Para evaluar la saturación de agua a diferentes niveles con respecto al Nivel de Agua Libre (FWL) existen numerosas fuentes de datos que, en algunos reservorios, resultan aparentemente incompatibles entre sí. En esta página se analiza una aparente inconsistencia entre datos de producción y resultados obtenidos por otras vías.

El desarrollo se hace para un caso genérico en que a nivel de reservorio se encuentra que, donde la información de perfiles y/o de laboratorio indica Sw superiores a la Swirr, se produce petróleo seco.

Para explicar o justificar este resultado pueden emplearse dos vías.

1) Asumir que la zona de transición capilar que indican los perfiles y/o los ensayos de laboratorio es errónea. Por esta vía se asume el criterio de que a partir del nivel en que se produce petróleo seco, la roca se encuentra en condiciones de Swirr. De este modo se amplía el cálculo de OOIP pues se disminuye la Sw promedio del sistema.

2) Tener en cuenta las heterogeneidades del medio poroso para justificar la no producción de agua pese a que la saturación de agua supere la Swirr.

Como veremos el segundo punto suele ser más adecuado para modelar el reservorio pues tiene en cuenta la frecuente heterogeneidad de los medios porosos naturales y permite realizar un cálculo más adecuado del volumen de hidrocarburos retenido en la trampa.

En la Fig. 1 se esquematiza la relación entre saturación de agua y altura con respecto al nivel de agua libre (FWL), para un medio poroso homogéneo (A) de alta permeabilidad. Dado que no se emplean escalas numéricas la condición de alta permeabilidad es sólo una afirmación necesaria para comparar esta curva con la correspondiente a otros medios porosos.

Figura 2: Saturación de agua, a partir del FWL en un sistema homogéneo de baja permeabilidad.

En el nivel Z2  de la Fig. 1, la roca se encuentra en condiciones de agua irreductible (Swirr). Esta condición implica que la fase acuosa es discontinua y, por lo tanto, inmóvil frente a diferencias de presión en régimen de flujo laminar.

Si se realizara un punzado en el nivel Z2, se produciría petróleo seco pues, como quedó establecido, la fase acuosa no es móvil en este nivel.

Desde el punto de vista práctico suele elegirse un nivel esquematizado como Z1, donde se asume que termina la zona de transición capilar. De este modo, todos los niveles superiores a Z1 están en condiciones de Swirr.

Comparativamente, en la Fig.2 se muestra la curva correspondiente a un segundo medio poroso menos permeable (B) graficada en la misma escala empleada para el sistema A. En este caso puede observarse que tanto en Z1 como en Z2 existen saturaciones de agua superiores a la Swirr del medio poroso B.

Si se realizara un punzado en el nivel Z2 de la Fig. 2, se produciría petróleo con un cierto porcentaje de agua. Esta relación de producción depende de la relación de movilidades de ambas fases a la saturación encontrada en dicho nivel.

En el nivel Z2  de la Fig. 1, la roca se encuentra en condiciones de agua irreductible (Swirr). Esta condición implica que la fase acuosa es discontinua y, por lo tanto, inmóvil frente a diferencias de presión en régimen de flujo laminar.

Si se realizara un punzado en el nivel Z2, se produciría petróleo seco pues, como quedó establecido, la fase acuosa no es móvil en este nivel.

Desde el punto de vista práctico suele elegirse un nivel esquematizado como Z1, donde se asume que termina la zona de transición capilar. De este modo, todos los niveles superiores a Z1 están en condiciones de Swirr.

Comparativamente, en la Fig.2 se muestra la curva correspondiente a un segundo medio poroso menos permeable (B) graficada en la misma escala empleada para el sistema A. En este caso puede observarse que tanto en Z1 como en Z2 existen saturaciones de agua superiores a la Swirr del medio poroso B.

Si se realizara un punzado en el nivel Z2 de la Fig. 2, se produciría petróleo con un cierto porcentaje de agua. Esta relación de producción depende de la relación de movilidades de ambas fases a la saturación encontrada en dicho nivel.

En la Fig.3 se esquematiza un sistema heterogéneo formado por capas alternadas de los medios porosos A y B. Como se observa en la figura, una vez alcanzado el equilibrio estático, cada medio poroso mantiene su propia curva de distribución de fluidos. De este modo en el nivel Z2 de la Fig. 3 coexisten un medio poroso (A), en condiciones de  Swirr y otro medio poroso (B), con saturación de agua mayor que la irreductible.

Pregunta: Un punzado en el nivel Z2 de la Fig. 3 produce petróleo seco o con una cierta proporción de agua?.

Respuesta: En general estos sistemas producen, al menos inicialmente, petróleo seco.

