Estudios Sobre Testigos Corona.

Introducción: El estudio de las coronas, por medio de las propiedades petrofísicas medidas en el Laboratorio, de las muestras de coronas extraídas de las formaciones geológicas, brindan una importante contribución al conocimiento del reservorio, además de permitir un examen visual y una medida directa de importantes características de la roca.

Del análisis directo de las muestras (coronas y plugs) y del estudio de sus parámetros básicos, se obtiene información imprescindible que define a un reservorio. Como el contenido y distribución de fluidos, el flujo de los mismos y el de fluidos a inyectar. Datos como porosidad y permeabilidad son básicos y juegan un importante rol en programas de explotación, terminación de pozos, operaciones de workover y en las evaluaciones de pozo y de reservorios, por lo que se hace necesario contar con un folleto claro y simple para definir los estudios a realizar.

Tratamiento de la Corona.

La corona recorre un camino definido de etapas que deben cumplimentarse para garantizar un manejo eficiente de la misma, desde que llega al laboratorio hasta que se le realiza el feteado longitudinal.

En una primer etapa, cuando la corona llega al laboratorio, se procede a realizar:

Descripción del estado de la corona. Verificación de la cantidad de material disponible. Identificación de los cajones. Corrida de un Gamma Ray a la corona para su puesta en profundidad, al comparársela con el Gamma obtenido en el pozo. Se procede al Extendido de la corona y se realiza un control del material existente, asentándolo en una planilla de control. Dependiendo del tipo de tareas, ver si se dejan tramos de coronas preservadas o no.

En una segunda etapa, se realizan los siguientes preparativos:

Encastre de los trozos de corona. Marcado de Líneas de orientación techo-base. Medición de la longitud de cada tramo de carrera.

En la tercera etapa, a la corona se le realiza la Extracción de los plugs. Tarugado de las coronas: El cliente en base a su criterio o mediante la recomendación de un geólogo deberá decidir la cantidad de plugs a extraer, su distribución a lo largo de la corona (Marcado) y los que deberán ser preservados.

Elección del tipo de plugs: plugs de 1” de diámetro por 2.5” de longitud, plugs de 1.5” por 2.5” de longitud, o el pleno diámetro normalmente de 4” de diámetro por hasta 6” de longitud.

Dirección elegida para la extracción: Puede ser “H1”, en el plano transversal, definido por el eje longitudinal; “H2” en el mismo plano pero ortogonal a “H1”; “V”, en la dirección del eje Vertical; “O”, oblicuo en un plano inclinado.

Los fluidos lubricantes utilizados en el tarugado pueden ser: Isopar (aceite mineral inerte), Aire comprimido o Nitrógeno líquido.

Se presentan tres posibilidades, a saber: a) Plugs no preservados. Listos para continuar con el procedimiento habitual. b) Plugs Preservados. A los mismos se los envuelve con un film adherente, se los forra con papel de aluminio y se los recubre con parafina e identifican adecuadamente, conservando así sus fluidos. c) Plugs freezados y encamisados por ser inconsolidados En la cuarta etapa, a los plugs se los identifica y se los frentea.

En la quinta etapa, a la corona se le realiza: Feteado Longitudinal. Terminada la extracción, se divide la corona en: 1/3 para estudios geológicos y 2/3 que se almacenan para futuros estudios.

Estudios Petrofísicos.

A los plugs obtenidos se les realizará estudios específicos, los cuales estan divididos en: Petrofísica Básica y Petrofísica Especial.

Petrofísica Básica:

La Petrofísica Básica comprende los estudios de Permeabilidad al gas, Porosidad, Densidad Aparente, Real y la Permeabilidad Klinkenberg de cada plug. Estos estudios se realizan en condiciones estándar (STD: temp. ambiente y presión atm.) y en condiciones de sobrecarga (temp. ambiente y presión neta de sobrecarga, NOBP).

Se define la NOBP (Net Over Burden Pressure) como la diferencia entre la presión externa (litostática) y la presión interna de la formación (hidrostática).

Los plugs deben ser previamente lavados en equipos Soxhlet individuales en sucesivas pasadas con Tolueno para la extracción de los hidrocarburos y posteriormente con Alcohol Metílico para la extracción de las sales. Se realizan controles periódicos con un fluoroscopio, para detectar la presencia de
hidrocarburos y controles de peso, hasta peso constante, para asegurarse de su limpieza.

