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.

La Figura 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 Figura. 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.

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 Figura 1.

Los puntos a destacar en este esquema son los siguientes.

1. El WOC y el FWL suelen separarse en presencia de sistemas capilares.
2. El punto de corte (extrapolado) de las líneas de presión en cada fase, sigue siendo el FWL.
3. En el WOC existe una diferencia de presión entre ambas fases. Esta diferencia de presión es la que corresponde a la diferencia de densidades entre ambos fluidos a lo largo de la separación entre el FWL y el WOC.

El segundo punto es crucial para identificar el FWL con independencia de la existencia de medio poroso. Diferentes capilares dentro de este recipiente presentan ubicaciones diferentes para el WOC, pero todos ellos tienen un único FWL. La misma situación se presenta en diferentes bloques comunicados a un mismo acuífero: aunque el WOC pueda variar en función de la permeabilidad de cada bloque, si el acuífero es continuo, el FWL debe ser coincidente.

La Figura 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 Figura 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.

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 Figura. 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 Figura. 4 muestra este fenómeno con capilares de diferente diámetro.

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). 

En este caso (Fig. 5) el gradiente de petróleo es el que se extiende “más allá” del FWL. y el agua es la fase que está a mayor presión en el WOC.

Conclusiones

El desarrollo hecho hasta este punto permite alcanzar las siguientes conclusiones.

1. Las lecturas de RFT pueden presentar saltos y anomalías aparentes en la zona de transición capilar.
2. La correcta interpretación de estas anomalías requiere integrar adecuadamente la información de diversas fuentes.
3. Cuando se logra una interpretación adecuada se pueden obtener datos muy valiosos para la caracterización de reservorio, tales como:

• • Nivel de agua libre.
  • Presión umbral.
  • Mojabilidad.

1. 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.

■ REFERENCIAS

1– Dake, L.: “The Practice of Reservoir Engineering“, Ed. Elsevier.

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