PRODUCCIÓN EN ARENAS DE DOBLE POROSIDAD INTRODUCCIÓN.Se definen como aquellos yacimientos de hidrocarburos cuya producción está influenciada por la presencia de fracturas. Para comprenderlos y hacer una descripción matemática de estos; Barenblatt introdujo principios físicos de las rocas fracturadas de la siguiente manera: “una roca porosa con un sistema sistema de de fisuras altamente desarrollados, puede ser representado como la superposición de dos medios porosos con poros de diferentes tamaños”. Esto es, la roca está constituida por dos sistemas porosos bien diferenciados: porosidad Inter.-granular, formada por dos espacios vacíos entre los granos de la roca, y la porosidad formada por los espacios vacíos de las fracturas. Si el sistema poroso tiene vacuolas o huecos de disolución, hay una porosidad adicional: la porosidad vacular, esto ocurre en presencia de carbonatos. El flujo de fluidos a través de medios porosos fracturados ha recibido un fuerte impulso en los últimos años, su importancia se debe a que los yacimientos de hidrocarburos más prolíficos del mundo son naturalmente fracturados actualmente se siguen haciendo hallazgos de alto interés comercial en este tipo de yacimientos.
OBJETIVOS.
Describir las características de la producción en arenas de doble porosidad Conocer las diferentes ecuaciones de un reservorio de doble porosidad Comportamientos de la prisión en reservorios de doble porosidad
DESARROLLO.Yacimientos naturalmente fracturados
El sistema petrolero consiste en una serie de elementos y procesos geológicos: roca madre, roca sello, roca reservorio, sobrecarga y trampa; cada uno, actuando sincronizadamente; derivan en la acumulación de volúmenes de hidrocarburos. La fracción de la trampa, que está saturada petróleo y/o gas, siempre en presencia de agua, se denomina yacimiento de hidrocarburos. Un yacimiento de hidrocarburos, es un sistema que, por estar confinado, está sometido a esfuerzos de
deformación y a la presión de las cargas suprayacentes. Los hidrocarburos se presentan en forma líquida y gaseosa. La distribución de las fases obedece a diferencias de densidad, así como a las permeabilidades verticales del yacimiento. Existen yacimientos en los que los hidrocarburos sólo son líquidos o sólo gases. Los yacimientos naturalmente fracturados se definen como aquellos yacimientos de hidrocarburos cuya producción está influenciada por la presencia de fracturas.
Fracturas Aquellas discontinuidades planas en el material que compone la roca, pueden ser microscópicas, ellas aparecen debido a que los esfuerzos de confinamiento a lo que ha estado sometida la roca, son superiores a los esfuerzos de ruptura. Las fracturas naturales influyen en el comportamiento tanto de producción como en la declinación de presión del yacimiento. Esta influencia puede resultar tanto negativa como positiva sobre todo en la parte de flujo de fluidos. Por ejemplo, las fracturas abiertas, es decir, que no han sido cementadas o parcialmente mineralizadas (con buena permeabilidad), por lo general tienen un efecto positivo en el flujo de petróleo; pero adversamente ocurre con el flujo de agua y gas, ya que por la alta permeabilidad que ellas presentan tienden a ocurrir los problemas de conificacion. Por otro lado, las fracturas totalmente cementadas o mineralizadas pueden crear barreras de permeabilidad a todos los tipos de flujo. Literalmente, la totalidad de los yacimientos son fracturados porque presentan fracturas en cierta cantidad, que depende de los esfuerzos tectónicos o de soterramiento, a los que el sistema estuvo sometido. De tal manera, en algunos casos, se puede pensar que los yacimientos fracturados fueron inicialmente matriciales y de alguna manera sus propiedades físicas fueron cambiadas, deformadas o alteradas en el proceso de diagénesis física o durante el proceso de depositación. Desde el punto de vista geológico y de la ingeniería de yacimientos, solo se toman como yacimientos naturalmente fracturados a aquellos cuyas fracturas gobiernan a los patrones de productividad de tal yacimiento, ya sea en forma positiva o negativa.En cuanto a la geología, la petrofísica, la producción y la economía, los yacimientos matriciales difieren de los yacimientos naturalmente fracturados. Existen diversas maneras de detectar si esta en presencia o no de un yacimiento naturalmente fracturado. Por ejemplo, sucede que un pozo produce a tasas muy altas y se registra una declinación brusca de esta, aparentemente, sin alguna explicación de este problema; este es uno de los indicadores de la presencia de fracturas en un yacimiento. Uno de los aspectos más resaltantes de este tipo de yacimientos es su condición de doble porosidad, que está definida como; primaria (bloques matriciales) y la secundaria (fracturas principalmente, vacuolas y fisuras). Entre la actividades más retadoras del equipo multidisciplinario de Ingeniería de Yacimientos, es definir donde se encuentra la mayor cantidad de fluidos almacenados.