Una vez limpios se los seca a no más de 70 ºC en estufa y se los enfría en desecadores al vacío para que no absorban humedad del ambiente. Para los testigos a pleno diámetro, o para el lavado simultáneo de plugs de 1.5”, se utiliza un equipo lavador de mayor capacidad (foto izquierda).

El proceso de limpieza de la muestra es idéntico al de los soxhlet convencionales, aunque el tiempo de lavado para cada grupo suele ser mayor. Este equipo puede ser utilizado como prelavado de muestras de dificultosa limpieza, para luego terminar el proceso en los equipos individuales. El mismo tratamiento se realiza para testigos a Pleno Diámetro, para testigos Laterales Rotados, de Impacto y testigos No Consolidados.

A continuación los testigos se pesan, se les mide la geometría y se calcula el Volumen Aparente de cada muestra, quedando los plugs en condiciones de ser medidos. Aquí debemos acotar que si la muestra es irregular su Volumen Aparente no puede medirse geométricamente.

El método utilizado para determinar dicho parámetro es a través de la utilización de un picnómetro de mercurio (foto derecha). Una ves que el equipo esta calibrado y determinado el volumen de la cámara que contendrá el testigo, se procede a la puesta a cero del equipo, se coloca la muestra en la celda y se la inunda con mercurio hasta llenar la cámara. Por diferencia entre el volumen de cámara y el volumen desplazado por la muestra se obtiene el volumen aparente del testigo.

El mercurio no se inyecta a presión por lo cual no ingresa en la muestra y un indicador luminoso alerta del llenado completo de la cámara. El equipo fue diseñado especialmente y consta de una válvula selectora de las columnas, un sistema eléctrico de elevación para la celda y un sistema eléctrico de detección de nivel.
Dentro de la Petrofísica Básica se realizan las determinaciones de Saturación de Fluidos y de Salinidad del Agua Intersticial.

Saturación de Fluidos.

Los plugs preservados son utilizados en gran parte para obtener la saturación de fluidos originales de la roca. El método que se usa es el Dean-Stark, técnica de extracción por destilación. Se hace un ensayo en blanco, solo con el solvente a utilizar. Se pesa la muestra con sus fluidos, se la coloca en el balón del equipo Dean-Stark con Tolueno, se calienta el solvente, se volatiliza el agua de la muestra que condensa en un colector graduado para su medición.

Se lava la muestra con tolueno y metanol, se seca y se vuelve a pesar. La saturación de petróleo se mide indirectamente por diferencia de pesada. Se mide el Volumen Poral de cada plug y se calculan las Saturaciones.

Determinación de la Salinidad del Agua Intersticial.

Se parte de un plug preservado al que se le ha extraído el agua (ver “Saturación de Fluidos”), luego la muestra se lava con tolueno para eliminar todos sus hidrocarburos. La muestra se desgrana en un mortero y se seca en estufa hasta peso constante. Se pesan 50 gr de roca triturada, se transfiere a un frasco en el que
se agregan 100 ml de agua destilada, esta mezcla se agita vigorosamente por varios minutos. La agitación se mantiene realizándose intermitentemente un par de horas. La solución salina resultante es filtrada y guardada en un frasco para medir su salinidad.

La salinidad de la solución se determina por la medida de la conductividad eléctrica (o su inversa, la resistividad) en microS/cm, tomada a 25°C, con un conductímetro calibrado con una solución patrón y refiriéndola al volumen de agua obtenido inicialmente de la muestra.

A todas las muestras se les mide las propiedades básicas.

Los equipos con los que se miden éstas propiedades constan de:

Celdas Hassler de baja presión (Pres, Trab. 180 psi) y Celdas Hassler Triaxiales de alta presión (Pres. Trab. Máx. de Confinamiento 13000 psi), Indicadores Didigitales de Presión de gran exactitud y estabilidad, para las lecturas de presión de confinamiento y presión de flujo de los ensayos, Caudalímetros de tipo burbuja para medir el Caudal, e Indicadores Analógicos de gran exactitud. En la fotografía se muestra el Equipo de medición de Permeabilidad y Porosidad.

En la foto inferior se observa una celda especial para la medición de los Plenos Diámetros Se dispone de otro panel que además de lo mencionado cuenta con un Manómetro Analógico Diferencial y una Válvula Reguladora de Contrapresión que nos permite medir permeabilidad al gas y permeabilidad Klinkenberg.

