Paper Integral Geologia Yacimiento

Geologa e Ingeniera de Yacimientos

2.010 Engineering Reliability and Management (ER & M, C.A.)

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PPRROOGGRRAAMMAA IINNTTEEGGRRAALL DDEE FFOORRMMAACCIINN EENN PPRROOCCEESSOOSS

DDEE IINNGGEENNIIEERRAA DDEE YYAACCIIMMIIEENNTTOOSS YY PPRROODDUUCCCCIINN

MDULO I

GEOLOGA E INGENIERA DE YACIMIENTOS

Burgos, Mxico

Mayo, 2.010



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Introduccin

Empresas explotadoras de hidrocarburos, con miras hacia la excelencia,

buscan constantemente vas para mejorar su competitividad, con la finalidad de

lograr su ptimo rendimiento y una excelente rentabilidad de sus procesos y

productos. Esto se logra con la preparacin del personal de una manera integral,

incorporando nuevas tecnologas y mtodos que permitirn maximizar y optimar la

recuperacin de hidrocarburos de los yacimientos, considerando aspectos

fundamentales de la descripcin de los mismos para incrementar el valor agregado

de la industria.

Las empresas que hoy en da son ejemplo en su negocio, han aprendido que

para ser lderes y suplidores confiables en materia de hidrocarburos, deben formar

un equipo integrado tomando en consideracin el diseo, construccin, anlisis y

evaluacin econmica del activo, obteniendo de esta forma resultados acordes a un

ciclo de vida ptimo, partiendo de las diferentes disciplinas de las Geociencias.

De igual forma, una buena caracterizacin de los yacimientos, se inicia desde la

etapa inicial de su ciclo de vida, conociendo el Modelo Geolgico, incluyendo

informacin de roca y fluidos, que permitan contabilizar el volumen del yacimiento,

mediante clculos de Balance de Materiales, basndose en un Modelo Integrado de

Yacimientos.

Adicionalmente, para disponer de una buena descripcin del yacimiento, es

necesario conocer la relacin de presin, volumen y temperatura (PVT) y otras

propiedades fsicas y qumicas de los fluidos y/o roca contenidos en el yacimiento, lo

cual es esencial para resolver gran cantidad de problemas de ingeniera de

yacimientos.

Como se conoce, un fluido en el yacimiento puede encontrarse como lquido o

gas, dependiendo de la presin, temperatura y de la composicin del mismo. El

entendimiento de la composicin del crudo, gas y agua, sus propiedades y

comportamiento a condiciones de superficie y yacimiento, es necesario para lograr la



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caracterizacin del mismo, y as, definir el mejor esquema de recuperacin desde el

punto de vista tcnico econmico.

La composicin de los hidrocarburos permite determinar su estado y cun

fcilmente pueden ser recuperados. Para evaluar un yacimiento, el ingeniero de

petrleo, debe entender el comportamiento de los fluidos en el yacimiento bajo

condiciones estticas y dinmicas y en la superficie, como funcin de la variacin de

la temperatura y la presin.

As mismo, para determinar el volumen de hidrocarburos en el yacimiento, es

necesario conocer las propiedades fsicas de la roca contentiva de hidrocarburos

para poder determinar mediante un balance de materiales, el volumen de reservas

presentes y cuales mecanismos estn presentes para recuperar el hidrocarburo del

yacimiento.



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YACIMIENTOS

A continuacin se presentan algunos aspectos bsicos para poder comprender

la Ingeniera de Yacimientos, y as poder caracterizar fsicamente los mismos.

Definicin bsica de yacimiento

Es una unidad geolgica ubicada en el subsuelo, de volumen limitado, porosa y

permeable, capaz de contener hidrocarburos lquidos y/o gaseosos.

Ciclo de Vida del Yacimiento

La vida de un yacimiento se inicia con su descubrimiento durante la etapa de

exploracin, seguida por la delineacin y el desarrollo. Posteriormente se alcanza la

etapa de produccin, donde se debe seleccionar la estrategia ptima de explotacin,

evaluando los diferentes escenarios de recuperacin, alcanzando finalmente la etapa

de abandono del yacimiento.

Figura 1. Ciclo de vida de un yacimiento

La explotacin de las reservas de hidrocarburos de un yacimiento, considerado

como el principal activo de una empresa petrolera, esta regida por cuatro etapas

orientadas a garantizar la generacin de valor al negocio de produccin. Estas cuatro

etapas son:

Descubrimiento

Delineacin

Desarrollo

PrimariaSecundaria

RecuperacinMejorada

Abandono

Exploracin

Cuenca

rea

Prospecto

GERENCIA DE

YACIMIENTO

P R O D U C C I NP R O D U C C I N



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Modelaje de yacimientos Construccin de pozos Facilidades e infraestructuras de superficie Operaciones de Produccin

A pesar de que el modelaje tiene que ver con la caracterizacin del subsuelo a

partir de datos indirectos y que representa el proceso de mayor incertidumbre porque

su informacin es intangible, tiene un impacto de 40% sobre la eficiencia y

rentabilidad del negocio; por cuanto:

Establece los lineamientos para la construccin de pozos: nmero de pozos a perforar y/o reparar, caractersticas de los esquemas de completacin,

diseo general de los requerimientos para perforar, reactivacin de activos

improductivos y oportunidades de optimizacin en esquemas de drenaje de reservas

no convencionales como son los pozos horizontales, multilaterales, inclinados, entre

otros.

Emite especificaciones generales para dimensionar las facilidades e infraestructura de superficie estableciendo capacidad de compresin de fluidos,

volmenes y presin de fluidos a producir e inyectar, proporciona ubicacin de

localizaciones de pozo, plantas y estaciones recolectoras de fluido, requerimientos

sobre caractersticas de las lneas de produccin, necesidades de separacin,

almacenamiento, bombeo e inyeccin de fluidos.

Cuantifica los volmenes de produccin y su disposicin, perfil de mantenimiento de produccin y la actividad que le soporta, pronostico de inyeccin

de fluidos, estrategia para la optimizacin de la utilizacin del gas de producido,

disposicin de efluentes y productos indeseables, mtodos de produccin, plan de

captura de informacin adicional, mtodos de estimulacin, control de arena y

migracin de finos.

Un equipo de Ingeniera de Yacimientos debe preparar un programa de

evaluacin coordinado, para mostrar las necesidades de requerimientos de datos,

junto con sus costos y beneficios.



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Informacin generada durante la Explotacin de los Yacimientos

A lo largo de la vida de un yacimiento, desde la exploracin hasta el abandono,

una enorme cantidad de datos multidisciplinarios son recolectados. Se debe enfatizar

que los miembros del equipo necesitan trabajar como un equipo integrado para

desarrollar y llevar a cabo un programa eficiente de Gerencia del Dato.

A continuacin se muestra un esquema, donde se puede observar los

diferentes datos recolectados durante la vida del yacimiento, y los responsables de

tomar dicha data.

Quien recolecta los Datos?

ExploracinDescubrimiento,

DesarrolloEvaluacin

deFormacinProduccin

LevantamientoSsimico

Propiedades de Los Fluidos

NcleoRegistrosPruebas dePozos

Pruebas deproductinDatos de pruebas

SismlogosGeofsicosPerforadores

GeollogosPetrofsicosIngeneros

GeolgosIngeneros

Ingenerosde

YacimientosPerforacinProduccin

Figura 2. Responsabilidades en la gerencia de datos

Clasificacin de los Yacimientos

Los yacimientos pueden clasificarse de acuerdo a los siguientes criterios:

Geolgicos Estado de los fluidos que contiene. De acuerdo al mecanismo de produccin. El funcionamiento esperado de un yacimiento de gas y petrleo depende en

gran parte de la configuracin geomtrica del yacimiento en general, tambin como

de su relacin con las formaciones vecinas. Es importante, que el Ingeniero de

Yacimientos conozca qu clase de yacimiento est tratando para que pueda

considerar las condiciones existentes del subsuelo, lo que ayuda a deducir el posible

comportamiento esperado del campo.



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Segn el criterio geolgico. Trampas Estratigrficas

Son el resultado de un proceso de concentracin y de repetidas erosiones de

sedimentos depositados previamente o de cambios posteriores a la deposicin.

Algunos ejemplos son: lentes de arena, cambios de facies, calizas o dolomitas

porosas, sellos asflticos, cambios de permeabilidad, y otros.

Figura 3. Trampas Estratigrficas

Pueden ser generadas por:

Cambios laterales en la capacidad de almacenamiento de una misma unidad estratigrfica

Interrupcin de la secuencia estratigrfica La interrupcin de esta secuencia en contacto con una unidad

genticamente diferente

Trampas Estructurales

Originadas por los efectos deformantes producidos por la tectnica en las rocas

del subsuelo, como por ejemplo los pliegues y las fallas. Esta clase de trampas se

pueden dividir, segn la deformacin, cambios en el buzamiento, fallamiento y

combinacin de plegamiento. Ejemplos de este tipo de trampas son: fracturas en

calizas, discordancias, callamiento en areniscas, anticlinales, sinclinales, domos,

entre otros.



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Figura 4. Trampas Estructurales

Combinacin de ambas

No existe la lnea divisoria entre trampas totalmente estructurales y

estratigrficas no definidas. El grupo de trampas combinadas se refiere a yacimientos

en donde la estructura favorece en forma igual a las caractersticas estratigrficas y

litolgicas para el control de acumulacin, migracin y retencin del petrleo y gas.

