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Mediciones RFT
Parte I: La Presión en Zonas de Transición Capilar
por M. Crotti (Última modificación -
02 de abril de 2002).
Desde su introducción a mediados de los años 70, la
herramienta RFT (Repeat Formation Tester) abrió un nuevo horizonte a las
posibilidades de interpretación y caracterización de reservorios.
Las aplicaciones de las lecturas directas de presión
sobre los fluidos de formación son numerosas1. Los principales usos se
relacionan con:
- La identificación de contactos entre fluidos. Para lo
que se utilizan los gradientes de fluidos en la formación.
- La detección de comunicaciones areales y/o verticales
entre los diferentes niveles productivos.
- La identificación de bloques o niveles aislados del
resto de la estructura.
Sin embargo, en la práctica, muchas veces se obtienen
lecturas anómalas de presión que impiden realizar interpretaciones directas.
En esta página se analizan algunos casos en que las
lecturas de RFT son sólo aparentemente anómalas y en los que la aplicación de
un modelo adecuado permite derivar información valiosa para la caracterización
del reservorio.
Básicamente se discutirán algunas situaciones frecuentes
en zonas de transición capilar y con fases discontinuas, poniendo especial
énfasis en reservorios heterogéneos y/o de baja permeabilidad.
Mediciones de presión en las cercanías del contacto
entre fluidos.
Es adecuado comenzar el desarrollo analizando los sistemas
simples. De este modo se pueden introducir gradualmente las complejidades
propias de los casos reales.
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Fig. 1 - Gradiente
de presiones y contacto agua petróleo
en ausencia de medio poroso. |
La Fig.- 1 muestra un recipiente convencional (sin
medio poroso) con Petróleo y Agua. La interfase es por definición
el Nivel de Agua Libre (FWL = "Free Water Level").
El FWL se define como el nivel en que se establece la
interfase entre los fluidos en ausencia de medio poroso.
Bajo estas circunstancias la interfase coincide con lo que se conoce como
Contacto Agua-Petróleo (WOC = "Water-Oil Contact").
La línea negra continua es una representación gráfica
de la lectura de presión en los fluidos. La pendiente de esta línea se
corresponde con el gradiente de presión estático asociado a la densidad de
cada fluido. En el FWL ambas fases poseen la misma presión, indicada por el
punto de quiebre de la línea continua mencionada.
Por otro lado, la presencia de capilares en la zona del
FWL da lugar, generalmente, a una diferenciación entre el FWL y el WOC. Esta
situación se esquematiza en la Fig. 2 mediante un tubo cilíndrico
en el que se produce el ascenso capilar del agua. Las dimensiones del capilar
están exageradas para facilitar la interpretación de la figura.
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Fig. 2 - Gradiente
de presiones y contacto agua petróleo
en presencia de ascenso de agua en un tubo capilar. |
En dicha figura la línea negra continua esquematiza la
lectura de presión que se obtendría al descender por el capilar con un
instrumento de lectura. Naturalmente las presiones estáticas en el seno del
recipiente no cambian por la presencia del capilar de modo que esta línea es
coincidente, en la mayor parte del recorrido, con la línea dibujada en la Fig.
1.
Los puntos a destacar en este
esquema son los siguientes.
- El WOC y el FWL suelen separarse en presencia de
sistemas capilares.
- El punto de corte (extrapolado) de las líneas de presión en cada
fase, sigue siendo el FWL.
- En el WOC existe una diferencia de presión entre ambas
fases. Esta diferencia de presión es la que corresponde a la diferencia de
densidades entre ambos fluidos a lo largo de la separación entre el FWL y
el WOC.
El segundo punto es crucial para identificar el FWL con
independencia de la existencia de medio poroso. Diferentes capilares dentro de
este recipiente presentan ubicaciones diferentes para el WOC, pero todos ellos
tienen un único FWL. La misma situación se presenta en diferentes bloques
comunicados a un mismo acuífero: aunque el WOC pueda variar en función de la
permeabilidad de cada bloque, si el acuífero es continuo, el FWL debe ser
coincidente.
La Fig. 3 muestra una situación más cercana a un
reservorio real. En vez de un capilar se esquematiza una zona de transición
correspondiente a la presencia de numerosos diámetros porales.
En la línea negra continua de esta figura se observa
(como en el caso de la Fig. 2) que la lectura de presión corresponde a
la de la fase agua en toda la zona entre el FWL y el WOC. Esta situación
obedece a una razón bien establecida: En esta zona sólo el agua es móvil. Por
lo tanto, una herramienta que toma fluido de la formación, inevitablemente
obtendrá la presión del agua durante la lectura.
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Fig. 3 - Gradiente
de presiones y contacto agua petróleo
en un medio poroso |
Por encima del WOC, en toda la zona de transición, ambas
fases son móviles (en mayor o menor medida en función de las saturaciones y de
las curvas de permeabilidad relativa). Sin embargo, dado que el petróleo está
a mayor presión, en el equilibrio la herramienta sólo debería medir la
presión de dicha fase. En otras palabras, en concordancia con el ascenso capilar de agua,
sabemos que la roca es Water-Wet y por lo tanto el agua tiende a permanecer en
el medio poroso en tanto que el petróleo es expulsado espontáneamente por el
agua.
Sin embargo el esquema de la Fig. 3 es ideal en el
sentido que todos los sistemas reales son heterogéneos y por lo tanto, en la
zona de transición las mediciones puntuales pueden detectar la presión de agua
o la de petróleo. La Fig. 4 muestra este fenómeno con capilares de
diferente diámetro.
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Fig. 4 - Esquema de
ascenso capilar en un medio heterogéneo. |
En esta figura se observa que al leer la presión en el
nivel "Z" es posible medir la presión del agua o del petróleo de
acuerdo al punto de muestreo elegido.
Por las razones apuntadas, las lecturas de RFT pueden
resultar aparentemente erráticas en la zona de transición. Sin embargo, como
ya se mencionó, una interpretación adecuada de las lecturas en esta zona,
permite derivar muchos parámetros de suma utilidad para el reservorio.
NOTA: Todos los desarrollos realizados para el caso de
ascenso capilar, también se aplican para el caso de descenso capilar (sistema
Oil-Wet).
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Fig. 5 - Gradiente
de presiones y contacto agua petróleo
en presencia de descenso de agua en un tubo capilar. |
En este caso (Fig. 5) el gradiente de petróleo es
el que se extiende "más allá" del FWL. y el agua es la fase que
está a mayor presión en el WOC.
Conclusiones
El desarrollo hecho hasta este punto permite alcanzar las siguientes
conclusiones.
- Las lecturas de RFT pueden presentar saltos y
anomalías aparentes en la zona de transición capilar.
- La correcta interpretación de estas anomalías
requiere integrar adecuadamente la información de diversas fuentes.
- Cuando se logra una interpretación adecuada se pueden
obtener datos muy valiosos para la caracterización de reservorio, tales
como:
- Nivel de agua libre.
- Presión umbral.
- Mojabilidad.
- En rocas de muy baja permeabilidad o en sistemas
marcadamente heterogéneos, todos los fenómenos mencionados pueden alcanzar
magnitudes dramáticas, dificultando la tarea interpretativa.
Como se detalla en la parte II, la adecuada
interpretación de las lecturas de RFT también permiten detectar fases
discontinuas tales como la presencia de "bolsones " aislados de gas.
Mas temas de interés sobre el reservorio
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1- Dake,
L.: "The Practice of Reservoir Engineering", Ed. Elsevier.
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