curvas de presin capilar - Mtodo de la membrana semi-permeable

Este mtodo, tambin conocido como mtodo Mtodo de Estados Restaurados (!?) es el mtodo de referencia para las mediciones de Presin Capilar. Conceptualmente es muy simple y su funcionamiento se basa en las propiedades capilares analizadas en el texto:Los sellos capilares y las capas semi-permeables. Para las mediciones se emplea una cmara estanca en cuya base se coloca una membrana capilar (en general una porcelana muy homognea) previamente saturada con la fase mojante del sistema. Las muestras se saturan al 100% con la fase mojante (regularmente agua) y se colocan en el interior de la cmara estanca, en contacto capilar con la membrana semipermeable. El contacto capilar se asegura con un material fino tal como tierra de diatomeas, que se coloca entre la muestra y la membrana. La aplicacin sucesiva de presiones crecientes de la fase desplazante, permite establecer los puntos de saturacin de las muestras. Es un mtodo utilizado regularmente para obtener curvas de drenaje en sistemas gasagua o petrleo-agua. Las caractersticas comparativas de este mtodo y de los otros mtodos alternativos se analiza en el texto: comentarios especiales sobre el uso de las curvas de presin capilar Obtencin de curvas de presin capilar mtodo de la centrfuga Este mtodo de medicin de las curvas de presin capilar presenta caractersticas nicas con respecto a las metodologas alternativas (membrana semi-permeable e inyeccin de mercurio). Caractersticas Generales y Metodologa Experimental La metodologa tpica de trabajo para obtener curvas de presin capilar gas-agua es la siguiente: 1. Se satura la muestra al 100 % con agua de formacin. 2. Se coloca la muestra en un tubo de centrifuga especialmente diseado. 3. Se hace girar la muestra a un rgimen fijo de revoluciones hasta que se detiene la eliminacin de agua por efecto de la fuerza generada.> 4. Se hace la lectura de agua desplazada sin detener la centrifuga. Para ello se emplea un estroboscopio que permite realizar la lectura en pleno rgimen de giro. 5. Se repiten las operaciones indicadas en los puntos "3" y "4" a regmenes crecientes de giro, hasta alcanzar el mximo rgimen previsto. Al final del proceso se dispone de una serie de pares de datos Rgimen de giro Volumen desplazado. Este juego de valores se transforma fcilmente a pares Presin

Capilar - Saturacin promedio de la muestra, pero requiere algn tratamiento numrico antes de convertirse en la curva de presin capilar del sistema. En el texto: Conceptos Bsicos sobre las curvas de presin capilar, se mostr que el ascenso capilar y la presin capilar de un sistema se relacionan con la ecuacin:

PCAP =

wo

. g . h.

[1]

En el caso de la centrfuga "g" toma un valor ms genrico que el de la gravedad y debe reemplazarse por la aceleracin radial originada por el giro del sistema. Al mximo rgimen de giro se dispone de una aceleracin equivalente a varios cientos de "gravedades", por lo que, para desarrollar un modelo equivalente podemos decir que una muestra de 5 cm sometida a 500 gravedades es similar (en cuanto a la manifestacin de efectos capilares) que una muestra 25 m sometida a la gravedad normal. Lo anterior significa que, en la muestra mencionada

En la base de la muestra, donde la altura de lquido es cero (h=0) la presin capilar es nula. Este punto se corresponde con el FWL. En el tope de la muestra de 5 cm, la presin capilar corresponde a la que desarrolla en 25 m de espesor de reservorio.

En otras palabras, en la base de la muestra se tienen (siempre) el 100 % de saturacin de agua y en el tope de la muestra se tiene la saturacin equivalente a la presin capilar indicada en [1]. La situacin mencionada conduce a que la saturacin de la muestra no sea uniforme y que, por lo tanto, la saturacin media obtenida por medicin directa no sea la saturacin correspondiente a la presin aplicada en el tope de la muestra. Por esta razn debe realizarse un ajuste numrico para obtener la curva deseada1. NOTA: La saturacin inhomognea de la muestra en cada rgimen de giro es la razn por la que las mediciones deben hacerse con la centrifuga en movimiento. Si el aparto se detuviera para hacer las mediciones se produciran fenmenos de histresis que afectaran notablemente los resultados. Las caractersticas comparativas de este mtodo y de los otros mtodos alternativos se analiza en el texto:Comentarios especiales sobre el uso de las curvas de presin capilar Obtencin de curvas de presin capilar - Mtodo de inyeccin de mercurio En la pgina Conceptos bsicos sobre las curvas de presin capilar se comparan, en trminos generales, el mtodo de inyeccin de mercurio con otros mtodos rutinarios para la obtencin de curvas de presin capilar en medios porosos. En esta pgina se profundiza sobre las particularidades del mtodo de inyeccin de mercurio, haciendo hincapi en los aspectos que diferencian sus resultados de los obtenidos mediante las otras metodologas. En una pgina complementaria (Presin Capilar por Inyeccin de

Mercurio) se muestra un ejemplo tpico de medicin y los clculos pertinentes para obtener las curvas de distribucin de dimetros porales. Caractersticas Generales y Metodologa Experimental El mercurio se comporta como fase no mojante frente a la gran mayora de los minerales que constituyen la matriz porosa de las rocas de inters para la acumulacin de hidrocarburos. En otras palabras, una roca porosa, puesta en contacto con mercurio, no sufre el proceso espontneo de imbibicin. Por el contrario, para introducir el mercurio en la red poral es necesario vencer (mediante la aplicacin de una presin externa) las fuerzas capilares que se oponen al ingreso de esta fase lquida. Por dicha razn, el juego de fluidos aire-mercurio es apto para la medicin de fenmenos capilares en medios porosos naturales. Sin embargo las curvas obtenidas presentan semejanzas y diferencias importantes con las que se obtienen con los sistemas gas-agua, gas-petrleo y agua-petrleo. La Fig. 1 muestra un esquema, muy simplificado, del equipo empleado rutinariamente para realizar estas mediciones (el diseo original pertenece a Purcell1). La muestra, limpia y seca, se pesa, se introduce en la celda de medicin y se aplica alto vaco a todo el conjunto con una bomba adecuada (no mostrada en la imagen). La Fig. 1 ilustra el momento en que se realiza la primera medicin volumtrica en la bomba de desplazamiento. En ese momento el mercurio slo llega hasta el enrase inferior de la celda.

Fig. 1 - Lectura inicial durante la determinacin de Presin Capilar por Inyeccin de Hg La Fig. 2 muestra el estado del sistema, cuando el mercurio alcanza el enrase superior (Nota: aunque no se indica en detalle en las figuras, ambos enrases se realizan en forma visual empleando marcas pre-establecidas en las ventanas inferior y superior del equipo).

Fig. 2 - El Mercurio alcanza el enrase superior En el punto ejemplificado por la Fig. 2, no se ejerce presin adicional mediante la bomba de mercurio. Hasta ese momento la bomba se emplea solamente para inundar con Hg la cmara previamente evacuada con la equipo de alto vaco. La diferencia de lecturas, entre las posiciones de bomba en ambas figuras, permite calcular el volumen no ocupado por la muestra. Habiendo calibrado la celda con anterioridad, este valor permite calcular el volumen aparente ("bulk") de la muestra empleada. Nota: Para realizar este clculo se asume que el mercurio an no invadi el medio poroso. Esta suposicin es vlida, en general, para muestras con permeabilidad menor a 1 Darcy que no presentan macroporos o fisuras discernibles a simple vista. A partir de este punto se comienza con la medicin de presin capilar propiamente dicha. En otras palabras se comienza a realizar la serie de mediciones Presin-Volumen que se traducen a valores de Presin Capilar - Saturacin de fase mojante mediante las calibraciones adecuadas y el conocimiento del VP de la muestra.

Presin Capilar = P. de fase no mojante - P de fase mojante. = P Hg - P vaco = P Hg Sat de fase mojante (%) = (VP - V Hg inyectado) / VP * 100

El ensayo se contina hasta que se aplica la mxima presin capilar programada obtenindose, en este proceso, la curva de drenaje de la fase mojante. Nota: Si durante la despresurizacin del sistema, se registran los nuevos pares de valores Presin Hg - Volumen de Bomba, en este proceso se obtiene la curva de Imbibicin de la fase mojante. El proceso de medicin completo (entre 20 y 30 pares de valores Presin-Volumen) insume entre 1 y 2 horas de medicin. La Inyeccin de Mercurio y la Swirr En todos los dems sistemas rutinarios para la medicin de presin capilar, la fase mojante (agua o petrleo) es bsicamente incompresible mientras que, en el caso del sistema mercurio-aire, la fase mojante (aire) es muy compresible. De hecho, en vez de aire se emplea alto vaco para tornar an ms compresible a la fase mojante. Esta caracterstica genera algunas diferencias fundamentales entre el procedimiento de inyeccin de mercurio y las dems tcnicas de medicin. Comparacin entre Inyeccin de Mercurio y otras Metodologas Otras metodologas Requieren una va de eliminacin de la fase mojante. Ejemplo: el gas puede invadir una fraccin de la red poral slo en la medida que se retire una cantidad equivalente de agua o de petrleo. Poseen un lmite para la eliminacin de la fase mojante. Una vez que se alcanza una saturacin en que la fase mojante se hace discontinua, sta deja de fluir y por lo tanto no puede eliminarse cantidades adicionales por incremento de presin en la fase no-mojante. Cuando se desplaza agua, el lmite de desplazamiento se conoce como Swirr. Requieren muestras bien conformadas. Inyeccin de Hg No requiere eliminacin de la fase mojante: El mercurio puede invadir el medio poroso sin retirar otro fluido pues la red poral se encuentra inicialmente en condiciones de alto vaco. No hay lmite para la inyeccin de mercurio en la red poral. Como la fase "desplazada" es vaco, el mercurio puede invadir el 100 % del VP de la muestra. No puede obtenerse el valor de Swirr a partir de esta medicin Puede trabajarse con muestras mal conformadas y, con algunas precauciones pueden emplearse "cuttings" para las mediciones.