Figura 5. Trampas Estructurales

Segn el Estado de los Fluidos:

Los fluidos en un yacimiento consisten en la presencia de diferentes tipos de

hidrocarburos que dependen de la composicin de la mezcla y de las condiciones de

presin y temperatura existente en el yacimiento. A continuacin se presenta un

diagrama de presin temperatura tpico para una composicin fija de mezcla.



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Figura 6. Diagrama de Presin y Temperatura

Este grfico permite clasificar los yacimientos en:

Saturados: cuando la presin del yacimiento es menor que la presin de burbujeo.

Sub-Saturados: Cuando la presin del yacimiento es mayor que la presin de burbujeo.

Condensado Retrgrado: ubicado entre el punto crtico y el cricondentrmico en estado gaseoso a condiciones iniciales.

Gas (Seco y/o Hmedo): existen en estado gaseoso a cualquier presin, pero a temperaturas mayores que la crtica.

De acuerdo al Mecanismo de Produccin

Empuje Hidrulico

Se produce cuando la disminucin de la presin de yacimiento, origina la

expansin de un acufero adyacente al mismo. El empuje puede ser activo o parcial,

segn sea el reemplazo volumtrico de fluido del acufero al yacimiento y lateral o de

fondo, segn la posicin del acufero en la estructura del yacimiento.



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Figura 7. Empuje por agua

Empuje por gas en solucin.

Es el mecanismo de produccin ms corriente y generalmente contribuye a la

produccin de la gran mayora de los yacimientos. Cuando los fluidos en el

yacimiento se encuentran en una sola fase o en dos fases uniformemente

distribuidas, a medida que se produce dicho yacimiento ocurre una disminucin de

presin la cual origina una expansin de los fluidos liberndose los hidrocarburos

ms livianos disueltos en el petrleo (gas) y ocupando el lugar del fluido producido.

Figura 8. Empuje por gas en solucin

Empuje por capa de gas.

Ocurre en yacimientos saturados, cuyos fluidos (petrleo y gas) no estn uniformemente distribuidos y la presin es menor que la de burbujeo. Bajo estas



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condiciones existir una capa de gas encima de la zona de petrleo, la cual se

expandir desplazando el petrleo hacia los pozos productores.

Figura 9. Empuje por capa de gas

Empuje por gravedad.

Ocurre nicamente bajo condiciones especiales, en las cuales el yacimiento

tiene alto buzamiento y favorece la segregacin por gravedad del petrleo y gas.

Esta segregacin es un flujo contracorriente donde el gas migra hacia la parte alta de

la estructura, separndose del lquido por diferencia de densidad. Con el tiempo y

dependiendo del volumen del yacimiento es posible que se forme una capa de gas

secundaria en el tope de la estructura, ayudando al drenaje total del yacimiento.

Figura 10. Empuje por gravedad



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Empuje Combinado.

Ocurre cuando el yacimiento, actan dos ms mecanismos de expulsin

simultneamente.

YACIMIENTOS DE GAS Y GAS CONDENSADO. PUNTO DE ROCO.

Yacimientos de gas

Una gran parte de la energa usada en el mundo proviene de los hidrocarburos

y sus derivados. Una de estas fuentes de energa es el gas natural, el cual se da bajo

condiciones de presin y temperatura en el yacimiento, de manera que ya no existe

hidrocarburo lquido o existe en muy baja proporcin.

Hay dos preguntas claves que deben ser respondidas tempranamente cuando

se trata del inicio de la explotacin de un yacimiento de gas y de la estrategia que se

aplicar durante su vida econmica productiva. La primera pregunta debe responder

al volumen de gas originalmente en sitio y, la segunda, al volumen remanente de gas

a cualquiera que sea la presin escogida para abandonar el yacimiento.

Para obtener el volumen de gas inicial en sitio (Gi) se requiere informacin

obtenida de los pozos perforados. La estimacin volumtrica ser de la misma

veracidad que tengan los valores ponderados utilizados para producirlas. Sin

embargo, los resultados volumtricos obtenidos para Gi no indican qu tipo de

mecanismo de produccin tiene el yacimiento de gas. Por tanto, para valores iguales

de Gi se puede pensar en un yacimiento volumtrico de gas, sin intrusin de agua,

que produce exclusivamente por expansin del gas, o se podra tener un yacimiento

con intrusin de agua adems de la energa disponible mediante la expansin del

gas.

Estos datos pueden ser obtenidos por diferentes mecanismos. Uno es

empleando la Ecuacin de Balance de Materiales, la cual se ha desarrollado en base

al balance del volumen original, balance del volumen de poros disponibles y balance

molecular para diferentes tipos de yacimientos.



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Al igual que en yacimientos de petrleo, en pozos de gas se llevan a cabo

pruebas de declinacin y restauracin de presin, las cuales son muy importantes

para determinar el comportamiento del yacimiento durante su vida productiva.

Los yacimientos de gas son aquellos en los cuales la mezcla de hidrocarburos

se encuentra inicialmente en fase gaseosa en el subsuelo y se clasifican en

yacimientos de:

Gas seco Gas hmedo Gas condensado

En los yacimientos de gas seco la mezcla de hidrocarburos permanece en fase

gaseosa, tanto en el subsuelo como en superficie, durante su vida productiva (a

cualquier presin). Adems, la temperatura de estos yacimientos es mayor que la

temperatura cricondentrmica de la mezcla.

En cambio, los yacimientos de gas hmedo producen lquido en superficie al

pasar la mezcla a travs del sistema de separacin, generando relaciones gas-

lquido (RGL) mayores de 15000 PCN/BN.

A diferencia de los anteriores, los yacimientos de gas condensado presentan

condensacin retrgrada en el yacimiento a presiones por debajo de la presin de

roco y temperaturas entre la crtica y la cricondentrmica de la mezcla. En este caso

las relaciones gas-lquido son superiores a 3200 PCN/BN. La Figura 11 ilustra las

fases gas y lquido que se presentan en estos yacimientos.

Clasificacin de los tipos de yacimientos de acuerdo con los diagramas de fases (composicin)

Desde un punto de vista ms tcnico, los diferentes tipos de yacimientos

pueden clasificarse de acuerdo con la localizacin de la temperatura y presin

iniciales del yacimiento con respecto a la regin de dos fases (gas y petrleo) en los

diagramas de fases que relacionan temperatura y presin.



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La Figura 11 es uno de estos diagramas de fases Presin-Temperatura (P-T),

para un determinado fluido de un yacimiento. El rea cerrada por las curvas del

punto de burbujeo y del punto de roco hacia el lado izquierdo inferior, es la regin de

combinaciones de presin y temperatura en donde existen dos fases: lquida y

gaseosa. Las curvas dentro de la regin de dos fases muestra el porcentaje de

lquido en el volumen total de hidrocarburo, para cualquier presin y temperatura.

Inicialmente, toda acumulacin de hidrocarburos tiene su propio diagrama de fases

que depende slo de la composicin de la acumulacin.

Figura 11. Diagrama de fases (composicin)

Consideremos un yacimiento con el fluido de la Figura 11, a una temperatura de

300 F y una presin inicial de 3700 lpca, punto A. Como dicho punto se encuentra

fuera de la regin de dos fases, el fluido se hallar inicialmente en estado de una

sola fase (monofsico), comnmente llamado gas. Como el fluido que queda en el

yacimiento durante la produccin permanece a 300 F, es evidente que el fluido



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permanecer en estado gaseoso (una sola fase) a medida que la presin disminuya

a lo largo de la trayectoria A"A1.

Ms an, la composicin del fluido producido por el pozo no variar a medida

que el yacimiento se agota. Esto ser cierto para cualquier acumulacin de esta

composicin, donde la temperatura del yacimiento excede el punto cricondentrmico

o mxima temperatura a la cual pueden existir dos fases, o sea, 250 F para el

ejemplo considerado.

Aunque el fluido que queda en el yacimiento permanecer en estado

monofsico, el fluido producido al pasar del fondo del pozo a los separadores en la

superficie, aunque en la misma composicin, puede entrar en la regin de dos fases

debido a la disminucin de la temperatura, como lo representa la lnea A"A2.

Esto implica la produccin de lquido condensado en la superficie a partir de un

gas en el yacimiento. Es lgico que si el punto cricondentrmico de un fluido est por

debajo, por ejemplo, 50 F, slo existir gas en las superficies a las temperaturas

normales de ambiente, y la produccin se denominar de gas seco. No obstante, la

produccin puede an contener fracciones lquidas que pueden removerse por

separacin a baja temperatura o por plantas de recuperacin de gasolina del gas

natural.

Consideremos de nuevo un yacimiento con el mismo fluido de la Figura 11, pero

a una temperatura de 180 F y presin inicial de 3300 lpca, punto B. aqu la

temperatura del yacimiento excede la temperatura crtica y, como antes, el fluido se

encuentra en estado monofsico denominado fase gaseosa o simplemente gas.

A medida que la presin disminuye debido a la produccin, la composicin del

fluido producido ser la misma que la del fluido del yacimiento A, y permanecer

constante hasta alcanzar la presin del punto de roco, a 2545 lpca, punto B1. Por

debajo de esta presin, se condensa lquido del fluido del yacimiento en forma de

roco; de all que este tipo de yacimiento comnmente se le denomine yacimiento de

punto de roco. Debido a esta condensacin, la fase gaseosa disminuir su contenido



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lquido. Como el lquido condensado se adhiere al material slido o paredes de los

poros de la roca, permanecer inmvil.

