Comportamiento de producción de los Yacimientos Naturalmente Fracturados.
A continuación se explicaran las características básicas del comportamiento de producción para el tipo de yacimientos en estudio.
Ausencia de la Zona de Transición.
La zona de transición, características de los yacimientos matriciales con permeabilidades bajas, no se encuentra presente en los yacimientos naturalmente fracturados, en los casos donde la matriz s de muy baja permeabilidad o nula, de manera tal, que los efectos de la presión capilar no ocurren en la zona intergranular o porosa de la matriz, gracias a la ausencia de desplazamiento de fluidos a través de ella. Todo esto es debido a que en los espacios abiertos de las redes de fractura de presión capilar es casi nula por las dimensiones e este espacio poroso, el cual es distinto, como se ha dicho anteriormente, al original o primario y, en consecuencia, el equilibrio entre las fases: gas, agua, petróleo, queda definido únicamente por las fuerzas gravitacionales, es decir, forman una interfase horizontal y bien delimitada en sus contactos; sin zona de transición.
Para el caso de yacimientos matriciales, este aspecto de la zona de transición es totalmente distinto a lo antes expuesto, ya que en presencia de presiones capilares significativas la distribución de saturaciones es completamente distinta sobre todo en los contactos entre las fases inmiscibles. Como consecuencia de esto, para los casos de yacimientos fracturados no es posible ubicar la posición de dichos contactos vía registros convencionales usados para yacimientos homogéneos, los cuales reproducen el comportamiento de las saturaciones de fluidos en la matriz.
Por lo tanto, los contactos originales agua-petróleo y gas-petróleo solo pueden ser ubicados por medio del análisis de niveles de fluidos en los pozos de observación a lo largo de la historia de producción del yacimiento.
Propiedades PVT Respecto a la Profundidad.
Normalmente las propiedades PVT de un yacimiento presentan una estricta relación entre la presión de burbujeo y la profundidad definiéndose de esta manera un gradiente de presiones el cual puede ser tanto positivo como negativo. Cuando se describe un yacimiento fracturado, si estas fracturas tienen una buena continuidad tanto horizontal como vertical, es posible que se presente un proceso de conveccion gravitacional. En el transcurso del tiempo geológico, este proceso de conveccion llega a promover la uniformidad de la composición de hidrocarburo a lo largo del yacimiento, manteniéndose constante tanto la presión de burbujeo como el resto de las propiedades PVT sin importar cual sea la profundidad a la que se esta tomando.
Relación entre la caída de presión alrededor de los pozos productores y la tasa.
En un yacimiento fracturado la caída de presión en las cercanías de los pozos productores es pequeña cuando se compara con el alto diferencial de presión en esas mínimas zonas en los casos que no existen las fracturas, debido a la baja permeabilidad de la matriz. Este fenómeno se debe a:
· el flujo de fluido hacia los pozos en un yacimiento fracturado ocurre solo a través de la red de fracturas debido a que los bloques de la matriz únicamente alimentan a las fracturas con fluido.
· La inmensa permeabilidad intrínseca de las fracturas comparada con la de la matriz, que permite alcanzar altas tasas con caídas de presión mínimas.
Capa de Gas en la Red de Fracturas.
A medida que fluye el hidrocarburo a través de las fracturas e presentan un gradiente de presión muy bajo, lo cual facilita la segregación del gas liberado hacia la parte superior de la red de fracturas, en las cuales se termina formando una capa de gas en su parte superior. De hecho, con la excepción de una zona de alrededor de 10 m en las vecindades del pozo, en la totalidad del área de drenaje, la diferencia de densidades promedio entre el petróleo y el gas podría ser sustancialmente mayor que los gradiente de presión en la fracturas.
Por otra parte, el flujo de petróleo hacia el pozo a través de la matriz de baja permeabilidad, en ausencia de fracturas, requiere una gran caída de presión, la cual da origen a fuerzas viscosas mayores que las fuerzas gravitacionales. Por lo tanto el gas libre fluirá hacia el pozo, sin segregación hacia el tope o capa de gas.
Patrón de Declinación de Presión.
En el tópico anterior se adelanto que por unidad de petróleo producida, la tasa de declinación de presión es realmente baja cuando se trata de un yacimiento fracturado saturado, en comparación con un yacimiento que no presenta fracturas; esta se presenta a continuación en la figura 1.3. Este comportamiento que presentan los yacimientos fracturados se apreciara en uno matricial solo si se reinyectan grandes cantidades del gas producido al yacimiento.
Esta ventaja que presentan los yacimientos fracturados, frente a los matriciales, es consecuencia de los mecanismos de producción adicionales que se desarrollan en los primeros. En el caso especifico de producción bajo el punto de burbujeo, un aumento sustancial del recobro es el resultado de un mecanismo de producción conocido como “drenaje gravitacional por gas” que se desarrolla por la segregación del gas liberado al despresurizar el yacimiento.para yacimientos homogeneos, los cuales reproducenistribucion interfase.
