MATERIAL TÉCNICO: ¿Qué ensayos deben realizarse sobre las coronas?

La caracterización de reservorios guarda (conceptualmente) muchas analogías con la atención de un paciente por parte de un profesional médico. Existen análisis tipo que suelen hacerse a todos los individuos, pero cada paciente presenta sus propias características que lo convierten en un objeto único. Del mismo modo, sobre una corona es habitual hacer análisis sedimentológicos, descripciones litológicas y mediciones de porosidad y permeabilidad. Sin embargo, hasta estos análisis simples conviene integrarlos dentro del marco más general que puede definirse como: “la producción de hidrocarburos con la mayor eficiencia (técnico-económica) posible”.

Y con esta introducción queremos resaltar un punto que es de fundamental importancia para cualquier estudio de reservorios:

La corona nunca es un fin en sí misma. La extracción de una corona siempre obedece a la necesidad de resolver un “problema” (sedimentario, estructural, de reservas o de producción) actual o futuro.

Sin embargo trataremos de desarrollar una serie de pautas que ayuden a establecer una “tipificación” de los estudios sobre coronas. Para cada escenario posible, estas pautas serán la culminación de completar un árbol de decisiones donde se analizarán los verdaderos objetivos que conducen a la extracción de una corona fresca o a nuevos estudios sobre coronas extraídas con anterioridad.

El árbol de decisiones es necesariamente extenso, puesto que las diferencias entre reservorios y estrategias de explotación también lo son. Adicionalmente, muchas de las ramas de este árbol se entrecruzan, de modo que su aplicación a cada caso particular es un tema que debe resolverse en forma interdisciplinaria, con la participación de profesionales de casi todos los sectores “upstream” de la actividad hidrocarburífera.

Para entender la estructura de este árbol de decisiones vamos a comenzar planteando algunos de los puntos de bifurcación y su influencia sobre los análisis a realizar. Como se observará, algunas ramas conducen, inevitablemente, a nuevas bifurcaciones.

En todos los casos se da por sentado que ya se analizó la necesidad de realizar (o no) las mediciones básicas. En hojas independientes se indican las “frecuencias típicas” de las mediciones básicas y de las mediciones especiales. Los puntos siguientes condicionan estas “frecuencias típicas”.

¿Reservorio de Gas o de Petróleo?

Algunas mediciones están directamente relacionadas al tipo de fluidos presente en el reservorio. Algunas de las diferencias son las relacionadas a los siguientes puntos:

La mojabilidad puede no estar perfectamente definida en los reservorios de petróleo. Sin embargo el gas siempre es la fase no mojante del sistema.
Los reservorios de gas pueden contener petróleo residual, que al no producirse durante los ensayos, puede pasar inadvertido inicialmente. Este petróleo residual afecta el VP disponible para gas y la composición del mismo durante la depletación.

¿Reservorio Fisurado?

Los estudios a realizar sobre reservorios naturalmente fisurados son netamente diferentes de los que se realizan sobre reservorios convencionales.

En sistemas fisurados, la permeabilidad suele ser altamente dependiente de la dirección de flujo.
Para validar la representatividad de las mediciones sobre las coronas debe determinarse la posible alteración de las fisuras durante la extracción y transporte de la corona. Por esta razón debe hacerse un esfuerzo especial para integrar la medición de permeabilidad sobre coronas con la información de ensayos de pozo.
Las mediciones de permeabilidad Relativa suelen ser no representativas cuando existen fisuras en el sistema. La distribución de fluidos y el flujo de fases suelen estar determinados por las fuerzas capilares. En consecuencia los ensayos de desplazamiento deben reemplazarse con mediciones de las fuerzas capilares y su influencia sobre los mecanismos de producción.

¿Baja, media o muy alta permeabilidad?

En términos genéricos puede establecerse la siguiente relación entre permeabilidad y mecanismos de desplazamiento:

De este modo, debido a la demostrada dependencia de los puntos extremos de saturación con los mecanismos de desplazamiento, debe tenerse en cuenta la tabla precedente al determinar el tipo y cantidad de mediciones a realizar.

Reservorio Heterogéneo u Homogéneo?

Las heterogeneidades afectan fuertemente la eficiencia de los desplazamientos. En los reservorios heterogéneos suele ser de vital importancia la correcta evaluación del grado de comunicación vertical entre capas. La corona puede aportar datos de mucho valor a la hora de evaluar este grado de comunicación. Sin embargo la medición sobre coronas debe integrarse con datos de presión en las zonas ya depletadas y con la interpretación estructural sobre la continuidad de los diferentes espesores permeables.

En caso de que exista una buena comunicación vertical entre capas de baja y alta permeabilidad es de esperar que las capas menos permeables canalicen su producción hacia las capas más permeables. En este caso los desplazamientos de laboratorio deben diseñarse respetando los mecanismos de producción del reservorio (Flujo cruzado).

Waterflooding avanzado?

Ocasionalmente se programa la extracción de una corona sobre una zona ya sometida a recuperación con inyección de agua. En este caso es probable que la información más importante a obtener sea la evaluación de la eficiencia de barrido alcanzada en la zona ya contactada. Para efectuar esta evaluación suelen hacerse barridos convencionales en el laboratorio. Pero también debe emplearse la información contenida en la corona. La integración de ambas mediciones (particularmente la eficiencia de barrido) permite emplear el reservorio como laboratorio de privilegio.