Por consiguiente, el gas producido en la superficie tendr un contenido lquido

menor, aumentando la relacin gas-petrleo de produccin. Este proceso,

denominado condensacin retrgrada, contina hasta alcanzar un punto de mximo

volumen lquido, 10% a 2250 lpca, punto B2. Se emplea el trmino retrgrado porque

generalmente durante una dilatacin isotrmica ocurre vaporizacin en lugar de

condensacin, una vez que se alcanza el punto de roco, debido a que la

composicin del fluido producido vara, la composicin del fluido remanente en el

yacimiento tambin cambia, y la curva envolvente comienza a desviarse.

El diagrama de fases de la Figura 11 representa una mezcla y slo una mezcla

de hidrocarburos. Lamentablemente, para recuperacin mxima de lquido, esta

desviacin es hacia la derecha, lo que acenta aun ms la prdida de lquido

retrgrado en los poros de la roca del yacimiento.

Si ignoramos por el momento esta desviacin en el diagrama de fases, desde el

punto de vista cualitativo, la vaporizacin del lquido formado por condensacin

retrgrada (lquido retrgrado) se presenta a partir de B2 hasta la presin de

abandono B3. Esta revaporizacin ayuda a la recuperacin lquida y se hace

evidente por la disminucin en las razones gas-petrleo en la superficie.

La prdida neta de lquido retrgrado es evidentemente mayor para:

Menores temperaturas en el yacimiento Mayores presiones de abandono Mayor desviacin del diagrama de fases hacia la derecha, lo cual es,

naturalmente, una propiedad del sistema de hidrocarburos.

En cualquier tiempo, el lquido producido por condensacin retrgrada en el

yacimiento est compuesto, en gran parte, de un alto porcentaje (por volumen) de

metano y etano, y es mucho mayor que el volumen de lquido estable que pudiera

obtenerse por condensacin del fluido del yacimiento a presin y temperatura

atmosfrica.



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La composicin del lquido producido por condensacin retrgrada cambia a

medida que la presin disminuye, de manera que 4% del volumen lquido retrgrado

a una presin, por ejemplo, de 750 lpca puede contener un condensado estable a

condiciones de superficie equivalente a 6% del volumen retrgrado a 2250 lpca.

Si la acumulacin ocurre a 3000 lpca y 75 F, punto C, el fluido del yacimiento

se encuentra en estado monofsico, denominado en este caso lquido, debido a que

la temperatura est por debajo de la temperatura crtica. Este tipo de yacimiento se

denomina de punto de burbujeo, ya que a medida que la presin disminuye se

alcanzar el punto de burbujeo, en este caso 2550 lpca, punto C1.

Por debajo del punto de burbujeo aparecen burbujas, o una fase de gas libre.

Eventualmente, el gas libre comienza a fluir hacia el pozo, aumentando

continuamente. Inversamente, el petrleo fluye cada vez en cantidades menores, y

cuando el yacimiento se agota queda an mucho petrleo por recuperar. Otros

nombres empleados para este tipo de yacimiento de lquido (petrleo) son:

yacimiento de deplecin, de gas disuelto, de empuje por gas en solucin, de

dilatacin o expansin y de empuje por gas interno.

Finalmente, si la misma mezcla de hidrocarburos ocurre a 2000 lpca y 150 F,

punto D, existe un yacimiento de dos fases, que contiene una zona de lquido o de

petrleo con una zona o capa de gas en la parte superior. Como las composiciones

de las zonas de gas y de petrleo son completamente diferentes entre s, pueden

representarse separadamente por diagramas de fases individuales (que tendrn

poco comn entre s) o con el diagrama de la mezcla.

Las condiciones de la zona lquida o de petrleo sern las del punto de

burbujeo y se producir como un yacimiento de punto de burbujeo, modificado por la

presencia de capa de gas. Las condiciones de la capa de gas sern las del punto de

roco y puede ser retrgrada o no retrgrada.

En base a lo discutido en los prrafos anteriores y desde un punto de vista ms

tcnico, los yacimientos de hidrocarburos se encuentran inicialmente ya sea en

estado monofsico (A, B y C) o en estado bifsico (D), de acuerdo con la posicin



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relativa de sus presiones y temperaturas en los diagramas de fases. En deplecin

volumtrica (donde no existe intrusin de agua) estos diferentes yacimientos

monofsicos pueden comportarse:

Como yacimientos simples o normales de gas (A), donde la temperatura del yacimiento excede el cricondentrmico.

Como yacimientos de condensacin retrgrada (de punto de roco) (B), donde la temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura crtica y la

temperatura del punto cricondentrmico.

Como yacimientos de gas disuelto (de punto de burbujeo) (C), donde la temperatura del yacimiento est por debajo de la temperatura crtica.

Cuando la presin y la temperatura caen dentro de la regin de dos fases,

existir una zona de petrleo con una capa de gas en la parte superior. La zona de

petrleo producir como un yacimiento de petrleo de punto de burbujeo y la capa de

gas como un yacimiento monofsico de gas (A) o como un yacimiento retrogrado de

gas (B).

Fluidos originales en sitio

Yacimientos de Gas Seco

(1)

(2)

Donde:

GOES: Gas Original en Sitio, PCN

A: rea del yacimiento, acres



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h: Espesor, pies

: Porosidad, fraccin

Swi: Saturacin inicial de agua, fraccin

Bgi: Factor Volumtrico del gas @ Pi y Tf, PCY/PCN

Pi: Presin inicial, lpca

Tf: Temperatura de la formacin (yacimiento), 0R

Zgi: Factor de compresibilidad del gas @ Pi y Tf

Clculo de recuperacin unitaria

En muchos yacimientos de gas, particularmente durante la etapa de desarrollo,

no se conoce el volumen total. En este caso, es mejor hacer los clculos del

yacimiento en base unitaria, por lo general un acre-pie de volumen total de roca

reservorio.

Yacimientos de Gas Volumtricos

Es conveniente saber que una unidad o un acre-pie de volumen total de roca de

yacimiento contienen:

Volumen de agua innata en pies cbicos:

Espacio poroso disponible para gas en pies cbicos:

Espacio poroso del yacimiento en pies cbicos:

El nmero inicial de pies cbicos normales de gas en el yacimiento en la unidad

es:



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G se expresa en pies cbicos normales cuando el factor volumtrico de gas se

expresa en pies cbicos normales por pie cbico del yacimiento. Las condiciones

normales son las empleadas en el clculo del factor volumtrico del gas, pero puede

cambiarse a otras condiciones por medio de la ley de los gases perfectos.

La porosidad, se expresa como una fraccin del volumen bruto o volumen total,

y la saturacin de agua innata, como una fraccin del volumen poroso. En un

yacimiento volumtrico se considera que no vara la saturacin de agua intersticial,

de manera que el volumen de gas en el yacimiento permanece constante. Si es el

factor volumtrico del gas a la presin de abandono, los pies cbicos normales de

gas residual al tiempo de abandono son:

La recuperacin unitaria es la diferencia entre el gas inicial en el yacimiento en

una unidad de volumen total de roca y el gas remanente en el yacimiento en la

misma unidad de roca al tiempo de abandono, es decir, el gas producido hasta la

presin de abandono, o:

Recuperacin unitaria:

(7)

La recuperacin unitaria tambin se denomina reserva inicial unitaria o por

unidad, y generalmente es inferior al gas inicial por unidad en el yacimiento. La

reserva inicial en cualquier etapa de agotamiento es la diferencia entre la reserva

inicial unitaria y la produccin unitaria hasta esa etapa del agotamiento. La

recuperacin fraccional o factor de recuperacin expresado en porcentaje del gas

inicial in situ es

Factor de recuperacin:

(8)



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La experiencia con yacimientos volumtricos de gas indican que las

recuperaciones varan entre 80 y 90%. Algunas compaas de gasoductos fijan la

presin de abandono en 100 lpca por 1000 pies de profundidad.

A las condiciones iniciales, una unidad (1 acre-pie) de volumen total de roca del

yacimiento contiene (en pies cbicos):

Volumen de agua innata:

Volumen disponible para gas:

Volumen de gas a condiciones normales:

En muchos yacimientos con empuje hidrulico, despus de una disminucin

inicial de presin, el agua entra al yacimiento a una tasa igual a la produccin,

estabilizndose en esta forma la presin del yacimiento. En este caso la presin

estabilizada es la presin de abandono.

Si Bga es el factor volumtrico del gas a la presin de abandono y Sgr la

saturacin residual de gas, expresada como una fraccin del volumen poroso,

despus de que el agua invade la unidad, una unidad (1 acre-pie) de roca de

yacimiento en las condiciones de abandono contiene (en pies cbicos):

Volumen de agua:

Volumen de gas a condiciones del yacimiento. :

Volumen de gas a condiciones normales:



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La recuperacin unitaria es la diferencia entre el gas inicial y el residual en la

unidad del volumen total de roca ambos a condiciones normales, o:

Recuperacin unitaria en

(9)

El factor de recuperacin expresado como porcentaje del gas inicial en el

yacimiento es:

Factor de recuperacin = (10)

Si el empuje hidrulico es muy activo y prcticamente no ocurre disminucin en

la presin del yacimiento, la recuperacin unitaria y el factor de recuperacin,

respectivamente, se convierten en:

Recuperacin unitaria = (11)

Factor de recuperacin: (12)

Debido a que la saturacin residual del gas es independiente de la presin, la

recuperacin ser mayor para una presin menor de estabilizacin.