No permiten una descripcin completa de los Permite una descripcin completa dimetros porales del sistema. La existencia de de los dimetros porales del fases residuales impide alcanzar las dimetros sistema. La inexistencia de fases

ms pequeos con la fase no-mojante.

residuales permite alcanzar (con la aplicacin de las presiones adecuadas), las dimetros ms pequeos con la fase no-mojante.

De las diferencias mencionadas, el punto mas destacable es el que se refiere a la imposibilidad de estimar el valor de Swirr mediante la medicin de presin capilar por inyeccin de Hg. Lamentablemente esta operacin (estimacin del valor de Swirr a partir de la curva de inyeccin de Hg) es una prctica frecuente, basada en la supuesta equivalencia de todas las curvas de presin capilar. Pero, como se mencion a lo largo de esta pgina, la equivalencia entre la curva de inyeccin de Hg y las otras curvas rutinarias, se pierde cuando la fase mojante se hace discontinua. En los otros mtodos, cuando el agua o el petrleo se hacen discontinuos, no es posible disminuir su saturacin por aumento de la presin en la fase no-mojante, pero en el caso de inyeccin de Hg cuando el vaco se hace "discontinuo", no hay impedimento para que el mercurio sigue invadiendo el medio poroso a medida que se incrementa la presin aplicada sobre l. Esta situacin fue puesta de manifiesto incluso en la publicacin original de Purcell1. En dicha publicacin Walter Rose incluye la siguiente observacin: ". For it can be anticipated on theoretical grounds, and indeed it can be established from an examination of Purcell's data (c.f. Purcell's Figures 2 through 8), that "irreducible" minimum wetting phase saturations ... ... will not be a result of the mercury penetration method, since this procedure involves a compression rather than a flow of the wetting phase as desaturation occurs. It is evident then that the data reported by Purcell reflect principally on a complete distribution of pore radii... ..., providing information not directly derivable from conventional capillary pressure curves and leading to a method for approximating permeabilities and lithology characteristics of porous media. However, it must be emphasized that exact equivalence between conventional capillary pressure data and that obtained by the mercury penetration method is not to be expected as a common result...." Que puede traducirse al castellano, como sigue: ".... Por lo que puede anticiparse con fundamentos tericos, y verdaderamente puede establecerse a partir de un examen de los datos de Purcell (Figs 2 a 8) que la saturacin mnima ("irreductible") de fase mojante... ... no es un resultado del mtodo de inyeccin de mercurio puesto que este procedimiento involucra una compresin ms que un desplazamiento de la fase mojante durante la desaturacin. Es evidente, por lo tanto, que los datos reportados por Purcell reflejan principalmente una distribucin completa de radios porales... ... brindando informacin no directamente derivable de las curvas convencionales de presin capilar y conduciendo a a una metodologa para estimar permeabilidades y caractersticas litolgicas de los medios porosos. Sin embargo, debe enfatizarse que no se espera, como resultado habitual, la equivalencia

exacta entre los datos convencionales de presin capilar y los obtenidos por inyeccin de mercurio...". A lo que Purcell responde (en la discusin incluida junto con el artculo original) "... Mr. Rose has very aptly pointed out certain conditions which must be satisfied if exact equivalence between mercury capillary pressures and those obtained by other means is to be obtained; likewise he has indicated that all of these conditions are not necessarily fulfilled. It would seem appropriate, therefore, to state that the author does not intend to imply, as indicated by Mr. Rose, that the mercury penetration method is exactly equivalent to conventional procedures but instead has chosen to show experimentally (as evidenced by Figures 2 to 8.inc.) that for the various types of formations studied and over the range of permeabilities and porosities encountered a reasonable similarity exists between mercury and water/air capillary pressures. In the paper no conclusions are drawn from the comparison tests other than the one of similarity between the two types of curves and this same conclusion has been obtained by Mr. Rose for his fritted glass plates. Furthermore, it should be pointed out that only one application of capillary pressure data, namely that of estimating permeability, is discussed..." Que traducido al castellano indica, como es natural, la aceptacin de los comentarios de Rose: "... Mr Rose ha sealado, muy adecuadamente, las condiciones que deben cumplirse para una equivalencia exacta entre las curvas de inyeccin de mercurio y las obtenidas por otros mtodos. Adicionalmente ha sealado que esas condiciones no necesariamente se cumplen. Es adecuado, por lo tanto, establecer que el autor (Purcell) no pretendi establecer, tal como indica Mr Rose, que el mtodo de inyeccin de Hg es exactamente equivalente a los mtodos convencionales, sino que prefiri mostrar experimentalmente que para los diversos tipos de formacin estudiados y en el rango de permeabilidades y porosidades encontrados, existe una razonable similitud entre la presin capilar de mercurio y la del sistema aire-agua. En la publicacin no se sacan conclusiones a partir de la comparacin de curvas ms all de la similitud mencionada y la misma conclusin ha sido obtenida por Mr Rose con placas de vidrio "fritado". Ms an, debe ser sealado que slo se discute una aplicacin de los datos de presin capilar: La estimacin de permeabilidad...". En la Fig. 3 se incluyen, a modo ilustrativo, las figuras mencionadas en los prrafos precedentes. En la comparacin visual se observa tanto la similitud general mencionada por Purcell como la tendencia de la curva de inyeccin de mercurio a continuar con el ingreso de fase no-mojante ms all del punto de Swirr establecido para la curva aire-agua.

Fig. 3 - Datos presentados por Purcell1

La diferencia entre curvas convencionales y curvas de inyeccin de mercurio es mucho ms dramtica cuando se trabaja a presiones mayores a las empleadas por Purcell. En tanto que las curvas convencionales evolucionan slo hasta alcanzar el valor de Swirr, la curva de Hg contina hasta alcanzar valores muy cercanos a "0", con presiones superiores a los 10,000 psia. Cualquiera que sea el lmite superior de presin empleado en la inyeccin de mercurio, la curva parece estar alcanzando el valor de Swirr aunque el valor verdadero de esta magnitud se haya superado notoriamente. En otras palabras: las curvas convencionales y la curva de inyeccin de Hg son bsicamente equivalentes mientras la fase mojante no se hace discontinua y comienzan a separarse progresivamente a partir del valor de Swirr. En la pgina Presin Capilar por Inyeccin de Mercurio se muestra, con un ejemplo, el tipo de resultados que se obtiene con el mtodo de inyeccin de mercurio y se describe en detalle el procedimiento de clculo para obtener las curvas de distribucin de dimetros de gargantas porales. Conclusiones Principales de estas Pginas y Algunas Recomendaciones Especiales En funcin de los desarrollos presentados pueden resumirse las limitaciones y ventajas que presentan las curvas de inyeccin de mercurio para caracterizar muestras de medios porosos. Ventajas: 1. Es un mtodo rpido. En general la medicin (sobre muestras previamente acondicionadas) requiere entre 1 y 2 hs. 2. La elevada tensin superficial del mercurio permite obtener mayor sensibilidad que con otras metodologas para caracterizar presin umbral o detalles "finos" de la estructura poral. 3. Se puede aplicar a muestras mal conformadas o muestras representativas de "cutting". 4. Permite desarrollar elevadas presiones capilares. 5. Permite caracterizar el medio poroso en funcin de la distribucin de dimetros de gargantas porales. Desventajas: 1. No permite obtener valores de Swirr. 2. Slo se puede trabajar sobre muestras secas. En algunos casos existe una notable diferencia entre la permeabilidad de las muestras secas y las que contienen saturaciones de agua propias del reservorio. En estos casos las curvas de inyeccin de mercurio pueden apartarse notablemente de las obtenidas por otras vas. 3. Inutiliza las muestras para usos posteriores. Es un mtodo destructivo. Recomendaciones:

1. Registrar siempre el volumen de Hg retenido en el medio poroso luego de la descompresin del mercurio. Esta fase no-mojante residual puede correlacionarse con otras fases residuales (gas o petrleo) del mismo medio poroso. 2. Extender las mediciones hasta la mxima presin posible. De esta forma se dispone de mayor cantidad de datos para correlacionar o identificar diferentes tipos de rocas.

