Conceptos básicos sobre las curvas de presión capilar

Cuando dos fluidos coexisten dentro de un medio poroso se ponen de manifiesto algunos fenómenos derivados de la existencia de tensiones interfaciales y ángulos de contacto entre la interfase de estos fluidos y el medio poroso. Este fenómeno se puede estudiar y cuantificar por completo en sistemas muy simples tales como tubos capilares de diámetro 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 fenómenos de superficie que dan lugar a que la fase mojante invada en forma preferencial el medio poroso. En términos generales, el ascenso o descenso capilar se detiene cuando la gravedad contrarresta (en función de la altura y de la diferente densidad de los fluidos) la fuerza capilar desarrollada en el sistema.

Presión Capilar

La Fig. 1 muestra el fenómeno de introducción de un capilar en una interfase agua-petróleo, donde se genera el denominado ascenso capilar.

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

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

Fuerza (hacia arriba) = wo . cos wo . 2 . . r [1]

Donde,

wo = Tensión interfacial (Dinas/cm) wo = Ángulo de contacto de la interfase líquida con la superficie del sólido. r = Radio del capilar (cm)

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

Peso adicional de la columna = . r2 . h . g . . [2]

Donde,

h = Ascenso Capilar (cm) g = aceleración de la gravedad (cm / seg2) = Diferencia de densidad entre los fluidos (g / cm3)

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

h = 2 . wo . cos wo r . g . [3]

La expresión [3] muestra la dependencia de los efectos capilares con el diámetro del tubo, con la tensión interfacial y el ángulo de contacto (mojabilidad del sistema) y la diferencia de densidad entre fluidos.

Veamos, entonces, algunas consecuencias prácticas de estas expresiones.

La Fig. 2 muestra el mismo esquema de la Fig. 1, con la señalización de algunos puntos que servirán para definir adecuadamente el concepto de presión capilar.

Fig. 2 - Presión en diferentes puntos de la zona de ascenso capilar.

En base a un desarrollo simple haremos una comparación 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-petróleo y, aunque un análisis simplista sugeriría que ambos puntos, debido a su cercanía, deben tener presiones casi idénticas, veremos que la situación real es muy diferente.

Empecemos comparando los puntos E y D: Ambos puntos están muy cercanos (uno a cada lado de la interfase) y no hay fenómenos capilares involucrados, por lo que puede suponerse que se encuentran prácticamente a la misma presión (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 presión dado que están a la misma altura dentro de un mismo fluido. (PC = PD)

Como la diferencia de presión entre B y C está fijada por la columna de agua que separa ambos puntos, la presión en B adopta la siguiente expresión:

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 expresión [6] muestra que la diferencia de presión entre los puntos de interés (A y B) es exactamente la diferencia de presión correspondiente al cambio de un fluido por otro en el capilar.

En resumen, la expresión [6] indica que a uno y otro lado de la interfase curva existe una marcada diferencia de presión (tanto mayor, cuanto mayor es el ascenso capilar).

A esta diferencia de presión se la identifica como presión capilar del sistema y su forma genérica es la siguiente.

Pcap = Pnm - Pm [7]

Donde,

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

En el caso analizado, la fase mojante es el agua, y la fase no-mojante es el petróleo, sin embargo la expresión [7] es de validez general y se aplica tanto a sistema de capilares cilíndricos como a sistemas de geometría no definida o altamente variable como es el caso de los medios porosos naturales.

Otra expresión útil para visualizar y analizar los fenómenos capilares es la que se obtiene reemplazando la expresión [6] en la expresión [3]. En este caso obtenemos:

Pcap = 2 . wo . cos wo r [8].

La expresión [8] muestra que, una vez elegidos, tanto el material del medio poroso como los fluidos a estudiar, la presión 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 cilíndricos. Sin embargo, en los casos más complejos, se emplea un concepto general de "radio equivalente" de modo que, aunque la cuantificación de los fenómenos sea mucho más compleja, los conceptos principales, presentados en los párrafos previos, siguen teniendo validez. Debido a las condiciones geométricas y a la tendencia de los sistemas en equilibrio termodinámico a minimizar la superficie de las interfases, cuando el ángulo de contacto es cero, el radio de curvatura de la superficie de contacto entre fases coincide con el radio del capilar.

Medios Heterogéneos

Los medios porosos heterogéneos se caracterizan por presentar capilares de muy diferente tamaño, de modo que los fenómenos capilares presentan una amplia gama de valores.

La Fig. 3 muestra un esquema muy simplificado de medio poroso heterogéneo, en base a capilares cilíndricos de diferente diámetro.

Fig. 3 - Idealización de un medio poroso heterogéneo.

En la Fig. 3 se observa que por encima del nivel de agua libre (interfase plana entre el agua y el petróleo), en un nivel genérico (individualizado por la línea punteada "Z") existen capilares con agua y capilares con petróleo, dependiendo del diámetro de los mismos y del nivel elegido.

Curvas de Presión 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 saturación de agua con la altura,, correspondiente a un sistema poral heterogéneo, pero uniforme.

Fig. 2 - Presión en diferentes puntos de la zona de ascenso capilar.

En dicha Figura se identifican algunos puntos y zonas típicas d elas curvas de presión capilar.

FWL = Nivel de agua libre ("Free Water Level"). Es el nivel en el que se presentaría la interfase agua petróleo en ausencia de medio poroso.

WOC = Contacto Agua-Petróleo ("Water Oil Contact). Es el nivel más bajo en que se puede detectar petróleo. La diferencia entre el WOC y el FWL corresponde al ascenso capilar generado por los poros de mayor "diámetro" de la red poral.

Swirr = Saturación de agua irreductible. Es la mínima saturación de agua obtenida por desplazameinto capilar. En los capilares cilíndricos la Swirr es nula (no hay fases residuales), pero en los medios porosos naturales toma valores, en general superiores al 10 ó 15 % VP, siendo frecuentes Swirr superiores al 25% VP. Este tema se discute con detalle en otras páginas de este sitio.

Zona de Transición Capilar: Es la zona que incluye todos los niveles en que la Sw varía entre el 100 % VP y la Swirr.

Obtención de curvas de presión capilar - Método de la membrana semi-permeable

Este método, también conocido como método Método de Estados Restaurados (¿!?) es el método de referencia para las mediciones de Presión 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 cámara estanca en cuya base se coloca una membrana capilar (en general una porcelana muy homogénea) 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 cámara estanca, en contacto capilar con la membrana semi-permeable. El contacto capilar se asegura con un material fino tal como tierra de diatomeas, que se coloca entre la muestra y la membrana.

La aplicación sucesiva de presiones crecientes de la fase desplazante, permite establecer los puntos de saturación de las muestras.

Es un método utilizado regularmente para obtener curvas de drenaje en sistemas gas-agua o petróleo-agua.

Las características comparativas de este método y de los otros métodos alternativos se analiza en el texto: comentarios especiales sobre el uso de las curvas de presión capilar

Obtención de curvas de presión capilar método de la centrífuga

Este método de medición de las curvas de presión capilar presenta características únicas con respecto a las metodologías alternativas (membrana semi-permeable e inyección de mercurio).

Características Generales y Metodología Experimental

La metodología típica de trabajo para obtener curvas de presión capilar gas-agua es la siguiente:

1. Se satura la muestra al 100 % con agua de formación.2. Se coloca la muestra en un tubo de centrifuga especialmente diseñado.3. Se hace girar la muestra a un régimen fijo de revoluciones hasta que se detiene

la eliminación 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 régimen de giro.

5. Se repiten las operaciones indicadas en los puntos "3" y "4" a regímenes crecientes de giro, hasta alcanzar el máximo régimen previsto.

Al final del proceso se dispone de una serie de pares de datos Régimen de giro - Volumen desplazado. Este juego de valores se transforma fácilmente a pares Presión

Capilar - Saturación promedio de la muestra, pero requiere algún tratamiento numérico antes de convertirse en la curva de presión capilar del sistema.