La saturacin residual de gas puede medirse en el laboratorio mediante

muestras representativas de la formacin. En muchas oportunidades los valores

varan entre 16 y 50 %, con un promedio de 30%. Estos datos ayudan a explicar en

parte las recuperaciones tan bajas obtenidas en algunos yacimientos con empujes

hidrulicos.

Por ejemplo, un yacimiento de gas con una saturacin inicial de agua de 30% y

una saturacin residual de gas 35%, tiene un factor de recuperacin de solo 50% si

se produce por empuje hidrulico activo, es decir, donde la presin del yacimiento se

estabiliza cerca de la presin inicial. Cuando la permeabilidad del yacimiento es



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uniforme, este factor de recuperacin es significativo, excepto por una correccin que

toma en cuenta la eficiencia de la configuracin de drenaje y la conificacin de agua

o lbulos formados por sta.

Cuando existen formaciones bien definidas de bajas y altas permeabilidades, el

agua avanza ms rpido por entre las capas ms permeables, de manera que

cuando un pozo de gas se abandona por su excesiva produccin de agua, an

queda considerable cantidad de gas por recuperar en las capas menos permeables.

Debido a estos factores puede concluirse que las recuperaciones de gas por

empuje hidrulico son generalmente inferiores a las de deplecin volumtrica; sin

embargo, esta conclusin no se aplica para el caso de recuperaciones de petrleo.

Yacimientos de gas con empuje hidrulico tienen la ventaja que mantienen presiones

de flujo y tasas de produccin mayores que en yacimientos de gas con empuje por

deplecin o agotamiento. Esto se debe, naturalmente, al mantenimiento de una

presin mayor como resultado de la intrusin de agua.

En el clculo de las reservas de gas de una unidad, es de mayor importancia

conocer el gas recuperable por pozo, que el gas total recuperable inicialmente de tal

unidad o rea, parte del cual puede ser recuperado por pozos adyacentes.

En yacimientos volumtricos, donde el gas recuperable pozo del yacimiento, es

el mismo, las recuperaciones sern iguales siempre y cuando los pozos produzcan

en la misma proporcin. Por otra parte, cuando vara el gas existente en las

diferentes unidades (pozos), como en el caso en que vare el espesor de la

formacin, y si los pozos producen en la misma proporcin, la reserva de gas inicial

de la seccin donde la formacin es de mayor espesor ser menor que el gas

recuperable inicial de esa seccin.

En yacimientos de gas con empuje hidrulico, cuando la presin se estabiliza

cerca de la presin inicial del yacimiento, un pozo situado en la parte ms baja de la

estructura divide su gas inicial recuperable con los dems pozos buzamiento arriba y

en lnea con l. Por ejemplo, si se perforan tres pozos en lnea a lo largo del

buzamiento en la parte superior de sus respectivas unidades, asumidas iguales, y si



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todos producen a la misma proporcin, el pozo situado en la parte inferior de la

estructura recuperar aproximadamente una tercera parte del gas subyacente inicial.

Si el pozo se perfora ms abajo en la estructura cerca del centro de la unidad,

su recuperacin ser an menor. Si la presin se estabiliza por debajo de la presin

inicial del yacimiento, el factor de recuperacin aumentar para los pozos situados en

la parte inferior de la estructura.

Generalmente, cuando se trata de evaluar cuantitativamente el comportamiento

de un yacimiento de gas, se toman mediciones precisas y frecuentes de la presin y

de la produccin. La recoleccin de esta informacin facilita la preparacin de un

grfico de los valores P / Z versus Gp. Si se obtiene una lnea recta, se puede

concluir, que el yacimiento es volumtrico. Inclusive, se puede proceder a la

extrapolacin de la recta obtenida para determinar la totalidad del gas inicial en sitio

en el yacimiento (Gi).

Figura 12. Grfico de los valores P / Z versus Gp.

Si la lnea obtenida no es recta y muestra una pendiente decreciente, esto

indica que el yacimiento no es volumtrico sino que, adems de la energa que

posee como resultado de su compresibilidad, tiene una entrada de energa adicional

al volumen de control, y la procedencia de esta energa es atribuible al empuje de un

acufero.



25

El flujo de agua (o de otro fluido, como es el caso de comunicacin mecnica

con un yacimiento de petrleo a mayor presin), hace que las presiones medidas

sean mayores de las esperadas si el yacimiento fuese volumtrico. En estos casos,

la Ecuacin Generalizada de Balance de Materiales para yacimientos de gas se

utilizan para cuantificar We vs. P, luego de haber estimado Vi por mtodos

volumtricos (mapas, perfiles petrofsicos de pozos, anlisis de laboratorio de las

rocas y de los fluidos).

El agua producida debera ser aforada para disponer de cifras

cronolgicamente confiables; sin embargo, esto no es comn hacerlo u se recurre a

la estimacin del agua producida utilizando las pruebas mensuales de control. De

igual manera, se proceder al clculo de la produccin de gas natural durante el

perodo de aplicacin de la prueba.

Produccin de Lquidos de Yacimientos de Gas

Se definen como yacimientos de gas natural aquellos que a lo largo de toda su

historia se mantienen en el yacimiento en estado de vapor (Py, Ty). Sin embargo,

este tipo de yacimiento puede producir cierto volumen de lquido por condensacin,

lo cual ocurre en las tuberas de produccin y en las instalaciones de superficie. Esta

condensacin ocurre por enfriamiento y fuera del yacimiento.

Errores, restricciones y limitaciones de las ecuaciones

La precisin de los clculos de reservas por el mtodo volumtrico, depende de

la exactitud de los datos que entran en los clculos. La precisin del clculo de gas

inicial en el yacimiento depende de los posibles errores en los valores promedios de

porosidad, saturacin de agua innata, presin y factor de desviacin del gas, lo

mismo que en la determinacin del volumen productor bruto.

Con los mejores datos que pueden obtenerse de ncleos y registros en

yacimientos uniformes, es difcil calcular el gas inicial en el yacimiento con una

aproximacin inferior del 5 por ciento, valor que puede ascender a 100 por ciento o

ms, segn la uniformidad del yacimiento y la cantidad y calidad de los datos

disponibles.



26

La reserva es el producto del gas en el yacimiento por el factor de recuperacin.

En yacimientos volumtricos la reserva del mismo, en general, a cualquier presin de

abandono, debe conocerse con la misma precisin que el gas inicial en el

yacimiento.

En yacimientos de empuje hidrosttico se requiere, adems, el clculo

aproximado del volumen invadido del yacimiento al abandono y al saturacin residual

del gas. Si el yacimiento presenta estratificaciones de permeabilidad, el problema se

agrava, y, como resultado, la precisin disminuye. En general, los clculos de

reservas son ms exactos en yacimientos volumtricos que en los de empuje

hidrulico.

Cuando las reservas se calculan en base a un pozo o unidad del yacimiento, la

precisin se reduce an ms debido a drenaje, que ocurre tanto en yacimientos

volumtricos como en los de empuje hidrosttico. El uso de balance de materiales,

para calcular, el gas en el yacimiento incluye los trminos del factor volumtrico del

gas de acuerdo con la ecuacin. Por supuesto, la precisin de los clculos es funcin

del error probable en estos trminos.

El error en la produccin de gas Gp proviene de errores en la medicin del gas,

en el clculo aproximado de consumo y prdidas por escapes en la unidad y en el

clculo aproximado del gas de los separadores de baja presin o de los tanques de

almacenamiento.

A veces ocurren escapes subterrneos debido a fallas y corrosin en las

tuberas de revestimiento o a cementaciones defectuosas y en el caso de pozos de

produccin de dos zonas, pueden ocurrir escapes o comunicacin entre ellas.

Se producen tambin inexactitudes en la determinacin del gas producido,

cuando el gas proveniente de dos o ms yacimientos se mezcla antes de medirse, ya

que el clculo de produccin correspondiente a cada yacimiento se efecta en base

a pruebas peridicas de produccin de pozos. Los medidores se calibran por lo

general con tolerancias de uno por ciento, por tanto, en las mejores circunstancias es



27

difcil conocer la produccin de gas con una precisin mayor del dos por ciento,

variando la precisin promedia desde pocas, a varias unidades por ciento.

Los errores en las precisiones se deben a errores en los medidores de presin y

a las dificultades de promediarlas, especialmente cuando existen diferencias altas de

presin a travs del yacimiento. Errores adicionales resultan en la determinacin de

presin del yacimiento a partir de presiones medidas en la cabeza del pozo.

Si el campo no se ha desarrollado totalmente, es lgico que la presin promedia

corresponder a la parte desarrollada, cuyo valor es menor que la presin promedia

de todo el yacimiento. Cuando la produccin de agua en pozos de gas es poca,

generalmente no se tiene en cuenta; y cuando es significativa, se determina

aproximadamente por medio de pruebas peridicas de los pozos.