En estos casos, tanto el diseño de la operación de coroneo como las mediciones de laboratorio deben optimizarse para determinar:

El grado de reemplazo del agua de formación por agua de inyección en toda la longitud de la corona.
El petróleo residual “efectivo”. Este término hace referencia al valor de petróleo remanente en la corona en el momento del coroneo y es una indicación directa de la eficiencia alcanzada en el reservorio durante la inyección de agua. La integración de este dato con la información de barrido en laboratorio permite optimizar las mediciones y el “upscaling” de los resultados.

Una sola capa o pozos multicapas?

En caso de pozos multicapas (con producción conjunta) la evaluación de los reservorios suele complicarse por las dificultades en la asignación diferencial de la producción a cada capa. Frente a este escenario, el principal objetivo de la corona puede ser la evaluación del tipo de hidrocarburos presentes en cada nivel, con miras a diferenciar la producción futura. En estos casos la comparación de los fluidos en la corona y el de los ensayos de pozo permite, en general, discriminar el aporte de cada nivel durante la historia de producción.

Elevada productividad o reservorio en el límite económico?

Aunque a primera vista el tipo de ensayos a realizar no parece dependiente de la rentabilidad del sistema, debe tenerse en cuenta que la corona representa una pieza única en el rompecabezas a resolver. En estos casos deben analizarse muy cuidadosamente los datos que pueden derivarse del análisis de la corona y que ayudarían decisivamente en la evaluación del proyecto. Una vez determinados estos puntos debe focalizarse el esfuerzo para lograrlos con el posible sacrificio de otros estudios. A modo de ejemplo, si la saturación de agua constituye el punto de corte de la evaluación económica, debe asegurarse una estrategia de coroneo que permita derivar la Sw con la mayor representatividad posible.

Información previa o pozo exploratorio?

Los pozos netamente exploratorios tiene objetivos muy diferentes a los pozos de desarrollo. Y también las mediciones a realizar sobre las coronas correspondientes. En los pozos exploratorios se corre el riesgo inevitable de encontrar cosas “inesperadas”. Por lo tanto, aunque la extracción de coronas suele formar parte del programa estandard, la planificación de los estudios sobre la corona depende fuertemente de las propiedades de los fluidos y de las rocas encontradas en ell subsuelo.

“On-shore” u “Off-shore”

La diferencia notable entre ambos escenarios radica en que todos los pozos “off-shore” suelen perforarse con escasa o nula historia de producción. De este modo la corona es una herramienta fundamental para evaluar las posibles condiciones dinámicas del sistema que conducen al diseño de las instalaciones de la plataforma.

Por otra parte, es normal que los pozos “on-shore” se pongan en producción en forma escalonada, de modo que la evaluación dinámica del reservorio se hace sobre el mismo reservorio. En estos casos la corona es una herramienta auxiliar a la que pueden asignársele objetivos más específicos.

Consideraciones adicionales

En este apartado se incluyen algunas de las condiciones especiales que surgen después de la obtención de los primeros resultados de laboratorio. En estos casos la secuencia operativa puede redefinirse o pueden diseñarse nuevos ensayos para contemplar comportamientos imprevistos del sistema.

■ Puede ocurrir que después de las mediciones convencionales de porosidad y permeabilidad, se detecte que la presencia de agua altera mucho la permeabilidad del medio poroso (aunque se empleen aguas especialmente formuladas y/o aditivadas). En este caso debe tenerse en cuenta que un cambio de permeabilidad absoluta se asocia, regularmente, a un cambio de estructura poral. Por lo tanto las mediciones sobre muestras secas, tales como inyección de Hg, efecto Klinkenberg, etc…, deben eliminarse del programa de trabajo.

■ Si existe una marcada diferencia entre la Swirr registrada en los ensayos de barrido y los ensayos de presión capilar se debe evaluar la información obtenida para justificar las diferencias y comparar con el resto de la información disponible (registros, producción, etc). De este modo se podrá determinar la saturación correcta a emplear en los ensayos de desplazamiento.

■ Si se observan muy bajas recuperaciones de petróleo durante los desplazamientos convencionales, deben estudiarse otros mecanismos de desplazamiento para establecer las metodologías de estudio más adecuadas para el escalamiento.
Si la simulación numérica resultara incompatible con los datos de laboratorio, debe formarse un grupo multidisciplinario para justificar dichas incompatibilidades y diseñar los ensayos que resulten más aptos para estudios futuros.

Consecuencias

Como consecuencia principal de lo desarrollado, puede observarse que resulta virtualmente imposible plantear y tipificar todos los ensayos necesarios para analizar todas las corona. Tal como se indica en la introducción, la única solución razonable para este árbol de decisiones se obtiene planteando cada caso en particular con el apoyo de profesionales de todas las disciplinas involucradas.

Ejemplo de Aplicación

■ Descubrimiento reciente.
■ Elevado costo por pozo.
■ Arenas de muy baja permeabilidad.
■ Sin fracturas/fisuras naturales.
■ Gasífero.
■ Sin detección del nivel del acuífero.
■ Gran influencia del “cut-off” sobre la evaluación de la reserva.
■ Límite económico altamente dependiente de la evaluación de la reserva y de la productividad de los pozos.

Este tipo de estudios se analiza en detalle en la página dedicada a Tight Sand Gas Reservoirs.