En el texto: Conceptos Básicos sobre las curvas de presión capilar, se mostró que el ascenso capilar y la presión capilar de un sistema se relacionan con la ecuación:

PCAP = wo . g . h. [1]

En el caso de la centrífuga "g" toma un valor más genérico que el de la gravedad y debe reemplazarse por la aceleración radial originada por el giro del sistema. Al máximo régimen de giro se dispone de una aceleración 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 manifestación 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 líquido es cero (h=0) la presión capilar es nula. Este punto se corresponde con el FWL.

En el tope de la muestra de 5 cm, la presión 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 saturación de agua y en el tope de la muestra se tiene la saturación equivalente a la presión capilar indicada en [1].

La situación mencionada conduce a que la saturación de la muestra no sea uniforme y que, por lo tanto, la saturación media obtenida por medición directa no sea la saturación correspondiente a la presión aplicada en el tope de la muestra. Por esta razón debe realizarse un ajuste numérico para obtener la curva deseada1.

NOTA: La saturación inhomogénea de la muestra en cada régimen de giro es la razón por la que las mediciones deben hacerse con la centrifuga en movimiento. Si el aparto se detuviera para hacer las mediciones se producirían fenómenos de histéresis que afectarían notablemente los resultados.

Las características comparativas de este método y de los otros métodos alternativos se analiza en el texto:Comentarios especiales sobre el uso de las curvas de presión capilar

Obtención de curvas de presión capilar - Método de inyección de mercurio

En la página Conceptos básicos sobre las curvas de presión capilar se comparan, en términos generales, el método de inyección de mercurio con otros métodos rutinarios para la obtención de curvas de presión capilar en medios porosos. En esta página se profundiza sobre las particularidades del método de inyección de mercurio, haciendo hincapié en los aspectos que diferencian sus resultados de los obtenidos mediante las otras metodologías. En una página complementaria (Presión Capilar por Inyección de

Mercurio) se muestra un ejemplo típico de medición y los cálculos pertinentes para obtener las curvas de distribución de diámetros porales.

Características Generales y Metodología Experimental

El mercurio se comporta como fase no mojante frente a la gran mayoría de los minerales que constituyen la matriz porosa de las rocas de interés para la acumulación de hidrocarburos. En otras palabras, una roca porosa, puesta en contacto con mercurio, no sufre el proceso espontáneo de imbibición. Por el contrario, para introducir el mercurio en la red poral es necesario vencer (mediante la aplicación de una presión externa) las fuerzas capilares que se oponen al ingreso de esta fase líquida.

Por dicha razón, el juego de fluidos aire-mercurio es apto para la medición de fenómenos 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-petróleo y agua-petróleo.

La Fig. 1 muestra un esquema, muy simplificado, del equipo empleado rutinariamente para realizar estas mediciones (el diseño original pertenece a Purcell1).

La muestra, limpia y seca, se pesa, se introduce en la celda de medición y se aplica alto vacío 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 medición volumétrica en la bomba de desplazamiento. En ese momento el mercurio sólo llega hasta el enrase inferior de la celda.

Fig. 1 - Lectura inicial durante la determinación de Presión Capilar por Inyección 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 presión adicional mediante la bomba de mercurio. Hasta ese momento la bomba se emplea solamente para inundar con Hg la cámara previamente evacuada con la equipo de alto vacío.

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 cálculo se asume que el mercurio aún no invadió el medio poroso. Esta suposición es válida, 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 medición de presión capilar propiamente dicha. En otras palabras se comienza a realizar la serie de mediciones Presión-Volumen que se traducen a valores de Presión Capilar - Saturación de fase mojante mediante las calibraciones adecuadas y el conocimiento del VP de la muestra.

Presión Capilar = P. de fase no mojante - P de fase mojante. = P Hg - P vacío = P Hg

Sat de fase mojante (%) = (VP - V Hg inyectado) / VP * 100

El ensayo se continúa hasta que se aplica la máxima presión capilar programada obteniéndose, en este proceso, la curva de drenaje de la fase mojante.

Nota: Si durante la despresurización del sistema, se registran los nuevos pares de valores Presión Hg - Volumen de Bomba, en este proceso se obtiene la curva de Imbibición de la fase mojante.

El proceso de medición completo (entre 20 y 30 pares de valores Presión-Volumen) insume entre 1 y 2 horas de medición.

La Inyección de Mercurio y la Swirr

En todos los demás sistemas rutinarios para la medición de presión capilar, la fase mojante (agua o petróleo) es básicamente 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 vacío para tornar aún más compresible a la fase mojante. Esta característica genera algunas diferencias fundamentales entre el procedimiento de inyección de mercurio y las demás técnicas de medición.

Comparación entre Inyección de Mercurio y otras MetodologíasOtras metodologías Inyección de Hg

Requieren una vía de eliminación de la fase mojante. Ejemplo: el gas puede invadir una fracción de la red poral sólo en la medida que se retire una cantidad equivalente de agua o de petróleo.

No requiere eliminación 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 vacío.

Poseen un límite para la eliminación de la fase mojante. Una vez que se alcanza una saturación en que la fase mojante se hace discontinua, ésta deja de fluir y por lo tanto no puede eliminarse cantidades adicionales por incremento de presión en la fase no-mojante. Cuando se desplaza agua, el límite de desplazamiento se conoce como Swirr.

No hay límite para la inyección de mercurio en la red poral. Como la fase "desplazada" es vacío, el mercurio puede invadir el 100 % del VP de la muestra. No puede obtenerse el valor de Swirr a partir de esta medición

Requieren muestras bien conformadas.

Puede trabajarse con muestras mal conformadas y, con algunas precauciones pueden emplearse "cuttings" para las mediciones.

No permiten una descripción completa de los diámetros porales del sistema. La existencia de fases residuales impide alcanzar las diámetros

Permite una descripción completa de los diámetros porales del sistema. La inexistencia de fases residuales

más pequeños con la fase no-mojante.

permite alcanzar (con la aplicación de las presiones adecuadas), las diámetros más pequeños 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 medición de presión capilar por inyección de Hg. Lamentablemente esta operación (estimación del valor de Swirr a partir de la curva de inyección de Hg) es una práctica frecuente, basada en la supuesta equivalencia de todas las curvas de presión capilar. Pero, como se mencionó a lo largo de esta página, la equivalencia entre la curva de inyección de Hg y las otras curvas rutinarias, se pierde cuando la fase mojante se hace discontinua.

En los otros métodos, cuando el agua o el petróleo se hacen discontinuos, no es posible disminuir su saturación por aumento de la presión en la fase no-mojante, pero en el caso de inyección de Hg cuando el vacío se hace "discontinuo", no hay impedimento para que el mercurio sigue invadiendo el medio poroso a medida que se incrementa la presión aplicada sobre él.

Esta situación fue puesta de manifiesto incluso en la publicación original de Purcell1. En dicha publicación Walter Rose incluye la siguiente observación:

"…. 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 teóricos, y verdaderamente puede establecerse a partir de un examen de los datos de Purcell (Figs 2 a 8) que la saturación mínima ("irreductible") de fase mojante... ... no es un resultado del método de inyección de mercurio puesto que este procedimiento involucra una compresión más que un desplazamiento de la fase mojante durante la desaturación. Es evidente, por lo tanto, que los datos reportados por Purcell reflejan principalmente una distribución completa de radios porales... ... brindando información no directamente derivable de las curvas convencionales de presión capilar y conduciendo a a una metodología para estimar permeabilidades y características litológicas de los medios porosos. Sin embargo, debe enfatizarse que no se espera, como resultado habitual, la equivalencia

exacta entre los datos convencionales de presión capilar y los obtenidos por inyección de mercurio...".