Adems de los errores incluidos en los datos que entran en la ecuacin de

balance de materiales, existen otros factores de menor importancia no considerados

en la deduccin de la ecuacin. Estos son: variacin del volumen de agua innata con

presin, cambio de porosidad con la presin y liberacin de gas disuelto en el agua

innata con disminucin de presin. Estos factores pueden incluirse en la ecuacin de

balance de materiales si as lo garantiza la precisin de los datos.

La presencia de pequeas, pero ignoradas cantidades de intrusin de agua,

condensacin retrgrada o ambos, tambin afectan los resultados. En las mejores

circunstancias, los clculos de balance de materiales del gas en el yacimiento rara

vez tienen una precisin mayor del 5 por ciento, pudiendo ser mucho menor. Lo

mismo ocurre con la estimacin de reservas.

En resumen, el gas natural representa una fuente de energa importante para el

futuro, pues ya se ha hablado de los beneficios que trae su uso. Se puede emplear

como combustible, disminuyendo la contaminacin del medio ambiente por parte de

los gases que se producen por efecto del uso de gasolina. As como este, otros usos

importantes pueden ser dados al gas natural para mejorar los procesos industriales

que se llevan a cabo diariamente en diferentes industrias, algunas relacionadas con

el petrleo y otras no.



28

Por esta razn, los yacimientos de gas deberan ser tomados en cuenta de una

manera ms primordial, pues representa la posibilidad de no depender del petrleo

solamente como fuente de energa principal. Se debe brindar ms apoyo en el

estudio y anlisis de estos yacimientos, para poder conocer el comportamiento de

presin, produccin y parmetros asociados a la explotacin correcta del mismo. Sin

embargo, existen pocos estudios al respecto, debido a que el petrleo ocupa la gran

parte del mercado de los hidrocarburos.

Ya dentro de los estudios realizados se observan grandes avances, como los

realizados por Russell y Goodrich y Al-Hussainny, Ramey y Crawford, quienes

estudiaron las tcnicas para linealizar la ecuacin diferencial que regula el flujo de un

gas real a condiciones de yacimiento.

Otro aporte muy importante fue hecho por Darcy, quien incluy en las

ecuaciones el coeficiente de resistencia inercial, el cual se presenta a altas tasas de

flujo, como ocurre en algunos casos de flujo de gas.

A pesar de estos estudios, los resultados siguen presentando errores y

restricciones en el uso de las ecuaciones, los cuales deben ser estudiados para

lograr minimizarlos y poder obtener un mejor conocimiento sobre el comportamiento

de los yacimientos de gas natural.

Yacimientos de gas condensado

Un yacimiento de gas condensado puede obstruirse con sus componentes ms

valiosos. La saturacin del lquido condensado puede incrementarse en la regin

vecina al pozo como consecuencia de la cada de presin por debajo del punto de

roco, restringiendo en ltima instancia el flujo de gas. La restriccin en la zona

vecina al pozo puede reducir la productividad de un pozo en un factor de dos o ms.

Este fenmeno, conocido como formacin de bloque o banco de condensado,

es el resultado de una combinacin de factores, incluyendo las propiedades de las

fases de fluidos, las caractersticas del flujo de la formacin y las presiones

existentes en la formacin y en el pozo. Si estos factores no se comprenden en las



29

primeras instancias del desarrollo de un campo petrolero, tarde o temprano el

rendimiento de la produccin se ver afectado.

Por ejemplo, la productividad de los pozos del Campo Arun, situado en Sumatra

del Norte, Indonesia, declin significativamente unos 10 aos despus de que

comenzara la produccin. Se trataba de un problema serio, ya que la productividad

de los pozos resultaba crtica para satisfacer las obligaciones contractuales de

entrega de gas. Los estudios de pozos, incluyendo las pruebas de presiones

transitorias, indicaron que la prdida era causada por la acumulacin de condensado

cerca del pozo.

El Campo Arun es uno de los tantos yacimientos de gas condensado gigantes

que en conjunto contienen un recurso global significativo. El Campo

Shtokmanovskoye, situado en el Mar de Barents en Rusia, el Campo Karachaganak

en Kazajstn, el Campo Norte en Qatar que se convierte en el Campo Sur Pars en

Irn, y el Campo Cupiagua en Colombia, son otros de los grandes recursos de gas

condensado que existen en el mundo.

Es necesario analizar la combinacin de la termodinmica de los fluidos y la

fsica de las rocas, que resulta en la segregacin de condensado y en la formacin

de bloques de condensado, as como, examinar las implicancias para la produccin y

los mtodos de manejo de los efectos de la segregacin de condensado, incluyendo

el modelado de yacimientos, para pronosticar el desempeo de los campos

petroleros.

Formacin de gotas de roco

Un gas condensado es un fluido monofsico en condiciones de yacimiento

originales. Est compuesto principalmente de metano (C1) y de otros hidrocarburos

de cadena corta, pero tambin contiene hidrocarburos de cadena larga,

denominados fracciones pesadas. Bajo ciertas condiciones de temperatura y presin,

este fluido se separar en dos fases, una fase gaseosa y una fase lquida, lo que se

conoce como condensado retrgrado.



30

Figura 13. Acumulacin de condensado cerca del pozo

Los fluidos de gas condensado se denominan retrgrados porque su

comportamiento puede ser la inversa de los fluidos que comprenden componentes

puros. A medida que la presin de yacimiento declina y atraviesa el punto de roco,

se forma lquido y el volumen de la fase lquida aumenta con la cada de la presin.

El sistema alcanza un punto en un condensado retrgrado en el que, conforme la

presin contina declinando, el lquido se re-evapora.

Figura 14. Diagrama de fases de un sistema de gas condensado.



31

La Figura 14, es la grfica de la relacin presin-volumen-temperatura (PVT) e

indica el comportamiento monofsico fuera de la regin bifsica, que est limitada

por las lneas correspondientes al punto de burbujeo y al punto de roco. Todas las

lneas de saturacin de fase constante (lneas de guiones) convergen en el punto

crtico. Los nmeros indican la saturacin de la fase vapor.

En un yacimiento de gas condensado, la condicin inicial del yacimiento se

encuentra en el rea monofsica, a la derecha del punto crtico. Conforme declina la

presin del yacimiento, el fluido atraviesa el punto de roco y una fase lquida se

separa del gas. El porcentaje de vapor disminuye, pero puede aumentar nuevamente

con la declinacin continua de la presin.

La cricondenterma es la temperatura mxima a la cual pueden coexistir dos

fases. Los separadores de superficie habitualmente operan en condiciones de baja

presin y baja temperatura.

Durante el proceso de produccin del yacimiento, la temperatura de formacin

normalmente no cambia, pero la presin se reduce. Las mayores cadas de presin

tienen lugar cerca de los pozos productores. Cuando la presin de un yacimiento de

gas condensado se reduce hasta un cierto punto, denominado presin de saturacin

o presin del punto de roco, una fase lquida rica en fracciones pesadas se separa

de la solucin; la fase gaseosa muestra una leve disminucin de las fracciones

pesadas (Figura 14).

La reduccin continua de la presin incrementa la fase lquida hasta que

alcanza un volumen mximo; luego el volumen de lquido se reduce. Este

comportamiento se puede mostrar en un diagrama de la relacin presin-volumen-

temperatura (PVT). El volumen de la fase lquida presente depende no slo de la

presin y la temperatura, sino tambin de la composicin del fluido.

Un gas seco, por definicin, tiene insuficientes componentes pesados como

para generar lquidos en el yacimiento aunque se produzca una gran cada de

presin cerca del pozo. Un gas condensado pobre genera un volumen pequeo de

fase lquida, menos de 561 m3 por milln de m3 (100 bbl por milln de pies3) y un gas



32

condensado rico genera un volumen de lquido ms grande, generalmente superior a

842 m3 por milln de m3 (150 bbl por milln de pies3).

No existen lmites establecidos en las definiciones de pobre y rico, y

descripciones adicionales, tales como muy pobre, tambin se aplican, de modo que

estas cifras deben tomarse como meros indicadores de rangos. La determinacin de

las propiedades de los fluidos puede ser importante en cualquier yacimiento, pero

desempea un rol particularmente vital en los yacimientos de gas condensado.

Por ejemplo, la relacin gas/condensado juega un papel importante en lo que

respecta a la estimacin del potencial de ventas tanto de gas como de lquido,

necesarias para dimensionar las instalaciones de procesamiento de superficie. La

cantidad de lquido que puede encontrarse inmovilizado en un campo, tambin es un

aspecto econmico esencial. stas y otras consideraciones, tales como la necesidad

de contar con tecnologas de levantamiento artificial y estimulacin de pozos,

dependen de la extraccin precisa de muestras de fluido.

Los errores pequeos producidos en el proceso de toma de muestras, tales

como la recoleccin de un volumen de lquido incorrecto, pueden traducirse en

errores significativos en el comportamiento medido, de modo que la extraccin de

muestras debe hacerse con sumo cuidado.

Pozos con carga de gas

Una vez que los fluidos del yacimiento ingresan en un pozo, tanto las

condiciones de temperatura como las condiciones de presin pueden variar. El

lquido condensado puede producirse dentro del pozo; sin embargo, tambin puede

acumularse en el fondo como resultado de los cambios producidos en las

condiciones imperantes en el pozo. Si el gas no tiene suficiente energa como para

transportar el lquido a la superficie, se produce la carga o retorno del lquido en el

pozo porque el lquido es ms denso que la fase gaseosa que viaja con l.