Se poseen Patrones de Acero Inoxidable Sinterizado (Core Lab.), de diferentes rangos de porosidad y permeabilidad para el control periódico de los equipos.

Porosidad STD.

Se define la Porosidad como la razón entre el espacio poroso y el volumen total de la roca y por lo general se la expresa como un porcentaje. La medición se realiza en una Celda de Volumen Constante sin someter la muestra a presión de confinamiento (Foto adjunta). En esta se mide el volumen de granos, luego la porosidad se calcula por la diferencia entre el volumen aparente y el volumen de granos respecto del volumen aparente.

La porosidad medida es la efectiva, siendo el gas utilizado Helio de alta pureza. El Volumen de Grano es equivalente al Volumen de Sólido (medido en el Porosímetro, utilizando la ley de Boyle) El Volumen Aparente, p/muestras regulares, se calcula por su geometría. p/muestras irregulares, se obtiene por picnometría.

Dado que cada plug se pesa en una Balanza Analítica Calibrada y que se conoce su Volumen Aparente y su Volumen Real , se calcula la Densidad Aparente y Real de cada muestra.

La porosidad es la capacidad que tiene una roca para contener fluidos, por lo tanto nos da una medida de la capacidad de almacenaje de un reservorio. En los
cálculos la porosidad se expresa en porcentaje o en fracción decimal y a menudo varía entre 10 y 40 % para reservorios de areniscas y desde 5 a 25 % para
reservorios de calizas y dolomitas.

Permeabilidad al gas STD.

La permeabilidad es una medida de la capacidad que tiene un medio poroso para permitir el pasaje de los fluidos entre los poros interconectados de la roca. Este concepto fue introducido por Darcy en 1856, como una constante de proporcionalidad que vincula el caudal que circula por una roca y el gradiente de presión impuesto a la misma.

Existen dos tipos de permeabilidad, según el estado de saturación del medio, llamadas permeabilidad absoluta y permeabilidad efectiva. Se define como permeabilidad absoluta, de un medio poroso, a la capacidad del mismo para permitir el pasaje de fluidos cuando la saturación de este es del 100%. Según Darcy esta permeabilidad solo depende del medio poroso y no de los fluidos que la saturan.

Se define como permeabilidad efectiva de un medio poroso a su capacidad para permitir el pasaje de fluidos cuando otros fluidos se encuentran presentes. En
este caso la permeabilidad depende no solo de la roca, sino también de su saturación y de las características de mojabilidad del medio.

Para su medición, se utiliza una celda Hassler Triaxial de alta presión, con camisa de empaquetado de dos diámetros diferentes (para muestras 1 y 1,5 pulgadas), se confina la muestra con una presión de 300 psi por encima de la presión de flujo, se inyecta gas Nitrógeno Seco, se deja estabilizar el flujo y se toma el caudal, el cuál se mide con un caudalímetro tipo burbuja. Para medir la presión de flujo, cuando la misma está por debajo de 1 psig se usa una columna de agua, por encima de esta se utilizan traductores digitales marca Dynisco, con diferentes rangos, desde 10 psig hasta 500 psig.

La permeabilidad horizontal nos define la capacidad de flujo de los fluidos de reservorio y la permeabilidad vertical nos indica la probabilidad de que ocurra un
conning de agua o gas y el potencial de un drenaje gravitatorio.

El Darcy (D), es la unidad de medida de la permeabilidad de un fluido de 1 centipoise de viscosidad, que fluye con un caudal de 1 centímetro cúbico por segundo a través de una sección de área igual a 1 centímetro cuadrado cuando el gradiente de presión es de 1 atmósfera. El milidarcy (mD), es la milésima parte del Darcy, siendo la unidad usada en el análisis de coronas.

Permeabilidad Klinkenberg STD.

La permeabilidad de una roca al gas es mucho mayor que su permeabilidad al líquido; es probable que esto se deba en gran medida al hecho de que el gas se
desliza a lo largo de las paredes de la roca, cosa que no sucede con los líquidos.

Para corregir esta diferencia entre gas y líquido, se ha elaborado la escala Klinkenberg. Se basa en la idea de que “la permeabilidad a un gas es una función
del promedio del recorrido libre medio de las partículas del gas”, lo cual significa que la permeabilidad depende de factores tales como temperatura, presión y
composición de los gases.

El factor de permeabilidad de Klinkenberg se obtiene midiendo la permeabilidad al aire a distintas presiones y graficando la permeabilidad al gas versus la inversa de las presiones medias, extrapolando la curva hacia la presión media infinita, luego la permeabilidad al gas será semejante a la permeabilidad al líquido.