A lo que Purcell responde (en la discusión incluida junto con el artículo 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 aceptación de los comentarios de Rose:

"... Mr Rose ha señalado, muy adecuadamente, las condiciones que deben cumplirse para una equivalencia exacta entre las curvas de inyección de mercurio y las obtenidas por otros métodos. Adicionalmente ha señalado que esas condiciones no necesariamente se cumplen. Es adecuado, por lo tanto, establecer que el autor (Purcell) no pretendió establecer, tal como indica Mr Rose, que el método de inyección de Hg es exactamente equivalente a los métodos convencionales, sino que prefirió mostrar experimentalmente que para los diversos tipos de formación estudiados y en el rango de permeabilidades y porosidades encontrados, existe una razonable similitud entre la presión capilar de mercurio y la del sistema aire-agua. En la publicación no se sacan conclusiones a partir de la comparación de curvas más allá de la similitud mencionada y la misma conclusión ha sido obtenida por Mr Rose con placas de vidrio "fritado". Más aún, debe ser señalado que sólo se discute una aplicación de los datos de presión capilar: La estimación de permeabilidad...".

En la Fig. 3 se incluyen, a modo ilustrativo, las figuras mencionadas en los párrafos precedentes. En la comparación visual se observa tanto la similitud general mencionada por Purcell como la tendencia de la curva de inyección de mercurio a continuar con el ingreso de fase no-mojante más allá del punto de Swirr establecido para la curva aire-agua.

Fig. 3 - Datos presentados por Purcell1

La diferencia entre curvas convencionales y curvas de inyección de mercurio es mucho más dramática cuando se trabaja a presiones mayores a las empleadas por Purcell. En tanto que las curvas convencionales evolucionan sólo hasta alcanzar el valor de Swirr, la curva de Hg continúa hasta alcanzar valores muy cercanos a "0", con presiones superiores a los 10,000 psia. Cualquiera que sea el límite superior de presión empleado en la inyección 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 inyección de Hg son básicamente equivalentes mientras la fase mojante no se hace discontinua y comienzan a separarse progresivamente a partir del valor de Swirr.

En la página Presión Capilar por Inyección de Mercurio se muestra, con un ejemplo, el tipo de resultados que se obtiene con el método de inyección de mercurio y se describe en detalle el procedimiento de cálculo para obtener las curvas de distribución de diámetros de gargantas porales.

Conclusiones Principales de estas Páginas y Algunas Recomendaciones Especiales

En función de los desarrollos presentados pueden resumirse las limitaciones y ventajas que presentan las curvas de inyección de mercurio para caracterizar muestras de medios porosos.

Ventajas:

1. Es un método rápido. En general la medición (sobre muestras previamente acondicionadas) requiere entre 1 y 2 hs.

2. La elevada tensión superficial del mercurio permite obtener mayor sensibilidad que con otras metodologías para caracterizar presión 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 función de la distribución de

diámetros de gargantas porales.

Desventajas:

1. No permite obtener valores de Swirr.2. Sólo 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 inyección de mercurio pueden apartarse notablemente de las obtenidas por otras vías.

3. Inutiliza las muestras para usos posteriores. Es un método destructivo.

Recomendaciones:

1. Registrar siempre el volumen de Hg retenido en el medio poroso luego de la descompresión del mercurio. Esta fase no-mojante residual puede correlacionarse con otras fases residuales (gas o petróleo) del mismo medio poroso.

2. Extender las mediciones hasta la máxima presión posible. De esta forma se dispone de mayor cantidad de datos para correlacionar o identificar diferentes tipos de rocas.

Discusión

El 12 -08-03 Nicolás Tellería escribió

"... Si bien hace mas de una década que no trabajo con curvas de Pc, lo que recuerdo es que tenía la idea, errónea por cierto, de que se podía estimar razonablemente la Swirr a partir de las curvas de Pc con Hg. Me queda totalmente claro las diferencias conceptuales que vos realizás. Ahora te pregunto, ¿no existe un valor de Pc "razonable" que se puede asumir para limitar la extensión de la curva y llegar así a un valor de Swirr que sea asimilable al obtenido por los otros métodos (obviamente exceptuando los casos de sobrepresión a los que haces referencia)?. En otras palabras, en función de los mecanismos más generales de migración y acumulación de petróleo, ¿no podemos considerar algún límite 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 máxima presión 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 más sólido. Además, 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 distribución de diámetros porales muestra heterogeneidades marcadas, haciendo algo parecido a lo que se hace con los perfiles de Resonancia Magnética, se puede considerar que los poros grandes tienen fluidos desplazables y los poros chicos corresponden a fluidos residuales. Pero, si la distribución es continua, no se pueden sacar conclusiones simples.

Donde SI resulta adecuada la curva de inyección de mercurio es en la estimación de la magnitud de la zona de transición capilar. En otras palabras, con los coeficientes adecuados, esta curva aporta información para estimar el espesor de reservorio con significativas saturaciones móviles de ambas fases.

En pocas palabras ocurre como con toda la información de reservorio: si se emplea con cuidado y criterio siempre es útil. El problema surge cuando se supone que la medición puede brindar información para la que no está diseñada y se usan los resultados sin un previo análisis crítico.

Presión Capilar por Inyección de MercurioEjemplo de Medición y Distribución de Diámetros Porales

En esta página se discute, en forma crítica, un ejemplo típico de medición de curvas de Presión Capilar por inyección de mercurio, conjuntamente con la aplicación de los resultados al cálculo de distribución de diámetros de gargantas porales.

Resultados Experimentales

La Tabla I muestra los resultados experimentales básicos, obtenidos de acuerdo con la metodología de medición esbozada en Obtención de curvas de presión capilar - Método de inyección de mercurio sobre una muestra de las siguientes características petrofísicas:

Porosidad: 3.1 % Permeabilidad al Gas: 6.2 mD

TABLA I

Presión Capilar Saturación de Fase Mojante

[Psia] [% VP]1 0.817 100.02 1.02 100.03 1.28 100.04 1.60 100.05 1.99 100.06 2.49 100.07 3.12 100.08 3.89 100.09 4.87 100.010 6.08 100.011 7.61 100.012 9.50 100.013 11.9 100.014 14.9 99.515 18.6 99.016 23.2 98.4

17 29.0 97.118 36.3 94.119 45.3 89.420 56.7 83.721 70.8 76.822 88.5 69.923 111 63.324 138 59.725 173 56.326 216 53.627 270 50.828 338 48.329 422 46.730 528 45.031 660 42.932 825 40.833 1,031 39.034 1,288 35.435 1,611 30.336 2,013 26.337 2,517 24.238 3,146 22.539 3,932 21.640 4,915 20.741 6,144 19.542 7,680 18.643 9,600 17.544 12,000 16.545 14,999 15.7

Los datos incluidos en la TABLA I, merecen algunos comentarios particulares:

Cantidad de puntos y espaciamiento:

La puntos incluidos en esta medición se eligen en función de las siguientes características y necesidades:

La medición es muy rápida (en general unos pocos minutos por punto de medición). Esta característica es única de este método de medición de Presión Capilar.

Al aumentar la cantidad de puntos se mejora la descripción de detalle del medio poroso. Esta característica es importante cuando se está tipificando el medio poroso.

El espaciamiento, en presiones, es geométrico. Empezando por la presión más 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 separación uniforme entre los puntos de medición al emplear una escala logarítmica en los gráficos correspondientes. Entre otras razones, esta característica permite comparar los resultados de inyección de mercurio con las distribuciones de T2 en los perfiles de resonancia magnética.

Presión máxima de trabajo:

La extensión de la medición 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 presión en los reservorios habituales, el empleo de estas elevadas presiones en las mediciones de inyección de mercurio obedece a las siguientes razones:

En reservorios sobre-presurizados la diferencia de presión entre fases (hidrocarburo-agua) puede alcanzar y superar estos valores. De hecho, esta es la razón por la que muchos reservorios tipo Tight-Sand poseen saturaciones de agua notablemente inferiores a las que podrían predecirse en base a la columna de hidrocarburos.