Si el lquido retorna por el pozo, el porcentaje de lquido aumentar pudiendo

finalmente restringir la produccin. Es de hacer notar que existen tecnologas de



33

levantamiento artificial por gas y bombeo que se utilizan para contrarrestar este

comportamiento.

Figura 15. Diagrama de un gas rico (forma un porcentaje superior de lquido que un

gas pobre)

Figura 16. Diagrama de un gas condensado pobre



34

Figura 17. Diagrama de un gas condensado rico y uno pobre

Figura 18. Diagrama de la formacin de un bloque de condensado

Cuando la presin disminuye a la temperatura del yacimiento, un gas rico forma

(Figura 16) un porcentaje superior de lquido que un gas pobre (Figura 17). El gas

rico produce la condensacin de ms condensado que el gas pobre (Figura 17). La

curva de condensacin de lquido se traza asumiendo que las dos fases permanecen

en contacto entre s.



35

No obstante, en un yacimiento se produce la fase de gas mvil; la saturacin

del lquido en la regin vecina al pozo aumenta hasta que tambin se vuelve mvil.

Como resultado, la formacin de un bloque de condensado puede afectar finalmente

a las formaciones que contienen tanto gas pobre como gas rico y el ndice de

productividad del pozo normalizado (J/J0) de ambos puede verse severamente

impactado (Figura 18).

Gotas de roco en un yacimiento

Cuando se forma por primera vez en un yacimiento de gas, el lquido

condensado es inmvil debido a las fuerzas capilares que actan sobre los fluidos.

Es decir, una gota microscpica de lquido, una vez formada, tender a quedarse

atrapada en los poros o gargantas de poros pequeas.

Incluso en el caso de los gases condensados ricos, con una condensacin

sustancial de lquido, la movilidad del condensado, que es la relacin entre la

permeabilidad relativa y la viscosidad, sigue siendo insignificante lejos de los pozos.

En consecuencia, el condensado que se forma en la mayor parte del yacimiento se

pierde en la produccin a menos que el plan de explotacin del yacimiento incluya el

reciclaje del gas.

El efecto de esta condensacin sobre la movilidad del gas es habitualmente

despreciable. Cerca de un pozo productor, la situacin es diferente. Cuando la

presin de fondo de pozo cae por debajo del punto de roco, se forma un sumidero

en la regin vecina al pozo. A medida que el gas ingresa en el sumidero, el lquido se

condensa. Luego de un breve perodo transitorio, se acumula suficiente lquido como

para que su movilidad se vuelva significativa. El gas y el lquido compiten por las

trayectorias de flujo, como lo describe la relacin entre sus correspondientes

permeabilidades relativas.

La formacin de un bloque de condensado es el resultado de la reduccin de la

movilidad del gas en las adyacencias de un pozo productor por debajo del punto de

roco (Figura 19).La cada de la presin del yacimiento por debajo del punto de roco

tiene dos resultados principales, ambos negativos: la produccin de gas y



36

condensado declina debido a la formacin de un bloque de condensado en la regin

vecina al pozo y el gas producido contiene menos fracciones pesadas valiosas

debido a la condensacin a travs de todo el yacimiento, donde el condensado tiene

una movilidad insuficiente como para fluir en direccin hacia el pozo.

Figura 19. Formacin de un bloque de condensado

Cuando la presin de fondo de pozo cae por debajo del punto de roco, el

condensado se separa de la fase gaseosa. Las fuerzas capilares favorecen el

contacto del condensado con los granos (a la derecha). Luego de un breve perodo

transitorio, la regin alcanza una condicin de flujo en estado estacionario con el gas

y el condensado fluyendo (extremo superior).

La saturacin de condensado, So, es mayor cerca del pozo porque la presin

es ms baja, lo que implica ms condensacin de lquido. La permeabilidad relativa

al petrleo, kro, aumenta con la saturacin. La reduccin de la permeabilidad relativa

al gas, krg, cerca del pozo, ilustra el efecto de la formacin del bloque. El eje vertical,

representado por un pozo, es slo esquemtico.



37

Grandes prdidas de productividad han sido reportadas en pozos de campos de

gas condensado. En el Campo Arun, operado por ExxonMobil, la prdida en ciertos

pozos era superior al 50%. En otro ejemplo, ExxonMobil, report el caso de dos

pozos ahogados debido a la formacin de un bloque de condensado.

Shell y Petroleum Development Omn reportaron una prdida de productividad

del 67% en los pozos de dos campos petroleros. En otro campo, se report la

inversin de la declinacin de la productividad inicial. La productividad de los pozos

en el yacimiento de gas condensado moderadamente rico declin rpidamente

cuando las presiones de fondo de pozo cayeron por debajo del punto de roco. Esta

declinacin continu hasta que la presin en todo el yacimiento cay por debajo del

punto de roco, por lo que la productividad del gas comenz a incrementarse.

El modelado composicional indic que la saturacin del condensado aumentaba

cerca de los pozos hasta un 68% aproximadamente, reducindose la permeabilidad

del gas y, en consecuencia, su productividad. No obstante, al caer la presin en todo

el yacimiento por debajo del punto de roco, algo de lquido se condensaba en todas

partes. El gas que se desplazaba en direccin al pozo era ms pobre y tena menos

condensado para acumular en la regin vecina al pozo, lo que se tradujo en una

reduccin de la saturacin del condensado a un 55% aproximadamente y condujo a

un aumento de la productividad del gas. El bloque de condensado se redujo al

aumentar la movilidad del gas en la regin vecina al pozo.

Bloque de condensado

No todos los yacimientos de gas condensado estn limitados por presin debido

a la formacin de un bloque de condensado en la regin vecina al pozo, aunque

todos estos campos experimentarn este fenmeno. El grado en que la segregacin

de condensado constituye un problema para la produccin, depende de la relacin

entre la cada de presin experimentada dentro del yacimiento y la cada de presin

total que se produce desde las reas lejanas del yacimiento hasta un punto de

control en la superficie.



38

Si la cada de la presin del yacimiento es significativa, la cada de presin

adicional debida a la segregacin de condensado puede ser muy importante para la

productividad del pozo. Esta condicin es tpica en formaciones con un valor bajo de

la capacidad de flujo, que es el producto de la permeabilidad por el espesor neto de

la formacin (kh).

Contrariamente, si en el yacimiento se produce una pequea fraccin de la

cada de presin total, lo que es habitual en formaciones con valores de kh altos, la

cada de presin adicional producida en el yacimiento como consecuencia del bloque

de condensado tendr probablemente poco impacto sobre la productividad de los

pozos.

Como pauta general, se puede asumir que el bloque de condensado duplica la

cada de presin en el yacimiento para la misma tasa de flujo. Conceptualmente, el

flujo en los yacimientos de gas condensado puede dividirse en tres regiones de

yacimiento, aunque en ciertas situaciones no estn presentes las tres.

Las dos regiones ms prximas a un pozo pueden formarse cuando la presin

de fondo de pozo est por debajo del punto de roco del fluido. La tercera regin, que

se forma lejos de los pozos productores, existe slo cuando la presin del yacimiento

est por encima del punto de roco.

Esta tercera regin incluye la mayor parte del rea del yacimiento que se

encuentra alejada de los pozos productores. Dado que est por encima de la presin

del punto de roco, slo existe y fluye una fase de hidrocarburo: el gas. El lmite

interior de esta regin tiene lugar donde la presin iguala a la presin del punto de

roco del gas de yacimiento original. Este lmite no es fijo sino que se desplaza hacia

afuera a medida que el pozo produce hidrocarburos y la presin de formacin cae,

desapareciendo finalmente cuando la presin en el lmite exterior cae por debajo del

punto de roco.

En la segunda regin, la regin de segregacin de condensado, el lquido se

separa de la fase gaseosa, pero su saturacin contina siendo suficientemente baja

como para que se mantenga inmvil; sigue existiendo flujo de gas monofsico. La



39

cantidad de lquido que se condensa queda determinada por las caractersticas de la

fase del fluido, como lo indica su diagrama PVT.

La saturacin del lquido aumenta y la fase gaseosa se vuelve ms pobre a

medida que el gas fluye hacia el pozo. Esta saturacin en el lmite interior de la

regin usualmente se aproxima a la saturacin crtica del lquido para el flujo, que es

la saturacin residual de petrleo.

En la primera regin, la ms cercana a un pozo productor, fluye tanto la fase

gaseosa como la fase de condensado. La saturacin del condensado en esta regin

es mayor que la saturacin crtica. Las dimensiones de esta regin oscilan entre

decenas de pies para los condensados pobres y cientos de pies para los

condensados ricos.

Su tamao es proporcional al volumen de gas drenado y al porcentaje de

condensacin de lquido. Dicha regin se extiende ms lejos del pozo para las capas

con una permeabilidad ms alta que la permeabilidad promedio, ya que a travs de

esas capas ha fluido un mayor volumen de gas. Incluso en los yacimientos que

contienen gas pobre, con baja condensacin de lquido, el bloque de condensado

puede ser significativo porque las fuerzas capilares pueden retener un condensado

que con el tiempo desarrolla alta saturacin.

Esta regin correspondiente al bloque de condensado en la zona vecina al pozo

controla la productividad del mismo. La relacin gas/condensado circulante es

bsicamente constante y la condicin PVT se considera una regin de expansin a

composicin constante.

