MATERIAL TÉCNICO: Propiedades Básicas de los Medios Porosos
Las Mediciones Básicas
por: Marcelo A. Crotti
Porosidad y Permeabilidad al gas
Este es el juego de valores más frecuentemente solicitado a los laboratorios. Por otro lado son mediciones fácilmente realizables, que involucran principios físicos muy simples. Parecería, entonces, que estas mediciones no debieran ser conflictivas y, efectivamente, esa es la situación habitual con respecto a la medición de laboratorio sobre muestras consolidadas. Sin embargo la situación es completamente diferente cuando se trata con muestras no consolidadas, o cuando se trata de trasladar la medición de laboratorio al reservorio. En este último caso surge, con total nitidez, la diferencia de enfoque entre laboratoristas y reservoristas.
Porosidad y Kgas sobre muestras consolidadas no arcillosas.
En este caso la reproducibilidad entre laboratorios es muy buena. Ejemplo de esto último, es el excelente trabajo desarrollado por AMOCO en el testeo cruzado entre más de 50 laboratorios comerciales1. En estos casos la reproducibilidad de los resultados, para una misma muestra, supera ampliamente las diferencias encontradas entre dos muestras cercanas. Puede concluirse, entonces, que las metodologías empleadas son adecuadas para generar la información. En otras palabras, puede recurrirse a cualquier laboratorio para realizar estas mediciones, y los resultados serán básicamente comparables. Esto debe traducirse como que el reservorista no tomará decisiones, o hará interpretaciones diferentes en función del laboratorio elegido. Lamentablemente, creo que esta es una de las escasas oportunidades en que se puede realizar esta afirmación.
Porosidad y Kgas sobre muestras arcillosas
En el caso anterior se da por sentado que todos los laboratorios trabajan sobre muestras que han sido secadas previamente. Si no fuera así se obtendrían datos erráticos debido a que el contenido de agua del sistema poral afecta las mediciones de porosidad y Kgas. El secado típico se realiza a 105 °C y P. atm., o, preferentemente, a baja temperatura (60/70 °C), en estufa de vacío, hasta peso constante de la muestra.
En las muestras arcillosas se incorpora una nueva variable al sistema: una parte del agua se encuentra formando parte de los componentes arcillosos (agua de hidratación de las arcillas). Esta variable origina dos cursos de acción posibles:
■ O se seca la muestra como en el caso anterior.
■ O se recurre a un secado en condiciones de humedad controlada, evitando la deshidratación del material arcilloso2.
Aunque la segunda opción parece la más adecuada, es conveniente realizar un estudio comparativo de ambas alternativas:
Característica del proceso | Secado Convencional | Secado en condiciones de humedad controlada |
Eliminación del agua de hidratación de las arcillas | Si | No |
Alteración de las arcillas | Sólo si el proceso de deshidratación no es reversible | No |
Costo de la operación | Muy bajo | Comparativamente importante |
Tiempo de la operación | 1 día | 15 ó más días |
Reproducibilidad entre laboratorios | Buena | Regular. Es una operación más compleja y el final de la operación depende en parte del criterio del operador |
Si el proceso de hidratación es reversible, elegir una metodología u otra se transforma en una simple elección basada en preferencias. En el secado convencional se obtiene una porosidad más elevada, pero este valor también se acompañará, oportunamente, de una Swirr más alta, de modo que la cantidad de OOIP permanecerá invariable para los cálculos posteriores. La situación es diferente cuando el proceso no es reversible, o se busca calibrar perfiles que diferencian entre el agua intersticial y el agua retenida por las arcillas.
Los párrafos anteriores permiten apreciar, nuevamente, la necesidad de que el reservorista dialogue con el laboratorista a la hora de definir los ensayos a realizar, y al trasladar la información a cálculos de reservorio. Es particularmente importante que los cálculos se realicen partiendo del mismo punto de origen. Si la porosidad se calcula sobre muestras secadas en condiciones de humedad controlada, entonces el agua de hidratación de arcillas no debe incluirse dentro del cálculo de Swirr del sistema.