Dado que en el sistema mercurio-aire (en realidad mercurio-vacío) 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.

Presión Umbral:

Como se observa en la TABLA I, la saturación de fase mojante (el vacío) es de 100.0 % hasta que se supera la presión capilar de 11.9 psia. Esta característica indica que la irrupción de mercurio en la muestra no comienza hasta superar dicha presión.

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 dispersión experimental atribuible a fenómenos superficiales (adaptación del Hg a la rugosidad superficial de las muestras) dado que para los estudios de presión capilar no interesan los fenómenos de superficie.

Gráficos en Escala Lineal

Esta es la forma típica de presentación de las curvas de Presión Capilar.

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

Fig. 1 - Representación Gráfica de los valores obtenidos hasta 1,000 psia.

La Fig. 2 incluye todos los puntos medidos.

Fig. 2 - Representación Gráfica de los valores obtenidos hasta 15,000 psia.

Naturalmente, la Fig 2 no es más que una extensión de la Fig.1. En otras palabras, todos los puntos representados en la Fig.1 están incluidos en la Fig. 2. Sin embargo, para quienes están habituados a determinar Swirr analizando las curvas de Presión Capilar estas dos figuras pueden resultar algo confusas.

La Fig. 1 estaría señalando una Swirr cercana a 40%. La Fig. 2 estaría señalando una Swirr inferior a 20%.

La explicación para esta aparente "anomalía" derivada únicamente del empleo de diferentes presiones de trabajo radica en que, como se ha señalado repetidamente en estas páginas, las curvas de inyección de mercurio no permiten establecer saturaciones irreductibles. Al aumentar la presión de trabajo, el Hg siempre invade una fracción adicional del medio poroso.

NOTA 1: Las presiones habitualmente empleadas para la obtención rutinaria de curvas de presión capilar por inyección 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 observación 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 inyección de Hg (apenas comparable a la insistencia con que pretende usarse estas curvas para tal efecto), hay casos en que estas curvas pueden ser más adecuadas que las obtenidas por las otras metodologías para estimar valores representativos de Swirr. Este caso se presenta sólo en rocas de muy baja permeabilidad donde se conoce la máxima sobrepresión que ha sufrido el sistema de fluidos. En estos casos las curvas de Hg son las únicas 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 presión conocida, se busca el valor correspondiente de saturación de fase mojante. Esta metodología, si bien es muy útil, tanto en forma absoluta como comparativa (entre diferentes facies) requiere validación por mediciones directas de Sw (ver el desarrollo presentado en Reservorios de gas en arenas de muy baja permeabilidad).

Distribución de Diámetros Porales

Compensando la imposibilidad de empleo de las curvas de inyección de mercurio para obtener valores de Swirr, ocurre que estas curvas son las únicas curvas de presión capilar adecuadas para obtener una distribución completa de diámetros porales sobre muestras de reservorios o rocas sello.

En realidad lo que puede determinarse por esta vía es la distribución de gargantas porales invadidas (o inundadas) a cada presión de trabajo. Esto es así debido a que la resistencia al ingreso de mercurio a un determinado poro no está limitado por el tamaño del poro, sino por el tamaño de la garganta más 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 presión aplicada.

Con un modelo de capilares simples, la relación entre radio poral y presión capilar es la siguiente:

Pc = 2 cos( / r

Donde

Pc = Presión capilar. = Tensión interfacial entre los fluidos = Ángulo de contacto de la interfase de fluidos con el medio poroso

Resolviendo esta ecuación para el sistema mercurio-aire y expresando el resultado para el cálculo de diámetros porales se obtiene:

Diámetro poral = 200 / Pc

Con la presión capilar (Pc) expresada en psi.

NOTA: El factor 200 es sólo aproximado y diferentes autores emplean factores algo diferentes (que no se apartan en más del 10% del valor indicado). El valor 200 indica que con una presión de 200 psi se inundan, con mercurio, todos los poros cuya garganta de acceso es de 1 micrón 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 ampliación de la TABLA I, donde se han incorporado algunas columnas de cálculo adicionales.

TABLA II

PRESIÓN CAPILARy Distribución de Diámetros de Gargantas PoralesMétodo de Inyección de Mercurio

Drenaje Imbibición

Presión CapilarSaturación de Fase Mojante

Diámetro Poral Invadido

Fracción de VP Invadido

Saturación de Fase Mojante

[Psia] [Kg/cm2]a [Mpa] [% VP] [micrones] [% VP] [% VP]1 0.817 0.0574 0.00563 100.0 245 - -2 1.02 0.0718 0.00704 100.0 196 - -3 1.28 0.090 0.00880 100.0 157 - -4 1.60 0.112 0.0110 100.0 125 - -5 1.99 0.140 0.0137 100.0 100 - -6 2.49 0.175 0.0172 100.0 80.2 - -7 3.12 0.219 0.0215 100.0 64.2 - -8 3.89 0.274 0.0269 100.0 51.4 - -9 4.87 0.342 0.0336 100.0 41.1 - -10 6.08 0.428 0.0420 100.0 32.9 - -11 7.61 0.535 0.0525 100.0 26.3 - -12 9.50 0.668 0.0656 100.0 21.0 - -13 11.9 0.836 0.0820 100.0 16.8 - -14 14.9 1.04 0.102 99.5 13.5 0.50 -15 18.6 1.31 0.128 99.0 10.8 0.50 -16 23.2 1.63 0.160 98.4 8.62 0.59 -17 29.0 2.04 0.200 97.1 6.89 1.30 -18 36.3 2.55 0.250 94.1 5.51 2.97 -19 45.3 3.19 0.313 89.4 4.41 4.76 -

20 56.7 3.98 0.391 83.7 3.53 5.72 -21 70.8 4.98 0.488 76.8 2.82 6.89 -22 88.5 6.23 0.611 69.9 2.26 6.85 -23 111 7.78 0.763 63.3 1.81 6.57 -24 138 9.73 0.954 59.7 1.45 3.69 -25 173 12.2 1.19 56.3 1.16 3.39 -26 216 15.2 1.49 53.6 0.925 2.64 -27 270 19.0 1.86 50.8 0.740 2.87 -28 338 23.7 2.33 48.3 0.592 2.43 -29 422 29.7 2.91 46.7 0.474 1.62 -30 528 37.1 3.64 45.0 0.379 1.70 -31 660 46.4 4.55 42.9 0.303 2.12 -32 825 58.0 5.69 40.8 0.243 2.04 -33 1,031 72.5 7.11 39.0 0.194 1.84 -34 1,288 90.6 8.89 35.4 0.155 3.60 -35 1,611 113 11.1 30.3 0.124 5.10 -36 2,013 142 13.9 26.3 0.099 4.00 -37 2,517 177 17.4 24.2 0.079 2.10 -38 3,146 221 21.7 22.5 0.064 1.70 -39 3,932 276 27.1 21.6 0.051 0.90 -40 4,915 346 33.9 20.7 0.041 0.90 -41 6,144 432 42.4 19.5 0.033 1.20 -42 7,680 540 53.0 18.6 0.026 0.90 -43 9,600 675 66.2 17.5 0.021 1.10 -44 12,000 844 82.8 16.5 0.017 1.00 -45 14,999 1,055 103.4 15.7 0.013 0.80 -

Las presiones se indican en las tres unidades más frecuentemente empleadas. Se indican los diámetros de gargantas porales invadidas a cada presión, en base

a la Ec. [2]. Se incluye una columna con los cambios de saturación asociados a cada

incremento de presión.

La Fig. 3 muestra los valores de la columna "Diámetro Poral Invadido" en función de la presión aplicada.

Fig. 3 - Fracción acumulativa de VP correspondiente a diferentes tamaños de gargantas porales.

Debido a su carácter acumulativo, la Fig. 3 permite obtener fácilmente la fracción de VP asociada a poros con gargantas de acceso mayores a cualquier diámetro elegido.