Esta condicin simplifica la relacin existente entre la permeabilidad relativa al

gas y la permeabilidad relativa al petrleo, lo que hace que la relacin entre ambas

sea una funcin de las propiedades PVT. No obstante, en la regin vecina al pozo se

producen efectos de permeabilidad relativa adicionales porque la velocidad del gas, y

en consecuencia la fuerza viscosa, es extrema. La relacin entre la fuerza viscosa y

la fuerza capilar se denomina nmero capilar.



40

Las condiciones del gradiente de presin producidas por la alta velocidad o la

baja tensin interfacial poseen nmeros capilares altos, lo que indica que

predominan las fuerzas viscosas y que la permeabilidad relativa al gas es mayor que

el valor que se registra con tasas de flujo ms bajas.

A velocidades de flujo an ms altas, en la zona ms cercana al pozo, el efecto

inercial o efecto de Forchheimer reduce de alguna manera la permeabilidad relativa

al gas. La base de este efecto es el arrastre inicial que se produce cuando el fluido

se acelera para atravesar las gargantas de poros y luego disminuye la velocidad una

vez que ingresa en un cuerpo poroso. El resultado es una permeabilidad aparente

ms baja que la que podra esperarse a partir de la ley de Darcy.

Este efecto se conoce normalmente como flujo no darciano. El impacto global

de los dos efectos producidos por la alta velocidad es usualmente positivo, lo que

reduce el impacto del bloque de condensado.

Se necesitan experimentos de impregnacin de ncleos de laboratorio para

medir el efecto inercial y el efecto del nmero capilar sobre la permeabilidad relativa.

Si bien la primera indicacin de la presencia de un bloque de condensado es

habitualmente una declinacin de la productividad, su presencia a menudo se

determina mediante pruebas de presin transitoria. Se puede interpretar una prueba

de incremento de presin para mostrar la distribucin del lquido antes de cerrar el

pozo.

El comportamiento a corto plazo en la prueba de presin transitoria refleja las

condiciones existentes en la regin vecina al pozo. El bloque de condensado se

indica por la existencia de un gradiente de presin ms pronunciado cerca del pozo.

Con tiempos de prueba ms prolongados, la permeabilidad efectiva del gas lejos del

pozo domina la respuesta; la permeabilidad puede determinarse a partir de la curva

de la derivada del cambio de presin en un grfico doble logartmico de los cambios

de pseudo-presin y tiempo de cierre.

Si la prueba se prolonga suficiente tiempo, y ese tiempo de prueba de cierre

depende de la permeabilidad de la formacin, las propiedades del flujo lejos del pozo



41

sern evidentes. Manejo de yacimientos de gas condensado Histricamente, los

lquidos condensados han sido significativamente ms valiosos que el gas, situacin

que se mantiene en algunos lugares alejados de los mercados de gas o de los

sistemas de transporte.

El diferencial de precios motiv que el reciclaje del gas se convirtiera en una

prctica comn. La inyeccin de gas seco en una formacin para mantener la presin

del yacimiento por encima del punto de roco desplaza lentamente las valiosas

fracciones pesadas que an se encuentran en solucin en el gas del yacimiento. Con

el tiempo, el yacimiento es purgado; es decir, el gas seco o pobre es producido a una

presin de fondo de pozo baja.

YACIMIENTOS NATURALMENTE FRACTURADOS

Descripcin general de un yacimiento naturalmente fracturado.

Las fracturas se definen como superficies planas de discontinuidad, en donde la

roca ha perdido cohesin y los procesos de deformacin y alteracin de la misma

pueden ser ocupadas por fluidos.

Los yacimientos naturalmente fracturados plantean una paradoja relacionada

con la produccin. Incluyen yacimientos con baja recuperacin de hidrocarburos:

estos yacimientos pueden parecer altamente productivos al comienzo pero su

produccin declina rpidamente.

Adems, se caracterizan por la irrupcin temprana de gas o agua. Por otra

parte, forman parte de algunos de los yacimientos ms grandes y productivos de la

Tierra. La naturaleza paradjica de esta clase de yacimientos est dada por los

grandes esfuerzos que hace la industria por comprenderlos mejor y modelarlos con

suficiente certeza.

Si bien casi todos los yacimientos de hidrocarburos son afectados de alguna

manera por las fracturas naturales, los efectos de las fracturas a menudo se conocen

en forma imprecisa y en gran medida se subestiman. En los yacimientos



42

carbonatados, las fracturas naturales ayudan a generar porosidad secundaria y

estimulan la comunicacin entre los compartimientos del yacimiento.

No obstante, estos conductos de alta permeabilidad a veces entorpecen el flujo

de fluidos dentro de un yacimiento, conduciendo a la produccin prematura de agua

o gas y haciendo que los esfuerzos de recuperacin secundaria resulten ineficaces.

Las fracturas naturales tambin estn presentes en todo tipo de yacimiento

siliciclstico, lo que complica el aparentemente simple comportamiento de la

produccin dominado por la matriz. Adems, las fracturas naturales constituyen el

factor de producibilidad principal en una amplia gama de yacimientos menos

convencionales, incluyendo los yacimientos de metano en capas de carbn (CBM),

los yacimientos de gas de lutitas y los yacimientos de roca basamento y roca

volcnica.

Si bien las fracturas naturales desempean un rol menos importante en los

yacimientos de alta permeabilidad y alta porosidad, tales como las turbiditas,

comnmente forman barreras para el flujo, frustrando los intentos para calcular las

reservas recuperables y predecir la produccin con el tiempo en forma precisa.

Ignorar la presencia de las fracturas no es una prctica ptima de manejo de

yacimientos; tarde o temprano, es imposible ignorar las fracturas porque el

desempeo tcnico y econmico del yacimiento se degrada.

El mayor riesgo que implica la falta de una caracterizacin temprana de las

facturas naturales es que tal omisin puede limitar severamente las opciones de

desarrollo de campos petroleros. Por ejemplo, una empresa que no aprovecha las

oportunidades para evaluar las fracturas naturales durante la primera etapa de

desarrollo puede desperdiciar recursos en operaciones de perforacin de pozos de

relleno innecesarias.

Es probable que los equipos a cargo de los activos de las empresas nunca

lleguen a extraer los hidrocarburos originalmente considerados recuperables porque,

sin comprender el impacto de las fracturas naturales sobre el comportamiento de la



43

produccin, no habrn preparado adecuadamente el campo para la aplicacin de

tcnicas de recuperacin secundaria.

Se requiere examinar el impacto de las fracturas naturales sobre los

yacimientos de hidrocarburos, en las diferentes etapas de su desarrollo. Se analiza la

clasificacin de las fracturas naturales y los yacimientos naturalmente fracturados

(YNF), junto con los factores que afectan el comportamiento de stos ltimos.

Adems, se describen los mtodos utilizados en una variedad de escalas, para

identificar y caracterizar las fracturas naturales y modelar la

Figura 20. Imgenes microscpicas de formaciones fracturadas. 2000 micrmetros

Figura 21. Imagen longitudinal de un fragmento del ncleo de una roca obtenido en el

campo Cantarell. - 250 micrmetros



44

Fracturas naturales en el desarrollo de campos petroleros

La investigacin de las fracturas naturales debera iniciarse durante la etapa de

exploracin. Los afloramientos en superficie correspondientes a la seccin

prospectiva o los anlogos de yacimientos pueden constituir la base de un cimiento

litolgico, estructural y estratigrfico sobre el que los gelogos podrn construir

modelos conceptuales.

Figura 22. Afloramientos naturales

Estos modelos a menudo comienzan con el conocimiento de los esfuerzos

regionales. El estado de los esfuerzos es importante en los YNF porque determina en

gran medida si las fracturas estn abiertas para conducir los fluidos de yacimiento.

Adems, la magnitud y direccin de los esfuerzos horizontales desempean

roles cruciales en el diseo de los fracturamientos hidrulicos; tratamientos que

constituyen el mtodo de estimulacin primaria para los yacimientos.

Los levantamientos ssmicos de componentes mltiples (3C), adquiridos en las

primeras etapas del desarrollo de los campos petroleros, arrojan datos importantes

para la determinacin de la anisotropa azimutal, lo que es esencial para caracterizar

las fracturas naturales y colocar lo pozos en forma efectiva. Por ejemplo, el

conocimiento de la orientacin general de los sistemas de fracturas durante la

planeacin de los pozos aumenta significativamente la posibilidad de que un pozo

intercepte fracturas.



45

Clasificacin de las fracturas

A la hora de desarrollar y modelar los yacimientos fracturados, la capacidad de

comprender y predecir las caractersticas de los sistemas de fracturas y fallas es

esencial. La complejidad de los sistemas de fracturas naturales se capta en los

mtodos descriptivos, genticos y geomtricos que los geocientficos emplean para

clasificar las fracturas naturales.

El conocimiento de los tipos de fracturas mejora la simulacin del flujo de fluidos

a travs de las fracturas, porque los diversos tipos de fracturas conducen el fluido en

forma diferente. Para apreciar los esquemas de clasificacin comunes, se necesita

un conocimiento bsico de cmo se desarrollan las fracturas naturales. No obstante,

para adquirir ese conocimiento se requiere algo ms que la amplia observacin de

las fracturas naturales; es necesario vincular esas observaciones con datos de

experimentos de laboratorio controlados.