La explicación es visualizable en el esquema de la Fig. 3 y obedece a dos razones fundamentales:

El caudal principal corresponde a las capas más permeables.

El mayor caudal de petróleo hacia el pozo circula por las capas de mayor permeabilidad. Y estas capas están en condiciones de Swirr.

Conforme a la ecuación de Poiseuille, para una misma diferencia de presión, el caudal de tubos capilares es proporcional a la cuarta potencia del radio de los mismos. De este modo, si los capilares del medio A tuvieran un radio de 10 micrones y los del medio B fueran de 3 micrones (relación 3:1) por el medio A circularía un caudal alrededor de 100 veces mayor que el correspondiente al medio B.

La presión capilar dificulta el movimiento de agua

Dado que el aporte mayoritario hacia el pozo sólo se produce por capas que se encuentran en Swirr, la única posibilidad de producir agua junto con el petróleo es que las capas de menor permeabilidad aporten agua a las capas más permeables.

Sin embargo para que el agua pase de las capas menos permeables a las más permeables es necesario vencer las fuerzas capilares del contacto entre ambas capas (efecto de borde). En unidades prácticas esto se traduce en que el petróleo (la fase continua en el medio poral) debe estar a una diferencia de presión (entre una capa y otra) superior a la diferencia de presión entre fases que hay entre el punto Z1 y el punto Z2.

En otras palabras:

• Una vez alcanzado el Nivel Z1, a partir del cual la fase acuosa se hace discontinua en el medio poroso A, la presión capilar ya no aumenta pues el agua no puede ejercer presión hidrostática a través de una columna discontinua. De este modo en Z2 la presión capilar del medio A es la misma que se registraba en el nivel Z1.
• En el medio poroso B, las dos fases (petróleo y agua) son continuas en el trayecto Z1-Z2, de modo que la presión capilar en Z2 es mayor que en Z1.
• La suma de los dos puntos anteriores hace que para poder pasar agua del sistema B al sistema A sea necesario ejercer una diferencia de presión igual a la diferencia de presión capilar entre Z1 y Z2. Esta diferencia de presión debe aplicarse sobre el agua móvil del sistema B.
• Por lo tanto, en el nivel Z2 de la Fig. 3, el agua puede pasar de B hacia A sólo si el petróleo de la capa B está sobre-presurizado con respecto al de la capa A en una magnitud equivalente a la diferencia de presión capilar entre Z1 y Z2. Y esta diferencia de presión sólo puede alcanzarse a medida que progresa la explotación y las capas más permeables sufren una mayor depletación que las menos permeables.

En resumen: Si en un determinado nivel los punzados alcanzan capas que se encuentren en condiciones de Swirr, es muy probable que en las etapas iniciales de producción se produzca petróleo seco aunque en el mismo nivel coexistan capas con agua móvil.

NOTA: Si en lugar de emplear un esquema como el de la Fig. 3, siguiéramos la práctica habitual de reemplazar el medio heterogéneo por un medio homogéneo, descripto mediante una curva de Presión Capilar “promedio”, nos encontraríamos (conceptualmente) con una situación similar a la de la Fig. 4, y estaríamos obligados a concluir que, desde las etapas iniciales, debe producirse una cierta proporción de agua en Z2.

La Fig. 4 es un ejemplo de las limitaciones que presentan los modelos simplificados para describir el comportamiento de los medios heterogéneos. Algunas propiedades, como la saturación de agua son perfectamente promediables, pero otras propiedades, como los efectos de borde o el flujo multifásico, no admiten este tipo de simplificación.

Un comentario sobre los datos de laboratorio

Como ya se mencionó, en estos sistemas laminados y de alta permeabilidad es frecuente que las heterogeneidades alcancen la escala de las muestras de laboratorio. De esta forma, tanto en las curvas de distribución de diámetros porales como en los ensayos de barrido suelen manifestarse aparentes anomalías que ayudan a interpretar el desarrollo presentado en esta página.

En resumen, durante las mediciones de laboratorio suele encontrarse:

1. Laminaciones inevitables en muestras de pocos cm de diámetro.
2. Distribuciones de diámetros porales extendidas.
3. Permeabilidades Relativas con formas “anómalas”, propias de medios heterogéneos.
4. Swirr marcadamente diferentes entre las mediciones de Presión Capilar y de desplazamientos viscosos. Este tema se trata en detalle en el texto: La Swirr Obtenida por Barrido y por Mediciones de Presión Capilar.

De este modo resulta que para interpretar adecuadamente los procesos de reservorio y escalar las mediciones realizadas por diferentes vías, se requiere un importante trabajo de integración entre ensayos de pozo, perfiles, historia de producción y mediciones de laboratorio.

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