Discusin El 12 -08-03 Nicols Tellera escribi "... Si bien hace mas de una dcada que no trabajo con curvas de Pc, lo que recuerdo es que tena la idea, errnea por cierto, de que se poda estimar razonablemente la Swirr a partir de las curvas de Pc con Hg. Me queda totalmente claro las diferencias conceptuales que vos realizs. Ahora te pregunto, no existe un valor de Pc "razonable" que se puede asumir para limitar la extensin de la curva y llegar as a un valor de Swirr que sea asimilable al obtenido por los otros mtodos (obviamente exceptuando los casos de sobrepresin a los que haces referencia)?. En otras palabras, en funcin de los mecanismos ms generales de migracin y acumulacin de petrleo, no podemos considerar algn lmite para la Pc?... " Respuesta: En realidad hay varias maneras de hacer "malabarismos" para estimar Swirr a partir de las curvas de Hg. 1. Conociendo la mxima presin capilar del sistema, se puede "entrar" por el eje de presiones y obtener Sw. El tema es que no se puede saber si este procedimiento nos conduce a estimaciones de Sw que sean inferiores al valor de Swirr, a menos que dispongamos de un dato ms slido. Adems, las curvas comienzan a separarse antes de alcanzar Swirr (esto se ve en las curvas del trabajo de Purcell), porque algunos capilares van quedando aislados antes que otros. 2. Cuando la distribucin de dimetros porales muestra heterogeneidades marcadas, haciendo algo parecido a lo que se hace con los perfiles de Resonancia Magntica, se puede considerar que los poros grandes tienen fluidos desplazables y los poros chicos corresponden a fluidos residuales. Pero, si la distribucin es continua, no se pueden sacar conclusiones simples. Donde SI resulta adecuada la curva de inyeccin de mercurio es en la estimacin de la magnitud de la zona de transicin capilar. En otras palabras, con los coeficientes adecuados, esta curva aporta informacin para estimar el espesor de reservorio con significativas saturaciones mviles de ambas fases.

En pocas palabras ocurre como con toda la informacin de reservorio: si se emplea con cuidado y criterio siempre es til. El problema surge cuando se supone que la medicin puede brindar informacin para la que no est diseada y se usan los resultados sin un previo anlisis crtico. Presin Capilar por Inyeccin Ejemplo de Medicin y Distribucin de Dimetros Porales de Mercurio

En esta pgina se discute, en forma crtica, un ejemplo tpico de medicin de curvas de Presin Capilar por inyeccin de mercurio, conjuntamente con la aplicacin de los resultados al clculo de distribucin de dimetros de gargantas porales. Resultados Experimentales La Tabla I muestra los resultados experimentales bsicos, obtenidos de acuerdo con la metodologa de medicin esbozada en Obtencin de curvas de presin capilar Mtodo de inyeccin de mercurio sobre una muestra de las siguientes caractersticas petrofsicas:

Porosidad: 3.1 % Permeabilidad al Gas: 6.2 mD TABLA I Presin Capilar [Psia] 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 0.817 1.02 1.28 1.60 1.99 2.49 3.12 3.89 4.87 6.08 7.61 9.50 11.9 14.9 Saturacin de Fase Mojante [% VP] 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 99.5

15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45

18.6 23.2 29.0 36.3 45.3 56.7 70.8 88.5 111 138 173 216 270 338 422 528 660 825 1,031 1,288 1,611 2,013 2,517 3,146 3,932 4,915 6,144 7,680 9,600 12,000 14,999

99.0 98.4 97.1 94.1 89.4 83.7 76.8 69.9 63.3 59.7 56.3 53.6 50.8 48.3 46.7 45.0 42.9 40.8 39.0 35.4 30.3 26.3 24.2 22.5 21.6 20.7 19.5 18.6 17.5 16.5 15.7

Los datos incluidos en la TABLA I, merecen algunos comentarios particulares: Cantidad de puntos y espaciamiento: La puntos incluidos en esta medicin se eligen en funcin de las siguientes caractersticas y necesidades:

La medicin es muy rpida (en general unos pocos minutos por punto de medicin). Esta caracterstica es nica de este mtodo de medicin de Presin Capilar. Al aumentar la cantidad de puntos se mejora la descripcin de detalle del medio poroso. Esta caracterstica es importante cuando se est tipificando el medio poroso. El espaciamiento, en presiones, es geomtrico. Empezando por la presin ms baja, el resto de las presiones se obtiene multiplicando la anterior por un factor fijo (en este caso el factor es 1.25). Eligiendo un espaciamiento de este tipo se obtiene una separacin uniforme entre los puntos de medicin al emplear una escala logartmica en los grficos correspondientes. Entre otras razones, esta caracterstica permite comparar los resultados de inyeccin de mercurio con las distribuciones de T2 en los perfiles de resonancia magntica.

Presin mxima de trabajo: La extensin de la medicin hasta 15,000 psia es equivalente a presiones capilares de unos 2,000 psia (aprox. 140 Kg/cm2) en sistemas aire-agua. Si bien las columnas de fluidos no generan estas diferencias de presin en los reservorios habituales, el empleo de estas elevadas presiones en las mediciones de inyeccin de mercurio obedece a las siguientes razones:

En reservorios sobre-presurizados la diferencia de presin entre fases (hidrocarburo-agua) puede alcanzar y superar estos valores. De hecho, esta es la razn por la que muchos reservorios tipo Tight-Sand poseen saturaciones de agua notablemente inferiores a las que podran predecirse en base a la columna de hidrocarburos. Dado que en el sistema mercurio-aire (en realidad mercurio-vaco) no existe el equivalente a una fase residual, el empleo de elevadas presiones permite describir en detalle la estructura poral hasta dimensiones cercanas a 0.01 micrones.

Presin Umbral: Como se observa en la TABLA I, la saturacin de fase mojante (el vaco) es de 100.0 % hasta que se supera la presin capilar de 11.9 psia. Esta caracterstica indica que la irrupcin de mercurio en la muestra no comienza hasta superar dicha presin. NOTA: Las lecturas experimentales directas no son todas exactamente de 100.0 %. En los datos que se presentan regularmente como informes de laboratorio se "suaviza" la inevitable dispersin experimental atribuible a fenmenos superficiales (adaptacin del Hg a la rugosidad superficial de las muestras) dado que para los estudios de presin capilar no interesan los fenmenos de superficie. Grficos en Escala Lineal Esta es la forma tpica de presentacin de las curvas de Presin Capilar.

La Fig. 1 muestra el grfico obtenido al representar en ejes cartesianos las mediciones hasta una presin cercana a 1,000 psia.

Fig. 1 - Representacin Grfica de los valores obtenidos hasta 1,000 psia. La Fig. 2 incluye todos los puntos medidos.

Fig. 2 - Representacin Grfica de los valores obtenidos hasta 15,000 psia. Naturalmente, la Fig 2 no es ms que una extensin de la Fig.1. En otras palabras, todos los puntos representados en la Fig.1 estn incluidos en la Fig. 2. Sin embargo, para quienes estn habituados a determinar Swirr analizando las curvas de Presin Capilar estas dos figuras pueden resultar algo confusas.

La Fig. 1 estara sealando una Swirr cercana a 40%. La Fig. 2 estara sealando una Swirr inferior a 20%.

La explicacin para esta aparente "anomala" derivada nicamente del empleo de diferentes presiones de trabajo radica en que, como se ha sealado repetidamente en estas pginas, las curvas de inyeccin de mercurio no permiten establecer saturaciones irreductibles. Al aumentar la presin de trabajo, el Hg siempre invade una fraccin adicional del medio poroso. NOTA 1: Las presiones habitualmente empleadas para la obtencin rutinaria de curvas de presin capilar por inyeccin de mercurio es de unas 1,000 psia (Fig. 1). Para

extender las mediciones hasta 15,000 psia (Fig. 2) o hasta presiones mayores, se requieren equipos especiales. NOTA 2: Pese a que ninguna de estas mediciones permite obtener el valor de Swirr, la observacin relativa al aparente cambio de Swirr al comparar ambos juegos de mediciones es frecuente. NOTA 3: (Muy importante). Pese a mi marcada insistencia en la imposibilidad de obtener Swirr a partir de las curvas de inyeccin de Hg (apenas comparable a la insistencia con que pretende usarse estas curvas para tal efecto), hay casos en que estas curvas pueden ser ms adecuadas que las obtenidas por las otras metodologas para estimar valores representativos de Swirr. Este caso se presenta slo en rocas de muy baja permeabilidad donde se conoce la mxima sobrepresin que ha sufrido el sistema de fluidos. En estos casos las curvas de Hg son las nicas que permiten alcanzar presiones capilares comparables a las del reservorio y para estimar valores de Sw (no necesariamente Swirr) se emplean las coordenadas en sentido inverso al habitual: Con la presin conocida, se busca el valor correspondiente de saturacin de fase mojante. Esta metodologa, si bien es muy til, tanto en forma absoluta como comparativa (entre diferentes facies) requiere validacin por mediciones directas de Sw (ver el desarrollo presentado en Reservorios de gas en arenas de muy baja permeabilidad). Distribucin de Dimetros Porales Compensando la imposibilidad de empleo de las curvas de inyeccin de mercurio para obtener valores de Swirr, ocurre que estas curvas son las nicas curvas de presin capilar adecuadas para obtener una distribucin completa de dimetros porales sobre muestras de reservorios o rocas sello. En realidad lo que puede determinarse por esta va es la distribucin de gargantas porales invadidas (o inundadas) a cada presin de trabajo. Esto es as debido a que la resistencia al ingreso de mercurio a un determinado poro no est limitado por el tamao del poro, sino por el tamao de la garganta ms grande que comunica con dicho poro. Y, una vez superada la garganta de acceso, el poro se inunda en su totalidad sin necesidad de aumentar la presin aplicada. Con un modelo de capilares simples, la relacin entre radio poral y presin capilar es la siguiente:

Donde

Pc = Presin capilar. = Tensin interfacial entre los fluidos = ngulo de contacto de la interfase de fluidos con el medio poroso

Resolviendo esta ecuacin para el sistema mercurio-aire y expresando el resultado para el clculo de dimetros porales se obtiene:

Dimetro poral = 200 / Pc Con la presin capilar (Pc) expresada en psi. NOTA: El factor 200 es slo aproximado y diferentes autores emplean factores algo diferentes (que no se apartan en ms del 10% del valor indicado). El valor 200 indica que con una presin de 200 psi se inundan, con mercurio, todos los poros cuya garganta de acceso es de 1 micrn o superior. Del mismo modo para llegar a poros con gargantas del orden de 0.01 micrones es necesario emplear presiones cercanas a la 20,000 psi. La TABLA II es una ampliacin de la TABLA I, donde se han incorporado algunas columnas de clculo adicionales. TABLA II PRESIN y Distribucin de Dimetros Mtodo de Inyeccin de Mercurio Drenaje Presin Capilar [Psia] [Kg/cm2]a [Mpa] 1 0.817 0.0574 2 1.02 3 1.28 4 1.60 5 1.99 6 2.49 7 3.12 8 3.89 9 4.87 10 6.08 11 7.61 12 9.50 13 11.9 14 14.9 15 18.6 16 23.2 17 29.0 0.0718 0.090 0.112 0.140 0.175 0.219 0.274 0.342 0.428 0.535 0.668 0.836 1.04 1.31 1.63 2.04 Dimetro Saturacin de Poral Fase Mojante Invadido [% VP] [micrones] 245 196 157 125 100 80.2 64.2 51.4 41.1 32.9 26.3 21.0 16.8 13.5 10.8 8.62 6.89 0.00563 100.0 0.00704 100.0 0.00880 100.0 0.0110 100.0 0.0137 100.0 0.0172 100.0 0.0215 100.0 0.0269 100.0 0.0336 100.0 0.0420 100.0 0.0525 100.0 0.0656 100.0 0.0820 100.0 0.102 0.128 0.160 0.200 99.5 99.0 98.4 97.1 de Gargantas CAPILAR Porales

Imbibicin Fraccin de Saturacin de VP Invadido Fase Mojante [% VP] 0.50 0.50 0.59 1.30 [% VP] -

18 36.3 19 45.3 20 56.7 21 70.8 22 88.5 23 111 24 138 25 173 26 216 27 270 28 338 29 422 30 528 31 660 32 825

2.55 3.19 3.98 4.98 6.23 7.78 9.73 12.2 15.2 19.0 23.7 29.7 37.1 46.4 58.0

0.250 0.313 0.391 0.488 0.611 0.763 0.954 1.19 1.49 1.86 2.33 2.91 3.64 4.55 5.69 7.11 8.89 11.1 13.9 17.4 21.7 27.1 33.9 42.4 53.0 66.2 82.8 103.4

94.1 89.4 83.7 76.8 69.9 63.3 59.7 56.3 53.6 50.8 48.3 46.7 45.0 42.9 40.8 39.0 35.4 30.3 26.3 24.2 22.5 21.6 20.7 19.5 18.6 17.5 16.5 15.7

5.51 4.41 3.53 2.82 2.26 1.81 1.45 1.16 0.925 0.740 0.592 0.474 0.379 0.303 0.243 0.194 0.155 0.124 0.099 0.079 0.064 0.051 0.041 0.033 0.026 0.021 0.017 0.013

2.97 4.76 5.72 6.89 6.85 6.57 3.69 3.39 2.64 2.87 2.43 1.62 1.70 2.12 2.04 1.84 3.60 5.10 4.00 2.10 1.70 0.90 0.90 1.20 0.90 1.10 1.00 0.80

-

33 1,031 72.5 34 1,288 90.6 35 1,611 113 36 2,013 142 37 2,517 177 38 3,146 221 39 3,932 276 40 4,915 346 41 6,144 432 42 7,680 540 43 9,600 675 44 12,000 844 45 14,999 1,055

Las presiones se indican en las tres unidades ms frecuentemente empleadas. Se indican los dimetros de gargantas porales invadidas a cada presin, en base a la Ec. [2]. Se incluye una columna con los cambios de saturacin asociados a cada incremento de presin.

La Fig. 3 muestra los valores de la columna "Dimetro Poral Invadido" en funcin de la presin aplicada.

Fig. 3 - Fraccin acumulativa de VP correspondiente a diferentes tamaos de gargantas porales. Debido a su carcter acumulativo, la Fig. 3 permite obtener fcilmente la fraccin de VP asociada a poros con gargantas de acceso mayores a cualquier dimetro elegido.

La Fig. 4 (correspondiente a la columna "Fraccin de VP Invadido" ) muestra la contribucin relativa de los diferentes dimetros de gargantas porales al VP del sistema.

Fig. 4 - Distribucin de dimetros de gargantas porales. Debe observarse, tal como se mencion previamente, que los valores de dimetros de garganta poral est equiespaciada slo en escala logartmica. Este grfico tomara otro aspecto en escala lineal o con otro espaciamiento de puntos.

Debe tenerse especial cuidado en emplear siempre la misma escala cuando se tipifican diversas litologas.

El equiespaciamiento en escala logartmica permite la comparacin con los grficos habituales de distribucin de T2 en los perfiles de resonancia magntica.

NOTA: Si bien se emplean otras funciones de distribucin para los dimetros de garganta poral, el aqu presentado es el que tiene una aplicacin ms directa. Las funciones que intentan representar "nmero de poros" asociado a cada dimetro emplean modelos de interpretacin muy rgidos que no son aplicables a las geometras porales naturales. Reservorios de Gas en Arenas de muy Baja Permeabilidad (Tight gas sands reservoirs) por Marcelo A. Crotti (ltima modificacin - 11 de febrero de 2003). Los reservorios gasferos de muy baja permeabilidad presentan un conjunto de caractersticas propias que los diferencias de los que suelen llamarse "reservorios convencionales" (pese a todas las precauciones con que debe emplearse este trmino). Como consecuencia, tanto la etapa de muestreo y recoleccin 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 micro fisuras) Dificultad en la evaluacin de las reservas. Frecuentemente se encuentran muchos reservorios no Inter.-conectados, en la misma estructura. Dificultad en la evaluacin de la saturacin de agua en la matriz arenosa Permeabilidades relativas dominadas por fuerzas capilares Frecuente sobre-presurizacin Virtual ausencia de zonas de transicin capilar. Es muy difcil correlacionar las mediciones de laboratorio con el perfil de saturaciones calculado mediante perfiles elctricos. Las mediciones de presin capilar sugieren zonas de transicin mucho ms dilatadas que las encontradas en la evaluacin de pozos. Imposibilidad de establecer claramente un nivel de agua libre (FWL) comn para los distintos reservorios. Caudales de produccin cercanos al lmite econmico de las explotaciones. Daoos significativos por las tareas de completacin. Estos daos suelen generarse por los efectos capilares muy pronunciados que conducen a una marcada retencin de fluidos en la pared del pozo o de las fracturas.

Estas caractersticas sumadas conducen frecuentemente a que la principal incgnita a resolver en estos reservorios sea la relacionada a la reserva de gas. Frecuentemente resulta complejo determinar o predecir adecuadamente,

La extensin de los reservorios. La saturacin de agua en la estructura, incluyendo la extensin de la zona de transicin capilar La cada de presin media en la estructura. La evolucin de la produccin.

Sin embargo, la importancia (o influencia) de los items enumerados varan de reservorio en reservorio y muchos reservorios presentan caractersticas propias dominantes. En esta pgina se evaluar principalmente la influencia y forma de evaluacin 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 evaluacin de las propiedades de la matriz de baja permeabilidad comparte muchos puntos en comn con las metodologas de estudio que se analizan en esta pgina. Objetivos de los Estudios. La metodologa que se analiza est diseada especialmente para:

Evaluar, en forma confiable, tanto la saturacin de fluidos, como la productividad de los distintos niveles en formaciones gasferas de reservorios con una matriz porosa de baja permeabilidad aplicando metodologas especiales de medicin. Integrar la informacin de coronas y la derivada de perfiles y ensayos de pozo para generar juegos de valores consistentes para la prediccin de produccin y la seleccin de niveles de inters.