En el laboratorio, los tipos de fracturas se dividen en dos grupos relacionados

con su modo de formacin:

Las fracturas por esfuerzo de corte (cizalladura) que se forman con la cizalladura paralela a la fractura creada y las fracturas por esfuerzos de traccin que

se forman con una traccin perpendicular a la fractura creada.

Las fracturas por esfuerzo de corte y las fracturas de traccin descriptas a

partir de experimentos de laboratorio poseen contrapartes netas que existen

naturalmente; las fracturas por esfuerzo de corte corresponden a fallas, mientras que

las fracturas de traccin corresponden a grietas.

Esta distincin de ndole mecnica constituye una forma til de clasificar las

fracturas.

Las fallas por la ocurrencia de episodios tectnicos significativos, cuando el esfuerzo diferencial es alto. Las fallas tectnicas se forman habitualmente a lo largo

de una amplia gama de escalas, con desplazamientos que varan desde milmetros

hasta kilmetros. Las imgenes ssmicas generalmente permiten la deteccin de las

fallas ms grandes, mientras que se requieren datos de pozos para identificar y



46

caracterizar las fallas ms pequeas. Las fallas tectnicas tpicamente atraviesan la

estratigrafa sin impedimentos y, en consecuencia, se conocen como fallas no

limitadas por estratos.

Figura 23. Los esfuerzos principales y la creacin de las fracturas.

El diagrama muestra las direcciones de los tres esfuerzos principales, el

esfuerzo de compresin principal mximo, 1, el esfuerzo de compresin principal

mnimo, 3, y el esfuerzo intermedio, 2. Tambin se indica el fracturamiento

resultante. Las fracturas por esfuerzo de traccin (verde) se forman paralelas a 1 y

2. El ngulo agudo que se forma entre dos fracturas por esfuerzo de corte (rojo) se

denomina ngulo conjugado. El ngulo que se forma entre la fractura por esfuerzo de

corte y 1 se denomina ngulo diedro. Entre la fractura por esfuerzo de corte y 3,

se forma un ngulo obtuso, mientras que las fracturas por esfuerzo de corte son

paralelas a 2.

En el laboratorio, las fracturas por esfuerzo de corte y las fracturas de traccin

se forman con una orientacin que se relaciona con las tres direcciones de esfuerzos



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principales; a saber, el esfuerzo de compresin principal mximo, 1, el esfuerzo de

compresin principal mnimo, 3, y el esfuerzo intermedio, 2 (Figura 23).

Las fracturas por esfuerzo de corte se crean bajo un alto esfuerzo diferencial y

en pares conjugados, formando un ngulo agudo con 1. Las fracturas de traccin,

trmino que a veces se utiliza en forma indistinta con el trmino fracturas de

extensin, se forman perpendiculares a 3 y bajo esfuerzos diferenciales

relativamente bajos, cuando el valor de 3, despus del ajuste por la presin de

poro, el esfuerzo efectivo local, resulta de traccin. En el laboratorio, es comn

observar la creacin de fracturas de traccin durante los experimentos de

compresin, a presiones de confinamiento bajas y en asociacin con el desarrollo de

fracturas por esfuerzo de corte.

Las fracturas por esfuerzo de corte y las fracturas de traccin descriptas a partir

de experimentos de laboratorio poseen contrapartes netas que existen naturalmente;

las fracturas por esfuerzo de corte corresponden a fallas, mientras que las fracturas

de traccin corresponden a grietas. Esta distincin de ndole mecnica constituye

una forma til de clasificar las fracturas.

Las fallas se forman en su mayor parte durante la ocurrencia de episodios

tectnicos significativos, cuando el esfuerzo diferencial es alto. Las fallas tectnicas

se forman habitualmente a lo largo de una amplia gama de escalas, con

desplazamientos que varan desde milmetros hasta kilmetros. Las imgenes

ssmicas generalmente permiten la deteccin de las fallas ms grandes, mientras

que se requieren datos de pozos para identificar y caracterizar las fallas ms

pequeas. Las fallas tectnicas tpicamente atraviesan la estratigrafa sin

impedimentos y, en consecuencia, se conocen como fallas no limitadas por estratos.

Las grietas, o fracturas que no exhiben un desplazamiento visible, se forman en

sentido perpendicular a la estratificacin y pueden ser o no limitadas por estratos.

Las grietas limitadas por estratos terminan en las superficies de estratificacin y a

menudo desarrollan un espaciamiento regular y forman redes conectadas bien

organizadas en una vista en planta. Comnmente, existe una serie larga y continua



48

de grietas, que se conocen como grietas sistemticas, unidas por un arreglo

perpendicular de grietas transversales que rematan las grietas sistemticas.

Las grietas no limitadas por estratos tienen lugar en una amplia gama de

escalas y se agrupan espacialmente. El origen de las grietas es a menudo difcil de

determinar, pero se sabe a partir de la mecnica de las rocas que se forman con un

valor efectivo de 3 bajo. El esfuerzo de traccin verdadero se produce a

profundidades someras, de manera que algunas grietas se desarrollan cerca de la

superficie. No obstante, en las profundidades de los yacimientos, las grietas

probablemente se forman slo bajo condiciones de presin de fluido elevada,

proceso similar al del fracturamiento hidrulico durante la estimulacin de pozos.

Dado que las grietas no involucran un desplazamiento que desplace la

estratificacin, no pueden ser observadas en forma directa en las imgenes ssmicas

pero pueden ser localizadas y caracterizadas mediante datos de registros de pozos e

imgenes de la pared del pozo (Figura 31). Si bien para un gelogo es relativamente

simple distinguir las fallas de las grietas en un afloramiento, esta distincin es a

menudo menos clara si se utilizan datos del subsuelo, ya que probablemente no

puedan resolverse los desplazamientos estratigrficos.

Las imgenes obtenidas con la herramienta de generacin de Imgenes

Microelctricas de Cobertura Total FMI (Figura 24), muestran claramente tanto el

fracturamiento (sinusoides azules en el Carril 3 y flechas en el Carril 4) como la

estratificacin de la formacin (sinusoides verdes y flechas). El Carril 1 muestra los

datos del calibrador, de orientacin del pozo y de rayos gamma. Los Carriles 2 y 3

muestran las imgenes FMI estticas y dinmicas, respectivamente. Las flechas

correspondientes al echado se presentan en el Carril 4.



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Figura 24. Fracturas no sistemticas de bajo ngulo en lutitas.

Es probable, que los gelogos tengan que basarse en una diversidad de

criterios, tales como el relleno de las fracturas, su orientacin y distribucin espacial,

para determinar si las fracturas de un conjunto dado corresponden a fallas o a

grietas. Puede ser necesario, en esos casos, desarrollar un sistema de clasificacin

pragmtico, basado en las propiedades observadas de las fracturas.

Otros tipos de fracturas son creados por mecanismos de reduccin de volumen

que tienen lugar en la roca, y no a partir de fuerzas externas. stas incluyen grietas

de disecacin, fracturas formadas por sinresis, fracturas por contraccin termal y

fracturas por cambios de fases minerales. De stas, las fracturas por sinresis o

fracturas tipo tela de gallinero, y las fracturas por cambios de fases minerales en los

carbonatos, son las de mayor importancia en la produccin de petrleo y gas. Las



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fracturas por sinresis se forman a travs de un proceso qumico que provoca

deshidratacin y, en consecuencia, una reduccin del volumen.

Las rocas carbonatadas se disuelven fcilmente en agua dulce o en fluidos

agresivos y la disolucin se concentra a menudo para formar cavernas o vacuolas.

La porosidad resultante se denomina crstica y es importante en muchos

yacimientos carbonatados fracturados. Los mapas de porosidad crstica a menudo

muestran que la porosidad se encuentra ms intensamente mejorada a lo largo de

los planos de fracturas preexistentes, por lo que el esclarecimiento del sistema de

fracturas subyacente a menudo puede ayudar a comprender los sistemas crsticos.

Dado que los carbonatos se disuelven en forma relativamente fcil bajo presin,

tienden a formar estilolitas (superficies irregulares de residuos insolubles) que se

desarrollan en sentido perpendicular a 1. Las estilolitas pueden producir la

reduccin de la permeabilidad local, o alternativamente, pueden facilitar el

incremento subsiguiente de la disolucin y de la permeabilidad. Las grietas de

traccin, o el fracturamiento asociado con las estilolitas, son comunes (Figura 25).

Figura 25. Seccin transversal de una estilolita



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Las estilolitas son rasgos diagenticos que se encuentran comnmente en

rocas carbonatadas de baja permeabilidad. Se forman como superficies irregulares

entre dos capas y en general se consideran el resultado de un proceso de disolucin

bajo presin, bajo un estado de esfuerzo diferencial. Las estilolitas normalmente

inhiben el flujo de fluidos en el subsuelo, pero a menudo se asocian con fracturas

pequeas denominadas grietas de traccin, que a veces parecen permeables en las

pruebas de ncleos.

Si bien las grietas de traccin pueden contribuir a la permeabilidad medida en el

ncleo, su impacto subterrneo sobre la producibilidad del yacimiento se considera

mnimo. Un sistema de clasificacin gentico examina cmo las fracturas se

relacionan con la formacin y la estructura en la que se encuentran localizadas.

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Paper Integral Geologia Yacimiento