La Fig. 4 (correspondiente a la columna "Fracción de VP Invadido" ) muestra la contribución relativa de los diferentes diámetros de gargantas porales al VP del sistema.

Fig. 4 - Distribución de diámetros de gargantas porales.

Debe observarse, tal como se mencionó previamente, que los valores de diámetros de garganta poral está equiespaciada sólo en escala logarítmica. Este gráfico tomaría 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 litologías.

El equiespaciamiento en escala logarítmica permite la comparación con los gráficos habituales de distribución de T2 en los perfiles de resonancia magnética.

NOTA: Si bien se emplean otras funciones de distribución para los diámetros de garganta poral, el aquí presentado es el que tiene una aplicación más directa. Las funciones que intentan representar "número de poros" asociado a cada diámetro emplean modelos de interpretación muy rígidos que no son aplicables a las geometrías porales naturales.

Reservorios de Gas en Arenas de muy Baja Permeabilidad (Tight gas sands reservoirs)

por Marcelo A. Crotti (Última modificación - 11 de febrero de 2003).

Los reservorios gasíferos de muy baja permeabilidad presentan un conjunto de características propias que los diferencias de los que suelen llamarse "reservorios convencionales" (pese a todas las precauciones con que debe emplearse este término). Como consecuencia, tanto la etapa de muestreo y recolección 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 evaluación de las reservas. Frecuentemente se encuentran muchos reservorios no Inter.-conectados, en la misma estructura.

Dificultad en la evaluación de la saturación de agua en la matriz arenosa Permeabilidades relativas dominadas por fuerzas capilares Frecuente sobre-presurización Virtual ausencia de zonas de transición capilar. Es muy difícil correlacionar las

mediciones de laboratorio con el perfil de saturaciones calculado mediante perfiles eléctricos. Las mediciones de presión capilar sugieren zonas de transición mucho más dilatadas que las encontradas en la evaluación de pozos.

Imposibilidad de establecer claramente un nivel de agua libre (FWL) común para los distintos reservorios.

Caudales de producción cercanos al límite económico de las explotaciones. Dañoos significativos por las tareas de completación. Estos daños suelen

generarse por los efectos capilares muy pronunciados que conducen a una marcada retención de fluidos en la pared del pozo o de las fracturas.

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

La extensión de los reservorios. La saturación de agua en la estructura, incluyendo la extensión de la “zona de

transición capilar” La caída de presión media en la estructura. La evolución de la producción.

Sin embargo, la importancia (o influencia) de los items enumerados varían de reservorio en reservorio y muchos reservorios presentan características propias dominantes. En esta página se evaluará principalmente la influencia y forma de evaluación 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 evaluación de las propiedades de la matriz de baja permeabilidad comparte muchos puntos en común con las metodologías de estudio que se analizan en esta página.

Objetivos de los Estudios.

La metodología que se analiza está diseñada especialmente para:

Evaluar, en forma confiable, tanto la saturación de fluidos, como la productividad de los distintos niveles en formaciones gasíferas de reservorios con una matriz porosa de baja permeabilidad aplicando metodologías especiales de medición.

Integrar la información de coronas y la derivada de perfiles y ensayos de pozo para generar juegos de valores consistentes para la predicción de producción y la selección de niveles de interés.

Consideraciones Generales.

Propiedades de Interés

Las mediciones estándar de laboratorio están diseñadas para reproducir las condiciones y mecanismos de desplazamiento y producción imperantes en el reservorio. De este modo suelen emplearse secuencias de medición que parten de medios porosos acondicionados para reproducir o escalar los mecanismos reales que han dado origen a la acumulación de hidrocarburos. En etapas posteriores las muestras se someten sucesivamente a diferentes operaciones y mediciones, supuestamente representativas de los mecanismos de explotación.

Entre las operaciones normales se encuentra el secado y eliminación de sales de la muestra para, después, realizar toda la secuencia de saturación y desaturación que permita medir fluidos residuales, propiedades eléctricas, etc.

Pese a lo indicado en el párrafo previo, en arenas de muy baja permeabilidad se presentan dos fenómenos concurrentes que permiten diseñar estrategias más efectivas de estudio:

Las operaciones descriptas a nivel de laboratorio se ven dificultadas a tal punto que la simple eliminación de sales es un proceso de difícil ejecución y la obtención de saturaciones de agua equivalentes a las del reservorio no se logra mediante los procedimientos habituales de desaturación.

La corona se ve muy poco invadida y sus fluidos nativos resultan poco alterados en el proceso de muestreo y manipulación en superficie.

Por lo tanto la estrategia básica desarrollada en esta propuesta consiste en medir directamente las propiedades de interés 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 interés son las siguientes:

1. Resistividad estándar y a NOBP.2. Porosidad estándar y a NOBP.3. Saturación de agua4. Salinidad del agua intersticial.5. Permeabilidad estándar y a diferentes NOBP en condiciones de Sw existente en

el reservorio.

Donde los puntos "2" y "3" están destinados a cuantificar adecuadamente la reserva de gas, el punto "5" permite medir el cambio de productividad con la presión del reservorio (teniendo en cuenta la presencia de agua), y el conjunto de datos "1", "2", "3" y "4" están destinados a validar la calidad de las muestras y a optimizar los parámetros a emplear en los perfiles eléctricos.

La Distribución de Fluidos

Una característica particular de estos reservorios es que suelen presentar una saturación de agua notablemente inferior a la que se esperaría en base a las mediciones de presión 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 presión capilar en medios de muy baja permeabilidad. En estos casos suele aceptarse que la Swirr es mucho más alta que en medios más permeables. Y pese a que esta afirmación es básicamente cierta, no lo es en la magnitud que se maneja regularmente.

Muchas veces la afirmación señalada 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 máximas presiones desarrolladas en la medición de laboratorio se argumenta que la columna de

fluidos en el reservorio no genera presiones mayores a esos valores (en sistemas gas-agua, se obtienen unos 10 Kg/cm2 de diferencia de presión entre las fases con unos 120 metros de espesor entre el tope y la base de la acumulación).

El razonamiento esbozado en el párrafo previo se basa en la suposición de que nunca se desarrollaron mayores presiones capilares en el reservorio. Sin embargo existen numerosas evidencias de que durante la acumulación normalmente se generan diferencias de presión notablemente superiores. La evidencia directa es observable en la sobre-presurización frecuentemente encontrada en reservorios de esta clase. Además, debe tenerse presente que la expulsión de hidrocarburos a partir de la roca generadora es un proceso originado en la elevada presión que se desarrolla durante el proceso de subsidencia y maduración.

De este modo la curva de laboratorio, cuya aplicación a reservorio se basa en la suposición básica de que los fluidos están en equilibrio y que la diferencia de presión entre fases es debida sólo 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 máximas (diferencia de presión entre fases) desarrolladas en la etapa de acumulación 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 presión capilar en el laboratorio.

2. La zona de transición no está presente en el reservorio pues el espesor de los reservorios no permite desarrollarlas una vez hecha la acumulación.

3. El reservorio no está en equilibrio capilar-gravitatorio. De este modo es muy difícil encontrar niveles de agua libre consistentes para los diferentes bloques y los gradientes hidrostáticos suelen resultar anormalmente altos como consecuencia de diferencias de presión hidrodinámicas.

Y debido a la dificultad de generar a escala de laboratorio las condiciones obtenidas en la historia geológica es conveniente desarrollar estrategias de medición particulares. De este modo, en los párrafos 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.

Saturación 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 características particulares derivadas de la propiedades de la roca, de la operación de coroneo y de la preservación posterior.

2. La segunda etapa de medición se hace en forma sistemática en base a los parámetros de medición optimizados en la primera etapa.

Durante la puesta a punto del sistema de medición (Etapa 1) la muestra se divide en 4 partes para determinar el grado de invasión/preservación hacia el centro de la corona. En primera instancia, se realiza el análisis 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 litológicas.

Fig. 1 - Extracción de muestras para medición de Sw, salinidad y resistividad.