Consideraciones Generales. Propiedades de Inters Las mediciones estndar de laboratorio estn diseadas para reproducir las condiciones y mecanismos de desplazamiento y produccin imperantes en el reservorio. De este modo suelen emplearse secuencias de medicin que parten de medios porosos acondicionados para reproducir o escalar los mecanismos reales que han dado origen a la acumulacin de hidrocarburos. En etapas posteriores las muestras se someten sucesivamente a diferentes operaciones y mediciones, supuestamente representativas de los mecanismos de explotacin. Entre las operaciones normales se encuentra el secado y eliminacin de sales de la muestra para, despus, realizar toda la secuencia de saturacin y desaturacin que permita medir fluidos residuales, propiedades elctricas, etc. Pese a lo indicado en el prrafo previo, en arenas de muy baja permeabilidad se presentan dos fenmenos concurrentes que permiten disear estrategias ms efectivas de estudio:

Las operaciones descriptas a nivel de laboratorio se ven dificultadas a tal punto que la simple eliminacin de sales es un proceso de difcil ejecucin y la obtencin de saturaciones de agua equivalentes a las del reservorio no se logra mediante los procedimientos habituales de desaturacin. La corona se ve muy poco invadida y sus fluidos nativos resultan poco alterados en el proceso de muestreo y manipulacin en superficie.

Por lo tanto la estrategia bsica desarrollada en esta propuesta consiste en medir directamente las propiedades de inters 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 inters son las siguientes: 1. 2. 3. 4. 5. Resistividad estndar y a NOBP. Porosidad estndar y a NOBP. Saturacin de agua Salinidad del agua intersticial. Permeabilidad estndar y a diferentes NOBP en condiciones de Sw existente en el reservorio.

Donde los puntos "2" y "3" estn destinados a cuantificar adecuadamente la reserva de gas, el punto "5" permite medir el cambio de productividad con la presin del reservorio (teniendo en cuenta la presencia de agua), y el conjunto de datos "1", "2", "3" y "4" estn destinados a validar la calidad de las muestras y a optimizar los parmetros a emplear en los perfiles elctricos. La Distribucin de Fluidos Una caracterstica particular de estos reservorios es que suelen presentar una saturacin de agua notablemente inferior a la que se esperara en base a las mediciones de presin 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 presin capilar en medios de muy baja permeabilidad. En estos casos suele aceptarse que la Swirr es mucho ms alta que en medios ms permeables. Y pese a que esta afirmacin es bsicamente cierta, no lo es en la magnitud que se maneja regularmente. Muchas veces la afirmacin sealada 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 mximas presiones desarrolladas en la medicin de laboratorio se argumenta que la columna de

fluidos en el reservorio no genera presiones mayores a esos valores (en sistemas gasagua, se obtienen unos 10 Kg/cm2 de diferencia de presin entre las fases con unos 120 metros de espesor entre el tope y la base de la acumulacin). El razonamiento esbozado en el prrafo previo se basa en la suposicin de que nunca se desarrollaron mayores presiones capilares en el reservorio. Sin embargo existen numerosas evidencias de que durante la acumulacin normalmente se generan diferencias de presin notablemente superiores. La evidencia directa es observable en la sobre-presurizacin frecuentemente encontrada en reservorios de esta clase. Adems, debe tenerse presente que la expulsin de hidrocarburos a partir de la roca generadora es un proceso originado en la elevada presin que se desarrolla durante el proceso de subsidencia y maduracin. De este modo la curva de laboratorio, cuya aplicacin a reservorio se basa en la suposicin bsica de que los fluidos estn en equilibrio y que la diferencia de presin entre fases es debida slo 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 mximas (diferencia de presin entre fases) desarrolladas en la etapa de acumulacin 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 presin capilar en el laboratorio. 2. La zona de transicin no est presente en el reservorio pues el espesor de los reservorios no permite desarrollarlas una vez hecha la acumulacin. 3. El reservorio no est en equilibrio capilar-gravitatorio. De este modo es muy difcil encontrar niveles de agua libre consistentes para los diferentes bloques y los gradientes hidrostticos suelen resultar anormalmente altos como consecuencia de diferencias de presin hidrodinmicas. Y debido a la dificultad de generar a escala de laboratorio las condiciones obtenidas en la historia geolgica es conveniente desarrollar estrategias de medicin particulares. De este modo, en los prrafos 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. Saturacin 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 caractersticas particulares derivadas de la propiedades de la roca, de la operacin de coroneo y de la preservacin posterior. 2. La segunda etapa de medicin se hace en forma sistemtica en base a los parmetros de medicin optimizados en la primera etapa. Durante la puesta a punto del sistema de medicin (Etapa 1) la muestra se divide en 4 partes para determinar el grado de invasin/preservacin hacia el centro de la corona. En primera instancia, se realiza el anlisis 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 litolgicas.

Fig. 1 - Extraccin de muestras para medicin de Sw, salinidad y resistividad. Sobre los diferentes fragmentos se lleva a cabo la siguiente secuencia operativa:

1. Determinacin (en condiciones estndar 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 parmetros bsicos de la roca reservorio, respetando la saturacin de agua presente en el subsuelo. Aunque se supone "a priori" que el fragmento C no se encuentra invadido por lodo de perforacin ni alterado por evaporacin de fluidos, esta condicin se verifica mediante la comparacin de la resistividad medida en este trozo y la obtenida en los perfiles elctricos. Este ltimo 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 determinacin del contenido de agua y eliminacin de hidrocarburos. 3. Extraccin de las sales contenidas en el medio poroso de cada fragmento (A, B y C) con una cantidad conocida de agua destilada. 4. Anlisis de la concentracin de cloruros (Cl-) en el agua de extraccin de cada fragmento A, B y C. De esta manera se calcula en grado de invasin de la corona desde la periferia hasta el centro, con el fin de corroborar la suposicin realizada en el punto 1. 5. El fragmento D queda como reserva del medio poroso original y para ser utilizado en la realizacin de cortes delgados y otros estudios geolgicos o geoqumicos. En la segunda etapa, ya verificado el estado de preservacin de los fluidos y el medio poroso, se trabaja slo 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 (an en tiempos geolgicos) la homogenizacin de la fase acuosa, pudiendo generar importantes variaciones en la salinidad a lo largo de la columna sedimentaria. Presin Capilar Debido a la posible no existencia de equilibrio capilar en el reservorio (equilibrio esttico an no alcanzado en el reservorio), estas mediciones son de difcil escalamiento a nivel de reservorio. Sin embargo, en este tipo de roca, las mediciones de inyeccin de mercurio a muy alta presin (hasta 1000 Kg/cm2) resultan particularmente aptas para caracterizar la estructura poral y establecer familias litolgicas (Rock Types). En consecuencia estas mediciones no se destinan a establecer la distribucin de fluidos sino, fundamentalmente, a caracterizar y tipificar la estructura poral con fines de correlacin y escalamiento de otras propiedades. Permeabilidades Relativas. Estas mediciones deben hacerse en forma indirecta debido a las siguientes caractersticas generales.

1. Las permeabilidades relativas en el reservorio estn dominadas por las fuerzas capilares y los ensayos convencionales slo 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 fcilmente alcanzables en operaciones rutinarias de laboratorio. 3. Durante la depletacin 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 inters la dependencia de la permeabilidad relativa al gas con la saturacin 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 metodologas complementarias. 4. El efecto de borde (en el pozo) dificulta la produccin de agua libre (en el caso de que sta sea mvil. En base a los puntos enumerados, la medicin de laboratorio debe restringirse a la obtencin de:

Las permeabilidades efectivas en las condiciones de saturacin existentes en el reservorio. La variacin de la permeabilidad efectiva en funcin de la NOBP. La dependencia de la permeabilidad efectiva al gas con respecto a la saturacin creciente de agua (dominada por efectos capilares) slo en los niveles en que se espere un aporte de agua desde niveles cercanos.

Y resulta fundamental la integracin de los resultados con toda la informacin de produccin disponible. Una vez generada una base de datos suficientemente amplia debe integrarse la informacin global (laboratorio, perfiles, produccin) para obtener curvas KR representativas para describir las condiciones en el seno del reservorio, aptas para la simulacin numrica. 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 produccin de agua hasta que se alcance una diferencia de presiones (esttica dinmica) que supere las presiones capilares. Parmetros Elctricos. A travs de las determinaciones propuestas sobre cada muestra se obtienen los valores de resistividad y porosidad en las condiciones de saturacin de agua de reservorio, con lo que es posible conformar un "set" de datos experimentales que

permitan la optimizacin numrica de los parmetros elctricos "a", "m" y "n" utilizando, por ejemplo, la ecuacin de Archie (Fig 2):

Fig 2.- Ecuacin de Archie

Sw= Saturacin de agua n= Exponente de saturacin = Porosidad m= Exponente de cementacin a= Factor de formacin para f=100% Rw= Resistividad del agua Rt= Resistividad de la roca a Sw

En este caso, se contar con un sistema con tres incgnitas y tantas ecuaciones como esta va debern integrarse con los empleados en la interpretacin de perfiles elctricos. Modalidad de Trabajo Debido a la condicin netamente multidisciplinaria de este trabajo y por el tipo de mediciones y clculos involucrados, la modalidad operativa esta regida por la resolucin de problemas e interaccin permanente entre los diferentes profesionales involucrados en el estudio.