¿Cómo identificar un yacimiento naturalmente fracturado? Existen diversas maneras de detectar si se está en presencia o no de un yacimiento naturalmente fracturado:
Sucede con frecuencia que un pozo produce a tasa muy altas y se registra una declinación brusca de ésta, aparentemente, sin alguna explicación de este problema; este es uno de los indicadores de la presencia de fracturas en un yacimiento. Uno de los aspectos más resaltantes de este tipo de yacimientos es su condición de doble porosidad, que está definida como primaria y secundaria Otros indicadores de la presencia de fracturas son los problemas de pérdida de circulación en un pozo al perforarse, así como también los cambios en la tasa de penetración y, a la información que se obtiene de los núcleos.
Geometría de los yacimientos naturalmente fracturados El yacimiento naturalmente fracturado es representado matemáticamente, por medio del modelo de doble porosidad, que consiste en la superposición de dos sistemas porosos con diferentes características. La porosidad matricial en el modelo, es llamada porosidad primaria, mientras que la inherente a la red de fracturas, vacuolas, estilolitas y otras; es llamada porosidad secundaria.
Comportamiento de producción de los Yacimientos naturalmente fracturados A continuación se explican las características básicas del comportamiento de producción para el tipo de yacimientos en estudio.
Ausencia de la zona de transición
La zona de transición, característica clave de los yacimientos matriciales con permeabilidades bajas, no se encuentra presente en los yacimientos naturalmente fracturados, en los casos donde la matriz es de muy baja permeabilidad o nula, de manera tal, que los efectos de presión capilar no ocurren en la zona intergranular o porosa de la matriz, gracias a la ausencia de desplazamiento de fluidos a través de ella. Todo esto es debido a que en los espacios abiertos de las redes de fracturas la presión capilar es casi nula por las dimensiones de este espacio poroso y, en consecuencia, el equilibrio entre las fases: gas, agua, petróleo, queda definido únicamente por las fuerzas gravitacionales, es decir, forman un interface horizontal y bien delimitada en sus contactos; sin zona de transición. Por lo tanto, los contactos originales agua-petróleo y gas-petróleo sólo pueden ser ubicados por medio del análisis de niveles de fluidos en los pozos de observación a lo largo de la historia de producción del yacimiento.
Propiedades PVT respecto a la profundidad
Cuando se describe un yacimiento fracturado, si las fracturas tienen una buena continuidad tanto horizontal como vertical, es posible que se presente un proceso de convección como resultado de la combinación de la expansión térmica del fluido y la compresión gravitacional. En el transcurso del tiempo geológico, este proceso de convección llega a promover la uniformidad de la composición del hidrocarburo a lo largo del yacimiento, manteniéndose constante tanto la presión de burbujeo como el resto de las propiedades PVT sin importar cuál sea la profundidad a la que se esté tomando.
Relación entre la caída de presión alrededor de los pozos productores y la t asa.
En un yacimiento fracturado la caída de presión en las cercanías de los pozos productores es pequeña cuando se compara con el alto diferencial de presión en esas mismas zonas en los casos que no existen fracturas, debido a la baja permeabilidad de la matriz. Este fenómeno se debe a:
El flujo de fluidos hacia los pozos en un yacimiento fracturado ocurre sólo a través de la red de fracturas debido a que los bloques de la matriz únicamente alimentan a las fracturas con fluido. La inmensa permeabilidad intrínseca de las fracturas comparada con la de la matriz, que permite alcanzar altas tasas con caídas de presión mínimas.