Si no existen restricciones teórico/prácticas, debe elegirse siempre la metodología más sencilla y de mayor repetibilidad. De este modo, la interpretación de los resultados se torna mucho más simple.
Porosidad y Kgas sobre muestras poco o no consolidadas
En este caso la situación es mucho más compleja. A las variables ya mencionadas, debe agregarse la dificultad para extraer muestras y la alteración que éstas sufren durante las mediciones.
Una manera simple de generar información reproducible es la de empaquetar la muestra desde el comienzo de la medición 3. De este modo, luego de la extracción, la muestra permanece confinada, y todas las operaciones se realizan a la presión de sobrecarga elegida. Esta solución, que nuevamente parece adecuada, está ignorando una situación que se observa frecuentemente, si se emplea una metodología convencional: Las muestras poco consolidadas suelen cambiar de volumen (en forma no reversible) durante la etapa de confinamiento.
En efecto, si antes de empaquetar la muestra, se mide su volumen aparente (picnometría con Hg o medición geométrica), y esta operación se repite luego de confinar la muestra para realizar las mediciones previstas, suelen registrarse contracciones permanentes correspondientes a varias unidades de porosidad.
Cabe formularse entonces la pregunta: Cuál es el volumen que representa mejor las condiciones del reservorio?. Pese a que uno resulta tentado a suponer que la mejor medición es la que se obtiene con la muestra confinada, la deformación plástica es un severo llamado de atención al respecto.
Si la muestra estaba confinada (con la correspondiente NOBP) en el reservorio, y se expandió cuando la corona se extrajo hasta la superficie, por qué después de confinarla en una celda y descomprimirla no vuelve al estado previo?. Esta pregunta admite dos posibles respuestas:
■ El proceso de confinamiento en el laboratorio es diferente al del reservorio.
■ La deformación plástica es acumulativa.
Si la primer respuesta es la correcta, debe corregirse (experimental o analíticamente) la metodología de laboratorio.
Si la segunda respuesta es la correcta, deben hacerse varios ciclos de compresión/descompresión, para poder extrapolar el resultado de las mediciones al ciclo anterior al primero de laboratorio (compresión en el reservorio).
En cualquiera de los dos casos es imprescindible medir el cambio volumétrico asociado a los diferentes ciclos de compresión para poder interpretar los resultados. Adoptar la metodología sugerida al comienzo, implica ignorar no sólo el problema, sino la magnitud del mismo. Esta metodología (a ciegas) puede llevar a errores sistemáticos groseros con respecto a la porosidad y permeabilidad del medio poroso.
Saturación de fluidos
La saturación de los diferentes fluidos en el medio poroso es uno de los datos primordiales para el reservorista. Sin embargo pese a que las metodologías de laboratorio son perfectamente aptas para medir saturaciones con errores inferiores al 1 ó 2 % del VP, las muestras que llegan al laboratorio no tienen un grado aceptable de representatividad.
Este tema está desarrollado en detalle en textos clásicos 4,5 y numerosas publicaciones sobre temas puntuales.
En este punto es importante resaltar que, con una adecuada planificación previa, el laboratorio puede brindar datos representativos de la Saturación de fluidos en el reservorio. Como ejemplos de lo dicho, puede mencionarse:
■ Selección adecuada del lodo de perforación (Base agua o emulsión inversa).
■ Empleo de trazadores en el lodo, para estudiar la invasión de la corona durante la operación de extracción.
■ Determinación de petróleo residual en zonas sometidas a waterflodding (Ej.: perforación de inyectores en zonas ya barridas).
Como casos especiales puede mencionarse que:
■ En el caso de petróleos pesados, con poco gas, la determinación de petróleo en las coronas suele tener un mayor grado de representatividad que en petróleos livianos.
■ En el caso de yacimientos de Gas y Condensado, como el líquido depositado suele tener una saturación inferior a la saturación crítica, con el empleo de los parámetros PVT, es posible cuantificar la saturación de petróleo en la zona de gas.