Sobre los diferentes fragmentos se lleva a cabo la siguiente secuencia operativa:

1. Determinación (en condiciones estándar 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 parámetros básicos de la roca reservorio, respetando la saturación de agua presente en el subsuelo. Aunque se supone "a priori" que el fragmento C no se encuentra invadido por lodo de perforación ni alterado por evaporación de fluidos, esta condición se verifica mediante la comparación de la resistividad medida en este trozo y la obtenida en los perfiles eléctricos. Este último 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 determinación del contenido de agua y eliminación de hidrocarburos.

3. Extracción de las sales contenidas en el medio poroso de cada fragmento (A, B y C) con una cantidad conocida de agua destilada.

4. Análisis de la concentración de cloruros (Cl-) en el agua de extracción de cada fragmento A, B y C. De esta manera se calcula en grado de invasión de la corona desde la periferia hasta el centro, con el fin de corroborar la suposición realizada en el punto 1.

5. El fragmento D queda como reserva del medio poroso original y para ser utilizado en la realización de cortes delgados y otros estudios geológicos o geoquímicos.

En la segunda etapa, ya verificado el estado de preservación de los fluidos y el medio poroso, se trabaja sólo 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 (aún en tiempos geológicos) la homogenización de la fase acuosa, pudiendo generar importantes variaciones en la salinidad a lo largo de la columna sedimentaria.

Presión Capilar

Debido a la posible no existencia de equilibrio capilar en el reservorio (equilibrio estático aún no alcanzado en el reservorio), estas mediciones son de difícil escalamiento a nivel de reservorio.

Sin embargo, en este tipo de roca, las mediciones de inyección de mercurio a muy alta presión (hasta 1000 Kg/cm2) resultan particularmente aptas para caracterizar la estructura poral y establecer familias litológicas (Rock Types).

En consecuencia estas mediciones no se destinan a establecer la distribución de fluidos sino, fundamentalmente, a caracterizar y tipificar la estructura poral con fines de correlación y escalamiento de otras propiedades.

Permeabilidades Relativas.

Estas mediciones deben hacerse en forma indirecta debido a las siguientes características generales.

1. Las permeabilidades relativas en el reservorio están dominadas por las fuerzas capilares y los ensayos convencionales sólo 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 fácilmente alcanzables en operaciones rutinarias de laboratorio.

3. Durante la depletación 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 interés la dependencia de la permeabilidad relativa al gas con la saturación 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 metodologías complementarias.

4. El efecto de borde (en el pozo) dificulta la producción de agua libre (en el caso de que ésta sea móvil.

En base a los puntos enumerados, la medición de laboratorio debe restringirse a la obtención de:

Las permeabilidades efectivas en las condiciones de saturación existentes en el reservorio.

La variación de la permeabilidad efectiva en función de la NOBP. La dependencia de la permeabilidad efectiva al gas con respecto a la saturación

creciente de agua (dominada por efectos capilares) sólo en los niveles en que se espere un aporte de agua desde niveles cercanos.

Y resulta fundamental la integración de los resultados con toda la información de producción disponible.

Una vez generada una base de datos suficientemente amplia debe integrarse la información global (laboratorio, perfiles, producción) para obtener curvas KR representativas para describir las condiciones en el seno del reservorio, aptas para la simulación numérica.

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 producción de agua hasta que se alcance una diferencia de presiones (estática - dinámica) que supere las presiones capilares.

Parámetros Eléctricos.

A través de las determinaciones propuestas sobre cada muestra se obtienen los valores de resistividad y porosidad en las condiciones de saturación de agua de reservorio, con lo que es posible conformar un "set" de datos experimentales que

permitan la optimización numérica de los parámetros eléctricos "a", "m" y "n" utilizando, por ejemplo, la ecuación de Archie (Fig 2):

Fig 2.- Ecuación de Archie

Sw= Saturación de agua n= Exponente de saturación = Porosidad m= Exponente de cementación a= Factor de formación para f=100% Rw= Resistividad del agua Rt= Resistividad de la roca a Sw

En este caso, se contará con un sistema con tres incógnitas y tantas ecuaciones como muestras de utilicen para las determinaciones de Sw, Rt y . Los valores obtenidos por esta vía deberán integrarse con los empleados en la interpretación de perfiles eléctricos.

Modalidad de Trabajo

Debido a la condición netamente multidisciplinaria de este trabajo y por el tipo de mediciones y cálculos involucrados, la modalidad operativa esta regida por la resolución de problemas e interacción permanente entre los diferentes profesionales involucrados en el estudio.

Los sellos capilares y las capas semi-permeables

Los conceptos a discutir en esta página permiten explicar muchos fenómenos, aparentemente anómalos, relacionados a la acumulación y distribución 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. Simultáneamente, los conceptos que se introducen, permiten entender los fundamentos del método "patrón" utilizado para determinar curvas de presión capilar en Laboratorio.

El "Sello" Capilar.

El proceso de imbibición produce el ingreso espontáneo de la fase mojante dentro de una estructura capilar. Para retirar la fase que ingresa espontáneamente (o impedir su ingreso) es necesario aplicar una presión que contrarreste las fuerzas capilares generadas espontáneamente.

Esta situación se ilustra en la Fig. 1. En dicha figura se esquematizan dos capilares cilíndricos, idénticos 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 básicos sobre las curvas de presión capilar . En dicha página se vio que la columna de agua se eleva hasta que la presión hidrostática de dicha columna compensa exactamente la presión capilar desarrollada en el sistema. Y, cuando el sistema alcanza el equilibrio, la diferencia de presión entre fases, en un lado y otro del menisco capilar, es la presión conocida como presión 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 presión adicional en el gas (P 2 >P1), equivalente a la presión capilar. De este modo se previene el ascenso capilar y (aunque las presiones absolutas son diferentes), la diferencia de presión entre fases, de un lado y otro del menisco capilar, es idéntica a la que se obtiene en el capilar abierto.

Sin embargo, aunque el fenómeno es simple, cuando se observa en detalle la Fig. 1 nos encontramos con un fenómeno llamativo: En el capilar cerrado tenemos un gas sobre-presurizado que no se escapa del sistema, sino que permanece retenido aunque un

extremo del capilar esté abierto. Este fenómeno sería imposible si no existiera una interfase, como la indicada, en el extremo abierto.

NOTA: El capilar cerrado podría estar horizontal o invertido (siempre bajo el nivel de agua) y, aún así, el gas se mantendría sobre-presurizado dentro de la cámara. Debe tenerse en cuenta que el diámetro 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 acción de fuerzas capilares es lo que se da en llamar sello capilar. En otras palabras, el extremo abierto del tubo, permanece "sellado" por acción de las fuerzas capilares. Para romper este "sello" es necesario aplicar una presión mayor a la correspondiente presión capilar del sistema.

Las Membranas semi-Permeables

La Fig 2 muestra una cámara 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" está formada por una matriz impermeable y un número considerable de capilares muy finos, todos de diámetro similar.

Fig. 2 - Una cámara aislada con una membrana "capilar". El capilar "completo" muestra el nivel de agua correspondiente al ascenso capilar de este sistema.

En la figura, sólo para ayudar a visualizar los fenómenos se incluye un capilar mas largo que los otros de la membrana. Esta capilar "completo" muestra el ascenso capilar espontáneo que se produce cuando las presiones dentro y fuera de la cámara estanca son iguales.

Si la presión dentro de la cámara se aumenta (P2>P1), tal como se muestra en la Fig. 3, esta presión no se libera al exterior (por la acción 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 presión capilar del sistema.

Fig. 3 - Se aumenta la presión dentro del recipiente cerrado. El nivel de líquido 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 presión interna y externa haría fluir esa agua libre a través de la membrana hasta alcanzar nuevamente la situación 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 más la presión interna se llega a la situación esquematizada en la Fig. 4.