Capa de gas en la red de fracturas
A medida que fluye el hidrocarburo a través de la fracturas se presenta un gradiente de presión muy bajo, lo cual facilita la segregación del gas liberado hacia la parte superior de la red de fracturas, en las cuales se termina formando una capa de gas en su parte superior.
Patrón de declinación de presión
Anteriormente se adelantó que por unidad de petróleo producida, la tasa de declinación de presión es realmente baja cuando se trata de un yacimiento fracturado saturado, en comparación con un yacimiento que no presenta fracturas.
Relación Gas-Petróleo
Una vez más en los yacimientos fracturados se reconoce una mejora respecto a los yacimientos matriciales. En este caso se quiere hacer notar que la relación gas-petróleo en los yacimientos fracturados, es menor en función a la producción, que en los yacimientos matriciales. Esta diferencia se debe básicamente a la baja presión capilar que presentan los espacios porosos de las fracturas, y como consecuencia el gas libre logra segregarse rápida y fácilmente hacia las zonas superiores de la fractura y del yacimiento en lugar de fluir hacia los pozos productores.
Relación Agua-Petróleo
Éste parámetro, en los yacimientos naturalmente fracturados, es función de la tasa de producción, mientras que en los yacimientos matriciales será función de diversos factores como las características de la roca y de los fluidos, así como el comportamiento de desplazamientos de fluidos; todo esto una vez más junto con la tasa de producción.
Modelos de yacimiento.Fisura de flujo del sistema el sistema de fisuras se producen, y no hay ningún cambio en la presión dentro de los bloques de la matriz.
Matriz de Contribución Una vez que el sistema de fisuras ha comenzado a producir, un diferencial de presión se establece entre el bloques de la matriz, aún en pi presión inicial, y el sistema de fisuras, que en el pozo tiene una presión de PWF. Los bloques de la matriz y comienza a producir en el sistema de fisuras, proporcionando con eficacia la presión de apoyo y reducción de la breve se ralentiza, la creación de una transición "bajón" en el derivado.
De doble porosidad pseudo-Estado Estacionario Como se ve en este ejemplo, si el almacenamiento del pozo constante (C) es muy baja, puede ser posible ver el flujo del sistema de fisuras radiales en los primeros tiempos. Sin embargo, con un valor de almacenamiento de sólo 0,01 bbl / psi el régimen de flujo de primera ya se ha oscurecido, y la curva de color púrpura es típico de lo que se vería en una prueba real.
De doble porosidad transitorios de flujo Interporosity La 'losa' modelo geométrico asume bloques rectangulares de la matriz, que es lo que hemos estado teniendo en cuenta hasta ahora con los modelos de doble porosidad. El "esferas" del modelo, realista o no, representa otra geometría simple con la que definir las condiciones de contorno para el solución matemática. Es difícil visualizar un depósito formado por bloques de matriz esférica, pero quizás debido a los movimientos de fluidos en los tiempos geológicos de la red de fisuras puede conseguir "vugular, el bordes de los bloques de la matriz puede ser redondeado - por cualquier razón, de doble porosidad conjuntos de datos a veces coinciden con el modelo de "esferas" mejor que cualquier otro.
Las ecuaciones para el pronóstico de producción de doble porosidad Para los primeros tiempos:
(7-72) Para los tiempos finales
donde: reh = radio de drenaje horizontal, pies L = longitud del pozo horizontal, pies h = altura del depósito, m
P = (kh/kvf5 kh - permeabilidad horizontal, mD kv - permeabilidad vertical, mD
ANEXOS.-
Fisura de flujo del sistema
Matriz de Contribución
Doble porosidad pseudo-Estado Estacionario
De doble porosidad transitorios de flujo Interporosity
CONCLUSIONES.Para La producción en arenas de doble porosidad se debe realizar el siguiente análisis y conocer el comportamiento del pozo fracturado
Se gráfica semi logarítmica de los datos obtenidos de los pozos que producen de forma natural. El análisis semi logarítmico es más que suficiente. Si no hay una frontera lineal en un yacimiento homogéneo, el derivado de este método indican un reservorio naturalmente fracturado. Las pruebas de interferencia es una herramienta valiosa para la identificación de la continuidad y las fallas. La producción del pozo en un yacimiento fracturado o de doble porosidad es mayor.
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