Los sellos capilares y las capas semi-permeables Los conceptos a discutir en esta pgina permiten explicar muchos fenmenos, aparentemente anmalos, relacionados a la acumulacin y distribucin de hidrocarburos en el subsuelo. Lo que se analiza en detalle es la habilidad de ciertas estructuras porosas para permitir el paso de unos fluidos e impedir el paso de otros. Simultneamente, los conceptos que se introducen, permiten entender los fundamentos del mtodo "patrn" utilizado para determinar curvas de presin capilar en Laboratorio. El "Sello" Capilar. El proceso de imbibicin produce el ingreso espontneo de la fase mojante dentro de una estructura capilar. Para retirar la fase que ingresa espontneamente (o impedir su

ingreso) es necesario aplicar una presin que contrarreste las fuerzas capilares generadas espontneamente. Esta situacin se ilustra en la Fig. 1. En dicha figura se esquematizan dos capilares cilndricos, idnticos en todo sentido, excepto en que uno de ellos es abierto y el otro cerrado en el extremo superior. El comportamiento del capilar abierto ya fue discutido en el texto: conceptos bsicos sobre las curvas de presin capilar . En dicha pgina se vio que la columna de agua se eleva hasta que la presin hidrosttica de dicha columna compensa exactamente la presin capilar desarrollada en el sistema. Y, cuando el sistema alcanza el equilibrio, la diferencia de presin entre fases, en un lado y otro del menisco capilar, es la presin conocida como presin capilar.

Fig. 1 - Un capilar abierto y un capilar cerrado. El capilar cerrado puede encerrar un fluido sobre-presurizado, retenido por fuerzas capilares En el capilar cerrado se ha generado una presin adicional en el gas (P 2 >P1), equivalente a la presin capilar. De este modo se previene el ascenso capilar y (aunque las presiones absolutas son diferentes), la diferencia de presin entre fases, de un lado y otro del menisco capilar, es idntica a la que se obtiene en el capilar abierto.

Sin embargo, aunque el fenmeno es simple, cuando se observa en detalle la Fig. 1 nos encontramos con un fenmeno llamativo: En el capilar cerrado tenemos un gas sobrepresurizado que no se escapa del sistema, sino que permanece retenido aunque un extremo del capilar est abierto. Este fenmeno sera imposible si no existiera una interfase, como la indicada, en el extremo abierto. NOTA: El capilar cerrado podra estar horizontal o invertido (siempre bajo el nivel de agua) y, an as, el gas se mantendra sobre-presurizado dentro de la cmara. Debe tenerse en cuenta que el dimetro empleado en el esquema es mucho mayor que el correspondiente a un verdadero capilar. Esta capacidad de retener un fluido presurizado como consecuencia de la accin de fuerzas capilares es lo que se da en llamar sello capilar. En otras palabras, el extremo abierto del tubo, permanece "sellado" por accin de las fuerzas capilares. Para romper este "sello" es necesario aplicar una presin mayor a la correspondiente presin capilar del sistema. Las Membranas semi-Permeables La Fig 2 muestra una cmara estanca (esquematizada con un cuadro rojo) separada del sistema abierto por una membrana capilar saturada con agua. El agua es la fase mojante del sistema. La membrana que denominamos "Membrana Capilar" est formada por una matriz impermeable y un nmero considerable de capilares muy finos, todos de dimetro similar.

Fig. 2 - Una cmara aislada con una membrana "capilar". El capilar "completo" muestra el nivel de agua correspondiente al ascenso capilar de este sistema. En la figura, slo para ayudar a visualizar los fenmenos se incluye un capilar mas largo que los otros de la membrana. Esta capilar "completo" muestra el ascenso capilar espontneo que se produce cuando las presiones dentro y fuera de la cmara estanca son iguales. Si la presin dentro de la cmara se aumenta (P2>P1), tal como se muestra en la Fig. 3, esta presin no se libera al exterior (por la accin del sello capilar) pero el nivel de agua en el capilar "completo" disminuye sensiblemente, dado que no es necesaria una columna de agua tan grande como la de la Fig. 2 para compensar la presin capilar del sistema.

Fig. 3 - Se aumenta la presin dentro del recipiente cerrado. El nivel de lquido disminuye dentro del capilar "completo" y el sello capilar impide la fuga de gas. NOTA: Si, en las condiciones indicadas por la Fig. 3, se volcara agua libre dentro del recipiente aislado, la diferencia de presin interna y externa hara fluir esa agua libre a travs de la membrana hasta alcanzar nuevamente la situacin indicada en dicha figura. En otras palabras, la membrana es un sello para el gas pero no para el agua. Se denominan membranas semi-permeable a estos medios porosos que dejan pasar al fluido mojante y retienen el fluido no-mojante. Cuando se aumenta ms la presin interna se llega a la situacin esquematizada en la Fig. 4.

Fig. 4 - La presin interna (P3) equilibra exactamente la presin capilar del sistema. En este caso se llega al lmite de presin que soporta la membrana semi-permeable. sta es la Presin Umbral (PU) de la membrana. A presiones superiores a la presin PU el sello capilar se rompe y la membrana deja de comportarse como semi-permeable pues permite el paso de ambos fluidos. Este es el caso de la Fig. 5.

Fig. 5 - El exceso de presin interna "rompe" el sello capilar. Las caractersticas aqu discutidas, se presentan frecuentemente en las estructuras de los reservorios de hidrocarburos. Como se vio, las rocas permeables pueden actuar como sellos de trampas, siempre que la presin de las columnas de fluidos no generen presiones superiores a la presin umbral de estas rocas. Una caracterstica importante de estos sistemas es que, aunque impidan el paso de hidrocarburos, al ser permeables al agua, permiten la transmisin de presin y el aporte de agua desde estructuras cercanas. Por razones didcticas, en esta pgina se analiz un caso en que la membrana semipermeable est en la base de la estructura. Sin embargo los conceptos desarrollados son vlidos para sellos laterales y/o sellos superiores. Comentarios especiales sobre el uso de las curvas de presin capilar por Marcelo A. Crotti (ltima modificacin - 30 de marzo de 2000). Comparacin entre los mtodos de medicin de Presin Capilar

En los prrafos siguientes no se hace un anlisis detallado de cada metodologa existente para medir presin capilar en laboratorio, sino que se incluyen comentarios sobre las limitaciones y usos de los diferentes mtodos de medicin. Mtodo de la Membrana Semi-Permeable> Tambin es conocido cmo mtodo de Estados Restaurados y constituye el mtodo "patrn" o de referencia para las dems mediciones. Su funcionamiento se basa en el empleo de un medio poroso (membrana) con capilares muy finos que actan como barrera semi-permeable cuando se encuentra saturada 100% con la fase mojante del sistema. Durante el ensayo la fase continua se encuentra en contacto con la presin atmosfrica, por lo que fluye libremente, a travs de la membrana, hasta que la presin se equilibra en dicho valor. La fase no mojante, es discontinua (se interrumpe en la membrana, en tanto no se supere la presin umbral) y por lo tanto se encuentra sometida a la presin interior del sistema (aparato de medicin). Cuando se alcanza el equilibrio, la presin interna del aparato es igual a la diferencia de presin entre fases (presin capilar del sistema). Ventajas:

Es un mtodo sencillo y directo. Se mide directamente la propiedad de inters. Observacin: Es necesario asegurar un excelente contacto capilar entre la muestra y la membrana. Es una medicin absoluta. Permite definir perfectamente la presin umbral y la saturacin irreductible de agua del sistema.

Desventajas:

Slo se emplea para curvas de drenaje. Lleva mucho tiempo. El equilibrio se obtiene al cabo de varios das. Una medicin completa insume entre 15 das y un mes. En muestras poco permeables (usualmente menos de 20-50 mD) o muy heterogneas no se alcanza la saturacin irreductible de agua (S wirr). La presin capilar se extiende slo hasta la presin umbral de la membrana.

Mtodo de la Centrfuga En este mtodo se emplea una centrfuga de alta velocidad para aumentar la diferencia de presin entre las fases. Ventajas:

Es un mtodo rpido. El instrumental es ms elaborado pero no es necesario asegurar contactos capilares. El drenaje de la fase desplazada es directo.

Permite hacer mediciones de Drenaje e Imbibicin. Permite definir perfectamente la presin umbral de muestras poco permeables. Permite alcanzar presiones capilares ms elevadas que con el mtodo de Estados Restaurados. Compara favorablemente con el mtodo de Estados Restaurados en todo el rango de saturaciones.

Desventajas:

El clculo es indirecto. La saturacin de fases vara a lo largo de la muestra.