Fig. 4 - La presión interna (P3) equilibra exactamente la presión capilar del sistema.

En este caso se llega al límite de presión que soporta la membrana semi-permeable. Ésta es la Presión Umbral (PU) de la membrana.

A presiones superiores a la presión 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 presión interna "rompe" el sello capilar.

Las características aquí 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 presión de las columnas de fluidos no generen presiones superiores a la presión umbral de estas rocas.

Una característica importante de estos sistemas es que, aunque impidan el paso de hidrocarburos, al ser permeables al agua, permiten la transmisión de presión y el aporte de agua desde estructuras cercanas.

Por razones didácticas, en esta página se analizó un caso en que la membrana semi-permeable está en la base de la estructura. Sin embargo los conceptos desarrollados son válidos para sellos laterales y/o sellos superiores.

Comentarios especiales sobre el uso de las curvas de presión capilar

por Marcelo A. Crotti (Última modificación - 30 de marzo de 2000).

Comparación entre los métodos de medición de Presión Capilar

En los párrafos siguientes no se hace un análisis detallado de cada metodología existente para medir presión capilar en laboratorio, sino que se incluyen comentarios sobre las limitaciones y usos de los diferentes métodos de medición.

Método de la Membrana Semi-Permeable>

También es conocido cómo método de Estados Restaurados y constituye el método "patrón" o de referencia para las demás mediciones. Su funcionamiento se basa en el empleo de un medio poroso (membrana) con capilares muy finos que actúan 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 presión atmosférica, por lo que fluye libremente, a través de la membrana, hasta que la presión se equilibra en dicho valor. La fase no mojante, es discontinua (se interrumpe en la membrana, en tanto no se supere la presión umbral) y por lo tanto se encuentra sometida a la presión interior del sistema (aparato de medición). Cuando se alcanza el equilibrio, la presión interna del aparato es igual a la diferencia de presión entre fases (presión capilar del sistema).

Ventajas:

Es un método sencillo y directo. Se mide directamente la propiedad de interés. Observación: Es necesario asegurar un excelente contacto capilar entre la muestra y la membrana.

Es una medición absoluta. Permite definir perfectamente la presión umbral y la saturación irreductible de

agua del sistema.

Desventajas:

Sólo se emplea para curvas de drenaje. Lleva mucho tiempo. El equilibrio se obtiene al cabo de varios días. Una

medición completa insume entre 15 días y un mes. En muestras poco permeables (usualmente menos de 20-50 mD) o muy

heterogéneas no se alcanza la saturación irreductible de agua (Swirr). La presión capilar se extiende sólo hasta la presión umbral de la membrana.

Método de la Centrífuga

En este método se emplea una centrífuga de alta velocidad para aumentar la diferencia de presión entre las fases.

Ventajas:

Es un método rápido. El instrumental es más elaborado pero no es necesario asegurar contactos

capilares. El drenaje de la fase desplazada es directo.

Permite hacer mediciones de Drenaje e Imbibición. Permite definir perfectamente la presión umbral de muestras poco

permeables. Permite alcanzar presiones capilares más elevadas que con el método de

Estados Restaurados. Compara favorablemente con el método de Estados Restaurados en todo el

rango de saturaciones.

Desventajas:

El cálculo es indirecto. La saturación de fases varía a lo largo de la muestra.

Método de Inyección de Mercurio

En este método se emplea mercurio como fase no mojante (el vacío, o vapor de Hg actúa como fase mojante).

Ventajas:

Es un método rápido. Permite trabajar sobre muestras de geometría variable (Cuttings, recortes). Permite hacer mediciones de Drenaje e Imbibición. Permite definir perfectamente la presión umbral. Permite alcanzar presiones capilares muy elevadas. El cálculo es sencillo y directo. Permite obtener la Distribución de Diámetros Porales (Gargantas Porales) del

sistema.

Desventajas:

Compara favorablemente con el método de Estados Restaurados sólo hasta la saturacción de agua irreductible. No permite obtener la saturación irreductible de agua (Swirr) pues la fase mojante (vacío) luego de hacerse discontinua, es infinitamente compresible.

Inutiliza las muestras para ensayos posteriores.

Definiciones

Presión Capilar: Es la diferencia de presión existente entre la fase mojante y la no-mojante a una condición de saturación determinada del sistema y en una historia de saturación predeterminada.

Presión Umbral : Es la mínima diferencia de presión necesaria para poder introducir fase no-mojante al sistema.

Imbibición : Es el proceso inverso al drenaje y en este la fase mojante incrementa su saturación en el sistema con el tiempo. Este es un proceso espontáneo.

Drenaje : Proceso en donde la fase no-mojante va aumentando su saturación en el sistema con el tiempo. Este es un proceso forzado.

Función J

El empleo de la función "J" para promediar curvas de presión capilar, lleva implícito el concepto de que la saturación de agua irreductible (Swirr) es la misma para todas las muestras promediadas. Esta observación es importante, dado que simultáneamente, suele correlacionarse la saturación irreductible de agua con otros parámetros del medio poroso.

Presiones Capilares muy altas

Cuando la fase desplazada se hace discontinua (residual o irreductible), ya no puede incrementarse la presión capilar, pues la diferencia de presión entre las fases permanece constante.

Traslado de la Información al Reservorio

En esta etapa es muy importante considerar la mojabilidad del sistema. El traslado de información sólo es posible si se conoce la mojabilidad (incluyendo tensiones interfaciales y ángulos 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 función de fase mojante y cual representa a la fase no-mojante.

Los valores típicos a emplear para el traslado de la información se encuentran en la siguiente tabla:

Sistema Tensión Interfacial ()

Angulo de Contacto ( )

cos( ) Rango de Variabilidad

Laboratorio

Aire – Mercurio 480 140 367

Aire – Agua* 72 @ 70ºF

60 @ 200ºF

0 60-72 60 - 75

Aire – Petróleo 24 0 24 24 - 30

Petróleo – Agua 48 30 42 14 – 42

Reservorio

Agua – Petróleo 30** 30** 26 0-40

Agua – Gas 50** 0** 50

* Agua o Agua de Formación.

** Valores dependientes de presión y temperatura (valores válidos en reservorios de hasta 1500 mts).

La histéresis en las curvas de presión capilar - Drenaje e imbibición

Los fenómenos capilares poseen historia, y esto se traduce en que la relación entre Presión Capilar y Saturación no es biunívoca. De hecho, como veremos, existen innumerables curvas de Presión 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 Presión 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 Imbibición

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 espontáneo) pues las fuerzas capilares tienden a retener la fase mojante dentro de la estructural capilar. En este proceso siempre existe una presión umbral asociada a las fuerzas capilares originadas en los capilares de mayor diámetro.

La imbibición es el proceso espontáneo de desplazamiento, con una fase mojante, de la fase no-mojante. Este proceso no requiere aplicación 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 imbibición y drenaje, originan diferentes saturaciones de equilibrio. este ejemplo permite apreciar la razón por la que existe el denominado fenómeno de histéresis (diferentes recorridos de ida y de vuelta) en las curvas de presión capilar.

Fig.1 - Diferente resultado final como consecuencia de seguir dos caminos alternativos (Drenaje e Imbibición) en una estructura capilar idealizada.

En la Fig. 1, el capilar cilíndrico "A" permite establecer, en base al ascenso capilar, que el agua es la fase mojante en este sistema.

Los capilares "B" y "C" son idénticos. Ambos poseen un abultamiento en su parte central, pero en su parte inferior y en su parte superior poseen idéntico diámetro 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 imbibición. En este caso el abultamiento central. impidió 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, éstas 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 presión 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 petróleo) es la fase no-mojante.

La Imbibición.

Si por alguna razón, el drenaje se interrumpe y comienza un desplazamiento con agua (por pérdida del sello de la trampa o por inyección de agua durante la explotación de un reservorio), la presión capilar del sistema evoluciona conforme a la curva de imbibición esquematizad en la Fig. 3.