Ausencia de la Zona de Transición.
La zona de transición, características de los yacimientos matriciales con permeabilidades bajas, no se encuentra presente en los yacimientos naturalmente fracturados, en los casos donde la matriz s de muy baja permeabilidad o nula, de manera tal, que los efectos de la presión capilar no ocurren en la zona intergranular o porosa de la matriz, gracias a la ausencia de desplazamiento de fluidos a través de ella. Todo esto es debido a que en los espacios abiertos de las redes de fractura de presión capilar es casi nula por las dimensiones e este espacio poroso, el cual es distinto, como se ha dicho anteriormente, al original o primario y, en consecuencia, el equilibrio entre las fases: gas, agua, petróleo, queda definido únicamente por las fuerzas gravitacionales, es decir, forman una interfase horizontal y bien delimitada en sus contactos; sin zona de transición.
Para el caso de yacimientos matriciales, este aspecto de la zona de transición es totalmente distinto a lo antes expuesto, ya que en presencia de presiones capilares significativas la distribución de saturaciones es completamente distinta sobre todo en los contactos entre las fases inmiscibles. Como consecuencia de esto, para los casos de yacimientos fracturados no es posible ubicar la posición de dichos contactos vía registros convencionales usados para yacimientos homogéneos, los cuales reproducen el comportamiento de las saturaciones de fluidos en la matriz.
Por lo tanto, los contactos originales agua-petróleo y gas-petróleo solo pueden ser ubicados por medio del análisis de niveles de fluidos en los pozos de observación a lo largo de la historia de producción del yacimiento.
Propiedades PVT Respecto a la Profundidad.
Normalmente las propiedades PVT de un yacimiento presentan una estricta relación entre la presión de burbujeo y la profundidad definiéndose de esta manera un gradiente de presiones el cual puede ser tanto positivo como negativo. Cuando se describe un yacimiento fracturado, si estas fracturas tienen una buena continuidad tanto horizontal como vertical, es posible que se presente un proceso de conveccion gravitacional. En el transcurso del tiempo geológico, este proceso de conveccion llega a promover la uniformidad de la composición de hidrocarburo a lo largo del yacimiento, manteniéndose constante tanto la presión de burbujeo como el resto de las propiedades PVT sin importar cual sea la profundidad a la que se esta tomando.
Relación entre la caída de presión alrededor de los pozos productores y la tasa.
En un yacimiento fracturado la caída de presión en las cercanías de los pozos productores es pequeña cuando se compara con el alto diferencial de presión en esas mínimas zonas en los casos que no existen las fracturas, debido a la baja permeabilidad de la matriz. Este fenómeno se debe a:
· el flujo de fluido hacia los pozos en un yacimiento fracturado ocurre solo a través de la red de fracturas debido a que los bloques de la matriz únicamente alimentan a las fracturas con fluido.
· La inmensa permeabilidad intrínseca de las fracturas comparada con la de la matriz, que permite alcanzar altas tasas con caídas de presión mínimas.
Capa de Gas en la Red de Fracturas.
A medida que fluye el hidrocarburo a través de las fracturas e presentan un gradiente de presión muy bajo, lo cual facilita la segregación del gas liberado hacia la parte superior de la red de fracturas, en las cuales se termina formando una capa de gas en su parte superior. De hecho, con la excepción de una zona de alrededor de 10 m en las vecindades del pozo, en la totalidad del área de drenaje, la diferencia de densidades promedio entre el petróleo y el gas podría ser sustancialmente mayor que los gradiente de presión en la fracturas.
Por otra parte, el flujo de petróleo hacia el pozo a través de la matriz de baja permeabilidad, en ausencia de fracturas, requiere una gran caída de presión, la cual da origen a fuerzas viscosas mayores que las fuerzas gravitacionales. Por lo tanto el gas libre fluirá hacia el pozo, sin segregación hacia el tope o capa de gas.
Patrón de Declinación de Presión.
En el tópico anterior se adelanto que por unidad de petróleo producida, la tasa de declinación de presión es realmente baja cuando se trata de un yacimiento fracturado saturado, en comparación con un yacimiento que no presenta fracturas; esta se presenta a continuación en la figura 1.3. Este comportamiento que presentan los yacimientos fracturados se apreciara en uno matricial solo si se reinyectan grandes cantidades del gas producido al yacimiento.
Esta ventaja que presentan los yacimientos fracturados, frente a los matriciales, es consecuencia de los mecanismos de producción adicionales que se desarrollan en los primeros. En el caso especifico de producción bajo el punto de burbujeo, un aumento sustancial del recobro es el resultado de un mecanismo de producción conocido como “drenaje gravitacional por gas” que se desarrolla por la segregación del gas liberado al despresurizar el yacimiento.para yacimientos homogeneos, los cuales reproducenistribucion interfase.
VARIACIÓN DE DECLINACIÓN DE PRESIÓN RESPECTO AL RECOBRO.
Referencias: Clases de ingenieria de Geologia Petrolera II.
Profesor: Francisco Barrios.