El factor de permeabilidad de Klinkenberg es, pues, una medida de la fracción de error que se deriva del desplazamiento cuando se usa gas a baja presión en lugar de un líquido. El equipo se muestra en la foto siguiente.

Informe en condición STD

De los ensayos descriptos, se realiza un informe donde se presenta una tabla con datos tales como número de muestra, profundidad, densidad aparente y real,
porosidad, permeabilidad al gas y klinkerberg, un perfil de porosidad vs. profundidad, un perfil de permeabilidad vs. profundidad, un perfil de densidad real
vs. Profundidad, gráficos de frecuencias, de correlación entre logaritmo de (Kgas) vs. Porosidad y Datos Estadísticos de la población de muestras, (los siguientes
son ejemplos de algunos de los gráficos presentados en los informes).

Petrofísica básica a presión neta de confinamiento ( NOBP).

         Se realizan las mismas determinaciones que en la etapa anterior, pero la     muestra es colocada en una celda Hassler Triaxial, sometida a una determinada presión neta de sobrecarga o confinamiento (NOBP: Net Over Burden Pressure).

Porosidad a NOBP.

         Se mide en una celda Hassler Triaxial de alta presión (Figura 1), con una presión máxima de confinamiento de 13000 psi. En esta celda se coloca la muestra, se le aplica presión de confinamiento (según lo remitido por el cliente o se calcula en laboratorio con los datos de campo). Se procede de igual forma que para la medición STD, midiendo inicialmente una muestra patrón y posteriormente la muestra en estudio.
En este caso se determina el Volumen Poral de la muestra, utilizando la ley de Boyle, la porosidad  se calcula como el cociente entre el Volumen Poral y el Volumen total de la muestra. Para la medición se utiliza gas Helio de alta pureza. La temperatura es la ambiente controlada por un sistema de climatización.

Permeabilidad al gas a NOBP.                                
                          
La medición de la permeabilidad al gas es similar a la medida en condiciones STD, pero la muestra esta sometida a una presión neta de confinamiento, en una celda  Hassler Triaxial  de alta presión.                                    
A la muestra se le inyecta Gas Nitrógeno Seco, se  lee el caudal y la diferencia de presión, utilizándose para el cálculo la ley de Darcy para fluidos compresibles. La temperatura es la ambiente controlada por un sistema de climatización.                                                                                                  
Figura 1.                                                                   

Permeabilidad  Klinkenberg a NOBP.

Se procede de igual forma que  en condiciones STD, pero sometiendo a la   muestra a una presión de confinamiento equivalente a la NOBP.   

Informe en condición a NOBP                  

De los ensayos descriptos se informa una Tabla donde encontramos el número de muestra, su profundidad, la porosidad y la permeabilidad; se informan perfiles de porosidad y permeabilidad  vs. profundidad;  gráficos de frecuencias y
de correlación   entre  logaritmo de   (Kgas)  vs. Porosidad, así como Datos Estadísticos  Histogramas de Frecuencias y Correlaciones entre los parámetros porosidad y permeabilidad en condiciones STD vs NOBP.

Caracterización del Reservorio por Unidadesde Flujo.

Una unidad de flujo hidráulica se define como el volumen representativo del total de la roca reservorio dentro de la  cual las propiedades geológicas que controlan el flujo del fluido son internamente consistentes y diferentes de las propiedades de otras rocas. Por lo tanto una unidad de flujo es una zona del reservorio que es lateralmente y verticalmente continua y tienen flujos similares. Las unidades hidráulicas están relacionadas con la distribución de facies sedimentarias pero no necesariamente coinciden con los límites de las facies.

Los parámetros que influyen en el flujo de los fluidos son principalmente atribuidos a la geometría de las gargantas porales. Una unidad hidráulica puede incluir varios tipos de facies, dependiendo de la textura deposicional y contenido mineralógico. 

Con el FZI (Indicador de zona de Flujo) calculado se definen las  diferentes zonas del reservorio. Se realizan gráficos de frecuencia para identificar la mayor cantidad de muestras en cada zona y además se correlaciona Permeabilidad y Porosidad para cada FZI. En otro gráfico se relaciona el indicador de calidad del reservorio con las diferentes zonas a través del Øz (Relación entre el volumen poral y volumen de grano).

 
 

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