Fig. 3 - Se interrumpe el drenaje y se comienza con el proceso de Imbibición.

Tal como se observa en la Fig. 3, el desplazamiento del hidrocarburo no es completo durante la imbibición, pues parte del mismo queda retenido en la estructura poral bajo la forma de Saturación residual de petróleo (Sor).

Un drenaje adicional.

Si con posterioridad al proceso de imbibición 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 Imbibición y drenaje.

Si más adelante se continúa 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 continuación perfecta (sin solución de continuidad) del camino iniciado con la curva "I".

Otro proceso de Imbibición.

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 imbibición, 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 más grande que el correspondiente a la curva "II". Esto obedece a que el hidrocarburo contactó una parte más 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 más 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. También interviene la historia de saturaciones en la magnitud final de Sor.

Discusión

Pregunta

Habiendo tantas curvas de presión capilar asociadas a un medio poroso con un determinado juego de fluidos, ¿Cuál es la curva que debe usarse en la caracterización de reservorios?.

Respuesta

En principio, la curva principal de drenaje es la adecuada para describir el proceso de acumulación de hidrocarburos en la trampa. En otras palabras, es la curva que debe usarse para la estimación del OOIP.

Observación: Para que esto sea válido, la mojabilidad del sistema debe ser la que se indicó. Esto es totalmente cierto en sistemas gas-agua, pero debe verificarse para sistemas petróleo-agua.

Para describir el proceso de inundación con agua del reservorio (acuífero natural o inyección), debe emplearse la curva de imbibición correspondiente, que incluye un valor de Sor.

Observación: La curva de Imbibición 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 explotación. Para la zona de transición capilar son innumerables las curvas necesarias (una para cada Sw inicial).

La Swirr Obtenida por Barrido y por Mediciones de Presión Capilar

En esta página se analiza un caso específico del tema mucho más amplio englobado como Unicidad de los Puntos Extremos de Saturación y Permeabilidad. Para ello vamos a estudiar una situación frecuentemente encontrada durante la caracterización de reservorios: Diferentes valores de agua irreductible obtenidos durante los ensayos de permeabilidad relativa y de presión capilar.

En todos los desarrollos habituales (correlaciones, simulaciones numéricas, etc.) se parte de una suposición básica con respecto a los puntos extremos:

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

Esta suposición básica implica otro juego más 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 única. Como ejemplo de lo dicho puede mencionarse que cuando se definen las propiedades de una celda durante la simulación numérica, se fija el mismo valor de Swirr para la curva de Permeabilidad Relativa y de Presión Capilar.

Por otro lado se acepta que las curvas de Permeabilidad Relativa y de Presión Capilar sufren histéresis, pero los puntos extremos no son afectados por los ciclos de drenaje e imbibición.

Y, sin embargo muchas veces la experimentación genera otro tipo de resultados. No es extraño que una misma roca sometida a ensayos de barrido y de presión capilar arroje resultados diferentes para el valor de Swirr. Frente a esta situación, y para definir el único valor necesario, el reservorista recurre a algún tipo de promedio o al descarte de valores considerados no representativos. El objetivo de esta página es profundizar en

este tema para colaborar en la optimización de la evaluación de la información disponible durante la toma de decisiones.

Para hacer el desarrollo, aceptaremos, en primera instancia, que existe un único valor para Swirr y analizaremos algunas hipótesis 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 (más 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 presión capilar. Esto situación suele presentarse como consecuencia de los siguientes factores concurrentes:

En las mediciones de laboratorio, el petróleo suele ser la fase no-mojante, y para que pueda desplazar al agua de los canales porales de menor diámetro es necesario garantizar que durante el desplazamiento viscoso, la presión empleada supere la Presión Capilar en dichos poros.

Experimentalmente, la condición mencionada previamente se verifica aumentando en etapas sucesivas la presión de barrido. Este incremento se continúa hasta asegurar que un incremento de presión no origina un barrido adicional de agua.

En muestras muy permeables (más de 0.5 D), (que adicionalmente suelen ser poco consolidadas), altas presiones de desplazamiento implican caudales muy altos que pueden dañar 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 petróleo en equipos de Presión Capilar

o Por el método de la membrana semipermeable. Este proceso suele consumir varios días.

o Por el método de la centrífuga. Más rápido que el anterior, pero con algunas complicaciones experimentales derivadas de la saturación no homogénea de la muestra. En este caso se requiere prolongar el medio poroso para eliminar la zona de transición que, de otro modo se produciría dentro de la muestra.

2. Emplear una fase orgánica más viscosa (200 cp o más par permitir el aumento de la diferencia de presión entre fases sin incrementar tanto el caudal) para llegar a Swirr y luego realizar el ensayo con la fase orgánica más representativa. Este método tiene algunas desventajas: ·

o Las características 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 indicación visual de la completitud del reemplazo) se corre el riesgo de realizar el ensayo posterior con una mezcla de fases orgánicas de viscosidad desconocida.

o La elevada viscosidad dificulta la separación de agua y fase orgánica (especialmente hacia el final del desplazamiento donde el agua se produce en micro-gotas), por lo que la técnica experimental debe ser mucho más cuidadosa a efectos de no perder el registro de una parte del agua desplazada.

Como resultado de lo anterior, cuando sólo se recurre a la eliminación de agua por barrido, éste suele ser incompleto. En otras palabras, empleando las prácticas recomendadas para muestras regulares, en el laboratorio, se asume que la muestra se encuentra en condiciones de Swirr cuando, en realidad, podría ser desplazada una fracción adicional de la fase acuosa mediante un incremento de la Presión Capilar.

Como consecuencia, si la muestra es representativa de una porción 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 inyección 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 proporción de la red poral contactada por petróleo, más grande va a ser la cantidad de petróleo 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 obtendrá una Sor menor.

Muestras poco permeables (menos de 20 mD).

En estas muestras las Sw más bajas obtenidas durante las mediciones de presión 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 Presión Capilar con las presiones alcanzadas en la etapa experimental. Los barridos, por otra parte, permiten aplicar mayores diferencias de presión de modo que no existe dificultad en vencer las fuerzas capilares de los poros de menor diámetro. Cuando se presenta esta situación, 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 Presión Capilar y la ubicación del nivel de agua libre (FWL).

Aquí también es importante destacar que un valor erróneo de Sw inicial conduciría a un resultado incorrecto de Sor. Como se detalló en el punto anterior, la Sor es una función de la Sw inicial del sistema.

Conclusiones

El breve análisis de las tres situaciones presentadas permite llamar la atención respecto a la decisión a tomar toda vez que se obtengan diferentes valores de puntos extremos por diferentes vías de medición.

Habiendo indicaciones de que la zona del reservorio en estudio se encuentra en condiciones de Swirr (Ej.: no producción de agua en los punzados), la información 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 Presión Capilar, Permeabilidad Relativa y perfiles sean razonablemente coincidentes. Si existen diferencias no justificables, deben analizarse otras variables como mojabilidad, interpretación de perfiles, etc.

Muestras muy permeables (más de 500 mD) o de permeabilidad media y muy laminadas.

Inicialmente debe respetarse la indicación de perfiles, que debería ser razonablemente coincidente con las mediciones de Presión Capilar. Una vez identificado el valor adecuado de Swirr, los ensayos de barrido deben realizarse sólo luego de garantizar la obtención de dicho valor en la muestra a analizar.

Muestras poco permeables (menos de 20 mD).

En estos casos las curvas de presión 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 móvil del medio poroso. Sin embargo las curvas de presión capilar de laboratorio pueden ser aptas para describir las presiones umbral del sistema y la zona de transición.

Si se encuentran diferencias marcadas entre las zonas de transición identificadas mediante registros de pozo y las mediciones de laboratorio, estas diferencias deben justificarse para validar adecuadamente el resto de las mediciones multifásicas sobre coronas. Las "Tight zones" suelen ser un típico ejemplo de discrepancia entre ambas curvas.