Mtodo de Inyeccin de Mercurio En este mtodo se emplea mercurio como fase no mojante (el vaco, o vapor de Hg acta como fase mojante). Ventajas:

Es un mtodo rpido. Permite trabajar sobre muestras de geometra variable (Cuttings, recortes). Permite hacer mediciones de Drenaje e Imbibicin. Permite definir perfectamente la presin umbral. Permite alcanzar presiones capilares muy elevadas. El clculo es sencillo y directo. Permite obtener la Distribucin de Dimetros Porales (Gargantas Porales) del sistema.

Desventajas:

Compara favorablemente con el mtodo de Estados Restaurados slo hasta la saturaccin de agua irreductible. No permite obtener la saturacin irreductible de agua (Swirr) pues la fase mojante (vaco) luego de hacerse discontinua, es infinitamente compresible. Inutiliza las muestras para ensayos posteriores.

Definiciones Presin Capilar: Es la diferencia de presin existente entre la fase mojante y la nomojante a una condicin de saturacin determinada del sistema y en una historia de saturacin predeterminada. Presin Umbral: Es la mnima diferencia de presin necesaria para poder introducir fase no-mojante al sistema. Imbibicin: Es el proceso inverso al drenaje y en este la fase mojante incrementa su saturacin en el sistema con el tiempo. Este es un proceso espontneo.

Drenaje: Proceso en donde la fase no-mojante va aumentando su saturacin en el sistema con el tiempo. Este es un proceso forzado. Funcin J El empleo de la funcin "J" para promediar curvas de presin capilar, lleva implcito el concepto de que la saturacin de agua irreductible (Swirr) es la misma para todas las muestras promediadas. Esta observacin es importante, dado que simultneamente, suele correlacionarse la saturacin irreductible de agua con otros parmetros del medio poroso. Presiones Capilares muy altas Cuando la fase desplazada se hace discontinua (residual o irreductible), ya no puede incrementarse la presin capilar, pues la diferencia de presin entre las fases permanece constante. Traslado de la Informacin al Reservorio En esta etapa es muy importante considerar la mojabilidad del sistema. El traslado de informacin slo es posible si se conoce la mojabilidad (incluyendo tensiones interfaciales y ngulos de contacto) de ambos sistemas (laboratorio y reservorio) Los ensayos de Laboratorio se realizan de modo que la mojabilidad del sistema es una variable conocida. Cabe decir que a escala de laboratorio no existen dudas sobre cual es el fluido que cubre la funcin de fase mojante y cual representa a la fase nomojante. Los valores tpicos a emplear para el traslado de la informacin se encuentran en la siguiente tabla: Sistema Laboratorio Aire Mercurio Aire Agua* 480 72 @ 70F 60 @ 200F Aire Petrleo Petrleo Agua Reservorio Agua Petrleo Agua Gas 30** 50** 30** 0** 26 50 0-40 24 48 0 30 24 42 24 - 30 14 42 140 0 367 60-72 60 - 75 Tensin Angulo de s( Rango de Variabilidad

* Agua o Agua de Formacin. ** Valores dependientes de presin y temperatura (valores vlidos en reservorios de hasta 1500 mts). La histresis en las curvas de presin capilar - Drenaje e imbibicin Los fenmenos capilares poseen historia, y esto se traduce en que la relacin entre Presin Capilar y Saturacin no es biunvoca. De hecho, como veremos, existen innumerables curvas de Presin Capilar para describir el comportamiento de un mismo medio poroso frente a un determinado juego de fluidos. Sin embargo, pese a la diversidad de curvas posibles, algunas de ellas son las que se identifican como "Las curvas de Presin Capilar" de un medio poroso. Esto es posible gracias a que en la naturaleza existen mecanismos y condiciones habituales que permiten diferenciar estas curvas de todo el conjunto restante. Drenaje e Imbibicin El drenaje es el proceso por el cual la fase no-mojante desplaza, del medio poroso, a la fase mojante. Es un proceso forzado (no espontneo) pues las fuerzas capilares tienden a retener la fase mojante dentro de la estructural capilar. En este proceso siempre existe una presin umbral asociada a las fuerzas capilares originadas en los capilares de mayor dimetro. La imbibicin es el proceso espontneo de desplazamiento, con una fase mojante, de la fase no-mojante. Este proceso no requiere aplicacin de fuerzas externas al sistema roca-fluidos, por lo que no existen presiones umbral. En la Fig. 1 se muestra un ejemplo sencillo donde los procesos de imbibicin y drenaje, originan diferentes saturaciones de equilibrio. este ejemplo permite apreciar la razn por la que existe el denominado fenmeno de histresis (diferentes recorridos de ida y de vuelta) en las curvas de presin capilar.

Fig.1 - Diferente resultado final como consecuencia de seguir dos caminos alternativos (Drenaje e Imbibicin) en una estructura capilar idealizada. En la Fig. 1, el capilar cilndrico "A" permite establecer, en base al ascenso capilar, que el agua es la fase mojante en este sistema. Los capilares "B" y "C" son idnticos. Ambos poseen un abultamiento en su parte central, pero en su parte inferior y en su parte superior poseen idntico dimetro que el capilar "A".>

De acuerdo con las flechas incluidas en el esquema, el capilar "B" ha sufrido un proceso de drenaje, quedando con el abultamiento totalmente lleno de agua. El Capilar "C" fue sometido a un proceso de imbibicin. En este caso el abultamiento central. impidi alcanzar el nivel de agua obtenido en los capilares "A" y "B".

La curva principal de Drenaje. Conforme a la historia regular de llenado de las trampas de hidrocarburos, stas se encontraban originalmente saturadas al 100 % con agua. Durante el llenado, el hidrocarburo desaloja una parte del agua conforme a una curva de drenaje como la indicada en la Fig. 2.

Fig. 2 - A medida que aumenta la diferencia de presin entre el agua y el hidrocarburo comienza a recorrerse la curva de drenaje que parte de Sw = 100%. En este esquema se asume que el agua es la fase mojante y que el hidrocarburo (gas o petrleo) es la fase no-mojante.

La Imbibicin. Si por alguna razn, el drenaje se interrumpe y comienza un desplazamiento con agua (por prdida del sello de la trampa o por inyeccin de agua durante la explotacin de un reservorio), la presin capilar del sistema evoluciona conforme a la curva de imbibicin esquematizad en la Fig. 3.

Fig. 3 - Se interrumpe el drenaje y se comienza con el proceso de Imbibicin. Tal como se observa en la Fig. 3, el desplazamiento del hidrocarburo no es completo durante la imbibicin, pues parte del mismo queda retenido en la estructura poral bajo la forma de Saturacin residual de petrleo (Sor). Un drenaje adicional. Si con posterioridad al proceso de imbibicin esquematizado con la curva "II", se inicia un nuevo proceso de drenaje, este evoluciona conforme a una curva del tipo "III", esquematizada en la Fig. 4. NOTA: Las curvas "III" y "III" constituyen un ciclo estable. Pueden recorrerse indefinida cantidad de veces sin sufrir alteraciones.

Fig. 4 - Las curvas "II" y "III" constituyen un ciclo "cerrado" de Imbibicin y drenaje. Si ms adelante se contina el proceso de drenaje (se aumentan las fuerzas capilares), la curva capilar puede representarse por la curva "IV", esquematizada en la Fig. 5. NOTA: La curva "IV" es una continuacin perfecta (sin solucin de continuidad) del camino iniciado con la curva "I".

Otro proceso de Imbibicin. Al haber continuado la curva "I", ya no es posible reproducir el camino correspondiente a la curva "II". Si se produce un nuevo proceso de imbibicin, se origina un nuevo camino (Curva "V"), tal como se indica en la Fig. 6.

Importante: La curva "V" conduce a un valor de Sor ms grande que el correspondiente a la curva "II". Esto obedece a que el hidrocarburo contact una parte ms grande de la estructura poral y, por lo tanteo, tuvo acceso a capilares no contactados por el drenaje inicial. En consecuencia, al retirar el hidrocarburo existen ms lugares donde el mismo puede quedar atrapado. En consecuencia, tal como se deduce de la Fig. 6, el valor de Sor no es una propiedad del medio poroso. Tambin interviene la historia de saturaciones en la magnitud final de Sor.

Discusin Pregunta Habiendo tantas curvas de presin capilar asociadas a un medio poroso con un determinado juego de fluidos, Cul es la curva que debe usarse en la caracterizacin de reservorios?. Respuesta

En principio, la curva principal de drenaje es la adecuada para describir el proceso de acumulacin de hidrocarburos en la trampa. En otras palabras, es la curva que debe usarse para la estimacin del OOIP. Observacin: Para que esto sea vlido, la mojabilidad del sistema debe ser la que se indic. Esto es totalmente cierto en sistemas gas-agua, pero debe verificarse para sistemas petrleo-agua. Para describir el proceso de inundacin con agua del reservorio (acufero natural o inyeccin), debe emplearse la curva de imbibicin correspondiente, que incluye un valor de Sor. Observacin: La curva de Imbibicin que parte de Swirr es adecuada, en principio, para describir el comportamiento de aquellas zonas de la estructura que se encuentran en Swirr al comienzo de la explotacin. Para la zona de transicin capilar son innumerables las curvas necesarias (una para cada Sw inicial). La Swirr Obtenida por Barrido y por Mediciones de Presin Capilar En esta pgina se analiza un caso especfico del tema mucho ms amplio englobado como Unicidad de los Puntos Extremos de Saturacin y Permeabilidad. Para ello vamos a estudiar una situacin frecuentemente encontrada durante la caracterizacin de reservorios: Diferentes valores de agua irreductible obtenidos durante los ensayos de permeabilidad relativa y de presin capilar. En todos los desarrollos habituales (correlaciones, simulaciones numricas, etc.) se parte de una suposicin bsica con respecto a los puntos extremos:

Dado un medio poroso y un juego de fluidos (Ej.: agua y petrleo) existe un solo juego de valores para Swirr y Sor.

Esta suposicin bsica implica otro juego ms amplio de suposiciones tales como que la historia de saturaciones es la misma (ej.: inicialmente 100 % de agua, tanto en el reservorio como en el laboratorio) y que la mojabilidad del sistema es nica. Como ejemplo de lo dicho puede mencionarse que cuando se definen las propiedades de una celda durante la simulacin numrica, se fija el mismo valor de Swirr para la curva de Permeabilidad Relativa y de Presin Capilar. Por otro lado se acepta que las curvas de Permeabilidad Relativa y de Presin Capilar sufren histresis, pero los puntos extremos no son afectados por los ciclos de drenaje e imbibicin. Y, sin embargo muchas veces la experimentacin genera otro tipo de resultados. No es extrao que una misma roca sometida a ensayos de barrido y de presin capilar arroje resultados diferentes para el valor de Swirr. Frente a esta situacin, y para definir el nico valor necesario, el reservorista recurre a algn tipo de promedio o al descarte de valores considerados no representativos. El objetivo de esta pgina es profundizar en

este tema para colaborar en la optimizacin de la evaluacin de la informacin disponible durante la toma de decisiones. Para hacer el desarrollo, aceptaremos, en primera instancia, que existe un nico valor para Swirr y analizaremos algunas hiptesis de trabajo: Muestras de permeabilidad media (entre 20 y 200 mD) poco laminadas. En estas muestras suele obtenerse buena concordancia entre los valores de Swirr obtenidos por medio de barridos o de desplazamientos capilares. Muestras muy permeables (ms de 500 mD) o de permeabilidad media y muy laminadas. En estas muestras suelen obtenerse mayores valores de Swirr durante los desplazamientos viscosos (barridos) que durante las mediciones de presin capilar. Esto situacin suele presentarse como consecuencia de los siguientes factores concurrentes:

En las mediciones de laboratorio, el petrleo suele ser la fase no-mojante, y para que pueda desplazar al agua de los canales porales de menor dimetro es necesario garantizar que durante el desplazamiento viscoso, la presin empleada supere la Presin Capilar en dichos poros. Experimentalmente, la condicin mencionada previamente se verifica aumentando en etapas sucesivas la presin de barrido. Este incremento se contina hasta asegurar que un incremento de presin no origina un barrido adicional de agua. En muestras muy permeables (ms de 0.5 D), (que adicionalmente suelen ser poco consolidadas), altas presiones de desplazamiento implican caudales muy altos que pueden daar el medio poroso, y por lo tanto no resultan aplicables los dos puntos anteriores.

Las soluciones suelen consumir tiempo de ensayo y costos adicionales que muchas veces no se realizan. Las posibles soluciones experimentales son las siguientes: 1. Obtener el agua irreductible por desplazamiento con gas o petrleo en equipos de Presin Capilar o Por el mtodo de la membrana semipermeable. Este proceso suele consumir varios das. o Por el mtodo de la centrfuga. Ms rpido que el anterior, pero con algunas complicaciones experimentales derivadas de la saturacin no homognea de la muestra. En este caso se requiere prolongar el medio poroso para eliminar la zona de transicin que, de otro modo se producira dentro de la muestra. 2. Emplear una fase orgnica ms viscosa (200 cp o ms par permitir el aumento de la diferencia de presin entre fases sin incrementar tanto el caudal) para llegar a Swirr y luego realizar el ensayo con la fase orgnica ms representativa. Este mtodo tiene algunas desventajas:

o

o

Las caractersticas de los medios porosos naturales no permiten garantizar un total reemplazo de una fase por otra aunque las fases sean mutuamente miscibles. Si el reemplazo no es completo (y no existe una indicacin visual de la completitud del reemplazo) se corre el riesgo de realizar el ensayo posterior con una mezcla de fases orgnicas de viscosidad desconocida. La elevada viscosidad dificulta la separacin de agua y fase orgnica (especialmente hacia el final del desplazamiento donde el agua se produce en micro-gotas), por lo que la tcnica experimental debe ser mucho ms cuidadosa a efectos de no perder el registro de una parte del agua desplazada.

Como resultado de lo anterior, cuando slo se recurre a la eliminacin de agua por barrido, ste suele ser incompleto. En otras palabras, empleando las prcticas recomendadas para muestras regulares, en el laboratorio, se asume que la muestra se encuentra en condiciones de Swirr cuando, en realidad, podra ser desplazada una fraccin adicional de la fase acuosa mediante un incremento de la Presin Capilar. Como consecuencia, si la muestra es representativa de una porcin del reservorio donde las fuerzas capilares generan una Sw inferior a la obtenida en el laboratorio, todo el ensayo posterior puede resultar no representativo. En estos casos es necesario obtener el valor adecuado de Swirr antes de iniciar la inyeccin de agua o de gas. En este punto es muy importante destacar que la Sor es dependiente de la Sw presente al comienzo del ensayo de barrido con agua. Esto es consecuencia de que cuanto mayor sea la proporcin de la red poral contactada por petrleo, ms grande va a ser la cantidad de petrleo retenido durante el posterior desplazamiento con agua o gas. De este modo si, como consecuencia de lo expuesto, se inicia el ensayo de desplazamiento con una Sw mayor que la Swirr, se obtendr una Sor menor. Muestras poco permeables (menos de 20 mD). En estas muestras las Sw ms bajas obtenidas durante las mediciones de presin capilar, suelen ser mayores que los valores de Swirr registrados durante los desplazamientos viscosos (barridos). En este caso, la diferencia se debe a que no se completa la curva de Presin Capilar con las presiones alcanzadas en la etapa experimental. Los barridos, por otra parte, permiten aplicar mayores diferencias de presin de modo que no existe dificultad en vencer las fuerzas capilares de los poros de menor dimetro. Cuando se presenta esta situacin, es muy importante establecer la Sw que corresponde a la zona de la muestra en estudio, para no iniciar los ensayos de barrido con Sw inferiores a la de reservorio, fijadas por la curva de Presin Capilar y la ubicacin del nivel de agua libre (FWL). Aqu tambin es importante destacar que un valor errneo de Sw inicial conducira a un resultado incorrecto de Sor. Como se detall en el punto anterior, la Sor es una funcin de la Sw inicial del sistema.

Conclusiones El breve anlisis de las tres situaciones presentadas permite llamar la atencin respecto a la decisin a tomar toda vez que se obtengan diferentes valores de puntos extremos por diferentes vas de medicin. Habiendo indicaciones de que la zona del reservorio en estudio se encuentra en condiciones de Swirr (Ej.: no produccin de agua en los punzados), la informacin de laboratorio debe tratarse en forma diferente para cada uno de los casos mencionados: Muestras de permeabilidad media (entre 20 y 200 mD) poco laminadas. Se espera que los valores de Swirr derivados de las mediciones de Presin Capilar, Permeabilidad Relativa y perfiles sean razonablemente coincidentes. Si existen diferencias no justificables, deben analizarse otras variables como mojabilidad, interpretacin de perfiles, etc. Muestras muy permeables (ms de 500 mD) o de permeabilidad media y muy laminadas. Inicialmente debe respetarse la indicacin de perfiles, que debera ser razonablemente coincidente con las mediciones de Presin Capilar. Una vez identificado el valor adecuado de Swirr, los ensayos de barrido deben realizarse slo luego de garantizar la obtencin de dicho valor en la muestra a analizar. Muestras poco permeables (menos de 20 mD). En estos casos las curvas de presin capilar no suelen ser aptas para definir el valor representativo de Swirr, dado que las presiones empleadas en las mediciones regulares de laboratorio pueden ser notablemente inferiores a las necesarias para desplazar toda el agua mvil del medio poroso. Sin embargo las curvas de presin capilar de laboratorio pueden ser aptas para describir las presiones umbral del sistema y la zona de transicin. Si se encuentran diferencias marcadas entre las zonas de transicin identificadas mediante registros de pozo y las mediciones de laboratorio, estas diferencias deben justificarse para validar adecuadamente el resto de las mediciones multifsicas sobre coronas. Las "Tight zones" suelen ser un tpico ejemplo de discrepancia entre ambas curvas.